王愛玲

國(guó)家管網(wǎng)集團(tuán)西南管道公司

摘要：對(duì)西南山區(qū)油氣并行管道干擾因素及規(guī)律進(jìn)行了探究計(jì)算，采用BEASY軟件模擬研究多種因素對(duì)管道腐蝕的影響規(guī)律，并采用現(xiàn)場(chǎng)跨接實(shí)驗(yàn)得出緩解并行管道干擾的規(guī)律。結(jié)果表明：并行管道的干擾隨管道間距的增大呈逐漸減小的趨勢(shì)；當(dāng)破損率較大時(shí)受干擾管道電位負(fù)向偏移更多；并行管道間的干擾程度隨土壤電阻率的增大而增大，且電位偏移程度呈邊界遞減趨勢(shì)。

關(guān)鍵詞：并行管道；數(shù)值模擬；干擾程度；跨接實(shí)驗(yàn)

針對(duì)西南山區(qū)油氣并行管道干擾程度影響和規(guī)律進(jìn)行了探究和計(jì)算，采用仿真軟件研究管道間距、土壤電阻率、涂層破損率、陰極保護(hù)水平等因素對(duì)干擾的影響情況，并改變參數(shù)研究其影響規(guī)律，模擬獲得管道沿線電位分布，為探究西南山區(qū)并行管道陰極保護(hù)干擾系統(tǒng)間的影響程度提供參考，對(duì)于管道安全運(yùn)行與維護(hù)具有重要意義。

1  實(shí)驗(yàn)

西南山區(qū)多條管道存在并行情況，典型并行段（A-B段）陰極保護(hù)共涉及5座站場(chǎng)及14座閥室。其中某原油干線管道（A-C）全長(zhǎng)619.52 km，管徑813 mm；某天然氣干線管道（A-C）全長(zhǎng)618.81 km，管徑1016 mm；某成品油管道全長(zhǎng)390.62 km，管徑406.4 mm；某原油管道支線（C-B）全長(zhǎng)45.48 km，管徑610 mm；某天然氣管道支線（C-B）全長(zhǎng)44.36 km，管徑813 mm。防腐蝕層均為3PE。

依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際陰極保護(hù)系統(tǒng)輸出除以該管段的表面積得到各條管道的電流需求量，作為邊界條件中采用的電流密度。采用以上模型和邊界條件進(jìn)行模擬計(jì)算，并保持陽(yáng)極輸出與現(xiàn)場(chǎng)恒電位儀輸出一致。在現(xiàn)有陰保系統(tǒng)輸出下模擬計(jì)算得到陰極保護(hù)電位，并將計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)對(duì)比，結(jié)果表明平均誤差僅為10%。

管道間距、土壤電阻率、涂層破損率等因素對(duì)管道陰極保護(hù)的干擾具有重要影響，因此將采用上述數(shù)值模擬方法研究各因素對(duì)陰極保護(hù)的影響規(guī)律。原油管道和天然氣管道并行鋪設(shè)，管徑、埋深、土壤電阻率等參數(shù)（表 1）采用現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)，實(shí)際測(cè)試干擾距離不足3 km。

表 1 模型基本參數(shù)

在進(jìn)行以下模擬計(jì)算時(shí)，天然氣管道位置不動(dòng)，電流需求量均為100μA/m²，輸出電流均為3.2 A。將管道間距分別設(shè)為200 m、50 m、10 m、2 m，模擬計(jì)算管道間距對(duì)干擾程度的影響。將原油管道陰極保護(hù)的輸出電流分別設(shè)為5.2 A、2.6 A、1.3 A，模擬計(jì)算原油管道陰極保護(hù)的輸出電流對(duì)干擾程度的影響。將涂層破損率分別設(shè)為0.01%、0.1%、1%，模擬計(jì)算原油管道涂層破損率對(duì)干擾程度的影響。將土壤電阻率分別設(shè)為1 Ω·m、10 Ω·m、30 Ω·m、50 Ω·m、100 Ω·m，模擬計(jì)算土壤電阻率對(duì)干擾程度的影響。

