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[摘 要]近年来，长输管道防腐保温技术得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。本文首先对相关内容做了概述，分析了埋地长输管道腐蚀原因，在探讨管道腐蚀影响因素的基础上，结合相关实践经验，分别从多个角度与方面就应用中的长输管道防腐技术展开了研究，阐述了个人对此的几点看法与认识，望有助于相关工作的实践。
[关键词]长输管道；防腐；保温；技术
中图分类号：TE988.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）08-0014-01
1 前言
作为长输管道在实际应用中的一项重要工作，对其防腐保温的探讨占据着极为关键的地位。该项课题的研究，将会更好地提升对长输管道防腐保温技术的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步優化长输管道在实际应用中的最终整体效果。
2 埋地长输管道腐蚀原因
2.1 自然环境的影响
土壤的空隙为空气和水所充满，水中含有一定的盐使土壤具有离子导电性；土壤物理化学性质的不均匀性和金属材质的电化学不均匀性，构成了埋地管道的电化学腐蚀条件，从而产生土壤腐蚀。
在一些缺氧的土壤中有细菌（硫酸盐还原菌）参加了腐蚀过程，细菌的作用是参加电极反应将可溶硫酸盐转化为硫化氢与铁作用，产生细菌腐蚀。此种反应因需具备缺氧条件，在低水位、强盐碱的滨海地区，细菌腐蚀不占主导地位。
杂散电流是在地下流动的防护系统设计之外对金属管道产生腐蚀破坏作用的电流，杂散电流腐蚀包括直流杂散电流腐蚀和交流杂散电流腐蚀。直流杂散电流腐蚀原理与电解腐蚀类似；交流杂散电流是管道附近高压电力线产生的二次感应交流电叠加在管道腐蚀电化学电池产生的腐蚀，其腐蚀量较小，但集中腐蚀性强。
2.2 钢管自身的材质问题
钢管的材质与制造因素是管道腐蚀的内因，特别是钢材的化学组分与微晶结构，非金属组分含量高（如S和P）易发生腐蚀，C和Si则易造成脆性开裂。微晶细度等级低，裂纹沿晶粒扩展，易发生开裂。在制造过程中，表面存在缺陷（如划痕、凹坑、微裂等），也易造成钢管的腐蚀开裂。
3 管道腐蚀的影响因素
3.1 外界条件影响
外界条件应包括周围介质的特性及温度等：
3.1.1 管道周围介质的腐蚀性影响。介质的腐蚀性强弱与土壤的性质及微生物密切相关，长输管道涉及的土壤性质比较复杂，准确评定其腐蚀性非常困难。
3.1.2 温度的影响包括环境温度和管道运行期间产生的温度。温度的升高，腐蚀的速度会大大加快。温度的高低与管路敷设深度有直接的关系，同时更受地域差别的影响。
3.2 防腐失效的影响
防腐层失效是地下管道腐蚀的主要原因。腐蚀的原因是防腐层的完整性遭到破坏，主要由于防腐层与管道剥离或防腐层破裂、穿孔和变形。
3.2.1 防腐层剥离，即防腐层与管道表面脱离形成空间。如果剥离的防腐层没有破口，空间没有进水，一般不产生腐蚀。若有破口，腐蚀性介质进入，就可能出现保护电流不能达到的区域，形成阴极保护屏蔽现象。
3.2.2 防腐层破裂、穿孔、变形，可直接破坏防腐层，腐蚀介质从破口进入防腐层，还能进一步促成防腐层剥离，在一定条件下产生阴极屏蔽，破裂严重时可导致管道腐蚀。破裂的主要原因为土壤应力、外力和材料老化。穿孔多由施工时的外力造成。
4 应用中的长输管道防腐技术
4.1 阴极保护防腐技术
埋在土壤中的金属管道由于各种原因管道表面将出现阳极区和阴极区，并在阳极区发生局部腐蚀。阴极保护是指将被保护金属进行阴极极化，使电位负移到金属表面阳极的平衡电位，消除其化学不均匀性所引起的腐蚀电池，使金属免遭环境介质如土壤的腐蚀，即用辅助阳极或牺牲阳极材料的腐蚀来代替被保护管道、设备的腐蚀，从而达到延长被保护管道的使用寿命，提高其安全性和经济性的目的。使用阴极保护时，被保护的金属管道应有良好的防腐绝缘层，以降低阴极保护的费用。阴极保护技术根据保护电流的供给方式，可分为牺牲阳极法和强制电流法两种保护方法。采用牺牲阳极法的主要优点有：无需外部电源、对外界干扰少、安装维护费用低、无需征地或占用其它建构筑物、保护电流利用率高等.
