管道腐蝕評估技術與其檢測方法對比

董紹華，費　凡，安　宇,陶志剛

(中石油北京天然氣管道有限公司， 北京100101)

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管道腐蝕評估技術與其檢測方法對比

董紹華，費凡，安宇,陶志剛

(中石油北京天然氣管道有限公司， 北京100101)

通過對國外管道腐蝕開裂的調研，針對管道應力腐蝕與氫致開裂問題，分析了二者的腐蝕評估模型及其敏感性，針對現有標準和評估方法中對焊縫缺陷評價的適用性尚不明確的問題，通過案例分析提出了制定符合國內應力腐蝕開裂評價標準的急迫性。通過對管道進行相控陣與射線檢測的對比，發(fā)現腐蝕缺陷評估目前主要針對體積型缺陷，對環(huán)焊縫評估還需進行深入研究。分析表明，相控陣與射線檢測不可互相替代且各有優(yōu)缺點，對內部腐蝕、夾雜、裂紋等的檢測應聯合兩種方法。

氫致開裂；腐蝕評估；焊縫檢測;相控陣

19652005年，美國累計有350多條管線發(fā)生了起源于外表面的應力腐蝕開裂。1995年俄羅斯中部、北部和西伯利亞地區(qū)相繼發(fā)生管道應力腐蝕開裂失效事故,且裂紋多數位于防腐層缺陷處的金屬表面。20072009年，有關資料顯示加拿大發(fā)生了32起近中性pH值的應力腐蝕開裂事故，管線的破裂和爆炸引起的嚴重后果迫使加拿大國家能源局組織多家研究機構,對管道外部應力腐蝕開裂進行調查和研究[1-3]。

1995年，英國煤氣公司在對管線應力腐蝕開裂的調研報告中，指出了發(fā)生應力腐蝕開裂的現場條件，并從防腐層和陰極保護、管道鋼強度等級和質量、管道的應力水平和循環(huán)應力三個方面，指出了歐州管線發(fā)生土壤應力腐蝕開裂的潛在風險[4]。一些研究者還設計了土壤風險評估模式[5]，這些模式劃分為特定泥土條件下的應力腐蝕風險，其數據還處于不斷的更新之中。加拿大的研究機構用全管段進行了長達1年的模擬試驗，以探討應力波動對管道的影響。美國氣體研究院聯合美國和加拿大的多家管道公司和研究機構，在1995年開始探討土壤應力腐蝕機理的研究，其目的是防止和最大限度地減少埋地管線應力腐蝕開裂，并研究開發(fā)了能抵抗應力腐蝕開裂的管道用鋼材[6]。

輸氣管道的外部應力腐蝕是當今石油天然氣工業(yè)面臨的嚴重問題之一。從20世紀60年代后期,在美國的輸氣管線中發(fā)現了首例管道外部應力腐蝕以來，已經在美國、加拿大、歐洲、澳大利亞、伊朗和巴基斯坦等國家中發(fā)現了土壤環(huán)境(電阻率、含水率可溶鹽含量)造成的應力腐蝕[7]。所以對于埋地輸氣管線而言，潛在的管道外部應力腐蝕具有普遍性。根據應力腐蝕開裂的不同機理，存在兩種形式的應力腐蝕開裂，即高pH值和近中性pH值的應力腐蝕開裂[8]。兩者的主要差別是裂紋的形貌不同，高pH值的應力腐蝕開裂是晶間型裂紋，而近中性pH值的應力腐蝕開裂是穿晶型裂紋，并具有明顯的二次腐蝕特征。