研究還針對(duì)西南山區(qū)某油氣并行管道干擾情況進(jìn)行電跨接實(shí)驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，跨接點(diǎn)和沿線電位監(jiān)測(cè)點(diǎn)（圖 1）以某油氣管道K606到K22段為研究對(duì)象，在LF輸油氣站以及1#成品油閥室進(jìn)行跨接實(shí)驗(yàn)，對(duì)跨接后的并行管道測(cè)試評(píng)價(jià)方法適用性進(jìn)行分析。

圖 1 跨接實(shí)驗(yàn)測(cè)試點(diǎn)平面分布示意

2  結(jié)果與討論

2.1  并行管道間距對(duì)干擾程度的影響規(guī)律

探究不同管道間距條件下的并行管道干擾情況，電位偏移隨管道間距的變化呈現(xiàn)邊際效應(yīng)遞減趨勢(shì)（圖 2），表現(xiàn)為電位偏移隨著管道間距的增大而逐漸減小，最后趨于平緩。這主要是隨著兩管道間距的增加，兩條管道之間相互干擾的強(qiáng)度減小。一個(gè)極端的例子：如果兩管道相距無(wú)窮遠(yuǎn)，那么它們之間就不會(huì)有干擾，因而干擾強(qiáng)度也隨著兩管道距離的增加而降低[1-2]。

圖 2 不同管道間距下保護(hù)電位隨距離的變化曲線

2.2  涂層破損率對(duì)干擾程度的影響規(guī)律

分別模擬計(jì)算了無(wú)干擾管道、涂層破損率為0.01%、涂層破損率為0.1%以及涂層破損率為1%時(shí)天然氣管道的電位，當(dāng)受干擾管道涂層破損率為0.01%和0.1%時(shí)，相對(duì)于無(wú)干擾管道時(shí)其電位負(fù)向偏移程度不太明顯，而當(dāng)涂層破損率為1%時(shí)，受干擾管道的電位比無(wú)干擾管道電位負(fù)向偏移更多（圖 3）。此外，當(dāng)防腐層破損率越大時(shí)，裸露的金屬面積越大，即防腐層面電阻率越低，則防腐層單位破損面積流入或流出的電流越少，管道受干擾程度越輕。

圖 3 不同破損率下保護(hù)電位隨距離的變化曲線

2.3  土壤電阻率對(duì)干擾程度的影響規(guī)律

分別計(jì)算了土壤電阻率為1 Ω·m、10 Ω·m、30 Ω·m、50 Ω·m、100 Ω·m時(shí)無(wú)干擾與有干擾情況下的管道電位分布情況，電位偏移隨著土壤電阻率的增大而增大，且呈現(xiàn)邊際效應(yīng)遞減的趨勢(shì)（圖 4）。說明并行管道間的干擾程度隨著土壤電阻率的增大而增大。這主要是因?yàn)檩^高的土壤電阻率意味著較大的土壤電阻，輔助陽(yáng)極釋放的電流更多地將從管道的中心區(qū)域流入管道而無(wú)法從較遠(yuǎn)的區(qū)域流入管道，因而導(dǎo)致并行管道間的干擾程度增加[3]。

圖 4 不同土壤電阻率在有無(wú)干擾情況下保護(hù)電位分布

2.4  并行管道跨接實(shí)驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試結(jié)果

C站場(chǎng)內(nèi)無(wú)合適通電點(diǎn)測(cè)試樁進(jìn)行跨接實(shí)驗(yàn)，本次實(shí)驗(yàn)于陰保間進(jìn)行測(cè)試，將天然氣干線與原油干線陰極保護(hù)系統(tǒng)恒電位儀的陰極進(jìn)行跨接。分別采用天然氣干線陰極保護(hù)系統(tǒng)保護(hù)原油和天然氣管道，原油干線陰極保護(hù)系統(tǒng)保護(hù)原油和天然氣管道，以及關(guān)閉其中一套陰極保護(hù)系統(tǒng)各自獨(dú)立保護(hù)自身陰保系統(tǒng)的實(shí)驗(yàn)，輸出電流均為跨接前原有電流量的總和0.22 A，得出不同工況下沿線測(cè)試樁電位結(jié)果（圖 5）。

