張超，秦曉東，李萌，高露源，蔣玉卓，孫大為

(1. 中油國際管道公司 中緬油氣管道項目曼德勒管理處，北京 100029；2. 國家管網(wǎng)集團西氣東輸公司 長沙輸氣分公司，湖南 長沙 410000；3. 國家管網(wǎng)集團北方管道有限責任公司 長春輸油氣分公司，吉林 長春 130000；4. 中國石油青海油田分公司 管道處，青海 格爾木 816000；5. 中國人民解放軍32723部隊，河北 承德 067400)

長輸管道安全運行日益受到國家、社會和相關行業(yè)關注，腐蝕、制管缺陷和第三方破壞是管道失效事故的重要因素。陰極保護是減緩長輸管道腐蝕最可靠安全的技術(shù)，可有效降低管道腐蝕風險，延長管道運行壽命。隨著中國管道行業(yè)迅猛發(fā)展，新建管道敷設在高寒凍土區(qū)、山區(qū)、戈壁等惡劣環(huán)境地區(qū)，新的腐蝕問題不斷出現(xiàn)，對管道安全運行提出更高要求[1]。本文闡述了近年來管道腐蝕防護的技術(shù)難點和瓶頸問題，結(jié)合國內(nèi)外管道工程實踐、標準規(guī)范和技術(shù)現(xiàn)狀，提出了可行、合理的應對方法及措施。

1 陰極保護準則

陰極保護準則是管道陰極保護系統(tǒng)設計和保護效果評價的依據(jù)。GB/T 21447—2018《鋼質(zhì)管道外腐蝕控制規(guī)范》[2]規(guī)定： 保護電位(無IR降)應低于-0.85 V，限制臨界電位不應低于-1.2 V。如上述準則無法滿足，也可采用陰極電位負向偏移100 mV的準則，但該準則不適用溫度大于40 ℃的環(huán)境、存在干擾電流的情形。根據(jù)國內(nèi)長輸管道實際情況，陰極保護準則存在下列問題：

1)研究高溫環(huán)境長輸管道設施陰極保護電位偏移準則。國內(nèi)慶鐵四線、鐵錦線、鐵撫線采用加熱輸送工藝，出站溫度均高于40 ℃，部分輸氣管道出站段溫度也高于該值；儲存稠油、重油、易凝原油的儲罐運行溫度可達到60 ℃，陰極保護電位測試存在限制，宜采用陰極保護電位偏移準則。

2)研究交直流干擾陰極保護準則。隨著國內(nèi)電力行業(yè)快速發(fā)展，管道受到輸電線路的交直流干擾日益嚴重，上述陰極保護準則不適用。GB/T 21447—2018提出了按照干擾電壓15 V進行判定，在低電阻率土壤采用電流密度判定，在高電阻率土壤采用干擾電壓評估。目前國際上較為公認的觀點是： 應使用電壓、電流密度、交直流電流密度比值和土壤電阻率等多種指標綜合評價交流腐蝕可能性及風險[3]。

2 陰極保護電位測試

管地電位是評價管道陰極保護程度的重要指標。Q/SY GD 0301—2016《埋地鋼質(zhì)管道干線陰極保護技術(shù)規(guī)范》規(guī)定： 每月測試1次管道沿線測試樁的管地電位(直流通電電位、交流電位)。恒電位儀運行條件下測得的電位是通電電位，根據(jù)管道沿線通電電位的衰減間接評定防腐層質(zhì)量。

通電電位與真實管地電位存在IR降的差值。IR降是陰極保護電流流動克服土壤電阻率產(chǎn)生的壓降，為真實評價管道保護狀態(tài)，應測試消除IR降的管地電位。管道斷電電位測試采用恒電位儀同步中斷法，美國標準NACE TM 0497： 2018Measurementtechniquesrelatedtocriteriaforcathodicprotectiononundergroundorsubmergedmetallicpipingsystems[4]規(guī)定恒電位儀安裝斷路器，斷電時間不能大于3 s。Q/SY GD 0301—2016規(guī)定在恒電位儀安裝電流同步中斷器，同步誤差小于0.01 s。設置通/斷周期(12 s通電/3 s斷電)，在通/斷電0.3 s之后讀取數(shù)據(jù)。

管道存在雜散電流干擾條件下，不能進行斷電電位測試。國際管道研究協(xié)會PRCI提出使用試片斷電電位測試方法，原理是： 采用裸露鋼試片模擬管道防腐層破損點，試片等同于管道上相同面積防腐層漏點的保護效果。通過測試樁引線連接管道與試片，斷開管道與試片連線測試斷電電位。美國阿拉斯加管道系統(tǒng)已安裝數(shù)百個陰極保護試片，近年來國內(nèi)也應用試片斷電法評價管道陰極保護有效性，針對測試中試片形狀、試片計劃溫度及時間和試片面積等影響因素進行試驗研究[5]。

