关于长输管道工艺站场埋地管线腐蚀原因及防护对策

张 星

中石油塔里木油田公司塔西南勘探开发公司南疆利民油气运行中心

1 引言

近年来，中国天然气产量不断增加，根据统计数据显示，2019年的产量为1736.2亿立方米，相比2018年同期增长7.83，截止到2020年6月底产量为940.2亿立方米，相比2019年同期增长8.81%。作为清洁能源，天然气燃烧期间产生的二氧化碳少于其他化石燃料。我国是天然气消费大国，根据统计的数据显示，2019 年消费量达到3067 亿立方米，相比2018 年增长9.4%。基于产量与消费不断增加的背景下，长输管道工艺站场的建设规模扩大，如何保障站场安全运行备受人们关注。深度分析此课题，提出有效地把控措施，有着重要的意义。

2 长输管道工艺站场的功能

根据实际应用总结，长输管道工艺站场的主要功能如下。

（1）进出站阀组单元。一般来说，管道输气压力很高且气量大，设置的站场使用自动截断阀门，例如气液联动球阀等。当发生事故时利用阀门能够有效切断气源，进出站管线必须要设置截断阀。

（2）清管单元。根据管线的长度与介质特点，设置收发球筒进行清管。

（3）过滤分离单元。站场一般布置两级过滤分离设备，其中一级为重力分离器或者旋风分离器；二级则为过滤分离器。通常来说，管线清管和干燥达到标准的前提下，部分站场值设置过滤分离器。

（4）其他功能。除了上述功能外，还包括计量单元与调压单元等。

3 长输管道工艺站场埋地管线腐蚀的主要原因

3.1 多采用埋地敷设方法

根据以往站场发生的埋地管线腐蚀问题分析，埋地敷设方法的运用本身就不利于管道的防护。土壤的构成复杂，包括气、液和固体物质，并且存在着各类土壤微生物。土壤内含有大量水分与氯离子等，使得金属材料很容易被电化学作用影响，在土壤内极易产生原电池腐蚀，土壤存在的微生物产生的代谢物也会给材料造成腐蚀。整个土壤环境的腐蚀因素比较复杂，且影响途径众多，极易产生腐蚀问题。除此之外，站场内的管线规格类型复杂，产生很多接头与弯管等，管线的防腐层预制困难，多采取现场涂敷的方法，防腐质量不高。

3.2 管线防腐层结构简单

一般来说，长输管道沿线的地质环境差异，不过管线设计阶段，出于采购与施工便利等的考虑，所有站场的埋地管线，均设计为结构和厚度相同的防腐层结构。例如，X管道项目，管道沿线所有工艺站场内的埋地管线，在干旱区域和潮湿区域，均使用厚度为300μm 的无溶剂液态环氧，造成部分盐碱度较高的区域或者潮湿区域防腐失效，造成多起腐蚀穿孔事故。除此之外，当前站场埋地防腐设计多选择无溶剂环氧和聚乙烯胶带等类型的材料，受到材料密封绝缘与耐腐蚀介质渗透性不强的影响，常见防腐失效的情况。

3.3 电气接地系统选材不当

长输管道工艺站场的埋地管线腐蚀类型中，很多腐蚀问题的产生，是因为材料质量不当，例如电气接地材料，极易发生电偶腐蚀，给整体运行造成影响。一般来说，金属类型不同，则潜在很大的腐蚀风险，产生电位差之后，逐渐的电位低的金属，则会快速被腐蚀。举例来说，一般碳钢材料或强度水平比较高的钢材，如果与铜相发生接触，受到钢腐蚀电位低于铜的影响，极易产生电偶腐蚀，造成钢腐蚀加速。一般来说，若想获得高质量的设计结果，必须要保证各个专业人员都积极参与，做好有效沟通。从实际情况来说，设计环节的沟通仍旧不到位，选用的材料难以达到需求，应用到实践后，使得管线运行后产生腐蚀穿孔。

3.4 联合防护措施少

现有的工程中，大多数站场埋地管线，仅采用了防腐层保护措施，并没有其他的保护，例如阴极保护，使得整体的防护效果不高。由于防护水平不高，随着使用时间的增加，造成防腐层逐渐丧失效力，产生老化的情况，产生较多的缺陷，极易受到各类化学类腐蚀的影响。若防腐层失效，没有了阴极保护对涂层缺陷和失效位置的补充保护，则会造成腐蚀穿孔的问题[1]。

