管线外防腐层破损原因及修复技术

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更多免费资料下载请进： 好好学习社区 管道防腐检测及修复管理手册

1 目的

为了加强管道防腐层检测的准备性，确保管道修复的合理、有效性，提高管道补强操作管理，延长管道寿命，保证管道安全平稳运行，制定本手册。

2 范围

适用于公司范围内实施管道防腐层检测，管道防腐层修复适用本手册。其它类似工程，可参照本手册执行。

3 术语和定义

无

4 职责

4.1 管道处是公司管道检测及修复的归口管理部门，主要负责对全公司范围内所辖管道防腐层检测及修复进行审查监管。

4.2 所属各单位

4.2.1 负责组织本单位所辖管道的防腐层检测及修复工作；

4.2.2 负责编制相关技术方案报管道处审批。

4.3 各输油气站负责本站所辖管道的管道防腐层检测及修复工作。

5 管理内容

5.1 外防腐层检测 德信诚培训网

更多免费资料下载请进： 好好学习社区 5.1.1 管道状况符合以下条件之一，应进行修复前的检测和调查。

a) 管道有腐蚀穿孔泄漏产生；

b) 阴极保护站的直流电源输出较以往明显上升、保护段电位下降，阴极保护电位正于一850 mV (相对于饱和硫酸铜参比电极)；

c) 管道普查表明腐蚀控制系统出现异常；

d) 管道外防腐层发生龟裂、剥离、残缺破报，有明显的腐蚀和防腐层老化迹象。

5.1.2 防腐层修复前的检测评价

5.1.2.1 防腐层绝缘性能评价

a) 防腐层绝缘性能的检测评价方法可采用电流一电位法、PCM法，对于PCM法可根据测绘出的电流衰减曲线的陡缓程度找出防腐层绝缘性能相对较差的管段，曲线越陡，电流衰减越快(即电流衰减率越大)，防腐层绝缘性能就越差；某点电流突然衰减，则该处防腐层发生破损或有支管、搭接等。

b) 对绝缘性能相对较差的管段，防腐层可全部进行修复，也可按照本规定5.1.2.3推荐的方法进行阴极保护状况检测评价，对低电位管段和存在活性腐蚀区域的防腐层进行修复。

探讨石油长输管道腐蚀检测与修复技术

摘 要：对长输管道各类腐蚀检测技术进行了探讨， 本文介绍了防腐层破损和电流保护系统检测的多频管中电流衰减法、密间距电位测量法、直流电压梯度测试技术、管道内检测漏磁检测技术和超声检测技术以及目前国内采用的管道翻转内衬修复技术、hdpe 复合结构管道修复技术等国内外先进的修复技术，结合油田具体管理经验方法， 提出了具体防范措施。

关键词：石油；长输管道；检测方法； 修复技术

中图分类号：g272.4

前 言

腐蚀是运行管道失效中最常见的问题之一， 随着管道使用周期的增长， 管道腐蚀问题变得越来越严重。当防腐层以老化、剥离及破损等缺陷形式破坏后， 管道主体会逐渐发生腐蚀， 甚至造成腐蚀穿孔、应力腐蚀开裂等严重事故。腐蚀检测是依靠检测工具检测出管壁上的腐蚀缺陷， 从而了解管道的腐蚀状况， 以便于管道的风险评估和维护维修， 为管道的安全运行提供可靠保障。为此，

笔者对长输管道各类腐蚀检测技术进行了探讨， 并结合油田及长输管线的具体管理经验方法提出了防范措施。

1 腐蚀检测方法

1.1防腐层破损和电保护系统检测

1） 多频管中电流衰减法。多频管中电流衰减法适合于埋地钢管防腐层质量检测评价、破损点定位、破损点大小估计、管线走向及埋深检测、搭接定位检测以及阴极保护系统有效性检测。pcm 系统的超大功率发射机向管道提供一个频率接近直流的电信号， 手提式接收机沿管线进行管道定位、管中信号电流的测量。当管道防腐层性能均匀时， 管中电流的数值与距离成线性关系， 其电流衰减率取决于涂层的绝缘电阻， 根据电流衰减率的大小变化可评价防腐涂层的绝缘质量。若存在电流异常衰减段， 则可认为存在电流的泄漏点， 再使用 a 字架检验地表电位梯度， 即可对涂层破损点进行精确定位。一般采用的仪器是英国 公司生产的 pcm 检测器， 这些仪器都具有便携式超大功率的发射机和手提式接收机，

附件 a 字架可用于涂层破损点的精确定位。2） 密间距电位测量法 密间距电位测量法主要用来评估管道沿线阴极保护状态与受杂散电流干扰情况， 同时能发现涂层漏点。测量时， 在阴极保护电源输出线上串接断流器， 断流器以一定的周期断开或接通阴极保护电流， 采集器能自动记录保护电位和自然电位。3） 直流电压梯度测试技术。当直流信号加到管道上时， 在管道防腐层破损裸漏点和土壤之间会存在电压梯度。在接近破损漏点部位电流密度增大， 电压梯度增大。电压梯度一般与裸漏面积成正比。在 测量时，

长输天然气管道防腐及阴极保护常见问题及解决措施

摘要：天然气是我国重要清洁能源之一，其主要采用管道形式输送到广大用户使用。在经过长时间使用后，管道容易出现各类问题，需要采取措施进行保护。文章结合笔者工作实践，对天然气管道在进行防腐及阴极保护过程中常见问题进行分析，并提出解决措施，以供参考。

关键词：天然气管道；防腐；阴极保护；问题；解决措施

前言

现阶段，天然气主要通过管道形式进行输送，管道通常埋于地下或户外，长期使用后，容易受到土壤与大气中的有害物质、雨、风等的不断作用，以及天然气中的化学物质对管道的腐蚀等，导致管道出现老化、裂纹等质量缺陷，如不能及时处理，容易引发泄气、火灾、爆炸等风险，造成巨大经济损失。因此，必须采用有效措施，对管道进行保护，并针对保护存在的问题与不足，对保护措施进行完善及优化，天然气管道的抗腐防腐性能，增加其使用寿命，保证天然气输送安全运行。

