在役油气管线防腐蚀层老化的评价方法

王 楠,周 勇,郭自新,魏克颖,张世虎

(1. 西安石油大学 材料科学与工程学院，西安 710065； 2. 长庆油田采气三厂，乌审旗 017300)

在役油气管线防腐蚀层老化的评价方法

王 楠1,周 勇1,郭自新2,魏克颖2,张世虎2

(1. 西安石油大学 材料科学与工程学院，西安 710065； 2. 长庆油田采气三厂，乌审旗 017300)

为研究和评价在役长输油气管线防腐蚀层的质量，建立了反映涂层质量变化的简单数学模型，分析了防腐蚀层过渡电阻与长输油气管线的阴极保护电位分布规律的关系，从理论上了解防腐蚀层的漏失情况。结合工程现场的实测数据，通过标准管地电位(P/S)测试，绘制电位-距离曲线，推算绝缘层特性参数及管线沿线电位的衰减系数，对在役管线的防腐蚀层状况进行评估，从而为管网的维护提供相应依据，指导现场管道的安全运行。

油气管道；阴极保护；阴极保护电位；防腐蚀层老化

防腐蚀层是保护管道免遭腐蚀损坏的第一道防线，其绝缘性能直接关系到阴极保护系统的运行和管道保护的效果，也是防腐蚀层评定、判废以及制定管道外防腐蚀层修复计划的主要依据之一[1-3]。然而，调查发现，随着长输油气管线服役年限的增加，处于不同土壤环境条件下的防腐蚀涂层在周围介质的作用下会出现不同程度的老化、剥离、破损等缺陷。有些涂层仍然完好，能够有效保护管道;有些涂层则难以对管道起到保护作用。防腐蚀层出现缺陷后裸露的管壁会发生腐蚀，其变薄或穿孔的可能性将大大增加[4-6]。目前关于管道防腐蚀层性能检测的方法有多种，但没有统一的评定标准。因此，如何对在役油气管线防腐蚀层的防护性进行准确评价，以减少管道事故发生的频率和次数，达到延长管道使用寿命的目的是管道阴极保护现场工作者研究的重中之重[7]。

本工作通过对管线进行标准管/地(P/S)电位测试，建立长输管线保护电位分布的简单数学模型，研究了防腐蚀层对阴极保护电位分布的影响及绝缘层过渡电阻与管道电位分布规律的关系，并利用现场实测管道保护电位，计算绝缘层特性参数及衰减系数，对绝缘层的质量进行评估，以期为管网现场维护提供依据。

1 管道保护电位分布模型建立

1.1 电压和电流的分布

为了简化模型，对所研究的问题作以下假设[4]：管路上的绝缘层均匀一致，并且有良好的介电性，因此可以认为管路沿线各点单位面积上的过渡电阻相等；电流经过土壤，由于土壤截面积大，故土壤电阻忽略不计；设土壤电位为零。

外加电流和电位的分布模型如图1所示。在离汇流点x处的地方取一小段dx，设dx的管道电位为E(管地电位)，土壤电位为零，并设过渡电阻为RT，则由土壤流入dx小段管路的电流I可用式(1)表示。

(1)

图1 阴极保护电流、电位分布模型Fig. 1 Cathodic protection current and potential distribution model

另一方面，电流流过该小段管路时，由于管路本身的电阻，将产生一个压降。设流过dx小段管路的平均电流为I，单位长钢管的电阻为rT，由电流流过dx的压降为

(2)

对式(1)和式(2)分别求导，并设rT/RT=a2，a为衰减系数，得出

(3)

(4)

式中:过渡电阻RT为单位长度上电流从土壤径向流入管路时的绝缘层过渡电阻，其值主要取决于绝缘层电阻；管道电阻为单位长度上金属管道的电阻，用rT表示;e为基本电荷。

根据边界条件：x=0(汇流点处)，则：E=E0，I=I0;x→∞，则：E=0，I=0。

把边界条件代入式(3)和式(4)，即可得到管道中电流和电压的分布规律,见式(5)和式(6)。

(5)

(6)

