油气管道杂散电流干扰的缓解措施与评价准则评析

李海坤，刘震军，谢 涛，张 鹏，陈 卓

(中国石油天然气管道科学研究院;油气管道输送安全国家工程实验室，河北 廊坊 065000)

由于地理位置的限制，油气管道与电力线路和电气化铁路的建设过程中不可避免的出现并行敷设的情况，彼此会产生干扰和影响。由电干扰造成电化学腐蚀形式主要为点蚀，这更容易导致管道腐蚀穿孔，具有极大的危害性，日益引起人们的重视。

针对杂散电流干扰的判断、缓解措施和评价方法，各国都制定了相关标准。对比分析国内外关于油气管道直流杂散电流干扰的几部标准[1-3]，简要评述了杂散电流干扰的判断准则、缓解措施和评价方法，介绍阴极保护准则有效性的最新研究结果。

1 直流干扰的判断准则

石油天然气行业标准SY/T 0017-2006《埋地钢制管道直流排流保护技术标准》中规定当管地电位较自然电位偏移20 mV或管道附近土壤电位梯度大于0.5 mV/m时，确认有直流干扰。当管地电位较自然电位偏移100 mV或管道附近土壤电位梯度大于2.5 mV/m时，应及时采取直流排流保护或其它防护措施。

澳大利亚标准 AS 2832.1-2004《第一部分管道和电缆的阴极保护》和美国标准NACE SP0169-2007《地下或水下金属管道系统外部腐蚀控制》则规定可以利用-850 mV或100 mV极化准则判断管道是否充分受到保护。AS 2832.1－2004从法律的角度规定新建阴极保护系统引起附近其它设施电位正向偏移最大不应超过20 mV，负向偏移最大不应超过200 mV，并指出存在杂散电流干扰或严重电偶腐蚀的情况下，100 mV极化准则不适用。NACE SP0169－2007提示当管道操作压力和运行条件倾向于导致应力腐蚀开裂时，不应当使用－850 mV标准。

SY/T 0017-2006是专门的杂散电流排流标准，而AS 2832.1－2004和 NACE SP0169－2007是关于阴极保护的标准。因此SY/T 0017-2006规定了管地电位较自然电位正向偏移的限制，而AS 2832.1－2004和NACE SP0169－2007只是指出了－850 mV和100 mV极化准则的适用性。在直流电流干扰的情况下，即使使用断电法也无法消除IR降，而试片法需要较长的极化和测试时间，SY/T 0017-2006规定的电位梯度法提供了一种较快的替代方法，但是由于杂散电流导致的管道腐蚀与流出管道的电流大小有关，所以采用电位梯度法时应当把当地的土壤电阻率考虑在内。AS 2832.1－2004规定新建阴极保护系统引起附近其它设施电位正向偏移最大限制具有法律意义。

2 直流干扰的缓解措施

SY/T 0017-2006只给出了被干扰方可以采取的直流排流措施，包括:直接排流、极性排流、强制排流、接地排流。

AS 2832.1-2004和NACE SP0169-2007均认为应当从干扰源和被干扰方两方面采取措施缓解电干扰，包括改善防腐层、改变管道的路由、减小干扰源流入大地的电流、埋设地床排流、使用整流器强制排流等。但 AS 2832.1-2004更从法律角度规定当新建阴极保护系统对其它设施存在干扰，新建阴极保护系统业主应通过修复防腐层、调整阴极保护电流输出等措施缓解对外干扰。

SY/T 0017-2006中提到的强制排流措施会引起铁轨电化学腐蚀，严重影响铁轨的使用寿命。值得借鉴的是NACE SP0169-2007把在干扰电流流出点实施阴极保护作为排流措施之一，既能达到排流的目的又不会造成铁轨电化学腐蚀。国内也有管道把阴极保护作为排流措施的实例[4]，取得了良好效果。

NACE SP0169-2007提出的在受干扰结构上安装绝缘接头的措施虽然缓解了管道上的杂散电流干扰，但可能使绝缘接头一侧的管道遭受腐蚀[5]。因为原本在管道内流动的电流会在绝缘接头的一侧流进土壤，在另一侧流进管道，电流流出的一侧管道将发生电化学腐蚀。对站场埋地管道实施的区域阴极保护电流就常常从远端流进干线管道，再从站场的绝缘法兰附件流进土壤，然后回到站内管道，造成绝缘法兰外侧干线管道腐蚀[6]。图1是杂散电流导致绝缘接头一侧发生腐蚀的示意图。

图1 杂散电流导致绝缘接头一侧腐蚀Fig.1 Stray current，lead to one side of the insulating joint corrosion

3 杂散电流干扰缓解效果的评定

对于排流保护的效果评定，目的是管地电位要达到阴极保护准则的要求。若是安装完排流设施管地电位仍无法达到阴极保护准则要求，SY/T 0017-2006建议通过正电位平均值比进一步评定排流保护效果。

正电位平均值比按下式计算:

式中:ηv——正电位平均值比;

V1(+)——排流前正电位平均值，V;

V2(+)——排流后正电位平均值，V。

对于排流后确实无法满足阴极保护准则的情况，如果管道受到动态杂散电流干扰，AS 2832.1-2004规定首先进行充分时长的电位测量。测量时间段应该包括早晚运行高峰，一般要20 h。使用的测量记录仪的数据采集频率每分钟不应低于4次，并针对不同的干扰类型提出了不同的适用准则。