1　腐蝕評估

1.1應力腐蝕(SCC)問題

應力腐蝕的敏感性與滲透到鋼材內的氫含量有關，氫滲透量主要與水的pH值和H2S含量有關，分析硫化物應力腐蝕所需的基本數據見表1。典型情況下，已發(fā)現鋼中的氫通量在pH值接近中性的溶液中最低，而在pH值較低和較高的溶液中都增加。較低pH值的腐蝕由H2S引起，而高pH值的腐蝕則由高濃度的二硫化物離子引起。高pH值溶液中存在氰化物可加劇氫滲透到鋼材中，鋼材對應力腐蝕的敏感性隨H2S含量增加而增大，已發(fā)現水中H2S體積分數低至百萬分之一，足以引起應力腐蝕[9-13]。

表1　分析硫化物應力腐蝕所需的基本數據

應力腐蝕的敏感性主要與材料的硬度、應力水平有關，硫化物應力腐蝕的敏感性評估見表23。隨著硬度的增加,鋼對應力腐蝕的敏感性也增加，通常不用考慮在濕硫化氫環(huán)境下有較低硬度的壓力容器和管道的碳鋼基體金屬會出現應力腐蝕。但是焊接熔敷金屬和熱影響區(qū)會含有高硬度區(qū)和高焊接殘余應力，與焊縫相關的高殘余拉伸應力會增加鋼對應力腐蝕的敏感性。焊后熱處理減少了殘余應力，并對焊縫熔敷金屬和熱影響區(qū)進行了軟化。

表2　硫化物應力腐蝕的環(huán)境嚴重度評估

表3　硫化物應力腐蝕敏感性評估

1.2氫致開裂(HIC)問題

HIC的形成不需要施加外部應力，開裂的驅動力是氫鼓包內壓力造成的氫鼓包周邊的高應力。這些高應力場的相互作用容易導致鋼中不同平面上鼓包的裂紋形成。鼓包內壓力的形成與鋼中氫的滲透通量有關，鋼中的氫是鋼與濕硫化氫間的腐蝕反應產生的，而腐蝕反應的發(fā)生需要水的存在，最后的氫通量主要與環(huán)境的pH值和水中的H2S體積分數有關，分析HIC所需的基本數據見表4，HIC敏感性評估見表5,6。

一般地，已經發(fā)現鋼中氫通量在pH值接近中性的溶液中最低，而在pH值較低和較高的溶液中都將增加。在較低pH值下的腐蝕又由H2S引起，而在高pH值下的腐蝕則由高濃度的二硫化物離子造成。高pH值下出現的氰化物可進一步加劇氫滲透到鋼材中。氫滲透隨H2S體積分數的增加而增大，水中H2S體積分數低至50X10-6時就足以引起HIC[14-17]。

表4　分析HIC所需的基本數據

表5　HIC環(huán)境嚴重度評估

氫致裂紋擴展的位錯模型見圖1，式(1)為氫致開裂過程區(qū)斷裂判據。如果管道氫致開裂存在韌性斷裂，并是其主要斷裂模式，過程區(qū)斷裂判據作為評價判據則不合適，需要以JISCC作為裂紋啟裂的斷裂韌性評價判據,見式(2)，韌性斷裂的擴展模式見圖2。當韌性硬化材料處于氫環(huán)境下，其臨界積分的表達式即為JISCC韌性斷裂判據。

表6　HIC敏感性對比

圖1　氫致裂紋擴展的位錯模型

圖2　韌性斷裂的擴展模式

(1)

(2)

1.3管道的SCC敏感性分析

輸氣管道同時滿足下列條件應判定為易出現應力腐蝕開裂管段： ① 運行壓力下產生的應力超過規(guī)定最小屈服強度的60%。② 管齡超過10年。③ 含有非熔結環(huán)氧粉末或液體環(huán)氧的其他防腐層。④ 含有現場未進行表面粗糙度處理涂覆的熔結環(huán)氧粉末或液體環(huán)氧防腐層類型。

輸氣管道還要滿足：工作溫度超過38 ℃,安裝在壓氣站下游32 km以內，則應判定為易出現高pH應力腐蝕開裂管段。輸油管道的SCC敏感管段可按上述條件識別。當管道發(fā)生過應力腐蝕開裂事故，并且滿足上述條件之一的，應確定為應力腐蝕開裂敏感區(qū)域。

