油气管道防腐技术

油气管道防腐技术 油气管道防腐技术 (中国石油管道公司) 1油气管道的腐蚀及其特点 已发现在环境介质作用下，几乎所有的材料均会产生性能下 降、状念改变，盥至损 危害遍及坏变质的„„腐蚀”或“老化”现象。自然环境和1业机制均有可能造成材料的腐蚀，其 所有行、lk，除了材料和能源消耗、设备失效、产:品漏失等直接损失外，通常还 伴随着生 产中断、产品污染、人员伤亡、环境污染等间接损失，甚至引发火灾、爆炸等 2 重大事故。从图1列示的西欧油气管道泄漏事故统计结果(1971年~2000年)和H 列示的美国管道事故原因及比例的数据结果，?叮以看出，腐蚀也是引发油气管道安全事 故的主要原因之一。 阁1西瞅油气管道泄漏事故统计结果【1971年,2000年) I矧2美圈管道事故原冈及比例 399 腐蚀导致管道欠效的形式主要为穿4LSu开-裂(见图3,j)。 刚:j管道外腐蚀 圈d 管道麻力腐蚀开裂 图5管道腐蚀穿孔 400 图6 汕品泄漏引发火灾 2 国内管道腐蚀控制技术现状 2(1国内工业和自然环境腐蚀控制的总体水平 我国早在1956年制定科技发展规划 时，就开始将腐蚀作为专题来考虑，并逐步建 立了专门的腐蚀研究机构和教学单位，但由于各行业腐蚀控制技术的应用水平参差不齐 其中石油、化工、电力、铁路、造船业行业相对较好)，所以总体控制水平较低。1999 ( 年,2001年，中国工程院开展了大型咨询项目“中心工业弓自然环境腐蚀调查”，本次 调 机查是建国以来我国所进行的规模最大的一次行业腐蚀调查，涉及能源、交通、建筑、 t-Ak部门，调查表结果明， 我国械、化工、基础设施、水利和军事设旋与装备等八个重点 (包括肖接损失、问接损失和腐蚀控制费用总和)呵达5000亿元 每年腐蚀总损失 以}:，约占I目民生产总值的5,。其中，用于腐蚀控制的费用中的涂料和涂装、耐蚀材 料、表面处理在腐蚀损失中所占的比例最大，分别为76(15,、12(2,、11(43,;电化学 保护、缓蚀剂、防锈油的应用比例分别为0(07,、0(05,、0(10,。 旧内关于jLjlkil]自然环境腐蚀的理论研究水平虽然较高，但对于腐蚀控制技术的应 用却相对落后:腐蚀弓防护研究人员局限于较窄的工作领域，许多基础设施、„1:程结构 的设 学技计人员、建设人员、操作与管理人员缺乏腐蚀与防护专业知识，导致腐蚀与防护科 术的应用受到限制;防腐蚀从业人员为数不少，但多为劳动力资源投入，专业工程师和高级管理人员相对欠缺。 2(2中石油管道腐蚀控制技术现状 国内涉及工业和自然环境腐蚀的所有行、止 中，石油工业是腐蚀与防护研究工 作基础较好、技术应用效果较为明显的部门之一，其中管道的腐蚀与防护又是石 油行、lk中做得最好的。目前在腐蚀与防护理论研究、腐蚀控制技术开发与应用、防腐蚀 40l 设计、防腐蚀工程施工、相关技术 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 及 规范 编程规范下载gsp规范下载钢格栅规范下载警徽规范下载建设厅规范下载 制修订、腐蚀控制系统的管理等方面已形 成系列化、规范化的配套技术。 中石油管道干线全部采用了涂层与阴极保护联合的保护方式、站场设施全部采用了 保护涂层，部分实施了区域阴极保护，防腐设计已成为管道建设必不可少的,部分，而 涂层检测与维护、阴极保护系统管理与监测也都纳入管道系统的正常运营管理体系中。2(3中石油管道腐蚀控制与国内总体水平的对比 中石油管道系统的腐蚀控制在管道干 (主要为 线上取得了非常好的效果，管道大修 防腐大修)周期一般都在20年以上，与市政管网8,10年、铁路运输行、(p 6,8年、油 气田集输管网3,5年、炼化,化工行业l,2年的大修周期形成鲜明对比。 相对于管道干线而言，站场管道和设备的腐蚀控制水平要低一些，目前大部分站场 设备和管道只是采用防腐涂层进行保护，只有部分站场施加了阴极保护技术。站场管网 和设备因腐蚀而进行的大修周期,般5,10年，与国内其他行业基本j:处于同一水平。2(4管道腐蚀控制所取得的成续 在各级领导的关怀和支持下，经过众多科技人员的努 力，中石油管道腐蚀与防护技 术研究在腐蚀与防护基础研究、防腐材料改进及涂装工艺研究、阴极保护技术、榆测与 评价、防腐蚀设计、技术标准制修订等方面取得了如下较好的成绩。 a(腐蚀与防护在管道行业受到特别关注。耳莳新建管道投资中约有10,(防腐涂层 9(5,，阴极保护0(5,)用于腐蚀控制，中困石油管道分公司每年用于管道腐蚀控制系统 维护的费用超过2 000万元。 