钢质管道腐蚀（共7篇）
钢质管道腐蚀 篇1
1 管道防腐的腐蚀现状
我国石油工业已拥有长输管道约有1.8×104K M, 油田集输管道约2×105K M, 因管道腐蚀造成的损失是十分惊人的, 以胜利油田为例, 胜利油田拥有各种地面管线2×104K M, 在强腐蚀区新建的钢管道, 3-6个月就开始穿孔, 6-12个月大修, 1-2年就报废重建, 造成巨大经济损失, 据初步统计, 胜利油田金属管道仅1998年就更新DN200以上管线270km耗资1.05亿元人民币。为此根据企业生产实际, 将多年来钢质管道受腐蚀条件约束造成的影响归纳总结, 同时了解腐蚀现象和规律, 有针对性地采取防止腐蚀的有效措施。目前油气田的腐蚀环境主要有:大气腐蚀、土壤腐蚀、油田采出水腐蚀环境。
1.1 大气腐蚀
钢质管道在大气自然环境条件下, 由于大气中的水, 氧, 二氧化碳等物质作用下而引起的腐蚀, 叫大气腐蚀。大气腐蚀的机理是金属处于表面薄层电解液下的腐蚀过程, 因而具有与浸没在电解液内的腐蚀过程不同的特点。金属表面含饱和氧的电解液膜的存在, 使大气腐蚀的电化学过程中氧去极化过程变的容易进行, 在工业大气中, 液膜常常呈酸性, 这时可能产生氢去极化腐蚀, 但是由于氧极易到达阴级, 所以氧的去极化作用仍然是主要的。
1.2 土壤腐蚀
随着石油工业的迅速发展, 埋设在地下的油、气、水、管道等日益增多。发生土壤腐蚀的原因可以归纳为三方面:
(1) 土壤的性质:土壤中有水分和能进行离子导电的盐类存在, 使土壤具有电解质溶液的特征。
(2) 由于外界漏电的影响, 土壤中有杂散电流通过地下金属管道, 因而发生电解作用。电解电池的阳极是遭受腐蚀的部位。
(3) 土壤中细菌作用而引起的腐蚀, 称为生物腐蚀。
1.3 水腐蚀环境
水是石油的天然伴生物。水对金属设备和管道会产生腐蚀。尤其是含有大量杂质的油田水对金会产生严重的腐蚀。油田水中的溶解盐类对金属腐蚀有很大影响, 其中最重要的是氢化物。最常见的引起金属腐蚀的物质是水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等气体。此外, 油田水的硫酸盐还原菌等微生物也对金属管道产生严重腐蚀。
2 防腐管理
2.1 防腐前的金属表面处理技术
目前一般金属防腐工艺为金属表面涂覆防腐蚀或耐腐蚀材料, 将金属同腐蚀介质分离而达到防腐的目的, 在实际中表面处理做得不好, 性能再好的防腐材料也达不到理想的防腐效果, 而且几乎所有的防腐材料都强调防腐前的表面清理。
2.1.1 化学表面处理技术
除油:钢材表面的油脂, 按其性质可分为皂化油和非皂化油两类, 两种油脂均不溶于水, 只能通过溶解、乳化、电解或机械方法来清除, 可采用碱液化学除油、电化学除油、有机溶液除油。
酸洗:酸洗除锈根据金属材料的性质、表面状态以及要求不同而选用不同的酸洗溶液和酸洗方法, 一般情况下在金属材料经过表面除油后在经过酸洗, 可采用化学酸洗和电化学酸洗。
磷化:把金属放入含磷化和可溶性磷酸盐的稀溶液中进行适当处理, 在金属表面形成不可溶的、附着性能好的磷酸盐膜, 这一过程成为金属的磷酸或磷酸盐处理, 磷酸盐膜主要用于涂料的底层。
2.1.2 表面喷抛射除锈处理技术
金属表面的清理一般来说, 有工具除锈和喷抛射除锈两类, 工具除锈可分为手动和动力工具除锈的方法。喷抛射除锈土要有敞开式干抛射和封闭式循环喷射。由于残留物的存在, 清理完毕后还需要表面净化处理, 喷抛除锈清理可在金属表面形成一定深度的锚纹, 有效增大金属表面面积, 相应提高了防腐材料同金属表面的附着力。
2.2 防腐前的金属表面处理技术
2.2.1 硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温联合绝缘
采用这种技术在油田上已推广应用30余年, “一步法”生产工艺成熟, 工程造价低, 该工艺隔绝空气和水的渗入, 能起到良好的防腐作用。同时它的发泡孔都是单独封闭互不连同的小圆孔, 闭孔率高达92%以上, 因此它的吸水率约为0.2kg/m3, 低导热系数和低吸水率, 加上保温层外面防水性能好的高密度聚乙烯或玻璃钢保护壳, 克服传统的地沟铺设“穿湿棉袄”状况, 大人减少供热管道供热管道的整体热损失。实践证明, 只要按照规程设计施工, 一般使用50年是没问题的。
措施: (1) 正确选用组合聚醚和异氰酸酯, 根据钢管规格大小不同, 选用不同的发泡参数, 保证钢管的发泡成型质量, 同时选用配套的异氰酸酯。 (2) 精心施工, 开车前检查设备处于良好状态后, 进行调线, 保证设备中心线一致, 将有关原料按配比配好, 开工时均衡送料 (保证泡沫成斜面, 从而达到最佳泡沫状态) 。电机配套, 管线稳定送进。 (3) 使用高压无氟发泡机:精确控温:精确计量:模块化设计。
2.2.2 三层PE防护技术
三层PE防护技术防腐性能好、吸水率低、机械强度高, 被广泛应用于输水、输气输油管道。三层PE技术由底层环氧粉末, 中间胶黏剂, 外层为复合聚乙烯。为了保证防腐效果, 对钢材表面采用喷砂或除锈;在湿度和温度合适时生产。根据不同的土壤腐蚀环境, 选择不同等级结构的防腐层。钢管采用中频电源均匀加热到合适的温度;静电喷涂无溶剂环氧粉末, 胶黏剂缠绕, 聚乙烯缠绕, 水冷却。
