王愛玲 韓雷 王彬彬 楊健 趙飛 陳程

1.中國(guó)石油西南管道公司 2.北京安科腐蝕技術(shù)有限公司

西南山區(qū)管道主要途經(jīng)云南省,地處高原、山谷、河流,溝壑交織縱橫,地質(zhì)條件復(fù)雜,運(yùn)行難度系數(shù)大,高丘陵地貌敷設(shè)占78%,平原谷地地貌敷設(shè)占22%,土壤性質(zhì)變化多樣、腐蝕性普遍較強(qiáng),管道山區(qū)地域多雨且氣溫較高,管道的腐蝕風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較高。由于山區(qū)管道路由的限制性,原油管道、天然氣管道、成品油管道在同一管道廊帶并行敷設(shè),最小間距不到1.5 m,每條管線均采用獨(dú)立的陰極保護(hù)系統(tǒng),由此形成了多條管道并行或交叉敷設(shè)的局面,因而導(dǎo)致了各管道陰極保護(hù)系統(tǒng)之間的相互干擾問題[1]。在歐洲標(biāo)準(zhǔn)EN 50162-2004《Protection against corrosion by stray current from direct current systems》的附錄B中[2],詳細(xì)介紹了這種陰極保護(hù)系統(tǒng)的干擾問題是一種典型的靜態(tài)、持續(xù)的直流干擾,且往往集中在局部管段,電位偏移范圍較小,波動(dòng)頻率不明顯,難以發(fā)現(xiàn)。在局部管段電位偏負(fù)位置存在防腐層陰極保護(hù)剝離或者發(fā)生析氫反應(yīng)的風(fēng)險(xiǎn),而在局部的電流流出點(diǎn)又會(huì)存在管體腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

國(guó)內(nèi)外關(guān)于并行管道陰極保護(hù)體系相互干擾方面的報(bào)道很多,Maughn等[3]主要研究了德克薩斯州北部公共走廊中輸水管道和天然氣管道陰極保護(hù)相互干擾的問題,考慮了不同涂層,不同陰極保護(hù)方式,以及不同路由和工況條件下的影響。Shi等[4]主要調(diào)研了西氣東輸二線與現(xiàn)有管道并行的情況,考慮并行間距為主要因素,建立了并行管道的設(shè)計(jì)指南。Cui等[5]應(yīng)用數(shù)值模擬計(jì)算的方式(BEASY)研究直流雜散電流對(duì)管道腐蝕的影響,考慮了交叉角度、交叉距離、兩條管線距離、陽(yáng)極輸出電流、深度和土壤電阻率等因素的影響。Yang等[6]使用分析軟件(BEASY)建立平行管道的數(shù)值模型,研究并行管道水平距離、涂層破壞率、土壤電導(dǎo)率和陽(yáng)極的影響。季廷偉等[7]針對(duì)國(guó)內(nèi)某X80海底交叉并行的輸油管道參數(shù)和陰極保護(hù)系統(tǒng)參數(shù)進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算。許罡等[8]對(duì)廉溪大道并行天然氣管道沿線土壤腐蝕性、管道外防腐蝕層狀況、陰極保護(hù)效果以及交流雜散電流干擾情況進(jìn)行了檢測(cè)。

目前,關(guān)于并行管道陰極保護(hù)相互干擾方面的報(bào)道雖然很多,但大多通過數(shù)值模擬計(jì)算得出。針對(duì)實(shí)際并行管道相互干擾下腐蝕速率的研究鮮有報(bào)道,隨著石油、天然氣工業(yè)的不斷發(fā)展,管道輸送在國(guó)民經(jīng)濟(jì)中的地位越來越重要。長(zhǎng)輸管道在運(yùn)行中的泄漏既造成資源的損失,也污染了環(huán)境,是一個(gè)急需解決的問題[9-10]。本研究對(duì)西南山區(qū)并行管道陰極保護(hù)系統(tǒng)通斷電后目標(biāo)管線陰保系統(tǒng)產(chǎn)生的影響進(jìn)行了研究,并對(duì)相互干擾的管地電位進(jìn)行了長(zhǎng)達(dá)數(shù)月的連續(xù)監(jiān)測(cè),選取2個(gè)典型并行管段共計(jì)5處測(cè)試點(diǎn)進(jìn)行腐蝕速率分析,得出不同并行區(qū)域以及不同陰極保護(hù)條件下的腐蝕速率,從而為評(píng)估和防治西南山區(qū)油氣并行管道陰保系統(tǒng)之間的干擾和腐蝕問題提供參考和依據(jù)。

