崔璇
中石化管道储运有限公司潍坊输油处
山东省潍坊市261021
摘要：埋地长输管道在原油输送方面具有运输量大、运输速度快、安全可靠、成本低等优点，阴极保护是国际公认的防腐蚀技术，是埋地管道腐蚀控制最基本保护手段之一。但是，在阴极保护系统运行管理过程中仍旧存在着一些问题，本文针对这些问题进行了总结思考，并认真分析行之有效的解决对策。
关键词：长输管道；阴极保护；问题；对策；
一、阴极保护原理
阴极保护作为目前最为常见的一种管道防腐措施，主要有两种方式，一种是通过增加额外的阳极材料，使金属管道中形成一种原电池，以达到牺牲阳极保护阴极的目的。另一种则是通过增加电流来保护阴极，这种方式在实际应用中更为常见。原则上，这两种保护方式的原理相同，因为在电化学内部，阳极一般腐蚀较为剧烈，而阴极却不会被腐蚀，所以我们通过将长输管道变为原电池的阴极就能够达到防腐要求。通过给长输管道中的金属增加电子含量，使其内部的电子永远处于一种过剩状态，管道表面呈现出负电位从而不易失去电子，这样可以保证金属元素的稳定。否则，当管道表面失去电子后，金属元素将会变为一种离子，非常容易被溶于其它溶液中，从而造成管道的腐蚀。因此，我们从阴极保护的基本原理分析中可以看出，为了想要达到管道阴极保护的目的，就必须使增设的电流进入到管道内部，从而使管道内变为阴极而避免受到腐蚀。
二、影响管道阴极保护失效的主要因素分析
2.1管道保护性套管会影响到管道阴保效果
只有阴极保护电流到达管道表面，并使管道表面处于一种过剩电子的状态，从而使各点达到同一负电位，这样才能起到有效的保护作用。但是在实际的施工中，因为管道在穿越过程中采取钢套管进行保护，这种情况下，原管道的阴极保护电流就不能到达管道表面的每一点，而是到达保护管道的钢套管上，从而导致阴极保护的作用降低或者失效。另外，长输管道还会由于采取钢套管保护，使得部分长输管道与钢套管接触后发生短路现象，这样一来会给长输管道阴极保护系统带来新的隐患，阴极保护系统的有效性也会受到影响。
2.2长输管道周围的电气化铁路对阴极保护系统的影响
因为长输管道周边地质环境通常非较为，因此对其产生影响的因素也非常多。其中，对长输管道影响最为明显就是周围途径的一些电气化铁路。因为目前的电气化铁路都会涉及到接触系统和牵引供电网，从而导致一部分的泄漏电流沿着轨道沿线进入大地，而如果这时周围存在长输管道，则会对其原有的阴极保护系统中的电子进行破坏，从而使其超出阴极保护系统的范围，最终造成保护失效。一般情况下，当长输管道带负电位置中有较多的杂散电流流入时，会形成一个阴极区，而这时管道不会产生腐蚀，但当金属管道表面电位值过负时，就会发生析氢反应，从而造成长输管道防腐层脱落。此外，当长输管道带正电的位置有杂散电流流入时，会形成阳极区，阳极区在杂散电流的作用下，会产生剧烈的电化学反应，从而对管道形成电化学的腐蚀现象。
2.3外防腐层质量的变化对阴极保护系统的影响
??外防腐层对于埋地管道腐蚀的影响主要表现在两点，管道运行一段时间后，防腐层受到外界因素影响出现老化、破损和剥离的现象，使得管道阴极保护电流增大，保护距离缩短。另一方面管理部门在防腐层方面的管理力度过于松懈，没有按照相应的检修计划对防腐覆层的完好情况进行检查确认，导致防腐覆层中的破损部位不断累积，最后形成了无法挽救的局面。如果不进行及时的维护和检测，最终将导致破裂和穿孔等破坏事故。
2.4施工质量差
长输管道施工质量直接关系到其使用寿命、安全状况与可靠性。
