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摘要：当前，我国的油气输送主要以管道形式。在长期使用过程中，管道会出现腐蚀等问题。通过阴极保护技术能够大大提高管道的使用性能，并保证了管道使用安全。本文将对阴极保护技术相关内容进行分析，以供参考。
关键词：油气管道;阴极保护;现状;方法;发展趋势
1.前言
油气管道的防腐结构通常分为两层，防腐层和阴极保护层。大部分的管道是通过防腐层实现隔绝空气的作用。在油气管道日常的使用过程中，不可避免出现碰撞等问题，这就需要阴极保护层的有效保护。
2 长输管道运行安全风险分析
2.1管道材质缺陷风险
天然气长输管道的运行最主要就是依靠管道本身，只有管道符合要求且安全可靠，才能保证天然气长距离顺利输送，天然气长输管道材质若不符合输送环境要求，容易造成损坏泄漏风险。管道材质缺陷风险主要体现在：一是本身使用劣质材料，没有进行厚度、强度的设计校核，材料质量达不到相关标准，在正常运行使用过程中出现破损开裂现象，造成天然气泄漏 ;二是管道材料不符合当地气候土壤等外界环境的需求，在高负荷长时间运行后出现故障或损坏 ;三是长输管道的内衬、防腐涂料、焊接质量等不达标导致管道破坏引起天然气泄漏。
2.2 加工工艺不达标的风险
天然气长输管道加工工艺及施工工作不同对管道安全性的影响也是不同的，如果管道加工工艺没有针对环境影响因素、地理地貌、管道使用条件等进行详细计算设计，在运行时容易出现安全问题。如施工时管道下沟作业碰到较大石块对管道保护层产生破坏进而出现安全风险。管道加工工艺不同则直接决定了管道的安全可靠性，对天然气长输管道而言，焊缝的加工对安全运行至关重要，采用螺纹焊管加工工艺或者直缝焊管加工工艺，直接影响长输管道焊缝处的内应力。若是焊接加工质量不达标，导致天然气流动时产生的太大内应力则对管道存在撑破的风险。
2.3 管道腐蚀破坏风险
腐蚀风险应该是天然气长输管道安全运行最常见、最容易发生的风险，也是对管道造成破坏的最普遍因素。腐蚀问题的主要原因 ：一是长输管道沿线存在的电力线路设备等产生的电流使管道产生电势差，导致腐蚀情况发生 ;二是外界土壤环境存在的电解质造成管道发生化学腐蚀反应 ;三是长输管道输送的天然气杂质导致管道运行时发生化学腐蚀 ;腐蚀现象的存在长期积累会造成管道泄漏、穿孔，最终导致污染、中毒、火灾爆炸事故的发生。
2.4 人员操作失误风险
天然气长输管道整个管网运行需要大量的人力资源，工作人员在工作时若出现违章操作、注意力不集中、操作失误等原因将会给长输管道运行带来较大风险。一是管道运行站场人员操作失误，主要是对管道检查不仔细、对泄露地方排查不到位、腐蚀破坏处未及时发现、压缩机定期保养执行情况和零件更换维修不认真等都会造成失误风险 ;二是长输管道运行过程中沿途巡查不认真、管道受外界影响存在损坏风险未辨识出来、管道出现泄漏未及时发现、远程监测出现故障未及时发现和处理等操作失误都会带来运行安全风险。
2.5 第三方行为破坏的风险
第三方破坏风险有主动、被动两种。第三方破坏主动风险在于不法分子的恶意破坏行为，由于长输管道长度较大，全面监控管理难度大，就有不法分子对管道进行切断盗窃，这种破坏行为导致天然气泄露风险 。第三方破坏被动风险，由于长输管道沿线需要经过城市、村镇、郊外等各种环境区域，在這些区域必然出现房屋搭建、桥梁道路修建、生产作业经营等施工活动，由于缺乏对长输管道的专业认识和管道布置勘察分析，容易对长输管道造成不必要的破坏，给长输管道安全运行带来风险。
3.阴极保护技术的主要方法
3.1排流保护法