3 高寒凍土區(qū)管道陰極保護

中俄原油管道、中俄東線天然氣管道穿越高寒凍土區(qū)，土壤凍結(jié)后電阻率大幅增加，造成陰極保護電流分布不均勻甚至屏蔽。采用強制電流保護技術(shù)，恒電位儀電壓、電流輸出很大。ASME B 31.8： 2018Gastransmissionanddistributionpipingsystems[6]規(guī)定敷設在季節(jié)性永凍土區(qū)的管道，犧牲陽極應作為強制電流陰極保護的補充。ISO 15589-1： 2015Petroleum,petrochemicalandnaturalgasindustries-cathodicprotectionofpipelinesystems[7]規(guī)定凍土區(qū)管道應優(yōu)先考慮犧牲陽極系統(tǒng)。СНиП 2.05.06： 1985《干線管道設計規(guī)范》規(guī)定： 永凍土管道(土壤溫度不高于-5 ℃)不需要進行電化學保護；高寒區(qū)管段或者季節(jié)性融化管段，無可靠電源條件下，允許采用延伸式犧牲陽極代替陰極保護站。俄羅斯Rosneft公司、Gazprom公司輸氣管道有采用犧牲陽極保護技術(shù)的方案。美國阿拉斯加管道采用分段犧牲陽極保護的做法，干線管道采用連續(xù)鋅帶陽極進行保護[8]；中俄原油管道采用強制電流陰極保護方式，在凍土區(qū)段平行敷設柔性陽極。

冬季低溫條件下，陰極保護電位測試用CuSO4參比電極出現(xiàn)結(jié)冰，高純鋅參比電極漂移嚴重，最大可達400 mV，直接影響電位測試的準確性和恒電位儀運行的穩(wěn)定性。中俄原油管道研發(fā)了性能穩(wěn)定的防凍型參比電極，在管道沿線重點管段埋設；設計低溫型陰極保護電位自動采集系統(tǒng)，保證準確測量管道電位。

4 陰極保護系統(tǒng)維護

陰極保護系統(tǒng)的核心設備是恒電位儀，國外稱之為整流器，二者在功能和技術(shù)水平方面基本相同。Q/SY GD 0301—2016規(guī)定了管道陰極保護系統(tǒng)定期檢測項目及周期：

1)每天檢查恒電位儀運行狀況，記錄輸出電壓、輸出電流和通電點電位(匯流點電位)；匯流點電位(測量電位)與給定電位(設定電位)應基本一致。

2)恒電位儀工作機與備用機定期切換運行，切換周期為每月1次，相鄰2次間隔時間不宜大于45 d。恒電位儀每月維護保養(yǎng)1次，每年全面檢修1次，相鄰2次間隔時間不宜大于18個月。

3)電源設備的避雷設施每半年檢查1次，相鄰2次間隔時間不宜大于9個月，雷雨季節(jié)增加檢查次數(shù)。

4)恒電位儀使用年限超過10 a或無法修復時，更換新恒電位儀。

恒電位儀運行中可能出現(xiàn)的問題是輸出電壓、電流異常，匯流點電位與給定電位存在較大偏差。管道保護電位偏離控制范圍時應查找原因，并采取增設陰極保護站、增加排流保護、防腐層大修等措施。

5 三層結(jié)構(gòu)聚乙烯防腐層剝離

外防腐層是確保管道安全的基礎屏障。三層結(jié)構(gòu)聚乙烯防腐層(3LPE)具備優(yōu)良絕緣性能、抗機械損傷性能，已成為國內(nèi)外長輸管道防腐層主流型式。近年來國內(nèi)外管道均發(fā)現(xiàn)3LPE防腐層剝離問題，位置在管體與熔結(jié)環(huán)氧粉末FBE涂層底漆界面，表現(xiàn)形式為防腐層外觀良好，底層粘接力低，防腐層自動從管體剝離，僅存在少數(shù)粉末或無粉末，管體表面無腐蝕。3LPE防腐層剝離可導致陰極保護電流屏蔽，水進入剝離形成的空隙，管道不能得到有效保護。此外，應用3LPE防腐層有最小厚度限制，不適用管道補口和彎頭等異形管件，補口處防腐層性能較低，導致補口失效問題。