b(目前管道防腐材料与涂装作业、阴极保护设备与材料基本实现国产化，腐蚀控制 技术研究处于国内领先水平。 C，制定行业腐蚀控制标准和技术规范50项，目前国内大多数有关行业，如市政管 网、石油化工管网、油气田集输管网等的腐蚀控制是执行或参照执行我们的行业或企业 标准; d(通过腐蚀控制技术的运用和管理，中石油管道处于良好保护状态，极少发生腐蚀 穿孔泄漏事故。 3油气管道腐蚀控制技术简介 防腐蚀涂层与阴极保护联合作为公认的最佳保护 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 ，已被广泛用于埋地钢质管道 的腐蚀控制。 402 涂层是埋地管道腐蚀控制的第„道防线，其作用是将管体金属与腐蚀环境隔离。【}j 于 损涂层不可能近乎完美，涂装中的缺陷不可避免;管道运输、装卸及施工会埘涂层造成 {二壤环境作用、第三方破坏等都会导!致涂层缺陷的发生与发 伤;而投入运行后，周围 展。冈此，仅仅依靠涂层并不能完全抑制管道的腐蚀，而且由于涂层缺陷所裸露的局部 金属表面与涂层完好的大面积管体构成了小阳檄、犬阴极的腐蚀电池，反而会加剧局部 腐蚀所造成的破坏。 阴极保护的作用是对涂层缺陷处的金属提供附加保护。通过外加阴极极化，使暴露 于腐蚀环境的管体金属免遭腐蚀破坏。 涂层的存在极大地降低了建立并维持管道阴极极化所需要的保护电流，使阴极保护 用于氏距离管道保护成为可能:而阴极保护则弥补了涂层中不可避免的缺陷，成为有效 控制埋地管道腐蚀必不可少的保障。对于埋地管道的腐蚀控制而言，两者缺„不可。3(1防腐涂屡 目前在运营的管道中，防腐涂层材料主要有沥青类(包括石油沥青和煤焦 )、 油磁漆 环氧类(包括粉末环氧和液态环氧)、聚烯烃类(包括多层挤出聚乙烯和胶粘带)等。 20世纪80年代中期以前建设的老管道，最初大都采用石油沥青与玻璃布增强涂层 系统，近年防腐大修的部分管段涂层更换成了聚乙烯冷缠胶带、改性石油沥青热烤缠带 和无溶剂环氧等涂层:20世纪年代中期以后，管道建设采用的涂层系统包括煤焦油瓷漆、 熔结环氧粉末、二层或j层聚乙烯复合涂层系统、泡沫夹克复合结构(聚氨酯保温聚乙 烯防腐)等。 3(1(1沥青 类 3(1(1(1石油沥青 由石油蒸馏残余物制得， „般采用玻璃布或玻璃纤维毡增强，涂层较厚(普通级 ?4 mm，加强级?5(5 mm，特加强级?7 rnm)。由于石油沥青具有良好的粘结力、稳定 的化学性质，而且价格低廉、来源广泛，对施:I=要求不高，用作埋地管道防蚀涂层(见 图7)由来已久，特别是在前苏联、东欧及我国，曾一统埋地管道防蚀涂敷的天下。我 围80年代中期以前所建的数千公里埋地管道，几乎无一例外的选用了石油沥青防蚀涂 层。在长期的使用中，有些石油沥青涂层不近人意，存在吸水率高、耐土壤应力差、支 持植物根茎生长(见圆8)、使用温度范围有限等问题，在当今的防蚀设计中，其使用受 到„定程度的限制。在有些发达国家近乎淘汰，但实践也证实石油沥青涂层在其适用的 403 环境中，寿命可达到二二、三十年。 中石油在20世纪80年代中期以前所建的管道全部采 用了石油沥青防腐涂层，约占 目前在役管道的50,。随着石油沥青涂层陆续进入老化期，其修补或大修问题日益突出， 为改善落后的石油沥青加热浇涂施工工艺，开发了改性石油沥青产品，以石油沥青为基 本原料，加入增韧剂、矿物填充剂等进行改性，-5玻璃纤维增强材料复合成热烤缠带，适 用于石油沥青管道防腐大修、新建石油沥青管道补口补伤、在役石油沥青管道涂层的日 常维修等。 石油沥青涂层适用于对涂层性能要求不高的一般土壤环境，如砂土、壤土环境，长 期工作温度低于80。C;不宜用于沼泽、水下以及生物活动频繁、植物根系发达地带。 图7 石油沥青防腐管道 图8 芦苇根穿过石油沥青生长 3(1(1(2煤焦油瓷漆 它是由煤沥青填加煤粉、煤焦油馏分及矿质填料经加热熬制而 成，是煤沥青的改性 产品。涂层厚度较石油沥青稍低(普通级?2(4 mm，加强级?3(2 illm，特加强级?4，0 mm)，构成煤焦油瓷漆涂层的材料包括合成底漆、煤焦油瓷漆、玻璃纤维内缠带、瓷漆 浸渍玻璃纤维外缠带等。用作管道防腐已有近百年的历史，80年代中期以前曾连续数十 年位居管道涂敷工业的首位，在世界范围内得到广泛应用。随着环境保护要求的日益提 高，目前发达国家很少使用。国内于20世纪90年代初开发出来，20世纪90年代中后 期建设的长输管道大部分采用了该种涂层。 煤焦油瓷漆用于埋地管道防蚀涂层(见图9)，其优点是它的防腐性能、耐水性能、 耐生物破坏性较好且使用寿命长久，缺点是使用的温度范围有限、高温软化低温硬脆、 不耐土壤应力，生产及涂装过程要求有严格的烟气处理和劳动保护措旌。 