2　缺陷評價系統(tǒng)

國內目前對于X80鋼及更高鋼級管道缺陷失效機理、缺陷評價方法的研究尚無工程適用性結論?，F有標準和方法針對管道焊縫缺陷評價的適用性結論尚不明確。傳統(tǒng)基于應力的缺陷評價方法對于應變設計韌性好的管道較保守。目前國內外普遍使用的軟件系統(tǒng)包括：HIC評價與壽命分析系統(tǒng)、API579 FOR pipeline系統(tǒng)、ASME B31.GDNVRPF1010Modified B31.G評價系統(tǒng)、Restreng評價系統(tǒng)、Welding Assessment For Pipeline系統(tǒng)、BS7910系統(tǒng)、PRCI 的PDAM系統(tǒng)等。

3　案例分析

3.1ENBRIDGE 管道公司原油管道泄漏

2013年2月8日ENBRIDGE 管道公司用于運輸從NormanWells西北地區(qū)到ZamaAlberta的21號低硫原油管道發(fā)生泄漏事故。泄漏發(fā)生位置處的管道鋼級為359，公稱壁厚為6.9 mm處。該管段由IPSCO有限公司制造，采用的是高頻電阻焊直焊縫管，外敷聚乙烯，在1984年3月進行打壓試驗，試驗壓力為最大運行壓力9 896 kPa。裂紋形貌為晶間開裂，貫穿89%的管道壁厚，與內部應力腐蝕開裂一致。焊接殘余應力是最可能引起開裂行為的拉伸應力。運輸安全局在2014年2月14日向國家能源局發(fā)布了安全報告，通知ENBRIDGE公司進行試驗和分析，其中包括甲醇對管線鋼晶間應力腐蝕開裂的萌生影響的試驗。作為應對措施，國家能源局指出，甲醇作為干燥介質已經成功應用于管道投產期間，需要進行進一步的分析確定引起開裂的其他因素。同樣ENBRIDGE公司指出結果顯示當某位置承受足夠高的應力時，使用甲醇可能引起應力腐蝕開裂，而水的pH值低于抑制應力腐蝕開裂的數值。

3.2TRANSCANADA管道公司天然氣管線破裂

2009年9月26日TRANSCANADA管道公司在安大略省Marten河附近的100-1天然氣管線發(fā)生破裂。隨后由于管道壓力低，112號壓縮機站上游的干線112-1號閥門自動關閉。事故發(fā)生時，TRANSCANADA管道公司正在輸送低硫天然氣,泄漏的氣體沒有點燃。管線100-1外徑762 mm，最大允許運行壓力6 892 kPa，對于1級位置，基于普通管材等級X52的管壁厚度是9.53 mm。管線100-1于1958年在威斯康星州密爾沃基工廠由A.O.Smith公司制造，隨后施工安裝。通過調研發(fā)現其中一個碎片表面上的硬點被確定為破裂開始位置。制造時由于鋼板局部淬火，然后立即在鋼板表面進行最終熱軋而形成硬點。夏比沖擊試驗是確定破裂過程中材料吸收能量的標準方法，并可確定材料韌性。通過該試驗確定了破裂點附近的管道韌性相對較差，導致破裂涉及的整個管道接頭中發(fā)現大量脆性斷裂。管道中硬點、內部天然氣壓力造成的鼓脹應力和破裂位置上可能存在原子氫，是TRANSCANADA管道公司(TCPL)管線100-1破裂的原因，并與以前破裂事件的結果一致。