2.2.3 内防腐涂层
涂层对介质有较强的腐蚀抗力, 能阻止上介质对钢铁的腐蚀, 并有较长的寿命;施工工艺比较简单, 便于掌握, 施工质量容易保证;材料供应比较可靠, 经济性好;维护修补比较容易, 内防腐技术泛应用到供水管道。
措施:为了保证内防腐效果, 对钢材表面采用喷砂或除锈;在湿度和温度合适时生产;内防涂料按照要求配置。
摘要：现代管道生产中接触四个制约条件, 即原料, 能源, 环保, 腐蚀, 我国生产者对前三者有所认识, 比较关注, 对于后者, 腐蚀条件缺乏足够的认识和关注, 这里的腐蚀条件, 指的是所有金属与非金属材料受到环境作用而产生的失态, 恶化、变质, 由此造成管路损坏而使生产中断。由于腐蚀现象给生产带来的影响比较缓慢而不直观, 加上企业对腐蚀现象缺乏系统地调查研究, 缺少对腐蚀问题的定量说明, 不足以引起企业生产者、经营者的重视。在我国腐蚀对国民经济造成的损失已达2800亿元, 其中“重灾户”石油、石化行业损失400亿元, 腐蚀虽然是不可避免的, 但也不是无法控制。为此, 根据企业生产实践, 将多年来受腐蚀条件约束造成的影响归纳总结, 了解腐蚀现象和规律, 有针对性地采取防止腐蚀的防腐管理, 以期引起管道生产者对腐蚀问题的重视, 并寻求解决的办法, 推动腐蚀与防护科学的进展。
关键词：钢质管道腐蚀,防腐管理
参考文献
[1]孙连芬, 王利霞编, 著) .国内外石油工程施工技术
[2]中国腐蚀与防护学会成立十周年 (1979-1989) 学术论文集 (1990)
[3]油气田腐蚀与防护技术手册 (上册)
[4]实用直埋供热管道技术 (穆树芳编著)
[5]SY/T0415-96 GB/T23257-2009
试论钢质管道的腐蚀与防护 篇2
关键词：钢质管道,腐蚀,防护
腐蚀科学在国民经济中占有重要的地位, 金属腐蚀直接关系到人民的生命财产安全。腐蚀调查结果表明:我国每年因腐蚀造成的损失高达2800多亿元, 约占国民经济总产值的4%。腐蚀问题遍及国民经济的各个领域, 如石油、化工、冶金、能源、矿山、交通、机械、航天、农业、医药、海洋开发等。随着科技发展和社会的进步, 人们对腐蚀有着越来越深的认识。以下笔者仅对钢质管道腐蚀的防护进行论述。
1. 钢质管道腐蚀因素
钢质管道发生腐蚀有四大影响因素:即环境、腐蚀防护效果、钢管材质及制造工艺、应力水平。管道的腐蚀破坏是上述诸因素相互影响的结果。
1.1 埋地管道所处的环境
埋地管道所处的环境是引起腐蚀的外因, 这些因素包括土壤类型、土壤电阻率、土壤含水量 (湿度) 、pH值、硫化物含量、氧化还原电位、杂散电流及干扰电流、微生物、植物根系等。因此在选择防腐覆盖层时, 必须综合考虑。
1.2 防腐效果
腐蚀防护是控制管道是否会发生腐蚀破坏的关键因素。目前管道的腐蚀防护采用了双重措施, 即防腐覆盖层与阴极保护 (外加电流或牺牲阳极、排流) 。防腐覆盖层至关重要的是能抵御现场环境腐蚀, 保证与钢管牢固粘结, 尽可能不出现阴极剥离。一旦发生局部剥离, 就必须保证阴极保护电流的畅通, 达到防护效果。
1.3 钢管的材质与制造因素
钢管的材质与制造因素是管道腐蚀的内因, 特别是钢材的化学组分与微晶结构, 非金属组分含量高, 如S、P易发生腐蚀, C、Si易造成脆性开裂。微晶细度等级低, 裂纹沿晶粒扩展, 易发生开裂, 加入微量镍、铜、铬可提高抗腐蚀性。在钢管制造过程中, 表面存在缺陷如划痕、凹坑、微裂等, 也易造成腐蚀开裂。
1.4 管道操作运行过程中的使用应力
管道操作运行时, 输送压力与压力波动是应力腐蚀开裂的又一重要因素。过高的压力使管壁产生过大的使用应力, 易使腐蚀裂纹扩展;压力循环波动也易使裂纹扩展。当裂纹扩展达到临界状态时, 管道就会发生断裂破坏, 甚至引起爆炸 (如输气管道) 。
2. 主要防腐覆盖层的使用现状
目前, 世界各国埋地钢质管道所使用的防腐覆盖层主要有石油沥青、煤焦油瓷漆、挤塑聚乙烯、PE胶带、熔结环氧树指 (FBE) 及复合覆盖层 (含三层PE) 。
石油沥青是使用历史最长的防腐涂料, 如果腐蚀环境无微生物、无深根植物, 那么仍不失为一种经济适用的防腐覆盖层, 当然它的流淌性不适合高温环境。煤焦油瓷漆也是历史悠久的防腐涂料, 它克服了石油沥青的缺陷, 但是在较低温度环境下的冷脆却限制了它的使用范围, 而且它抗外界机械力破坏强度不高, 石方山区不宜使用。熔结环氧树脂是所有防腐涂料中与钢管粘结力最强、抗各种环境腐蚀最好、抗机械冲击最高的防腐涂料, 因而在加拿大管道应力腐蚀开裂调查中无腐蚀开裂案例, 但由于涂敷层薄 (不到1mm) , 抗尖锐物体的冲击较差, 在石方地段要慎用。为克服上述缺点, 开发了三层PE结构, 这是一种将环氧树脂的抗阴极剥离粘结性与聚乙烯的抗冲击强度相结合的复合结构。然而聚乙烯的耐老化性能与耐环境应力开裂尚未经长期使用的检验, 一旦聚乙烯外覆盖层老化或开裂失效, 内层薄薄的环氧树脂就很难达到等效的防腐作用, 再加上价格较高, 因此, 它只适合在特殊地质条件下采用。
