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國內(nèi)埋地長輸管道應(yīng)力腐蝕開裂風(fēng)險(xiǎn)現(xiàn)狀

2024-03-19 15:06:33 作者：劉猛，劉文會(huì)，等來源：腐蝕與防護(hù) 分享至：

應(yīng)力腐蝕開裂（SCC）是材料在拉應(yīng)力和腐蝕環(huán)境共同作用下發(fā)生的低應(yīng)力脆性開裂，自1965年美國首次記錄長輸埋地管道發(fā)生SCC以來，加拿大、歐洲、俄羅斯、伊朗、巴西、阿根廷和巴基斯坦等國也相繼發(fā)生了數(shù)百起由SCC導(dǎo)致的管道失效事故。SCC是近幾十年來導(dǎo)致管道失效事故的重要原因之一，它已經(jīng)成為威脅埋地管道安全運(yùn)行的重要因素，是管道特別是老舊管道完整性管理的重點(diǎn)關(guān)注問題。

大量SCC現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查分析結(jié)果表明，SCC通常發(fā)生在防腐蝕涂層破損和陰極保護(hù)失效的管體位置，在管體上通常表現(xiàn)為垂直于主應(yīng)力方向的多條平行裂紋。按照其發(fā)生的環(huán)境和開裂路徑，SCC可分為兩種類型：高pH SCC和近中性pH SCC。

2001-2002年間，中國石油集團(tuán)公司組織開展的SCC調(diào)查結(jié)果表明，四川油氣管網(wǎng)、陜京管道和澀寧蘭管道暫未發(fā)現(xiàn)SCC，但管道服役環(huán)境存在發(fā)生SCC的風(fēng)險(xiǎn)。近十幾年來的大量室內(nèi)試驗(yàn)研究結(jié)果表明，國內(nèi)埋地長輸管道具有發(fā)生SCC的可能性，然而國內(nèi)埋地管道SCC事故鮮有報(bào)道。

SCC的孕育、萌生和前期擴(kuò)展需要較長的時(shí)間，其風(fēng)險(xiǎn)隨著管道運(yùn)行年限的增加而增加，一般認(rèn)為服役超過10年的非環(huán)氧類防腐蝕層管道具有發(fā)生SCC的風(fēng)險(xiǎn)，管道運(yùn)行20年左右進(jìn)入SCC高發(fā)期。國內(nèi)長輸管道經(jīng)過近20年的快速建設(shè)和發(fā)展，在役管道里程接近14萬公里，與SCC相關(guān)的管道防腐蝕層類型、管線運(yùn)行參數(shù)、管道防腐蝕和檢測(cè)管理方法都有了顯著的變化、提高或改進(jìn)。

但目前尚缺乏與長輸埋地管道SCC風(fēng)險(xiǎn)狀況相關(guān)的調(diào)查數(shù)據(jù)或資料，本工作在分析SCC相關(guān)歷史調(diào)查和案例的基礎(chǔ)上，結(jié)合近年來開展的埋地長輸管道SCC現(xiàn)狀調(diào)查結(jié)果（補(bǔ)口位置現(xiàn)場(chǎng)開挖檢測(cè)，管道外腐蝕調(diào)查和環(huán)焊縫開挖檢測(cè)結(jié)果)，分析目前國內(nèi)埋地長輸管道發(fā)生SCC的原因，并探討其未來的SCC風(fēng)險(xiǎn)和防控方法，為國內(nèi)埋地長輸管道的SCC防控管理提供參考和借鑒。

埋地管道SCC歷史調(diào)查及案例分析

在國外相繼發(fā)生多起由SCC導(dǎo)致的埋地管道開裂事故，加拿大能源管道協(xié)會(huì)（CEPA）于1996年首次頒布了SCC管理推薦做法的背景下，2001年中國石油集團(tuán)公司組織了由中國石油大學(xué)、四川石油勘探設(shè)計(jì)研究院和石油管材所等多家單位參與的長輸埋地管道SCC調(diào)查和敏感性試驗(yàn)評(píng)價(jià)。

