中俄长输管道阴极保护标准技术差异分析

徐若语，邹冀翼，蔡亮，刘海鹏

1.中油国际管道有限公司（北京100029）

2.中国航空油料有限责任公司 温州分公司（浙江 温州325000）3.中航油京津冀物流有限公司（天津300300）

腐蚀、制管缺陷和第三方破坏是管道失效的重要原因。强制电流阴极保护是预防长输管道腐蚀最安全的技术。近年来我国长输管道实现跨越式发展，特别是建设运营了中缅、中亚、中俄等大型油气管道工程，这类管道敷设于山区、戈壁和高寒地区，对管道设计和安全运行提出更高要求[1]。研究借鉴国外管道标准，特别是俄罗斯标准的先进经验和做法，对于提高我国管道运行管理水平具有重要意义。以长输管道阴极保护为例，分别从土壤腐蚀性测试、阴极保护电位准则、阴极保护系统运行维护、密间隔点位测试和管道腐蚀风险等级等方面，研究了中俄管道标准重要技术差异。最后，结合我国管道特点和管理现状，提出了管道阴极保护标准改进建议。

1 中俄管道阴极保护标准

本研究涵盖的中俄管道阴极保护标准包括：

1）俄罗斯标准РД153-39.4-039—1999《干线输油气管道站场电化学保护设计规范》、РД29.200.00-КТН-176—2006《干线输油管道腐蚀及防护状况检测规程》、РД153-39.4-056—2000《干线输油管道运营技术规程》、ГОСТР51164—1998《干线钢质管道防腐要求》。

2）中国国家标准GB∕T 21447—2018《钢质管道外腐蚀控制规范》、GB∕T 21448—2017《埋地钢质管道阴极保护技术规范》（采标ISO 15589-1-2015）、GB∕T 21246—2016《埋地钢质管道阴极保护参数测试方法》。

3）中国石油企业标准Q∕SY GD 0301—2016《埋地钢质管道干线阴极保护技术规范》。

2 土壤腐蚀性测试

2.1 土壤电阻率

Q∕SY GD 0301—2016规定管道阴极保护系统设计阶段应收集土壤电阻率，除管道沿线一般区域，还应在管道沿线地形较低的特殊区域（冲沟、河流、小溪、沼泽等），补充测量土壤电阻率。

俄罗斯标准РД29.200.00-КТН-176—2006规定了特殊区域土壤电阻率测试要求，在强腐蚀性区域管段，每间隔100 m测量1次土壤电阻率，在具有强腐蚀性区域且土壤非均质性严重的管段，每间隔50 m测量1次。其它管段，每间隔500 m测量1次。

俄罗斯标准规定了管道沿线特殊区域土壤电阻率测试要求，针对强腐蚀性区域管段，加密测量土壤电阻率，具有借鉴意义。

2.2 土壤自然电位

GB∕T 21246—2016规定了未施加阴极保护的管道自然电位测量，针对已实施阴极保护的管道宜在完全断电24 h后进行。Q∕SY GD 0301—2016规定土壤自然电位测试每年1次。

俄罗斯标准РД29.200.00-КТН-176—2006规定了存在直流杂散电流干扰下管道自然电位测试要求，在切断电化学保护装置电源条件下，连续测量、记录管道与CuSO4参比电极之间的电位差（持续时间为1 h）。测量应在电气化交通工具停止运行期间进行，每次测试结果相差不大于0.04 V条件下，取平均值作为管道自然电位。

自然电位反映了管道环境腐蚀活性状况，一般在-0.450～-0.350 V，过负或者过正表明管道受到杂散电流影响[2]。一般做法是在全线阴极保护系统停运24 h后测试，避免在冬季进行。但国内标准未规定直流杂散电流干扰下管道自然电位测试方法。存在杂散电流干扰下，测试较为准确的自然电位，取决于测试人员的专业经验。俄罗斯标准规定了存在杂散电流干扰条件下土壤自然电位测试要求，国内标准未见规定，具有借鉴意义。

3 阴极保护电位准则

俄罗斯标准ГОСТР51164—1998规定管道电化学防腐系统应在管道投运前建成投用，新建和改建管道应保证100 mV的极化电位（不含土壤IR降）；管道阴极保护电位最大值和最小值取决于管线敷设和运行条件，最小保护电位准则为：

