油氣管道外腐蝕風險管理探索

吳有更

國家管網集團山東省分公司德州作業(yè)區(qū)（山東 德州 251100）

0 引言

近年來,伴隨著油氣管道的日益增加及老舊管道服役年限的增加,管道腐蝕引起的事故頻發(fā)。據統(tǒng)計，2013—2017 年，加拿大長輸油氣管道失效事故的31%是由于腐蝕導致的[1]，中石油建立了油氣管道失效數據庫，外腐蝕風險居第三位[2]。以上數據表明，腐蝕風險是管道失效事故的主要誘因之一，需嚴格管控。隨著科學技術的進步，腐蝕防護技術越來越完善，但隨著管道運行年限的增加，X80及以上高強度鋼應用于長輸管道建設，管道對腐蝕防護管理提出了更高的要求，因此應全面辨識管道面臨的腐蝕風險因素，制定風險管控措施，為管道管理者提供決策依據。

腐蝕是金屬與周圍介質發(fā)生化學、電化學反應，導致金屬破壞的過程[3]。按照反應機理可分為化學腐蝕、電化學腐蝕，其中電化學腐蝕是最普遍的腐蝕現象，也是埋地油氣管道最主要的腐蝕方式。金屬腐蝕直接或間接地造成巨大的經濟損失，據統(tǒng)計因腐蝕而報廢的金屬材料占金屬年產量的20%～40%。金屬管道的腐蝕危害更大，還會造成管道泄漏、燃燒、爆炸事故，因此應建立完善的腐蝕防護系統(tǒng)，規(guī)避管道腐蝕風險。

1 腐蝕防護系統(tǒng)的構成

腐蝕風險貫穿油氣長輸管道的全生命周期，在設計初期，應配置一套完善的油氣管道腐蝕防護系統(tǒng)，主要通過防腐層、陰極保護系統(tǒng)來實現。

防腐層是腐蝕控制的第一步。防腐層可將埋地油氣管道與電解質隔離，防止產生電化學反應的，選擇和使用合適的防腐涂層能夠對管道提供約99%的保護。良好的防腐層應具備防機械破壞、電絕緣性能好、耐陰極剝離、易于修補等特性，主要包括瀝青類、環(huán)氧類、聚烯烴類等類型。瀝青類防腐層在20 世紀80 年代中期前大量應用，但由于其吸水率高、耐土壤應力差、支持植物根莖生長、使用溫度范圍有限等原因，目前已很少使用。環(huán)氧粉末類防腐層耐沖擊能力有限、吸水率較高、耐濕熱性較差，不適用于水下、加熱溫度過高的管道、石方段管道。3PE 防腐層兼具環(huán)氧粉末涂層優(yōu)異的防腐性能、良好的黏結性與抗陰極剝離性能以及聚烯烴優(yōu)良的機械性能、絕緣性能及強抗?jié)B透性，綜合性能較好，能夠有效緩解或避免管道由于其他外界因素被侵蝕和變質[4]，目前應用最廣泛。

陰極保護系統(tǒng)是埋地管道腐蝕控制必不可少的第二道防線，主要對防腐層破損處管道提供陰極保護。我國多采用強制電流和犧牲陽極相結合的方法為管道提供陰極保護[3，5-8]。犧牲陽極主要用于區(qū)域陰極保護以及管道建設期的臨時保護，主要包括鋅和鋅合金犧牲陽極、鎂和鎂合金犧牲陽極、鋁合金犧牲陽極等類型。鋁合金陽極主要應用于海洋環(huán)境中金屬構筑物的陰極保護，對埋地油氣管道主要采用鋅合金、鎂合金犧牲陽極，鋅合金陽極多用于土壤電阻率小于50 Ω·m 環(huán)境中，鎂合金陽極可用于電阻率在50～100 Ω·m的環(huán)境中。

目前，國家管網集團制定了線路腐蝕防護相關的文件，可確保腐蝕防護系統(tǒng)在設計、施工階段的可靠性，是我國腐蝕防護系統(tǒng)建立的指導性文件。同時，為保證陰極保護電流的有效性，在陰極保護系統(tǒng)設計階段，應統(tǒng)籌考慮陰極保護電流、防雷接地風險[4]，防止陰極保護電流通過接地系統(tǒng)流失，確保陰極保護電流在正常的陰極保護回路內。

2 管道面臨的腐蝕風險因素

1）防腐層失效風險。絕對的防腐可確保管道免遭腐蝕風險，但由于建設期管道防腐層施工質量差、運行期第三方施工破壞、打孔盜油等原因導致防腐層破損。防腐層破損將導致陰極保護電流大量流失，若破損處管道斷電電位不滿足陰極保護準則或存在雜散電流流出現象，管道將遭受腐蝕風險。

