长距离输油管道阴极保护死区的腐蚀控制

长距离输油管道阴极保护死区的腐蚀控制 王可中 (中国石化股份公司管道储运分公司,徐州221008) 摘 要:介绍了中国石化股份公司管道储运分公司所属输油管道在涂敷涂层和外加强制电流阴极保护双重保护 体系下,发生的一种阴极保护死区腐蚀现象,阐述了形成阴保死区和产生腐蚀的原因,分析了腐蚀发生的机理,提 出了在实际工作中减轻阴保死区腐蚀的有效措施。 关键词:管道;阴极保护;死区;腐蚀控制 中图分类号: TE988.2; TE980.41 文献标识码: B 文章编号: 10052748X(2003)0420172203 CORROSION CONTROL FOR THE DEAD AREA OF CATHODIC PROTECTION OF LONGDISTANCE OIL PIPELINE WANG Ke2zhong (SINOPEC Pipeline Storage and Transport Co. , Xuzhou 221008 , China) Key words:Oil pipeline; Cathodic protection , Dead area , Corrosion control 1 引 言 目前,我国石油、 天然气资源的输送主要依靠长 距离埋地管道来实现,管道材质一般为钢制螺旋焊 管。长距离输油管道均采用埋地方式铺设,穿越地 段地形复杂,土壤对金属管道有着不同程度的腐蚀 性。为了防止土壤介质条件下的管道遭受腐蚀,管 道外表面均采用涂履涂层的方法进行管道外壁防 护,同时,为防止因涂层缺陷引起的管道局部腐蚀, 又采取了外加电流强制阴极保护,形成了双重保护 体系,以期最大限度地降低腐蚀发生的可能性。 中国石化股份公司管道储运分公司所属的13 条在役长距离输油管道,全部是采用上述双重保护 体系以实施腐蚀控制。然而,在双重保护技术检测 有效的情况下,70年代中期建设的输油管道如沧临 线(河北沧州市 山东临邑县输油管道)、 临濮线(山 东临邑县 河南濮阳县输油管道)、 东黄老线(山东 东营市 黄岛市输油管道)等,80年代末已发生因 腐蚀穿孔引发的跑油现象,进入90年代,这种现象 已很严重,不得不局部改造换管。防护状况调查和 管道改造及防护层大修过程中发现,在管道某些部 位,防护层外观似乎完整无缺,此处阴极保护电位也 收稿日期:2002211202;修订日期:2002212210 处于有效范围,但将防护层剥开后,层下面的管道表 面已形成了明显的、 甚至是严重的局部腐蚀。这种 在防护层和有效阴极保护双重保护措施下都未能阻 止的管道腐蚀或腐蚀穿孔的区域称之为 “阴极保护 死区(简称阴保死区)”,其腐蚀现象叫 “阴极保护死 区腐蚀” 。这一类局部腐蚀隐蔽性强,难以发现,但 破坏性大,危害严重,是目前造成长输管道腐蚀穿孔 的主要原因之一,此现象已引起相关学者的注意。 2 阴保死区腐蚀的特点和机理分析 2. 1 腐蚀特点 对沧临线、 濮临线进行腐蚀调查发现,阴保死区 腐蚀归纳起来有以下几个特点: (1)防护层与管道表面已产生分离,形成缝隙 空间;或由于管道本身的结构特征,使防护层与管道 之间存在缝隙空间 阴保死区。 (2)防护层质量差,在阴保死区附近的防护层 中存在孔眼,孔眼与阴保死区(腐蚀区)之间有液流 通道。 (3)腐蚀区及液流通道有白色盐类结晶。 (4)腐蚀形态为坑状腐蚀,更多的是麻坑状腐 蚀。严重腐蚀(穿孔)多发生在孔眼较大的阴保死区 内。孔眼较小的阴保死区其腐蚀较轻。 (5)腐蚀严重部位管道保护电位多在- 0. 85 271 第24卷第4期 2003年4月 腐蚀与防护 CORROSION &PROTECTION Vol. 24 No.4 April 2003 - 0. 