中石油管道公司是一家有著42年輸油氣管道運營歷史的管道運輸企業(yè)，所轄管道遍及中國14個省、 市、 自治區(qū)， 目前管道公司所轄管道里程12668公里。 其中既有70年代建設(shè)的老管道， 又有近年新投產(chǎn)的新管道。 管道外腐蝕控制主要采用外防腐層與強制電流陰極保護方式， 管道腐蝕控制措施的好壞， 直接關(guān)系到管道使用壽命的長短。

1. 腐蝕控制工作現(xiàn)狀分析

目前管道的腐蝕控制措施主要體現(xiàn)在外防腐層與陰極保護兩個方面， 而人員素質(zhì)則是決定管道公司腐蝕控制水平提高的決定因素。

1.1 管道外防腐層

采用石油瀝青防腐層管道約占公司管道總里程的30%， 3PE防腐層管道約占55%， 其余15%防腐層采用環(huán)氧粉末或者冷纏膠帶防腐層。 存在的問題主要有以下幾點：

1.1.1 石油瀝青防腐層老化、剝離嚴重。

上世紀七八十年代建設(shè)的管道， 多采用石油瀝青防腐層。 隨著服役時間的延長， 瀝青防腐層老化、 剝離現(xiàn)象嚴重。 造成陰極保護電流被屏蔽， 剝離段下管體易發(fā)生腐蝕。

1.1.2 3PE防腐層管道補口質(zhì)量較差。

新 建 設(shè) 的 3 P E 管 道 補 口 處 采 用 熱 收 縮 套（帶） 防腐。 受技術(shù)水平與現(xiàn)場施工條件限制，熱收縮套（帶） 與管體防腐層粘結(jié)能力差。 在土壤應(yīng)力作用下， 熱收縮套（帶） 容易發(fā)生粘結(jié)失效。 由于收縮套（帶） 的絕緣作用， 陰極保護不能有效保護下面的管體， 導(dǎo)致管體發(fā)生腐蝕。

1.1.3 加熱輸送管道防腐層易發(fā)生失效。

無論石油瀝青防腐層還是3PE防腐層， 在加熱輸送時， 均比常溫輸送的管道防腐層老化、 剝離速度較快。 造成陰極保護不能對管體提供有效的防護。 且在溫度較高時， 腐蝕速度加快。 一般情況下， 溫度每升高10℃， 腐蝕速度要增長1倍，因此出站段管道腐蝕速度要快于進站段管道。 東北原油管道、 秦京線、 任京線等熱油管道， 應(yīng)作為管道腐蝕控制的重點。

1.1.4 新建管道防腐層缺陷點較多。

新建設(shè)管道為追求工程進度， 往往忽視了對管道防腐的質(zhì)量控制。 造成管道防腐層缺陷點較多， 陰極保護所需電流較大。

1.1.5 3PE防腐層管道設(shè)施易遭受雷擊。

3PE防腐層具有優(yōu)異的絕緣性能， 也使得管道附屬設(shè)施易遭受雷擊。 雷電對管道的主要危害為： 陰極保護設(shè)備受損、 絕緣接頭（法蘭） 失效、 人身安全受到威脅。

1.2 陰極保護

在外防腐層失效時， 陰極保護可為缺陷點處的管體提供有效的保護。 但隨著管道本身及其周邊環(huán)境變化， 陰極保護問題也較為突出。 存在的問題主要有以下幾點：

1.2.1 管道直流雜散電流干擾嚴重，直流雜散電流排流設(shè)施存在局限性。

隨著管道周圍電氣化設(shè)施的大量興建， 管道受到的雜散電流干擾越來越嚴重。 2012年， 經(jīng)對雜散電流干擾情況調(diào)研， 表明東北管網(wǎng)約有20%管道存在直流雜散電流干擾， 管道存在發(fā)生電蝕的可能。 新建的蘭鄭長、 秦沈線等管道均受到不同程度的直流雜散電流干擾。 造成常規(guī)的陰極保護測量方法不能對其有效性進行準確評價。

對于直流雜散電流干擾， 目前主要通過犧牲陽極或者極性排流方式進行排流， 此種方式雖能有效排出過正電位但不能解決電位過負的問題。致使管道防腐層易發(fā)生氫致剝離。

1.2.2 大部分管道站場未施加區(qū)域性陰極保護，已經(jīng)施加區(qū)域性陰極保護的站場未進

行有效性評價。

由于站場埋地管道結(jié)構(gòu)復(fù)雜， 站場管道未施加區(qū)域性陰極保護， 諸多的金屬結(jié)構(gòu)在不同環(huán)境中因彼此電位不同而容易發(fā)生電偶腐蝕。 在防腐層缺陷點處， 容易形成大陰極小陽極結(jié)構(gòu)， 管道易發(fā)生腐蝕。

