影响天然气长输管道腐蚀因素研究

关键词： 输送 天然气 管道

目前, 我国天然气资源的输送主要依靠的是长输管道, 据调研, 国内外天然气输送方式主要以长距离埋地管道输送为主, 长输天然气管道沿途会遇到复杂的地形, 以及气候与温度的变化。天然气在管道输送过程中, 具有长距离、高压力、地域广和大流量等特点。长输管道周围的土壤对管道也会有着不同程度的腐蚀, 即使是钢制输气管道在埋地情况下也是容易发生腐蚀的, 一旦地下输气管道腐蚀, 要进行维修护理作业时十分困难的, 而且会直接影响天然气的输送任务。因此, 对长输天然气管道的腐蚀因素的研究显得十分重要, 本文从影响长输管道内、外腐蚀两个方面进行了深入研究, 内外表面各个部位出发, 找出了影响长输管道腐蚀的真正原因, 并相应提出了防腐措施和方法[1,2,3]。

1 长输管道内腐蚀影响因素以及措施

1.1 钢管内表面预处理

长输管道钢管内壁需要进行清洗, 主要是为了清除表面的油污、介质污染物、尘垢、水分和锈物等, 这些物质会极大的提高管道的腐蚀性。管道内表面具有一定的粗糙性, 可以提高管道的粘结性。据统计, 内表面杂质的处理程度高低直接影响后续涂层质量, 一旦内涂层处理工序不够理想, 将会是管道壁起皮、起泡、结块, 导致粘结力降低, 直接降低涂层质量, 管道腐蚀危险加大[4]。

1.2 涂层材料质量

市面上的管道涂层材料有很多, 而且不同材料其性能也不尽相同, 目前对涂层材料的要求国内外尚未有统一标准, 实际选择涂层材料过程中, 应该根据输送管道材质、天然气组分、气质和温度等条件, 选取适当的材料。例如:湿气本身含有水分较多, 应该选用环氧酚醛型或环氧型涂层材料;天然气含硫成分较多的情况下, 应选取环氧型材料;净化厂在附近几公里范围内, 输送的工艺气温度高达60℃的情况下, 应选取环氧酚醛材料, 这种材料耐高温性能强。

1.3 涂装工艺

涂装工艺技术应该与涂层材料和结构相匹配。手工涂装比机械涂装效果差, 这种情况下要对焊道处进行重处理。在涂装工艺过程中, 一定要掌握好工序的连续性, 保障流水线作业的形式。表面处理完后, 进行底层涂刷, 然后中间层涂刷—面层涂刷—固化、质检、堆放;按照标准时间进行每道工序, 涂敷下一道涂料前, 保证上一道涂料达到实干的程度, 但是不能处于完全固化, 否则, 固化的情况下, 两道涂层是很难附着在一起, 因为两层之间缺少附着力。除此之外, 在每道工序之间应该防止表面污染, 避免表层不平、残留杂货而影响下道工序。

1.4 内涂层补口

常用的焊接补口技术主要有4种, 分别是短管补口、真空负压补口、车载式补口、记忆合金热胀套补口等。除此之外, 在内壁焊接牺牲阳极的方法, 可以有效防止内表明腐蚀, 一般情况下, 是根据长输管道埋地的实际地质情况, 来选取适当的补口技术。

1.5 天然气组分

长输管道天然气含有的组分比较多, 一般含有一定量的硫化氢、二氧化碳、水分等, 含有成分的多少也会影响内表面的腐蚀, 另外, 在输送过程中, 倘若天然气分离除尘效果不佳, 可能导致内涂层的老化、磨损、脱落。直接增加内表面的腐蚀危险。

1.6 管道内异物

在管道安装施工过程中, 尽量要保护好现场, 避免泥沙、石子等杂物混入管道内, 在进行清理内表面杂质的时候, 不易使用风力过大的吹扫, 这样也会在一定程度上破坏内涂层;但是内表面杂质吹扫不彻底, 这些杂质异物也会导致内涂层的破坏, 进而导致管道腐蚀。

1.7 清管质量

清管作业是天然气长输管道的一项常规作业, 主要是对管道内表面进行腐蚀产物、积水、异物进行清理, 清洁干净管道内壁, 一定程度上改善管道内壁的光洁度, 可以降低管道的腐蚀。

2 长输管道外表面腐蚀影响因素以及措施

长输天然气管道外腐蚀是经常发生, 一般会采取外防腐层和阴极保护等技术手段来防止外腐蚀的发生。当然, 外防腐层材料选取要恰当, 外防腐层的破坏也会阴极保护效果, 阴极保护技术功能就有可能发挥不处理, 这样导致管道严重腐蚀[5]。

2.1 管道外表面处理

长输天然气管道外表面处理的好坏, 关系到钢管与防腐层的粘结强度, 一旦外表面处理效果不佳, 会导致管道起泡、翘起、返锈等现象。应该根据 (GB/T8923-1988) 除锈等级标准, 来进行管道外表面的处理, 和内表面处理一样, 要保持一定的粗糙度。根据衬里、涂料性质以及防腐层厚度, 来综合确定管道外表面的粗糙度及其粗糙形状。