圖 5 C站跨接前后沿線測(cè)試樁電位

跨接前后測(cè)試樁通斷電電位無(wú)明顯變化，其原因是天然氣干線和成品油干線沿線無(wú)絕緣接頭，管道沿線存在多套干線陰極保護(hù)系統(tǒng)，并且新建管線防腐層質(zhì)量較好，上下游的陰極保護(hù)系統(tǒng)可以保護(hù)的距離足夠覆蓋當(dāng)前測(cè)試管段。當(dāng)C站陰極保護(hù)系統(tǒng)進(jìn)行調(diào)整時(shí)（跨接間隙，開閉陰極保護(hù)系統(tǒng)），沿線測(cè)試樁通斷電電位均有明顯的負(fù)向偏移，說明上下游陰極保護(hù)系統(tǒng)也會(huì)對(duì)測(cè)試段產(chǎn)生較大的影響。對(duì)比跨接前各陰極保護(hù)系統(tǒng)獨(dú)立輸出、跨接后天然氣干線陰極保護(hù)系統(tǒng)輸出以及跨接后原油干線陰極保護(hù)系統(tǒng)輸出結(jié)果可知，天然氣陰極保護(hù)系統(tǒng)輸出時(shí)通電電位波動(dòng)幅度大于各陰極保護(hù)系統(tǒng)獨(dú)立輸出時(shí)通電電位波動(dòng)幅度，大于原油干線陰極保護(hù)系統(tǒng)輸出時(shí)通電電位波動(dòng)幅度。表明C站干線陰極保護(hù)之間相互干擾主要是由于天然氣陰極保護(hù)系統(tǒng)造成。

關(guān)閉F支線和G支線原有陰極保護(hù)系統(tǒng)，將天然氣F支線、B原油支線和成品油干線管線跨接保護(hù)，由成品油1#閥室恒電位儀的陰極進(jìn)行恒電位輸出，設(shè)置通電點(diǎn)電位分別為1300 mV、1500 mV和1700 mV，得出不同工況下的電位結(jié)果（圖 6）。

圖 6 天然氣K15測(cè)試樁跨接前后沿線測(cè)試樁電位

可以看出，跨接前后測(cè)試樁通斷電電位變化顯著。相比C站干線陰極保護(hù)系統(tǒng)上下游多套陰極保護(hù)系統(tǒng)相互影響，B原油支線和F天然氣支線陰極保護(hù)系統(tǒng)較為單一，跨接試驗(yàn)前后已將其關(guān)閉，因此跨接后B原油支線、F天然氣支線和成品油干線電位變化顯著。當(dāng)1#成品油閥室恒電位輸出1300 mV時(shí)，K016測(cè)試樁處B原油支線、F天然氣支線和成品油干線電位均能滿足標(biāo)準(zhǔn)要求，其有效保護(hù)范圍約3 km，并且管道沿線K019和K022測(cè)試樁處仍然有一定保護(hù)效果，但其管道斷電電位已經(jīng)不滿足標(biāo)準(zhǔn)﹣850 mV準(zhǔn)則。繼續(xù)增大1#成品油閥室輸出至1500 mV和1700 mV，靠近跨接點(diǎn)的B原油支線、F天然氣支線和成品油干線K015和K016測(cè)試樁處陰極保護(hù)效果有部分提升，但遠(yuǎn)離跨接點(diǎn)的K019和K022測(cè)試樁保護(hù)效果無(wú)明顯提升。其結(jié)果說明跨接能有效提升原本陰極保護(hù)水平較差的F天然氣支線的陰極保護(hù)效果，但是單靠單點(diǎn)的跨接作用的范圍較為有限，無(wú)法使管道沿線電位均達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求。