目前公司所轄的輸油氣管道站場中， 僅有新投產(chǎn)的蘭鄭長、 秦沈線等少數(shù)幾條管道站場施加了區(qū)域性陰極保護。 已經(jīng)施加區(qū)域性陰極保護的站場以及儲罐， 其參數(shù)僅是根據(jù)投產(chǎn)時的情況進行了設(shè)置， 其長期運行的效果需要進一步評價。此外， 站內(nèi)外陰極保護可能產(chǎn)生相互干擾， 這些因素都可能導(dǎo)致部分站場區(qū)域性陰極保護未有效發(fā)揮作用。

1.2.3 部分新建管道陰極保護系統(tǒng)設(shè)計不合理，施工質(zhì)量較差。

陰極保護設(shè)計時盲目采用新技術(shù)、 新材料，陽極地床與參比電極位置選擇不合理， 導(dǎo)致不同陰極保護系統(tǒng)相互干擾。 而施工過程中陰極保護系統(tǒng)接線混亂， 陽極地床接地電阻較大， 投產(chǎn)后陰極保護系統(tǒng)不能及時投用， 陰極保護參數(shù)遠程監(jiān)控等未能實現(xiàn)， 均給后期運行管理維護帶來很大困難。

1.2.4 閥室系統(tǒng)接地與陰極保護存在矛盾

管道沿線每隔一定距離設(shè)置一個閥室。 為防止電動閥殼體帶電， 一般采取與接地網(wǎng)連接。 雖滿足了安全的需要， 但會造成靠近閥室處管道或閥室內(nèi)設(shè)備陰極保護電流大量流失， 陰極保護不充分甚至是無保護， 閥室系統(tǒng)易發(fā)生腐蝕。

1.2.5 3PE管道自然電位測量數(shù)值與理論值存在偏差

根據(jù)對3PE管道自然電位的統(tǒng)計結(jié)果， 普遍存在自然電位偏負的問題， 港棗線、 蘭鄭長、秦沈線、 大沈線等管道部分管段自然電位均接近或者負于-0.85V。 管道自然電位過負， 恒電位儀輸出電流較常規(guī)值偏小， 管道的陰極保護效果未知。

1.3 人員素質(zhì)

1.3.1管道腐蝕控制技術(shù)人員分布不均衡。從事管道腐蝕控制工作人員有專崗與兼崗兩種類型， 目前公司專崗從事管道腐蝕控制的有29人， 這些人員主要集中在管道科技研究中心防腐所及沈陽龍昌管道檢測中心。 兼崗從事管道腐蝕控制的有30人， 主要集中在管道處及各輸油氣分公司管道科。 一線力量不足， 現(xiàn)有技術(shù)人才的作用未得到充分發(fā)揮。

1.3.2兼崗人員水平整體較低。

各分公司管道科與基層站隊均未設(shè)立腐蝕與防護專崗， 管道腐蝕控制人員還兼任其他管道管理工作， 加之人員流動， 管道腐蝕控制水平相對較低。 加之環(huán)境風(fēng)險不斷上升， 管道巡護、 對外協(xié)調(diào)工作繁重， 管道日常維修與搶修任務(wù)牽扯了管道管理人員主要精力， 導(dǎo)致管道腐蝕控制工作有所弱化。

2. 采取的措施

針對管道腐蝕控制中存在的問題， 分別從技術(shù)進步、 管理提升與人員素質(zhì)提高三個方面入手， 措施主要有以下幾點。

2.1 技術(shù)方面

2.1.1 開展腐蝕原因調(diào)查工作。

針對東部管網(wǎng)老管道腐蝕嚴重的問題， 組織開展了秦京線腐蝕原因調(diào)查工作， 對可能導(dǎo)致管道腐蝕的因素進行了綜合分析， 完成秦京線外腐蝕專項調(diào)查報告， 并提出了相應(yīng)的整改措施。

組織技術(shù)人員對已經(jīng)進行過內(nèi)檢測的管道外腐蝕數(shù)據(jù)進行了分析與規(guī)律總結(jié)， 為今后管道的腐蝕控制管理工作提供了寶貴的經(jīng)驗。

2.1.2 以科研作為突破口，帶動腐蝕控制管理水平的提高

針對目前公司3PE防腐層管道中近30%管段自然電位負于-0.85V的現(xiàn)象， 組織申報科研課題《3PE防腐層管道自然電位分析研究》 ， 并組織蘭鄭長管道開展了自然電位復(fù)測工作， 力爭盡快找到3PE防腐層自然電位偏高的原因和解決措施。

針對現(xiàn)有的直流排流設(shè)施電位排正不排負，開展《埋地管道直流負干擾及管中電流檢測技術(shù)應(yīng)用研究》 ， 用新型直流排流器取代國內(nèi)應(yīng)用的極性排流器與鎂陽極組合結(jié)構(gòu)。 對3PE管中陰極保護電流難以準確測量的問題， 通過采用電流環(huán)檢測設(shè)備對管道電流進行測量， 進而采用電流密度法對管道陰極保護電流密度進行綜合評價。

