论文部分内容阅读
【摘 要】因为原油长输管道阴极保护的局部会发生腐蚀，而且会严重危害长输管道的安全，所以对原油长输管道阴极保护的局部腐蚀进行分析，并实施有效的控制和保护措施是非常必要的，这样可以确保原油长输管道的安全运行，因此本文就对其阴极保护的局部腐蚀方面进行了分析并提出了控制的方法，希望对原油长输管道的局部腐蚀控制方面带来一些效果。
【关键词】长输管道；阴极保护；局部腐蚀；分析与控制
我国的原油长输管道大多数是采取埋地方式设置的，同时管道又非常的长，需要跨越很多个地区，而每个地区的土壤特性又不同，就会给管道带来不同的腐蚀程度，所以我国就对管道采取了外加电流的阴极保护以及在管道的外部涂防腐层的措施来保护长输管道，但是由于土壤的腐蚀程度不同以及长时间的运行，就使得管道还是发生了局部的腐蚀。
一、原油管道的腐蚀现状
通过对管道的维护以及维修过程中我们可以发现管道的一些部位，如阴极保护以及外部涂防腐层的地方看上去非常的完整，但实际上管道的里面已经发生了腐蚀，我们就将此种情况称为阴极保护的局部腐蚀。由此可见，阴极保护的局部腐蚀非常的隐蔽，很难发现，而且损坏的程度大，很容易导致原油长输管道发生穿孔。
二、发生腐蚀的主要原因
根据调查我们可以发现导致原油长输管道阴极保护的局部发生腐蚀现象主要是由四个方面引起的，分别为设计、施工、运行以及管道被打孔等方面造成的。
（一）设计方面
因为原油长输管道大多数是被埋在地下的，为了确保运行过程的安全，人们就在管道的拐弯处、转角处以及跨越处分别安装了固定墩和保护套。但是，在设计时并未对这些部位进行考虑，由此就造成了固定墩和保护套很容易发生腐蚀，进而会导致管道发生局部腐蚀。
（二）施工方面
因为我国的原油管道非常的长，会跨越很多的地区，而有些地区的施工条件非常的恶劣，就会使防腐层的绝缘效率低，并且和管道粘连不严，甚至发生脱落，这样就很容易导致管道发生局部腐蚀。
（三）运行方面
因为原油管道都需要长时间的运行，而且是埋在土壤当中的，就很容易使其与土壤发生反应，使管道防腐层里的芳香烃类物质挥发，最终导致防腐层发生裂缝和脱离，使水进入，一旦有水进入和管道直接接触，就会发生腐蚀，进而导致管道发生局部腐蚀。
（四）管道被打孔
有的人为了盗油就会对管道进行打孔，这会使管道的防腐系统严重受损。同时管道在修理的过程当中又无法停止运行，就使得维修工作变得极为困难，长时间下去就会导致管道发生局部腐蚀。再加上设计、施工、运行等過程中所遗留的问题，这就会严重加大管道发生腐蚀的可能性。对于管道的固定墩、保护套以及转弯处来讲，因为它们比较特殊，易和管道的表面产生缝隙，所以容易使管道阴极保护的局部发生腐蚀。
三、阴极保护局部腐蚀的机理和原因
（一）阴极保护局部腐蚀的机理
在雨天，因为雨水会渗入到土壤当中，并溶解土壤里的盐分，形成含盐量较高的地下水，然后渗入到管道的防腐层间隙当中，此时的管道、腐蚀物质、防腐区域以及土壤就成为了一个腐蚀区域，再加上阴极保护区对管道的反应，使其根本起不到保护的作用，最终发生腐蚀情况。因为阴极的保护电位不够，无法消除管道上面的腐蚀原电池的阳极，就会使腐蚀持续下去，其化学机理是：Fe→Fe 2+ +2e；O 2 +2H2 O+4e→4OH。而此时的阳极周围会呈碱性，使Fe发生化学反应，生成Fe3O4。同时发生局部腐蚀的管道其含氧量会随着化学反应的生成而越来越低，就会形成另外一种腐蚀机理，即2H2O+2e→H2 +2OH。因为有氢气产生，所以会加快阴极保护腐蚀区域的防腐层发生老化和脱离，此时要是土壤呈酸性，就会加快腐蚀，所以必须要足够多的保护电流才可抑制腐蚀。但是因为管道和防腐层之间的缝隙当中进入了具有盐成分的水，使阴极的保护电流减弱，根本起不到保护的作用而发生腐蚀。