1 測(cè)試方法

根據(jù)GB/T 21246-2007《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)參數(shù)測(cè)量方法》規(guī)定的埋地管道管地電位測(cè)量方法[11],采用uDL2 Data Logger電位數(shù)據(jù)記錄儀和飽和硫酸銅參比電極進(jìn)行干擾測(cè)試,通電電位和電流密度測(cè)試頻率1個(gè)/s;斷電電位測(cè)試采用15 s一個(gè)周期,每個(gè)周期通電12 s,斷電3 s,在斷電后300 ms測(cè)試斷電電位。利用陰極保護(hù)及干擾遠(yuǎn)程測(cè)試終端對(duì)西南山區(qū)并行管道進(jìn)行長(zhǎng)達(dá)數(shù)月的連續(xù)監(jiān)測(cè),支持±5 V、±100 V的電位監(jiān)測(cè),并在無(wú)干擾時(shí)完成高精度測(cè)量,可達(dá)到±0.5%RD+10 m V的精度(RD為讀取值)。通電電位和電流密度測(cè)試頻率10 min/個(gè),斷電電位測(cè)試采用10 min一個(gè)周期,每個(gè)周期通電10 s,斷電0.5 s,在斷電后500 ms測(cè)試斷電電位。陽(yáng)極地床接地電阻采用長(zhǎng)接地體接地電阻測(cè)試法,土壤電阻率采用對(duì)稱四極交流電法,電極間距為2 m,測(cè)試儀器均為ZC-8型接地電阻測(cè)試儀。

2 結(jié)果與討論

2.1 并行管道陰極保護(hù)系統(tǒng)間相互干擾測(cè)試

對(duì)RL到AN的5座站場(chǎng)以及沿線14間閥室的20套并行管道線路陰極保護(hù)系統(tǒng)的恒電位儀的運(yùn)行參數(shù)、通電點(diǎn)附近通斷電電位、土壤電阻率進(jìn)行測(cè)試。其中,1#成品油閥室站內(nèi)包含成品油干線陰極保護(hù)系統(tǒng)1套,恒電位儀輸出電流為0.56～0.63 A,土壤電阻率為56.52Ω·m;27#原油閥室站內(nèi)包含原油干線陰極保護(hù)系統(tǒng)1套,恒電位儀輸出電流為0.52～0.60 A,土壤電阻率為40.19Ω·m;20#天然氣、28#原油閥室站內(nèi)包含天然氣干線陰保系統(tǒng)1套,恒電位儀輸出電流為1.45～1.58 A,土壤電阻率為30.14Ω·m。其管道沿線土壤電阻率相差不大,陰極保護(hù)輸出電流不同、并行間距存在差異以及油氣合建閥室存在搭接的可能,故選取這3座閥室研究并行管線陰保系統(tǒng)通斷電對(duì)周圍并行管線陰極保護(hù)電位產(chǎn)生的影響。并行管道沿線干擾源位置、并行管線相對(duì)位置和測(cè)試點(diǎn)位置如圖1所示。其中,天然氣干線管徑1 016 mm,設(shè)計(jì)壓力10.0 MPa,管道鋼級(jí)為X80;原油干線管徑813 mm,設(shè)計(jì)壓力4.9～15.0 MPa,管道鋼級(jí)為X70;成品油管徑406.4 mm,設(shè)計(jì)壓力10.0～10.6 MPa,管道鋼級(jí)為X65;YX天然氣支線管徑813 mm,設(shè)計(jì)壓力10.0～6.3 MPa,管道鋼級(jí)為X70;AN原油支線管徑610 mm,設(shè)計(jì)壓力9.0～10.5 MPa,管道鋼級(jí)為X65。