各种防腐覆盖层有各自的优缺点, 应根据管道线路的地质条件、腐蚀环境, 因地制宜地选用, 并不是价格高就一定好, 而是以安全、适用、经济为原则。
3. 钢质管道防腐方法
金属材料有良好的物理机械性能, 但在耐蚀性方面, 对于各种腐蚀介质不可能一一适应, 而某些高耐蚀合金, 成本又太高。非金属材料虽然耐蚀性好, 但多数材料的物理机械性能较差。因此, 仅仅选用单一的金属钢质管道, 在很多场合下, 往往很难控制腐蚀的发生。为了满足生产上的需求, 研究了很多方法对付材料的腐蚀失效, 随着腐蚀控制技术的发展, 腐蚀控制已经成为一项系统工程, 它涉及设计、选材、制造、施工、安装、运行、检测、维护等诸多环节。欲得到高效的腐蚀控制效果, 以上诸环节中每一环节都不容忽视, 都必须给予足够的重视。
3.1 建立防腐覆盖层的综合评价方法
建议先行试用因素加权计分法择优选用, 以解决管道的设计问题。此方法是先根据线路各段环境条件, 列出选用因素, 如第一腐蚀因素 (主要的) 、第二腐蚀因素 (次要的) 、第三腐蚀因素 (更次要的) 、地质因素、自然气候因素及价格因素等。然后将各种因素划分一定比例数 (总和为1) , 再将各类覆盖层对应于各因素按百分制打分, 最后将覆盖层分数乘以比例数, 得出加权计分, 据此排列出覆盖层选用次序, 供业主与设计者参考。当然, 此种方法并不很科学, 原因是比例划分与覆盖层评分都有人为因素, 因此应请有经验的专业技术人员打分, 求加权平均值, 可能会更合理一些。
3.2 加强钢管表面处理
管道发生应力腐蚀开裂 (SCC) 主要是由剥离或阴极剥离造成的。由于过去在管道防腐涂敷前对钢管表面除锈处理较简单, 造成底漆粘结不牢, 因此易发生剥离或阴极剥离。为此, 涂敷前的钢管表面必须进行抛丸或喷砂处理, 以达到标准要求的洁净度和锚纹深度, 确保底漆粘结牢固。
3.3 把好现场补口质量
1) 补口材料与管体防腐覆盖层有较好的相容性;2) 补口接合部应严密粘牢, 必要时可作严密性试验;3) 必须认真处理补口处的钢管表面, 达到管体表面洁净度的要求。
3.4 合理选择管材壁厚
目前有一种偏颇的看法, 主张采用高强薄壁管材。实际上国外至今也没有用到X80级材质。虽然高强薄壁可节省钢材, 但有两点应在选择薄壁管时考虑:1) 防止储运过程与投运中管道的局部屈曲失稳;2) 考虑裂纹扩展时效, 防止开裂破坏。加拿大调查报告也提出类似问题, 厚壁管比薄壁管有利于抗SCC。因此在设计时不妨适当降低管材强度, 增加管壁厚度。
3.5 固定式与移动式防腐作业线相结合
工厂固定式防腐作业生产, 由于施工环境好, 可提高防腐管的质量。但对于需要长途运输的管材, 防腐覆盖层易损伤, 而现场修补也很难达到满意的效果, 故建立防腐作业线应考虑固定与移动相结合, 以满足工程现实的需要。
因此, 埋地钢质管道要达到长期安全运行, 必须在六个方面有好的基础条件, 即高品质的钢管、优良的焊接、合理的防腐措施、正常均衡的操作运行、较强的抗御自然破坏的能力及完善的维护管理体系。
3.6 进一步加强腐蚀控制管理
腐蚀的全面控制是一项系统工程, 要实现腐蚀的全面控制, 必须将腐蚀控制技术和腐蚀控制管理有机地结合起来, 对可能出现的腐蚀问题应有预防手段, 出了问题要有紧急处理措施, 全过程地对腐蚀进行控制、检测、管理、治理、评估、检验、验收等工作, 防患于未然, 将可能发生的腐蚀事故消灭在萌芽之中, 最大限度的减少由腐蚀造成的损失。另外, 鉴于腐蚀控制问题是跨行业问题, 要实现有效地全面腐蚀控制, 还必须要有权威性管理机构进行协调及新产品、新技术的推广应用, 建立健全耐腐蚀材料、技术、工艺、施工操作等相关的标准或规范, 这也是至关重要的。
3.7 进一步加强腐蚀控制新材料、新技术的研制与开发
钢质管道腐蚀 篇3
一、钢质管道腐蚀形式
钢质管道的表面与其周围的介质接触并且与其发生反应而导致的破坏, 称为腐蚀破坏。按照腐蚀破坏形式, 可以分为均匀腐蚀和局部腐蚀两大类。
其中均匀腐蚀是指整个金属管道表面均匀地发生腐蚀。由于均匀腐蚀便于及早发现故危害较小。局部腐蚀是指整个金属管道仅局限于一定的区域腐蚀, 而其他部位则几乎未被腐蚀。局部腐蚀较均匀腐蚀更容易发生且不便于及时的发现, 故危害较之均匀腐蚀大很多。
局部腐蚀中危害最大的是小孔腐蚀。小孔腐蚀又称点腐蚀, 是指在金属管道某些部位, 被腐蚀成一些小而深的孔, 严重时发生穿孔。埋地管道在潮湿的土壤中, 由于电化学反应, 某一部位会出现一些腐蚀微孔。随着时间的持续, 这些微孔逐渐加深直至穿透整个管壁而造成穿孔使得管道发生泄漏。
二、钢质管道腐蚀机理
由于管道材料多为钢质, 其暴露在空气中和埋于泥土内都很容易产生腐蚀破坏。腐蚀的形式多种多样, 但从腐蚀的机理上划分主要有化学腐蚀和电化学腐蚀两种类型。
1、化学腐蚀
化学腐蚀是指管道表面与周围介质 (空气、泥土) 发生完全的氧化还原反应使得管道材料发生的性能改变而导致的损耗。其发生的条件是:在干燥的条件下, 主要是金属与介质中的O2发生反应生成的金属氧化物而导致的损耗;在潮湿的条件下, 一些酸性气体 (CO2、SO2和H2 S) 与水蒸气结合而生成弱酸, 弱酸与管道发生反应而产生损耗。