（二）阴极保护局部腐蚀的原因
经过研究后我们能够发现，阴极保护的局部腐蚀情况具有如下的原因：1.因管道自身的结构、材质以及防腐层发生化学反应等因素的影响，使得防腐层和管道之间发生脱离，产生缝隙。2.阴极保护区域的防腐层具有孔隙，使土壤中带有盐成分的水进入到孔隙当中和管道发生化学反应，就使通道上带有白色的盐晶体。3.腐蚀的形状为坑形，因为腐蚀一般出现于阴极保护区域孔隙较大的部位，所以孔隙小的地方腐蚀较轻。4.腐蚀较重的地方大多数是保护电流为-0.85～-0.95V（CuSO4参比电极）的区域，电流为-1～-1.3V的管道很少出现阴极保护局部腐蚀情况。5.通常管道截面以下的地方腐蚀较重，也就是管道的外围下半截。
四、阴极保护局部腐蚀的控制方法
通过上述内容我们可知出现管道阴极保护局部腐蚀现象的主要原因为此区域进入了具有腐蚀性的水溶液，使管道的腐蚀性大于电解性。基于此，管道阴极的电位应比土壤里的腐蚀电位更强，才能起到保护的作用。但是现阶段对管道阴极保护的局部腐蚀电位还未有可测量的办法，所以没法衡量出有效的阴极保护电位，仅可对已出现腐蚀的管道实施检测，才能得出阴极保护电位的范围，经过多年的经验总结，我们整理出了一些阴极保护局部腐蚀的控制方法。
（一）时刻改变外加电流阴极保护设施的运行指标
通过总结发现管道的阴极保护局部腐蚀情况基本上都出现在电位为-0.85～-0.95V的范围当中，基于双重的保护体系下，通过改变恒电位仪的运行指标，可以有效地增强管道的阴极保护电位，使电位低于-1V，确保管道的阴极保护发挥出作用。不过此种方法会受防腐层质量的影响，尤其是沥青类的防腐层，如果电位低于-1.5V，很容易使防腐层脱落，所以必须注意。
（二）定期对管道防腐层进行维护
因为原油长输管道需要长时间的运行，所以就会使管道发生老化、裂缝、腐蚀等现象，而做好日常的维护工作可以有效地避免这些情况发生，使管道和防腐层之间紧密贴合，起到保护的作用。经过长期的管道维护我们可发现只要是定期维护好的管道，就可以有效的避免管道出现阴极保护局部腐蚀的现象发生。
（三）增加牺牲阳极
对于那些无法实施修理以及维护的阴极保护电位的防腐层管道，特别是电位超过-1V的阴极保护区域，我们可实施增加牺牲阳极的方法来加强外加电流阴极保护的措施，增强阴极保护区域的电位，通过实验发现其效果非常好，可以充分的避免管道的阴极保护局部腐蚀现象的发生。
五、结论
因为每个区域的腐蚀情况、条件以及所需的保护电流都不相同，因此就使得阴极保护的局部腐蚀控制会非常的困难。对每一条原油长输管道的阴极保护局部腐蚀情况的控制应使用综合性的方法，这样才可确保腐蚀现象有效控制。
参考文献：
[1] 李海川.浅析原油与天然气长输管道的腐蚀与防护[J].中国石油和化工标准与质量.2011（07）.
[2] 郑长青，赵亚新，洪梦榕，江涛，鲍官祥，余达荣，王伯亮.加工高含硫原油设备管道腐蚀及相应措施[J].石油化工腐蚀与防护.2002（03）.
[3] 胡士信.对长输管道阴极保护管理体制改革的建议[J].石油规划设计.1994（03）.
[4] 王卫华.长输管道的阴极保护及故障分析[J].中国石油和化工标准与质量.2018（17）.