各閥室沿線測(cè)試點(diǎn)的相對(duì)位置并行如圖1所示。其中,圖1(a)和圖1(c)所測(cè)試的區(qū)域?yàn)槿懿⑿?圖1(b)測(cè)試的區(qū)域?yàn)殡p管并行段。通斷電電位差和管道并行間距等詳細(xì)數(shù)據(jù)見表1。其中,原油和成品油同溝敷設(shè)最小間距不到1.5 m,原油和天然氣管道并行敷設(shè)并行間距約3～15 m。1#成品油閥沿線測(cè)試樁結(jié)果說明,與成品油管道并行間距更小的原油管道其干擾要大于天然氣管道;1#成品油和27#原油閥室沿線測(cè)試樁測(cè)試結(jié)果對(duì)比表明,在恒電位儀輸出相近的情況下,并行間距越近干擾就越大;27#原油閥室和20#、天然氣28#原油閥室沿線測(cè)試樁測(cè)試結(jié)果對(duì)比表明,油氣合建閥室陰極保護(hù)相互干擾更加顯著且干擾大小受恒電位儀輸出水平影響較大。并行管道相互干擾的范圍有限,通常距離陰極保護(hù)系統(tǒng)約3 km左右,其干擾引起的通電電位變化小于50 m V。

2.2 測(cè)試點(diǎn)陰極保護(hù)效果評(píng)價(jià)

根據(jù)第2.1節(jié)測(cè)試結(jié)果,選取干擾較大并且天然氣、原油和成品油并行密集的地方。選取2個(gè)典型并行管段共計(jì)5處腐蝕速率測(cè)試點(diǎn)的分布如圖2所示,天然氣干線、原油干線、YX天然氣支線、AN原油支線、成品油管道區(qū)域各選取1處測(cè)試點(diǎn),結(jié)合測(cè)試樁安裝智能遠(yuǎn)傳系統(tǒng)進(jìn)行電位監(jiān)測(cè)。通斷電電位差和管道并行間距等詳細(xì)數(shù)據(jù)見表1,當(dāng)陰極保護(hù)系統(tǒng)通斷測(cè)試時(shí),周圍并行管道電位波動(dòng)均大于50 m V,原油和成品油同溝敷設(shè)最小間距不到1.5 m,原油和天然氣管道并行敷設(shè)并行間距約3～15 m。

腐蝕試片實(shí)驗(yàn)選取的2處并行段土壤電阻率分別為30.14 Ω·m(20#天然氣閥室附近)以及47.73 Ω·m,其管道沿線土壤電阻率相差不大,2處測(cè)試點(diǎn)分別為30.14Ω·m和47.73Ω·m,處于GB/T 21447-2018《鋼質(zhì)管道外腐蝕控制規(guī)范》規(guī)定的土壤腐蝕性中的區(qū)間內(nèi)[12]。陰極保護(hù)有效性應(yīng)滿足GB/T 21448-2017《埋地鋼質(zhì)管道陰極保護(hù)技術(shù)規(guī)范》第4.4.2節(jié)陰極保護(hù)電位要求[13],即:這類環(huán)境條件下管道的陰極極化電位應(yīng)負(fù)于-0.85 VCSE。各埋片測(cè)試點(diǎn)管道通斷電電位監(jiān)測(cè)結(jié)果如圖3所示。成品油1#閥室附近3處測(cè)試點(diǎn)YX支線天然氣K016測(cè)試樁、AN原油支線K016測(cè)試樁以及成品油測(cè)試樁電位波動(dòng)較大,測(cè)試點(diǎn)周邊未見明顯的干擾源,該波動(dòng)可能是由于目標(biāo)管線自身陰極保護(hù)系統(tǒng)問題或其他環(huán)境因素引起的。同時(shí),YX支線天然氣K016測(cè)試樁腐蝕速率監(jiān)測(cè)后期以及AN原油支線K016測(cè)試樁腐蝕速率監(jiān)測(cè)前期陰極保護(hù)電位偏正,不滿足GB/T 21448-2017的要求。天然氣干線K0518測(cè)試樁以及原油干線K0518測(cè)試樁監(jiān)測(cè)的陰極保護(hù)極化電位滿足標(biāo)準(zhǔn)要求,且電位波動(dòng)較小。

