油气管道阴极保护系统常见问题及解决方法

李保平

(浙江浙能天然气运行有限公司，浙江 杭州 310000)

随着社会的发展，能源需求呈现快速增长势头，管道运输作为石油天然气的主要运输途径得到了快速发展。埋地钢质管道遭受土壤、微生物等因素腐蚀[1]，管道的安全运行直接关系到人民生命及财产安全。管道外防腐层和外加阴极保护是埋地钢质管道的主要防腐手段，目前针对阴极保护故障问题进行系统分析的文章较少。本文分析总结了几种典型的阴极保护系统运行过程中出现的问题及解决方法。

1 阴极保护常见故障及排除方法

1.1 牺牲阳极故障分析

牺牲阳极保护因无需外部电源、对外界干扰小、安装维护费用低、无需征地或占用其他建筑物等优点[2]，常用于输气场站内管线及管线建设期的临时保护。牺牲阳极的保护效果与阳极材料本身的性能有直接关系，目前常用的牺牲阳极材料有铝合金、锌合金和镁合金三大类。牺牲阳极常见的故障有：

1)阳极输出电流减小，达不到保护电位。造成这种现象的原因有阳极消耗、环境污染对阳极的影响、阳极/阴极连接线断开、阳极周围土壤干燥等。

2)阳极输出电流增大，但保护物电位极化不上去。造成这种现象的原因有被保护体与相邻金属物体有搭接、绝缘装置失效、绝缘层老化或破坏、环境改变引起迅速去极化或者水的含氧量、土的充气量增大等。

3)阳极体腐蚀不严重，但阳极已不能工作。造成这种问题的原因有阳极成分不合理，在工作环境中造成钝化；阳极局部腐蚀严重，阳极合金化不均匀，造成局部腐蚀；未达设计寿命，阳极失效；阳极杂质含量高，阳极效率降低；在交流干扰下，阳极发生极性逆转。

以某天然气输气站不同牺牲阳极测试数据进行具体分析，具体数据如表1所示。

表1 某天然气输气站内牺牲阳极测试数据

从表1中看出，1、2、3、4号管道通电(或断电)电位低于保护电位，不达标，阴极保护水平较差；5、6号管道电位合格。分析造成管道欠保护的主要原因是牺牲阳极投运时间较长。随着牺牲阳极的不断消耗，阳极表面产生腐蚀产物影响了阳极的输出，同时土壤性质对牺牲阳极的保护效果影响较大。应根据环境合理选择牺牲阳极，在土壤干燥的环境中更适合选用电位较负的合金牺牲阳极。

应定期对牺牲阳极阴保系统的服役参数进行系统分析，从牺牲阳极设计参数、土壤特性、阳极输出参数等方面对牺牲阳极保护效果进行深入研究，及时排除牺牲阳极保护系统故障。

1.2 恒电位仪输出异常

强制电流阴极保护系统由恒电位仪、载流电缆、测试电缆、参比电极、辅助阳极及附属设备组成。强制电流阴极保护系统在运行中常发生故障，无法正常输出，需要从阴极保护系统的各个组成部分排查故障原因。

1.2.1 输出电压突然增大，输出电流为零

电流为零而电压超高报警，说明阴极保护系统回路电阻过大，可能的原因有：阳极电缆中断、阴极电缆中断、辅助阳极消耗殆尽，可采用参比电极对阴阳极开路电位进行测量，使用接地电阻仪测量阴阳极回路电阻确定故障原因。

1.2.2 恒电位仪电流输出超量程，管道保护电位降低

阴极保护电流输出增大，说明阴极保护回路不存在短路问题，应首先校核参比电极工作状态。若参比电极工作正常，则可以初步判断管道存在漏电。可能的原因有管道防腐层破损、绝缘法兰失效、管道与其他设施发生了搭接，造成阴极保护电流流失，使输出电流增大。可以采用管中电流测绘法检测管道中电流分布情况，确定电流流失点，排除故障。

1.2.3 恒电位仪输出不稳定，自动转为恒电流运行

恒电位仪可以输出说明回路没有问题，恒电位仪无法在恒电位下工作，说明长效参比电极反馈的管道电位不稳定，影响了恒电位仪的输出。首先采用标准参比电极校核长效参比电极，如果长效参比电极工作正常，则可判断可能遭受了杂散电流干扰，需要进一步测量确定干扰形式及干扰源，排除故障。

1.3 管道局部电位不达标

常规采用便携式参比电极测量管道电位时，由于电流流过土壤时产生IR降，使得测量值与真实值之间存在偏差，测量值不能完全反映管道的阴极保护效果。由于绝缘防腐层的电屏蔽，管道剥离覆盖层下的IR降主要集中在覆盖层破损口附近。防腐层破损处现场测量的数据由于包含土壤介质电阻、覆盖层缺陷电阻及接触电阻等引起的IR降，测量值有时可高达 -1.5 V～8.0 V。CIPS以瞬间断电法为基础，可消除管道IR降，测量方便，在油气管道阴极保护有效性评价中得到了广泛应用。

