鋼管內腐蝕及強制電流防腐應用

焦育（塔里木油田庫車勘探開發(fā)項目經理部，新疆 庫爾勒 841000）

我國石油天然氣行業(yè)不斷發(fā)展，同時也面臨著巨大挑戰(zhàn)。由于天然氣中含有一些氣體，鋼管中含有鐵、碳等其元素，氣體會與物質發(fā)生反應，石油天然氣在鋼管內輸送時會發(fā)生化學腐蝕，鋼管長時間發(fā)生腐蝕會導致天然氣泄漏。為了保證石油天然氣安全輸送，可以采取強制電流腐防腐方法，達到陰極保護作用，減緩鋼管腐蝕，并延長鋼管使用壽命，避免由于天然氣泄漏引發(fā)事故。

1 石油天然氣腐蝕分析

1.1 化學腐蝕

天然氣管道一般為鋼制材料，雖然鋼管外部用一些防腐材料包裹，鋼管裸露在空氣中仍然會與O2、SO2、Cl2等氣體接觸。鋼管中含有碳、鐵等化學物質，物質與空氣中氣體接觸會發(fā)生化學反應，生產FeO、Fe2O2等氧化物和一些化合物，生產的氧化物和化合物在較高的溫度條件下，會快速生產氧化膜，導致鋼管中的碳脫落，那么，會造成對鋼管腐蝕，如果空氣中含有水分，更會加劇腐蝕。一些石油天然氣中含有SO2、CO2、H2S等容易腐蝕的化學物質，這些氣體與水發(fā)生反應，導致鋼管內壁腐蝕[1]。

1.2 電化學腐蝕

石油天然氣管道腐蝕的原因除了化學腐蝕還有電化學腐蝕，電化學腐蝕不同于化學腐蝕，其在腐蝕過程中會產生原電池，導致電流出現。鋼管為鋼質材料，里面含有鐵元素和一些其他雜質，當CO2、SO2、NaCl等物質溶于水時，會形成電解質溶液，濃度各不相同，當天然氣管道與這些電解質溶液接觸時，溶液和鋼管內側分別有異電性的電荷層，電極之間有電位差，形成原電池，那么，就會發(fā)生電化學腐蝕，鋼管則受到不同程度的腐蝕[2]。

2 強制電流腐蝕試驗

強制電流防腐原理是鐵在水溶液中形成的陰極保護，將被保護的金屬與直流電源負極相連，在輔助陽極作用下，使電流形成回路，降低被保護金屬電位，金屬處于熱力學穩(wěn)定狀態(tài)，從而降低到穩(wěn)定區(qū)域，避免腐蝕。本次實驗將碳鋼掛片通過在恒壓電源的作用下，實現強制電流保護，對通過施加強制電流后碳鋼掛片腐蝕情況進行研究。試驗材料為恒壓電源、可調電阻、7種不同水樣、萬能電表、碳鋼掛片、ClO2、燒杯、絕緣線等。

2.1 靜態(tài)掛片腐蝕試驗

靜態(tài)掛片腐蝕試驗采用不同水質的水，將靜態(tài)掛片放在不同水質中，強制電流保護試驗是將ClO2投入水中，過一段時間后，將碳鋼掛片從水中取出，并用清洗液清洗，實驗表明，水中未加入ClO2碳鋼掛片腐蝕率約為0.2mm/a，水中投入ClO2碳鋼掛片腐蝕率約為0.05mm/a。因此，在水中加入ClO2會增加碳鋼掛片腐蝕程度，而且不同水中由于輸送時間不同，水在管道中輸送時，氯的含量會有所減少，可以緩解腐蝕程度。

2.2 強制電流保護試驗

強制電流保護試驗通過恒壓電源對碳鋼掛片進行強制電流保護，通過施加強制電流后分析碳鋼掛片腐蝕情況。實驗表明，在水中投入ClO2，會加速碳鋼掛片腐蝕。為了降低由于水質因素導致的腐蝕，本次實驗在水中施加強制電流，而且電流強度不同，通過強制電流實現對碳鋼掛片的電流進行陰極保護，把碳鋼管片與電解質之間形成的電位差降到最低，進而減少電化學腐蝕現象出現。實驗表明，剛剛投入ClO2會加強水樣腐蝕，所以實驗采用的水樣是來自不同地點的，為了實驗效果更加明顯，對不同水質施加相同電流和不同電流兩種情況。對于未施加強制電流的水樣，腐蝕率則在0.2mm/a以上，屬于強腐蝕，施加強制電流水樣平均腐蝕率約為0.05mm/a。由此可見，施加強制電流后，對碳鋼掛片有良好的陰極保護作用。