从媒焦油瓷漆的组成及特性可以看出， 它较适用于除石方段和粘质土壤外的大多数 土壤环境，特别是高含水、植物根系发达、 生物活性较强的土壤。 l刳9煤焦油磁漆防腐管 3(1(1(3涂装技术 沥青类材料属于热塑性材料，需要热浇涂旋工。新建管道基本上都 是在工厂通过涂 装作业线(见图10)进行防腐层预制。涂装设备经过多年的发展，现已实现系统控制自 为动化、烟尘处理环保化。最先进的作业线的生产能力(以?426 inlll钢管煤焦油瓷漆涂层 )为每分钟4,6 500 km。m，每天可生产7(5 km，年生产能力可达1 例 图lO 煤焦油瓷漆作业线 受现场条件和环境保护要求限制，在役管道一般不进行热浇涂施工，多采用热烤缠 带产品进行涂装。 3(1(1(4补口补伤技术 沥青类涂层管道的现场补口及补伤，通常采用同类热烤缠带或 热收缩套,带，需要 加热烘烤。 3(1(2环氧类防腐涂层 3(1(2(1单,双层熔结粉末环氧(FBE) 单层环氧粉末由固态环氧树脂、固化剂及多种 助剂经混炼、粉碎加工而成，属热同 性材料，通过静电喷涂、加热熔融粘结到被保护体上并固化成型。其工jlk应用于1961 年始于美国，随后在许多国家得到进一步开发和应用，进入80年代以来，其用量不断 405 上涨，已成为国外特别是发达国家大多数管道公司新建埋地管道的首选涂层。环氧粉末 用作管道防蚀涂层，具有对钢铁强粘结、良好的膜完整性、优秀的耐阴极剥离性能、耐 土壤应力、耐磨损、可冷弯等特点，使用温度范围广(一30,100|。C)， 适用于大多数土 壤环境，但是耐冲击能力有限，吸水率较高、耐湿热性较差，因此不适用于水下加热温 u m,400 度过高的管道和石方段。FBE属于一。次成膜涂层，涂层厚度普通级为300 u m， m,500 u 加强级为400 P-m。它在我国特别是近年来的应用呈上升趋势。除用做埋地管 道外防腐层外，也可用于输油、气、水管道的内防腐和减阻涂装(见图11)。 目前国产粉末己基本占据管道涂覆的大部分市场，现有涂装作业线几十条，绝大部 分为国内自行设计制造。 图11 熔结环氧粉末涂覆管 双层环氧粉末是为提高单层环氧粉末在旌工中的抗机械损伤性能和抗岩石划伤能 u 力发展起来的，底层为普通的FBE(250--375 m)，用作防蚀保护，外层为增塑FBE(375-- 625 u m)，用以提供机械保护。可与阴极保护系统更好的匹配，外护层类似于FBE， 但能提供塑料外护层的机械性能优势，塑化FBE耐水性和抗冲击性能得到显著改善，同 时能保持其作为阴极保护系统一部分的能力，不会屏蔽阴极保护。由于采用热固性固化 官能团进行化学粘结，因而省去了中间层，两层之间具有类似的固化官能团，因而不会 产生层间分离，最高使用温度可到115。C。双层环氧系统可用于管道的所有部位，即管 体、附件及补口。特别适用于定向钻穿越段、石方段。商业应用始于1992年，由于价 格较高，国内外总的用量较少，目前主要用于穿越工程。 目前已制定出了集团公司企业标准、涂层耐划伤试验方法并研制出了耐划伤试验设 备。双层环氧粉末已在西气东输管道、忠武管道、郑杭成品油山区管道和钱塘江穿越、 甬沪宁管道穿越和南京城市管网等工程上进行了应用。 3(1(2(2液态环氯 包括溶剂型和无溶剂型两种，均为双组分反应固化型。这类涂料对钢管具有极强的 附着力、优异的耐磨耐腐蚀性能和良好的电绝缘性能，但是需要严格控制固化条件，固 406 化不完全易于造成早期失效。溶剂型涂料用作防腐涂装，溶剂挥发对环境有一定污染， 而且容易产生针孔，绝缘性能随时问下降较快。 无溶剂液态环氧是近年来开发成功并逐 渐在管道防腐大修中得以应用的。所渭无溶 剂涂料是„种不含或含少量挥发性溶剂的涂料。以改性环氧树脂为基料，并以能参l=于交 联固化而成为漆膜的活性稀释剂为溶剂，涂料的有效成分高达95,左右。因此，施工中 避免了由于溶剂挥发造成的污染以及对施:I:人员的损害。 目前溶剂型液态环氧主要用于天然气管道内涂减阻(见图12)，无溶剂型主要用于 在役管道防腐大修(见图13)。 图12液态环氧内涂层管道 图13无溶剂环氧用于管道防腐大修 3(1(2(3涂装技术 3(1(2(3(1单层,双层环氧粉末涂装工艺(见图14)及设备 环氧粉末采用静电喷涂工艺， 涂装工序包括钢管预热、抛丸除锈、中频感应加热、 环氧粉末喷涂,固化、水冷、电火花检测等。单双层环氧粉末的涂装:[艺基本相同，只 是双层粉末涂装时的喷枪多于单层粉末，目前国内有几十条环氧粉末涂装作业线，大多 为自行设计制造，自动化程度较高。一般涂装作业线的生产速度为350—400m2,h。