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【摘 要】：随着能源市场需求的激增，天然气管道发展迅猛，加强对天然气管道防腐技术的研究也具有了重大意义。长输管道的防腐技术是保证天然气管道安全运行的重要手段，本文分析了天然气输送管道在大气、土壤等不同铺设条件下腐蚀的形成原理及影响因素，并且针对不同的腐蚀影响因素介绍了相应的天然气管道防护措施，对天然气管道的发展具有一定的深远意义。
【关键词】：天然气管道 腐蚀原因 防治措施
现阶段我国石油天然气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现，管材一般为钢制管道。据报道，截至2006年底我国石油、天然气、成品油管道长度已超过40000km 。有人预计，以西气东输工程为标志，在2015年前我国将进入一个油气管道建设的高峰期，但是输送石油天然气的管道大都处于复杂的土壤环境中，所输送的物质其腐蚀性各异。 因此，管道内外壁均有被腐蚀的可能性，一旦管道被腐蚀穿孔，就会造成油气泄漏，不仅运输中断，而且会污染环境，还可能引发灾难性事故，造成的经济损失难以估量。
1、天然气管道腐蚀的因素
（1）土壤腐蚀因素。土壤是具有固、液、气三相的多孔性的胶质体，土壤的空隙被气和水充满，水中含有一定的盐使土壤具有离子导电性。由于管道所埋土壤各处的物化性质不同、管道各部分的金相结构不同，如晶格缺陷、杂质、内部应力、表面粗糙程度等原因，一部分金属易电离，带正电的金属离子进入土壤中，从而该段电子过剩电位变负；而另一部分金属不容易电离，电位变正，从而在两段间发生电子流动即发生氧化还原反应。失去电子的管道段成为阳极区，得到电子管道段则成为阴极区，并和土壤一起组成回路，形成了电化学电流即腐蚀电流，从而产生了土壤腐蚀。
（2）管道腐蚀因素。长输埋地管道表面大都包裹有防腐层，将钢管和腐蚀介质隔离，切断电化学腐蚀电池的电路。 土壤腐蚀性介质从而浸入管体外壁，引起管道外腐蚀，再加上阴极保护不善，杂散电流的影响等均会使管道遭受腐蚀。
（3）金属材料因素。金属化学稳定性、合金成分、金属表面状态等都会影响金属材料的腐蚀性 。
（4）大气腐蚀。大气中含有水蒸气会在金属表面冷凝形成水膜，这种水膜由于溶解了空气中的气体及其它杂质，可起到电解液的作用，使金属表面发生电化学腐蚀。影响大气腐蚀的自然因素除污染物外还有气候条件。在非潮湿环境中，很多污染物几乎没有腐蚀效应。假如相对湿度超过80% ，腐蚀速度会迅速上升。因此，敷设在地沟中的管道或潮湿环境的架空管道表面极易锈蚀。
（5）细菌腐蚀 。细菌腐蚀也称微生物腐蚀，参与管道土壤腐蚀过程的细菌通常有硫酸盐还原菌、氧化菌 、铁细菌 、硝酸盐还原菌等。其中厌氧性硫酸盐还原菌最具代表性。它在pH6～ 8 碱性和透气性差的土壤中繁殖，广泛地分布在海、 河 、湖泊水田、 沼泽的淤泥中， 它利用自身的生息，将硫酸盐离子还原，同时促进阴极反应，生成硫化铁等腐蚀产物，覆于管道表面，形成二次的局部腐蚀（孔蚀），所以在硫酸盐还原菌腐蚀的现场，土壤颜色发黑，有硫化氢臭味。
（6）杂散电流腐蚀 。流散于大地中的电流对管道产生的腐蚀，又名干扰腐蚀，是一种外界因素引起的电化学腐蚀 。管道腐蚀部位由外部电流的极性和大小决定，其作用类似电解杂散电流从原油管道受电气化铁路的杂散电流腐蚀。在建成后约4个月即遭电流腐蚀穿孔交流电引起的腐蚀是在管道沿高压输电线敷设时，因电磁耦合在管道上感应的交流电所造成的，对人体和设备均有危害。