該項(xiàng)目主要調(diào)查了19世紀(jì)60年代至90年代建設(shè)投產(chǎn)并采用石油瀝青防腐蝕層的2600多公里的四川油氣管網(wǎng)，分析了近40年來管道失效事故案例，結(jié)果沒有發(fā)現(xiàn)由SCC導(dǎo)致的事故。歷年來開展的169處現(xiàn)外腐蝕調(diào)查和21處SCC開挖檢測(cè)結(jié)果表明，部分管道存在瀝青防腐蝕層老化破損和腐蝕情況，但均未檢測(cè)到SCC裂紋。調(diào)查期間發(fā)現(xiàn)有一起裂紋開裂事故，管道開裂處存在機(jī)械損傷和腐蝕產(chǎn)物，開裂原因可能是機(jī)械損傷導(dǎo)致管道在服役早期形成的近中性pH SCC。然而，四川油氣管網(wǎng)、陜京一線、西氣東輸和澀寧蘭管道的室內(nèi)SCC敏感性試驗(yàn)研究結(jié)果表明，在國內(nèi)中西部土壤環(huán)境中服役的管道具有發(fā)生SCC的可能性。

2011年運(yùn)行9年的山東某天然氣管道發(fā)生爆裂事故，事故原因?yàn)椋罕哑鹪从诠艿劳獗砻鏅C(jī)械劃傷位置萌生的裂紋，機(jī)械劃傷使涂層破損，陰保失效導(dǎo)致劃傷底部發(fā)生腐蝕，劃傷造成的局部應(yīng)力集中和腐蝕過程共同作用導(dǎo)致SCC裂紋的萌生，管道運(yùn)行過程中裂紋不斷擴(kuò)展最終導(dǎo)致了管道爆裂，裂紋的擴(kuò)展路徑為沿晶開裂+穿晶開裂的混合型開裂方式，氫對(duì)裂紋的擴(kuò)展也起到了一定的作用，該管道SCC的萌生主要是由于機(jī)械損傷引起，為管道服役初期發(fā)生SCC的情況。

2016年某儲(chǔ)氣庫管道經(jīng)過11年服役后，在彎頭位置發(fā)生開裂失效，開裂源于管道外表面形成的裂紋。失效原因分析結(jié)果表明：該管道彎管材料的硬度和強(qiáng)度參數(shù)不合格，熱煨彎管工藝控制不當(dāng)導(dǎo)致彎管表面組織變?yōu)橛捕却笄掖嘈悦舾械鸟R氏體和魏氏體；在管道埋設(shè)位置，地下水豐富，土壤電阻率低，環(huán)境腐蝕性強(qiáng)，服役過程中，彎管外部的熱收縮帶涂層破損剝離，管體表面與外部腐蝕環(huán)境接觸；彎管位置的陰極保護(hù)電位在析氫電位以下，導(dǎo)致部分氫析出進(jìn)入材料內(nèi)部，在外部應(yīng)力和氫的協(xié)同作用下，脆性相馬氏體組織發(fā)生氫致開裂，形成初期裂紋；服役過程中儲(chǔ)氣庫管道壓力波動(dòng)和溫度變化產(chǎn)生低周疲勞導(dǎo)致裂紋不斷擴(kuò)展，最終管體因疲勞而開裂失效。材料不合格導(dǎo)致氫致開裂是該管道產(chǎn)生裂紋的初始原因，因此該管道的SCC并不是典型的一般意義上的埋地管道近中性pH或者高pH SCC。

上述SCC歷史調(diào)查和僅有的兩個(gè)埋地管道SCC案例分析結(jié)果表明，國內(nèi)埋地長輸管道發(fā)生SCC的案例很少，發(fā)生SCC的原因與管體機(jī)械損傷和材料質(zhì)量有關(guān)，且都發(fā)生在管道服役初期，與典型的埋地管道SCC存在明顯差別。目前，未發(fā)現(xiàn)國內(nèi)埋地管道發(fā)生由典型的SCC導(dǎo)致的開裂事故。

埋地管道SCC現(xiàn)狀調(diào)查

自2002年SCC調(diào)查以后，經(jīng)過近20年的發(fā)展，國內(nèi)長輸埋地管道里程數(shù)量、運(yùn)行工況和日常管理維護(hù)方式都發(fā)生了巨大變化，長輸油氣管道總里程超過14萬公里，大口徑、高鋼級(jí)和高壓力的天然氣管道投運(yùn)越來越多，在役管道外防腐蝕層90%以上為三層聚乙烯（3PE），定期開展的管道內(nèi)外檢測(cè)成為管道完整性管理的重要依據(jù)。