内 喷 涂作业线见图15。 图14环氧粉末涂装:【一艺流程 图15 内喷涂作、世线 3(1，2，3(2液态环氧 管道内喷涂由专门设计制作的作、fp线完成，主要包括钢管预热、抛丸除锈、表面 吹扫、内喷涂、表面固化等工序。而管道防腐大修涂装则主要为手工或半机械涂装。 3(1(2(4补口补伤技术 粉末环氧涂层的补口可采用粉末环氧(需用专门补口机具)、双 组分液态环氧、热 收缩套,带等材料，补伤则采用配套热熔修补棒或双组分液态环氧等材料。 3(1(3聚烯烃类防腐涂层 3(1(3。1聚乙烯胶粘带(见图16) 以聚乙烯薄膜为基材，复合上一层胶粘剂(通常为丁 EVA)而成。具有绝 基橡胶或 缘性能好、吸水性及透湿性低、施工简单易行、无污染等特点，采用冷缠施工，较适合 于现场涂装。国外多用于管道大修及异型管件防腐蚀涂装，国内主要用于管道防腐大修。 其缺点是，一旦对钢管失粘，容易产生阴极保护屏蔽，导致涂层下腐蚀。聚乙烯胶带涂 层由底漆、防腐胶粘带(内带)、保护胶粘带构成。 图16聚乙烯胶粘带 聚乙烯胶粘带失粘与管体剥离见图17，聚乙烯剥离涂层下的应力腐蚀开裂见图18。 图17聚乙烯胶粘带失粘与管体剥离 图18聚乙烯剥离涂层下的应力腐蚀开裂 3(1(3(2二层,三层聚乙烯复合涂层 通过简单的物理叠合或化学粘结将各具特点的单一 1体，形成综合性 涂层材料联为 408 能良好的多层涂层系统。 二层PE由底胶和聚乙烯组成，通过挤出机直接包覆或缠绕于管 道上形成保护涂层， 用作防蚀涂层具有良好的耐搬运损伤、抗冲击以及优异的防水渗透性，但最严重的问题 是容易失粘。失去粘结后，由于高度绝缘的聚乙烯层屏蔽了阴极保护电流，极易造成剥 离层下腐蚀，而且很难察觉。国外多用于小口径管道涂装，国内应用不普遍，仅限于部 分油气田管道及市政管道。 三层聚乙烯涂层系统是在:二层聚烯烃基础上发展起来的，是在土壤应力和水浸环境 中需要长期防蚀保护，因而要求改善粘结的情况下发展起来的。是目前常用的复合涂层， 由环氧底漆(多采用粉末环氧)、粘结剂中间层和聚烯烃外护层(聚乙烯或聚丙烯)组 成(见图19)，由于其兼有熔结环氧(FBE)优异的防腐性能、良好的粘结性与抗阴极剥 离 20世纪80年代开 性能以及聚烯烃优良的机械性能、绝缘性能及强抗渗透性。国外于 发，用于施工及敷设环境均较苛刻的地带，其主要缺点是涂装工艺复杂，补口及管道配 件涂装的一致性较差，此外价格较高也在一定程度上限制了其应用。近年来我国新建管 道工程有大量应用，己成为新建管道的首先防腐层，如陕京线、西气东输等重大工程全 部使用外，库鄯线、涩宁兰、兰成渝、忠武和西南成品油管道等重大工程大部分采用或 半数采用。目前，原材料基本全部国产化，涂装作业线也大部分为自行研制制造。三层 聚乙烯成品管见图20。 图19 三层聚乙烯结构图 图20 二三层聚乙烯成品管 3(1(3(3泡沫夹克防腐保温复合结构 由防腐层(防蚀涂层或具有防蚀性能的热溶胶 )、保温层(泡沫塑料层)和防护 层 层(聚乙烯塑料层)组成，预制管管端采用防水帽密封(见图21)。用于输送介质温度 u mm。?ioo。c的管道。各层最小厚度分别为，防腐层80 m;保温层25 mm:防护层1(2 409 该种复合结构用于埋地管道，具有介质输送热损失小、电绝缘性能好等特点，但是 不具备失效安全性。由于补[21和异型管件与主体管道的防腐保温结构很难一致，以至一 旦补口失粘、开裂后进水形成腐蚀环境，高度绝缘的聚乙烯夹克又屏蔽了附加阴极保护 就会导致管体局部腐蚀(见图22)。目前长输管道很少使用，主要用于油气田集输管网、 石化、供热、热电等工程。 图2l 聚氨酯泡沫保温夹克管 图22聚氨酯泡沫夹克防腐保温管腐蚀图片 3(1(3(4涂装技术 二层聚乙烯,聚丙烯涂装工艺(见图23)相对简单，包括钢管预热、 抛丸除锈、中频 加热、胶粘剂挤出缠绕、聚乙烯挤出缠绕、冷却、检测等，而三层聚乙烯,聚丙烯涂装 工艺(见图24)则在胶粘剂挤出缠绕之前多一道环氧粉末底层喷涂工序。国内现有该种 择业县十几条，生产速度达到350 m2,h。 410 图24三层聚乙烯涂装工艺流程 图23二层聚乙烯涂装工艺流程 近年来开发研制了集多种涂层涂装设备为一体的复合作业线(见图25)，由国产设 备与引进设备组合而成，采用下置式抛丸除锈作qk线、变频调速、粉末静电喷涂、专用 机头、可调式挤出机机头支架及压辊、在线检测等先进技术，可以进行单层环氧粉末、 159,1220mm，管长双层环氧粉末、二层PE、三层PE等的防腐施工。适用管径:o 8, 】3m，生产能力350莳,h。 图25 多功能作业线 管体_??