2、（1）涂层防腐。用涂料均匀致密地涂敷在经除锈的金属管道表面上，使其与各种腐蚀性介质隔绝，是管道防腐最基本的方法之一。20世纪70年代以来，在极地海洋等严酷环境中敷设管道，以及油品加热输送而使管道温度升高等，对涂层性能提出了更多的要求。因此，管道防腐涂层越来越多地采用复合材料或复合结构。这些材料和结构要具有良好的介电性能、物理性能、稳定的化学性能和较宽的温度适应范围等。
（2）改善金属的本质。根据不同的用途选择不同的材料组成耐腐蚀合金，或在金属中添加合金元素，提高其耐蚀性，可以防止或减缓金属的腐蚀。例如，在钢中加入镍制成不锈钢可以增强钢的防腐蚀能力。
（3）电化学保护法。将被保护金属极化成阴极来防止金属腐蚀的方法。这种方法用于船舶防腐，已有 150多年的历史。1928年第一次用于管道是将金属腐蚀电池中阴极不受腐蚀而阳极受腐蚀的原理应用于金属防腐技术上，利用外施电流迫使电解液中被保护金属表面全部阴极极化，则腐蚀就不会发生。判定管道是否达到阴极保护的指标有两项：一是最小保护电位，它是金属在电解液中阴极极化到腐蚀过程停止时的电位，其值与环境等因素有关，常用的数值为-850毫伏 （相对于铜-硫酸铜参比电极测定）；二是最大保护电位，即被保护金属表面容许达到的最高电位值。当阴极极化过强，管道表面与涂层间会析出氢气，而使涂层生阴极剥离，所以必须控制汇流点电位在容许范围内，以使涂层免遭破坏，此值与涂层性质有关，一般取1.20至2.0伏之间。
（4）改善环境。改善环境对减少和防止金属腐蚀有重要作用。例如，减少腐蚀介质的浓度，除去介质中的氧，控制环境温度、湿度等，都可以减少和防止金属腐蚀；也可以采用在腐蚀介质中添加能降低腐蚀速率的物质（缓蚀剂）来减少和防止金属腐蚀。
（5）杂散电流排流保护。管道沿线与高压输电线路近距离平行时，高压输电线、电气化铁路会对管道造成干扰，加剧管道的腐蚀。因此，管道应尽量远离交、直流干扰源。管线的排流保护，依据被干扰管道阳极区有无正负极性交变采用不同的排流方式，不变时采用直流排流，交变时采用极性排流，比较复杂时采用强制排流。待管道埋地后根据杂散电流的实测结果有针对性地采取有效排流措施，在杂散电流流出点安装成组锌阳极，通过玻璃钢测试桩与管道相连，以达到排流、减轻干扰的目的。
（6）電蚀防止法。一是在杂散电流源有关设施上采取措施，使漏泄电流减小到最低限度；二是在敷设管道时尽量避开杂散电流地区，或提高被干扰管段绝缘防腐层质量，采用屏蔽、加装绝缘法兰等措施；三是对干扰管道作排流保护，即将杂散电流从被干扰管道排回产生漏泄电流的电网中，以消除杂散电流对管道的腐蚀。根据应用范围和排流设备的不同性能，接排流、极性排流、强制排流三种。对交流干扰电压的防护，不少国家都制定有技术规定，主要是采用安全距离和管道泄流两类方法使管道免遭损害。
3 、讨论和建议
（1）在目前的技术条件下， 天然气长输管线防腐技术是有限的。每一种防腐的措施都是对应一定的范围和适用条件，没有一种方法能够完全解决管线的防腐问题，所以只有找出不同管线的主要问题，因地制宜、相互配合，才能保证管线的最大经济效益。
（2）在管道内防腐领域，国内应用较多的是非金属涂层法和电化学保护法。此法容易实施，成本低，比较适合我国国情，同时涂层技术有比较完备的整套实施方案和检测手段（如内窥仪），涂敷手段已上升到机器人操作的水平 。
（3）在国外衬塑技术更是以新的姿态而崛起，这是因为衬塑比涂层有如下优点：衬塑对金属完全均匀的覆盖；衬塑对管道内表面净化要求不像涂层与净化处理质量具有直接的相关性；衬塑对管道的振动、冲击比涂层敏感性小，不断裂、不剥落，更凸出的特点是衬塑管道可承受高压又能抵抗各种介质的腐蚀，所以衬塑技术将占据管道内防腐领域相当大的市场份额。如果将衬塑技术与阴极电流保护技术很好地结合在一起，管道内防腐技术将走上一个新的里程碑。