2.3 三因素三水平正交試驗

三因素三水平正交試驗是在水樣中施加不同硬度、ClO2濃度和強制電流強度，通過三因素三水平對碳鋼掛片進行正交實驗，分析碳鋼掛片腐蝕情況。實驗表明，不同水質對碳鋼掛片腐蝕率不同，不同強制電流起到陰極保護效果也不相同。碳鋼掛片在投入ClO2后與電解質溶液間電位差有很大差異，施加強制電流腐蝕程度減輕，沒有達到完成沒有腐蝕[3]。在相同條件下，未對地下水進行處理，雜質多，電極電位差大，腐蝕程度越大，此次試驗施加的強制電流，達到碳鋼掛片腐蝕電流。因此，相同條件下，電流越小，腐蝕程度越大；ClO2在水中具有氧化作用，投入越多腐蝕率越大。

3 強制電流防腐技術運行

研究強制電流防腐技術的目的是為了更好的應用，當強制電流防腐技術通過無數次實驗驗證可以降低鋼管內壁腐蝕程度時，石油天然氣企業(yè)就應該采用強制電流防腐技術，保證地埋管道安全輸送石油天然氣，西氣東輸則采用了強制電流防腐技術，實現天然氣輸送暢通。石油天然氣企業(yè)建立強制電流陰極保護站，在陰極保護站內設置電源，并配備陰極接地裝置及其他相關設備，當強制電流陰極保護站施工完畢后，施工人員和石油天然氣企業(yè)管理人員要對保護站進行檢查，檢查電源是否符合標準，是否安裝陰極接地裝置，并對管道的自然電位進行通電測試，其他相關指標是否符合標準，確保強制電流防腐技術能夠更好的應用，保證電流交匯點的電位電壓保持在-1.2V，電流穩(wěn)定，在24小時后，測試人員沿著輸送管線對保護電位進行測試，保證管線不同位置的電位符合標準，最重要的是，在距離強制電流陰極保護站最遠的電位要大于等于最小保護電位值。如果管線某個電位值不符合標準，要立即查到導致電位值不正確的原因，然后再進行調整，確保強制電流陰極保護管線每個部位的電位值均在最小保護電位值以上，當陰極保護管道全線電位值都在最小電位值以上，才能實現陰極保護，那么，石油天然氣企業(yè)可以保證強制電流陰極保護站正常運行，可以連續(xù)工作，到達降低鋼管內腐蝕程度。

4 對強制電流陰極保護站的維護

4.1 對設備維護

為了保證強制電流陰極保護站能夠正常運行需要對設備進行維護。第一，定期檢查電氣設備，檢查設備電路是否連接牢固，元件是否存在機械障礙，接地裝置線路連接情況，電氣儀表記錄的電壓、電流值是否正常。在雨季時，定期檢查避雷針接地情況，而且電阻值小于等于10Ω，并做好設備清潔工作。第二，配置兩臺恒電位儀，保證按照時間要求進行更換，在維修時，不允許帶有印刷電路板、電插等，零件保證連接牢固，元件無腐蝕損壞。第三，硫酸銅電極底部不要滲漏，保持清潔，每周檢查硫酸銅電極情況，由于電極中的紫銅棒使用一段時間會有藍色污漬，需要擦洗干凈，保證儀器正常工作。第四，每個月檢查陽極地床，保證線路完好，陽極導線與地床連接牢固，而且陽極地床電阻值在規(guī)定范圍內，如果接地電阻阻值比較大，會導致恒電位儀工作不能給管道提供電流，此時應該更換新的陽極地床或者對地床進行維修，，并且地床上有地埋標識[4]。

