长输管道阴极保护技术难点及应对方法

张超，秦晓东，李萌，高露源，蒋玉卓，孙大为

(1. 中油国际管道公司 中缅油气管道项目曼德勒管理处，北京 100029；2. 国家管网集团西气东输公司 长沙输气分公司，湖南 长沙 410000；3. 国家管网集团北方管道有限责任公司 长春输油气分公司，吉林 长春 130000；4. 中国石油青海油田分公司 管道处，青海 格尔木 816000；5. 中国人民解放军32723部队，河北 承德 067400)

长输管道安全运行日益受到国家、社会和相关行业关注，腐蚀、制管缺陷和第三方破坏是管道失效事故的重要因素。阴极保护是减缓长输管道腐蚀最可靠安全的技术，可有效降低管道腐蚀风险，延长管道运行寿命。随着中国管道行业迅猛发展，新建管道敷设在高寒冻土区、山区、戈壁等恶劣环境地区，新的腐蚀问题不断出现，对管道安全运行提出更高要求[1]。本文阐述了近年来管道腐蚀防护的技术难点和瓶颈问题，结合国内外管道工程实践、标准规范和技术现状，提出了可行、合理的应对方法及措施。

1 阴极保护准则

阴极保护准则是管道阴极保护系统设计和保护效果评价的依据。GB/T 21447—2018《钢质管道外腐蚀控制规范》[2]规定： 保护电位(无IR降)应低于-0.85 V，限制临界电位不应低于-1.2 V。如上述准则无法满足，也可采用阴极电位负向偏移100 mV的准则，但该准则不适用温度大于40 ℃的环境、存在干扰电流的情形。根据国内长输管道实际情况，阴极保护准则存在下列问题：

1)研究高温环境长输管道设施阴极保护电位偏移准则。国内庆铁四线、铁锦线、铁抚线采用加热输送工艺，出站温度均高于40 ℃，部分输气管道出站段温度也高于该值；储存稠油、重油、易凝原油的储罐运行温度可达到60 ℃，阴极保护电位测试存在限制，宜采用阴极保护电位偏移准则。

2)研究交直流干扰阴极保护准则。随着国内电力行业快速发展，管道受到输电线路的交直流干扰日益严重，上述阴极保护准则不适用。GB/T 21447—2018提出了按照干扰电压15 V进行判定，在低电阻率土壤采用电流密度判定，在高电阻率土壤采用干扰电压评估。目前国际上较为公认的观点是： 应使用电压、电流密度、交直流电流密度比值和土壤电阻率等多种指标综合评价交流腐蚀可能性及风险[3]。

2 阴极保护电位测试

管地电位是评价管道阴极保护程度的重要指标。Q/SY GD 0301—2016《埋地钢质管道干线阴极保护技术规范》规定： 每月测试1次管道沿线测试桩的管地电位(直流通电电位、交流电位)。恒电位仪运行条件下测得的电位是通电电位，根据管道沿线通电电位的衰减间接评定防腐层质量。

通电电位与真实管地电位存在IR降的差值。IR降是阴极保护电流流动克服土壤电阻率产生的压降，为真实评价管道保护状态，应测试消除IR降的管地电位。管道断电电位测试采用恒电位仪同步中断法，美国标准NACE TM 0497： 2018Measurementtechniquesrelatedtocriteriaforcathodicprotectiononundergroundorsubmergedmetallicpipingsystems[4]规定恒电位仪安装断路器，断电时间不能大于3 s。Q/SY GD 0301—2016规定在恒电位仪安装电流同步中断器，同步误差小于0.01 s。设置通/断周期(12 s通电/3 s断电)，在通/断电0.3 s之后读取数据。