参考文献
[1] 王刚，李会影，刘振兴.油气管道的腐蚀与防护[J] 黑龙江科技信息，2010（5）
[2] 赵海涛.油气输送管道腐蚀因素与防护对策[J] 科协论坛（下半月），2009（7）
【关键词】：天然气管道 腐蚀原因 防治措施
现阶段我国石油天然气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现，管材一般为钢制管道。据报道，截至2006年底我国石油、天然气、成品油管道长度已超过40000km 。有人预计，以西气东输工程为标志，在2015年前我国将进入一个油气管道建设的高峰期，但是输送石油天然气的管道大都处于复杂的土壤环境中，所输送的物质其腐蚀性各异。 因此，管道内外壁均有被腐蚀的可能性，一旦管道被腐蚀穿孔，就会造成油气泄漏，不仅运输中断，而且会污染环境，还可能引发灾难性事故，造成的经济损失难以估量。
1、天然气管道腐蚀的因素
（1）土壤腐蚀因素。土壤是具有固、液、气三相的多孔性的胶质体，土壤的空隙被气和水充满，水中含有一定的盐使土壤具有离子导电性。由于管道所埋土壤各处的物化性质不同、管道各部分的金相结构不同，如晶格缺陷、杂质、内部应力、表面粗糙程度等原因，一部分金属易电离，带正电的金属离子进入土壤中，从而该段电子过剩电位变负；而另一部分金属不容易电离，电位变正，从而在两段间发生电子流动即发生氧化还原反应。失去电子的管道段成为阳极区，得到电子管道段则成为阴极区，并和土壤一起组成回路，形成了电化学电流即腐蚀电流，从而产生了土壤腐蚀。
（2）管道腐蚀因素。长输埋地管道表面大都包裹有防腐层，将钢管和腐蚀介质隔离，切断电化学腐蚀电池的电路。 土壤腐蚀性介质从而浸入管体外壁，引起管道外腐蚀，再加上阴极保护不善，杂散电流的影响等均会使管道遭受腐蚀。
（3）金属材料因素。金属化学稳定性、合金成分、金属表面状态等都会影响金属材料的腐蚀性 。
（4）大气腐蚀。大气中含有水蒸气会在金属表面冷凝形成水膜，这种水膜由于溶解了空气中的气体及其它杂质，可起到电解液的作用，使金属表面发生电化学腐蚀。影响大气腐蚀的自然因素除污染物外还有气候条件。在非潮湿环境中，很多污染物几乎没有腐蚀效应。假如相对湿度超过80% ，腐蚀速度会迅速上升。因此，敷设在地沟中的管道或潮湿环境的架空管道表面极易锈蚀。
（5）细菌腐蚀 。细菌腐蚀也称微生物腐蚀，参与管道土壤腐蚀过程的细菌通常有硫酸盐还原菌、氧化菌 、铁细菌 、硝酸盐还原菌等。其中厌氧性硫酸盐还原菌最具代表性。它在pH6～ 8 碱性和透气性差的土壤中繁殖，广泛地分布在海、 河 、湖泊水田、 沼泽的淤泥中， 它利用自身的生息，将硫酸盐离子还原，同时促进阴极反应，生成硫化铁等腐蚀产物，覆于管道表面，形成二次的局部腐蚀（孔蚀），所以在硫酸盐还原菌腐蚀的现场，土壤颜色发黑，有硫化氢臭味。
（6）杂散电流腐蚀 。流散于大地中的电流对管道产生的腐蚀，又名干扰腐蚀，是一种外界因素引起的电化学腐蚀 。管道腐蚀部位由外部电流的极性和大小决定，其作用类似电解杂散电流从原油管道受电气化铁路的杂散电流腐蚀。在建成后约4个月即遭电流腐蚀穿孔交流电引起的腐蚀是在管道沿高压输电线敷设时，因电磁耦合在管道上感应的交流电所造成的，对人体和设备均有危害。
2、（1）涂层防腐。用涂料均匀致密地涂敷在经除锈的金属管道表面上，使其与各种腐蚀性介质隔绝，是管道防腐最基本的方法之一。20世纪70年代以来，在极地海洋等严酷环境中敷设管道，以及油品加热输送而使管道温度升高等，对涂层性能提出了更多的要求。因此，管道防腐涂层越来越多地采用复合材料或复合结构。这些材料和结构要具有良好的介电性能、物理性能、稳定的化学性能和较宽的温度适应范围等。
