长距离输油管道阴极保护死区的腐蚀控制

油气长输管道防腐的必要性及阴极保护阴极保护是延长管道寿命、抑制埋地管道腐蚀的重要手段,已经广泛地应用在石油、化工、天然气、市政等行业当中。

随时间的推移，管道经常会出现腐蚀穿孔的现象。

1油气长输管道防腐的必要性目前，世界上长距离油、气管道的总长度估计己超过200万km里，埋入地下的管道钢铁总量约2亿t。

输送气、油的钢质管道大都处于复杂的土壤环境当中，所输送的介质也都含有有腐蚀性，所以管道的内壁以及外壁都有可能遭到腐蚀，管道一旦被腐蚀穿孔，就会造成气、油的漏失，这样不仅会造成运输的中断，而且会环境有很强的污染，甚至还有可能引起火灾，造成更加严重的危害。

如果不采取相应的防腐措施，每年腐蚀其l0%，则钢铁年托运将达2千万t以上，这是一个相当惊人的直接损失，其间接造成的经济损失更是难以估计。

所以必须防止油气长输管道腐蚀的损坏。

2阴极保护的原理在被保护的管道上连接一个电位更负的金属或合金作为阳极或给被保护管道外加电流，从而使被保护的管道阴极极化，进而减轻或消除管道腐蚀速率。

(1)外加电流法阴极保护是利用外部电源对被保护体施加阴极电流，从而抑阻被保护体自身的腐蚀过程。

(2)牺牲阳极法阴极保护在土壤等电解质环境中，当与被保护体电连接后将优先腐蚀溶解，释放出的电子在被保护体表面发生阴极还原反应，牺牲阳极因其电极电位比被保护体的更负，抑阻了被保护体的阳极溶解过程，从而对被保护体提供了有效的阴极保护。

(3)牺牲阳极种类及应用范围分别是带状牺牲阳极、锌-铝-镉合金牺牲阳极、镁合金牺牲阳极和镯式牺牲阳极以及铝-锌-铟系牺牲阳极。

带状牺牲阳极主要应用于高电阻率土壤、空间狭窄局部场合及淡水，如套管内;锌-铝-镉合金牺牲阳极适用于海水、机械设备、淡海水介质中的船舶、海洋工程和海港设施以及低电阻率土壤中的电缆、管道等设施金属防腐蚀的阴极保护;然而镁合金牺牲阳极密度相对小，极化率低，电极电位很负，对铁的驱动电压比较的大。

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油气管道防腐蚀阴极保护方案油气管道强制电流阴极保护工作原理河南汇龙合金材料有限公司导致油气管道出现腐蚀的因素大致分为两种，原油中硫的成分越来越高，使得油气管道内出现了较多的硫沉淀化合物，再加之油气管道底部的二氧化硫会和油气管道材质中的铁元素发生化学反应，生成硫酸亚铁化合物，该化合物又会水解成为游离酸以及其氧化物。

同时游离酸也会和油气管道中的铁元素发生化学反应，形成新的硫酸亚铁。

此时，硫酸亚铁又会发生水解反应。

从而直接加重油气管道的腐蚀程度。

原油里面通常都会包含水和氧气，众所周知，氧气会和水中的轻负离子发生化学反应，形成氢氧根离子，而氢氧根离子也会和油气管道材质中的铁元素发生化学反应，从而让管道出现了腐蚀的现象。

当油气管道材质中的铁元素处于电解质溶液当中的时候，由于它表面存在着电化学的不均匀性，从而形成一个腐蚀原电池。

该原电池当中的阳极会发生腐蚀，放出电子，同时铁离子进入电解质溶液当中。

阴极发生相应的化学反应，析出氢气以及铁的化合物，但是铁元素本身是不会发生腐蚀的。

因此，为有效地防止油气管道发生腐蚀，就可以利用某一种缓蚀剂，让铁元素的表面都处于阴极状态，从而让其抑制原电池阳极上的铁元素释放出电子。

目前，在油气管道当中，最为常见的一种防腐技术是：强制电流阴极保护技术。

它的工作原理是：在油气管道的回路当中接入一个直流电源，借助电源的阳极，把直流电通入油气管道的金属表面，进而使被保护的金属变成阴极，同时对该金属进行有效地保护。

目前，由于我国大多数管道腐蚀原因是H2SCO2和Cl-的存在，目前阴极型缓蚀剂和混合型缓蚀剂应用较广泛。

所谓的“阴极型缓蚀剂”，也就是：抑制电化学阴极反应的一种化学药剂，它包括：锌的碳酸盐、磷酸盐等等。

阴极型缓蚀剂在油气管道中实现的原理是：与油气管道中的水或者是铁元素表面的阴极区发生化学反应，让形成的沉淀化合物逐渐变为一层薄膜，随着缓蚀剂不断的在阴极区发生化学反应，这种薄膜的厚度就会慢慢增加。

