油气输送管道防腐层阴极剥离的影响因素分析

白福良， 申勤兵， 桂光正， 刘 旭， 赵志伟

（1. 中国石油渤海装备巨龙钢管有限公司， 河北 青县 062658；2. 宝钢股份有限公司， 上海 201900）

管道输送是实现大量油气资源长距离转移的最优方式， 近年来， 众多大型跨国管线的规划和建设， 掀起了油气输送管道建设的又一高峰期，同时， 世界各地油气资源的产需不平衡， 推动了管道建设的大规模发展。 中国管道建设的首个高峰期在20 世纪70 年代， 所建管道现经服役接近或超过40 年， 老龄化严重， 该类管道因地质变化、地面建设等因素影响， 容易出现管道变形和涂层开裂等情况， 为管道安全带来了极大的隐患。 部分管道建设时敷设于一、 二类地区， 随着经济的发展， 很多管线附近已经建起了密集的商业区或住宅区， 提高了该类管道运行的风险等级。 另外在新建管道安装过程中， 涂层的损伤没有得到有效的修复， 可能在阴极保护电位的影响下[1]， 出现涂层大面积剥离， 加速管道的腐蚀， 从而出现管道穿孔等泄露事故， 给人民生命财产安全带来极大的危害。

目前世界管道建设中， 采用双重防腐蚀手段对管道进行保护。 第一重采用传统的涂层， 多使用酚醛环氧类涂料进行管道外防腐[2]， 通过隔绝水汽和氧气， 对管道进行有效保护， 该类防护在涂层性能可靠且完好的情况下， 能够对管道起到99%长久且有效的防护； 第二重防护采用阴极保护电流[3]， 在涂层出现损伤或针孔后， 通过阴极保护电极， 向管道金属基材表面施加外加电流， 使管道本身成为阴极， 从而使得电子迁移得到抑制，避免或减弱腐蚀的发生。 阴极保护是在涂层出现破损后的一种管道保护技术， 在管道涂层完好的情况下， 阴极保护并不起到任何作用， 当涂层受到损伤时， 阴极保护可以作为一种延缓腐蚀的方案对管道进行防护， 但是这种防护手段并不能完全阻止腐蚀的发生， 并且在一些特殊条件下， 会因阴极保护电位的影响， 加速损伤点的扩展， 由此对管道防腐蚀层造成更大面积的剥离。 因此，分析影响阴极剥离速率的因素对管道运行安全具有极其重要的作用。

1 导致涂层剥离的内在原因

任何一种涂层无论是手工涂刷还是自动化生产线涂覆， 都有可能在涂层内部留有初始缺陷且不容易被发现。 这些位置在使用过程中， 因某些外力条件的作用， 可能成为涂层剥离的起始点[4]。

1.1 针孔缺陷

管道涂层针孔缺陷分为贯穿型针孔和非贯穿型针孔， 贯穿型针孔基本可以在电火花检测过程中100%被发现并修复， 而非贯穿型针孔可能因检测电压不足以击穿而造成漏检。 此类针孔虽然没有造成氧气和水的进入， 起到了涂层的隔绝作用， 但是高电压下的电火花检测会对其造成一定的伤害， 甚至击穿。 在实际生产过程中， 也发现过一次检验排查漏点合格后， 在二次电火花检测过程中发现新的漏点存在， 这也是针对较薄的涂层设置两次电火花检测的原因。

1.2 缩孔缺陷

无论是液体涂层还是粉末类涂层， 在固化过程中都会出现收缩现象， 从而出现缩孔缺陷， 若检测时机选择不当， 会出现合格管涂层收缩产生新的漏点现象， 这类缺陷若在终检后出现， 将成为管道安全的一个重要风险点， 因此， 涂层漏点检测的时机必须在涂层完全固化且温度降至室温后进行， 便可避免该类缺陷的漏检。

1.3 其他缺陷

涂层的附着力不足或含有杂质等内在缺陷，也是造成涂层使用过程发生脱落的直接原因， 从而在阴极电流和埋地环境的联合作用下， 由小面积脱落造成大面积阴极剥离。 因此， 涂层的质量控制是保证管道运行安全的主要控制点[5-6]。

2 导致涂层剥离的外在原因

造成涂层破损最大的原因为管道在运输、 安装、 回填过程中造成的机械损伤。 这类损伤中，回填前的损伤可以在检验过程中得到修复， 但是回填料问题造成的回填损伤， 便不能得到修复。因此， 无效的修补和回填过程中的机械损伤， 才是造成管道涂层大面积剥离的主要因素[7]。

在受损涂层埋地后， 通过土壤酸碱度、 含氧量、 水含量、 盐分含量、 温度、 昼夜温差等的联合作用， 呈现出速率不同的剥离现象[8]， 为管道的安全运行带来了极大隐患。 因此， 讨论不同条件下的剥离速度， 确定大面积剥离和环境条件的关系， 对维护管道运行具有重要的意义。