（2）改善金属的本质。根据不同的用途选择不同的材料组成耐腐蚀合金，或在金属中添加合金元素，提高其耐蚀性，可以防止或减缓金属的腐蚀。例如，在钢中加入镍制成不锈钢可以增强钢的防腐蚀能力。
（3）电化学保护法。将被保护金属极化成阴极来防止金属腐蚀的方法。这种方法用于船舶防腐，已有 150多年的历史。1928年第一次用于管道是将金属腐蚀电池中阴极不受腐蚀而阳极受腐蚀的原理应用于金属防腐技术上，利用外施电流迫使电解液中被保护金属表面全部阴极极化，则腐蚀就不会发生。判定管道是否达到阴极保护的指标有两项：一是最小保护电位，它是金属在电解液中阴极极化到腐蚀过程停止时的电位，其值与环境等因素有关，常用的数值为-850毫伏 （相对于铜-硫酸铜参比电极测定）；二是最大保护电位，即被保护金属表面容许达到的最高电位值。当阴极极化过强，管道表面与涂层间会析出氢气，而使涂层生阴极剥离，所以必须控制汇流点电位在容许范围内，以使涂层免遭破坏，此值与涂层性质有关，一般取1.20至2.0伏之间。
（4）改善环境。改善环境对减少和防止金属腐蚀有重要作用。例如，减少腐蚀介质的浓度，除去介质中的氧，控制环境温度、湿度等，都可以减少和防止金属腐蚀；也可以采用在腐蚀介质中添加能降低腐蚀速率的物质（缓蚀剂）来减少和防止金属腐蚀。
（5）杂散电流排流保护。管道沿线与高压输电线路近距离平行时，高压输电线、电气化铁路会对管道造成干扰，加剧管道的腐蚀。因此，管道应尽量远离交、直流干扰源。管线的排流保护，依据被干扰管道阳极区有无正负极性交变采用不同的排流方式，不变时采用直流排流，交变时采用极性排流，比较复杂时采用强制排流。待管道埋地后根据杂散电流的实测结果有针对性地采取有效排流措施，在杂散电流流出点安装成组锌阳极，通过玻璃钢测试桩与管道相连，以达到排流、减轻干扰的目的。
（6）電蚀防止法。一是在杂散电流源有关设施上采取措施，使漏泄电流减小到最低限度；二是在敷设管道时尽量避开杂散电流地区，或提高被干扰管段绝缘防腐层质量，采用屏蔽、加装绝缘法兰等措施；三是对干扰管道作排流保护，即将杂散电流从被干扰管道排回产生漏泄电流的电网中，以消除杂散电流对管道的腐蚀。根据应用范围和排流设备的不同性能，接排流、极性排流、强制排流三种。对交流干扰电压的防护，不少国家都制定有技术规定，主要是采用安全距离和管道泄流两类方法使管道免遭损害。
3 、讨论和建议
（1）在目前的技术条件下， 天然气长输管线防腐技术是有限的。每一种防腐的措施都是对应一定的范围和适用条件，没有一种方法能够完全解决管线的防腐问题，所以只有找出不同管线的主要问题，因地制宜、相互配合，才能保证管线的最大经济效益。
（2）在管道内防腐领域，国内应用较多的是非金属涂层法和电化学保护法。此法容易实施，成本低，比较适合我国国情，同时涂层技术有比较完备的整套实施方案和检测手段（如内窥仪），涂敷手段已上升到机器人操作的水平 。
（3）在国外衬塑技术更是以新的姿态而崛起，这是因为衬塑比涂层有如下优点：衬塑对金属完全均匀的覆盖；衬塑对管道内表面净化要求不像涂层与净化处理质量具有直接的相关性；衬塑对管道的振动、冲击比涂层敏感性小，不断裂、不剥落，更凸出的特点是衬塑管道可承受高压又能抵抗各种介质的腐蚀，所以衬塑技术将占据管道内防腐领域相当大的市场份额。如果将衬塑技术与阴极电流保护技术很好地结合在一起，管道内防腐技术将走上一个新的里程碑。
参考文献
[1] 王刚，李会影，刘振兴.油气管道的腐蚀与防护[J] 黑龙江科技信息，2010（5）
[2] 赵海涛.油气输送管道腐蚀因素与防护对策[J] 科协论坛（下半月），2009（7）