管道存在杂散电流干扰条件下，不能进行断电电位测试。国际管道研究协会PRCI提出使用试片断电电位测试方法，原理是： 采用裸露钢试片模拟管道防腐层破损点，试片等同于管道上相同面积防腐层漏点的保护效果。通过测试桩引线连接管道与试片，断开管道与试片连线测试断电电位。美国阿拉斯加管道系统已安装数百个阴极保护试片，近年来国内也应用试片断电法评价管道阴极保护有效性，针对测试中试片形状、试片计划温度及时间和试片面积等影响因素进行试验研究[5]。

3 高寒冻土区管道阴极保护

中俄原油管道、中俄东线天然气管道穿越高寒冻土区，土壤冻结后电阻率大幅增加，造成阴极保护电流分布不均匀甚至屏蔽。采用强制电流保护技术，恒电位仪电压、电流输出很大。ASME B 31.8： 2018Gastransmissionanddistributionpipingsystems[6]规定敷设在季节性永冻土区的管道，牺牲阳极应作为强制电流阴极保护的补充。ISO 15589-1： 2015Petroleum,petrochemicalandnaturalgasindustries-cathodicprotectionofpipelinesystems[7]规定冻土区管道应优先考虑牺牲阳极系统。СНиП 2.05.06： 1985《干线管道设计规范》规定： 永冻土管道(土壤温度不高于-5 ℃)不需要进行电化学保护；高寒区管段或者季节性融化管段，无可靠电源条件下，允许采用延伸式牺牲阳极代替阴极保护站。俄罗斯Rosneft公司、Gazprom公司输气管道有采用牺牲阳极保护技术的方案。美国阿拉斯加管道采用分段牺牲阳极保护的做法，干线管道采用连续锌带阳极进行保护[8]；中俄原油管道采用强制电流阴极保护方式，在冻土区段平行敷设柔性阳极。

冬季低温条件下，阴极保护电位测试用CuSO4参比电极出现结冰，高纯锌参比电极漂移严重，最大可达400 mV，直接影响电位测试的准确性和恒电位仪运行的稳定性。中俄原油管道研发了性能稳定的防冻型参比电极，在管道沿线重点管段埋设；设计低温型阴极保护电位自动采集系统，保证准确测量管道电位。

4 阴极保护系统维护

阴极保护系统的核心设备是恒电位仪，国外称之为整流器，二者在功能和技术水平方面基本相同。Q/SY GD 0301—2016规定了管道阴极保护系统定期检测项目及周期：

1)每天检查恒电位仪运行状况，记录输出电压、输出电流和通电点电位(汇流点电位)；汇流点电位(测量电位)与给定电位(设定电位)应基本一致。

2)恒电位仪工作机与备用机定期切换运行，切换周期为每月1次，相邻2次间隔时间不宜大于45 d。恒电位仪每月维护保养1次，每年全面检修1次，相邻2次间隔时间不宜大于18个月。

3)电源设备的避雷设施每半年检查1次，相邻2次间隔时间不宜大于9个月，雷雨季节增加检查次数。

4)恒电位仪使用年限超过10 a或无法修复时，更换新恒电位仪。

恒电位仪运行中可能出现的问题是输出电压、电流异常，汇流点电位与给定电位存在较大偏差。管道保护电位偏离控制范围时应查找原因，并采取增设阴极保护站、增加排流保护、防腐层大修等措施。

5 三层结构聚乙烯防腐层剥离

外防腐层是确保管道安全的基础屏障。三层结构聚乙烯防腐层(3LPE)具备优良绝缘性能、抗机械损伤性能，已成为国内外长输管道防腐层主流型式。近年来国内外管道均发现3LPE防腐层剥离问题，位置在管体与熔结环氧粉末FBE涂层底漆界面，表现形式为防腐层外观良好，底层粘接力低，防腐层自动从管体剥离，仅存在少数粉末或无粉末，管体表面无腐蚀。3LPE防腐层剥离可导致阴极保护电流屏蔽，水进入剥离形成的空隙，管道不能得到有效保护。此外，应用3LPE防腐层有最小厚度限制，不适用管道补口和弯头等异形管件，补口处防腐层性能较低，导致补口失效问题。