[5] 薛富强，谢荣勃.浅谈长输管道的阴极保护及故障分析[J].科技与企业.2014（02）.
（作者单位：中国石油天然气股份有限公司
管道加格达奇输油气分公司）
【关键词】长输管道；阴极保护；局部腐蚀；分析与控制
我国的原油长输管道大多数是采取埋地方式设置的，同时管道又非常的长，需要跨越很多个地区，而每个地区的土壤特性又不同，就会给管道带来不同的腐蚀程度，所以我国就对管道采取了外加电流的阴极保护以及在管道的外部涂防腐层的措施来保护长输管道，但是由于土壤的腐蚀程度不同以及长时间的运行，就使得管道还是发生了局部的腐蚀。
一、原油管道的腐蚀现状
通过对管道的维护以及维修过程中我们可以发现管道的一些部位，如阴极保护以及外部涂防腐层的地方看上去非常的完整，但实际上管道的里面已经发生了腐蚀，我们就将此种情况称为阴极保护的局部腐蚀。由此可见，阴极保护的局部腐蚀非常的隐蔽，很难发现，而且损坏的程度大，很容易导致原油长输管道发生穿孔。
二、发生腐蚀的主要原因
根据调查我们可以发现导致原油长输管道阴极保护的局部发生腐蚀现象主要是由四个方面引起的，分别为设计、施工、运行以及管道被打孔等方面造成的。
（一）设计方面
因为原油长输管道大多数是被埋在地下的，为了确保运行过程的安全，人们就在管道的拐弯处、转角处以及跨越处分别安装了固定墩和保护套。但是，在设计时并未对这些部位进行考虑，由此就造成了固定墩和保护套很容易发生腐蚀，进而会导致管道发生局部腐蚀。
（二）施工方面
因为我国的原油管道非常的长，会跨越很多的地区，而有些地区的施工条件非常的恶劣，就会使防腐层的绝缘效率低，并且和管道粘连不严，甚至发生脱落，这样就很容易导致管道发生局部腐蚀。
（三）运行方面
因为原油管道都需要长时间的运行，而且是埋在土壤当中的，就很容易使其与土壤发生反应，使管道防腐层里的芳香烃类物质挥发，最终导致防腐层发生裂缝和脱离，使水进入，一旦有水进入和管道直接接触，就会发生腐蚀，进而导致管道发生局部腐蚀。
（四）管道被打孔
有的人为了盗油就会对管道进行打孔，这会使管道的防腐系统严重受损。同时管道在修理的过程当中又无法停止运行，就使得维修工作变得极为困难，长时间下去就会导致管道发生局部腐蚀。再加上设计、施工、运行等過程中所遗留的问题，这就会严重加大管道发生腐蚀的可能性。对于管道的固定墩、保护套以及转弯处来讲，因为它们比较特殊，易和管道的表面产生缝隙，所以容易使管道阴极保护的局部发生腐蚀。
三、阴极保护局部腐蚀的机理和原因
（一）阴极保护局部腐蚀的机理
在雨天，因为雨水会渗入到土壤当中，并溶解土壤里的盐分，形成含盐量较高的地下水，然后渗入到管道的防腐层间隙当中，此时的管道、腐蚀物质、防腐区域以及土壤就成为了一个腐蚀区域，再加上阴极保护区对管道的反应，使其根本起不到保护的作用，最终发生腐蚀情况。因为阴极的保护电位不够，无法消除管道上面的腐蚀原电池的阳极，就会使腐蚀持续下去，其化学机理是：Fe→Fe 2+ +2e；O 2 +2H2 O+4e→4OH。而此时的阳极周围会呈碱性，使Fe发生化学反应，生成Fe3O4。同时发生局部腐蚀的管道其含氧量会随着化学反应的生成而越来越低，就会形成另外一种腐蚀机理，即2H2O+2e→H2 +2OH。因为有氢气产生，所以会加快阴极保护腐蚀区域的防腐层发生老化和脱离，此时要是土壤呈酸性，就会加快腐蚀，所以必须要足够多的保护电流才可抑制腐蚀。但是因为管道和防腐层之间的缝隙当中进入了具有盐成分的水，使阴极的保护电流减弱，根本起不到保护的作用而发生腐蚀。