1）含套管穿越和敷设于中、低腐蚀性土壤中的管道，最小保护电位可以高于-0.85 V。

2）土壤电阻率大于10Ω·m，或者输送温度小于20℃，最小保护电位为-0.85 V。

3）土壤电阻率小于10Ω·m，或者存在杂散电流干扰，或者存在微生物腐蚀可能性，或者输送温度大于20℃，最小保护电位为-0.95 V；

4）输送温度小于5℃，最小保护电位为-0.8 V；输送温度介于50～70℃，含土壤IR降的最小保护电位为-1.1 V；输送温度介于70～100℃，含土壤IR降的最小保护电位为-1.15 V。

5）针对高电阻率土壤（大于100Ω·m），含土壤IR降的最小保护电位应根据试验计算确定。

ГОСТР51164—1998规定最大保护电位准则为：

1）土壤电阻率小于10Ω·m，输送温度大于60℃，最大保护电位为-1.1 V。

2）管道采用沥青防腐层、聚合物防腐层等敷设条件下，最大保护电位为-1.15 V。

3）针对高电阻率土壤（大于100Ω·m），含土壤IR降的最大保护电位应根据试验计算确定。

GB∕T 21447—2018规定的保护电位（无IR降）准则为：

1）一般土壤环境，最小保护电位为-0.85 V。

2）环境温度大于60℃，最小保护电位为-0.95 V；环境温度介于40～60℃，最小保护电位为在-0.65～-0.95 V之间通过线性插值法确定。

3）环境温度小于40℃，土壤电阻率介于100～1 000Ω·m，最小保护电位为-0.75 V；土壤电阻率大于1 000Ω·m，最小保护电位为-0.65 V。

4）存在硫酸盐还原菌腐蚀风险的缺氧土壤，最小保护电位为-0.95 V。

5）管道防腐层限制临界电位不应负于-1.2 V，防止防腐层出现阴极剥离、起泡、管体氢脆现象。

阴极保护准则是管道阴极保护系统设计和保护效果评价的依据[3]。针对阴极保护电位准则，中俄标准技术差异是：

1）管-地通电电位也是表征管道保护效果的重要指标，可以粗略评判管道防腐层质量状况，防腐层良好管-地通电电位衰减较缓慢、平缓。俄罗斯标准针对高温环境和高电阻率土壤特殊情形，综合使用通电电位和极化电位进行判定。

2）一般的土壤电阻率按照20～50Ω·m区间，腐蚀性划分为弱、中、强三个等级，俄罗斯标准针对土壤电阻率划定阴极保护电位的分辨率和区分度更高。

3）俄罗斯标准规定了含套管穿越管道、存在杂散电流干扰等情形的阴极保护电位准则。

4）针对最大阴极保护电位，中国标准规定为-1.2 V，俄罗斯标准综合考虑了土壤电阻率、输送温度、防腐层类型等因素，更为细化。

4 阴极保护系统运行维护

4.1 基本要求

Q∕SY GD 0301—2016规定管道阴极保护系统管理与维护要求：

1）阴极保护系统应保持连续运行。每年除测量管道自然电位期间，阴极保护系统因故停运12 h以上，应上报备案。管道调整、检修电源设备时，停运时间不应超过2 h，全年不应超过10次。

2）阴极保护系统的保护率应达到100%；阴极保护设备的运行率应大于98%。保护率和运行率计算公式为：

式中:ηp为阴极保护系统的保护率，%；L0为管道总长度，km；L1为未达到有效阴极保护管道的长度，km；ηO为阴极保护设备的运行率，%；T0为全年小时数，h；T1为年度有效投运时间，h。

俄罗斯标准РД153-39.4-056—2000干线输油管道阴极保护主要控制指标，即管道保护效果是按照管段长度计算的保护率与按照时间计算的运行率乘积的函数，保护率是根据被检测管段上电化学保护装置在规定时间内（季度、年）的工作状况计算。

式中：З为管道保护效果，%；Зв为按照管段长度计算保护率，%；Зп为按照时间计算运行率，%。

式中：Зпj为管道系统中第j个电化学保护装置的按管段长度计算的保护率，%；L为被检测管段长度，km；Lj为管道系统中第j个电化学保护装置的保护长度，km；k为管道系统中电化学保护装置的数量。式中：Тj为管道系统中第j个电化学保护装置有效投运时间，h；Т为确定保护效果选定时间段，h。

国内标准计算管道系统阴极保护率采用均一化原则，未充分考虑每个管段的特殊性和复杂性，且参数取值存在人为因素影响，计算方法较为简略。俄罗斯考虑单体设备运行状况和每个管段阴极保护状况，在此基础上综合评定管道系统保护程度，计算方法更为科学、合理，计算结果更为真实、可靠。