2.2 防腐层

长输天然气管道沿途会遇到复杂的地形, 以及气候与温度的变化。天然气在管道输送过程中, 具有长距离、高压力、地域广和大流量等特点。在选取管道外防腐层材料的时候, 要综合考虑长输管道的土壤状况、运行条件、施工环境、工艺以及经济合理性, 这样选取的材料能够做到因地制宜、具有较高的经济性、合理性以及可靠性。

在选取管道外防腐材料的时候, 需要具备以下几点条件:

(1) 电绝缘性好。相对的两外防腐层之间, 在一定面积下, 电阻应大于10000Ω·m2, 并且外防腐层耐击穿电压强度应大于电火花检测的电压标准。

(2) 外防腐层材料应具备耐阴极剥离能力, 强度越高, 防腐效果越好。

(3) 外防腐层具有一定的机械强度, 抗冲击强度高。

(4) 外防腐层具有抗弯曲性, 耐磨性性能高。

(5) 针入度达到一定的指标, 与管道有良好的粘接性。

(6) 外防腐层具有良好的化学稳定性, 较高的耐老化性、耐热和冷性能。

(7) 外防腐层吸水率低, 具有较强的抗微生物性能。

综合考虑经济性, 选取满足上述条件的外防腐层材料。在低洼富水地段, 一般首先考虑耐水、耐化学腐蚀优越的涂层材料, 这样的材料有还氧煤沥青及煤焦油瓷漆;在通过平原、沙质地段时, PE和煤焦油瓷漆材料可以承受气候干燥的环境;在氯化物盐渍地段, 一般选取PE、煤焦油瓷漆和用熔结环氧;石油沥青和聚乙烯胶粘带材料在碳酸盐土壤地带的使用, 对二氧化碳腐蚀有很强的防护作用;用熔结环氧粉末材料适合在温度高环境条件下使用;强度高、耐磨性能好、表面摩擦阻力小的熔结环氧涂层材料, 在穿越河流、隧道、公路路段有很强的适用性。

2.3 涂覆技术

对长输管道外防腐层的涂覆方法选取有很多, 主要包括机械喷涂、手工刷涂、淋涂和滚涂、热缠绕、静电喷涂、冷缠绕等, 上述每一种技术方法均有各自的一定适用性, 要根据管道材料和管道埋地条件综合选取正确的方法, 这样才能使工艺技术与实际相匹配, 有效保证涂覆质量。

2.4 搬运和堆放

管道在搬运和堆放过程中, 一定要注意对外防腐层的保护, 尤其是涂覆层, 该处是最容易磨损的。在搬运时, 要做到轻吊轻放, 避免猛烈撞击;在吊装时, 要做到使用软质吊带、绳索捆绑;在堆放时, 要做到在放置软垫在底部、层间, 保证堆放层数量, 做到不压薄、压变形防腐层。

2.5 施工过程

在工程施工过程中, 长输天然气管道其外防腐层容易受到损伤。施工时, 长输管道要搬运、堆放、托运、吊装, 埋地管道要下沟、回填, 对管道的处理工序一旦出现一点闪失, 都会导致管道防腐层的破坏, 进而影响防腐效果。

2.6 补口、补伤

对长输管道焊接口补口要根据SY0061-92、SY/T0420-97、SY/T0422-97、SY/T0315-97、SY/T4013-95、SY4014-93、SY/T0415-96等相关规范进行操作, 对管道损伤处补伤, 管道补口补伤的质量好坏对管道的防腐性能会产生直接影响。一旦处理效果不佳, 长输管道的防腐效果将大打折扣。因此, 应该认真仔细按照操作标准进行操作、执行。

3 结论

埋地长输天然气管道土壤环境、气候与温度的变化, 均会对管道的耐用性以及防腐性能产生影响。天然气在管道输送过程中, 具有长距离、高压力、地域广和大流量等特点。长输管道周围的土壤对管道也会有着不同程度的腐蚀。长输管道钢管内壁需要进行清洗, 主要是为了清除表面的油污、介质污染物、尘垢、水分和锈物等, 这些物质会极大的提高管道的腐蚀性。长输天然气管道外腐蚀是经常发生的, 一般采取外防腐层和阴极保护等技术手段来防止外腐蚀的发生。当然, 外防腐层材料选取要恰当, 外防腐层的破坏也会阴极保护效果, 阴极保护技术功能就有可能发挥不处理, 这样导致管道严重腐蚀。采取适当的材料和防腐措施可以有效的降低管道的腐蚀性。

摘要：针对长输天然气管道沿途会遇到复杂的地形, 以及气候与温度的变化, 天然气在管道输送过程中, 具有长距离、高压力、地域广和大流量等特点, 主要从影响长输天然气管道腐蚀因素出发, 详细介绍了长输管道内腐蚀与外腐蚀各个环节导致腐蚀的因素, 对管道内涂层材料的选取、管道内壁的清理程度会直接影响内表面腐蚀, 同样, 对管道外防腐层材料、搬运、补口、涂覆技术等的选取, 会直接影响管道外表面腐蚀程度。在分析各个因素影响腐蚀的角度, 相应提出了对应的防腐措施和方法, 研究结果对长输天然气管道防腐有一定的借鉴意义。

关键词：天然气,长输管道,腐蚀因素,防腐措施

参考文献

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