排水保护法是阴极保护技术的主要方法之一，是一种在存在其他干扰电流时通过采用去除法来实现必要保护的作用机理。排流保护法主要采取三项措施：直接排水，第二极性排放和第三强制排放。首先，直接排水措施需要外部电源，但是当电流稳定时，可以消除其他干扰电流以保护金属和合金，但是直接排水措施需要谨慎，干扰可能会增加。第二是防止极性放电的措施。由于二极管的单向特性，只能通过一个电流，因此，如果存在正负两个干扰电流，则必须插入二极管以确保电流通过。第三，强制排水措施：直接排水，强制排水只能在排水状态下保护被保护主体，在非排水状态下不能再生，因此具有保护作用需要采取措施防止强行放电。这是一种使用整流器在恒定状态下产生的电流来施加保护的措施。
3.2强制电流法
与阳极保护相比，强制电流方法是在外部施加电流以使金属变成阴极并最终对其进行保护的方法。如果使用强制电流方法，则必须使用直流电源，辅助阳极和电缆的基本组件。最重要的是，辅助阳极的作用是向保护系统发送外部电流，以使阳极保持电解状态。
3.3牺牲阳极法
牺牲阳极法的工作机理如下：将需要保护的合金或金属与低电位合金或金属置于同一溶液中。由于电位不同，在同一溶液中较低电位的合金或金属会更快地溶解，并在溶解过程中释放出电流。这样可以保护需要保护的合金或金属并防止腐蚀。
4.阴极保护技术展望
4.1阴极保护数值模拟技术
防腐数值模拟技术是防腐理论计算的发展方向。一方面，为提高阴极保护数值模拟的准确性，对实际管道、地面极化曲线测量技术进行了研究，建立了不同环境下实际管道、地面极化曲线的数据库，应提高阴极保护的理论计算水平。优化阴极保护设计和操作，在理论上计算线路的阴极保护。传统的阴极保护计算只能计算沿管道的传导电势和电流分布。另外，使用阴极保护数值模拟技术，不仅可以计算沿管道的传导电势和极化电势，还可以计算管道的腐蚀保护层。分析了管道在区域泄漏点的阴极保护作用。
通过这样的分析，阴极保护系统可以评估不同区域保护层泄漏点的保护能力，并进一步指导管道建设和运营过程中保护层损坏的修复。因此，阴极保护数值模拟技术不仅可以用于计算管道的阴极保护，而且可以用于计算，分析和优化包括保护层在内的整个管道的腐蚀控制系统。
4.2试片法阴极保护电位测量技术
电流同步截止电位测量技术通过同步，周期性地切断所有阴极保护电源的输出电流，实现了管道阴极保护电源开/断的测量。在存在直流干扰的情况下，CIPS技术无法测量确切的断电电势，因为在测量过程中无法同时中断外部干扰电流。此时，可以使用试片法进行电位测量，但是基本上，试片通过试桩连接到管道，并且在从管道上取下试片时测量试片的电位。根据PRCI的调查，样品的阴极保护行为与管道的阴极保护行为相同，并且在累积保护层泄漏点的阴极保护也相同。也就是说，特定样本的特定阴极保护效果等同于管道中泄漏点的阴极保护。因此，试件法也可用于评价管道的阴极保护效果。
根据该技术原理，做出以下假设：在恒定的管道阴极保护电流密度的条件下，样品或管道保护层的泄漏面积越大，极化程度越低，而且断电的可能性变得更大。因此，通过测量管道中某处的一系列区域中一系列标准测试条的断电电位，可以大致估计出管道阴极保护的电流密度。基本上，该方法可用于评估阴极保护系统在不同位置的保护能力，即可以有效保护的管道保护层的泄漏面积。如果无法准确测量管/地电位，则上述方法可能是评估管道阴极保护效果的另一种方法。
5.结束语
总之，管道阴极保护技术是油气管道最为常见的技术，并取得了很好的效果。在实际的使用过程中，根据实际情况选择适合的保护技术，提高油气管道的安全稳定性，也促进了油气输送的发展。
参考文献
[1]薛致远，毕武喜，陈振华，张丰，陈洪源.油气管道阴极保护技术现状与展望[J].油气储运，2019，09：938-944.
[2]陈利琼，李卫杰，孙磊.油气管道阴极保护效果评估技术研究[J].全面腐蚀控制，2018，09：41-45.