如果考虑管道自然电位的影响，则管道上自然电位的分布可用式(7)表示。式中,U0代表管道的自然电位。

(7)

通过数学模型的建立，发现管道电位的衰减系数a与被测管道防腐蚀层的绝缘电阻有关。管道防腐蚀层的绝缘性越好、绝缘电阻越大，施加在管道上的电流损失越少，衰减亦越小；如果管道防腐蚀层老化损坏、质量较差，管道上电流损失就越厉害，衰减系数就越大。这种方法从理论上能较好完成对防腐蚀层老化情况定性的评估，无须开挖。

1.2 电压分布与绝缘层过渡电阻的关系

根据式(6)，假设E0=-1.0 V，选择衰减系数分别为0.000 1,0.001,0.005,0.01,0.05进行计算，结果见图2。由图2可知，管路上外加电位按指数函数的形式变化，其特点是汇流点(通汇电)附近的电位下降较快，离汇流点越远，下降越慢。曲线下降的快慢(即电位变化梯度)决定于衰减系数a，由于rT变化不大，因此主要决定于RT，而在过渡电阻中起决定作用的是绝缘层电阻，所以绝缘层的电阻越大，即RT越大，曲线越平坦，RT越小，曲线越陡。同时也可以看出，当衰减系数a大于0.005时，电位的衰减明显增加，说明防腐蚀层的防护效果变差，防腐蚀层可能出现老化情况。

图2 衰减系数对电位分布的影响Fig. 2 Effect of attenuation coefficient on potential distribution

2 现场测量及验证讨论

2.1 管地电位(保护电位)测量

2015年7月，对某气田集输管网的两条管线(A和B)沿线测试桩保护电位进行测量。两条集输管线的参数如下：A管线尺寸为φ406.4 mm×6.3 mm，全长23.2 km，沿途地貌以草地、草滩为主；B管线尺寸为φ355.6 mm×5.6 mm，全长61.99 km，沿途地貌以草地为主;A、B两根管线分别于2006年和2011年投入运行，防腐蚀类型都为3PE类型。图3为衰减系数对两条管线保护电位的影响。由图3可见，离管道通电点附近的测试点管地电位最负，下降较快，衰减作用较强，离通电点越远，管地电位逐渐变正并且下降缓慢。

(a) A管线

(b) B管线图3 A、B干线保护电位衰减系数拟合图Fig. 3 Fitting figure of attenuation coefficient for potentials protective of A (a) and B (b) route

由图3(a)可见，A管线通电点的通电电位为-1 700 mV(相对于CSE,下同)，管道末端的通电电位为-790 mV，整条管道的自腐蚀电位取为-500 mV，对其进行数据拟合，计算得到A管线的衰减系数a为0.042。管地电位衰减速率较快，且管地电位下降幅度比较大，因此初步判断该管段防腐蚀层出现了老化情况。管地电位大于-850 mV的管道主要集中在里程为13～23.2 km的部分，将近有50%的管段的实际保护电位未达到-850 mV要求，因此需要通过调整该站恒电位仪输出参数，使该段管线处于有效保护范围。其余部分管段的保护电位达标，管线处于有效保护状态。

由图3(b)可见，B管线通电点通电电位为-1 125 mV，管道末端的通电电位为-860 mV，整条管道的自腐蚀电位取为-500 mV，对其进行数据拟合，计算得到该管道的衰减系数a为0.002 1，管地电位衰减速率较慢，且下降幅度较小，因此初步判断该管段防腐蚀层完好。管地电位均负于-850 mV，表明管道处于有效保护状态。

2.2 保护电流密度测量

保护电流密度是衡量阴极保护效果的一个重要指标，A管线的阴极保护站恒电位仪运行参数为输出电压29.3 V，输出电流3.1 A，计算该阴极保护站所保护的管网平均的电流密度高达59.17 μA/m2，根据表1[8]，该管线的防腐蚀层可评定为3级保护状态。根据上节标准管/地电位测试，所得出的衰减系数高达0.042，二组数据均说明A管线上电位的衰减很大，防腐蚀层漏失较为严重，建议必须对管线进行必要的检查和维护。B管线的阴极保护站恒电位仪运行参数为输出电压8.6 V，输出电流7.7 A，平均的电流密度为5.6 μA/m2，根据表1[8]，该管线的防腐蚀层可评定为1级保护状态。标准管地电位测试结果表明,衰减系数为0.002，两组数据均说明由于B管线服役时间较短，电位的衰减不是很大，防腐蚀层还处于正常状态，但应该按时监测管地保护电位，确保管道不存在过保护或欠保护，必要时调整系统输出，同时，应密切关注阴极保护电流密度的变化情况。

