管道失效的腐蚀因素分析

(1.中石化胜利油田检测评价研究有限公司， 山东 东营 257000；2.中国工业防腐蚀技术协会，北京 100101

管道失效的腐蚀因素分析

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(1.中石化胜利油田检测评价研究有限公司， 山东 东营 257000；2.中国工业防腐蚀技术协会，北京 100101

腐蚀是管道失效案的重要因素，通过分析得出影响管道失效的腐蚀现象,可以分为环境腐蚀、介质腐蚀、杂散电流腐蚀、缺陷诱发等4类18种形式，针对不同腐蚀形式的特点提出了有针对性的治理原则建议。

管道失效 环境腐蚀 杂散电流 缺陷

0 引言

通过对以油气输送管道为代表的各种失效的分析，我们可以看出：腐蚀因素是管道失效的主要因素，即使许多看似与腐蚀表面无关的失效方式也有腐蚀因素的助推作用。如埋弧焊缝焊趾裂纹，电焊钢管沟状裂纹，现场环焊缝未焊透、未熔合等缺陷如果没有腐蚀的进一步作用，或许不会导致管道的失效，但是焊区内选择性内腐蚀事实上却成为导致管道从焊接缺陷处引起管道失效的最后推手。

通过分析，可以将影响管道失效腐蚀因素归集成：自然环境的腐蚀、介质腐蚀、杂散电流腐蚀以及其他缺陷引发的腐蚀等四类因素。区分不同影响因素的不同特点、规律、作用方式，是我们研究治理管道安全隐患的基础。

1 自然环境的腐蚀

自然环境腐蚀的基本特点是：管道无论使用与否，只要没有有效的防护措施或防护措施存在瑕疵，腐蚀就会发生；导致腐蚀发生的腐蚀性物质天然的存在于大气、海洋、土壤中；腐蚀的方式既有化学腐蚀，也有电化学腐蚀，更有气泡腐蚀、冲刷腐蚀等；腐蚀可以是缓慢发生的，也可能在极短的时间迅速扩展，特别是在杂散电流的作用下，几个月就可以导致一条新管道腐蚀穿孔。

1.1 大气腐蚀

在干燥的大气环境中，普通金属在室温下产生不可见的氧化膜，钢铁的表面将保持着光泽。在潮湿的大气环境中，管道会因存在于大气中的水、氧、酸性污染物等物质的作用而引起腐蚀。

在肉眼看不见的薄膜层下的金属管道，腐蚀实质上是水膜下的电化学腐蚀。此时大气中存在着水汽, 当水汽浓度超过临界湿度(如铁的临界湿度约为65% ) , 相对湿度低于100%时，金属表面有很薄的一层水膜存在, 就会发生均匀腐蚀。若大气中有酸性污染物[2]CO2、H2S、SO2等, 腐蚀会显著加快[1]。

当水分在金属表面上已成液滴凝聚，存在肉眼看得见的水膜情况下，当空气中的相对湿度为100%左右，或在雨中及其他水溶液中，金属也会产生腐蚀[1]。

影响大气腐蚀的两个主要因素[1]是：①水或水汽的存在。水不仅能溶解大量的离子, 从而引起金属的腐蚀；而且水可离解成H+和OH-，pH值的不同对金属和氧化物的溶解腐蚀具有明显的影响。 ②在受工业废气污染地区，SO2对钢材腐蚀的影响最为严重，其它酸性污染物也有一定的促进作用。

显然，裸露在空气中的管道或防腐存在缺陷的管道会在大气环境中发生腐蚀。

1.2 土壤中的微生物或化学腐蚀

土壤对管线外部的腐蚀，既是化学腐蚀，也是电化学腐蚀。化学腐蚀主要与土壤中所含的有机质，各种盐类对金属的腐蚀有关。电化学腐蚀是因为土壤是一种导电介质，因而含水的土壤具有电解溶液的特性，从而在不均匀的土壤中构成原生电池，而产生电化学腐蚀。