(1)极化时间较短的埋地结构

对于防腐质量较好，或证明在杂散电流干扰下快速地极化和去极化的埋地结构，应用以下标准:

测量电位比-850 mV保护电位更正的时长不得超过测量时长的5%;测量电位与保护电位相比正向偏移超过50 mV的时长不得超过测量时长的2%;测量电位与保护电位相比正向偏移超过100 mV的时长不得超过测量时长的1%;测量电位与保护电位相比正向偏移超过850 mV的时长不得超过测量时长的0.2%。

(2)极化时间较长的埋地结构

对于防腐质量较差，在干扰电流的影响下埋地结构的电位缓慢地在极化和去极化状态间变动的埋地结构，测量电位都比保护电位更正的时长但不得超过测量时长的10%。

(3)过保护

地下钢铁结构消除了地电位梯度相对于饱和硫酸铜电极的电位不小于-1.2 V。对于易遭受阴极剥离的涂层尤其如此。

NACE SP0169-2007则认为干扰问题已经解决的标志是:(1)管/地电位恢复至受干扰以前的值;(2)测量结果证明不再有干扰电流自管道流进土壤。

分析与评论:

SY/T 0017-2006提出的正电位平均值比法其实是用安装排流系统后的干扰缓解比率代替用阴极保护准则评价排流保护效果。然而该方法并不能用来评价管道受到的电干扰腐蚀危险性。

相对而言，AS 2832.1-2004规定最为详尽，针对不同的干扰类型提出了不同的适用准则。NACE SP0169-2007的标准最为严格，根据NACE SP0169-2007的规定管道至少应恢复到自然腐蚀状态，但是有的情况下达到这种要求是非常困难的。

4 点蚀速率与管/地电位的关系

在各种土壤电阻率环境下阴极保护准则有效性如表1所示。但是表1中没有一个准则能够将所有最大点蚀速率降到0.025 mm/a以下。

防腐工程师更关心的是点蚀速率，图2～4给出了某管道上多个测试点(土壤电阻率＜10 kΩ·cm)试件最大点蚀速率与自然电位、on/off电位和100 mV极化电位的关系。由图2～4可见，无论采用哪个准则，随着极化程度的增加，各测试点试件最大点蚀速率均逐渐降低，但是只有在达到－850 mVon/off电位以后所有试件的点蚀速率才下降到0.1～0.3 mm/a之间。在极化电位差达到100 mV后仍有少量试件点蚀速率比较大。

这说明当管地电位符合阴极保护准则的要求时，管道仍有一定点蚀倾向，但是这时的点蚀速率比较稳定，－850 mVon/off电位仍具有较普遍的应用价值。当管地电位不能满足－850 mVon/off电位时，管道腐蚀速率就与当地环境关系较大，这需要防腐工程师根据现场测试数据评价管道遭受点蚀的危险性。

由于氧化物的存在，钢的自然电位会随着埋地时间的延长而正向偏移，所以在旧管道上使用－850 mVoff准则会导致过度极化，如图5所示。但是由于杂散电流流出管道时的去极化作用，该结论可能不适用于有动态杂散电流存在的管道。

缓解杂散电流干扰和施加阴极保护的最终目的是使管道腐蚀速率在经济上和安全上处于可接受范围内。具体需要采用什么措施还需要防腐工程师根据现场情况确定，这也正是缓解杂散电流干扰的困难所在。

表1 不同土壤电阻率下阴极保护的有效性Table1 Effectiveness of CP to different soil resistence

图2 最大点蚀速率与自然电位的关系Fig.2 Maximum pitting rates vs.native potentials

图3 最大点蚀速率与保护电位的关系Fig.3 Maximum pitting rates vs.on-off-potentials

图4 最大点蚀速率与100 mV极化电位的关系Fig.4 Maximum pitting rates vs.polarization

图5 不同土壤电阻率下钢的自然电位和腐蚀性Fig.5 Common regions of steel native potentials vs.soil resistivity and corrosivity

5 结论

(1)缓解电干扰需要结合考虑干扰源和被干扰设施两方面因素，有些措施可能会产生不利影响，需要防腐工程师慎重选择。

(2)-850 mVon/off电位是一个有效的判断准则，当管地电位不满足此准则时需要附加现场测试数据进行评定。

(3)杂散电流干扰评价准则需要进一步研究调整。当杂散电流干扰无法完全排除时，如何评价管道的腐蚀危险性及应采取何种维护措施是需要进一步研究的问题。

[1]石油工程建设专业标准化委员会.SY/T 0017-2006《埋地钢质管道直流保护技术标准》[S].北京:中国石油出版社，2006.

[2]Committee MT-014，Corrosion of Metals.As 2832.1-2004 Cathodic proteetion of metals pewt 1;Pipes and cables[S].Sydney.Stcalderds Australia 2004.

[3]Specific techudogy Group(STG)35 on Pipelines，Tanks，and well casings.SP 0169-2007 coutrol of external corrosion on undevground or submerged metallic piping systews[S].Houston.Texas:NACE Internatioual 2007.

[4]吴长访，姚喆，刘玲莉，等.新大管道杂散电流干扰影响研究[J]. 油气储运，2007，26(6):43-44.

[5]Boteler D H.Assessing Pipeline Vulnerability to Telluric Currents[J].corrosion，2007:5-7.

[6]刘玲莉，陈宏源，刘明辉，等.输油气站区阴极保护中的干扰与屏蔽[J].管道技术与设备，2005(2):32.