钢质管道的化学腐蚀属于均匀腐蚀, 只引起管道壁厚的均匀减薄, 一般不发生穿孔而引起油气的泄漏。因此, 钢质管道的化学腐蚀的危害较小。
2、电化学腐蚀
电化学腐蚀是指管道表面与其周围介质中的电解液发生有电流产生的化学反应, 且导致管道材料发生性能改变而产生的损耗。也就是常说的形成了原电池效应。由于介质中普遍存在电解液, 故电化学腐蚀较化学腐蚀更普遍。尤其钢质管道与土壤介质接触更易发生电化学腐蚀。电化学腐蚀按腐蚀的形式不同分为两类:微电池腐蚀和宏电池腐蚀。
微电池腐蚀是指在管道表面上相距仅为几毫米甚至几微米的阳极和阴极许多微小的电极所组成的原电池产生的腐蚀。微电池腐蚀像化学腐蚀一样属于均匀腐蚀, 其危害性较小。
宏电池腐蚀是指在管道表面上相距几厘米甚至几米的阳极区和阴极区所组成的原电池作用产生的腐蚀。宏电池腐蚀属于局部腐蚀, 外形极不均匀。由于阳极区与阴极区相距较远, 介质电阻在回路的总电阻中占相当大比例, 因此腐蚀的速度除与阳极和阴极的电极过程有关外, 还与介质电阻率有关。若介质的电阻率大 (如土壤) , 则腐蚀的速度降低。宏电池腐蚀会在钢质管道表面会产生点状、斑块状、坑状、孔穴状或沟槽状等的腐蚀形态使管壁局部变薄而产生损坏和泄漏, 故其危害相当大。
三、钢质管道防腐技术
一般的钢质油气输送管道的长度都比较长, 有的长度到达几千公里。其周围介质的情况复杂多样, 尤其是土壤的状况千差万别, 其腐蚀环境更为复杂。因此, 对于钢质管道的防腐需引起特别的重视。现有的防腐技术主要有:
1、表面涂层防腐
金属管道表面涂敷防腐涂层对钢质管道应用广泛, 是公认的有效的防护方法。在金属管道的表面形成各种涂层使得金属表面与腐蚀介质隔离, 使得金属的腐蚀速度大大降低。根据涂层的部位的不同可以分为:外涂层防腐和内涂层防腐。
外涂层防腐主要是在管道外表面涂敷防腐涂层。由于管道外介质的复杂性使得管道的外涂层防腐变得很重要。目前管道外涂层防腐使用最多的防腐材料有:沥青类防腐涂层、环氧粉末防护涂层、三层聚乙烯复合防护涂层、聚氯脂防护层等。
由于管道外介质环境的复杂性使得防腐蚀涂层的使用后较短的时间内出现涂层的剥落和开裂等。因此, 根据实际环境情况, 在进行外涂层防腐时需特别注意材料的选用与涂装工艺的设计。
内涂层防腐是在管道内表面涂敷相应的防腐涂层, 其在有效避免管道输送的油气对管道内壁的腐蚀的同时, 还可以使得管道内表面更为光滑而减小输送的阻力。对于输油管道, 内涂层一般采用036耐油防腐涂料。其化学稳定性高, 机械性能好, 不污染油品, 使用方便。
2、电化学防腐
由于电化学腐蚀对管道的危害更大, 因此, 对电化学防腐要格外重视。常用的电化学防腐方法有:牺牲阳极保护、外加电流保护和杂散电流排流保护。
牺牲阳极保护是利用电化学腐蚀中, 阴极不腐蚀, 而阳极被腐蚀的原理, 以牺牲阳极为代价, 来保护作为阴极的管道的方法。为了有效的实现防腐, 牺牲阳极不仅仅在开路状态有足够的负自然腐蚀电位, 而且在闭路状态有足够的工作电位, 从而保证在工作时有足够的驱动电压。在埋地管道中常用的阳极材料有镁及镁合金、铝及铝合金。其适用于无电源地区和规模小、分散的对象。
强制电流保护是用外部的直流电源作为极化电源, 管道接电源负极, 辅助阳极接电源正极, 在电流作用下, 是管道发生阴极极化实现对阴极的保护。辅助阳极多为高硅铸铁、石墨和废钢等。强制电流法是目前长距管道最主要的保护方法。其优点是控制灵活、适合苛刻的复杂腐蚀条件, 保护范围广;缺点是一次性投资大, 有较强的电磁污染。
杂散电流是一种因外界条件影响而产生的一种电流。如:由于电气化铁路、矿山、工厂等各种用电设备接地与漏电, 在土壤中就会形成杂散电流。当土壤中有杂散电流存在时, 就可以利用排流实现对管道的阴极极化, 从而保护管道不发生电化学腐蚀。但排流保护收到杂散电流的限制。通常分为直接排流、强制排流和极化排流三种形式。各种形式都有局限性, 因此, 最好埋地管道能够远离杂散电流产生源。
四、结束语
综上所述, 由于油气输送管道的使用越来越广泛, 输送距离越来越长, 其周围的介质环境亦越来越复杂。管道的腐蚀问题越来越突出和严重, 对管道的防腐技术的要求越来越高。本文在阐述钢质油气输送管道的腐蚀形式和腐蚀机理的前提下, 对现有的钢质管道的防腐技术进行了阐述。希望今后对钢质管道的腐蚀机理研究更加透彻和深入, 从而不断地发展新的防腐技术与开发出新型的防腐材料。
摘要：油气的输送离不开管道, 尤其是长距离的油气输送。油气输送管道多为钢质材料。而钢质材料的管道的腐蚀是其最主要的破坏形式。油气输送管道多需埋于地下, 从而使得钢质管道更容易产生腐蚀破坏。因此, 掌握钢质管道的腐蚀形式与腐蚀机理是至关重要的。本文对这一问题进行了重点阐述, 进而阐述了相关的防腐技术。
关键词：钢质管道,油气输送,腐蚀,防腐技术
参考文献
[1]秦国治, 等.管道防腐蚀技术[M].北京:化学工业出版社, 2003.