目前，3LPE防腐层剥离机理还无权威结论，还需进一步深入研究。文献[9]认为防腐层残余应力是3LPE防腐层失效的主要因素。FBE底漆与管材粘接力降低原因是钢材表面预处理、涂层涂覆工艺和FBE底漆配方不当。陶氏化学公司采用特殊聚乙烯层和聚合树脂粘结剂研发新型3LPE涂层，可有效防止3LPE防腐层出现的PE层粘结失效。该涂层在80 ℃条件下剥离强度大于216 N/cm；在110 ℃条件下，胶粘剂1 a后失效，预测在70 ℃环境温度下(模拟中东地区)可服役至少50 a。

目前，国内外大多采用热收缩套作为3LPE防腐层的补口材料，热收缩套补口对施工条件和质量要求较高，研制新型3LPE管道补口材料和施工技术是未来研究重点。管道外腐蚀检测技术不能检测3LPE防腐层剥离情况，权宜的措施是通过管道开挖检查，研究防腐层剥离情况和发展趋势；结合检测数据，确定防腐层剥离区域的管体腐蚀情况。

6 保温层下腐蚀

保温层下腐蚀CUI发生在保温输送管道和站场工艺管道。管道聚氨酯泡沫保温层一旦破损进水，积水很难排出，形成封闭腐蚀环境，造成阴极保护电流屏蔽。封闭腐蚀环境的腐蚀速率相对管道自然腐蚀速率大得多，极易造成管道腐蚀穿孔[10]。

保温层下腐蚀原因在于管道补口保温层施工质量。GB/T 50538—2010《埋地钢质管道防腐保温层技术规范》[11]规定了聚氨酯泡沫闭孔率，但仅适用于工厂预制产品。管道补口处保温层通常采用现场发泡或者预制泡沫瓦，施工质量难以保证。长输管道腐蚀调查发现保温层下腐蚀多发生于补口处，研发了用于现场修复的聚氨酯保温层补口模具，修复后的保温层密封性良好；设计补口处保温层含水量监测系统，实现对保温层进水的及时响应。

7 含套管穿越管道阴极保护屏蔽

针对长输管道与铁路、公路交叉的情形，国内设计做法是管道外设置钢质套管，套管设置与管道相同或者更高等级的防腐层；管道与套管直接设置绝缘支撑，管道外缠绕镁带或者锌带作为牺牲阳极，套管两端进行密封处理。该设计方式存在的问题是： 套管防腐层严重阻碍阴极保护电流流动、甚至造成屏蔽，管道不能得到有效保护；目前应用的基于施加外部电流的管道外防腐层检测技术不能检测含套管穿越管道，管道维护及检测缺少有效手段。

调研北美长输管道与铁路、公路交叉时的做法，在设计阶段采用以下理念和措施： 避免采用套管穿越的做法，通过提高管道壁厚的方法保证本质安全性；采用钢筋混凝土管涵或者混凝土套管穿越方式；如仍采用套管穿越，套管不进行防腐和密封处理，保证阴极保护电流能够流至管道。

8 结束语

随着长输管道建设运行环境多样化，新的挑战需求和瓶颈问题亟待解决。在调研国内外工程实践、标准规范和技术现状，提出上述应对方法及措施。为进一步提高长输管道安全管理水平，还应在以下方面开展科研攻关：

1) 阴极保护技术与管道外防腐层是相辅相成的配套技术，外防腐层性能指标应注重与阴极保护系统的兼容性和匹配性。

2)目前管体和外防腐层缺陷评价侧重于单个缺陷或者特殊管段，应推进管道系统外防腐层有效性整体评价，提高检测评价准确性。

3)杂散电流干扰对于管道腐蚀影响日益严重，应探讨建立管道企业和相关方的协调沟通和权责划分机制。

4)建立中国长输油气管道腐蚀失效数据库，积累管道事故案例，掌握管道腐蚀风险等级，供管理者做出准确决策。