表1 阴极保护电流密度与防腐蚀层状况

3 结论

(1) 防腐蚀层的绝缘电阻对阴极保护电位分布有较大影响。防腐蚀层老化严重的管线，绝缘电阻较小，管地电位下降较快;防腐蚀层劣化较轻的管线，绝缘电阻较大，管地电位下降平缓。

(2) 对现场阴极保护站点和在役管线测量的数据进行分析，对防腐蚀层状态作出了真实评价。对于电流漏失严重的管线建议要加强阴极保护，实时监测管线电位与电流密度的变化，动态调整恒电位仪的输出参数，使保护管网处于有效的保护状态，避免腐蚀加剧。

(3) 根据工程实例，对现场数据进行测试及分析，进一步验证了标准管/地(P/S)电位测试方法在防腐蚀层老化评价中也具有一定的应用价值。

[1] 李彬. 阴极保护下埋地管道涂层及腐蚀与防护态势评价方法研究[D]. 成都:西南石油大学，2004.

[2] 韩兴平，丁华，李小夏. 涂层与阴极保护下的管道外腐蚀研究与控制[J]. 腐蚀与防护，2003，24(1):24-28.

[3] 贺华镭，何永宏，张军峰. 靖边气田集气南干线A段防腐蚀层检测与阴极保护效果评价[J]. 腐蚀科学与防护技术，2008，20(1):70-72.

[4] 王志刚. 地下金属管线防腐蚀层状态检测方法的研究[D]. 天津:天津大学，2006.

[5] 田甲，王硕，何静. 埋地管道剥离涂层下金属腐蚀与阴极保护数学模型研究[J]. 化学工程与装备，2014(7):32-34.

[6] 李玉楠. 阴极保护对破损有机涂层防护作用的研究[D]. 青岛:中国海洋大学，2011.

[7] 刘晖允. 强制阴极保护管线绝缘层电阻的计算[J]. 油气储运，1986，4(6):15-20.

[8] SY/T 5918-2011 埋地钢质管道外防腐蚀层修复技术规范[S].

Evaluation Methods of Aging of Corrosion Resistant Layer on In-service Oil and Gas Pipeline

WANG Nan1, ZHOU Yong1, GUO Zixin2, WEI Keying2, ZHANG Shihu2

(1. School of Material Science and Engineering, Xi′an Shiyou University, Shanxi 710065, China；2. The Third Gas Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Wushenqi 017300, China)

Mathematical model reflecting the quality change of coating was built to study and evaluate the quality of corrosion resistant layer on in-service long-distance oil and gas pipeline, the relationship between the transition resistance of corrosion resistant layer and cathodic protection potential distribution of long-distance oil and gas pipeline was analyzed, the dropout situation of corrosion resistant layer was understood theoretically. At the same time, potential-distance curve was drawn according to standard pipe ground potential (P/S) testing and measured data from the project site, special parameters of the corrosion resistant layer and attenuation coefficient of the potential along the pipeline were calculated. Condition of the corrosion resistant layer on in-service pipeline was assessed, so as to provide an appropriate basis for the pipe network maintenance and safe operation guidance of the pipeline.

oil and gas pipeline; cathodic protection; cathodic protection potential; corrosion resistant layer aging

10.11973/fsyfh-201705005

2016-07-27

陕西省重点学科专项资金项目(ys37020203); 西安石油大学优秀硕士学位论文培育项目(2015yp140512)

王 楠(1991-)，硕士研究生，主要从事石油工程材料表面工程技术研究,13572945060,shanmeiangle@163.com

TG172

B

1005-748X(2017)05-0346-03