钢质管道腐蚀 篇4
一、埋地钢质输油管道的腐蚀原因
可将埋地管道腐蚀的原因分为三种, 即土壤腐蚀、微生物腐蚀及电流腐蚀。1.土壤腐蚀。土壤中的间隙充满了水、空气, 由于水中含有盐, 因此多相性的土壤就会具有一定的导电性。另一方面, 因土壤的化学性质及物理性质会随水位、季节等发生变化, 再加上植被根茎的影响, 所以土壤电化学极不均匀。如此一来, 土壤就会在管道周围形成腐蚀环境, 随着时间的增加, 管道腐蚀的情况也就越严重。2.微生物腐蚀。部分含氧量较少的土壤中及石油中的部分微生物也会腐蚀钢质管道。如细菌等可使水中的盐变为可溶性硫酸盐, 在硫酸盐的作用下, 钢质管道中的铁就会被转化为氧化物, 进而导致管道出现腐蚀现象。3.电流腐蚀。对钢质管道产生腐蚀作用的电流主要为杂乱电流, 杂乱电流可对水中的离子产生电解作用, 离子被电解后极容易与铁发生反应, 并由此导致管道出现腐蚀现象。电流腐蚀具有集中性强的特点[2]。总之, 我国土壤腐蚀率可达1mm/a以上, 再加上杂乱电流与微生物的共同作用, 可造成厚度为7mm左右的埋地钢管腐蚀穿孔, 因此必须重视合理应用防腐技术。
二、埋地钢质输油管道的防腐技术分析
1. 涂层防腐保护技术
涂层保护技术分为两个部分, 即钢质管道外部涂层防腐技术及内部涂层防腐技术。 (1) 钢质管道外部涂层保护防腐技术。埋地管道外部防腐绝缘涂层分为三级, 在实际工作中应根据土壤的电阻率选择保护层的绝缘等级。如电阻率<20Ω, 则使用特加强级绝缘涂层;如电阻率为20Ω-50Ω, 则使用加强级绝缘涂层;如电阻率>50Ω, 则选择普通级绝缘涂层即可。在选择防腐涂层的涂料时应遵循以下原则:易于补口、粘结力强、耐微生物腐蚀及植被根穿刺, 且还应具有良好的抗剥离性, 水渗透率较低, 绝缘性能、机械性能、耐腐蚀性能良好。例如, 可以采用石油沥青保护层, 我国四川地区部分涂有石油沥青保护层的埋地管道使用年限已经超过了20年, 石油沥青对于不同的防腐层结构与等级具有较强的适应性, 且具有阴极保护作用, 因此具有较好的防腐蚀作用。此外, 对于穿越盐沼或沙漠地区的埋地管道, 应优先考虑将煤焦油瓷漆作为涂层材料[3]。 (2) 钢质管道内部涂层防腐技术。可在管道内部刷涂036型耐油性防腐保护涂料, 此类涂料具有油品污染小、机械性能良好及化学物理性质稳定的特点, 能够有效避免油品中的微生物、水分等腐蚀内管壁。在涂耐油防腐保护涂料之前应预先对管道进行喷砂除锈处理, 管道质量符合国标Sa2.5要求后, 再涂2道底漆及2道面漆, 底漆厚度应为2mm, 面漆厚度控制在2.5mm左右。
2. 电化学防腐保护技术
目前在埋地管道中应用的电化学防腐保护技术包括牺牲阳极、强制电流及杂乱电流排流技术。 (1) 牺牲阳极与强制电流防腐保护技术。为了有效保护口径较大的长输埋地管道, 可以在实际工作中综合运用强制电流与牺牲阳极的防腐保护方法, 将强制电流防腐保护作为主要的防腐工艺, 同时利用牺牲阳极技术作为辅助性防腐工艺。具体施工技术如下:将电绝缘保护装置设置于工艺场站中埋地管道的进口处及出口处, 以避免阴极电流出现流失的情况;同时将锌材质的接地电池安装于管道绝缘接头上, 以避免埋地管道绝缘接头及防腐保护层遭到破坏。此外, 如埋地管道需要穿越大型河流, 则应在穿越段两岸同时安装铝合金、镁合金或锌合金等阳极保护材料, 从而强化防腐保护[4]。 (2) 为避免杂乱电流加快埋地管道的腐蚀速度, 则应尽量在远离直流电或交流电干扰源, 如工厂、矿山、电气铁路及输电线等的地方埋设钢质管道, 同时进行必要的排流防腐保护。如存在交变情况, 则应选择极性排流方法, 如不存在交变情况, 则选择直流排流方法。如同时存在交变与不变情况, 则选择强制排流法。
参考文献
[1]程爱宝, 徐纪进.地下管网因何成为“定时炸弹”——“11·22”中石化东黄输油管道泄漏爆炸事故分析[J].湖南安全与防灾, 2013 (12) :48-49.
