某在用埋地煤層氣管道在使用過程中發(fā)生泄漏，該管道泄漏時已連續(xù)使用12 a。由設(shè)計圖紙及相關(guān)施工資料確定，該管道的材料為L245鋼，規(guī)格（外徑×壁厚）為323.9 mm×6.3 mm，外防腐層材料為3PE，陰極保護方式為犧牲陽極保護，設(shè)計壓力為1.6 MPa，操作壓力為1.0 MPa，輸送介質(zhì)為煤層氣，煤層氣的主要成分為甲烷。將管道進行初步清理后，觀察管道外表面，發(fā)現(xiàn)其防腐層多處破損，外表面腐蝕較為嚴重，泄漏點位于管道底部，該處管道土壤腐蝕性較弱，陰極保護電位為－1.03 V，符合相關(guān)標準要求（－0.85~－0.12 V）。筆者采用一系列理化檢驗方法對該管道的泄漏原因進行分析，以避免該類問題再次發(fā)生。 

1.   理化檢驗

1.1   宏觀觀察

管道穿孔泄漏位置外表面宏觀形貌如圖1所示。由圖1可知：管道螺旋焊縫附近有兩處明顯的腐蝕穿孔及多個點狀穿孔。因腐蝕減薄嚴重，管體發(fā)生明顯變形。外防腐層脆化破損嚴重，部分區(qū)域出現(xiàn)明顯剝離現(xiàn)象。采用涂層測厚儀對管道外防腐層進行測量，發(fā)現(xiàn)外防腐層厚度為2.10~3.00 mm。采用超聲波測厚儀對管道外表面進行測量，發(fā)現(xiàn)外防腐層較完好處的管道壁厚為3.90 mm，外防腐層剝離區(qū)域的管道減薄嚴重，厚度僅為1.02 mm。 

圖  1  管道穿孔泄漏位置外表面宏觀形貌

管道外表面和內(nèi)表面腐蝕處宏觀形貌如圖2所示。由圖2可知：管道外表面、外防腐層破損處，以及剝離的外防腐層下存在大量腐蝕產(chǎn)物；將管道剖開，發(fā)現(xiàn)管道內(nèi)表面未見明顯沖刷痕跡，顯著減薄泄漏區(qū)域的顏色與其他區(qū)域的顏色相差不大，顯著減薄泄漏區(qū)域存在液體痕跡，原因是泄漏處位于管道底部，煤層氣露點較高，導(dǎo)致水在管道內(nèi)表面附著。 

圖  2  管道外表面和內(nèi)表面腐蝕處宏觀形貌

1.2   化學(xué)成分分析

采用光譜分析法對管道母材進行化學(xué)成分分析，結(jié)果如表1所示。由表1可知：該管道的化學(xué)成分符合GB/T 9711—2023 《石油天然氣工業(yè) 管線輸送系統(tǒng)用鋼管》對 L245管線鋼的要求。 

1.3   金相檢驗

在管道母材、焊縫和熱影響區(qū)處取樣，對試樣分別進行金相檢驗，結(jié)果如圖3~5所示。由圖3~5可知：管道母材組織為鐵素體+珠光體，由于碳元素含量較低，珠光體含量較少且分布均勻，組織正常；管道螺旋焊縫處組織為鐵素體+珠光體，呈典型的柱狀晶結(jié)構(gòu)，鐵素體晶粒較母材明顯粗大，為正常的焊縫組織；管道熱影響區(qū)處組織為鐵素體+珠光體，熱影響區(qū)過熱且緊鄰熔合線，導(dǎo)致該處的晶粒顯著長大，隨著與熔合線距離不斷增大，晶粒長大程度逐漸減弱，熱影響區(qū)的寬度為0.4~0.5 mm，組織正常。 

圖  3  管道母材顯微組織形貌

圖  4  管道焊縫處顯微組織形貌

圖  5  管道熱影響區(qū)顯微組織形貌

1.4   力學(xué)性能測試

在管道母材、焊縫和熱影響區(qū)處取樣，利用顯微硬度計分別對試樣進行硬度測試，測試載荷為9.8 N，測試結(jié)果如表2所示。由表2可知：管道母材、焊縫和熱影響區(qū)的硬度均無明顯異常。 

在管道壁厚保持相對完整的位置取樣，母材取樣沿管道軸向，焊接接頭取樣垂直于螺旋焊縫。依據(jù)GB/T 228.1—2021 《金屬材料 拉伸試驗 第1部分：室溫試驗方法》，利用拉伸試驗機對試樣進行拉伸試驗，結(jié)果如表3所示。由表3可知：管道母材和焊接接頭的拉伸性能均符合L245管線鋼的技術(shù)要求。 

圖6為管道母材及焊縫試樣拉伸斷裂后的宏觀形貌。由圖6可知：管道的壁厚很薄，且管道材料的塑性和韌性很好，因此母材拉伸試樣發(fā)生平面應(yīng)力狀態(tài)下的純剪切斷裂；熱影響區(qū)處的晶粒粗大，變形集中在熱影響區(qū)，最終導(dǎo)致焊縫拉伸試樣在熱影響區(qū)位置斷裂，且可見明顯的頸縮現(xiàn)象。 