部分管道的運(yùn)行年限超過20年，進(jìn)入了埋地管道SCC的高發(fā)時(shí)期。為明確在役管道SCC風(fēng)險(xiǎn)現(xiàn)狀，依據(jù)埋地管道SCC發(fā)生特點(diǎn)和直接評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，一方面選擇了不同服役時(shí)間的管道SCC高風(fēng)險(xiǎn)位置進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)開挖，開展裂紋檢測(cè)和應(yīng)力腐蝕相關(guān)參數(shù)的測(cè)試，明確所選擇管段的SCC風(fēng)險(xiǎn)，另一方面整理分析近年來的外腐蝕調(diào)查和環(huán)焊縫排查工作的調(diào)查結(jié)果，分析外腐蝕位置和管道補(bǔ)口位置的SCC風(fēng)險(xiǎn)。

埋地管道補(bǔ)口位置現(xiàn)場(chǎng)開挖檢測(cè)

本次開挖檢測(cè)包括位于榆林和泰安的天然氣管道和呼和浩特的原油管道，所開挖調(diào)查管道的服役時(shí)間分別為22年、8年和7年。共調(diào)查了8處位置。其中，6處管道的防腐蝕層為3PE防腐蝕層，補(bǔ)口采用熱收縮帶補(bǔ)口；1處管道的防腐蝕層為含聚氨酯泡沫的防腐蝕保溫層；1處站內(nèi)管道的防腐蝕層為聚丙烯冷纏帶+環(huán)氧底漆。所開挖調(diào)查管道的基本信息如下：

A管道

服役時(shí)間：22年

管材：X60螺旋焊管

壁厚：7.14mm

防腐蝕層和補(bǔ)口類型：3PE防腐蝕層，熱收縮帶

位置1	距離上游壓氣站7.3km
位置2	距離上游壓縮機(jī)12.6km
位置3	距離上游壓縮機(jī)14.6km
位置4	距離上游壓縮機(jī)16.3km
位置5	距離上游壓縮機(jī)40.0km，交流電壓最大12.9V

B管道

服役時(shí)間：8年

管材：X70螺旋焊管

壁厚：17.5mm

防腐蝕層和補(bǔ)口類型：3PE防腐蝕層，環(huán)氧底漆+熱收縮帶

位置6

石方區(qū)、補(bǔ)口浮銹

C管道

服役時(shí)間：8年

管材：X70直縫管

壁厚：26.2mm

防腐蝕層和補(bǔ)口類型：環(huán)氧底漆+聚丙烯冷纏帶

位置7

壓氣站出站變壁厚焊接位置

D管道

服役時(shí)間：7年

管材：X60螺旋焊管

壁厚：7.1mm

防腐蝕層和補(bǔ)口類型：PE+聚氨酯保溫層+FBE，環(huán)氧底漆+熱收縮帶+保溫瓦+熱收縮帶

位置8

陰極保護(hù)屏蔽、微生物腐蝕

A管道服役時(shí)間為22年，2018年內(nèi)檢測(cè)結(jié)果表明，補(bǔ)口位置發(fā)生了腐蝕，而2012年內(nèi)檢測(cè)結(jié)果表明補(bǔ)口位置沒有明顯腐蝕跡象。這說明隨著服役時(shí)間的延長，該管段補(bǔ)口位置的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)升高。補(bǔ)口位置通常會(huì)出現(xiàn)陰保屏蔽，所以該位置發(fā)生SCC的概率增大，且該管道服役時(shí)間超過了20年，達(dá)到了SCC的高發(fā)年限。因此，選擇了5處典型的補(bǔ)口腐蝕位置進(jìn)行開挖檢測(cè)。其中，距離上游壓氣站20km內(nèi)4處、存在交流干擾位置1處。