4.2 涂料防腐技术
涂料使用的目的决定了防腐层对它的基本性能要求，如粘结力、耐土壤应力、抗微生物侵蚀能力、化学稳定性、机械性能、吸水性、电绝缘性、抗阴极剥离等。
4.2.1 胶带防腐层。胶带防腐层呈现出较高的抗冲击、低吸水率、中高阴极剥离和适中的附着力值。但在高温（60℃）下阴极剥离超标，不能使用。
4.2.2 FBE防腐层。FBE防腐层具有极好的附着力、低阴极剥离值，相对较低的抗冲击性和适中的吸水性。对单层FBE，当温度升高时防腐层对附着力的损失和阴极剥离增加比较敏感。而双层FBE防腐层在高温条件下表现了较好的性能。正如所预料的那样，吸水率随着温度的升高而增加，然而所得到的结果仍然在可以接受的范围以内。由于防腐层的吸水率较高，对于阴极保护电流不会起到屏蔽作用。
4.2.3 挤塑聚乙烯。挤塑聚乙烯防腐涂层具有较好的附着力、较好的抗冲击性、较低的吸水率，热水浸泡下的性能较差，可接受的阴极剥离值。
4.2.4 多层结構防腐层。多层结构防腐层表现出良好的性能，具有较高附着力、较高抗冲击性、热水浸泡下有良好的性能、低阴极剥离值、低吸水率、在热水浸泡后仍保持较好的附着力。
油气管道内壁腐蚀控制技术输气管道因天然气中含有H2S、CO2和水等腐蚀性介质，均存在腐蚀问题。特别是在积水管路地段，管道开裂事故时有发生。西南油气田分公司开发了新型的管道缓蚀剂，并开展了检测评价工作，在管网上建立了在线监测系统，有效地抑制了天然气管道内壁的腐蚀。生产的GP-1型缓蚀剂已在多处内腐蚀较严重的地段使用，取得了良好的效果，目前该产品已进入国际市场，用于苏丹的GNPOC油气田。
5 结束语
综上所述，加强对长输管道防腐保温技术的研究分析，对于其良好实践效果的取得有着十分重要的意义，因此在今后的长输管道防腐保温过程中，应该加强对其关键环节与重点要素的重视程度，并注重其具体实施措施与方法的科学性。
参考文献
[1] 崔斌.油气集输管道内腐蚀及防腐技术[J].石油化工设计.2016（10）：60-62.
[2] 张英.天然气长输管道内层应用技术研究[J].油气储运.2017（01）：115-116.
[关键词]长输管道；防腐；保温；技术
中图分类号：TE988.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）08-0014-01
1 前言
作为长输管道在实际应用中的一项重要工作，对其防腐保温的探讨占据着极为关键的地位。该项课题的研究，将会更好地提升对长输管道防腐保温技术的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步優化长输管道在实际应用中的最终整体效果。
2 埋地长输管道腐蚀原因
2.1 自然环境的影响
土壤的空隙为空气和水所充满，水中含有一定的盐使土壤具有离子导电性；土壤物理化学性质的不均匀性和金属材质的电化学不均匀性，构成了埋地管道的电化学腐蚀条件，从而产生土壤腐蚀。
在一些缺氧的土壤中有细菌（硫酸盐还原菌）参加了腐蚀过程，细菌的作用是参加电极反应将可溶硫酸盐转化为硫化氢与铁作用，产生细菌腐蚀。此种反应因需具备缺氧条件，在低水位、强盐碱的滨海地区，细菌腐蚀不占主导地位。
杂散电流是在地下流动的防护系统设计之外对金属管道产生腐蚀破坏作用的电流，杂散电流腐蚀包括直流杂散电流腐蚀和交流杂散电流腐蚀。直流杂散电流腐蚀原理与电解腐蚀类似；交流杂散电流是管道附近高压电力线产生的二次感应交流电叠加在管道腐蚀电化学电池产生的腐蚀，其腐蚀量较小，但集中腐蚀性强。
2.2 钢管自身的材质问题
钢管的材质与制造因素是管道腐蚀的内因，特别是钢材的化学组分与微晶结构，非金属组分含量高（如S和P）易发生腐蚀，C和Si则易造成脆性开裂。微晶细度等级低，裂纹沿晶粒扩展，易发生开裂。在制造过程中，表面存在缺陷（如划痕、凹坑、微裂等），也易造成钢管的腐蚀开裂。
3 管道腐蚀的影响因素
3.1 外界条件影响
外界条件应包括周围介质的特性及温度等：