3 阴极保护电位对破损涂层的影响

阴极保护装置的目的是当防腐层存在漏点时，避免管道发生腐蚀。 但是这种装置仅限于涂层无效后的一种候补方案， 不能作为主要防腐蚀手段进行使用。 长期的维持这种状态， 会造成涂层缺陷区域的扩展， 形成更大面积的涂层剥离， 甚至整管脱落而延伸至连接管线， 这样的案例是真实存在的。

当涂层存在漏点或机械损伤时， 管道漏点处的金属会暴露于电解质中， 形成腐蚀电池， 管道充当阳极， 以离子形式进入环境溶液， 介质中的氧化性物质得到电子而被还原发生阴极反应， 电子迁移使阳极反应和阴极反应相互联系， 腐蚀反应连续不断发生[9]。 反应过程中， 腐蚀电流从阴极流向阳极， 阳极失去电子发生氧化反应， 进而被腐蚀， 阴极保护装置就是根据这个原理， 提供可失去的阳极， 通过外加电流或牺牲阳极的阴极保护法保护管道不被腐蚀。

在阴极电流作用下， 无论是氧被还原产生OH-， 还是H2O 电离产生H+， 都能形成初生态的氢， 在破损点形成OH-， 造成局部碱性环境[10]。 在此环境下， 大量的OH-迁移至金属与防腐层的粘结面， 使防腐层附着的金属氧化层溶解， 造成涂层的剥离[11]。 这种反应是连续进行的， 因此， 该类的腐蚀会造成涂层剥离面积扩大。 根据这个原理，阴极保护电位越高， 补偿电子越多， 反应将发生的更加剧烈， 剥离现象更加严重。

4 使用环境对阴极剥离速率的影响

目前长输油气管道大多选用埋地敷设的方式， 管道经历着不同的地质环境。 从目前掌握的施工现场案例来讲， 埋地环境同样对阴极剥离的速率产生极大的影响。

在受损涂层埋地后， 在土壤酸碱度、 含氧量、 水含量、 盐分含量、 温度、 昼夜温差等共同作用下， 涂层呈现出剥离速率不同的表征。

国外某大直径天然气输送管线质量存在异议， 通过调查发现了开挖后的管体存在机械损伤， 除损伤以外的区域外观显示良好； 部分管道经过人工剥离后发现大面积脱落现象， 脱落部位金属基材表现出金属光泽， 原始破损点存在少量白色结晶物质； 部分修补涂层失效， 修补涂层底部存在水和少量白色结晶物， 断定存在无效修补和带伤填埋的情况。 在这种条件下， 该X70 钢级Φ1 422 mm 管道的涂层在运行两年后进行DCVG 检测过程中开挖验证， 管道涂层外观如图1所示， 潮湿部位管道延破损点环向出现了大面积的剥离 （如图1 （a） 所示）， 干燥部位管道并没有出现大面积的剥离现象 （如图1 （b） 所示）。因此可以证明， 土壤中的含水量对阴极剥离的产生起到至关重要的作用， 减缓甚至阻碍了涂层的剥离[12]。

图1 管道涂层外观

环境温度对剥离也存在直接影响， 根据不同温度条件下的剥离试验结果见表1， 温度与剥离直径的关系如图2 所示。 同时， 根据阴极剥离的理论分析， 造成金属与涂层粘结面熔结产生剥离的碱性物质， 酸性的涂层环境会因酸碱中和作用， 从而减缓剥离的速率， 反之， 若土壤呈碱性环境， 剥离速率反而被加速[13]。 在不同pH 值的溶液中进行阴极剥离试验[14]， 结果见表2。

表1 -3.5 V、7 d 试验条件下不同温度下的剥离直径

表2 65 ℃、-3.5 V、48 h 试验条件下不同pH 值下的剥离直径

图2 -3.5 V、7 d 试验条件下温度与剥离直径的关系

5 结 论

（1） 涂层原有缺陷或服役过程中损伤会诱发阴极剥离。 在各类因素作用下， 阴极剥离会持续发生。 涂层的有效修复、 回填料严格按作业指导文件进行检查是避免该问题发生的有效手段。

（2） 阴极保护装置不能作为长期的防腐蚀手段进行使用， 在定期的DCVG 检测过程中发现的漏点， 应及时开挖修复， 才能杜绝因阴极保护电流导致的涂层大面积剥离现象。

（3） 鉴于各类因素对涂层剥离速率的影响，埋地管线单一的环氧类涂层更容易受到损伤， 产生大面积剥离的几率更高， 尤其对于多水等特殊敷设环境用管材， 会因外在因素加速剥离速率，对管线运行安全造成更大的影响。