浅谈原油长输管道阴极保护的局部腐蚀分析与控制作者：王志涛穆尧石笑骐来源：《科学导报·科学工程与电力》2019年第10期【摘要】因为原油长输管道阴极保护的局部会发生腐蚀，而且会严重危害长输管道的安全，所以对原油长输管道阴极保护的局部腐蚀进行分析，并实施有效的控制和保护措施是非常必要的，这样可以确保原油长输管道的安全运行，因此本文就对其阴极保护的局部腐蚀方面进行了分析并提出了控制的方法，希望对原油长输管道的局部腐蚀控制方面带来一些效果。

【关键词】长输管道；阴极保护；局部腐蚀；分析与控制我国的原油长输管道大多数是采取埋地方式设置的，同时管道又非常的长，需要跨越很多个地区，而每个地区的土壤特性又不同，就会给管道带来不同的腐蚀程度，所以我国就对管道采取了外加电流的阴极保护以及在管道的外部涂防腐层的措施来保护长输管道，但是由于土壤的腐蚀程度不同以及长时间的运行，就使得管道还是发生了局部的腐蚀。

一、原油管道的腐蚀现状通过对管道的维护以及维修过程中我们可以发现管道的一些部位，如阴极保护以及外部涂防腐层的地方看上去非常的完整，但实际上管道的里面已经发生了腐蚀，我们就将此种情况称为阴极保护的局部腐蚀。

由此可见，阴极保护的局部腐蚀非常的隐蔽，很难发现，而且损坏的程度大，很容易导致原油长输管道发生穿孔。

二、发生腐蚀的主要原因根据调查我们可以发现导致原油长输管道阴极保护的局部发生腐蚀现象主要是由四个方面引起的，分别为设计、施工、运行以及管道被打孔等方面造成的。

（一）设计方面因为原油长输管道大多数是被埋在地下的，为了确保运行过程的安全，人们就在管道的拐弯处、转角处以及跨越处分别安装了固定墩和保护套。

但是，在设计时并未对这些部位进行考虑，由此就造成了固定墩和保护套很容易发生腐蚀，进而会导致管道发生局部腐蚀。

（二）施工方面因为我国的原油管道非常的长，会跨越很多的地区，而有些地区的施工条件非常的恶劣，就会使防腐层的绝缘效率低，并且和管道粘连不严，甚至发生脱落，这样就很容易导致管道发生局部腐蚀。