95V(CuSO4参比电极,以下同)之间。而整体电 位在- 1. 0- 1. 3V之间的管道未发现有阴保死区 腐蚀严重现象,如鲁宁线、 中洛线、 东黄复线。 (6)腐蚀严重的位置在管道中心线以下,即管 体外围下半周。 2. 2 腐蚀机理 管道表面一旦形成阴保死区,若附近防护层存 在微孔和液流通道时,在雨季地下水位上升,充分溶 解了土壤中各种盐类的地下水将逐渐渗入液流通道 之中,然后向这个适宜的空间 阴保死区浸润、 扩 散,使这个适宜的空间内逐渐充满腐蚀性介质。此 种情况下,管道、 死区内的腐蚀性介质防护层、 土壤 成为一体,管道处于一种腐蚀性较强的溶液介质中, 而不是原意义的土壤中,此时管道的自然腐蚀电位 已不是在原意义的土壤中的自然腐蚀电位,而是更 负,再按照- 0. 85V这个界限对管道进行阴极极化, 已不可能有效控制死区内管道的腐蚀,并不是阴保 失去了作用,而是阴极极化电流小,极化后,未能完 全消除管道上腐蚀原电池中的牺牲阳极,其原电池 腐蚀继续发生。电化学腐蚀反应为 FeFe 2+ + 2e O2+ 2H2O + 4e4OH - 阳极反应生成的碱性环境,促使Fe 2 + 向Fe 3 + (Fe 3O4)的反应方向进行。死区内管道表面介质中 含氧浓度随反应的进行逐渐降低,外面供给不足,此 时发生另一种反应 2H2O + 2eH2+ 2OH - 由于氢气的生成,加剧管道表面液层碱化,加速 阴保死区防护层缺陷边缘的老化和局部隆起,导致 防护层阴极剥离,腐蚀率增加,保护度下降。如果土 壤呈酸性环境,则加速电极反应的进行,腐蚀将更严 重。假如保护电流不相应增加,则真实电流密度下 降,保护度也随之下降 2 ,3 。故需要更大的保护电流 才能抑制腐蚀反应,在电位上表现为阴保电位更负。 若死区内渗入的含有各种盐类的水很少,死区 空间局部进水,充满水的部分其腐蚀反应同上。未 进水的部位,防护层与管体处于断路状态,此时防护 层起屏蔽作用,阴保失效,而腐蚀反应终因腐蚀性介 质不过量和供给不及时而终止,管体腐蚀相对较轻。 其电化学反应同上。死区局部进水的,都是死区上 部无水,而在下部有水,所以腐蚀多发生在下半部。 防护层屏蔽导致阴保失效而造成的腐蚀不是主要矛 盾。而主要是充满盐水的死区内的电化学腐蚀。 管道储运公司管网,处于黄、 淮河流域,地下水 位高,且雨季长,雨量大,死区内多因微孔的存在经 常交替充满大量的含有各种盐类的腐蚀性介质,因 而加剧了管道的腐蚀。 3 控制腐蚀的技术措施 阴保死区腐蚀主要原因是,死区内经常地交替 充满了大量的含有各种盐类的腐蚀性强于土壤的电 解质溶液,在这种环境中,管道的自然腐蚀电位要比 在土壤中的自然腐蚀电位更负,按照管道在土壤中 的自然腐蚀电位作为标准来确定这时的管道保护电 位,已不可能使之达到完全有效保护,此时管道腐蚀 电位是多少,现实中还没有一种可行的科学测量方 法,因此,也无法确定出其最低阴极保护电位。但 是,根据沧临线、 濮临线、 东黄老线、 东临老线腐蚀调 查的情况看,阴保死区腐蚀穿孔多发生在阴保电位 处于- 0. 85- 1. 0V之间的范围内,其中主要在- 0.85- 0. 95V之间,只要管道阴保电位维持在 - 1. 00V以下,死区内的腐蚀已基本能控制。 我国早期建设的管网大多是沥青类防护层,且 已到设计大修期。实际调查发现,这些管线防护层 老化、 破损、 剥离严重,漏铁点多,已形成较多的阴保 死区,双重保护下管线依然受到严重的腐蚀威胁,笔 者在多年的实际管道管理中采取了以下措施,使死 区腐蚀得以有效控制。 (1)年年开展管道防护层检补漏工作 在役管 线防护层受环境的影响,逐年老化、 剥离、 破损,检补 漏就是消除这些漏铁点,消除阴保死区和阴保死区 防护层上的微孔及液流通道。