在B管道上選擇了容易產(chǎn)生額外應(yīng)力的石方區(qū)補(bǔ)口位置。

在C管道上選擇了距離壓縮機(jī)較近的管道出站焊縫位置，該處運(yùn)行壓力較大、溫度高、壁厚變化容易導(dǎo)致應(yīng)力集中。

在D管道上選擇了發(fā)生陰極保護(hù)屏蔽、導(dǎo)致管道發(fā)生微生物腐蝕的補(bǔ)口位置。

考慮到腐蝕檢測(cè)的需要、操作方便性和可視化效果，采用DPT-5型探傷滲透劑檢測(cè)裂紋位置，并采集了部分腐蝕樣品進(jìn)行了物相分析。

A管道：補(bǔ)口位置的典型防腐蝕層和補(bǔ)口腐蝕形貌如圖1a所示，腐蝕以均勻腐蝕為主，腐蝕產(chǎn)物為棕褐色鐵銹，主要成分為Fe3O4和α-FeOOH，與大氣腐蝕產(chǎn)物類似，表明補(bǔ)口位置的腐蝕主要是由埋設(shè)位置沙土中的濕氣進(jìn)入補(bǔ)口導(dǎo)致。打磨除銹后的裂紋滲透檢測(cè)結(jié)果如圖2a所示，僅在個(gè)別位置有很小的點(diǎn)蝕坑，點(diǎn)蝕深度在0.2mm左右，沒有發(fā)現(xiàn)裂紋類缺陷。

B管道：補(bǔ)口位置典型防腐蝕層和腐蝕形貌如圖1b所示，腐蝕產(chǎn)物為黃褐色浮銹，管道沒有發(fā)生明顯的點(diǎn)蝕。腐蝕產(chǎn)物的主要成分為α-FeOOH，部分為SiO2雜質(zhì)，這表明該位置的腐蝕也主要是濕氣進(jìn)入補(bǔ)口導(dǎo)致的。打磨除銹后的裂紋滲透檢測(cè)結(jié)果如圖2b所示，沒有發(fā)現(xiàn)點(diǎn)蝕或者裂紋類缺陷。

C管道：焊縫位置防腐蝕層形貌和腐蝕形貌如圖1c所示，在聚丙烯冷纏帶防腐蝕層底部存在翹邊和脆化的現(xiàn)象，但內(nèi)部紅色底漆基本良好，沒有明顯的腐蝕跡象。打磨后的裂紋滲透檢測(cè)結(jié)果如圖2c所示，沒有發(fā)現(xiàn)點(diǎn)蝕或者裂紋類缺陷。

D管道：補(bǔ)口位置的腐蝕形貌如圖1d所示，腐蝕產(chǎn)物為灰黑色黏稠物質(zhì)，管道存在明顯的點(diǎn)蝕，且點(diǎn)蝕坑深度較大，達(dá)管道壁厚的70%。腐蝕產(chǎn)物的主要成分為FeCO3和FeS，是典型的厭氧環(huán)境硫酸鹽還原菌腐蝕產(chǎn)物，同時(shí)腐蝕產(chǎn)物中還含有部分β-FeOOH，該物質(zhì)主要在富含氯離子的環(huán)境中產(chǎn)生。這表明該環(huán)境中的氯離子加速了細(xì)菌腐蝕。打磨除銹后的裂紋滲透檢測(cè)結(jié)果如圖2d所示，除了較大的點(diǎn)蝕坑外，補(bǔ)口局部位置還存在深度1mm左右的點(diǎn)蝕坑，沒有發(fā)現(xiàn)明顯的裂紋類缺陷。

(a) A管道 (b) B管道

圖1 不同調(diào)查點(diǎn)管道的防腐蝕層和腐蝕形貌

(a) A管道 (b) B管道

圖2 不同調(diào)查點(diǎn)管道裂紋的滲透檢測(cè)結(jié)果

上述現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查結(jié)果表明，所調(diào)查管線的補(bǔ)口位置均未發(fā)生SCC現(xiàn)象。