表1 并行管道沿線測(cè)試樁通斷電位測(cè)試結(jié)果

2.3 檢查片自然電位及鋪設(shè)示意圖

實(shí)驗(yàn)參照SY/T0029-2012《埋地鋼質(zhì)檢查片應(yīng)用技術(shù)規(guī)范》第5章“失重檢查片”的相關(guān)要求[14],設(shè)計(jì)在不同陰極保護(hù)水平區(qū)域設(shè)置自腐蝕和陰極保護(hù)失重檢查片,埋設(shè)與管道同材質(zhì)腐蝕掛片,監(jiān)測(cè)周期一般為12個(gè)月,考慮到試驗(yàn)性質(zhì),選擇為3～6個(gè)月,取出后測(cè)試自腐蝕失重檢查片和陰極保護(hù)檢查片的腐蝕速率,評(píng)價(jià)保護(hù)效果。使用檢查片測(cè)試土壤腐蝕速率,能夠較為準(zhǔn)確地評(píng)估油氣管道陰極保護(hù)系統(tǒng)相互干擾下的腐蝕速率。

現(xiàn)場(chǎng)埋片共計(jì)5處,第1次埋片后測(cè)試并記錄自然電位數(shù)據(jù)和試片埋設(shè)示意圖如圖4。由于和土壤接觸面積不同,不同尺寸的檢查片的自然電位也有所區(qū)別,其中20 cm2的腐蝕檢查片自然電位為-0.677～-0.804 V,6.5 cm2的腐蝕檢查片自然電位為-0.585～-0.695 V,1 cm2的腐蝕檢查片自然電位為-0.450～-0.810 V。除了1 cm2的腐蝕檢查片外,其余尺寸檢查片自腐蝕電位分布差異較小,側(cè)面反映了在試片材質(zhì)一致的情況下,同一測(cè)試點(diǎn)相同尺寸試片表面土壤腐蝕環(huán)境相近。

2.4 腐蝕檢查片法對(duì)管道腐蝕評(píng)價(jià)

待腐蝕試片埋設(shè)一定時(shí)間后將其取出,首先進(jìn)行物理清理,將試片在水中浸泡10 min左右,用毛刷清除掉表面的土壤覆蓋層;然后進(jìn)行化學(xué)酸洗,將試樣放入酸洗液(500 m L鹽酸,3.5 g六次甲基四胺,加蒸餾水配制成1 000 m L)進(jìn)行酸洗;最后稱量。

腐蝕速率是評(píng)價(jià)陰極保護(hù)是否有效的最根本參數(shù)。GB/T 21448-2017規(guī)定最小保護(hù)電位條件下的腐蝕速率小于0.01 mm/a。NACE SP0775-2018規(guī)定[15]:均勻腐蝕下腐蝕速率＜0.025 mm/a屬于低腐蝕風(fēng)險(xiǎn),腐蝕速率介于0.025～0.120 mm/a屬于中等腐蝕風(fēng)險(xiǎn),腐蝕速率介于0.130～0.25 mm/a屬于高等腐蝕風(fēng)險(xiǎn),腐蝕速率＞0.250 mm/a屬于超高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

5處埋片測(cè)試點(diǎn)腐蝕速率見表2～表6。從表6可知:5處測(cè)試樁探坑檢查片的腐蝕情況整體上自腐蝕檢查片的腐蝕速率比陰極保護(hù)干擾下的管道的腐蝕速率大;5處位置土壤自然腐蝕速率為0.080～0.217 mm/a,處于高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)的有8處,處于中等腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)的有7處,平均腐蝕速率為0.132 mm/a,整體處于NACE SP0775-2018規(guī)定的高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的區(qū)間內(nèi)[15]。陰極保護(hù)下的腐蝕速率為0～0.126 mm/a,平均腐蝕速率為0.0517 mm/a,處于低腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)的有3處,處于中等腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)的有31處,處于高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)的有1處,整體處于NACE SP0775-2018規(guī)定的中腐蝕風(fēng)險(xiǎn)的區(qū)間內(nèi)。結(jié)果顯示,陰極保護(hù)效果良好處腐蝕風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較低,土壤自然腐蝕速率是陰極保護(hù)下腐蝕速率的幾倍、十幾倍。