目前，3LPE防腐層剝離機理還無權(quán)威結(jié)論，還需進一步深入研究。文獻[9]認為防腐層殘余應力是3LPE防腐層失效的主要因素。FBE底漆與管材粘接力降低原因是鋼材表面預處理、涂層涂覆工藝和FBE底漆配方不當。陶氏化學公司采用特殊聚乙烯層和聚合樹脂粘結(jié)劑研發(fā)新型3LPE涂層，可有效防止3LPE防腐層出現(xiàn)的PE層粘結(jié)失效。該涂層在80 ℃條件下剝離強度大于216 N/cm；在110 ℃條件下，膠粘劑1 a后失效，預測在70 ℃環(huán)境溫度下(模擬中東地區(qū))可服役至少50 a。

目前，國內(nèi)外大多采用熱收縮套作為3LPE防腐層的補口材料，熱收縮套補口對施工條件和質(zhì)量要求較高，研制新型3LPE管道補口材料和施工技術(shù)是未來研究重點。管道外腐蝕檢測技術(shù)不能檢測3LPE防腐層剝離情況，權(quán)宜的措施是通過管道開挖檢查，研究防腐層剝離情況和發(fā)展趨勢；結(jié)合檢測數(shù)據(jù)，確定防腐層剝離區(qū)域的管體腐蝕情況。

6 保溫層下腐蝕

保溫層下腐蝕CUI發(fā)生在保溫輸送管道和站場工藝管道。管道聚氨酯泡沫保溫層一旦破損進水，積水很難排出，形成封閉腐蝕環(huán)境，造成陰極保護電流屏蔽。封閉腐蝕環(huán)境的腐蝕速率相對管道自然腐蝕速率大得多，極易造成管道腐蝕穿孔[10]。

保溫層下腐蝕原因在于管道補口保溫層施工質(zhì)量。GB/T 50538—2010《埋地鋼質(zhì)管道防腐保溫層技術(shù)規(guī)范》[11]規(guī)定了聚氨酯泡沫閉孔率，但僅適用于工廠預制產(chǎn)品。管道補口處保溫層通常采用現(xiàn)場發(fā)泡或者預制泡沫瓦，施工質(zhì)量難以保證。長輸管道腐蝕調(diào)查發(fā)現(xiàn)保溫層下腐蝕多發(fā)生于補口處，研發(fā)了用于現(xiàn)場修復的聚氨酯保溫層補口模具，修復后的保溫層密封性良好；設計補口處保溫層含水量監(jiān)測系統(tǒng)，實現(xiàn)對保溫層進水的及時響應。

7 含套管穿越管道陰極保護屏蔽

針對長輸管道與鐵路、公路交叉的情形，國內(nèi)設計做法是管道外設置鋼質(zhì)套管，套管設置與管道相同或者更高等級的防腐層；管道與套管直接設置絕緣支撐，管道外纏繞鎂帶或者鋅帶作為犧牲陽極，套管兩端進行密封處理。該設計方式存在的問題是： 套管防腐層嚴重阻礙陰極保護電流流動、甚至造成屏蔽，管道不能得到有效保護；目前應用的基于施加外部電流的管道外防腐層檢測技術(shù)不能檢測含套管穿越管道，管道維護及檢測缺少有效手段。

調(diào)研北美長輸管道與鐵路、公路交叉時的做法，在設計階段采用以下理念和措施： 避免采用套管穿越的做法，通過提高管道壁厚的方法保證本質(zhì)安全性；采用鋼筋混凝土管涵或者混凝土套管穿越方式；如仍采用套管穿越，套管不進行防腐和密封處理，保證陰極保護電流能夠流至管道。

8 結(jié)束語

隨著長輸管道建設運行環(huán)境多樣化，新的挑戰(zhàn)需求和瓶頸問題亟待解決。在調(diào)研國內(nèi)外工程實踐、標準規(guī)范和技術(shù)現(xiàn)狀，提出上述應對方法及措施。為進一步提高長輸管道安全管理水平，還應在以下方面開展科研攻關：

1) 陰極保護技術(shù)與管道外防腐層是相輔相成的配套技術(shù)，外防腐層性能指標應注重與陰極保護系統(tǒng)的兼容性和匹配性。

2)目前管體和外防腐層缺陷評價側(cè)重于單個缺陷或者特殊管段，應推進管道系統(tǒng)外防腐層有效性整體評價，提高檢測評價準確性。

3)雜散電流干擾對于管道腐蝕影響日益嚴重，應探討建立管道企業(yè)和相關方的協(xié)調(diào)溝通和權(quán)責劃分機制。

4)建立中國長輸油氣管道腐蝕失效數(shù)據(jù)庫，積累管道事故案例，掌握管道腐蝕風險等級，供管理者做出準確決策。