4.2 阴极保护系统投运时间

俄罗斯标准ГОСТР51164—1998规定管道电化学保护设备，应在管道敷设和回填后3个月内投入运行，如存在杂散电流干扰，应在1个月内投入运行。РД153-39.4-056—2000规定自向管沟内敷设管道之日起，应保证电化学保护设备的最短启动期限不超过1个月（维修作业不超过15天）。如存在杂散电流干扰，排流保护设施应与管沟敷设管道同时进行。

GB∕T 21447—2018规定阴极保护系统在管道埋地3个月内不能投入运行时，应采取临时性阴极保护措施；受到直流杂散电流干扰影响的管道，阴极保护（含排流保护）应在3个月之内投入运行。

国内普遍存在管道投产延迟情形以及施工与运行协调问题，例如水工保护、阴极保护、通信系统、伴行路工程未同步投运，加速腐蚀可能导致管道穿孔，导致管道重新投产发生泄漏事故的案例[4]。针对阴极保护系统投运时间，俄罗斯标准规定的时间限制更为严格。

5 密间隔电位测试（CIPS）

Q∕SY GD 0301—2016规定长输管道与外部管道交叉处，每半年进行1次密间隔电位测试。通过密间隔电位测量，判断柔性阳极是否存在断路。

俄罗斯标准РД153-39.4-056-2000规定在土壤环境温度最高期间、恒电位仪运行状态发生变化（输出电压、电流）条件下，以及管道沿线杂散电流源、埋地金属构筑物发生变化条件下，应进行密间隔电位测试。管道密间隔电位测试每3年进行1次，以全面评估管道保护度。

密间隔电位测试技术（CIPS）技术检测速度较慢、工作量较大，国内标准针对CIPS的应用条件和范围较为简略。俄罗斯标准规定了CIPS的检测条件和间隔周期，具有借鉴意义。

6 管道腐蚀风险等级

GB∕T 21447—2018规定管道所处环境的腐蚀性等级划分原则，按照腐蚀速率针对大气腐蚀性分级；根据土壤电阻率针对土壤腐蚀性分级；根据腐蚀速率针对土壤腐蚀性分级；以及按照氧化还原电位针对土壤细菌腐蚀分级。

俄罗斯标准РД29.200.00-КТН-176—2006规定管道腐蚀危险段等级划分原则，分为高腐蚀危险、较高腐蚀危险和腐蚀危险管段。

6.1 高腐蚀危险管段指

1）发生过因腐蚀缺陷造成断裂、穿孔的管段，腐蚀缺陷深度超过管壁厚度15%的管段，以及腐蚀速度大于0.5 mm∕a的管段。

2）敷设在高腐蚀性土壤中的管段（土壤电阻率小于20Ω·m）。

3）存在直流杂散电流干扰的管段，且管地电位产生正向偏移。

6.2 较高腐蚀危险管段指

1）腐蚀缺陷深度超过管壁厚度10%～15%的管段，以及腐蚀速度介于0.3～0.5 mm∕a的管段。

2）敷设在中腐蚀性土壤中的管段（土壤电阻率介于20～50Ω·m）。

3）存在交流杂散电流影响的管段，与高于220 kV架空输电线路交叉的管段。

4）穿越铁路和公路的管段，与其他管道交叉的管段。

5）探测确定存在微生物腐蚀的管段，土壤中水溶性盐类物质含量大于0.1%的管段。

6）输送温度高于30℃的管段。

7）敷设在沼泽、水田区域的管段。

腐蚀危险管段指阴极保护装置保护长度小于3 km的管段，以及不满足阴极保护电位准则的管段。

国内标准根据单一影响因素对管道所处的环境腐蚀性进行划分等级。俄罗斯标准提出了管道腐蚀风险等级原则。管道企业可根据管道腐蚀风险等级制定相应的防腐措施，该理念比较新颖，可操作性强，具有借鉴意义。

7 建议

为提高我国长输管道阴极保护工作水平，借鉴俄罗斯标准的先进经验和做法，针对改进我国管道阴极保护技术标准，提出以下建议：

1）规定管道沿线特殊区域土壤电阻率测试要求，针对强腐蚀性区域管段应加密测量土壤电阻率。

2）规定存在杂散电流干扰条件下土壤自然电位测试要求。

3）针对高温环境和高电阻率土壤特殊情形，综合使用通电电位和极化电位进行判定管道保护效果。

4）考虑土壤电阻率、输送温度、防腐层类型等因素，确定阴极保护电位最大值。

5）考虑单体设备运行状况和每个管段阴极保护状况，综合评定管道系统保护程度。

6）进一步严格限定管道投产与阴极保护系统投运的时间关系。

7）规定管道进行密间隔电位测试的条件和间隔周期。

8）借鉴管道腐蚀风险等级原则，并制定相应等级的防护措施。