一、天然气长输管道运行存问题分析

采用管道运输天然气，其主要面临的问题是管道腐蚀。深入分析其产生原因，主要有以下几方面因素：

1、材质和工艺。

目前长输管道所采用的材料以钢材为主，其中包含多种金属成分，当 湿度与温度达到一定程度时，金属会出现腐蚀现象。而主要工艺是采用微晶结构模式，这种结构对材质有着严格要求，如材质存在表面缺陷或问题，管道在投入使用若干时间后，其表面会出现裂纹、开裂等问题，进而引发腐蚀等问题。

2、埋地与户外腐蚀。

长输管道主要埋于地下的土壤里，土壤里含有各类电化学性的物质及其它有害物质，加上管道自身所具有的是电化学特质，在与土壤长期接触下，容易出现化学反应，出现管道腐蚀问题。部分管道位于户外，受天气变化如风、雨等有害成分作用，也会对管道造成腐蚀。

二、长输天然气管道防腐措施

由于天然气管道输送的长期性及连续性，以及其传输环境以及管道材质等特性，必然会产生管道腐蚀问题，如何有效减少管道腐蚀问题出现，需要采用相应的保护措施。其主要途径可以通过物理和化学两方法进行解决。

啊Ｉｓｓｌｏｎ　

浅谈ＰＣＭ外防腐层检测技术的原理及应用　

上海海隆石油管材研究所　

上海天然气管网有限公司　舒江　

颜达峰　

摘要：文章简述了多频管中电流法的工作原理以及ＲＤ—ＰＣＭ仪器的使用方法，通过对外防腐检测和修复技　

术的具体应用，对当前存在的问题进行了归纳，提出了解决问题的建议。　

关键词：高压管网　ＲＤ—ＰＣＭ　检测　

０引言　

城市燃气输配管网埋设在地下，受到各种不确　

定性因素的影响和破坏，会不同程度地出现了防腐　

层破损，造成管道的腐蚀等缺陷，给系统安全带来　

潜在的巨大危害；另一方面，腐蚀产生的管道穿孔　

漏气，不仅会给环境造成污染，而且可能引起火灾　

或者爆炸，给居民人身安全、环境条件带来了威胁。　

防腐层是保护埋地管道免受外界腐蚀的第一道屏　

障，防腐层的连续性和完整性和质量很大程度上决　

定了钢管的使用寿命，而发现和掌握埋地管道防腐　

层的质量状况并不是件容易的事情，盲目开挖和维　

修势必造成效率的低下和资源的浪费，因此必须借　

助一定的方法和技术了解埋地管道防腐层的情况。　

防腐层非开挖检测、修复技术的应用就显得尤为重　

要。本文介绍了上海高压天然气管道１、２标的检测　

和修复技术的实践经验，详细介绍了ＰＣＭ的原理、　

工作方法、操作经验以及防腐层修复技术的应用。　

１　国内外防腐层检测和修复技术状况　

世界上管线防腐层漏点定位和定量技术种类　

较多，而且各具特色。常用的管道外检测技术有：　

标准管／地（Ｐ／Ｓ）电位测试、密间隔电位测试技术　

（ＣＩＰＳ）、直流电位梯度法（ＤＣＶＧ）、皮尔逊（Ｐｅａｒｓｏｎ）　

法、多频管中电流法、变频选频法、直流电流一电　

位法等。目前，国外已采用先进的ＤＣＶＧ和ＣＩＰＳ综　

合检测投木买±见防幅层破预地回ｊ　

Ｊ　））２００９年第６期上海煤气　测技术，而国内　较多采用的是皮尔逊（Ｐｅａｒｓｏｎ）法、多频管中电流法、　

变频选频法。　

多频管中电流法以其效率高、操作简单、所需　

操作人员少、定位准确、识别微小破损点能力强，　

油田集输金属管道腐蚀原因与防腐措施

摘要：开采出来的石油，主要是经过金属集输管线运输的。集输管线一般为金属材质的，很容易被原油腐蚀。而且刚刚被开采出的原油性质较为复杂，其中包含多种腐蚀集输管线成分，更容易被原油进行腐蚀，导致原油开采存在一定的困难，在较大的程度上导致开采原油成本增加，还会导致运输原油受到影响，腐蚀若是非常严重，出现原油的泄漏事故还会对环境造成较大的污染。这就需要采取适宜的防腐措施，减少开采原油成本的投入，提升油田企业的效益和开采的安全性。

关键词：集输管道；腐蚀；机理；措施；

1腐蚀对集输管道的危害

腐蚀对集输管道的危害主要体现在在如下几点：第一，穿孔、泄漏等会对管道自身产生损害，造成经济损失；第二，管道因腐蚀维修过程中，影响原油集输系统的运转；第三，管线泄漏可能引发爆炸、火灾等危险，产生人身伤害；第四，原油会对周围的土壤、水体造成污染，其中的毒有害气体会扩散到空气中，造成空气污染。

2油田集输管道腐蚀原因

2.1管道内壁腐蚀

原油、含油污水等介质必须以一定温度输送，溶于水的酸性物质在此温度下随原油在管道内流动，从而对金属管道极易直接产生腐蚀，这种腐蚀一般分为全面腐蚀和局部腐蚀两种；其中全面腐蚀是均匀腐蚀，管道表面光滑，局部腐蚀是相对于全面腐蚀而言的，有点蚀、蜂窝状腐蚀、台地侵蚀及流运诱发局部腐蚀等，随着腐蚀的进行，H+浓度不断加大，会破坏金属管道的晶间结构，导致管道开裂。原油中包括油、气、水等流体，在管道中的流态是多项流，另外原油从地层中开采出来，含有一定量的泥沙，气体和固体颗粒会把已形成的腐蚀层或保护层冲刷掉，重新让腐蚀介质和金属管道接触，加快腐蚀速度。