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钢质管道腐蚀 篇5
六个专家组按照GB/T1.1、GB/T1.2的要求对六项标准从标准技术先进性、内容完整性、可操作性, 与相关标准的协调性以及编写规范性等方面进行了逐条逐段、认真细致的审查。经过专家组认真细致的审查, 代表们一致同意六项标准通过审查。
修订SY/T 6151-1995《钢质管道管体腐蚀损伤评价方法》, 主要是采用了Rstreng方法替代原标准中ASME B31G-1991的方法, 基于损伤尺寸和最大安全工作压力来划分腐蚀损伤的类别, 为制定修复计划提供依据。原标准中采用的计算方法过于保守, 修订之后的计算方法更加准确, 腐蚀损伤评定类别也更加符合管道实际情况, 可操作性更好。
修订SY/T 5919-94《埋地钢质管道干线电法保护技术管理规定》, 规范性引用文件全部更新, 并结合国内管道管理和生产实际编写而成;内容先进、完整、可操作性强, 对埋地钢质管道线路阴极保护管理具有规范和指导作用。
《在役油气管道焊缝相控阵超声波检测技术规范》在本行业内首次规定了采用超声相控阵及多探头技术进行在役油气管道对接接头检测的相应技术内容, 就该检测技术方法和缺欠评定两方面内容作了详细说明, 可用于在役油气管道对接接头检测的工程实践, 便于与国际在役油气管道检测标准接轨。
修订SY/T 6382-1999《输油管道加热设备技术管理规定》。标准中增加了加热设备与燃烧器的合理选型、余热回收、燃烧自动控制模式;增加工业锅炉的经济运行分析依据;在技术指标方面引用了最新技术标准, 明确了加热设备热效率测试指标;增加了停炉保养章节等内容, 保证了标准的先进性和适用性。
《油气藏改建地下储气库井下作业规范》是首次针对油气藏改建地下储气库修井作业编制的技术标准。标准总结和吸取了国内外储气库注采井修井过程中的经验, 规范了储气库修井作业行为;在提高我国储气库注采井修井管理水平方面具有重要的规范和指导作用。
钢质管道腐蚀 篇6
我国埋地钢质管道经历了石油沥青、环氧煤沥青、冷缠聚乙烯胶带、包覆聚乙烯和熔结环氧粉末等防腐蚀技术防护阶段,20世纪90年代引进的3层结构聚乙烯防腐蚀层(3PE)技术具有优良的耐腐蚀性、抗冲击性及耐化学侵蚀性,是埋地钢质管道外防腐蚀主要技术体系。目前,西气东输二线、中缅管线等国家重点工程建设中的管道均采用3PE防腐蚀层。由于3PE防腐蚀层涂敷工艺相对复杂,影响质量的因素较多,质量控制的难度也大。为此,以下探讨3PE防腐蚀层生产过程中的常见质量问题,并分析其原因。
1 3PE防腐蚀层的结构及施工流程
3PE防腐蚀层一般由底层(熔结环氧粉末,FBE)、中间层(胶粘剂,AD)和面层(聚乙烯,PE)组成。其中,底层的环氧粉末与钢铁金属键产生化学键结合和强有力的范德华力,具有极好的附着力和抗阴极剥离性能;中间层胶粘剂分子上的酸酐基团和环氧树脂分子中的环氧基、羟基发生反应生成牢固的化学键[1];胶粘剂分子主链和聚乙烯分子链结构相似,在熔融状态和压力作用下成型并冷却后具有较强的机械强度和耐化学侵蚀性能等。
3PE防腐蚀施工流程如下:钢管清理→除锈前预热(40~60℃)→抛丸除锈→内吹扫→管端贴纸→上涂敷线→微尘处理→中频加热(200~210℃)→喷涂环氧粉末→缠胶粘剂(210~220℃)→缠聚乙烯(210~230℃)→水冷(60℃以下)→管端打磨→喷标→包装。
2 3PE防腐蚀层常见质量问题及原因
2.1 防腐蚀层厚度不足
(1)生产工艺参数对防腐蚀层厚度的影响
在钢管的螺距不变,聚乙烯、胶粘剂挤出量一定的情况下,钢管前进速度越快,防腐蚀层厚度越薄[2],目前国内多数防腐蚀厂的钢管涂覆速度是1.3~2.0 m/min。
模头高度直接影响聚乙烯和胶粘剂的厚度,聚乙烯模头到钢管距离一般在200~300 mm,在螺距、钢管前进速度一定时,涂层厚度随着聚乙烯、胶粘剂模头高度的增加而减小,反之,涂层厚度增加。模头温度越高,聚乙烯和胶粘剂的流动性越好,厚度越厚。
当模头高度一定时,挤出量越大,防腐蚀层的厚度越厚;反之,防腐蚀层厚度越薄[2]。
螺距越小,缠绕层数越大,防腐层厚度也相应增大。目前国内一般都选择螺距在140~150 mm,缠绕5层。
(2)熔体流动速率对防腐蚀层的影响
熔体流动速率是用来衡量塑料熔体流动性的一个重要指标。熔体流动速率偏低时,胶粘剂和聚乙烯的流动性差,造成涂敷在钢管的防蚀层厚度不够;熔体流动速率偏高时,胶粘剂和聚乙烯的流动性好,但是防腐层容易因辗压发生变形甚至断裂,造成厚度不足且不均匀。
(3)钢管焊缝对防腐蚀层厚度的影响
在制造加工过程中如未对钢管焊缝进行前期处理,会对防蚀层厚度产生影响。焊缝余高过高,在焊缝处的防腐蚀层厚度无法满足要求;焊缝不规则,压辊无法保证焊缝处的防腐层被压实,甚至出现变形、断裂现象。因此,钢管焊缝余高应满足技术规格书要求且过渡平滑。