2）陰極保護設施故障，導致陰極保護失效風險。強制電流陰極保護系統(tǒng)常見故障包括恒電位儀故障、連接電纜故障、參比失效、絕緣法蘭故障、絕緣法蘭保護裝置故障、陽極地床電阻過大等故障，恒電位儀故障、連接電纜故障恒電位儀將產生報警，便于巡護人員發(fā)現、處理。但長效參比失效或處于干擾區(qū)、絕緣法蘭漏電、跨接線斷路、陽極地床電阻過大等故障，不便于巡護人員發(fā)現，管道存在過保護或欠保護風險。絕緣法蘭保護裝置故障若不及時發(fā)現存在絕緣法蘭被擊穿風險，危害極大。

3）陰極保護屏蔽、接地風險。根據電流的特性，陰極保護電流總是走回路電阻最小的路徑，埋地管道的某些區(qū)域會存在陰極保護屏蔽現象，陰極保護電流不起作用，若此區(qū)域內發(fā)生防腐層破損將存在腐蝕風險。主要包括絕緣設施失效區(qū)域、高土壤電阻率地段、地上管道、鋼制套管內管道等區(qū)域。根據現場管理實踐，強制電流陰極保護系統(tǒng)設計階段，未統(tǒng)籌考慮陰極保護電流、防雷接地因素，老舊長輸管道存在壓變、溫變等設備未設置絕緣卡套，閥室工藝管道接地處未設置固態(tài)去耦合器、等電位連接器等設施，引壓管路與接地管件存在搭接等現象，導致陰極保護電流在接地處流失，對附近的管道造成陰極保護屏蔽，存在腐蝕風險。

4）雜散電流干擾風險。雜散電流是指在非指定回路中流動的電流。對于埋地油氣管道來說，雜散電流流入管道區(qū)域為陰極區(qū)，管道受到保護；雜散電流流出管道區(qū)域為陽極區(qū)，管道存在腐蝕風險。埋地油氣管道雜散電流干擾源主要分為兩大類：直流干擾、交流干擾。交流腐蝕的腐蝕量同直流腐蝕相比要小，但交流腐蝕的集中腐蝕性更強[9]。交流干擾源中電氣化鐵路以高鐵最具代表性，高壓交流輸電系統(tǒng)中，雙回路輸電系統(tǒng)由于電磁感應電動勢的相互抵消，對油氣管道來說，比單回路輸電系統(tǒng)更可靠。直流干擾中直流電氣化鐵路（地鐵）最具代表性，為動態(tài)直流干擾，特高壓直流輸電線路接地極影響范圍最廣。

3 腐蝕風險管控措施

油氣管道腐蝕事故，多發(fā)生于腐蝕防護系統(tǒng)的失效環(huán)節(jié)，防腐層失效、陰極保護不起作用是導致管道腐蝕的重要原因，因此應建立長效的腐蝕風險管控機制。

3.1 腐蝕防護系統(tǒng)的有效性

腐蝕防護系統(tǒng)的有效性，主要取決于防腐層的完整性、陰極保護系統(tǒng)的完好性、管道電位滿足陰極保護準則、斷電電位測量的準確性等方面。

1）防腐層的完整性。管道外檢測可測量全線的防腐層情況，但外檢測周期長，管道企業(yè)應制定防腐層檢測計劃，對管道全線的防腐層進行檢測，對存在打孔盜油風險高發(fā)段、第三方施工高發(fā)段、高后果區(qū)等重點區(qū)域應加密防腐層的檢測頻率；對檢測出的防腐層缺陷應及時修復，可采用黏彈體+聚烯烴類冷纏帶的修復方式。黏彈體防腐材料是一種聚烯烴類單分子聚合物，對表面處理要求較低，輕微機械損傷可自我修復，可保持30 年以上使用壽命，長期密封性能極好，可徹底阻斷水分侵入被保護結構，進而達到防止腐蝕的目的。但由于其抗沖擊性能差，一般與其他具有較好抗沖擊性能的聚烯烴類冷纏帶使用。

2）陰極保護系統(tǒng)的完好性。對恒電位儀系統(tǒng)進行定期巡檢，及時發(fā)現恒電位儀預警信息，及時排查處置恒電位儀故障、連接電纜故障，確保恒電位儀運行正常；對陽極地床接地電阻定期進行測試，對深井陽極排氣孔進行檢查，避免出現氣阻現象；定期對長效參比電極進行測試、校準，對參比電極土壤電位梯度進行檢測，確保參比電極未設置在干擾區(qū)域，確保管道電位采集的準確性；定期對絕緣法蘭進行測試，對于已投運的絕緣接頭，可通過電位法、電壓法、PCM 漏電率法、接地電阻法、電流環(huán)法對絕緣法蘭性能進行測試；定期對絕緣法蘭保護裝置進行測試，杜絕絕緣法蘭擊穿風險；對設置跨接線的區(qū)域上下游電位進行檢測。