2.2管道外腐蚀

站内架空管道外壁与空气直接接触，空气中的H2O和CO2生成弱酸，与管道外壁金属反应产生腐蚀，腐蚀速率随湿度增大而增大。站内场区及站外管道一般埋地敷设，土壤中的CO2、SO2等酸性物质在管道周围形成酸性环境，与金属管道发生反应产生腐蚀，而硫酸盐与地下水形成的硫酸盐水化物会与金属产生晶性腐蚀；同时土壤中的盐溶于水形成电解质溶液，可使金属管道产生电化学腐蚀，土壤中有很多细菌，如硫酸盐还原菌、氧化菌等，它们能促成土壤中各种盐（如硫酸盐）的还原，加快金属管道的电化学腐蚀；另外输油管道一般和机泵、储罐等各种设备连接，在土壤中产生一定量杂散电流，这些电流在金属管道某些区域上形成阴极区，其它部位管道为阳极区，从而形成原电池，产生电化学腐蚀。

防腐保温技术　２０１１年９月第１９卷第３期　

长输管线防腐层破损点快速定位技术　

王明生　袁厚明　

（１．上海市建设工程监理有限公司，上海２０００７２；　２．震柏地下管线检测有限公司，湖北襄阳市檀溪路１　１０号４４１０２１）　

摘要　本文论述了开发快速检测技术是管道检测市场形势发展需要，分析了现有检测设备与　方法技术存在的检测速度慢的原因，并就革新的方法技术与设备以及检测工程应用实例进行了介　

绍。　关键词　管道　防腐层破损点检测　工程实践　

Ｑｕｉｃｋ　Ｌｏｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　Ｃｏａｔｉｎｇ　Ｈｏｌｉｄａｙ　ｏｎ　Ｌｏｎｇ　Ｄｉｓｔａｎｃｅ　Ｐｉｐｅｌｉｎ　

Ｗａｎｇ　Ｍｉｎｇｓｈｅｎｇ　ａｎｄ　Ｙｕａｎ　Ｈｏｕｍｉｎｇ　（１．Ｓｈａｎｇｈａｉ　Ｐｒｏｊｅｃｔ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ，Ｓｈａｎｇｈａｉ　２０００７２；　２．Ｚｈｅｎｂａｉ　Ｕｎｄｅｒｇｒｏｕｎｄ　Ｐｉｐｅｌｉｎｅ　Ｍｅａｓｕｒｅ　Ｃｏ．，Ｌｔｄ，Ｘｉａｎｇｙａｎｇ，Ｈｕｂｅｉ　４４１０２１）　Ａｂｓｔｒａｃｔ　Ｔｈｅ　ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｏｆ　ａ　ｑｕｉｃｋ　ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｉｓ　ｔｈｅ　ｄｅｍａｎｄ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ　ｍｅａｓ—　

ｕｒｅｍｅｎｔ　ｍａｒｋｅｔ．Ｔｈｅ　ｐａｐｅｒ　ａｎａｌｙｚｅｓ　ｔｈｅ　ｃａｕｓｅｓ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｓｌｏｗ　ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ　ｓｐｅｅｄ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｅｘｉｓｔｉｎｇ　ｍｅａｓｕｒｅ—　ｍｅｎｔ　ｄｅｖｉｃｅｓ　ａｎｄ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ．Ａｎ　ｉｎｎｏｖａｔｉｖｅ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ａｎｄ　ｅｑｕｉｐｍｅｎｔ　ａｒｅ　ｉｎｔｒｏｄｕｃｅｄ　ａｎｄ　ｔｈｅｉｒ　ａｐｐｌｉｃａ—　

ｔｉｏｎ　ｅｘａｍｐｌｅｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　ｐｒｏｊｅｃｔ　ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ　ａｒｅ　ｄｅｓｃｒｉｂｅｄ．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ　ｐｉｐｅｌｉｎｅ，ｃｏａｔｉｎｇ，ｃｏａｔｉｎｇ　ｈｏｌｉｄａｙ，ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔ，ｐｒｏｊｅｃｔ　ｐｒａｃｔｉｃｅ　

钢管三层PE外防腐涂层常见缺陷分析

摘要:钢管三层PE外防腐涂层成型过程中,由于钢管质量、原料、生产工艺等参数的影响,容易形成一些常见的缺陷。本文总结生产过程中出现的一些缺陷,并进行分析总结,为提高钢管涂层的质量提供参考。

关键词:三层PE、防护涂层、缺陷、分析

钢管三层PE防护涂层成型的工艺复杂,任何一个环节出现问题都会影响涂层的质量,因此严格控制每一道工序尤为重要。常见的涂层缺陷,都由特定的原因造成。我厂在对现有生产线进行长期实践的基础上,总结了一些常见的缺陷,分析了具体产生的原因，并完善了工艺技术,进一步提升产品的质量。

1成型工艺

钢管进厂检验→钢管表面预热→抛丸处理→管内钢砂等杂质清理→钢管表面灰尘清理→钢管中频加热→环氧粉末静电喷涂→底胶热挤出缠绕(包覆)→外层聚乙烯热挤出缠绕(包覆)→水冷却成型→成品防腐层坡口成型→成品管堆放→成品管运输。