(4)水冷却对防腐蚀层厚度的影响
在涂敷中钢管表面温度及3PE涂层温度都较高,聚乙烯还属于软化状态,如果过早与水冷房中的支撑辊接触,在压力的作用下涂层会减薄,造成厚度不足。可以采用低压力大喷淋降低涂层表面温度,钢管内壁可采用水冷却来加快冷却速度。
(5)钢管形状对涂层厚度的影响
钢管涂敷作业是通过连接器使钢管紧密对接并向前运动,整个传动线前进过程中钢管保持水平直线运动状态。钢管直度、椭圆度偏差会造成钢管在传动线中不规则运动,其受压辊作用不均匀,造成厚度不均匀。
(6)压辊压力对涂层厚度的影响
3PE涂敷作业中采取缠绕式,从模头出来的聚乙烯和胶粘剂处于熔融状态,须经压辊系统压实。压辊的压力过大时涂层厚度偏小,而压力小则会影响粘结强度、拉伸强度等其他性能,因此压辊压力的大小和稳定性非常重要。
2.2 防腐蚀层粘结强度不足
(1)涂层体系完全剥离,露出钢管表面。造成此现象的原因有两个方面,其一在钢管表面处理中,由于抛射角度偏差、磨料配比不正确、除尘器不及时清理、钢管锈蚀较严重、二次污染或者由于油污等因素造成钢管在涂敷前表面清理不干净;其二,涂敷前钢管加热温度不够,造成环氧粉末未充分固化。防止措施:确保车间内空气质量的洁净,及时清理、检修除尘设备以及定期更换新磨料等,避免造成二次污染;确保中频加热功率,对钢管加热温度进行监控。
(2)环氧粉末层完好,胶粘剂和聚乙烯层剥离。涂敷前钢管加热温度要适宜,温度低粉末不能完全固化,温度高则环氧粉末胶化时间短,与胶粘剂未完全反应,降低了粘结力。对涂覆前钢管温度进行有效监控和定期检测尤为重要,尤其要对每批前几根钢管温度逐根测量。
(3)环氧粉末层完好,PE层与FBE层呈分化剥离现象。生产过程中,胶粘剂机头长时间振动位置偏离,导致胶粘剂不能正常连续搭接,或由于断料造成局部断胶。因此,生产过程中,要对设备进行巡视检查,做到“早发现早处理”,确保产品质量。
(4)环氧粉末层和胶粘剂完好,聚乙烯剥离。涂敷过程中应严格控制聚乙烯和胶粘剂的挤出温度,使其满足工艺要求。挤出温度过低,胶粘剂和聚乙烯不能完全结合,造成粘结力降低。尤其冬天北方气温较低,控制聚乙烯和胶粘剂的挤出温度至关重要。
2.3 防腐蚀层管端翘边
(1)管端破口处FBE层完好,PE层翘起。影响因素有以下3个方面:第一,在传动过程中,传动轴调整不一致导致钢管在传动线上不能保持直线运动[3]或焊缝过渡不平滑使PE层受压辊压力不均匀造成管端涂层产生气泡而翘边;第二,钢管加热温度过高,致使环氧粉末胶化时间过短,与胶粘剂反应不充分,造成粘结力下降;第三,出现“断胶”现象也是造成管端FBE处翘边的因素。
(2)管端破口处FBE翘边。生产过程中管端贴纸超标造成防腐蚀层管端夹纸形成翘边;加热温度不够造成环氧粉末不能完全固化,涂层粘结力降低形成翘边。
2.4 防腐蚀层外观缺陷
3PE防腐蚀层常见外观缺陷及原因见表1。
3 结语
防腐蚀层主要质量问题有厚度不足、粘结强度不足、管端翘边和外观缺陷等4种,并分析了造成各种质量问题可能的原因。建议厂家应查出产生问题的根源,并有针对性地采取措施进行整改,以避免此问题的发生,从而确保防腐蚀产品的质量,降低生产成本,满足标准和相关设计要求。
摘要：目前3层结构聚乙烯(3PE)防腐蚀技术在国内石油管道建设中占主导地位,其涂敷工艺相对较为复杂。通过对生产中3PE防蚀层常见的质量问题及其产生原因的分析,指出3PE防蚀层质量问题主要为防蚀层厚度不足、粘结强度不足、管端翘边和外观缺陷等4种。
钢质管道腐蚀 篇7
城市燃气管道气压试验是燃气管道施工及验收的重要环节。CJJ 33-2005城镇燃气输配工程施工及验收规范和CJJ 94-2009城镇燃气室内工程施工与质量验收规范对此有严格的规定。实践中,施工人员往往采取一些特殊的办法来达到要求。钢管作为城市燃气管道应用广泛,且无法完全代替。本文结合一些工作经验,就钢管作为城市燃气管道气压试验开始讨论,望引起同行共鸣。
1 规范对气压试验规定的适应范围
一般来讲,城市燃气管道的施工分两大类:市政管道施工和用户庭院户内管道施工。二者一般以庭院管道与市政管道碰头处或用户围墙为界。市政管道施工又分为中压管道及低压管道施工。市政燃气管道施工气压试验一般执行CJJ 33-2005城镇燃气输配工程施工及验收规范。用户庭院管道施工又分为中压管道、低压管道。为安全起见,中压管道较少见,一般执行CJJ 33-2005城镇燃气输配工程施工及验收规范。低压管道又分为庭院管道及户内管道,二者一般以引入管后阀门为界。庭院管道一般执行CJJ 33-2005城镇燃气输配工程施工及验收规范。户内管道不含煤气表时执行CJJ 94-2009城镇燃气室内工程施工与质量验收规范;如使用膜式煤气表时,一般参照GB/T 6968-1997膜式煤气表规定,膜式煤气表只做严密性试验。
2 CJJ 33-2005城镇燃气输配工程施工及验收规范进行气压试验时需注意的问题