3.3TRANSCANADA管道公司管道爆炸

2011年2月19日，TRANSCANADA公司的天然氣管道從開裂處溢出天然氣,經引燃后發(fā)生爆炸和火災，此時管道內正輸送低硫天然氣。在事發(fā)地點附近，有三條管道并行鋪設，相互間距約為10 m。編號分別為100-1、100-2和100-3，發(fā)生開裂的是100-2號管道。按照CSA Z662《加拿大油氣管道系統(tǒng)》標準，100-2管道在該處被定義為一類管道，壁厚9.13 mm，外徑914.4 mm。現場初步檢查完成后，對管道表面做磁粉檢測，在管道開裂處以及上下游的管道接口處發(fā)現大量的應力腐蝕裂紋簇。這些裂紋簇大都相對較小，沒有明顯的集中在單條裂紋附近。通過分析裂紋簇得知：管道軸向出現的近中性pH值SCC導致失效，本質上是穿晶型裂紋。SCC大約位于管道07…30分鐘(向下游看)位置，距上游環(huán)焊縫約2 m,管道開裂從失效點向上下游分別擴展了1.8 m和2 m,并在焊趾處沿環(huán)焊縫周向擴展，隨后繼續(xù)向上游擴展了4.1 m。對開裂點上下游管道接口整體檢查后也發(fā)現SCC，說明外層防腐層出現了異常，導致管道開裂點的裂紋從起始點開始擴展。上下游接口處管材經檢測發(fā)現,其符合當時制管時標準中的最低力學性能，同時也符合當今的制管標準。

SCC降低了管體鋼材的抗壓能力，在正常操作壓力下產生了永久性的局部屈服。管體上相對一致的SCC增長表明裂紋在管體上的擴展較早。100-2管線外表面使用瀝青釉層加玻璃纖維，后來又使用強制電流CP系統(tǒng)來進一步保護管道免受腐蝕。隨著時間推移，在外力作用下，外部瀝青釉層可能退化并與管道脫連。發(fā)生防腐層脫連時，只要CP系統(tǒng)電流能到達管道表面就能保護管道不發(fā)生腐蝕。然而在特定環(huán)境下，脫連防腐層和土壤的絕緣性使得管道表面直接接觸到腐蝕性的外部環(huán)境，同時屏蔽CP系統(tǒng)，讓SCC進一步擴展。還有一些特殊情況，如增加管道上的CP電流值可保證其腐蝕防護的有效性，一旦CP電流超過特定值就會出現過保護的情況，并在管體表面產生氫氣。氫氣可以加速防腐層脫離管道，反過來進一步屏蔽CP系統(tǒng)對管道的保護作用。CP系統(tǒng)一旦受到屏蔽，加上地下水及分解出的氣體和細菌進入防腐層與管道之間的空隙，就會產生一個適合SCC生成的堿性環(huán)境。SCC一旦生成，就會隨著時間的推移在管道正常使用的內壓下逐漸擴展。管體上的應力腐蝕裂紋降低了管道的承壓能力，從而在正常操作壓力下產生了局部的永久性屈服，最終導致管道開裂、爆炸和火災。

4　射線和相控陣檢測對比分析

射線檢測具有檢測結果直觀、對體積型缺陷的檢測靈敏度較高、檢測較薄工件效果較好、對平面型缺陷(如裂紋)的檢測靈敏度較低、平面型缺陷的檢出對照射角度要求較高等特點。相控陣檢測具有檢測厚度大、靈敏度高，能對缺陷進行定位和定量等特點。對薄板檢測時存在較大盲區(qū)，定性困難，但指向性較好,對于垂直于超聲傳播方向的面缺陷比較靈敏，易受缺陷形狀和底面形狀的影響。針對這兩種檢測方法，2014年57月，北京管道公司對榆林壓氣站一線壓縮機組配套管線焊縫進行了超聲波相控陣成像檢測和射線檢測。目的是對比兩次檢測的信號和結果，發(fā)現兩種檢測方法的差異性。其中檢測焊縫管徑為325 mm，直管壁厚為7 mm，彎頭壁厚為9 mm。