2常见缺陷

2.1钢管端头涂层翘边

涂层翘边,分为生产过程和长期堆放过程中产生的翘边,常见三种形式:①整体涂层翘边,底层的环氧粉末与钢管接触面剥离;②中间胶层与环氧粉末层脱粘,造成翘边;③外层聚乙烯涂层与中间胶层脱粘,造成表层翘起。翘边产生有共性因素亦有个性因素。共性因素:都是由于材料的应力作用,引起材料的收缩残余应力大于材料间的粘结强度时,翘边就会出现,而端部和焊缝部位往往是应力集中区域,造成此类共性因素多由涂层成型过程中的个性因素决定。个性因素:钢管进行抛丸除锈后,表面未清理干净的灰尘或杂物,在钢管表面与粉末层之间形成了隔离层；经过中频加热的钢管局部温度低于粉末胶化所要求的最低温度,钢管表面部分或全部粉末未胶化,限制了粉末层与钢管表面以及中间胶层的粘结。

2.2表面麻点

涂层表面呈现直径在2-5mm左右的半球形或半椭球形鼓包,形成不均匀的麻点,严重影响防护涂层的表观质量。原材料中含有微量在高温环境下可体积膨胀的低分子物质,如空气、水分、溶剂或低分子挥发物,原材料在塑化挤出过程中,该类低分子物质受热体积膨胀,但限于模具空间位阻效应,被压迫在材料体积内难以释放,一旦挤出模口,由于其膨胀速度大于挤出速度,其膨胀应力在未及完全离开模口即已完全释放,故其鼓包形状为半球形或半椭圆形。对涂层采用喷淋方式进行水冷定型过程中,由于喷淋水幕不均匀或落水产生飞溅水滴,在高温表面造

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长输管线防腐涂层失效的原因分析

作者：石志超

来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第06期

【摘要】对输油管线管体进行腐蚀漏磁检测，管线腐蚀属于氧去极化腐蚀，主要形式为局部腐蚀。测试了管线经过地段土壤的土壤电阻率和管地电位等，土壤属于强腐蚀类。管线焊口部位的裂纹、残余应力及管道在穿、跨越附近侧下方土壤的氧浓差电池是引起穿孔的主要部位，而防腐层破损加上杂散电流作用是引起防腐层开裂主要原因。

【关键词】输油 管线 防腐 涂层 失效 分析

1 前言

原油管道采用防腐层及阴极保护联合保护方式。外防腐层主要采用加强级熔接环氧粉末，简称FBE。FBE防腐层的特点是其对管体的粘结力强，具有优良的抗阴极剥离、抗土壤应力、抗化学介质腐蚀和耐老化性能；缺点是抗冲击性能差，吸水率偏高，在土壤湿度大的地段容易产生鼓泡。影响防腐层老化与失效的因素较多，各种自然因素、环境因素和人为因素均可以造成防护措施的失效，从而使材料直接暴露在腐蚀性介质中，造成设备及管线在服役期内提前失效。对于FBE防腐层，涂层成分、固化程度、运行环境、介质离子状况等都可以影响其老化和失效。本文研究了原油管线管道的防腐涂层，通过目检、测厚、现场测量涂层机械性能、电火花检测等方法直接检查管段防腐层现状，对现场取样进行SEM、红外、能谱等方法对微观形貌及涂层结构、化学键状态进行深入研究，分析原油管线管道

防腐涂层现状及失效原因。

2 实验方法

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检测地点地貌为水田旁，挖开点有积水；管线特征为管直径610mm。分别采用PosiTector6000测厚仪测量涂层厚度、PosiTest附着力测试仪测量涂层附着力、电火花对涂层捡漏、扫描电镜观察涂层微观形貌、红外和能谱分析涂层官能团。

3 结果分析

大桥下挂管跨越，跨越段约长ｌｋｍ，两　端有切断阀组，且有　５２９　Ｘ　７备用线。　

两条输油管道平均埋深１．５ｍ，穿越　水库、农田、苇塘、树林、沟渠及黄河等　

复杂地形，部分管段尚有较多违章建　

筑。　

输油管道干线采用特加强级沥青一　玻璃布和恒电位仪强制阴极保护联合－ｕ　

防腐方式。输油管道自１９８４年建成投…　

产以来，已运行近２０年，管道老化严　重，多次发生腐蚀穿孔跑油事故。　

管道腐蚀穿孔既浪费了资源与能　

源，又污染了环境，造成巨大的经济损　失。正确评估管道腐蚀情况，制定相应　

的保护措施，及时进行维修，对确保管　道安全运行具有重大意义。　

一、管道腐蚀原因分析　

１．防腐层状况　

埋地管道防腐层质量的优劣将直　

接影响恒电位仪输出电流和阴极保护　距离。通过历年管道防腐层检测维修，　

恒电位仪运行参数的变化，防腐层绝缘　

电阻率的测量以及实际开挖验证，孤永　东、孤罗东输油管道防腐层老化严重，　

很多管段沥青防腐层龟裂、破损、剥离、　

脱落。　

２．恒电位仪运行参数　

孤永东、孤罗东输油管道阴极保护　

为有限长度保护。全线输油站分别设立　

阴极保护装置，对相邻管段提供阴极保　

护，保护电位在一０．８５—一１．５Ｖ　包和硫酸　铜参比电极）之问。由于近几年来管道阴　

极保护率逐年下降，防腐层绝缘性能降　

低，站库通电点保护电位接近一１．５Ｖ，易　

使管道发生析氢反应，使管道防腐层发　

生渗氢脆化，加剧防腐层老化、剥离，造　

成恶性循环。需对恒电位仪运行参数进　维普资讯 行调整，确保管道阴极保护率。　

３．管道腐蚀状况　

１９９８年，通过防腐检测，对管道进　

行开挖发现，输油管道腐蚀相当严重，管　

道防腐层部分露出管道金属腐蚀痕迹，　

部分管段防腐层龟裂、剥离严重，严重腐　

蚀管段管道表面呈凹凸不平状，管道腐　

蚀虽未穿孑Ｌ，但腐蚀坑深达２ｍｍ的有　８２处，其中腐蚀坑深达５ｍｍ的有ｌ５　

处。　４．管道腐蚀原因　

金属管道的腐蚀是十分复杂的过　

Q/DQHT

大庆市汇通建筑安装工程有限公司企业标准

Q/HT 0001-2014

埋地钢质管道防腐层及管体

缺陷修复技术标准

Coating of buried steel pipeline and pipe defect repairing technology standard

2014-06-01发布 2014-10-01实施

大庆市汇通建筑安装工程有限公司 发布 目次

前言 ................................................................................................................................................ 3