中颁预热 _?，抛丸除锈??-检测-?-撇尘吹扫 l 中额加*, FBE检测??- 2P,?检测? 3PE撩测??侧向缝绕餐乙烯?侧向缠绕粘攘荆??粉末喷漆- 图26 聚乙烯胶带现场施工 4ll 聚氯酯泡沫夹克防腐保温结构的防腐涂装采用刷涂或喷涂方法，保温层和外护层，q 采用,次成型”工艺(保温层喷涂发泡与外护层挤出包覆同时进行)或“管中管”成型工艺(钢管套入成型的外护层管后再喷涂发泡)(见图27)。 图27池汰夹克防腐保温管线成璋1装置 3，(3，5补日补伤 一般采用热收缩套(带)或专用补伤片。 对于聚氨酯泡沫保温 a(防腐底层:采用收缩套,带(介质温度低于结构的补口补伤包括三部分: TO“C)或液态涂料如聚氯酯类 (介质温度高于70?); b(保温层:补口采用专用模具现场发泡，损伤深度大于 10 mm时予以修补; c(外护层:热收缩套，补伤采用热收缩带。 3。2阴极保护技术 3 2 1保护原理及方法 通过向金属提供电子，使其产生阴极极化从而抑制其腐蚀，有两 种方法可以实现阴 极保护: a)l-自rl电流法:将外部直流电源的负极接被保护金属，向其提供电子; b(牺牲阳极法:由活泼的负电性金属或合金与被保护体构成电偶对，由于两者之间 存在电位差，活泼金属,合金{1:为阳极通过自身腐蚀消耗向被保护体提供保护电流。 图28 阴极保护原理图 412 两种方法都是通过一个阴极保护电流源向腐蚀着的金属提供足够的与腐蚀原电池 电流相反的保护电流，所不同的只在于产生保护电流的方式和“源”不同。两者对比见 表1。 表1外加电流与牺牲阳极两种保护方式对比 ,、, 保护方式外加电流保护方式 牺牲阳极保护方式 优癫卜, —、, 输出电流大而且可调，不受 属一次性投资，不需外加电 土壤电阻率限制，保护范围 源，施工方便，不需进行经常 优 点 广;系统运行寿命长，保护效 性专门管理，不会产生屏蔽， 果好:保护系统输出的变化呵对外部构筑物也不会产生干 反映出管道涂层的性能改变 扰 需设号人维护管理，要求有 输出电流小，保护范围有限: 外 部电源长期供电，易产生屏蔽 需定期更换，不能实时监测输 缺 点 和干扰，特别是地下金属构筑 出电流的变化，也不能反映管 道涂层的技术状况物较复杂的地方 管道多采用外加电流保护方式，牺牲阳极保护方式一般只用于建设期问的临时保 护、穿越管段保护以及老管道的局部热点保护。 3(2(2外加电流阴极保护电源设备与辅助阳极材料 3(2(2，1电源设备 交流电供电情况下，采用整流器或恒电位仪。整流器采用恒电流控 制，一般手动调 节，具有价格便宜、可靠性高，维修保养简便，对环境适应性强等特点，可适用于户外 安装，缺点是不能自动调节输出，不适用于管,地电位经常变化且变化较大的场合。恒 电位仪可根据系统变化自动输出，确保管,地电位稳定，但要求防潮、防盐雾、防细菌， 对环境要求高，不适用于户外工作，价格较高。中石油管道阴极保护系统大多采再;j恒电 位仪。 在无交流电供电情况下，宜采用太阳能阴极保护装置、密闭循环蒸汽透平发电机 (CCVT)、热电发生器、风力发电机及蓄电池等作为阴极保护电源。 3(2(2(2辅助阳极 辅助阳极是外加电流阴极保护系统向被保护体施加保护电流的主要设 施，常用的阳极 材料包括:高硅铸铁(含铬高硅铸铁)、石墨、钢铁、柔性阳极、混合金属氧化物、磁性氧 化铁等。各种阳极适用环境及性能对比见表2。 内实施站区阴极保护的压气站，目前该管道沿线站区全部实施阴极保护。 斟I朔灌鲋吨丧 一 (剐嘎井 复电位俚1I ]#蕾电童且 2{蕾电隹但 翮 U 障椎搬张 豫雠孝七张 MM挑翱 】m1I母m f 1?T l I I l l 厂、 1 1 I蝌 。 ?2(?5 ，(。。一。、; 图29区域阴极保 表2阴极保护常用辅助阳极材料 允许电流 土壤中消耗 密度 优 点 缺 点阳极材料a) 率(Kg,A (A,m=) 属雉溶性材料，消耗 小(极适用了__高土壤电性脆、硬，运输安装要 <0(5 j,80 阻率场合、不能或不便 特别小心，价格较石耀 高硅铸铁 阳极贵 辟j填料的地方如沼泽 地、流沙区 化学性质稳定，自腐 蚀 小，使用寿命长，易于 不能长期用于有氧侵 石 零 5,i0 加r，价格较高硅铸铁 入、呈酸性和含s0(!较 <0(6 便窥，特别适用于化学 高的地方 腐蚀性 q ，特强的土壤 通过电流几乎不受限 消耗率极高，需定期更 钢 铁 9(O,10 制，材料来源』。