管道外腐蝕開挖調(diào)查結(jié)果

收集分析了2015-2020期間開展的總共98處管道外腐蝕調(diào)查結(jié)果。現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查檢測(cè)均未發(fā)現(xiàn)管道表面有裂紋類缺陷，具體調(diào)查信息和結(jié)果如表1所示。其中管道防腐蝕層主要為3PE，防腐蝕層類型中的其他是指聚丙烯冷纏帶或?yàn)r青。調(diào)查結(jié)果表明，在發(fā)生外腐蝕的管道中，陰保屏蔽或者保護(hù)不足的有62處，存在機(jī)械損傷的有33處，發(fā)生明顯點(diǎn)蝕的有43處。陰保不足或屏蔽導(dǎo)致管道發(fā)生腐蝕是管道發(fā)生SCC的必要條件，機(jī)械損傷導(dǎo)致的應(yīng)力集中可明顯增大管道發(fā)生SCC的風(fēng)險(xiǎn)。而調(diào)查結(jié)果表明，在上述易發(fā)生SCC的管道位置均未發(fā)現(xiàn)SCC現(xiàn)象，這表明目前國內(nèi)埋地長輸管道SCC的風(fēng)險(xiǎn)較低。

表1 2015-2020管道外腐蝕調(diào)查結(jié)果

環(huán)焊縫排查檢測(cè)結(jié)果

針對(duì)事故風(fēng)險(xiǎn)高的環(huán)焊縫補(bǔ)口位置，中石油自2018年起開展了環(huán)焊縫排查工作，將需要排查的環(huán)焊縫定位、開挖、去除補(bǔ)口防腐蝕層并打磨后，采用超聲相控陣、超聲衍射時(shí)差法、磁粉、滲透和X射線等無損檢測(cè)技術(shù)，對(duì)焊縫位置的缺陷進(jìn)行詳細(xì)的檢測(cè)，并對(duì)檢測(cè)出的缺陷定性、定量、分級(jí)和評(píng)價(jià)。

目前，總共已完成3萬多處環(huán)焊縫開挖檢測(cè)工作，截至2019年底共發(fā)現(xiàn)了180多處裂紋類缺陷，但通過滲透或者磁粉檢測(cè)發(fā)現(xiàn)的表面開口裂紋僅3處，且都是單一裂紋。其中，兩處焊縫表面裂紋沿管道軸向擴(kuò)展，焊縫位置沒有腐蝕跡象：裂紋1位于管道的1點(diǎn)鐘位置，長度7mm，裂紋2位于11點(diǎn)半位置，長度8 mm，裂紋形貌如圖3所示。

(a) 裂紋1

(b) 裂紋2

圖3 焊縫表面裂紋

由于焊縫表面沒有腐蝕跡象，所以這兩處裂紋主要由焊接和應(yīng)力集中導(dǎo)致。另一處存在表面裂紋的補(bǔ)口位置有浮銹，射線檢測(cè)時(shí)發(fā)現(xiàn)了3mm左右的裂紋，去除浮銹后再次進(jìn)行滲透檢測(cè)時(shí)，裂紋消失，這表明該處裂紋很淺。該處補(bǔ)口位置土壤較為干燥，補(bǔ)口熱收縮套黏結(jié)力合格（大于80N/cm），腐蝕產(chǎn)物僅為一層浮銹，不存在明顯的點(diǎn)蝕，發(fā)生腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)低。且該位置管線運(yùn)行壓力為6.7MPa，壁厚17.5mm，管徑1016mm，管道環(huán)向受力僅為194MPa，為管道屈服強(qiáng)度（485MPa）的40%，受力較低，因此該位置出現(xiàn)SCC的風(fēng)險(xiǎn)較低，該裂紋由焊接導(dǎo)致的可能性較大。

以上分析表明，環(huán)焊縫排查發(fā)現(xiàn)的裂紋多數(shù)為內(nèi)部裂紋而非表面開口裂紋，僅有3處表面開口裂紋，其中兩處裂紋位置不存在腐蝕，1處裂紋位置發(fā)生腐蝕和SCC的可能性很小，因此可判定這3處裂紋不是SCC導(dǎo)致的裂紋。環(huán)焊縫排查結(jié)果表明，現(xiàn)階段國內(nèi)管道補(bǔ)口位置發(fā)生SCC的風(fēng)險(xiǎn)較低。

原因分析

上述國內(nèi)管道SCC相關(guān)調(diào)查結(jié)果表明，目前國內(nèi)尚未發(fā)現(xiàn)典型的管道高pH或者近中性pH的SCC，SCC風(fēng)險(xiǎn)較低。國內(nèi)外大量的現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查和試驗(yàn)研究數(shù)據(jù)表明，管道SCC只有在應(yīng)力、環(huán)境和材質(zhì)3個(gè)因素的協(xié)同作用下才會(huì)發(fā)生，風(fēng)險(xiǎn)隨著管道運(yùn)行年限延長而增加，且SCC只可能在因涂層破損而發(fā)生腐蝕的位置發(fā)生。目前，國內(nèi)管SCC風(fēng)險(xiǎn)較低的原因主要有以下幾點(diǎn)：