1 范围 ............................................................................................................................................ 4

2 规范性引用文件 ........................................................................................................................ 5

3术语和定义 ................................................................................................................................. 6

PCCP管道破损修补加固方案

摘要:本文根据淮北临涣管道工程遇到的PCCP管道倒运过程中出现损坏现象,介绍了对与损坏的PCCP管道进行修补加固技术在实际生产中的应用,重点介绍了保护层受损、预应力钢丝断裂修补加固的施工工艺及方法。

关键词:PCCP管道 修补加固 施工工艺 质量控制

1 工程概况

淮水北调临涣输水管道工程是临涣工业园重要基础设施,是确保工业园生产用水安全的关键性水资源配置工程。本工程输水管线长约90 km,采用管道输水方式,单管布设、二级提水。工程取水口位于符怀新河上,线路途径蚌埠市怀远县、淮北市濉溪县,工程等别为Ⅱ等大(2)型。我公司承建的是Ⅱ标段(总长26.8 km)的DN1800PCCP管道及附属设施土建施工、安装以及管道出口钢管制造安装、阀井土建施工。

在PCCP管道运输及倒运过程中,部分管道保护层受损、出现预应力钢丝断裂现象。为继续使用这些管道,需采用修补方案并进行加固,现就PCCP管道保护层受损、预应力钢丝断裂修补加固的施工工艺及方法进行介绍。

2 修补方法和要求

破损情况示意图（见图1）。 根据管道结构情况,预应力钢丝被切断,钢丝失去预应力,需要按照应力损失情况重新进行应力施加。根据对损坏处管道的统计,所有破损PCCP管型均为工作压力0.6 MPa,覆土厚度4 m。管道结构设计计算资料的分析表明,管道原设计每根预应力钢丝的拉力为31.1 kN,每米宽度范围内需要施加的预应力约为1553.7 kN,按照应力影响范围估算,设计采用钢带或预应力钢丝对钢丝断裂处上下游宽度约1000

mm范围进行预应力补加,预应力从中心向两边逐渐减小。

加固时应根据损坏的管道情况,若钢丝无损伤,仅修补PCCP保护层即可;若钢丝损伤或断裂,应首先采用非收缩性水泥砂浆(配比同保护层砂浆)将破损处修补完整,然后对断裂处附近1030 mm宽范围,利用15条厚度6 mm、宽度50 mm的钢带进行加固处理,每圈钢带由等长3段钢带利用高强螺栓连接固定接头按50 cm错位布置;最中间3条钢带拉力为50 kN,最外侧6条为30 kN,其余6条为40 kN,施工时钢带的条数和施加拉力根据管道受损的情况适当调整。钢带加固示意图如图2、图3所示。