當陰極保護系統(tǒng)設施出現故障，恒電位儀將出現輸出電壓、電流的異常變化，運行人員巡檢時應關注恒電位儀運行參數，根據陰極保護系統(tǒng)異常指引表（表1）進行操作處置，確保陰極保護系統(tǒng)時刻處于完好狀態(tài)。

表1 陰極保護系統(tǒng)異常指引表

3）管道斷電電位滿足陰極保護準則。根據GB/T 21448—2017《埋地鋼質管道陰極保護技術規(guī)范》，應采用極化電位或斷電電位評價管道陰極保護的有效性[10-13]。然而極化電位不易測量，因此在管道日常運行管理中，需要定期測量管道的斷電電位，用以評價管道陰極保護的效果。在一般的土壤和水環(huán)境中，管道電位應滿足-1.2 V～-0.85 V，特殊情況參照GB/T 21448—2017執(zhí)行。隨著X80以上鋼管投入管道應用，腐蝕防護有了更高的要求。依據國標對于高強度非合金鋼或屈服強度在550 N/mm的低合金鋼，管道最高斷電電位應有文件證明或通過實驗確定。文獻[14]在鷹潭土壤模擬溶液中進行實驗，表明X80鋼最佳保護電位為-1 000 mV，析氫電位為-1100 mV[14]，因此建議X80高強度管道斷電電位不得超過-1.1 V，國家管網集團體系文件也對此進行了說明。

特殊情況下，管道斷電電位也可采用100 mV陰極保護電位負向偏移準則，但當管道溫度大于40 ℃、處于硫酸還原菌環(huán)境、存在雜散電流干擾、應力腐蝕風險等情形時，不可采用100 mV陰極保護電位負向偏移準則。在干擾環(huán)境中，設計階段還應考慮地電位梯度，確保地電位梯度小于2.5 mV/m；運行階段，還要測量管道交流電壓、交流電流密度，確保管道交流電壓≤4 V或交流電流密度＜30 A/m2，否則應采取干擾防護措施。

4）精準測量管道斷電電位。若保證斷電電位滿足陰極保護準則，最重要的是確保斷電電位測量的準確性及全面性，斷電電位測量不準確、不全面將不能及時發(fā)現腐蝕風險管段，影響管道安全運行。管道斷電電位的測量可通過兩種方法來實現，極化試片法和同步通斷法，兩種測量方法在斷開的瞬間均有一脈沖電壓，斷電電位應在脈沖電壓消除后進行測量。極化試片法可在管道附近埋設與管道同等材質的永久試片，方便后期測試，試片裸露面積宜為6.5～50 cm2，試片的斷電電位代表的是在相同土壤環(huán)境下，管道上與試片面積相同的防腐層漏點處的管道極化電位，若用便攜試片測量，應確保試片充分極化，至少極化15 min[15]。同步通斷法在通斷器由斷開到接通瞬間，管道電位有一較大脈沖波動，影響管道斷電電位測試，可在恒電位正負極之間并聯一負載，負載電阻可與恒電位儀回路電阻近似，消減此現象[6]。

由于測試樁基本按照每1 km進行設計，只能測試局部管道斷電電位，密間隔電位法CIPS法可測試管道全線的斷電電位，但測試周期長，只在管道外檢測時由有資質的單位進行測試，有條件的管道企業(yè)可采購密間隔電位檢測儀，對重點地段電位進行加密測試。

3.2 雜散電流風險管控

雜散電流危害性極大，應嚴格管控，雜散電流的風險管控主要通過干擾源控制、防腐層修復、分段隔離、排流保護等措施進行控制。

1）建立政企聯動機制，強化干擾源控制。掌握高壓交流輸電線路、高鐵、地鐵、高壓直流輸電線路接地極等干擾源的規(guī)劃信息，避免干擾源的形成。當不可避免對管道形成干擾源時，提前介入進行協(xié)調，交直流輸電線路、電氣化鐵路應盡可能采取垂直交叉的方式進行穿越；特高壓直流輸電線路接地極單極運行時影響距離遠、危害大，影響距離可達幾十千米，管道干擾電壓可達上百伏，管道企業(yè)應與干擾源方建立聯防聯控機制，要求干擾源方單極運行時非必要不可采取單極大地回路運行，故障狀態(tài)下單極大地回路運行時及時通知管道企業(yè)，管道企業(yè)應采取必要的防護措施。

2）采取防腐層修復、分段隔離措施[16]。雜散電流主要通過防腐層破損處流入、流出管道，電流流出點管道防腐層破損處管道易發(fā)生腐蝕，防腐層修復后可增大雜散電流的回路電阻，減少干擾電流的流入，因此應定期對管道防腐層進行檢測、修復。對于干擾電流特別嚴重的區(qū)段，可采取分段隔離措施，通過絕緣法蘭將干擾電流限制在局部區(qū)域內，同時增大雜散電流的回路電阻，減小雜散電流對管道的影響。