表2 YX天然氣支線測(cè)試點(diǎn)不同尺寸試片的均勻腐蝕速率

圖5為5處測(cè)試點(diǎn)不同尺寸和類型試片的腐蝕速率。由圖5可知,試片的腐蝕情況整體上為自腐蝕的腐蝕速率大于陰極保護(hù)效果良好管道的腐蝕速率,陰極保護(hù)部分不達(dá)標(biāo)處的腐蝕速率要略微大于陰極保護(hù)達(dá)標(biāo)的管道的腐蝕速率。這反映出陰極保護(hù)對(duì)減緩管道腐蝕的作用較為明顯。YX天然氣支線、AN原油支線以及成品油干線陰極保護(hù)電位如圖3所示,電位存在明顯波動(dòng),其腐蝕速率也略微大于電位達(dá)標(biāo)且無(wú)顯著波動(dòng)的天然氣干線和原油干線測(cè)試樁。結(jié)合第2.1節(jié)并行管道干擾測(cè)試結(jié)果可知,并行間距更小、恒電位輸出更高且為油氣合建閥室沿線的原油干線管道測(cè)試點(diǎn),其腐蝕速率結(jié)果并未明顯高于其他測(cè)試點(diǎn)。相反,由于其陰極保護(hù)效果較好,1 cm2和6.5 cm2試片的腐蝕速率為所有測(cè)試點(diǎn)中較低的。

表3 AN原油支線測(cè)試點(diǎn)不同尺寸試片的均勻腐蝕速率

表4 成品油干線測(cè)試點(diǎn)不同尺寸試片的均勻腐蝕速率

表5 天然氣干線測(cè)試點(diǎn)不同尺寸試片的均勻腐蝕速率

表6 原油干線測(cè)試點(diǎn)不同尺寸試片的均勻腐蝕速率

3 結(jié)論

選取2個(gè)典型并行管段使用檢查片測(cè)試土壤腐蝕速率,基于并行管道陰極保護(hù)系統(tǒng)相互干擾水平及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施條件,在5處管道現(xiàn)場(chǎng),埋設(shè)了60組腐蝕檢查片,獲得了5處位置土壤自然腐蝕速率與陰極保護(hù)干擾下電流腐蝕速率數(shù)據(jù),結(jié)果顯示:

(1)5處位置土壤自然腐蝕速率為0.080～0.217 mm/a,整體處在NACE SP0775-2018規(guī)定的高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)間內(nèi)。并行管道陰極保護(hù)相互干擾下的腐蝕速率為0～0.126 mm/a,整體處在NACE SP0775-2018規(guī)定的中低腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)間內(nèi)。

(2)陰極保護(hù)效果良好處腐蝕風(fēng)險(xiǎn)低,土壤自然腐蝕速率是陰極保護(hù)下腐蝕速率的幾倍、十幾倍,在陰極保護(hù)良好的條件下,并行管道陰極保護(hù)間的相互干擾對(duì)管道的腐蝕影響效果并不顯著。

(3)西南山區(qū)某并行管道陰極保護(hù)干擾下造成的腐蝕并不顯著,平均腐蝕速率為0.051 7 mm/a,建議首先考慮優(yōu)化YX天然氣和AN原油支線陰極保護(hù)輸出,同時(shí)須加強(qiáng)對(duì)管道的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè),當(dāng)整體腐蝕速率達(dá)到NACE SP0775-2018規(guī)定的高腐蝕風(fēng)險(xiǎn)區(qū)間時(shí),可采取管道跨接或分段絕緣等措施進(jìn)行緩解。