如果长输管道在施工时不能及时发现和解决质量上的问题，就会有潜在的安全隐患，比如有做好防腐工作，将钢管暴露在地表或是管道口渗水，使管道接触到土壤而加速腐蚀，从而在设计中预计使用二十年而实际只能使用几年。长输管道的施工问题主要有以下几点：
（1）焊接问题。长输管道的铺设是靠焊接工艺完成的，焊接质量的好坏关系到整个工程的质量。焊接作为长输管道施工的关键环节，如果出现问题会对管道的安全运行产生较大影响。（2）防腐层补伤、补口问题。在长输管道施工过程中，经常会出现钢管防腐层及外防腐层损坏的现象，从而造成了长输管道发生腐蚀，在检验、验收环节若不能及时发现并处理，就会留下安全隐患。（3）管沟回填和开挖质量问题。如果管道在开挖时没有达到规定的深度，还未夯实基础就对其压实回填，尤其是通过机器回填，很容易导致管道变形弯曲。同时，回填土不达标会造成管道防腐层被破坏；管沟夯实程度与回填高度达不到规定标准会使管道埋藏不深、管沟不实，使得管道受力不均匀，管道部分应力集中，出现应力腐蚀现象。（4）穿越质量问题。长输管道铺设时，通常要穿越河流、铁路或公路等地，当管道穿越河流时，河床会不断受到河水冲刷，使长输管道埋藏的深度逐渐变浅，导致管道悬空的现象出现。因此，如果管道施工达不到标准，会引发防腐层破损、埋藏位置不当、腐蚀、焊接缺陷、应力集中等施工问题，进一步增加了出现长输管道事故的概率。
三、改进措施
3.1定期进行外检测
按照《TSG_D7003_压力管道定期检验规则-长输管道》要求进行定期检验，通常包括年度检查、全面检验和合于使用评价。管道外检测是全面检验的重要内容，通常以防腐层检测为主，多采用PCM法进行检测，以掌握管道防腐层的准确情况，为防腐层大修提供科学依据。
3.2开展CIPS/DCVG测量评价
随着完整性管理理念的实施，CIPS/DCVG测量评价越来越多的在管道公司及各大油田得到应用。CIPS/DCVG测量用于评价阴极保护效果，测量管道通电、断电电位，确定阴极保护不足、过保护的管段，提升阴极保护系统的有效性。
3.3应用极化探头
针对杂散电流干扰或牺牲阳极电缆直接连接的管段，可采用极化探头法检测管道断电电位。极化探头内置样片均采用与管道本体相同材料制成，并具有适当的裸露面积，在探头内部参比电极与试片距离尽可能接近，使IR降基本为零；极化测试试片通过电缆与管道相连，将探头置于与管道相同的环境中，与管道中心线的距离为0.1~0.5m，与断电测量技术结合，可以有效消除IR降成分。
3.4实施阴极保护智能监测
阴极保护智能监测系统采用极化测试探头代替传统的参比电极，同时测量管道的自然腐蚀电位、通电电位、断电电位，使IR降减至最低且不受杂散电流干扰的影响，管道保护状况的在线检测是利用GPRS和有线远程通讯这一传输手段，外加决策分析技术，攻克极端条件下管道电位测量这一难题，同时能够及时发现并分析处理阴极保护站的各种故障，带来阴极保护系统的管理升级。
3.5工艺与管理提升
在管道穿跨越地段采用混凝土套管，从根本上避免了钢制套管给管道阴极保护系统带来的电流屏蔽、电流流失等影响；针对管道焊缝处防腐层易破损现象，在施工过程中选用技术成熟的补口产品，做好防水帽，加强关键环节施工质量的监管。
结束语
阴极保护是管道腐蚀防护必不可少的技术，在国内的发展较快，但是相关应用及管理参差不齐。随着管道完整性管理的实施，针对阴极保护系统有效性的评价受到管道管理者的关注，阴极保护系统运行管理过程中存在的问题得到及时发现和解决，同时阴极保护管理的系统化、标准化、智能化为管道腐蚀与防护管理带来了极大的帮助。
参考文献：
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