天津嘉信技术工程公司 腐蚀与防护检测技术培训资料

埋地钢质管道外防腐层破损检测

DCVG技术及应用

天津市嘉信技术工程公司 林守江

一、 引言

自从上世纪80年代初，世界范围内开展了有关管道防腐方法及检测技术的研究，开发出了

很多管道腐蚀与防护的检测方法、技术及设备。其中，最为有效的是直流电位梯度（Direct Current

Voltage Gradient，DCVG）法。该仪器及检测技术具有最为准确、检测项目全面等优点，在国外

得到了广泛的应用。英国DC Voltage Gradient Technology & Supply Ltd公司开发的DCVG设备

最初用于英国国内（UK）的军用检测方面，只需另配上直流供电电源就可以检测埋地管道防腐

层的情况。该仪器是根据澳大利亚发明家John Mulvaney的研究成果开发出来的，主要包含两个

部分：电流断流器和测量仪。DCVG公司具有近30年的仪器设计、制造、使用、数据分析等方

面的丰富经验，有数千台检测仪在世界范围内应用，更重要的是几千处应用DCVG仪器的防腐

层腐蚀的工程案例。因此，供应的DCVG设备，不仅能够向用户提供优秀的DCVG检测手段，

并能够进行电位梯度检测的专业知识和应用指导。

图1. 英国DC Voltage Gradient Technology & Supply 公司DCVG检测仪

二、 DCVG方法技术原理

当阴极保护电流（CP）加载到管道上时，通过管道防腐层破损和土壤构成的电位梯度，相

应的就在管道上方的地面建立了地面电场分布。越接近破损点的部位，电位梯度就越大，管道

上方地面的电流密度就越大。一般来说，裸露面积越大，其附近的电流密度越大，地面的电位

梯度也就越大。

1

天津嘉信技术工程公司 腐蚀与防护检测技术培训资料 作为地面电场法的检测技术，DCVG测量方法是在保护站的阴极保护仪上串接一个断流器，

使CP电流以一定的时间周期进行通断，其通/断时间通过GPS同步技术进行校正，确保与检测

河南汇龙合金材料有限公司技术部刘珍

埋地长输管道的阴极保护外防腐技术的基本要求

随着社会经济的发展，我国油气的开采和使用需求也

越来越大。油气管道的使用日益频繁，管道的长度也在不断

增加。据报道，到2015年我国油气干线管道将超过10万km,

将形成一个庞大的管道运输网。长输管道的防腐处理对于管

道的施工质量有着重要的影响，决定了长输管道的使用寿

命。针对不同的项目环境需求对长输管道的防腐措施进行选

择并进行定期的维护和施工现场的管理工作，将有助于减少

腐蚀对管道的危害，保证埋地长输管道阴极保护施工和使用

质量，提高社会经济效益。埋地管道周围土壤环境复杂,管

道管材极易被腐蚀破坏,合适的外防腐形式和阴极保护对

埋地管道减少事故发生和延长管线的寿命,起着决定性的

作用。

防腐层是在长输管道的表面直接涂抹防腐层的方式

进行防腐。长输管道在地下会容易受到土壤的腐蚀。影响土

壤腐蚀的因素很多，包括土壤的特性，如孔隙度、含水量、

导电性、酸碱度、含盐量、杂散电流和微生物等，甚至是油

气管道内部的油气中的氧化物质也有可能会导致管道的腐

蚀

近些年腐蚀引起的油气管道泄露、爆炸事故频发,

河南汇龙合金材料有限公司技术部刘珍

据统计,油气管道泄露事故中有一半左右直接诱因是管道

腐蚀。外防腐层是埋地管道腐蚀防护的第一道防线,外防腐

层把埋地钢管与周围土壤环境进行了有效隔绝,减小周围

土壤环境对管道腐蚀速度。合理选择埋地管道外防腐形式对

减少事故发生,延长管道运行寿命起着非常重要的作用。

对防腐层的基本要求是:材料性能需保证与金属有

良好的粘结力、电绝缘性能好、防水及化学稳定性好、有足

够的机械强度和韧性、耐热和抗低温脆性、抗微生物腐蚀、

破损后易修复。选择失误会使外防腐在运行期防腐失效而产

生大量维修费用,通常这个维修费用将大大超管道防腐初

始投资。除经济因素外,还需考虑使用要求,如输送介质温

度范围,地形变化,土壤特征、施工气温及人文条件等。如

地形起伏较大地区管材需要冷弯,防腐层必须符合冷弯要

埋地管道阴极保护装置失效原因分析及建议

摘要：随着国民经济快速发展，煤改气的推进，我国天然气用量与日俱增，而天然气的输送主要是管道运输，燃气管道的敷设数量和范围都有了较大的增长，其中有很大一部分管道是埋地钢质管道。由于管道长期埋在地下，随着使用时间的增加，在土壤腐蚀、施工等因素影响下，因保护不到位产生腐蚀发生泄漏的可能性增大，如果未能及时发现，会导致天然气泄漏聚集后爆炸，使经济和社会效益遭受巨大损失。对于埋地管道来讲，当前普遍选择阴极保护联合外防腐层的方法，因此阴极保护装置格外重要。下面，文章就埋地管道阴极保护装置失效原因分析及建议展开论述。

关键词：埋地管道；阴极保护；装置失效；原因分析；对策建议

引言

由于埋地管道所面对的环境比较潮湿和复杂，因此需要采取合理的保护措施减少管道腐蚀。阴极保护是当前埋地管道重要的防护措施，通过以不断促进阴极保护设施和设备管理质量的提升，彰显出管道保护的具体效益，将金属腐蚀问题尽可能的规避，促进管道应用期限的延长，提升管道运输的效率。

1阴极保护理论介绍

1.1阴极保护系统原理

“将负电流加到被保护的金属上，再由阴极极化将其从负电势变为稳定电势，可以起到抑制金属腐蚀的作用”。这是一种叫做阴极保护的方法。阴极保护是一种用于控制金属的电化学腐蚀防护。采用阴极保护体系制成的电池，通过在阳极上进行氧化还原，可以抑制被保护的金属对阴极的侵蚀。而阴极防护则是以电化学腐蚀为基础，发展起来的一种电化学防护技术。在氯化钠溶液（或土壤）中，铁会在金属表面发生电化学腐蚀，而在镁阳极和外部电源的作用下，阴极保护装置可以在一定程度上改变上述反应。这说明了不同的反应粒子与产物间的物质转移与转化。但由于该阴极保护系统是通过牺牲阳极或外部电源来实现的，所以可以向该金属供给大量的电子（施加期望的负电流），由此使得该金属界面具有负电势，并能有效地抑制氧化反应。在此情况下，通过采用牺牲阳极或外部电源，来达到阴极保护作用，起到抑制金属腐蚀的效果[1]。

专业文档供参考，如有帮助请下载。 石油油气管线 腐蚀防腐措施

1、选用耐腐蚀性好的管材

使用抗腐蚀合金管材的防腐蚀效果好，管线寿命长，但合金钢管材的价格高，而油气管线长，覆盖面广，由此一来将大大增加成本，因此耐腐蚀性管材应选择性使用，可在腐蚀环境恶劣的管线区段重点使用。

2、添加缓蚀剂（电火花检测仪）

在腐蚀环境中加入少量缓蚀剂，能和金属表面发生物理化学作用，形成保护层，从而显著降低金属的腐蚀。添加缓蚀剂不需要改变金属挂件的性质，具有经济、适应性强和效率高等优点。对于油管内表面腐蚀，可在不更换现有管材的情况下使用专用缓蚀剂来控制腐蚀。

3、涂层保护（涂层测厚仪）

通过相应的工艺处理，在金属表面形成抑制腐蚀的覆盖层，可直接将金属与腐蚀介质分离开，从而达到防腐的效果。

大气腐蚀广泛存在油气输送管线中，是一种常见的腐蚀失效形式。科电公司专业生产电火花检漏仪DJ-6系列能够检测耐腐蚀、透气性和渗水性有要求，附着力要求良好。

管道防腐测的快速检测技术，防腐层腐蚀状况尤其是对防腐层破损点的精确定位并及时修补，是管道业主最为关心的问题。有电压法和电源法两个原理。

燃料油管线的腐蚀原因及其防腐对策

一、油气田的腐蚀原因

地下燃料油输送管道所采用的材质大多为A3钢和16MN钢等钢质管道。造成这些地下钢质管道腐蚀的原因主要有以下3种。

电化学腐蚀。钢质管埋人地下之后, 处于土壤、地下水的环境作用之下。土壤具有多孔性,极易吸收地下水, 有时, 即便肉眼看上去是干燥的情况也还会有水以分子状态吸附在土壤的孔隙或表面而地下水中有溶解氧的存在, 当溶解氧与管壁窦属作用时, 铁便由原子态变成离子态, 氧在获取了铁释放出来的电子后, 在水的作用下生成了氢氧根。在地下水及其溶解氧的不断作用下, 铁不断地溶解, 由此造成管壁局部减薄, 发展成为蚀坑, 这种腐蚀过程的不断发生与发展, 最终在管壁上形成一系列不同深度的蚀坑, 导致管道腐蚀漏油事故的发生。