产生化学腐蚀的主要是土壤的微生物或细菌腐蚀。微生物腐蚀是指在土壤中某些种类的细菌参加或促进的电化学腐蚀，引起埋地管线腐蚀的细菌主要是硫酸盐还原菌(SRB)[2]。SRB通过对硫酸根的还原获得能量生存。SRB能将土壤中的硫酸盐转化为硫化氢，硫化氢一方面消耗钢材生成硫化亚铁，另一方面使土壤中的氢离子浓度升高，从而加剧电极反应, 加速腐蚀。

微生物腐蚀的最直观表现是管道表面出现成片的腐蚀性锈斑。它不仅出现在管道与土壤直接接触的部位，也出现在防腐层老化剥离但却仍然隔离着土壤与管道的部位。

1.3 土壤中的电化学腐蚀

电化学腐蚀[2]是土壤腐蚀的主要形式。由于土壤具有多相性和不均匀性，并且具有很多微孔可以渗透水及气体，因此不同土壤具有不同的腐蚀性，又由于土壤具有相对的稳定性，使得土壤腐蚀和其他电化学腐蚀过程不同。在土壤中，氧的传递通过土壤孔隙输送, 其传送速度取决于土壤的结构和湿度，在不同的土壤中氧的渗透率会有很大差别。在土壤中除具有可能生成的与多相组织不均一性有关的腐蚀微电池外，还会因土壤介质的宏观差别而造成宏腐蚀电池[1]。

宏电池腐蚀包括由于土壤程度的差异与土壤组成差异造成的原电池腐蚀。长输管道穿越不同(含盐量、含氧量、温度)土壤，形成横向的氧浓差电池腐蚀、盐浓差电池腐蚀、温差电池腐蚀等；管体不同材料差异在土壤中也产生宏电池腐蚀；由于管道埋深不同，上、下部位土壤的密实性等差别造成管道上下部电极电位不同形成宏电池腐蚀。

宏电池腐蚀的阳极相对固定和集中，造成强烈的局部腐蚀，是管线穿孔泄露的主要原因，对管线的危害极大。

微电池腐蚀主要是由钢管金相组织的不均匀性，土壤微结构的不均匀性及钢管焊缝与管材间存在的差异等原因引起的。这些原因很难彻底消除，但由于这些微电池在宏观上是随机均布的，腐蚀形态为均匀腐蚀。

土壤电化学腐蚀的影响因素[1,2]主要有：土壤的孔隙度、含水含盐量、电阻率、pH值、土壤温度以及土壤氧化还原电位等。一般而言， 孔隙度越大管道腐蚀越严重；含水量增加腐蚀速率增加，当含水量超过一定值以后，腐蚀不再随含水量增加而增加，甚至腐蚀速率降低；土壤电阻率越小腐蚀速率越高；随着pH值的降低腐蚀速率增加；土壤中含盐量越大, 土壤的腐蚀性越强；温度在一定的范围内会导致腐蚀增强。

1.4 海洋环境腐蚀

海洋环境对管道的腐蚀类型[3]主要有：①电偶腐蚀：海水是一种极好的电解质，海水中不仅有微观腐蚀电池作用，还有宏观腐蚀电池作用。在海水中，两种金属的接触引起的电偶腐蚀具有重要的破坏作用。②缝隙腐蚀，管道金属部件如金属与金属或金属与非金属、金属与黏着在其上的海洋生物(如海蛎子等)之间形成缝隙，若缝隙内滞留的海水中的氧为弥合钝化膜中的新裂口而消耗的速度大于新鲜氧从外面扩散进去的速度，则在缝隙下面就有发生快速腐蚀之趋势。腐蚀的驱动力来自氧浓差电池，缝隙外侧与含氧海水接触的面积起阴极作用。因为缝隙下阳极的面积很小，故电流密度或局部腐蚀速率可能是极高的。且一旦形成就很难加以控制。缝隙腐蚀通常在全浸条件下或者在飞溅区最严重，在海洋大气中也发现有缝隙腐蚀。③点蚀，海水环境中大量Cl-的存在可能会对管道金属表面形成点蚀。④冲击腐蚀，在涡流清况下，常有空气泡卷入海水中，夹带气泡且快速流动的海水冲击金属表面时，保护膜可能被破坏，金属便可能产生局部腐蚀。⑤空泡腐蚀，在海水温度下，如果周围的压力低于海水的蒸汽压，海水就会沸腾，产生蒸汽泡。这些蒸汽泡破裂，反复冲击金属表面，使其受到局部破坏。金属碎片掉落后，新的活化金属便暴露在腐蚀性的海水中，所以海水中的空泡腐蚀造成的金属损失既有机械损伤又有海水腐蚀。