圖  6  管道母材及焊縫試樣拉伸斷裂后宏觀形貌

1.5   X射線衍射（XRD）分析

采用X射線光電子能譜儀對管道外表面的腐蝕產(chǎn)物進行成分分析，結(jié)果如圖7所示。由圖7可知：腐蝕產(chǎn)物主要由Fe2O3、α-FeO(OH)、γ-FeO(OH)，以及Fe3O4組成。這些腐蝕產(chǎn)物受土壤中的氧元素擴散控制，從管道內(nèi)表面到外表面，氧元素的濃度逐步降低，腐蝕產(chǎn)物的成分依次為Fe2O3、α-FeO(OH)、γ-FeO(OH)，以及Fe3O4。 

圖  7  腐蝕產(chǎn)物的XRD分析結(jié)果

1.6   掃描電鏡（SEM）及能譜分析

在管道外防腐層破裂部位取樣（脆性斷裂區(qū)域，非切割及撕裂區(qū)），采用掃描電子顯微鏡對試樣進行觀察，由于3PE防腐層不屬于導(dǎo)電材料，在試驗前對斷口表面進行噴金處理，結(jié)果如圖8所示。由圖8可知：斷口處存在韌窩和變形孔洞，未見塑性斷裂痕跡，且斷口處可見大量二次裂紋，表明外防腐層很脆；球晶未見微觀塑性變形，裂紋沿著球晶間擴展，脆化程度遠高于環(huán)境應(yīng)力開裂下的球晶特征[1]。 

圖  8  外防腐層斷口微觀形貌

在管道內(nèi)表面接近穿孔位置取樣，對內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物進行能譜分析，結(jié)果顯示內(nèi)表面腐蝕產(chǎn)物主要由C、O、Fe、S等元素組成。 

1.7   外防腐層性能測試

依照GB/T 2792—2014 《膠粘帶剝離強度的試驗方法》，對管道外防腐層相對完整部位進行剝離強度測試，結(jié)果如圖9所示。由圖9可知：剝離明顯出現(xiàn)在基體與環(huán)氧粉末層之間，管道外表面呈典型的腐蝕形態(tài)，灰黑色的腐蝕產(chǎn)物覆蓋整個表面，未見環(huán)氧粉末，環(huán)氧粉末都在剝離的防腐層上；外防腐層質(zhì)量完好區(qū)域的剝離強度為10 N/cm，遠低于標準要求（≥100 N/cm）。 

圖  9  管道外防腐層剝離后表面宏觀形貌

2.   綜合分析

管道內(nèi)壁的腐蝕產(chǎn)物主要是Fe3O4和少量的FeS，可能還有極少量的Fe(H2CO3)2，因為管道輸送介質(zhì)中除含有甲烷外，還存在少量的O2、H2S、CO2、水蒸氣等物質(zhì)，當露點溫度接近或高于環(huán)境溫度時，管道輸送介質(zhì)中的水蒸氣在管道內(nèi)壁形成一層親水膜[2]，管道內(nèi)表面顯著減薄泄漏區(qū)域存在的液體痕跡也證明了這一點。含H2S和CO2的水為腐蝕提供了條件，造成管道內(nèi)表面發(fā)生均勻腐蝕，以及管道底部發(fā)生局部腐蝕。 

3PE防腐層是以熔結(jié)環(huán)氧粉末為底層、中間膠黏劑和聚乙烯外護層同步纏繞或擠出而成，具有優(yōu)良的絕緣性能和抗機械損傷性能[3-4]。該管道3PE防腐層脆化破損嚴重，部分區(qū)域沒有任何附著力、沒有環(huán)氧粉末層。防腐層出現(xiàn)明顯剝離現(xiàn)象，厚度大部分小于3 mm，且其剝離強度僅有10 N/cm，遠低于標準要求。斷口呈典型的脆斷特征。一般情況下，3PE防腐層的剝離出現(xiàn)在膠結(jié)層(內(nèi)聚破壞)，也可能出現(xiàn)在膠與環(huán)氧粉末界面（無內(nèi)聚破壞）[5]，但很少出現(xiàn)環(huán)氧粉末與基體的剝離。由于外防腐層的破損，失去外防腐層保護的管道外表面與土壤電解質(zhì)直接接觸，導(dǎo)致管道外表面發(fā)生顯著的均勻腐蝕，在剝離的管道表面和防腐層中間留下很厚的腐蝕產(chǎn)物，這些腐蝕產(chǎn)物多為多孔結(jié)構(gòu)，不具備保護性[6]，導(dǎo)致腐蝕不斷進行。在管道防腐層外觀質(zhì)量完好的位置沒有和土壤電解質(zhì)直接接觸，導(dǎo)致電化學(xué)反應(yīng)受到限制，腐蝕的速率較慢。 

3.   結(jié)語與建議

3PE防腐層在使用過程中發(fā)生脆化開裂，失去外防腐層保護的管道外表面與土壤電解質(zhì)直接接觸，導(dǎo)致管道外表面發(fā)生均勻腐蝕，管道介質(zhì)中含有H2S和CO2，導(dǎo)致管道內(nèi)表面發(fā)生了均勻腐蝕，管道底部發(fā)生局部腐蝕，最終導(dǎo)致管道發(fā)生泄漏。 

建議改進管道輸送介質(zhì)的凈化系統(tǒng)工藝，增加凈化頻次，保證管道輸送潔凈的介質(zhì)；確保介質(zhì)的露點溫度比環(huán)境溫度低5 ℃，以避免管道內(nèi)表面發(fā)生水冷凝和積聚；加強管道腐蝕防護系統(tǒng)的檢驗，及時修復(fù)破損的外防腐層。

文章來源——材料與測試網(wǎng)