长输管道阴极保护有效性影响因素分析

2014-10-29汪春付董华清

石油工程建设 2014年3期

汪春付，董华清，尹恒

中国石化天然气川气东送管道分公司，湖北武汉 430074

1 阴极保护有效性影响因素分析

阴极保护的有效性可以通过证明被保护结构物未发生腐蚀的方法来确定，通常各类阴极保护标准均以控制保护电位为准则。ISO 15589-1：2003《石油和天然气工业管道传输系统阴极保护第1部分：陆上管道》提出了“腐蚀速率小于0.01mm/a的金属对电解质的电位就是保护电位”的规定，最常用的判据有-850m V保护电位准则和100 m V极化准则，即：管道阴极保护电位（管/地界面极化电位）应为-850m V（CSE）或更负，但是极限保护电位不能比-1 200 m V（CSE）更负；当-850m V保护电位准则难以达到时，可采用阴极极化或去极化电位差大于100m V的判据。

在管道运行过程中，受设计、施工、环境、管理等各种因素影响，其实际运行的有效性往往存在不达标现象。以下将从实际出发，对长输管道强制电流阴极保护系统中几类常见的问题进行分析。

1.1 阴保站常见问题

（1）阳极地床由于电缆断裂或接头腐蚀损坏导致一组阳极中一支或多支阳极失效；由于通气管被堵塞发生气阻现象；阳极周围土壤局部干燥影响阴保输出等。为了及时发现此类问题，需要定期测量阳极地床接地电阻。

（2）阴保站临近埋地管道受到杂散电流的干扰影响，特别是负向干扰造成恒电位仪无法正常输出，导致线路欠保护。

（3）跨接电缆未按设计要求安装。在对某阴保站上下游管道进行检测时发现，其上游和下游管道的保护电位存在明显的差异，上游5 km处的通电电位平均在-1.4 V左右，而下游5 km处的电位平均在-1.1 V左右，上下游之间的电位差高达到0.3 V。经现场测试发现，该阴保站恒电位仪输出阴极的连接方式为在下游设置一个通电点，并在上下游管道绝缘接头间以跨接的方式进行连接，但站内进站和出站绝缘接头测试桩之间并未见敷设有相应的跨接电缆线；另一方面，在进站绝缘接头测试桩内共标识有3根站内管道的连接电缆线，通过对断开后其电位情况的判断，其中一根电缆线应该为与下游管道跨接的电缆线，将此电缆线与上游管道连接，并在站场上下游复测管道的电位，上下游管道的电位均恢复到-1.2 V左右。

（4）长效参比电极失效。在对某段管道阴保站进行检测过程中发现，对比敷设于出站端的两支长效参比电极与正常的参比电极的电位，发现存在较大的电位差值（-393.1m V和-246.5m V），在汇流点处测试输出阴极和零位接阴线也和恒电位仪所显示的参比电位存在较大差异（分别为-1.53 V左右和-1.49 V左右，恒电位仪参比电位为-1.3 V），由此判断上述两参比电极可能已经失效，需要更换。

1.2 防腐层破损严重，造成局部管段欠保护

例如在对线路进行CIPS密间隔测试中，发现经过3.8m后管道on/off电位从-1 044m V/-882m V迅速上升至-696m V/-664m V，然后再经过4m后又回落至-1197m V/-982m V（见图1）。经过ACVG检测，该处存在较大的防腐层漏点，开挖后直接检测发现为管道固定墩处的防腐层破损。

图1 防腐层缺陷点处电位变化曲线

1.3 部分管段回路电阻变化大，导致欠保护

在对某段管道进行检测时发现，在排除杂散电流干扰影响的情况下，处于山区段的约1.5 km管道仅有0.43%的管段达到了保护电位要求，而其两侧管段均未能达标。开挖两处破损点（山脚下），测试断电电位分别为-665m V和-438m V，其中一处破损点开挖后可见管体明显腐蚀迹象。经分析，在当前的阴保参数及防腐层破损程度下，由于回路电阻变化大，部分山区管段无法达到-850m V的标准电位。