01 國內(nèi)在役管道外腐蝕風(fēng)險(xiǎn)低

通常采用防腐蝕涂層加陰極保護(hù)的方式抑制土壤對(duì)埋地長輸管道的腐蝕，目前在使用的管道外防腐蝕層有瀝青、煤焦油瓷漆、聚乙烯纏帶、三層聚乙烯（3PE）和熔結(jié)環(huán)氧粉末（FBE）等。其中，3PE防腐蝕層由于其優(yōu)良的絕緣性、耐腐蝕、抗?jié)B透和耐破壞性能，自20世紀(jì)90年代引入國內(nèi)后，在陜京管道、西氣東輸和中俄東線等重大管道工程中得到了廣泛應(yīng)用，成為國內(nèi)長輸埋地管道應(yīng)用最多的外防腐蝕層，3PE防腐蝕層管道占長輸埋地管道總里程的90%以上。同時(shí)，還有少部分管道采用了FBE防腐蝕層，其他類型防腐蝕層管道基本停用。FBE防腐蝕層與陰極保護(hù)兼容性很好，不會(huì)發(fā)生SCC，而3PE防腐蝕層管道存在由陰保屏蔽導(dǎo)致近中性pH SCC的風(fēng)險(xiǎn)。然而近年來的腐蝕調(diào)查結(jié)果表明，即便3PE防腐蝕層出現(xiàn)剝離，管體上暫未出現(xiàn)由大面積剝離失效導(dǎo)致的陰極保護(hù)屏蔽的情況。國內(nèi)3PE防腐蝕層管道發(fā)生SCC的主要為補(bǔ)口、劃傷、硌傷等容易產(chǎn)生陰保屏蔽、陰保不足或雜散電流干擾的位置。目前我國針對(duì)外腐蝕開展的外檢測(cè)和針對(duì)管體缺陷開展的內(nèi)檢測(cè)頻率較高，一般3～5年開展一次外檢測(cè)和內(nèi)檢測(cè)，且每次檢測(cè)后都制定了針對(duì)防腐蝕層和外腐蝕的開挖修復(fù)計(jì)劃，并開展了專項(xiàng)的陰極保護(hù)問題或雜散電流干擾的治理工作，使得管道發(fā)生外腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)明顯降低，從而降低了SCC發(fā)生的風(fēng)險(xiǎn)。

02 管道服役時(shí)間較短

SCC的發(fā)生需要較長的裂紋萌生和孕育時(shí)間，國外統(tǒng)計(jì)資料表明，對(duì)于瀝青、纏帶和煤焦油瓷漆類等現(xiàn)場(chǎng)涂覆施工的管道，通常在管道運(yùn)行20年左右進(jìn)入SCC高發(fā)期。一方面，相對(duì)于其他防腐蝕層，3PE防腐蝕層的抗老化能力強(qiáng)，SCC裂紋的萌生和擴(kuò)展需要的時(shí)間更長。另一方面，目前國內(nèi)管道服役時(shí)間大多不滿20年，大部分管道未進(jìn)入SCC高發(fā)期。

03 管道運(yùn)行壓力相對(duì)較低

國外SCC案例分析表明，應(yīng)力腐蝕通常發(fā)生在運(yùn)行壓力大于管線鋼屈服強(qiáng)度60%的管段。國內(nèi)大部分管道的設(shè)計(jì)壓力管線鋼屈服強(qiáng)度的60%～70%，但實(shí)際運(yùn)行壓力一般低于設(shè)計(jì)壓力，主要輸氣管道運(yùn)行壓力如表2所示。可見，只有陜京一線和西一線的實(shí)際服役壓力大于管線鋼屈服強(qiáng)度的60%，此外國產(chǎn)管線鋼的屈服強(qiáng)度一般高于標(biāo)準(zhǔn)要求，如X80管線鋼屈服強(qiáng)度的實(shí)測(cè)值通常偏高，高于標(biāo)準(zhǔn)要求的555MPa，因此管道實(shí)際運(yùn)行壓力高于管材屈服強(qiáng)度60%以上的情況較少，管線鋼不具有發(fā)生SCC所需的應(yīng)力條件。