主要影响因素有：海水是丰富的天然电解质。除了含有大量盐类外，海水中还含有溶解氧、海洋生物和腐败的有机物，这些都为发生腐蚀创造了良好的条件。此外，海水的温度、流速以及pH等因素都对海水腐蚀也有很大的影响。

2 输送介质的腐蚀与冲刷

管道输送的介质不仅在与管道内表面接触时，会与之发生化学或电化学的作用，而且随着时间的推移还可能以各种方式浸入管道金属的晶格之间，从而使金属管道发生腐蚀、材质劣化。即使是非金属管道，腐蚀性介质或烃类分子也会逐步浸入非金属管道的“肌体”内部，从而使之老化。另外还会因为长期冲刷作用而破坏管道的安全可靠性。这些统一称作管道内腐蚀。

内腐蚀的特点：内腐蚀引起的事故往往具有突发性和隐蔽性，后果相对严重。国内外由于内腐蚀而造成的腐蚀案例很多，俄罗斯输气干线共发生事故752次，内腐蚀事故占7%。四川的威远—成都输气干线在1968-1997的30年间的就发生过管道事故110余起，其中因内腐蚀造成的事故约占总数的77%，造成事故的主要原因是天然气中硫化氢含量超标，以及商品天然气的水露点控制不严，大量饱和水汽进入输气干线。

影响内腐蚀的几个主要因素[2]主要有：①水及水汽，水汽是发生腐蚀的必要条件。输水管道自不必谈，即使输送原油、成品油的管道，也存在一定的水分。天然气管道一般输送的是干气，在输送过程中，一般不易析出水。但在一定的压力和温度下，天然气具有一定的饱和含水率。如果压力高，温度低，饱和含水率就低；反之则饱和率就高[4]。另外，输气管道压力逐渐降低，也会增加水的百分率含量。分析发现，在天然气管道运行期间，控制不住进入管道的天然气中水汽含量，是管道内水分出现的主要原因。②H2S、CO2、溶解氧、盐类、细菌、含水量等。③管道倾角[4]，管道内腐蚀主要发生在某些特定的地段和部位，主要是在低洼地段(尤其是四季积水变化段)，而且往往分布在管线的侧面约四五点和八九点位置处。对于天然气管道而言，管道倾角的影响尤为关键。④固相颗粒，输送介质中的固相颗粒会对管道内壁形成磨蚀、冲蚀。当然，腐蚀气体也有一定的冲蚀效应。

内腐蚀的破坏形式

(1)开裂疲劳

管道的开裂或断裂有脆性断裂、韧性断裂、疲劳断裂、过量变形。其中，脆性断裂又有低温脆断、应力腐蚀、氢致开裂；疲劳断裂，又可以分为应力疲劳、应变疲劳、腐蚀疲劳等。过量变形是在过载情况下引起管道膨胀、屈曲、延伸、外力引起的压扁、弯曲变形等。显然开裂疲劳既有材料自身老化性能下降的结果，也有技术欠缺、更有外力作用和各种内腐蚀的综合作用。

(2)穿孔泄漏

由内腐蚀所引起的穿孔泄漏有：腐蚀性介质在管道非金属夹杂物或材质不均匀处找到薄弱点从而导致腐蚀开始发生；起始于细菌腐蚀、缝隙腐蚀、气泡腐蚀、晶间腐蚀、与氢相关的腐蚀、合金管中的浸析腐蚀等[5]，逐步发展成泄漏。