3）排流保護措施。國內油氣管道干擾防護實踐證明排流保護是一種有效的干擾防護措施[17]。對于交流干擾，目前主要采用固態(tài)去耦合器+接地體的排流措施，由于固態(tài)去耦合器隔直流通交流的特性，既保證管道陰極保護電流不流失，又能實現干擾電流的流出，同時干擾電流在接地體處流出，首先腐蝕接地體，從而保護管道免遭腐蝕風險。對于直流干擾可采用極性排流、強制排流等排流措施，但對于特高壓直流輸電線路接地極、地鐵動態(tài)直流雜散電流干擾，現有的排流措施效果有限，主要通過對干擾源進行控制，起到預防作用。

3.3 開展管道內外檢測

管道內外檢測不僅是管道合規(guī)性管理的重要內容，同時可全面掌握管道本體腐蝕狀況、腐蝕防護系統(tǒng)的有效性。清管作業(yè)可清除管道內部的積水和污垢，漏磁檢測器可檢測管道本體腐蝕情況。管道外檢測包括防腐層不開挖檢測、陰極保護有效性檢測等多方面內容，可排查管道沿線的防腐層破損點、陰極保護電位不滿足陰極保護準則區(qū)域、雜散電流干擾區(qū)域，并給出維修建議。但內外檢測開展周期較長，可用作對階段性腐蝕防護工作有效性的檢驗，并對超標缺陷提出維修建議，確保管道可靠運行。

同時管道企業(yè)應對比分析最近兩次內外檢測數據，分析有沒有新增的防腐缺陷、腐蝕缺陷，對缺陷產生的原因進行分析，查找腐蝕管理工作中的薄弱環(huán)節(jié)，進一步優(yōu)化下一階段腐蝕防護工作方案，實現腐蝕防護的閉環(huán)管理。

3.4 完善腐蝕風險技術防控措施

隨著管道技術的發(fā)展，管道行業(yè)利用互聯網、云計算、大數據等技術，推進智慧管網系統(tǒng)建設[18]，為適應腐蝕防護管理的現狀，需要更加先進的技術支撐。

1）陰極保護智能測試樁系統(tǒng)，通過無線通信技術[19]，實時傳輸采集管道沿線的電位，極大提高管道電位的測試效率，實現了管道電位的在線監(jiān)測。但智能測試樁參比性能、斷電電位測試的準確性等參數需要技術人員現場驗證，確保數據的準確性，同時應具備防病毒、防攻擊功能，確保數據存儲、傳輸的安全性。

2）腐蝕速率預測技術。通過對管道腐蝕速率進行預測，可以初步判斷各管段的腐蝕狀態(tài)，合理安排維修維護，延長管道的使用壽命[16]。腐蝕速率的預測，需要大量的數據支持，需要收集管道設計、建設、運維等全生命周期的管道數據及周邊環(huán)境數據，包括管道基礎數據、內外檢測數據、斷電電位、土壤電阻率、雜散電流干擾等參數。選用適用的數據分析模型，估算管道個點腐蝕速率，從而得到管道剩余壽命，為管道管理提供決策。但管道的周邊環(huán)境是變化的，腐蝕速率預測的準確性需要大量的基礎數據支撐。因此管道企業(yè)應建立高質量的管道腐蝕數據庫，并對管道腐蝕數據進行實時更新，可依據智能測試樁實時獲取管道電位。

4 結論

通過對油氣管道全生命周期面臨的腐蝕風險因素進行分析，從腐蝕防控系統(tǒng)的有效性、雜散電流風險管控、內外檢測、技術措施4個方面提出了風險管控措施，建立了長效的腐蝕風險管控機制。確保腐蝕防護系統(tǒng)的有效性，壓實各環(huán)節(jié)防腐責任，保證防腐層的完整性、陰極保護系統(tǒng)的完好性，精準測量管道斷電電位，并使斷電電位滿足陰極保護準則；強化雜散電流風險管控，可通過干擾源控制、防腐層修復、分段隔離、排流保護等措施進行控制；開展管道內外檢測，掌握管道本體內外腐蝕、防腐層、陰極保護有效性的情況，對超標缺陷進行修復，總結階段性腐蝕防護工作的成果，提出改進計劃，實現腐蝕防護工作的閉環(huán)管理；完善腐蝕風險技術防控措施，安裝陰極保護智能測試樁系統(tǒng)，可實現管道電位的在線監(jiān)測，但應保證系統(tǒng)的可靠性，應用腐蝕速率預測技術，可判斷各管道腐蝕狀態(tài)。模型的建立需要大量數據庫的支持，將是下一步努力的方向。