4.1A機組出口管線入地端焊縫的檢測

A機組出口管線入地端焊縫情況見圖3(a)，其射線檢測結果見表7，相控陣檢測焊縫編號為WAT1-W-4F,A機組壓縮機房外1#焊縫，長為7 mm,深為6 mm,如圖3(b)所示。通過分析對比結果可知：焊縫編號為A-01(1-2)和WAI1-W-1對應，射線檢測發(fā)現圓形缺陷13點，評為Ⅳ級不合格；相控陣因回波波幅較小未識別為缺陷。焊縫編號為A-01(3-0)和WAI1-W-4F對應，射線檢測發(fā)現4 mm 條形缺陷，評為Ⅱ級合格；相控陣識別為長7 mm，深6 mm的缺陷。射線、相控陣判定結果均為存在缺陷，但位置有偏差，結果不同。

圖3　A機組出口管線入地端焊縫及相控陣檢測結果

焊縫編號板厚/mm一次透照長度/mm相質指數缺陷位置、性質及長度/mm評定級別是否合格SYYL-YSCC-A-01(1-2)725613+35mm處圓形缺陷計13點Ⅳ否SYYL-YSCC-A-01(2-3)725613+120mm處圓形缺陷計4點Ⅱ是SYYL-YSCC-A-01(3-0)725613-90mm處條形缺陷計4mmⅡ是

4.2A機組空冷器后彎頭上端焊縫的檢測

A機組空冷器后彎頭上端焊縫情況見圖4(a)，射線檢測時：焊縫編號為SYYL-YSCC-A-04(0-1)，板厚7 mm，一次透照長度為256 mm，相質指數為13，評定級別為Ⅰ 級，評定合格；相控陣檢測時：檢測編號為WAI3-Z-1，A機組壓縮機房外3#焊縫長10 mm，深5.6 mm，如圖4所示。通過分析對比結果可知：焊縫編號為WAI3-Z-1和A-04(0-1)對應，相控陣識別為長10 mm，深5.6 mm的缺陷，射線評為Ⅰ級合格。相控陣識別出缺陷，射線未識別出，結果不同。

圖4　A機組空冷器后彎頭上端焊縫及相控陣檢測結果

圖5　A機組入口彎頭下端焊縫

4.3A機組入口彎頭下端焊縫的檢測

A機組入口彎頭下端焊縫情況見圖5(a)，射線檢測時：焊縫編號為SYYL-YSCC-A-05(0-1)，板厚7 mm，一次透照長度256 mm,相質指數13,發(fā)現圓形缺陷1個，評定級別I級，合格；相控陣檢測時：編號為1-Z-1，A機組壓縮機房外1#焊縫，長26 mm,深5.8 mm,如圖5(b)所示。通過分析對比結果可知：1-Z-1和A-05(0-1)對應，均評為Ⅰ級合格。相控陣、射線均發(fā)現缺陷，嚴重程度判定不同。

4.4B機組出口管線入地端焊縫的檢測

B機組出口管線入地端焊縫情況見圖6(a)，射線檢測時:焊縫編號為SYYL-YSCC-B-01(0-1),板厚7 mm，一次透照長度256 mm，相質指數13,發(fā)現25 mm未熔合缺陷，評定為IV級，不合格；超聲檢測編號為:WAIB-1-Z-1,B機組壓縮機房外1#焊縫，長10 mm,深3.8 mm,如圖6(b)所示。通過分析對比結果可知：B-01(0-1)和WAIB-1-Z-1對應，射線、相控陣均判定為存在缺陷，檢測結果一致。

圖6　B機組出口管線入地端焊縫及相控陣檢測結果

圖7　C機組風冷器后彎頭上端焊縫及相控陣檢測結果

4.5C機組風冷器后彎頭上端焊縫

C機組風冷器后彎頭上端焊縫情況見圖7(a)，射線檢測時:編號SYYL-YSCC-C-05(1-2),板厚7 mm,一次透照長度256 mm,相質指數13,發(fā)現圓形缺陷3處，評定級別II級，合格；相控陣檢測時，編號為WAIC-5-W-2，C機組壓縮機房外5#焊縫，長22 mm,深4 mm,如圖7(b)所示。通過分析對比結果可知：C-05(1-2)和WAIC-5-W-2對應，射線、相控陣均判定為存在缺陷，檢測結果基本相同。