4.2 對參數進行測量

石油天然氣企業(yè)在運行強制電流陰極保護站時，必須要做好對保護站的維護工作，保護站維護人員要定時測量運行參數[5]。第一，確保陰極保護站及時向管道送電，對于出現送電終斷的情況要及時處理，如果由于特殊狀況需要停電，停電超過一天需要向上級主管部門備案，采用停電處理方案對設備進行調整，確保能夠正常供電，為了配合好強制電流陰極保護降低鋼管內腐蝕工作，必須保證一次斷電不得超過2個小時，全年不允許超過30個小時，保證強制電流陰極保護站全年有98%以上時間都在給管道供電。第二，由于強制電流陰極保護站是通過給管道送電實現運行的，而且保護站內設置電源裝置，為了確保安全必須要安裝接地裝置，陰極保護站維護人員對管道接地裝置進行檢查，及時解除管道接地存在的障礙，保證管道全線達到陰極保護效果。第三，維護人員要定期檢測管線電位值，做好檢測記錄，并分析電位分布規(guī)律[6]。保護站在采用恒電位儀供電時，必須定時檢測電位，判斷電位值是否在規(guī)定范圍內，不僅測量管線電位，還要測量陰極保護電位。保護站維護人員在運行初期，需要每周測量一次，之后每隔十五天或者一個月測量一次，將測量結果詳細記錄下來，將記錄表及時報送給上級主管部門，上級主管部門對測量數據進行分析，判斷強制電流防腐技術應用情況，對存在的問題加以改進。采用整流器供電時，必須經常對匯流點的電位進行檢測，并且要求電位小于等于-1.25V，對各測試樁電位進行檢測，而且是每個月測試一次，管地電位大于等于-0.85V[7]。第四，強制電流陰極保護采取接地方式，維護人員要每半年或者一年檢測地的自然電位，并對土壤的電阻率進行監(jiān)測。第五，保護站維護人員要定時檢測整流器輸出的電壓和電流，如果發(fā)現電流極度下降，電壓上升，此時電阻值明顯增大，要對陽極接地電阻值進行檢測，并找到變化規(guī)律，進而判斷陽極是否因為被腐蝕的原因而斷掉，陽極導線與陰極導線是否出現接觸不良現象，如果發(fā)現電流值有所增大，而電壓值卻有所下降，則說明局部出現短路狀況，此時應該檢查陽極與被保護的金屬接觸情況，是否有短路狀況，或者是其他金屬導致陽極與陰極之間發(fā)生短路，再或者是否因為絕緣法蘭存在漏電情況[8]。

5 結語

隨著石油天然氣能源的重要性加大，人們越來越重視對能源的合理使用。天然氣在輸送時會腐蝕鋼管內壁一直是困擾人類的問題，鋼管內壁腐蝕會引起天然氣泄漏造成環(huán)境污染甚至是對人體產生傷害。強制電流防腐可以降低鋼管內腐蝕程度，將鋼管內壁在電流作用下形成回路，使金屬處于熱力穩(wěn)定狀態(tài)，達到陰極保護作用，避免鋼管內腐蝕。

[1]何媛，張新喜，薛攀.鋼管內腐蝕及強制電流防腐研究[J].全面腐蝕控制，2011，05（45）:134-137.

[2]劉凱，馬麗敏，陳志東，等.埋地管道的腐蝕與防護綜述[J].管道技術與設備，2014，04（78）:136-138.

[3]詹宏昌.天然氣管道外腐蝕與防護[J].廣州化工，2011，11（34）:127-128.

[4]衛(wèi)雪琴.淺析埋地燃氣管道被腐蝕的原因及采取的保護方法[J].四川建材，2012，02（34）:254-257.

[5]崔斌，臧國軍，趙銳.油氣集輸管道內腐蝕及內防腐技術[J].石油化工設計，2011，01（56）:51-54.

[6]杜云慶.油田集輸管道腐蝕檢測與防護對策探析[J].中國石油和化工標準與質量，2013，03（20）:18-20.

[7]張志明，王世德.蘭州燃氣管網防腐保護體系[J].城市燃氣，2012，08（45）:13-17.

[8]李嘉，劉洋，耿健.輸油管道防腐措施探討[J].中國石油和化工標準與質量，2012，01（89）:61-63.