(3)大面积溃疡性腐蚀

如金属管在水蒸气中发生的腐蚀[5]、厌氧环境下的细菌腐蚀等都可能导致管道大面积腐蚀失效。

(4)冲蚀沟槽或爆穿

当油气田采出液中含有石英砂时，即使在直管段没有阻挡的地方也会因冲蚀而将管道冲成一道道的沟槽[6]，这种现象在油田的集输管网中非常普遍。另外，在管线弯管的外弧处、补焊点突起处、环焊缝内余高偏高处会造成流体涡流作用，造成冲蚀，使壁厚减薄，甚至穿孔。流体中有固相颗粒或腐蚀气体时会加速冲蚀。如2000年，某甲醇厂转化气流程一锅炉给水预热器出口处一个弯头发生爆穿孔。原因就在于弯管外弧侧受带液滴高速气流剧烈冲刷，气流中的冷凝水量超过设计允许值，在该工作温度(160℃)下的CO2腐蚀加速壁厚减薄，至壁厚减薄至1mm时，因承受不住内压而爆穿[7]。

3 杂散电流腐蚀

杂散电流通过土壤而衍生腐蚀，但是其本身不是土壤所固有的，是电车、地铁、电气化铁路、电磁波发射，以接地为回路的输配电系统、电解装置等，在其规定的电路中流动的电流或空间电磁波信号的感应电流，其中一部分自回路中流出，流入大地、水等环境中，形成了杂散电流。当环境中存在埋地管线时，杂散电流的一部分又可能流入、流出埋地管线并产生干扰腐蚀。

杂散电流干扰源分为动态干扰源(包括自然干扰源-地电流和人为干扰源-电气化铁路、高压交、直流电力输配线路和电焊、电解、电镀等直流用电装置)和静态干扰源(如其它管道的阴极保护电流、其他装置的阳极地床等)。杂散干扰源对于埋地管道是不可避免的存在着，杂散电流腐蚀类似于电化学腐蚀，在管道的阳极区、绝缘缺陷处腐蚀破坏尤为严重，是一种相当严重的局部腐蚀，几个月内就可能导致新建的管道在杂散电流流出的地方穿孔。

3.1 电磁波发射装置的影响

广播、电视、通讯系统的发射装置产生的空间电磁场也会对地下管线产生干扰作用。在其干扰作用下，地下导电介质或铁磁性材料(如钢管)中会产生涡流电流。管线中所产生的涡流大小与空间电磁场的场源频率、辐射范围及强弱等有关。管线中的涡流电流不仅可能产生杂散电流腐蚀，还可能导致防腐层提前失效，并严重干扰管道上监测装置的运行以及对管道隐患缺陷的检测工作的开展。

3.2 交流架空电力线路的影响

交流架空线路对埋地管道的影响主要表现在两个方面[8]：一是长期存在着的感应电压对金属管道的干扰；二是电力线路故障状态下(一般不会超过0.5s)瞬态感应电压可能击穿防腐层、阴保设备，并对操作人员的人身安全构成直接的威胁。

交流架空电力线路对埋地管线形成杂散干扰的方式主要通过容性耦合(也称静电感应)、感性耦合(磁感应)、阻性耦合(地电位升)三种途径来实现。其中，输电线路电压所产生的电场，通过电容耦合在油气管线上产生静电感应电压，由于地下油气管线完全处于土壤中，相对于被屏蔽，故地埋油气管线不受输电线路静电感应影响，但正在施工的油气管线会受到静电感应影响。而磁感应和地电位升产生的杂散干扰在交流架空电力线路正常运行和故障瞬间(0.5s以内)运行状态下有明显的区别。

在电力线路正常负荷运行状态下，电力线路上交变的电流同时会在空中产生一个电磁场，从而在与线路平行的管道上产生感应电动势。如果相电流完全平衡，且三相线与管道之间的距离完全相等，那么感性干扰也可以避免。实际上由于这种理想情况是不存在的，因此，磁感应始终存在。即使正常状态下也可以达到几十伏特。在线路故障运行状态下，除了相线上比较大的短路电流流过之外，还伴随着一个很大的入地电流，因此还存在一个阻性耦合。在此情况下，由于相电位的不平衡不对称，使得管道上的感应电压比较高，对于阻性耦合引起的地电位上高，在短路点附近最高，随着与短路点距离的增大，地电位显著降低。而且根据瞬态电磁场原理，我们不难知道，在短路发生后的瞬间，瞬态干扰电位比我们可以计算或测量到的稳态干扰电压有效值还要高1～2倍，容易导致管道击穿。

