Page 78 - 腐蚀与防护2024年第十一期

李娟娟, 等: 沿海城镇天然气管道焊接接头的腐蚀与防护研究进展

一个重要因素。天然气管道中可能含有一定量的
[ 9 ] 、 硫化物 [ 10 ] 、 氯离子等腐蚀性物质, 这些物质
CO 2
会加速焊接接头的腐蚀进程, 产生氧化物、 氯化物和
硫化物等腐蚀产物, 且腐蚀具有很强的区域性, 在低
洼积水处、 管道弯曲以及交汇处, 腐蚀更为严重。周
喜成等 [ 11 ] 以 9Ni钢与镍基焊丝的焊接接头为研究
对象, 以 H 2 S为主要腐蚀因素进行焊接接头的腐蚀

分析。研究表明, 在 NACE MR0175 的标准溶液
( H 2 S气体体积分数99.5% ) 中, 氢致开裂试验试样
和硫化物应力腐蚀开裂试验试样均出现开裂现象;
而在拟合腐蚀介质( H 2 S气体体积分数0.8% ) 中两
种试样均未出现开裂现象。
1.2.2 沉积物因素
随着腐蚀的不断进行, 腐蚀产物逐渐堆积, 阻隔 图1 焊缝腐蚀沉淀阶段流程 [ 12 ]
了管体材料与腐蚀性介质, 使得腐蚀速率减慢。当 Fi g .1 Weldedcorrosion p reci p itationsta g e p rocess [ 12 ]

腐蚀产物堆积到一定高度时, 天然气的流向发生改 氧化脱落 [ 17 ] ; 同时沿海土壤呈弱碱性, 在高盐、 干湿
变, 管道顶部的腐蚀变为冲刷腐蚀, 腐蚀速率加快,
交替、 氧气的影响下, 管道表面易发生电化学反应,
管道壁严重减薄, 危害管道的正常安全运行 [ 12 ] 。王 加速表面金属腐蚀 [ 18 ] 。
冬林等 [ 13 ] 针对穿孔破裂的天然气运输管道进行分 另外, 当埋地管道与高压输电线路相交或平行
析。结果表明, 天然气中夹杂的颗粒物沉积于未焊 时, 直流杂散电流或交流杂散电流会干扰埋地管道产
透的焊接接头表面, 导致管道焊接接头发生阳极溶 生电磁耦合作用, 加速管道腐蚀 [ 19 ] 。 CUI等 [ 20 ] 研究
解, 最终穿孔失效。徐甄真等 [ 12 ] 在分析靖边某气田 发现, 高压输电区对受保护和未受保护穿越管道的腐
管道“ 梗阻” 位置沉积物时发现, 沉积过程分为三个 蚀电位均产生较大的影响; 且输气管道交叉时, 交叉
与
点处管道腐蚀程度最为严重。 JIANG 等 针对交流
阶段, 如图 1 所示。第一阶段, 管内发生 CO 2 [ 21 ]
H 2 S腐蚀, 生成氯化物和氧化物, 腐蚀产物逐渐堆
杂散电流干扰下埋地管道的腐蚀因素进行了研究。
积在缝隙上方, 形成层片状的红棕色初始沉积层。
研究发现, 输气管道焊接点两端不同的管道尺寸是加
第二阶段, 沉积物填满缝隙口后, 天然气介质通过疏
速交流腐蚀的重要因素。这将导致相连管道不同面
松的沉积物与管道材料继续发生腐蚀反应, 生成铁
积之间产生感应直流电, 尺寸较小的管道面积上产生
氧化物和铁硫化物, 腐蚀速率减慢, 腐蚀产物量减
阳极电流, 而尺寸较大管道上产生阴极电流, 从而加
少。第三阶段, 随着粉尘的不断堆积, 沉积物从以腐
速管道焊接接头两端的腐蚀速率。
蚀产物为主变成以粉尘为主, 沉积物作为障碍物, 开
1.2.4 焊接因素
始影响天然气流动方向, 管道堵塞使得该区域管内
焊接作为管道连接最普遍和最经济的连接方
压力增大, 管道顶部近焊接接头处的壁厚出现了明
式, 是实现天然气管道长距离运输的首选方法。因
显减薄, 最终导致管道破损失效。
焊接过程中焊接温度、 焊接接头各区域成分分布及
1.2.3 环境因素 微观组 织 的 不 同, 焊 接 接 头 耐 腐 蚀 性 能 存 在 差
环境会对天然气管道焊接接头的腐蚀产生重大
异 [ 22 ] 。孟令奇等 [ 23 ] 研究发现, 在 520 ℃ 模拟沿海
影响。潮湿、 高温、 酸碱等均会对天然气管道的焊接
大气环境中腐蚀3000h后, 316H 不锈钢母材和焊
接头造成腐蚀 [ 14 ] 。沿海土壤环境的特殊性会进一
缝均发生了腐蚀, 由于母材中 Cr和 Mo元素含量均
步加重天然气管道的腐蚀程度。与陆地土壤环境不
较高, 母材的腐蚀速率低于焊缝。在焊接过程中不
同, 沿海土壤受海洋气候、 盐碱土、 潮湿环境等因素
均匀的受热将导致热影响区的晶粒粗大, 从而大幅
的影响, 具有高盐、 干湿交替、 气液固多相混合等特
度降低该区域的耐腐蚀性能 [ 24 ] 。同时, 在焊接过程
点 [ 15-16 ] 。埋地管道与沿海土壤接触时, 易受高盐土
中若热影响区出现大量的马氏体, 活性组织将会发
壤中的氯化物影响形成氧化层, 加速管道表面金属
生溶解, 从而加速焊缝腐蚀 [ 25 ] 。
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