长输管线防腐涂层失效的原因分析

石志超

【摘要】对输油管线管体进行腐蚀漏磁检测，管线腐蚀属于氧去极化腐蚀，主要形式为局部腐蚀。测试了管线经过地段土壤的土壤电阻率和管地电位等，土壤属于强腐蚀类。管线焊口部位的裂纹、残余应力及管道在穿、跨越附近侧下方土壤的氧浓差电池是引起穿孔的主要部位，而防腐层破损加上杂散电流作用是引起防腐层开裂主要原因。

【关键词】输油 管线 防腐 涂层 失效 分析

1 前言

原油管道采用防腐层及阴极保护联合保护方式。外防腐层主要采用加强级熔接環氧粉末，简称FBE。FBE防腐层的特点是其对管体的粘结力强，具有优良的抗阴极剥离、抗土壤应力、抗化学介质腐蚀和耐老化性能；缺点是抗冲击性能差，吸水率偏高，在土壤湿度大的地段容易产生鼓泡。影响防腐层老化与失效的因素较多，各种自然因素、环境因素和人为因素均可以造成防护措施的失效，从而使材料直接暴露在腐蚀性介质中，造成设备及管线在服役期内提前失效。对于FBE防腐层，涂层成分、固化程度、运行环境、介质离子状况等都可以影响其老化和失效。本文研究了原油管线管道的防腐涂层，通过目检、测厚、现场测量涂层机械性能、电火花检测等方法直接检查管段防腐层现状，对现场取样进行SEM、红外、能谱等方法对微观形貌及涂层结构、化学键状态进行深入研究，分析原油管线管道

防腐涂层现状及失效原因。

2 实验方法

检测地点地貌为水田旁，挖开点有积水；管线特征为管直径610mm。分别采用PosiTector6000测厚仪测量涂层厚度、PosiTest附着力测试仪测量涂层附着力、电火花对涂层捡漏、扫描电镜观察涂层微观形貌、红外和能谱分析涂层官能团。

3 结果分析

3.1 防腐涂层现场检测

图1a是挖开点涂层的宏观形貌，可见涂层出现了不同程度的暗斑块；涂层底部有部分管线金属露出来，发生了腐蚀（图1b）；并且涂层可成片用小刀剥落（图1c）。涂层漏点较多，达到了10个，附着力为3.75MPa，涂层厚度为454μm。

对于管道外防腐层来说，涂层的附着力检测是相当重要的指标，越来越受到学术界的重视。有机涂层与金属基体之间的附着力对涂层的保护效果具有明显的影响，主要是由附着力与有机涂层下金属的腐蚀过程决定。有机涂层下金属的腐蚀主要是由相界面的电化学腐蚀引起的，附着力的好坏对电化学腐蚀有明显的影响。对于FBE涂层，新制的涂层附着力应达到20MPa以上，经过一段时间的老化，涂层与基体的附着力随时间逐渐下降。涂层的失效是一个从量变到质变的过程，同时也是一个包含诸多因素、相当复杂的过程。涂层失效的过程大致如下：当涂层同腐蚀介质接触后，腐蚀性介质中首先是水，然后是氧气和腐蚀性离子会通过涂层中的宏观缺陷和微观缺陷扩散到涂层/金属基体界面，形成非连续或连续的水相，水扩散的动力主要来自于浓度梯度、渗透压和温度梯度的作用。此后，由于在界面处水分子的介入，导致涂层湿附着力的持续降低，涂层失效的发展模式主要是：涂层缺陷—环境介质渗入—附着力降低—鼓泡—防腐层破损—防腐层绝缘电阻降低—涂层失效。

图2为管道防腐涂层微观形貌。涂层存在微观裂纹等局部缺陷。此处土壤的pH值为6.39，接近中性。涂层常年埋设在地下，地下环境介质对管道防腐层具有较大的影响。这些影响主要来自于地下水、水中的溶解盐、酸碱度等等。通过上节的分析，当涂层有微观缺陷时环境中的水与溶解盐会渗入涂层，造成涂层的剥离。通过涂层的能谱分析，涂层的成分主要为C、O、Si、S、Ti等元素。正面涂层中环氧基团的特征峰几乎消失；而背面涂层中环氧基团的特征峰相对较强，可能是因为固化过快或固化温度过低，环氧树脂与固化剂反应不完全所致。管道涂层在安装前管段由于种种原因，在室外放置了较长时间，相对于新鲜涂层，部分样品的外表面红外光谱分析结果证实，涂层内树脂分子上苯环吸收峰消失或削弱明显，可以推测在紫外线的照射下，涂层出现不同程度的粉化，进而涂层脆性增加。SY/T0315-2005规范中要求在强紫外线下放置需采取遮盖等措施，以保持涂层的完好。

[1] 卢平.仪长原油管道工程经济形势分析[J].油气储运，2005

[2] 王德中.抗阴极剥离型重防腐环氧粉末涂料的技术进展[J].上海涂料，2012