2.1.3 開展區(qū)域性陰極保護試點工作。

為有效控制站場管道發(fā)生腐蝕， 組織開展港棗線兗州站與秦京線秦皇島站站場區(qū)域性陰極保護的試點整治工作， 積累站場區(qū)域陰極保護工作經(jīng)驗， 為公司內(nèi)部全面開展區(qū)域陰極保護工作奠定基礎(chǔ)。

2.1.4 組織完成陰極保護檢查片埋設(shè)工作。

為進一步考察管道陰極保護有效性與環(huán)境腐蝕性， 確保管道陰極保護能有效發(fā)揮作用， 組織各分公司在雜散電流干擾區(qū)、 管道陰極保護薄弱區(qū)、 管道腐蝕嚴重區(qū)域等232處重點管段埋設(shè)陰極保護檢查片。 計劃于一年后對檢查片進行開挖，根據(jù)開挖結(jié)果對陰極保護情況進行評價， 對陰極保護參數(shù)及時調(diào)整。

2.2 人員素質(zhì)提升方面

2.2.1 加強培訓(xùn)，提升管理人員專業(yè)素質(zhì)。

在沈陽龍昌管道檢測中心外檢測試驗場組織開展了兩期陰極保護技能培訓(xùn)班， 公司所屬19家輸油氣單位共155名學(xué)員參加了培訓(xùn)。 采用課堂授課與現(xiàn)場實踐操作相結(jié)合方式， 重點對陰極保護參數(shù)測量方法、 陰極保護外部系統(tǒng)故障診斷與維修等技術(shù)進行了現(xiàn)場培訓(xùn)， 同時邀請設(shè)備廠家對常用的檢測設(shè)備使用及維修進行了培訓(xùn)。

2.2.2加強行業(yè)技術(shù)交流與對標。

2012年， 先后組織召開了管道公司陰極保護管理內(nèi)部研討會， 派出技術(shù)人員參加油氣管道陰極保護及交直流干擾防護技術(shù)國際研習(xí)會、NACE 東亞及太平洋地區(qū)國際腐蝕大會等會議，同北京天然氣管道公司就管道腐蝕控制工作進行了對標， 達到取長補短、 共同提高的目的。

3. 下一階段重點工作

（1）管道防腐層管理。

組織開展干線管道腐蝕調(diào)查與評價工作， 對暫時無法進行管道內(nèi)檢測或者外檢測難以準確評價的管段， 根據(jù)管道的外腐蝕規(guī)律， 有針對性的對熱油管道出站段、 防腐層剝離段、 管道穿跨越段、 套管穿越段管道進行開挖檢查。 組織對各種不同的防腐材料、 管道補口、 冷彎彎管、 熱煨彎頭等防腐層的服役性能進行跟蹤綜合評價。

（2） 陰極保護管理。

一是陰極保護檢查片的評價。 考察陰極保護的有效性和原因分析， 并對陰極保護參數(shù)進行相應(yīng)調(diào)整， 同時選擇重點管段繼續(xù)埋設(shè)。 二是新建管道陰極保護情況評價。 及時整改因設(shè)計或者施工導(dǎo)致的陰極保護遺留問題， 確保正常投運。 三是站場區(qū)域性陰極保護的安裝、 運行與維護。 完成部分試點站場的區(qū)域性陰極保護調(diào)試工作， 繼續(xù)選擇腐蝕風(fēng)險較大的站場施加區(qū)域性陰極保護。 四是已經(jīng)施加區(qū)域性陰極保護站場評價。 優(yōu)化運行參數(shù)， 進行專業(yè)培訓(xùn)， 確保站場區(qū)域性陰極保護率達到100%。

（3）提升人員素質(zhì)。

一是推行管道陰極保護專業(yè)化管理。

二是舉辦管道腐蝕控制技術(shù)技能大賽。 通過以賽帶練， 強化訓(xùn)練， 提高各分公司對管道腐蝕控制工作的重視程度。 三是開展管道防腐層及陰極保護專項技能培訓(xùn)， 提升分公司管道腐蝕控制技術(shù)人員的素質(zhì)。

（4）推動技術(shù)進步。

通過科研成果的應(yīng)用與推廣， 提升管道腐蝕控制水平。 緊密結(jié)合生產(chǎn)需求， 研究站場內(nèi)外管道陰極保護聯(lián)合保護的可行性， 廣泛調(diào)研適用新型防腐層修復(fù)材料與雜散電流排流技術(shù)。 繼續(xù)與國內(nèi)外同行業(yè)開展對標與交流， 完成管道腐蝕控制相關(guān)技術(shù)手冊的編寫工作， 有效指導(dǎo)基層單位的管道腐蝕控制工作。 ◢

作者簡介： 高強，1979年生，男，畢業(yè)于撫順石油學(xué)院，中石油管道公司管道處管道管理科科長，工程師，0316 — 2170028。

《管道保護》2013 第 1 期（總第 8 期）