图1为某输气管道CIPS测试结果。该段管道采用强制电流的阴极保护方式，从图1中看出，管道前220 m位置由于土壤IR降的影响，管道通断电位存在差异，且通断电位低于管道保护电位，管道的到较好的保护；在220 m位置处管道的通断电电位存在突变，突变前管道通断电位差较大，突变后管道通断电位基本相等，且高于管道保护电位。由于土壤IR降主要由阴极保护电流和土壤电阻决定的，可能的原因为突变后管道没有受到强制电流的保护。分析发现，突变点(220 m位置)距离阀室较近，虽然该管道干线采用强制电流阴极保护，但阀室管线采用牺牲阳极保护，管道进出阀室均设有绝缘法兰。进一步对阀室附近测试桩进行测试发现，进出阀室绝缘法兰跨接线断开，造成阀室下游输气干线未施加阴极保护电流，造成电位不达标。

图1 某天然气输气管道CIPS测试结果

1.4 杂散电流干扰

杂散电流强度大，集中产生在电阻小、易放电的局部位置[3]，如涂层破损处，破坏性很强，在短时间内即可导致腐蚀穿孔。杂散电流会严重干扰阴极保护系统的正常运行，使测量电位值失真，引起牺牲阳极的极性逆转，加速防腐层剥离，危及人身安全。

1.4.1 直流杂散电流干扰

直流杂散电流的来源有直流电气化铁路、其他阴极保护系统、地电流和高压直流电力线等。在直流杂散电流的流入点，管道受到保护，在直流杂散电流的流出点，管道加速腐蚀，但如果电流过大，电流流入点会发生防腐层剥离、鼓泡或氢脆等损坏管道的现象。

根据SY/T0017-2006《埋地钢质管道直流排流保护技术标准》，管道直流干扰程度一般按管地电位较自然电位正向偏移值判定，当管地电位较自然电位正向偏移值难以测量时，按土壤电位梯度确定杂散电流强弱程度。直流杂散电流的排除方法有:1)为干扰电流提供金属回路；2)对管道原有阴极保护系统进行极性改造，应用阴极保护来抵消干扰电流的影响；3)移走或重置干扰电流源，预防干扰电流的流入或限制其流动等。

1.4.2 交流杂散电流干扰

随着大量基础设施的建设，交流腐蚀问题日益突出，交流腐蚀的主要来源是高速铁路和高压输电线路等。交流杂散电流在管道与土壤之间流动时，由于电流的大小和方向随时间变化，交流杂散电流对管道腐蚀的影响要比直杂散流电流的影响复杂的多。

GB/T 50698-2010《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》规定，当管道上的交流干扰电压不高于4 V时，可不采取交流干扰防护措施；高于4 V时，应采用交流电流密度进行评估。一般采用特征参数作为评价交流腐蚀风险的依据，交流干扰参数的检测主要包括交流干扰电压、交流干扰密度、交直流电流密度之比和土壤电阻率，其中交流感应电压易于测量，是表征交流干扰强度最直接的参数。

埋地管道遭受交流干扰，交流电压随干扰源呈现类周期变化。图2是某天然气长输管道交流电压与通电电位随时间的变化曲线。从图2中看出，交流电压是有时间变化性的，对测试桩长时间监测可以采集到电压峰值，对交流干扰情况进行全面评估。该段管线的管线交流干扰电压峰值达到70 V时，管道的通电电位发生剧烈变化，通电电位发生剧烈变化的点对应交流电压峰值的出现，当交流电压较小时(低于30 V)，管道通电电位较稳定。

图2 某天然气长输管道管道交流电压与通电电位变化曲线

因此采用传统的地表电位法测量管道阴保电位，即使管道遭受了严重的交流干扰腐蚀，测量值也可能在有效范围内，不能反映管道阴极保护的真实情况。

为避免管道遭受交流干扰腐蚀，油气管道应远离高压输电线路布置，对于存在交流干扰腐蚀风险的管道应采取必要的交流腐蚀缓解措施，常用的措施有安装绝缘接头、接地排流和安装梯度控制线。其中最常见的方法是安装梯度控制线，梯度控制线是在管道周围等间距安装锌带，起到排流和阴极保护的双重作用，能够使周围土壤电位升高，使管道与周围土壤电位差降低。使用梯度控制线缓解交流腐蚀需要综合考虑土壤电阻率、接地形式，设计较为复杂，主要依靠经验和简单的公式进行计算，由于影响因素多，设计结果经常达不到预期的缓解效果。随着计算机技术的发展，数值模拟成为交流干扰缓解设计的发展趋势，但是数值模拟的参数设置、模型建立如何更准确地反映现场实际仍需要进一步研究。

2 结论

本文总结了阴极保护系统运行中经常遇到的典型问题，通过理论和案例分析，阐述了典型阴保问题的解决办法。

1)牺牲阳极阴保系统作为区域阴极保护的主要手段，它的正常运行对于保障站内管线设备安全发挥了重要作用，应加强牺牲阳极的维护和管理工作，对牺牲阳极服役情况定期进行系统测试和研究，掌握牺牲阳极运行状况和保护效果。

2)恒电位仪作为强制电流阴极保护系统的电源设备，运行中故障率较高，恒电位仪故障问题带有一定的规律性，应从阴极保护系统的各个组成单元入手排查故障原因。

3)管道在建设施工、运行过程中防腐层破损情况时有发生，破损处管道成为阳极遭受腐蚀。应定期进行防腐层检测，及时修复防腐层破损点，同时应定期对阴保系统的附属设施进行检测，确保管道阴极保护系统正常运行。

4)杂散电流腐蚀是目前油气管道面临的主要危害之一，管道遭受杂散电流腐蚀能影响阴保系统的正常运行，使管地电位测量值出现偏差，通过定期交流杂散电流检测可以及时发现杂散电流干扰，采取相应的保护措施使管道免受腐蚀。