，施1一 换，适用于上壤电阻率 高于100Q(Ill的地方 方便，价格低廉 价格高昂，一旦损坏难施]一方便，电流分布均 52 mA,m 柔性f;H极 匀，不易产生干扰 于及时发现 输出电流大，消耗率 札合金属 低，体积小重量轻，施 <()(00l 100 价格昂贵 氧化物 r方便，可加工成各种 形状，适于各种环境 允许工作电流密度大， 磁性氧化 100, 机械特性与高硅铸铁相 消耗率极低，受环境影 :j,8mg J000 铁 似，制造较困难 响小，特别适用于土壤 414 目前国外常用阳极材料包括高硅铸铁、混合金属氧物、石墨等，国内以高硅铸铁为 主。 3(2(3牺牲阳极材料 目前，采用的牺牲阳极材料主要有镁系阳极、锌系阳极和铝系阳极 三种。镁系阳极 包括高纯镁、Mg—Mn合金及Mg—A卜zn—Mn合金，主要用于高土壤电阻率地带;锌系 包括高纯锌和zn—Al、zn—A卜cd合金，主要用于低土壤电阻率地带;铝系阳极阳极 A卜znlHg和A卜Zn—In合金，主要用于海水中，其中A卜Zn—In—si合金阳极也可含有 电阻率含c1土壤中。土壤中常用牺牲阳极材料性能对比见表3。 用于低 表3常用牺牲阳极材料 Al—Zn—In一Zn、ZnMg、 Mg——AI„—Zn ——,,—,,牺牲阳极材料 性能指标,——,, Mn 31}*g-Yin l 56 1(48 1(03 —1(05 开路电位(一V，sCE) 2(20 2(2l 0(82理论发生电量(A(h,g) 40 ?50 ?65 53 电流效率(,) 盐 水土壤中 I(5淤l 1l 0(53 (0(03mA,c 有效电量(A h,g) 0(88 8泥 i0 ?7(92 ?17(25 0 消耗率(Kg,A(a) 可选阳表4各种牺牲阳极材料的适用场合 极种类 土壤电阻率，Q?m >100带状美阳极 镁(一l 7V) 60、100镁 40、60 镁(1(jv)<40 镁(1 5V)，锌 <15 <5 锌或A1一Zn,n (含C1) 3(2(4区域阴极保护技术 区域性阴极保护是指对集中在某+特定区域(如输油泵站、压 气站、油气联合站、 油库等)的多个保护对象共同实施阴极保护的技术，是近年开展起来的一项特殊阴极保 护技术。由于其保护对象多点分散布置、接地设施众多、实施阴极保护易于出现干扰和 屏蔽等，具有较大难度。通过多年研究和探索，我们已成功地解决了区域阴极保护中的 若:f技术难题，迄今已对十几座泵站、油库、油气联合站、压气站、气体分输站等实施 了区域保护，其中鄯乌输气管道鄯善首站是国护电气连接原理图。 5 4l 图3l 图30未实施阴极保护的站区管网腐蚀严重 站区阴极保护测试桩 图32实施区域阴极保护的气管线分数站 图3:{施区域阴极保护的油库 3(2(5阴极保护参数的远传与系统遥控 为监测管道阴极保护状况，要求每月测量一„次 (每1 km或2 管道沿线阴极保护电位 km一个测试桩)，根据测试结果调整系统输出。目前大多数管道仍然采用人工沿线测试 和系统调控。近年来在新建管道建设中，开始考虑阴极保护参数的远传与系统遥控等技 术，如西气东输、涩宁兰、兰成渝和忠武管道等，均采用了阴极保护站运行参数的远传 和遥控技术，通过SCABA系统将各阴极保护站的运行参数传入中心控割室，中心控制 可以通过SCAOA系统对各阴极保护站进行远程调控。西气东输管道工程还对沿线室 [作 电源的阀室安装了阴极保护参数采集与远传系统。 有: 图34 1弱极保护参数自动采集系统?乍原理图 3(2(6其它阴极保护技术 近年来针对技术应用中存在的问题开 a(“管中管”防腐保温管道阴极保护效展了多项研究，包括: 果研究: b(并行管道阴极保护效果研究: C(干旱地区阴极 保护用参比电极; d(消除IR降电位测量技术; e(间歇供电阴极保护; f(带套管金属管道阴极保护 效果研究; g(管道阴极保护系统对外部构件电干扰 腐蚀计算; h(阴极保护设计中的模型研究及应用; i(管道阴极保护体系阳极位置优化研究 上述研究都是针对在役管道腐蚀控制中发现的实际问题而开展的，对提高埋地管道 的腐蚀控制水平起到了重要的作用。 3(3腐蚀控制系统的管理 3(3(1系统的运行维护 采用三级管理模式，即由中国石油管道分公司管道处、各地区 管道公司管道科或生 产科和各泵站或压缩机站专职或兼职阴极保护工对所运营管道的腐蚀防护系统(包括涂 层和阴极保护系统两部分)的运行进行日常管理，包括管理规定、技术标准,规范的制 修订:管道防腐检测,修复计划编制;阴极保护设备的日常管理与维护、阴极保护数据 的定期采集及分析等。 阴极保护系统的运行、监测与管理较为规范。根据管理要求，管道的阴极保护度要 达到100,，外加电流阴极保护的开机率要达到98,以上，每月监测并上报一次管道沿 线阴极保护电位(每1 km或2 个测试桩)，每年测取并上报管道沿线自然电位一 km+ 次，对达不到最小保护电位要求的管道采取相应的处理或补救措施。 