在役油氣管線防腐蝕層老化的評價方法

王 楠,周 勇,郭自新,魏克穎,張世虎

(1. 西安石油大學 材料科學與工程學院，西安 710065； 2. 長慶油田采氣三廠，烏審旗 017300)

在役油氣管線防腐蝕層老化的評價方法

王 楠1,周 勇1,郭自新2,魏克穎2,張世虎2

(1. 西安石油大學 材料科學與工程學院，西安 710065； 2. 長慶油田采氣三廠，烏審旗 017300)

為研究和評價在役長輸油氣管線防腐蝕層的質量，建立了反映涂層質量變化的簡單數(shù)學模型，分析了防腐蝕層過渡電阻與長輸油氣管線的陰極保護電位分布規(guī)律的關系，從理論上了解防腐蝕層的漏失情況。結合工程現(xiàn)場的實測數(shù)據(jù)，通過標準管地電位(P/S)測試，繪制電位-距離曲線，推算絕緣層特性參數(shù)及管線沿線電位的衰減系數(shù)，對在役管線的防腐蝕層狀況進行評估，從而為管網(wǎng)的維護提供相應依據(jù)，指導現(xiàn)場管道的安全運行。

油氣管道；陰極保護；陰極保護電位；防腐蝕層老化

防腐蝕層是保護管道免遭腐蝕損壞的第一道防線，其絕緣性能直接關系到陰極保護系統(tǒng)的運行和管道保護的效果，也是防腐蝕層評定、判廢以及制定管道外防腐蝕層修復計劃的主要依據(jù)之一[1-3]。然而，調查發(fā)現(xiàn)，隨著長輸油氣管線服役年限的增加，處于不同土壤環(huán)境條件下的防腐蝕涂層在周圍介質的作用下會出現(xiàn)不同程度的老化、剝離、破損等缺陷。有些涂層仍然完好，能夠有效保護管道;有些涂層則難以對管道起到保護作用。防腐蝕層出現(xiàn)缺陷后裸露的管壁會發(fā)生腐蝕，其變薄或穿孔的可能性將大大增加[4-6]。目前關于管道防腐蝕層性能檢測的方法有多種，但沒有統(tǒng)一的評定標準。因此，如何對在役油氣管線防腐蝕層的防護性進行準確評價，以減少管道事故發(fā)生的頻率和次數(shù)，達到延長管道使用壽命的目的是管道陰極保護現(xiàn)場工作者研究的重中之重[7]。

本工作通過對管線進行標準管/地(P/S)電位測試，建立長輸管線保護電位分布的簡單數(shù)學模型，研究了防腐蝕層對陰極保護電位分布的影響及絕緣層過渡電阻與管道電位分布規(guī)律的關系，并利用現(xiàn)場實測管道保護電位，計算絕緣層特性參數(shù)及衰減系數(shù)，對絕緣層的質量進行評估，以期為管網(wǎng)現(xiàn)場維護提供依據(jù)。

1 管道保護電位分布模型建立

1.1 電壓和電流的分布

為了簡化模型，對所研究的問題作以下假設[4]：管路上的絕緣層均勻一致，并且有良好的介電性，因此可以認為管路沿線各點單位面積上的過渡電阻相等；電流經(jīng)過土壤，由于土壤截面積大，故土壤電阻忽略不計；設土壤電位為零。

外加電流和電位的分布模型如圖1所示。在離匯流點x處的地方取一小段dx，設dx的管道電位為E(管地電位)，土壤電位為零，并設過渡電阻為RT，則由土壤流入dx小段管路的電流I可用式(1)表示。

(1)

圖1 陰極保護電流、電位分布模型Fig. 1 Cathodic protection current and potential distribution model

另一方面，電流流過該小段管路時，由于管路本身的電阻，將產(chǎn)生一個壓降。設流過dx小段管路的平均電流為I，單位長鋼管的電阻為rT，由電流流過dx的壓降為

(2)

對式(1)和式(2)分別求導，并設rT/RT=a2，a為衰減系數(shù)，得出

(3)

(4)