凡坚持年年做防护层 检补漏的管线,其双重保护体系的协同作用的质量 就能保证,管线的腐蚀就能有效控制,如鲁宁线,因 年年坚持做防护层检补漏,自1978年建成投产至 今,未发生一次腐蚀穿孔现象,管线腐蚀调查发现, 管道维护状况良好。 (2)防护层大修 防护层质量要定期进行测 量,通常是45年一次,主要测量防护层绝缘电阻 率。对于防护层质量差的管段,必须进行大修,确保 防护层质量。 (3)调整外加电流阴极保护系统运行参数 死 区内管道腐蚀穿孔多发生在电位处于- 0. 85V - 0. 95V区域内,在双重保护体系允许的情况下,调 整恒电位仪运行参数,提高管线阴保电位,使阴保电 位尽量负于- 1. 0V ,以期管道完全阴极极化。这种 371 王可中:长距离输油管道阴极保护死区的腐蚀控制 方法受到防护层整体质量的限制,特别是对于沥青 类防护层,电位太负(小于- 1. 5V)易析氢,会促进 防护层剥离。 (4)增埋牺牲阳极,改善外加电流阴保系统运 行参数 防护层进入大修期,或建线时防护层施工 质量差的管线,其双重保护体系的效果也差。如果 全面进行防护层大修,费用太大。靠检补漏提高防 护层的质量也是杯水车薪,一味地提高恒电位仪的 运行参数来提高管道全线的阴保电位,以期达到全 部有效保护,又会造成靠近阴保站管段因电位太负 而析氢,促进防护层老化。这种情况下,应在防护层 老化严重段,电位大于- 1. 00V的管段增补牺牲阳 极(最好是带状阳极 ) , 以辅助外加电流阴保系统提 高全线阴保电位,有效控制死区腐蚀。沧临线、 濮临 线采用此方法,实践证明效果良好,腐蚀穿孔的势头 得到有效控制。东临老线、 东黄老线也采用了此方 法,效果显著。 (5)采用新型防护层 对于新管线尽量采用粘 结力强、 理化性能稳定、 强度高的新型防护层,尽管 一次性投资大,但今后的管理和维修费用低。如用 廉价的沥青类防护层,鉴于阴保死区的形成条件及 可能性,除提高施工质量外,最好研制一种缓蚀剂, 添加到该沥青中,在涂层与管道间涂加一层带缓蚀 剂的涂层,涂层中携带的缓蚀剂完全有可能阻止阴 保死区腐蚀的发生。 4 结 语 随着时间的推移,在役管线防护层缺陷由小变 大,且程度不一,阴极保护为抑制每个缺陷处的腐蚀 反应所需的保护电流密度都是不同的,阴保死区内 的保护更加复杂和困难。这些变量的复杂性使得一 条老管线的腐蚀控制必须采取多种方法综合处理, 且要定期进行必要的调整,才能保证双重保护体系 下的管线腐蚀得到有效控制。 参考文献: 1 王克强,陈建民.油气管道沥青防腐层的判废方法 J .油气储运, 1999 , 18(9) : 3031. 2 俞蓉蓉,蔡志章.地下金属管道的腐蚀与防护M.北 京:石油工业出版社, 1998. 3947. 3 化学工业部化工机械研究院.腐蚀与防护手册第二 册:耐蚀金属材料及防蚀技术M.北京:化学工业出 版社, 1993. 886900. (上接第171页) (3)管线腐蚀是由埋地土壤的土壤电阻率、 含 水量等多种因素导致,是各种因素共同作用的结果。 (4)集油管线的腐蚀主要是由于氧浓差腐蚀和 细菌腐蚀引起的。 (5)单井管线腐蚀是由于高、 低温的交变环境 和土壤共同作用的结果。 (6)针对管线的腐蚀原因,采取相应的对策,能 够有效防止和减缓管线的腐蚀。 参考文献: 1 陈鸿海.金属腐蚀学M.北京:北京理工大学出版 社, 1995. 2 杜元龙.金属设备的卫士M.山东:山东教育出版 社, 2001. 3 方 伟,冯万红,朱 玉.环氧高聚物涂料在管道防腐蚀 中的应用J .腐蚀与防护, 2002 , 23(8) : 371372. (上接第17