与阴极保护系统业已成熟的规范监测与管理相比，对涂层系统的检测和日常管理则 处于相对被动的地位，基本上是阴极保护参数或管道内检测结果显示异常后，才进行涂 层检测并制定修复计划。 发达国家的国家管理机构或管道运营公司一般将腐蚀控制的管理作为管道完整性 管理的一部分，推行积极的预防性管道检测、监视及监测计划。表5为英国气体:[程师 学会颁布的管道维护和监测 准则 租赁准则应用指南下载租赁准则应用指南下载租赁准则应用指南下载租赁准则应用指南下载租赁准则应用指南下载 。 表5英国气体管道的检测、监视与监测 管理活动 推荐最大间隔 航检 2周 4年徒步巡线 _}I廿漏检测 3个月,g个月 与地主,当局 6个月(信函)，1年(拜访) 联络 lO年内检测，或 地面检测，或 5年,lO年 2{)? „水压试验 阴极保护系统检测 1个J_j,3个月，10年(CWS密间隔电位测试) 3(3(2在役管道腐蚀防护系统检测与管道保护效果评价 3。3(2(1环境腐蚀性检测与评价 包括土壤和地下水的腐蚀性检测，检测项目包括土壤电阻率、极化电流密度、电解 失重、杂散电流、氧化还原电位等。通过检测可以了解所处环境的腐蚀性强弱，评价腐 蚀控制系统功能不足或失效时管道腐蚀的风险，以便及时采取有效的补救措施。 3(3(2(2腐屡检测及评价 通过对在役管道定期进行检测，可以跟踪埋地管道防腐涂层绝 缘性能的变化，评价 其工作效能，做出防腐涂层修补或大修决策、制定完整性维护 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 和修复计划。检测方 法以地面非开挖检测为主，包括变频选频、多频管中电流、地面检漏、密间隔电位测试 (CIPS)、直流电位梯度(DCVG)等。有些情况下，还要结合开挖检测，检查管体表面 腐蚀状况并确认地面检测结果的准确性。中石油绝大多数管道已进行过该种检测，并根 418 据检测结果陆续安排了大修计划。 3(3(2(3阴极保护检测及保护水平评价 阴极保护检测主要是管道沿线保护电位的测试，除每月一次的常规桩上检测外，还 可以根据需要进行加密测试(密间隔电位测试)和通,断(on,off)电位测试，评价阴 极 通保护水平，对过保护或欠保护管段制订整改措施，确保管道上每一点都达到完全保护。 过阴极保护数据及其变化趋势，还可以判断出涂层的性能变化。 3(3(2(2管遗整体保护效果评价 管道的腐蚀控制效果取决于防腐涂层和阴极保护系统两部分的作用效果，基于对管 道涂层的检测评定和阴极保护水平的监测结果，可以对管道的整体保护效果进行综合评 价，确保控制有效。 3(4技术标准与质量控制 目前共制订与管道腐蚀控制有关的行业标准50项(涉及防 腐蚀工程设计标准、材 料技术标准、试验方法标准、涂层技术标准、阴极保护技术标准等。这些标准自成体系， 几乎管道腐蚀控制的各个领域都有相应的标准或规范可循，大部分都经过了长期的应用 并进行了修订。在国内同行业居于领先水平，为众多行业所采用或参照采用。 4 目前管道防腐领域的研究热点问题 4(1 新建管道防腐涂层选择与优化设计 新建管道的防腐蚀设计特别是涂层选择与优化 设计开始受到重视，涂层的选择不仅 仅是管道防腐的投资，而且要考虑环境的适应性、环境保护要求以及采用寿命期内费用 全分析(包括涂层材料费、涂装费、运费、维修保养、更换大修等多方面的考虑)。涉 及以下几方面的内容: a(环境评价的作用及内容。 b(涂层选择的基本原则。 C(涂层选型与结构设计。 d(补口材料与工艺。 e(经 济分析。 4(2涂层缺陷检测 大多数防腐涂层都会随着时间的延长老化并产生各种缺陷。但是大量防腐层的更换 并不一定是最经济有效的选择，因为一般情况下，即使是差的防腐层，其缺陷也很少能 够超过l,，仍能提供某种程度的保护，特别是在有磁性氧化铁作为第二层保护膜覆盖 可在管体表面的情况下。因此利用现有知识和技术通过详细分析并进行选择性修复， 以较少的花费同样达到长期运行的目的。 缺陷的检测及准确定位对于选择性修复计划的制定与实旌成为起着决定性的作用， 成为当今研究热点之一。 一 4(3测试方法和保护标准、脉冲阴极保护技术研究 与腐蚀控制失效宜接相关的另外几 个研究热点包括了阴极保护技术标准和阴极保 护测试法的讨论、可以消除IR降的极化探头的开发与应用、脉冲阴极保护技术研究等。 4(4管道钢应力腐蚀开裂研究 随着我国输气管道特别是大口径高压输气管道的加速建设，管道钢的应力腐蚀开裂 特别是近中性PH值环境中的应力腐蚀开裂与止裂研究成为人们关注的研究热点，目 的研究内容主要包括:?