表2 國內(nèi)主要輸氣管道運(yùn)行壓力

雖然目前國內(nèi)3PE防腐蝕層管道發(fā)生SCC的風(fēng)險(xiǎn)較低，然而防腐蝕層的涂覆質(zhì)量差別較大及施工過程中可能遭受的外力破壞等都可能使3PE防腐蝕層存在局部破損和較為嚴(yán)重的涂層剝離情況，另外其絕緣電阻高，容易屏蔽陰極保護(hù)電流，導(dǎo)致剝離涂層下管道發(fā)生腐蝕。此外，3PE防腐蝕層管道補(bǔ)口位置大多采用液態(tài)環(huán)氧加熱收縮帶的結(jié)構(gòu)，投產(chǎn)后這種結(jié)構(gòu)補(bǔ)口發(fā)生失效的比例較大，補(bǔ)口位置容易發(fā)生陰極保護(hù)屏蔽導(dǎo)致管道腐蝕。

調(diào)查結(jié)果表明，大量補(bǔ)口存在腐蝕跡象。室內(nèi)試驗(yàn)結(jié)果表明，在陰保屏蔽的自腐蝕條件下，管線鋼存在發(fā)生近中性pH SCC的可能性。隨著服役年限的增加，3PE防腐蝕層管道存在較高的SCC風(fēng)險(xiǎn)。

結(jié)合國內(nèi)管道服役現(xiàn)狀，建議現(xiàn)階段采取以下措施降低3PE防腐蝕層管道發(fā)生SCC的風(fēng)險(xiǎn)：

（1）繼續(xù)加強(qiáng)外腐蝕控制，通過定期開展外檢測(cè)和內(nèi)檢測(cè)，修復(fù)破損涂層，防止出現(xiàn)3PE防腐蝕層發(fā)生大面積剝離腐蝕的情況；

（2）根據(jù)埋設(shè)土壤環(huán)境，對(duì)在役的X70和X80鋼級(jí)管道設(shè)定合適的陰極保護(hù)電位范圍，避免發(fā)生析氫；

（3）在日常外腐蝕開挖檢測(cè)工作中，重點(diǎn)關(guān)注防腐蝕補(bǔ)口、劃傷、硌傷、凹陷、環(huán)境干濕交替和石方區(qū)等SCC高風(fēng)險(xiǎn)位置，并開展裂紋檢測(cè)工作；

（4）對(duì)運(yùn)行20年以上的管線開展SCC直接評(píng)價(jià)，建立SCC位置識(shí)別模型，積累SCC高風(fēng)險(xiǎn)位置識(shí)別經(jīng)驗(yàn)；

（5）管道運(yùn)行和啟停輸過程中，盡量減少壓力波動(dòng)范圍、升降壓速度和次數(shù)。

結(jié)束語

國內(nèi)現(xiàn)有SCC案例分析和管道補(bǔ)口、環(huán)焊縫和外腐蝕開挖調(diào)查結(jié)果分析表明，國內(nèi)尚未發(fā)現(xiàn)典型的埋地管道SCC案例，已發(fā)生的管道SCC主要與材料制造缺陷、焊接缺陷和機(jī)械損傷有關(guān)。目前，國內(nèi)3PE防腐蝕層埋地管道外腐蝕控制較好，服役時(shí)間較短和服役壓力較低，因此管道發(fā)生SCC的風(fēng)險(xiǎn)較低。但國內(nèi)3PE防腐蝕層管道存在較多的剝離和補(bǔ)口失效問題，易產(chǎn)生陰極保護(hù)屏蔽導(dǎo)致管道腐蝕，隨著服役時(shí)間的延長，管道存在發(fā)生近中性pH SCC的風(fēng)險(xiǎn)。建議通過加強(qiáng)外腐蝕控制，防止高強(qiáng)鋼陰極析氫導(dǎo)致的氫脆，減少運(yùn)行壓力波動(dòng)，開展針對(duì)性SCC調(diào)查和直接評(píng)價(jià)工作，降低SCC風(fēng)險(xiǎn)，保障管道的安全運(yùn)行。

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