电力线路对埋地管道电磁干扰程度的影响因素[8]主要有：土壤电阻率、线路与管道间距、并行长度、电力线路杆塔接地电阻、电力线路负荷电流、管道泄漏电阻、线路故障点的位置等。

3.3 直流输电工程的影响

无论是地下管道还是水下管道均容易受到高压直流(HVDC)输电系统中的直流杂散电流的影响而发生腐蚀。高压直流输电技术[9]有单极和双极，单极输电系统采用大地甚至海水作为回路；双极输电系统只有在电力系统异常时才用大地或者海水作为回路。在此情况下 ，流入接地极的故障电流可以达到数千安培。而且，直流系统的故障电流是一种稳态电流，能够持续几分钟甚至更长时间，如此大的接地电流只要有很少一部分通过地下管道，并沿管壁运移相当长的距离后从另一个外防缺陷部位放电，放电部位就会造成严重的腐蚀损伤。

高压直流(HVDC)输电系统对埋地管道的影响主要有谐波电流、单极短路电流、杆塔遭雷击的冲击电流等。

3.4 电气化列车、地铁的影响

地铁和交流电气化铁道[10]是以轨道作为第二根导线来传送电流的。由于轨道和地之间并非完全绝缘,因此轨道沿线总会有部分泄漏电流进入大地。在入地电流点或牵引变电所周围大地中将形成高电位，会对附近的油气管道及油库产生影响。对于油气管道而言，主要是阻性耦合影响起作用。

3.5 电焊、电解、电镀等直流用电装置以及其他干扰

电焊、电解、电镀等直流用电装置在工作过程中也会对附近的地下管道产生杂散电流而导致地下管道腐蚀，其作用机理与地铁、电气化列车的影响类似。另外，邻近管道的地下电缆、其他管道或装置的阴极保护电流也会对目标管道产生杂散干扰腐蚀。

4 其它缺陷引起的腐蚀

各种缺陷诱发腐蚀或加速腐蚀是一种普遍现象，特别是管道应力腐蚀、与硫化氢有关的腐蚀更是与管道本身存在的各种缺陷高度相关。

4.1 长时效下的金属管道性能退化助推腐蚀

长期服役的管道,即使在正常输送条件下，由于长期受输送压力、温差波动、输送压力波动、其它持续性应力作用等综合作用，材料的组织结构会发生缓慢变化，并引发材料性能劣化，加剧材料失效。特别是一些输送高温、高压介质(如油田开采中的高压注汽、电厂热力蒸汽)的管道，其材质劣化更为明显。一旦材质出现劣化，则腐蚀就更容易发生。如高温条件下产生氧化腐蚀，在管道发生缓慢塑性变形的情况下就很容易产生应力腐蚀疲劳等。

4.2 在焊接区域发生应力腐蚀或疲劳腐蚀

由于焊接时管线钢经历着一系列复杂的非平衡的物理化学过程，造成焊缝和热影响区化学成分的不均匀性，出现淬硬组织、力学性能的不均质性及焊接接头区域电化学腐蚀特性的不同等，这些都将影响焊接接头处的腐蚀抗力[11]。特别是当焊接时选择的焊接材料或工艺与母材匹配不好时，会在焊接区域产生应力的不均衡，近而影响该处抗SSCC的性能。最早有文献记录的管道脆性断裂事故是1950年美国一条Ф762mm的管道在试气时发生断裂。1974年冬，我国大庆至铁岭输油管道复线气压试验时发生脆性断裂事故。四川气田1970-1990年共发生100余次输气管道断裂事故[7]，大部分是焊缝处脆性开裂。