设备运维

178 | 2019年6月内腐蚀主要集中在管体的下部，尤其是发生在落差较大、压力较低的低处管线以及经常不活动的死油段，造成内腐蚀的因素有许多，大致可以分为以下几类：(1)现输送油品多含有水，在压力较低时或者经常不活动的死油段，这部分水就沉积下来，与管道中的杂质、金属形成原电池，造成对内壁的腐蚀。(2)输送的油品除含水外，还含有硫化氢、二氧化硫等腐蚀性介质，如果管线内壁出现防腐层破损，腐蚀性介质就会与管道直接接触，从而造成内腐蚀。3 管道的防腐蚀措施3.1 外腐蚀的防护目前输油站场内管线主要采用防腐涂层保护，合适的选择和使用防腐涂层能够对管道提供超过保护，与外界环境进行隔离。公司成立初期的管道大多采用石油沥青防腐技术，随着三层聚乙烯(3PE)和双层熔结环氧粉末(双层FBE)两种防腐层逐渐成为主流，新建的长输管道防腐层材料大多采用熔结环氧粉末、三层聚乙烯。随着防腐技术的发展，为了提高防腐层的抗化学能力和抗环境的破坏能力，使其具有极强的热稳定性，一些新材料、新技术和新工艺不断出现并得到了广泛应用。现新建输油站场工艺管道地上部分外防腐层及焊缝补口采用环氧富锌底漆+环氧云铁中间漆+丙烯酸脂肪族聚氨酯面漆防腐；站场内埋地工艺管道外防腐层及焊缝补口采用加强级无溶剂液体环氧涂料防腐；站场内工艺管道出入地面管段地面上下各300mm范围内，在原有外防腐层外面缠绕铝箔防腐胶带作耐候处理，胶带采用双层结构，下一道胶带与上一道胶带搭接不小于50%。3.2 内腐蚀的防护内腐蚀的防护主要按照以下3种情况进行处理：(1)新建输油站场工艺管道。根据输送油品含有腐蚀性物质，在设计时合理选择耐腐蚀材料，在进行管线和管件选择时，考虑腐蚀性，在出厂时要求厂家内涂防护层，将金属与腐蚀性介质隔离开来，实现防止金属腐蚀的目的。现阶段，较为常见的内涂层包括乙烯粉层与环氧树脂粉层等。(2)针对现役存在内腐蚀的管道。可以加入缓蚀剂来减缓腐蚀，降低管道内的二氧化碳对金属的腐蚀速度，从而控制水合物生成，以保护金属管道。(3)需更换腐蚀严重的在役管道。对于能够进行停输更换的管道，采取停输更换新管道，并在新更换的管道内壁采用内涂层的防腐形式；对于短时间内不能停输进行更换的管道，暂时采用腐蚀管道外壁碳纤维补强措施，增加管道强度，减少腐蚀穿孔事故，待能停输时再及时进行更换，为输油站场的工艺管道安全运行提供保障。参考文献：[1]耿素龙，王晓阳． 简谈金属的电化学腐蚀与防腐[J]．金田，2012 (5).[2]虞兆年． 防腐蚀涂料和涂装[M]． 北京: 化学工业出版社，2001．[3]刘士庆. 浅析输油管道的腐蚀与防护措施[J]. 中国石油和化工标准与质量，2017, 37(19): 76+78.管道3LPE防腐涂层 管端保护工艺周建彬1 王铭浩1 押延宁2 张宏1 王志勇1 (1.中海油能源发展股份有限公司管道工程分公司， 天津 300452；2.中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300459)摘要：3LPE防腐涂层是管道外防腐常用的涂层类型，该涂层在管道长期存放过程中，容易出现管端涂层剥离的现象。文章对于该问题产生的机理进行了分析，包括涂层应力的作用机理以及电化学反应的机理，并针对这两种机理提出生产实践中的应对措施，同时对各种措施的优劣进行了分析，工程项目的应用中应结合实际需求选择最适用的管端防护方式。关键词： 3LPE涂层；管端涂层剥离；涂层应力集中；电化学反应0 引言近年来，随着近海及浅表油气资源相继陆续完成开发，油气资源的开采开始逐渐走向深海及其他偏远高难度地区，配套的管道工程建设面临长距离运输困难以及漫长的施工周期。为了保证管道建设进度，涂层施工作业会在实际铺设前几个月甚至几年前完成，相应的要面对管道长期存放的问题。3LPE防腐涂层是常见的管道外防腐涂层结构，适用于运行温度在-40～80℃的陆地或海底管线。涂层所用原材料耐候性较差，长期露天存放存在一定的质量隐患。在对3LPE防腐成品管进行必要的苫盖保护的情况下，管端涂层剥离的质量问题屡见不鲜[1]。1 管端保护机理对于3LPE防腐涂层管端剥离质量问题的发生机理，已经有了广泛的研究和讨论，并形成相应的应对措施[2]：1.1 涂层应力集中由于钢管与涂层的热膨胀系数不同，在管端区域的防腐涂层成为应力集中区域，应力随着管端预留角度以及涂层厚度的增加而增大，涂层在应力的作用下发生管端剥离。1.2 电化学反应管端区域裸露的FBE涂层会吸收水分，导致FBE涂层的玻璃化转变温度变低[3]，同时FBE涂层在昼夜温度变化、紫外曝晒等外界自然老化条件下降解，管端区域钢管表面锈蚀，最终导致涂层剥离的发生。该过程如图1所示：(1)首先在环境湿度、污染物的作用下，管端裸露钢管区域发生锈蚀。