关于长输管道的阴极保护及故障分析长输管道是输送石油、天然气等能源的重要设施，其安全运行需要关注防腐蚀和防止电化学腐蚀失效的问题。

阴极保护技术是一种保护长输管道金属的经济、有效的方法，本文将对长输管道阴极保护的原理、方法及故障的分析进行探讨。

一、阴极保护原理管道腐蚀的根本原因是电化学腐蚀，当管道作为阴极而周围环境当作阳极时，管道表面将出现金属的电子脱落，导致金属离子向外扩散，进而形成腐蚀。

阴极保护技术通过在管道表面制造负电位，使其成为静电阴极，从而减少或甚至消除电子脱落现象，从而防止或减缓管道腐蚀。

阴极保护主要包括直流阴极保护和交流阴极保护，其中直流阴极保护利用负电位防止管道腐蚀，交流阴极保护则通过改变管道表面的极性来防止腐蚀。

1. 阴极保护电流阴极保护电流是阴极保护的主要参数，它可以直接影响阴极保护的效果。

通常情况下，阴极保护电流的大小应该根据土壤电阻率和管道电流密度来确定，一般地说，管道的阴极保护电流应该保持在0.03~0.1A/m2之间。

阴极保护电源是阴极保护的核心，它通常包括直流阴极保护电源和交流阴极保护电源。

对于直流阴极保护电源，其一般需要提供相应的电流稳定性，可靠性以及有效的过流保护机制。

而对于交流阴极保护电源，其主要需要提供一定的非均匀电场分布能力，同时保证电源的电压和频率与管道周围环境相匹配。

3. 阴极保护绝缘节制阴极保护绝缘节制是一种保持管道电位稳定、减少腐蚀险情的技术。

阴极保护绝缘节制应能够有效地防止管道周围地下水的浸渍和电流干扰，同时保证管道电位的可靠性和稳定性。

一般地说，此类绝缘节制的材料应具备良好的腐蚀防护能力、良好的电绝缘性能以及耐高温、耐低温等特性。

阴极保护效果的检测是防止管道腐蚀以及其他电化学腐蚀失效的重要手段。

在阴极保护检测方面，根据管道的构造形式、使用环境以及技术特点等因素，在实际应用中常常采用电位测量、电阻率测量以及电流测量等多种检测手段。

这些检测手段在实际应用中的效果和精度均有相应的保障。

浅谈如何对输油管线局部腐蚀的防护措施摘要：输油管线的局部腐蚀主要原因是腐蚀层老化、阴极腐蚀和防腐层施工质量差，特别是长输管线几个容易腐蚀的部位，指出了防腐层局部腐蚀对阴极保护电流的屏蔽和应力腐蚀的危害，有针对性地在管线设计选材保护等方面提出了相应的改进措施，并且运用先进的在线监测手段，对在役长输管线进行检测，制定切实可行的维修计划。

关键词：输油管线局部腐蚀防护措施据我国有关部门的统计资料表明，我国每年因腐蚀（黑色金属），所造成的直接经济损失约占国民生产总值的4％。

世界上每年生产的钢铁中大约有1/3因腐蚀而报废。

目前全球每年因腐蚀所带来的损失高达7000亿美元。

—、防腐管线局部腐蚀的原因一是防腐层老化、阴极腐蚀。

埋地输油管线使用一定年限后，防腐层沥青逐渐老化，与钢管的粘接性，柔韧性，电绝缘体性等性能指标逐渐下降。

其主要原因有：防腐层与氧化性介质接触时发生氧化反应；埋地管线的防腐层长期处于潮湿的环境心中，其大分子降解时发生水解反应；沥青防腐材料在较高的温度下易断链，致使加热输送的管线在距加热炉出口处较近地段的防腐层老化速度加快。

阴极保护在防止钢管电化学腐蚀方面效果显著，但也会给管线带来负面影响。

管线在阴极反应中析出氢气，随着氢气产生的增多可导致防腐层与钢管表面腐蚀（即阴极腐蚀）。

在正常的阴极保护电位下处于中性介质中的管线防腐层，其缺陷处有明显的析氢反应发生，而在防腐层完好的部位则未有发生析氢现象。

阴极腐蚀现象不仅在管线缺陷处出现，而且在距离管线缺陷较远的部位也会出现。

二是防腐层施工质量及性能差。

管线防腐层的施工质量对其耐腐蚀的性能有很大影响，尤其是在涂敷前钢管的表面除锈及底漆工序，若达不到有关规范所要求的等级，将引起管线防腐层局部剥离。

主要是由于防腐管线在运输安装时人为的破坏，特别是现场补口，使其出现补口达不到要求的等级。

由于钢管本身属于极性材料，相对于一些非极性的涂料（如H87液体、环氧粉末等），其表面的润湿能力弱，与钢管表面的粘接力较差，因此更易导致防腐层的腐蚀。

输油管道阴极保护防腐技术研究输油管道是石油和天然气长距离运输的重要通道，其安全运营对于能源供应和社会稳定至关重要。

输油管道长期处于地下或水下环境中，容易受到腐蚀的影响，从而降低其使用寿命和安全性。

为了提高输油管道的防腐性能，阴极保护技术被广泛应用。

阴极保护是一种通过在金属表面施加电流，使其成为阴极，从而减缓金属腐蚀的方法。

对于输油管道而言，通过在管道表面布置一系列的阴极保护系统，可以有效地保护管道免受腐蚀的侵害。

阴极保护技术的研究目标主要有两个方面，一是寻找适合输油管道阴极保护的材料和技术，二是优化阴极保护系统的设计和运维方法。

在材料和技术方面，目前主要采用的是铝和镁合金作为阴极保护材料，通过与金属管道表面电化学反应，释放出电子，从而保护管道免受腐蚀。

还可以利用特殊的涂层材料，如环氧涂层和聚合物涂层，作为阴极保护材料，提高管道的防腐性能。

在阴极保护系统的设计和运维方面，需要考虑以下几点：一是确定合适的阴极保护电流密度，以确保管道表面的阴极保护效果最大化；二是确定适当的保护涂层材料和涂层厚度，以提高管道的防腐性能；三是选择合适的电源和监测设备，以确保阴极保护系统的正常运行和监测腐蚀情况。

