长输石油管道阴极保护技术研究

唐金鑫，郑配(国家管网西南管道南宁输油气分公司，广西 南宁 530022)

0 引言

管道运输是运输石油的主要方式，相比于其他方式而言，管道运输成本低且更加安全高效。为了避免管道受到自然界及人为因素的破坏，我国往往采用埋地的方式敷设管道。但由于管道的材质为钢，在长期埋地的过程中，土壤中的腐蚀性物质受毛细作用驱使会依附于管道表面，在水含量适宜的条件下，钢铁会发生电化学腐蚀[1-3]。

在20世纪，采用单一的防腐层往往无法对管道进行有效保护。随着科技的进步，阴极保护联合防腐层技术使得管道的腐蚀问题有效减缓。该联合保护方法克服了单一方法存在的成本高、风险大的问题[4]。目前，该联合技术已经广泛应用于石油管道的防腐工程中，但由于长输石油管道沿线地形地貌多变，加上自然灾害等问题会引发土壤应力问题，管道防腐层在第三方应力的作用下容易发生破损及剥离等问题。防腐层的破损一方面使得管道钢与外界直接接触，另一方面也使得阴极电流无法为管道提供正常保护。由此引发的腐蚀问题也引起了诸多专家的研究。本文针对现行的阴极保护技术，分析了阴极保护技术的原理，对阴极保护准则及参数进行梳理，并基于目前研究的不足，对阴极保护技术的发展进行展望。

1 阴极保护技术原理及分类

腐蚀的过程本质上指的是金属与外界发生电化学反应的过程。该过程的发生需要满足几个先决条件：首先，系统中需要存在阴阳极，其中阳极指的是失去电子而氧化的一端，阴极指的是得到电子而还原的另一端；其次，上述的阴阳极需要存在一定数值的电位差，只有这样，电化学反应才存在发生的动力；另外，上述阴阳极需要处于连通的电解液中，其中电解液指的是存在可以自由移动的各种活化离子的溶液；最后，为了确保离子及电子的流通，整个电化学反应的系统是连通的。

当满足上述四个条件时，金属会发生腐蚀。此时金属表面电位达到金属的自腐蚀电位，腐蚀不断进行。当对金属表面施加阴极保护电流时，其表面电位偏离原本的平衡电位，使得金属腐蚀的进程终止。阴极保护技术可以两种方式，如图1所示。

图1 阴极保护技术

把需要保护的目标金属与电源系统的负极相通，电源直接对目标金属施加阴极保护电流使得金属表面发生电位的负向偏移从而达到保护金属的目的，这就是强制电流保护法的原理。该方法可以基于需要提供的电压大小连续调控输出电压，保护方式可靠，受外界环境影响较小，保护周期长，但是对于工程量较小的项目而言，该方法的成本较高，施工过程较繁琐且装置需要维护，运营过程复杂。在一个电化学反应的系统中，发生阳极的一端往往自腐蚀电位较另一端偏正。基于此原理，将被保护的目标金属与一个自腐蚀电位更负的金属连接可使得目标金属作为阴极存在于系统中，有效抑制目标金属的腐蚀。常见的此类阳极金属材料包括Zn、Mg、Al及三者的合金金属。阳极金属作为牺牲品被腐蚀消耗，从而对目标金属施加阴保电流。该方法施工简单，不需要额外电源输入，也不会对周边的金属材料产生干扰，维护费用低。但该方法电流输出较不稳定，需要经常对保护效果进行校验与检修。

2 阴极保护参数

2.1 保护电位

当阳极腐蚀反应停止或者反应程度很小，此时施加于其表面的电位被称作保护电位。当保护电位施加在金属表面时，其数值大小影响了保护性能的好坏。若保护电位过正，则金属不能被完全保护，反之，保护电位过负，会引发阳极表面的析氢反应，从而促使防腐层的剥离，给生产带来经济损失。阴极保护电位的数值大小可以利用参比电极进行测量，工程上往往采用Cu/CuSO4参比电极对阴极保护的通电及断电电位进行测量。然而，当选用不同的参比电极时，保护电位的数值也会不同，表1为常见金属的阴极保护最小电位数值。因此保护电位的测量结果需要着重说明所选用参比电极的类型。长输石油管道表面的保护电位常常介于-0.85～-1.20 V之间(相对于Cu/CuSO4参比电极)。