(2)随后，在裸露钢管与FBE涂层交接的界面产生了电化学反应，裸露钢管区域发生阳极反应：Fe→Fe2﹢+2e-；FBE涂层保护下的钢管区域发生阴极反应：H2O+1/2O2+2e-→2OH-；整体的化学反应公式为：Fe+1/2O2+H2O→Fe2﹢+2OH-→Fe(OH)2。2019年6月 | 179有效保护，一般保护期短于一个月。由于涂料消耗量小，该保护工艺所需成本较低。2.2.2 屏蔽作用的涂层为了抑制电化学反应的发生，采用隔离材料屏蔽管端预留区域，使其免受水汽及污染物的侵蚀。隔离防护材料一般为热缩套类产品。热缩套类产品采用辐射交联聚乙烯背材与热熔胶的复合型材料。依靠辐射交联聚烯烃材料的热收缩特性及热熔胶的熔融流平性能，通过烤制安装，热缩套紧密贴合在保护区域表面，热熔胶的熔融流平性能保证了热缩套与基材之间的贴合，从而阻止污染物及水汽向管端预留区域的钢材表面扩散。以往曾利用该类型管端防护热缩套对模拟管端区域进行防护，通过六个月的长期评价试验，发现管端预留区域在热缩套的保护下可以较好的得到保护，锈蚀基本得到抑制，从而避免电化学反应的发生。同时由于热缩套采用的热熔胶材料软化点在100℃以下，在高温曝晒下仍能保持较高的内聚力，有效避免拆除热熔套时在管端预留残留胶层，便于后续海上海管铺设作业。3 结语本文对于3LPE防腐管在长期存放中出现管端涂层剥离的机理进行了探讨，并对于每种机理相应的应对措施进行了分析介绍：涂层应力对管端涂层的不利影响可以通过打磨或者切削工艺，将涂层坡口角度降低，并预留一定长度的FBE涂层；相比较而言切削工艺可以起到更好的保护效果；电化学反应对管端涂层的不利影响可以通过刷涂富锌底漆抑制阳极反应，也可采用热缩套对管端预留区域进行包覆，屏蔽外界污染物及水汽对管端区域的影响，抑制电化学反应的发生。在工程项目应用中，应结合项目设计指标及存放时限要求，综合考虑质量、成本、效率、安全等因素，选择符合项目需求的管端保护方式。参考文献：[1] Shiwei William Guan, Tony Bacon, Keng Yew Chen, et al. Preservation of Coated Pipes for Long Term Storage in Tropical Environment. . 2018. [2] Shiwei William Guan. Mitigrarion of Pipe End Coating Disbondment[J]. Pipeline Technology Journal , 2018: 16-22.[3] A. Kehr. Fusion-Bonded Epoxy (FBE): A Foundation for Pipeline Corrosion Protection[M]. 534.[4] 高瑾，米琪.防腐蚀涂料与涂装 [M].中国石化出版社，2007: 2.作者简介：周建彬(1972-)，男，工程师，主要从事海洋及陆地石油、天然气输送管道的防腐、保温及配重涂敷工程技术研究与项目管理工作。Fe(OH)2是不稳定结构，在氧化作用下进一步发生化学反应：Fe(OH)2+1/4O2+1/2H2O→Fe(OH)3。上述化学反应的发生是基于钢管表面存在盐分污染物，从而形成化学反应所必须的电解液环境。随着反应的不断发生，涂层下不断吸收新的水分，沉淀产物Fe(OH)3增多，而Fe(OH)3的体积大于Fe，机械膨胀作用导致FBE涂层从钢管表面剥离。2 管端保护方法探索2.1 应对管端涂层应力针对管端涂层应力的影响，为了减小管端涂层翘皮事故的发生几率，需要控制涂层坡口角度(小于30°)，同时预留不小于5mm的FBE涂层。3LPE防腐施工中可通过生产设备在线进行管端预留的坡口处理，主要有两种方法，打磨工艺与切削工艺。对于打磨工艺，出于兼顾打磨效率的考虑，打磨辊直径的设定较大，从而在3PE涂层端部形成小于10°的坡角；对于切削工艺，采用特制刀头的切削铣刀在钢管旋转的同时削去坡口区域的涂层，形成FBE预留段及坡脚。由于刀头为特制，坡口角度可以根据项目要求进行调整，同时特制的刀头在切削过程中避免了对FBE预留段涂层的破坏。2.2 应对电化学反应抑制电化学反应可以通过外加涂层对管端预留区域进行保护。涂层对金属的保护主要基于以下三种作用：屏蔽作用、钝化/缓蚀作用、电化学阴极保护作用[4]。根据涂装行业管端防护产品的应用经验，管端防护产品主要有以下两类：2.2.1 阴极保护作用的涂层富锌底漆含有大量电位低于Fe的金属粉(锌粉)。将该底漆刷涂于管端预留的裸露金属基材表面，锌粉与Fe之间形成电连接，锌粉电位更低，易于释放电子发生阳极反应。释放的电子到达钢管基材表面使其发生阴极反应，抑制了电化学腐蚀过程中会发生的金属基材的阳极反应，从而避免了电化学腐蚀的发生。在某项目中，曾将某品牌富锌底漆应用于管端保护，有效的避免了管端预留区域裸露钢管的锈蚀。但由于该类型漆料粘性较小，单次刷涂厚度仅为15～20μm。