[3]刘志军，杜全伟，王维斌，朱子东.埋地保温管道阴极保护有效性影响因素及技术现状[J].油气储运，2019，06：576-579.
关键词：油气管道;阴极保护;现状;方法;发展趋势
1.前言
油气管道的防腐结构通常分为两层，防腐层和阴极保护层。大部分的管道是通过防腐层实现隔绝空气的作用。在油气管道日常的使用过程中，不可避免出现碰撞等问题，这就需要阴极保护层的有效保护。
2 长输管道运行安全风险分析
2.1管道材质缺陷风险
天然气长输管道的运行最主要就是依靠管道本身，只有管道符合要求且安全可靠，才能保证天然气长距离顺利输送，天然气长输管道材质若不符合输送环境要求，容易造成损坏泄漏风险。管道材质缺陷风险主要体现在：一是本身使用劣质材料，没有进行厚度、强度的设计校核，材料质量达不到相关标准，在正常运行使用过程中出现破损开裂现象，造成天然气泄漏 ;二是管道材料不符合当地气候土壤等外界环境的需求，在高负荷长时间运行后出现故障或损坏 ;三是长输管道的内衬、防腐涂料、焊接质量等不达标导致管道破坏引起天然气泄漏。
2.2 加工工艺不达标的风险
天然气长输管道加工工艺及施工工作不同对管道安全性的影响也是不同的，如果管道加工工艺没有针对环境影响因素、地理地貌、管道使用条件等进行详细计算设计，在运行时容易出现安全问题。如施工时管道下沟作业碰到较大石块对管道保护层产生破坏进而出现安全风险。管道加工工艺不同则直接决定了管道的安全可靠性，对天然气长输管道而言，焊缝的加工对安全运行至关重要，采用螺纹焊管加工工艺或者直缝焊管加工工艺，直接影响长输管道焊缝处的内应力。若是焊接加工质量不达标，导致天然气流动时产生的太大内应力则对管道存在撑破的风险。
2.3 管道腐蚀破坏风险
腐蚀风险应该是天然气长输管道安全运行最常见、最容易发生的风险，也是对管道造成破坏的最普遍因素。腐蚀问题的主要原因 ：一是长输管道沿线存在的电力线路设备等产生的电流使管道产生电势差，导致腐蚀情况发生 ;二是外界土壤环境存在的电解质造成管道发生化学腐蚀反应 ;三是长输管道输送的天然气杂质导致管道运行时发生化学腐蚀 ;腐蚀现象的存在长期积累会造成管道泄漏、穿孔，最终导致污染、中毒、火灾爆炸事故的发生。
2.4 人员操作失误风险
天然气长输管道整个管网运行需要大量的人力资源，工作人员在工作时若出现违章操作、注意力不集中、操作失误等原因将会给长输管道运行带来较大风险。一是管道运行站场人员操作失误，主要是对管道检查不仔细、对泄露地方排查不到位、腐蚀破坏处未及时发现、压缩机定期保养执行情况和零件更换维修不认真等都会造成失误风险 ;二是长输管道运行过程中沿途巡查不认真、管道受外界影响存在损坏风险未辨识出来、管道出现泄漏未及时发现、远程监测出现故障未及时发现和处理等操作失误都会带来运行安全风险。
2.5 第三方行为破坏的风险
第三方破坏风险有主动、被动两种。第三方破坏主动风险在于不法分子的恶意破坏行为，由于长输管道长度较大，全面监控管理难度大，就有不法分子对管道进行切断盗窃，这种破坏行为导致天然气泄露风险 。第三方破坏被动风险，由于长输管道沿线需要经过城市、村镇、郊外等各种环境区域，在這些区域必然出现房屋搭建、桥梁道路修建、生产作业经营等施工活动，由于缺乏对长输管道的专业认识和管道布置勘察分析，容易对长输管道造成不必要的破坏，给长输管道安全运行带来风险。
3.阴极保护技术的主要方法
3.1排流保护法