管道钢的应力腐蚀开裂的诱发条件。?应力腐蚀裂纹的发展前 程。?管道失效临界条件。?管道应力腐蚀开裂止裂措施。 过 4(5腐蚀管道的安全管理 包括可靠性分析、风险评价和完整性管理三部分内容。该部分内容将另文介绍，本 文不再赘述。 5目前存在的问题 5(1防腐蚀设计缺乏系统规划和审查 5(1(1涂层选择的科学性有待于进一步提高 涂层选型在某种程度上还存在一定的随 意性，设计人员自身对涂层技术的了解有 限，又没有环境系统评价以及基于寿命期的经济评价的技术支持。 特殊地质条件下如石 方段，对涂层、垫层与回填材料的选择缺乏整体的经济分析， 因而也就无从优化。 5(1(2阴极保护设计过于保守 阴极保护站间距过小，致使部分新建管道投产后相当一 部分阴极保护站处于备用状 态，可能长达数年乃至十数年闲置。 控制方式过于单一，几乎所有的设计都采用了恒电 位控制方式，一方面相对于整流 420 器恒电位仪的耐用性稍差、价格也较高，另„方面如果控制回路出现问题，如控制参比 故 障，就会导致整个阴极保护系统运行异常。 5。1。3相邻地下管道的阴极保护设计缺乏统一考虑 随着管道行业的发展，各种管网并行、交叉或邻近的情况越来越多，不同业主对管 道的阴极保护设计几乎互不沟通，导致相互干扰。 5(2施工质量控制不够完善 施工质量全面控制包括原材料质量、涂装质量、监造,监理质量、验收质量控制。 目前对监造,监理、验收质量的控制缺乏有效的监督和检查，人情、关系在一定程度上 影响着工程质量。归根结底是腐蚀控制工程的管理存在一定问题。 F面两张图片(见图35和图36)是在某新建管道工程的站场管道投产后，防腐后 期检查拍到的。除最外层刷涂了涂料外，内层剥离布几乎未浸涂料即缠绕到管道上。 图35新建站场管道防腐层 圈36新建站场管道防腐层 5(3运营管道腐蚀控制的管理有待加强 a(对腐蚀控制系统尚未建立动态跟踪评价体系，在役管道仍存在一定的腐蚀，甚 至较严重的腐蚀， 以中石油管道分公司为例，目前运营管理着8000km油气管道，2000 年腐蚀穿孔次数为11次，腐蚀事故率为1(375,。:2001年腐蚀穿孔7次，腐蚀事故 为0(875,。: 率 b(穿跨越管段及站场设备腐蚀控制相对薄弱; c，对管道内腐蚀的研究相对较少。 5(4在役管道防腐大修技术相对落后 目前在役管道防腐大修基本上仍然采用人工开 挖、清除旧涂层、沟下再涂等方式， 即便采用工具或机械，也是相对落后的技术。不仅劳动强度大，工作效率低，而且施工 质量难以保证。而再涂涂层的选择余地较小。 42 圈37站区管道腐蚀图片 函38干线管道腐蚀醇片 囤39^丁开挖清理管淘图40手工清除旧防腐层 目41现场疃砂除锈 图42刷辣新啼腐层 5 5腐蚀与防护信息不畅 设计、科研、生产、管理部门相互之间没有信息交流与沟通的?r台。 e建议 为进一步提高油气管道的腐蚀控制效果和管理水平，建议开展卜~刚研 究。 6 1管道腐蚀防护系统工程学研究 腐蚀防护是一门涉及材料、冶金、物理、机械、化学和电化学、力学、微生物学、 数学等多fj学科交叉渗透所形成的边缘性技术学科。近年来为保障夫型工群长期的安全 422 生产及使用过程的自动化，发展起来一门新学科——防腐蚀系统工程学(以腐蚀科学与 防护技术为基础，与管理科学、冶金制造、物理、机械工程、数学等学科相互结合，为 大型工程设施总体结构的合理设计、正确选材、精心施工、因事制宜地采取综合防护技 术、腐蚀的无损检测、连续自动的腐蚀监控和适时的维修保养以及优化的财政和经营管 理等提供整套技术。 开展管道腐蚀防护系统工程学研究，完善管道系统腐蚀与防护技术体系并建立动态 跟踪、分析、评价体系，做到合理设计，系统维护、科学管理。 6(2有针对性地开展管道的腐蚀控制专题研究 a(在役管道 b(穿跨越管 腐蚀控制系统动态管理、分析与综合评价。 道及站场设备维护技术。 C(管道内腐蚀研究。 d(腐蚀与防护计算机辅助设计。 e(针对防腐蚀设计的环境评价。 f(寿命期内的腐蚀控制经济评价。 6(3加强腐蚀控制的管理 a(成立专门的油气管道腐蚀控制领导机构，全面协调各单位的腐蚀控制研究 与技术应用工作，加强技术交流与合作，实现数据与资源共享，避免重复性研究。 b(建立防腐蚀工程质量事故责任追溯制度。 C(将环境系统评价作为防 腐蚀设计依据，加强防腐蚀设计方案的审查。 致谢: 本报告编写过程中通过专家会议审查，碍到了潘家华、李鹤林、高探责、曲慎阳、 丁明东、刘希坤、王茂堂、张宏、翁永基、刘金霞等专家的中肯意见和建议，在此表示 衷心感谢。