在阴极保护技术的研究中，需要考虑不同地域和环境条件下的异质性问题。

由于输油管道通常跨越多个地区和环境，其阴极保护效果可能受到土壤性质、地下水含氧量和温度等因素的影响。

需要根据不同地域和环境条件的不同特点，设计适应性较强的阴极保护系统。

输油管道阴极保护技术的研究是重要的科研领域。

通过不断的研究和改进，可以提高输油管道的防腐性能，延长其使用寿命，进一步保障能源供应的安全和稳定。

浅谈原油长输管道阴极保护的局部腐蚀分析与控制原油长输管道是石油工业的重要组成部分，而防腐保护是其长寿命运行的基础。

阴极保护是原油管道常用的防腐方法之一，但在实际使用中，局部腐蚀问题时常存在，如何进行有效的分析和控制，是提高管道运行效率、延长寿命的关键之一。

局部腐蚀现象在管道系统中时常出现，它是指在管道系统某一局部区域上出现的腐蚀现象。

常见的局部腐蚀有点蚀、线蚀、坑蚀、穿孔等。

这些腐蚀形态对管道的安全运行产生了不小的威胁，如不及时处理，将严重影响原油质量和管道正常运行。

局部腐蚀的原因主要来源于管道表面存在的微小的缺陷，如钢管表面的划痕、擦伤等。

这些表面的缺陷使得管道表面的阴极保护效果变差，形成局部阳极区，从而引起局部腐蚀。

此外，当管道周围的土壤含有较高的化学物质时，也会导致局部腐蚀的发生。

为了有效地控制局部腐蚀问题，可以从以下几个方面入手：1、做好管道的防腐保护工作。

管道的表面防腐保护工作是管道运行过程中的重要环节，它能有效地保护管道表面不受腐蚀的侵蚀。

常用的方法有阴极保护、外涂层保护等，针对常见的局部腐蚀问题，可采用现代的防腐技术，如设置阴极保护电缆等方式，增强局部区域的阴极保护效果。

2、加强管道的监测和检测工作。

定期对管道进行检测和监测，能够有效监测管道表面的缺陷，及时发现和处理。

检测方法主要有内部检测和外部检测两种，如UT超声波探伤检验、涂层电阻率测量、阴极保护电位监测等。

3、进行及时的局部修复。

一般来说，局部腐蚀的修复可以采用钢板补强，或将局部缺陷处涂刷保护涂料等方法。

对于严重的局部腐蚀问题，则需要采用切除、更换等手段进行修复。

总之，管道的局部腐蚀问题需要高度重视，及时分析其原因与控制，采取相应的防腐保护措施，才能提高管道的安全运行效率，延长其使用寿命。

理论研究Li Lun Yan Jiu摘要：从目前的长输管道发展过程中的腐蚀问题来看，对相关的腐蚀问题以及对外在的相关阴极保护工作进行了一定的分析以及，管道在运行工作过程中常常会出现腐蚀的情况，即阴极保护死区位置的相关腐蚀工作。

文章在此基础上对相关的问题以及腐蚀产生的原因进行了分析，同时对于死区的相关的腐蚀特点形成的机理进行了探讨并且提出了相关的建议与措施，希望能给工作人员带来一些参考。

关键词：管道涂层；阴极保护；腐蚀控制在近几年来长输管道的腐蚀情况常常在会在各种大型的检修工作中发现，在管道的相关部位需要认真的进行检查，即使在外观上看着相对比较完整，但是从内部的表面观察其实已经产生了较为严重的腐蚀的情况，对于工作的正常运转产生了一定的影响。

如长寿运销部管辖的双倒线(φ325×8),在位于渡舟镇三好村白果三组处管线弯头位置发生局部腐蚀。

通过管线沿途电位的测试，此段管线均处于保护状态,同时对该管线弯头进行壁厚测试，最小值为4.7mm，最高值为7.3mm，腐蚀深度达到2mm以上，腐蚀程度属于极重腐蚀,针对此情况,重庆气矿主管部门在核实后，采取了换管的方式确保了管线的安全运行。

管道只要在防腐层以及有效的阴极保护的两层保护的过程中很少能够阻止管道的腐蚀产生，同时腐蚀的相关现象对于管道的一些保护问题都是比较重视的，很难发现一些隐藏的较为深的腐蚀部分。

1保护死区形成的原因（1）设计不合理造成的保护死区。

在埋地管道的运行过程中，要想使其更加安全并且运行的顺利需要在拐弯出以及相关的跨越的地方进行检查，并且采用一些有效的保护措施，同时在套管的位置进行保护并且固定好位置，在这些位置的设计过程中常常会产生一些死区的腐蚀的问题。

（2）施工过程中形成的保护死区。

对于长输管道进行敷设的时候需要综合的考虑外界的施工队伍的整体素质，并且考虑对防腐施工层质量产生影响的因素，防腐层与管道表面剥离开的时候会出现腐蚀介质，这个介质出现的时候就产生了相应的保护区。