排水保护法是阴极保护技术的主要方法之一，是一种在存在其他干扰电流时通过采用去除法来实现必要保护的作用机理。排流保护法主要采取三项措施：直接排水，第二极性排放和第三强制排放。首先，直接排水措施需要外部电源，但是当电流稳定时，可以消除其他干扰电流以保护金属和合金，但是直接排水措施需要谨慎，干扰可能会增加。第二是防止极性放电的措施。由于二极管的单向特性，只能通过一个电流，因此，如果存在正负两个干扰电流，则必须插入二极管以确保电流通过。第三，强制排水措施：直接排水，强制排水只能在排水状态下保护被保护主体，在非排水状态下不能再生，因此具有保护作用需要采取措施防止强行放电。这是一种使用整流器在恒定状态下产生的电流来施加保护的措施。
3.2强制电流法
与阳极保护相比，强制电流方法是在外部施加电流以使金属变成阴极并最终对其进行保护的方法。如果使用强制电流方法，则必须使用直流电源，辅助阳极和电缆的基本组件。最重要的是，辅助阳极的作用是向保护系统发送外部电流，以使阳极保持电解状态。
3.3牺牲阳极法
牺牲阳极法的工作机理如下：将需要保护的合金或金属与低电位合金或金属置于同一溶液中。由于电位不同，在同一溶液中较低电位的合金或金属会更快地溶解，并在溶解过程中释放出电流。这样可以保护需要保护的合金或金属并防止腐蚀。
4.阴极保护技术展望
4.1阴极保护数值模拟技术
防腐数值模拟技术是防腐理论计算的发展方向。一方面，为提高阴极保护数值模拟的准确性，对实际管道、地面极化曲线测量技术进行了研究，建立了不同环境下实际管道、地面极化曲线的数据库，应提高阴极保护的理论计算水平。优化阴极保护设计和操作，在理论上计算线路的阴极保护。传统的阴极保护计算只能计算沿管道的传导电势和电流分布。另外，使用阴极保护数值模拟技术，不仅可以计算沿管道的传导电势和极化电势，还可以计算管道的腐蚀保护层。分析了管道在区域泄漏点的阴极保护作用。
通过这样的分析，阴极保护系统可以评估不同区域保护层泄漏点的保护能力，并进一步指导管道建设和运营过程中保护层损坏的修复。因此，阴极保护数值模拟技术不仅可以用于计算管道的阴极保护，而且可以用于计算，分析和优化包括保护层在内的整个管道的腐蚀控制系统。
4.2试片法阴极保护电位测量技术
电流同步截止电位测量技术通过同步，周期性地切断所有阴极保护电源的输出电流，实现了管道阴极保护电源开/断的测量。在存在直流干扰的情况下，CIPS技术无法测量确切的断电电势，因为在测量过程中无法同时中断外部干扰电流。此时，可以使用试片法进行电位测量，但是基本上，试片通过试桩连接到管道，并且在从管道上取下试片时测量试片的电位。根据PRCI的调查，样品的阴极保护行为与管道的阴极保护行为相同，并且在累积保护层泄漏点的阴极保护也相同。也就是说，特定样本的特定阴极保护效果等同于管道中泄漏点的阴极保护。因此，试件法也可用于评价管道的阴极保护效果。
根据该技术原理，做出以下假设：在恒定的管道阴极保护电流密度的条件下，样品或管道保护层的泄漏面积越大，极化程度越低，而且断电的可能性变得更大。因此，通过测量管道中某处的一系列区域中一系列标准测试条的断电电位，可以大致估计出管道阴极保护的电流密度。基本上，该方法可用于评估阴极保护系统在不同位置的保护能力，即可以有效保护的管道保护层的泄漏面积。如果无法准确测量管/地电位，则上述方法可能是评估管道阴极保护效果的另一种方法。
5.结束语
总之，管道阴极保护技术是油气管道最为常见的技术，并取得了很好的效果。在实际的使用过程中，根据实际情况选择适合的保护技术，提高油气管道的安全稳定性，也促进了油气输送的发展。
参考文献
[1]薛致远，毕武喜，陈振华，张丰，陈洪源.油气管道阴极保护技术现状与展望[J].油气储运，2019，09：938-944.
[2]陈利琼，李卫杰，孙磊.油气管道阴极保护效果评估技术研究[J].全面腐蚀控制，2018，09：41-45.
[3]刘志军，杜全伟，王维斌，朱子东.埋地保温管道阴极保护有效性影响因素及技术现状[J].油气储运，2019，06：576-579.