式中:過渡電阻RT為單位長度上電流從土壤徑向流入管路時的絕緣層過渡電阻，其值主要取決于絕緣層電阻；管道電阻為單位長度上金屬管道的電阻，用rT表示;e為基本電荷。

根據(jù)邊界條件：x=0(匯流點處)，則：E=E0，I=I0;x→∞，則：E=0，I=0。

把邊界條件代入式(3)和式(4)，即可得到管道中電流和電壓的分布規(guī)律,見式(5)和式(6)。

(5)

(6)

如果考慮管道自然電位的影響，則管道上自然電位的分布可用式(7)表示。式中,U0代表管道的自然電位。

(7)

通過數(shù)學模型的建立，發(fā)現(xiàn)管道電位的衰減系數(shù)a與被測管道防腐蝕層的絕緣電阻有關。管道防腐蝕層的絕緣性越好、絕緣電阻越大，施加在管道上的電流損失越少，衰減亦越??；如果管道防腐蝕層老化損壞、質量較差，管道上電流損失就越厲害，衰減系數(shù)就越大。這種方法從理論上能較好完成對防腐蝕層老化情況定性的評估，無須開挖。

1.2 電壓分布與絕緣層過渡電阻的關系

根據(jù)式(6)，假設E0=-1.0 V，選擇衰減系數(shù)分別為0.000 1,0.001,0.005,0.01,0.05進行計算，結果見圖2。由圖2可知，管路上外加電位按指數(shù)函數(shù)的形式變化，其特點是匯流點(通匯電)附近的電位下降較快，離匯流點越遠，下降越慢。曲線下降的快慢(即電位變化梯度)決定于衰減系數(shù)a，由于rT變化不大，因此主要決定于RT，而在過渡電阻中起決定作用的是絕緣層電阻，所以絕緣層的電阻越大，即RT越大，曲線越平坦，RT越小，曲線越陡。同時也可以看出，當衰減系數(shù)a大于0.005時，電位的衰減明顯增加，說明防腐蝕層的防護效果變差，防腐蝕層可能出現(xiàn)老化情況。

圖2 衰減系數(shù)對電位分布的影響Fig. 2 Effect of attenuation coefficient on potential distribution

2 現(xiàn)場測量及驗證討論

2.1 管地電位(保護電位)測量

2015年7月，對某氣田集輸管網(wǎng)的兩條管線(A和B)沿線測試樁保護電位進行測量。兩條集輸管線的參數(shù)如下：A管線尺寸為φ406.4 mm×6.3 mm，全長23.2 km，沿途地貌以草地、草灘為主；B管線尺寸為φ355.6 mm×5.6 mm，全長61.99 km，沿途地貌以草地為主;A、B兩根管線分別于2006年和2011年投入運行，防腐蝕類型都為3PE類型。圖3為衰減系數(shù)對兩條管線保護電位的影響。由圖3可見，離管道通電點附近的測試點管地電位最負，下降較快，衰減作用較強，離通電點越遠，管地電位逐漸變正并且下降緩慢。

(a) A管線

(b) B管線圖3 A、B干線保護電位衰減系數(shù)擬合圖Fig. 3 Fitting figure of attenuation coefficient for potentials protective of A (a) and B (b) route

由圖3(a)可見，A管線通電點的通電電位為-1 700 mV(相對于CSE,下同)，管道末端的通電電位為-790 mV，整條管道的自腐蝕電位取為-500 mV，對其進行數(shù)據(jù)擬合，計算得到A管線的衰減系數(shù)a為0.042。管地電位衰減速率較快，且管地電位下降幅度比較大，因此初步判斷該管段防腐蝕層出現(xiàn)了老化情況。管地電位大于-850 mV的管道主要集中在里程為13～23.2 km的部分，將近有50%的管段的實際保護電位未達到-850 mV要求，因此需要通過調整該站恒電位儀輸出參數(shù)，使該段管線處于有效保護范圍。其余部分管段的保護電位達標，管線處于有效保護狀態(tài)。

由圖3(b)可見，B管線通電點通電電位為-1 125 mV，管道末端的通電電位為-860 mV，整條管道的自腐蝕電位取為-500 mV，對其進行數(shù)據(jù)擬合，計算得到該管道的衰減系數(shù)a為0.002 1，管地電位衰減速率較慢，且下降幅度較小，因此初步判斷該管段防腐蝕層完好。管地電位均負于-850 mV，表明管道處于有效保護狀態(tài)。