（二）阴极保护局部腐蚀的原因
经过研究后我们能够发现，阴极保护的局部腐蚀情况具有如下的原因：1.因管道自身的结构、材质以及防腐层发生化学反应等因素的影响，使得防腐层和管道之间发生脱离，产生缝隙。2.阴极保护区域的防腐层具有孔隙，使土壤中带有盐成分的水进入到孔隙当中和管道发生化学反应，就使通道上带有白色的盐晶体。3.腐蚀的形状为坑形，因为腐蚀一般出现于阴极保护区域孔隙较大的部位，所以孔隙小的地方腐蚀较轻。4.腐蚀较重的地方大多数是保护电流为-0.85～-0.95V（CuSO4参比电极）的区域，电流为-1～-1.3V的管道很少出现阴极保护局部腐蚀情况。5.通常管道截面以下的地方腐蚀较重，也就是管道的外围下半截。
四、阴极保护局部腐蚀的控制方法
通过上述内容我们可知出现管道阴极保护局部腐蚀现象的主要原因为此区域进入了具有腐蚀性的水溶液，使管道的腐蚀性大于电解性。基于此，管道阴极的电位应比土壤里的腐蚀电位更强，才能起到保护的作用。但是现阶段对管道阴极保护的局部腐蚀电位还未有可测量的办法，所以没法衡量出有效的阴极保护电位，仅可对已出现腐蚀的管道实施检测，才能得出阴极保护电位的范围，经过多年的经验总结，我们整理出了一些阴极保护局部腐蚀的控制方法。
（一）时刻改变外加电流阴极保护设施的运行指标
通过总结发现管道的阴极保护局部腐蚀情况基本上都出现在电位为-0.85～-0.95V的范围当中，基于双重的保护体系下，通过改变恒电位仪的运行指标，可以有效地增强管道的阴极保护电位，使电位低于-1V，确保管道的阴极保护发挥出作用。不过此种方法会受防腐层质量的影响，尤其是沥青类的防腐层，如果电位低于-1.5V，很容易使防腐层脱落，所以必须注意。
（二）定期对管道防腐层进行维护
因为原油长输管道需要长时间的运行，所以就会使管道发生老化、裂缝、腐蚀等现象，而做好日常的维护工作可以有效地避免这些情况发生，使管道和防腐层之间紧密贴合，起到保护的作用。经过长期的管道维护我们可发现只要是定期维护好的管道，就可以有效的避免管道出现阴极保护局部腐蚀的现象发生。
（三）增加牺牲阳极
对于那些无法实施修理以及维护的阴极保护电位的防腐层管道，特别是电位超过-1V的阴极保护区域，我们可实施增加牺牲阳极的方法来加强外加电流阴极保护的措施，增强阴极保护区域的电位，通过实验发现其效果非常好，可以充分的避免管道的阴极保护局部腐蚀现象的发生。
五、结论
因为每个区域的腐蚀情况、条件以及所需的保护电流都不相同，因此就使得阴极保护的局部腐蚀控制会非常的困难。对每一条原油长输管道的阴极保护局部腐蚀情况的控制应使用综合性的方法，这样才可确保腐蚀现象有效控制。
参考文献：
[1] 李海川.浅析原油与天然气长输管道的腐蚀与防护[J].中国石油和化工标准与质量.2011（07）.
[2] 郑长青，赵亚新，洪梦榕，江涛，鲍官祥，余达荣，王伯亮.加工高含硫原油设备管道腐蚀及相应措施[J].石油化工腐蚀与防护.2002（03）.
[3] 胡士信.对长输管道阴极保护管理体制改革的建议[J].石油规划设计.1994（03）.
[4] 王卫华.长输管道的阴极保护及故障分析[J].中国石油和化工标准与质量.2018（17）.
[5] 薛富强，谢荣勃.浅谈长输管道的阴极保护及故障分析[J].科技与企业.2014（02）.
（作者单位：中国石油天然气股份有限公司
管道加格达奇输油气分公司）