2.1 CJJ 33-2005城镇燃气输配工程施工及验收规范与CJJ 33-1989的不同
1)压力降合格的判定标准的变化:严密性试验中,原规范对严密性试验允许有泄漏,并且允许泄漏的量较大,管径越小允许压力降越大,某些条件下的允许压力降超过了国家现行有关标准。国家现行有关标准中,原油天然气有关标准允许严密性试验有1%～1.5%的压力降的要求,而城镇燃气管道的试验要求应该高于原油天然的野外管线。在实际工程中,也存在明知被试验的管道有漏点,也能符合原规范对严密性试验要求的情况。
目前城市道路下敷设有各种市政管道,并且各管道、管沟的安全距离较小,燃气管道只要有泄漏就有可能进入排污管线、电力电缆沟、供热管沟内聚集而引发事故。从施工角度讲,只要有泄漏就说明工程质量存在问题,小的漏点也有可能在长时间的运行后扩大。所以,2005版燃气管道的严密性试验不允许有泄漏是正确的。GB 50235-1997工业金属管道工程施工及验收规范对严密性试验的要求也是不允许有泄漏。
严密性试验的合格判定条件为ΔP′<133 Pa,其含义是不能有压力降,133 Pa是考虑在读取压力计时可能产生的视觉误差。按水银压力计考虑,1处读取的误差不会超过1汞柱,上、下累计的最大读取的误差为2汞柱,约133 Pa。ΔP′<133 Pa的合格判定条件与原规范相比较为严格,在本标准修订过程中,绝大多数燃气公司认为该合格判定条件能够做到,而且有的燃气公司在企业标准中,已实行严密性试验的合格判定条件为无压力降。
2)试验压力和介质的变化:1989版规定,气压试验介质宜采用压缩空气。强度试验压力为1.5PN,且钢管不低于0.3 MPa;2005版根据GB 50235-97工业金属管道工程施工及验收规范规定修改为:钢管PN>0.6时,使用清洁水做试验介质,试验压力为1.5PN,钢管PN≤0.6时,使用压缩空气做试验介质,试验压力为1.5PN且不小于0.4。
3)对试验用压力表做了详细的规定:要达到2005版合格判定标准,必须按试验压力,分别使用机械式压力表、水银U形管压力计和水U形管压力计测量。管线长的宜安排两套仪表,并对机械式压力表量程、精度等级、最小表面直径(mm)、最小分格值(MPa)进行了规定。
压力计精度不得低于1.5级,即检定后被检各点的最大误差不大于满量程的1.5%,可以按1.5级表使用。
4)和1989版相比,对试验准备工作、试验长度及试验过程做了详细的规定。
2.2 其他需注意的几个问题
1)气压试验时,必须注意稳压时间。稳压过程中应注意:a.保证长距离管线压力均衡;b.保证有足够的时间让压缩空气温度降到和管道温度一致,读出的温度符合实际。一般气体压缩机压出的气体温度比较高。
2)测温时,要按各种实际情况执行。温度计设置,要尽量真实反映管内气体实际温度。设置不当,会发生一些想不到的结果。如规范要求埋地管道应回填至管道上方0.5 m以上后进行试验,夏天对回填至管道上方0.5 m以上的埋地管道进行试验,以环境温度代替管道内气体温度,会得出温度降低的结果;夏天露天暴晒管道内气体温度实际高于环境温度,气密性试验会发生压力不降反升的现象等等。
3)管道强度试验带有一种破坏性试验的性质,特别要注意安全,要有可靠的安全保障,包括检查焊口是否全部检验合格;检查设备、管件的安装是否牢固;对参与试验的人员进行技术交底;吹扫和待试管道与无关系统应采取隔离措施,与现已运行的燃气管道不得用阀门隔离,必须采取加盲板等方法完全断开;其他管道也应采取加盲板等方法完全断开等。新规范把强度试验最低试验压力提高到0.4 MPa,提高幅度达33.3%。施工中,我们遇到过强度试验达到0.3 MPa时一段劣质管道焊缝爆裂的现象,因此特别要注意安全。
3按CJJ 94-2009城镇燃气室内工程施工与质量验收规范进行气压试验时需注意的问题
1)如使用膜式煤气表时,进行试验压力大于5 kPa的气压试验时,必须注意燃气表的隔离。根据GB/T 6968-1997膜式煤气表规定,燃气表可承受1.5倍工作压力,持续时间不小于3 min,一般居民用户燃气使用压力为1 kPa～2 kPa,1.5倍及不大于[5 kPa,一般燃气表厂试验压力不大于8 kPa,施工中发生过20 kPa试验压力把膜式煤气表壳体打飞的事故。大于8 kPa,可能产生膜式煤气表表内皮膜打坏的恶果,必须严厉禁止。
2)使用U形压力计时,注意冬季掺酒精后压力的折算。注意U形压力计必须垂直使用并固定牢固。稳压后一般在压力计上别一小纸条等办法记录压力原始位置。只要液面位置不动,即为合格。
摘要：分析了《城镇燃气输配工程施工及验收规范》和《城镇燃气室内工程施工与质量验收规范》对气压试验规定的适用范围,归纳了按两种规范进行气压试验时需注意的一些问题,从而为城市钢质燃气管道气压试验积累相关经验。
关键词：燃气管道,气压试验方法,规范
参考文献