3.1.1 管道周围介质的腐蚀性影响。介质的腐蚀性强弱与土壤的性质及微生物密切相关，长输管道涉及的土壤性质比较复杂，准确评定其腐蚀性非常困难。
3.1.2 温度的影响包括环境温度和管道运行期间产生的温度。温度的升高，腐蚀的速度会大大加快。温度的高低与管路敷设深度有直接的关系，同时更受地域差别的影响。
3.2 防腐失效的影响
防腐层失效是地下管道腐蚀的主要原因。腐蚀的原因是防腐层的完整性遭到破坏，主要由于防腐层与管道剥离或防腐层破裂、穿孔和变形。
3.2.1 防腐层剥离，即防腐层与管道表面脱离形成空间。如果剥离的防腐层没有破口，空间没有进水，一般不产生腐蚀。若有破口，腐蚀性介质进入，就可能出现保护电流不能达到的区域，形成阴极保护屏蔽现象。
3.2.2 防腐层破裂、穿孔、变形，可直接破坏防腐层，腐蚀介质从破口进入防腐层，还能进一步促成防腐层剥离，在一定条件下产生阴极屏蔽，破裂严重时可导致管道腐蚀。破裂的主要原因为土壤应力、外力和材料老化。穿孔多由施工时的外力造成。
4 应用中的长输管道防腐技术
4.1 阴极保护防腐技术
埋在土壤中的金属管道由于各种原因管道表面将出现阳极区和阴极区，并在阳极区发生局部腐蚀。阴极保护是指将被保护金属进行阴极极化，使电位负移到金属表面阳极的平衡电位，消除其化学不均匀性所引起的腐蚀电池，使金属免遭环境介质如土壤的腐蚀，即用辅助阳极或牺牲阳极材料的腐蚀来代替被保护管道、设备的腐蚀，从而达到延长被保护管道的使用寿命，提高其安全性和经济性的目的。使用阴极保护时，被保护的金属管道应有良好的防腐绝缘层，以降低阴极保护的费用。阴极保护技术根据保护电流的供给方式，可分为牺牲阳极法和强制电流法两种保护方法。采用牺牲阳极法的主要优点有：无需外部电源、对外界干扰少、安装维护费用低、无需征地或占用其它建构筑物、保护电流利用率高等.
4.2 涂料防腐技术
涂料使用的目的决定了防腐层对它的基本性能要求，如粘结力、耐土壤应力、抗微生物侵蚀能力、化学稳定性、机械性能、吸水性、电绝缘性、抗阴极剥离等。
4.2.1 胶带防腐层。胶带防腐层呈现出较高的抗冲击、低吸水率、中高阴极剥离和适中的附着力值。但在高温（60℃）下阴极剥离超标，不能使用。
4.2.2 FBE防腐层。FBE防腐层具有极好的附着力、低阴极剥离值，相对较低的抗冲击性和适中的吸水性。对单层FBE，当温度升高时防腐层对附着力的损失和阴极剥离增加比较敏感。而双层FBE防腐层在高温条件下表现了较好的性能。正如所预料的那样，吸水率随着温度的升高而增加，然而所得到的结果仍然在可以接受的范围以内。由于防腐层的吸水率较高，对于阴极保护电流不会起到屏蔽作用。
4.2.3 挤塑聚乙烯。挤塑聚乙烯防腐涂层具有较好的附着力、较好的抗冲击性、较低的吸水率，热水浸泡下的性能较差，可接受的阴极剥离值。
4.2.4 多层结構防腐层。多层结构防腐层表现出良好的性能，具有较高附着力、较高抗冲击性、热水浸泡下有良好的性能、低阴极剥离值、低吸水率、在热水浸泡后仍保持较好的附着力。
油气管道内壁腐蚀控制技术输气管道因天然气中含有H2S、CO2和水等腐蚀性介质，均存在腐蚀问题。特别是在积水管路地段，管道开裂事故时有发生。西南油气田分公司开发了新型的管道缓蚀剂，并开展了检测评价工作，在管网上建立了在线监测系统，有效地抑制了天然气管道内壁的腐蚀。生产的GP-1型缓蚀剂已在多处内腐蚀较严重的地段使用，取得了良好的效果，目前该产品已进入国际市场，用于苏丹的GNPOC油气田。
5 结束语
综上所述，加强对长输管道防腐保温技术的研究分析，对于其良好实践效果的取得有着十分重要的意义，因此在今后的长输管道防腐保温过程中，应该加强对其关键环节与重点要素的重视程度，并注重其具体实施措施与方法的科学性。
参考文献
[1] 崔斌.油气集输管道内腐蚀及防腐技术[J].石油化工设计.2016（10）：60-62.
[2] 张英.天然气长输管道内层应用技术研究[J].油气储运.2017（01）：115-116.