3  結(jié)論

（1）并行管道陰保系統(tǒng)之間的干擾存在一定的規(guī)律，其中，保護(hù)電位在管道中心位置變負(fù)，在遠(yuǎn)端變正；并且隨著管道間距的增大，干擾逐漸減��；干擾引起的電位偏移與管道間距呈非線性的減小趨勢(shì)；一個(gè)極端的例子：如果兩管道相距無(wú)窮遠(yuǎn)，那么它們之間就不會(huì)有干擾。因而干擾強(qiáng)度也隨著兩管道距離的增加而降低。

（2）并行管道陰保系統(tǒng)之間的干擾程度與涂層破損率大小相關(guān)，當(dāng)涂層破損率越小時(shí)，受干擾管道的保護(hù)電位相對(duì)于無(wú)干擾管道負(fù)向偏移不顯著，而當(dāng)涂層破損率較大時(shí)，受干擾管道的電位負(fù)向偏移更明顯。

（3）土壤電阻率會(huì)對(duì)并行管道陰保系統(tǒng)之間的干擾產(chǎn)生不同程度的影響，隨著土壤電阻率的增大干擾逐漸增大，且電位偏移的幅度呈邊界效應(yīng)遞減趨勢(shì)。土壤電阻率較高意味著輔助陽(yáng)極釋放的電流更多的從管道中心處流入管道而無(wú)法從較遠(yuǎn)處流入管道，從而增強(qiáng)了并行管道之間的干擾。

（4）天然氣干線和成品油干線沿線無(wú)絕緣接頭，管道沿線存在多套干線陰極保護(hù)系統(tǒng)，并且新建管線防腐層質(zhì)量較好，上下游的陰極保護(hù)系統(tǒng)可以保護(hù)的距離足夠覆蓋測(cè)試管段，跨接前后測(cè)試樁通斷電電位無(wú)明顯變化，不建議在干線進(jìn)行多處跨接來緩解目前可接受的干擾問題。

（5）天然氣陰極保護(hù)系統(tǒng)輸出時(shí)通電電位波動(dòng)幅度大于各陰極保護(hù)系統(tǒng)獨(dú)立輸出時(shí)通電電位波動(dòng)幅度，大于原油干線陰極保護(hù)系統(tǒng)輸出時(shí)通電電位波動(dòng)幅度，表明C站干線陰極保護(hù)之間相互干擾主要是由于天然氣陰極保護(hù)系統(tǒng)引起的。

（6）靠近跨接點(diǎn)的B原油支線、F天然氣支線和成品油干線測(cè)試樁處陰極保護(hù)效果有部分提升，但遠(yuǎn)離跨接點(diǎn)的測(cè)試樁保護(hù)效果提升不明顯，保護(hù)范圍約3 km，說明跨接能有效提升原陰極保護(hù)水平較差的F天然氣支線的陰極保護(hù)效果，但是僅通過單點(diǎn)跨接作用的范圍較為有限，無(wú)法使管道沿線電位均達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)要求，建議首先考慮優(yōu)化天然氣F支線陰極保護(hù)輸出。

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（原文發(fā)表于《腐蝕與防護(hù)》2024年2月刊，轉(zhuǎn)載時(shí)作者對(duì)部分內(nèi)容進(jìn)行了補(bǔ)充和刪節(jié)。）

作者簡(jiǎn)介：王愛玲，1988年生，碩士，高級(jí)工程師，從事管道腐蝕防護(hù)、完整性管理相關(guān)工作。聯(lián)系方式：17713614023，411692359@qq.com。