内检测作为完整性管理的重要组成部分，是管道安全运行管理的必要手段。本文针对某成品油管道环氧粉末防腐层发生大面积剥离现象，基于完整性评价漏磁内检测、外检测等数据进行腐蚀情况分析，排查管道发生腐蚀的重点管段，以采取有效措施，降低管体腐蚀风险。
1 管道腐蚀概况
某成品油管道于2004年投产，全长228?km，管材为X60钢，管径426?mm，壁厚7.0?mm，外防腐层为熔结环氧粉末涂层（FBE），在里程4.8?km处首站油库及里程64?km处分别设置一座阴保站。在管道内检测开挖验证、本体修复及其他开挖项目实施过程中，发现环氧粉末涂层出现大面积剥离，管体表面发生锈蚀，存在不同程度的腐蚀坑，见图?1。环氧粉末涂层对施工工艺、施工环境等有较高要求，如出现管体喷砂打磨等表面处理不达标，环氧粉末双组分混合比例不合格，施工温度低于水露点等情况，容易造成防腐层质量不合格，给管道带来较高的腐蚀风险。
图 1 管体腐蚀情况实景图
2 防腐层检测分析
2.1 防腐层PCM检漏情况
使用PCM（交流电流衰减法）进行防腐层破损点检测，全线共检测出防腐层缺陷点2655处，平均11.6处/km，按照外防腐层缺陷点密度分级评价，防腐层等级为3级。首站油库－2#阀池的长度约22.28?km，防腐层破损点383处，平均17.2处/km，其中22处评价为重，321处为中、40处为轻。
2.2 防腐层性能分析
（1）表面处理情况分析。管道建设期，为提高防腐层的黏接力，在涂敷防腐材料前需对管体表面进行处理，根据SY/T?0315―2013《钢制管道熔结环氧粉末外涂层技术规范》相关要求，表面锚纹深度应在 40?μm～100?μm。去除剥离的防腐层，测量管体锚纹深度，检测结果如表?1所示。可见，锚纹深度不符合标准要求。
表 1 管体锚纹深度测试结果
表 2 环氧粉末玻璃化转变温度统计表
固化温度是保持FBE涂层长效附着力的关键，低于标准温度下的固化不利于熔融态分子对底材的浸润。根据GB/T?39636―2020《钢制管道熔结环氧粉末外涂层技术规范》要求，玻璃化转变温度△Tg应大于最高使用温度以上40℃。选取7处FBE涂层材料进行热特性试验，结果如表?2所示。可见，材料玻璃化转变温度不符合标准要求。
选取典型腐蚀产物样品，进行XRD检测，分析锈层中各成分含量情况，结果如图?2所示。
图 2 腐蚀产物XRD谱图
XRD结果表明主要腐蚀产物为NaHCO3和Fe3O4，因管道表面土壤为碱性土壤，测试现场土壤电阻率为570?Ω·m，pH值为10，土壤腐蚀性较弱，并非加速管道发生腐蚀的主要因素。
3 阴极保护效果分析
2014年该管道开展ECDA（外腐蚀直接评价）检测，CIPS（密间隔电位法）检测结果（图?3）显示，里程3?km～6.5?km管段断电电位负于﹣1200?mV（CSE），处于过保护状态；17?km～55?km管段及80?km～112?km的部分管段断电电位正于或接近﹣850?mV（CSE），无法达到阴极保护状态。通过测量全线管地电位发现，5#测试桩处首站油库阴保站出站电位为﹣1.998?V，33#测试桩处电位衰减为﹣0.730?V，表明管道阴极保护电流衰减严重。
图 3 成品油管道0～110 km电位曲线图
两座阴保站的恒电位仪运行参数如表?3所示。经测试，阴保站恒电位仪输出正常，阴极电缆、阳极电缆、参比电缆、零位接阴电缆完好，参比电极工作正常。首站油库阴保站恒电位仪输出电流已高达10.1?A，但距离该阴保站仅12?km的管道阴极保护电位仍然偏正。
表 3 2014年阴极保护系统运行参数统计表
通过对防腐层、阴极保护电位及恒电位仪输出情况进行梳理分析，靠近首站油库阴保站管段电位过保护，而远离阴保站管段电位欠保护。因此，靠近首站油库阴保站管段防腐层较差，破损点较多导致阴极保护电流流失严重是重要原因。
4 漏磁内检测结果分析
为掌握管道真实的腐蚀状况，2019年对该管线开展漏磁内检测，共发现管体金属损失9303处，大于20%?wt金属损失共计163处，其中内部金属损失40处，外部金属损失123处。通过开挖验证，本次内检测精度及可信度均满足要求。
为排查全线管道外腐蚀风险重点管段，按照每20?km长度划分出11个管段，统计大于20%?wt外部金属损失数量和比例。其中首站油库—20#测试桩管段大于20%?wt金属损失数量远多于其他管段，占全线的84.6%。该管段腐蚀深度较大，超过50%?wt外部金属损失有3处（表?4）。
表 4 首站油库—20#测试桩管道外部金属损失情况
通过上述分析可以看出，首站油库—20#测试桩管段外部金属损失数量多、腐蚀深度大，是外腐蚀风险的重点管段。
5 处置对策及效果分析
针对该外腐蚀风险重点管段，2016—2021年，对首站油库—27?km处管段采用无溶剂环氧涂料开展了防腐层大修。2017在里程32?km处新增一座阴保站，为管道提供阴极保护电流。
为评估防腐层大修和新增阴保站对阴保系统的影响，统计首站油库和64?km处两座阴保站阴保测试数据（表?5），与表?3防腐层大修前数据对比。
表 5 2022年阴极保护系统运行参数统计表
可以看出，32?km处阴保站恒电位仪投用后，首站油库及64?km阴保站恒电位仪输出明显下降，输出电流分别由10.1?A和3.80?A下降至2.686?A和2.62?A。新阴保站的投用降低了其他阴保站恒电位仪负荷，共同对管道实施阴极保护。另外，防腐层大修后提升了管道防腐层的完整性，有效减少了阴极保护电流衰减。
2019年，ECDA项目对管道断电电位进行了测量，其通断电电位趋势如图?4所示。结果表明，2014年ECDA检测时断电电位正于或接近﹣850?mV（CSE）的管段，在增设32?km处阴保站和防腐层大修后，其断电电位均满足负于﹣850?mV（CSE）准则要求，达到阴极保护目的。