表1 常见金属的阴保电位最小值

2.2 最小保护电流密度

当管道处于临界保护状态对应的电流密度即为临界电流密度(最小电流密度)。其与电位数值密切相关，阳极材料不同，其数值会发生相应的改变。另外，阳极表面状态、外界环境也会对其数值产生一定的影响[5]。

3 阴极保护技术准则

判断长输石油管道所处阴保状态是否达到要求主要是依据长输石油管道阴极保护准则。可以利用长输石油管道的通电电位及断电电位判断其阴保是否处于良好状态。具体评价方法为：当长输石油管道的阴保电位介于-850～-1 200 mV(CSE)时，则管道处于良好的被保护状态；若上述条件无法实现，可依据IPL测量通断电电位进行保护效果的判定，当管道断电电位比管道自然电位差大于100 mV时，则管道处于良好的被保护状态[6]。

目前，上述准则已经被长输石油管道建设企业采纳，得到了长足的发展。然而，该准则仍然存在几点不足。首先该准则的适用温度受限，当石油管道的表面温度大于40 ℃时，阴极保护无法再为管道提供有效保护，即阴极保护处于失效状态。考虑到我国的基本国情，我国长输石油管道运行温度往往高于45 ℃，使得阴极保护无法有效抑制管道的腐蚀。因此，对阴极保护温度的适应性方面应展开系列研究。另外，管道与直流接地极往往同向敷设，当接地极放电时，管道表面会发生电位偏移。目前常用的阴极保护准则没有明确规定管道允许的电位偏移量。对直流接地极引发的管道干扰问题值得进一步研究。另外，参考国外先进的技术准则，对我国的阴极保护技术准则进行完善和发展具有重要意义。最后，在交流干扰下的阴极保护准则需要进一步完善。交流干扰主要是由于输电线路会产生电磁场，影响管道上的电位分布，使得管道电位处于一种波动的周期状态，从而使得阴极保护水平下降，管道的腐蚀明显加剧。对于该方面的缺陷，国内外均未提出有效的解决方法。

4 展望与结论

阴极保护技术准则对于有效指导现场安全、经济运行具有重要意义，然而目前的长输石油管道阴极保护准则存在诸多不足，包括适用温度存在限制，没有明确规定允许的电位偏移量及不存在交流干扰阴极保护准则。因此，针对上述不足，开展阴极保护适用温度的研究，拓展阴极保护的适用范围，开展交直流干扰下管道上的电位偏移程度研究，定量描述干扰电位对于管道阴极保护电位的影响规律有利于提高我国阴极保护技术水平，保障我国长输石油管道的安全运行。阴极保护技术体系需要进一步完善与修正，要充分采纳国外先进经验及处理手段，结合我国长输石油管道阴极保护技术的基本现状，构建合理的阴极保护技术准则。另外，目前，我国的技术装备条件不够完备，对阴极保护通断电电位的测量仪器主要依赖进口，没有形成自身的核心技术，因此，我国应该进一步加强电位测量技术的开发与利用。

本文基于长输石油管道阴极保护技术的原理和分类，对阴极保护技术的参数及准则进行详细分析，主要得到以下结论：

(1)阴极保护主要通过对金属施加阴极保护电流，使其发生阴极极化从而对金属实行有效保护。阴极保护技术分为强制电流及牺牲阳极保护法，二者都是现场常用的阴极保护手段。

(2)保护电位和最小保护电流是阴极保护的重要参数，长输石油管道的阴极保护电位应当处于-0.85～-1.20 V之间(相对于Cu/CuSO4参比电极)。

(3)阴极保护技术准则是阴极保护技术的核心，目前常用的技术准则仍然存在诸多不足。主要包括准则的适用温度受限，没有规定允许的电位偏移量及交流干扰引发的阴极保护电位波动准则缺失。