4.3 焊接缺陷加剧腐蚀

关于焊接缺陷导致腐蚀加剧的例子很多[7]。如①1984年国内某含硫气田采用日本某厂生产的无缝管，投产不足1年，先后3次发生环焊缝爆裂事故。原因在于环焊缝焊趾未融合，在使用过程中，因湿的H2S、CO2腐蚀产生的氢侵入，并在该缺陷应力集中作用下聚集，产生应力导致氢致裂纹，进而失稳扩展而爆裂。②某运行16年的天然气主干线在螺旋焊管内焊缝处爆裂，发现内焊道有补焊层，融合区有裂纹，裂纹为硫化物应力腐蚀开裂。原因是焊趾的高应力集中和焊趾附近的高硬度马氏体组织，使焊区应力腐蚀敏感性增大，萌生应力腐蚀裂纹，裂纹开展至临界尺寸，在内压作用下发生爆裂。③焊缝不规范，如在管线补焊点突起处，环焊缝内余高偏高处会造成流体涡流作用，造成冲蚀，使壁厚减薄，甚至穿孔。

4.4 在机械损伤处或各种应力集中部位容易诱发或加速腐蚀

在管道存在机械损伤的地方以及由于地面塌陷、蠕变等原因导致管道应力集中的管道部位，一般而言，也是管道腐蚀最容易发生和发展的部位。随着管径增加，输送压力提高，由于钢管制造、施工等方面存在的缺陷或不足，腐蚀坑、应力腐蚀、腐蚀疲劳裂纹出现频次增加，增加了管道启裂的可能性，在很大程度上其实都与应力过大有关。

4.5 材质缺陷处诱发腐蚀

材质缺陷种类很多。如管道的非金属夹杂物处就极易成为点蚀萌生并导致管道发生穿孔事故[6]的地方。再如管线的部分外腐蚀，特别是经常发生在ERW钢管焊线上缺陷处发生的沟状裂纹[7]，其引起机制是：①在管材原有的未熔合缺陷处发生腐蚀；②由于焊线和母材间显微组织不同造成的阳极溶解。再如1987年，国内某油田Ф245mm×16mm无缝高压注水管线在做水压试验时，压力仅达到12MPa就发生爆裂。分析表明，该管道组织晶粒粗大、塑韧性差是爆裂的原因。

5 结论和建议

(1) 腐蚀的形式多种多样，影响因素复杂，但是，从腐蚀起因的角度来看，可以归集为自然环境的腐蚀、介质腐蚀、杂散电流腐蚀以及其他缺陷引发的腐蚀等四类。

(2) 每一种类型的不同腐蚀形式均有自己的特点，不仅腐蚀的起因不同、方式不同，且其腐蚀的速度、所形成的破坏性等也有所不同。这是研究腐蚀、检测评价腐蚀状况、制订治理措施的基础。

(3) 对于自然环境导致的腐蚀，目前最有效的治理方式就是采取防腐层加阴极保护的方法来治理；而对于介质腐蚀则要通过净化介质、合理投注药剂、定期清管、优选管材、尽可能实行内防、优化输送工艺、科学调度运行等各种手段综合运用来治理；对于杂散电流腐蚀影响，则需要尽量远离杂散电流源，使管道与之保持一定的距离，同时通过加强排流、科学屏蔽、长期监测相结合，才可能取得满意的治理效果；而对于因各种缺陷诱发的腐蚀则重点在于对管线钢轧制过程、运输、施工特别是焊接、运行维护过程的科学管控，尽可能减少管道缺陷。

(4) 管道腐蚀防护领域，目前急需重点研究总结的课题在于两个方面：一是杂散电流的治理经验总结；二是腐蚀损伤缺陷特别是应力疲劳缺陷的检测评价方法研究。

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The Analysis for the Corrosion Factors of the Failure of Pipeline

SHI Ren-wei1, HAO Yi2, NING Hua-dong2
(1.Technology Inspection Center，Shengli oil Field, Dongying 257000, China; 2.China Industry Anticorrosion Technology Association, Beijing 100101, China)

Corrosion is the main reason leading to the failure of pipeline. There are four categories and 18 kinds of forms of corrosion. The main factors could lead to failure of pipeline including environmental corrosion, medium corrosion, stray corrosion and the corrosion induced by defects. In this paper, the advice has been put forward according to different corrosion forms.

failure of pipe; environmental corrosion; stray current, medium; defects

TE988

A

10.13726/j.cnki.11-2706/tq.2014.11.016.06

石仁委 (1963－) ，男，陕西咸阳人，学士，副总工程师，主要从事工程质量监督、管道腐蚀检测与研究。