2.2 保護電流密度測量

保護電流密度是衡量陰極保護效果的一個重要指標，A管線的陰極保護站恒電位儀運行參數(shù)為輸出電壓29.3 V，輸出電流3.1 A，計算該陰極保護站所保護的管網(wǎng)平均的電流密度高達59.17 μA/m2，根據(jù)表1[8]，該管線的防腐蝕層可評定為3級保護狀態(tài)。根據(jù)上節(jié)標準管/地電位測試，所得出的衰減系數(shù)高達0.042，二組數(shù)據(jù)均說明A管線上電位的衰減很大，防腐蝕層漏失較為嚴重，建議必須對管線進行必要的檢查和維護。B管線的陰極保護站恒電位儀運行參數(shù)為輸出電壓8.6 V，輸出電流7.7 A，平均的電流密度為5.6 μA/m2，根據(jù)表1[8]，該管線的防腐蝕層可評定為1級保護狀態(tài)。標準管地電位測試結果表明,衰減系數(shù)為0.002，兩組數(shù)據(jù)均說明由于B管線服役時間較短，電位的衰減不是很大，防腐蝕層還處于正常狀態(tài)，但應該按時監(jiān)測管地保護電位，確保管道不存在過保護或欠保護，必要時調整系統(tǒng)輸出，同時，應密切關注陰極保護電流密度的變化情況。

表1 陰極保護電流密度與防腐蝕層狀況

3 結論

(1) 防腐蝕層的絕緣電阻對陰極保護電位分布有較大影響。防腐蝕層老化嚴重的管線，絕緣電阻較小，管地電位下降較快;防腐蝕層劣化較輕的管線，絕緣電阻較大，管地電位下降平緩。

(2) 對現(xiàn)場陰極保護站點和在役管線測量的數(shù)據(jù)進行分析，對防腐蝕層狀態(tài)作出了真實評價。對于電流漏失嚴重的管線建議要加強陰極保護，實時監(jiān)測管線電位與電流密度的變化，動態(tài)調整恒電位儀的輸出參數(shù)，使保護管網(wǎng)處于有效的保護狀態(tài)，避免腐蝕加劇。

(3) 根據(jù)工程實例，對現(xiàn)場數(shù)據(jù)進行測試及分析，進一步驗證了標準管/地(P/S)電位測試方法在防腐蝕層老化評價中也具有一定的應用價值。

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Evaluation Methods of Aging of Corrosion Resistant Layer on In-service Oil and Gas Pipeline

WANG Nan1, ZHOU Yong1, GUO Zixin2, WEI Keying2, ZHANG Shihu2

(1. School of Material Science and Engineering, Xi′an Shiyou University, Shanxi 710065, China；2. The Third Gas Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Wushenqi 017300, China)

Mathematical model reflecting the quality change of coating was built to study and evaluate the quality of corrosion resistant layer on in-service long-distance oil and gas pipeline, the relationship between the transition resistance of corrosion resistant layer and cathodic protection potential distribution of long-distance oil and gas pipeline was analyzed, the dropout situation of corrosion resistant layer was understood theoretically. At the same time, potential-distance curve was drawn according to standard pipe ground potential (P/S) testing and measured data from the project site, special parameters of the corrosion resistant layer and attenuation coefficient of the potential along the pipeline were calculated. Condition of the corrosion resistant layer on in-service pipeline was assessed, so as to provide an appropriate basis for the pipe network maintenance and safe operation guidance of the pipeline.

oil and gas pipeline; cathodic protection; cathodic protection potential; corrosion resistant layer aging

10.11973/fsyfh-201705005

2016-07-27

陜西省重點學科專項資金項目(ys37020203); 西安石油大學優(yōu)秀碩士學位論文培育項目(2015yp140512)

王 楠(1991-)，碩士研究生，主要從事石油工程材料表面工程技術研究,13572945060,shanmeiangle@163.com

TG172

B

1005-748X(2017)05-0346-03