4.6C機組入口彎頭下端焊縫的檢測

圖8　C機組入口彎頭下端焊縫及相控陣檢測結果

C機組入口彎頭下端焊縫情況見圖8(a)，射線檢測時：編號為SYYL-YSCC-C-06-(0-1)，板厚7 mm,一次透照長度256 mm,相質指數13,判定合格，評定I級；相控陣檢測時:編號C-1-Z-1，C機組壓縮機房外1#焊縫，長11 mm,深5.8 mm，如圖8(b)所示，通過分析對比結果可知：C-1-Z-1和C-06-(0-1)對應，相控陣識別出缺陷，射線未識別出，檢測結果不同。

5　結語

為了對老舊管道與新建管道因腐蝕引起的管道失效進行管理，需在現有管道腐蝕預防與管理技術的基礎上，加強應力腐蝕開裂與氫致開裂的預控技術。當前急需研究分析SCC現象。雖然國內案例較少，但其形成的可能性很大，需要盡快制定符合國內埋地鋼管道應力腐蝕開裂的評價標準。HIC問題逐漸擴大化，主要原因是含氫管道的出現和煤氣管道的建設和發(fā)展。

國外目前SCC失效已經占很大比重，同時失效前不易被發(fā)現，主要通過超聲波檢測和打壓試驗評估的手段。甲醇對于管道應力腐蝕有一定的危害，在冬季運行期間，需要減少甲醇使用量，并對其SCC危害的機理進行分析研究，科學評估其適用性。如果防腐層破損，則可能CP電流加大，一旦CP電流超過特定值，就會出現過保護的情況，并在管體表面產生氫氣。氫氣可以加速防腐層脫離管道，反過來進一步屏蔽CP系統(tǒng)對管道的保護作用。

通過相控陣檢測與射線檢測的對比,發(fā)現腐蝕缺陷評估技術目前主要針對檢測出的體積型缺陷，但環(huán)焊縫的定量化評估、高鋼級管道的評估方法還需要深入研究。通過對超聲相控陣和射線兩種檢測方法的對比分析表明，兩種方法不可互相替代，各有優(yōu)缺點，尤其對于內部腐蝕、雜質、裂紋等缺陷的檢測，應聯合使用。

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Pipeline Corrosion Evaluation Technology and the Comparison of Detection Method

DONG Shao-hua, FEI Fan, AN Yu, TAO Zhi-gang

(Petrochina Beijing Gas Pipeline Co., Ltd., Beijing 100101, China)

Aiming at the problem of pipeline stress corrosion and hydrogen induced cracking, the corrosion evaluation model and its corresponding sensitivity were analyzed through the investigation of foreign pipelines. Because the applicability of existing standards and evaluation methods for weld defects is not clear, it is proposed that the need for the domestic stress corrosion cracking evaluation standard by means of case analysis is imminent. The construction and development of hydrogen pipeline causes HIC gradually expanded, which needs a system research. Combined with the Shaan-Jing gas pipeline management practice, through the comparison of the phased array and ray detection, it was found that the corrosion defect assessment mainly is performed for volume defects, while the weld assessment needs to be further studied. The comparative analysis of array and X-ray detection showed that the two methods cannot replace each other, and each of them has advantages and disadvantages. They should be combined for the detection of internal corrosion, impurities and cracks.

Hydrogen induced cracking; Corrosion evaluation; Weld detection; Array

2015-05-28

董紹華(1972-)，男，博士，教授級高工，主要從事科技管理、完整性管理及信息技術管理工作。

10.11973/wsjc201603010

TG115.28

A

1000-6656(2016)03-0034-07