3.5 防腐层施工质量不达标

站场埋地管线防腐蚀施工的质量是否达标，直接影响着后期运行的效果。从施工环节分析，防腐施工现场操作人员、检验监督人员等缺少责任意识，未能做好施工的全面把控，使得防腐层施工产生各类问题。例如，制作的防腐涂层，质量水平不高，难以达到现行的标准，影响着后期使用的效果。部分站场的检修工作中发现很多埋地管线腐蚀问题比较严重，经过检查能够发现涂层厚度远没有达到设计标准。除此之外，管线锈蚀问题突出，甚至产生成片脱落问题与其他问题。具体来说，同设计质量不达标有着很大关系[2]。

4 长输管道工艺站场地埋管线腐蚀的防范策略

4.1 避免埋地敷设

一般来说，长输管道工艺站场的施工现场空间局限，管线的设置，受到空间的影响，通常比较紧凑，常见管线重叠的情况。为达到作业的要求，通常运用埋地敷设的手段，实现施工作业任务，不过管线所在位置的腐蚀性很强，维护检修作业困难，低点排液操作不方便，当管内出现油品凝固时无法有效处理，配套的保温隔热层管线无法保持有效地隔热功能与其他功能[3]。对于工业装置区，例如化工行业等，通常是在无法架空敷设的情况下，才会选择埋地敷设作业方法。适宜在站场内埋地的管线，具体如下：（1）用于输送没有腐蚀和无毒无爆炸危险的气体、液体管道。（2）消防水或者泡沫消防管道等。出于保障安全的目的，尽量避免埋地敷设。例如，采取管沟敷设方法。对于具有隔热保温性能的高温管线，或者输送极易凝固介质的管线等，采取此方法，可提高地下空间的利用率，同时能够为维修与检查提供方便的条件。不过管沟敷设方法，具有费用高和占地面积大的缺点，因此要结合实际情况选择应用[4]。

4.2 积极推广运用阴极保护技术

长输管道工艺站场的环境复杂，埋地管线的防腐设计，采取单一的防护措施，难以达到实际需求，因此要做好综合设计。实践中，采用阴极保护技术手段，形成强大的腐蚀保护层，有效保护管线的安全性。结合站场管线的实际情况，明确外防腐层保护的缺陷，即随着时间的增加极易产生老化与破损等问题，当破损位置被腐蚀介质侵蚀，则会造成腐蚀加快。采取防腐层保护方案+区域阴极保护方案，以防腐层为主阴极保护为辅，构建完善的保护层，起到减缓或者抑制腐蚀的目的，进而减少腐蚀的危害[5]。

一般来说，长输管道工艺站场的安全运行，必须要做好全面保护，推广阴性保护手段，来达到安全运行的状态。常用的方法包括强制电流保护法，或者采用牺牲阳极保护法。后者对站场外管道阴极保护系统造成的干扰不大，并且保护电流分布较为均匀，可获得不错的防护效果，不过保护电流输出量的调节难度大，若保护电流很大或者消耗量无法确定，则难以保证使用效果。除此之外，与被保护体焊接点很多，受到环境条件的限制较大。采用的强制电流保护方法，具有保护电流输出量很大的优势，当保护对象很多且比较复杂时，有着突出的优势。不过此保护方案的运用，极易给其他阴极保护造成干扰且成本较高[6]。站场区域性阴极保护系统管线阴极保护存在很大差别，在选择区域性阴极保护方案时必须做好全面分析，既需要考虑到保护效果，同时也要避免对管线阴极保护的干扰。

4.3 做好防腐层涂层结构设计与施工把控

基于增强长输管道工艺站场埋地管线性能的目的，提高防腐性能，要做好防腐层涂层结构设计与施工的把控。对于外防腐层选用时，要坚持安全第一和环保优先的基本原则，结合埋地管道与环境条件等因素，做好综合分析，选择适宜的管线[7]。若管径规格比较集中且累计长度很长，那么建议选择工厂预制的防腐层，保证管线防腐层质量达标的同时，便于现场作业的开展。对于高含水区域或者强腐蚀地区，建议选择无溶剂液态环氧外缠绕乙烯黏胶带的防腐结构，达到增强整个防腐层抗水汽渗透的效果，同时获得完整的防腐层。对站场内立管出入土位置，受到位置特殊性的影响，即处于大气与土壤两类不同腐蚀环境交界位置，极易发生腐蚀，应该选择特殊的防腐方法，例如复合结构。除了选择适宜的防腐层外，还要强化防腐层施工质量的把控。

通常来说，长输管道工艺站场的防腐作业，多运用人工涂敷的方法，因此防腐的质量受到人为因素与现场监督人员因素的影响，为保障防腐层的制作质量，要注重事前的人员培训，做好施工现场的监督检查。对金属表面位置，做好重点把控，使其能够达到质量要求[8]。受到材料质量与施工性能等因素的影响，防腐施工作业的效果极易被影响，要围绕材料采购和施工等环节，采取严格有效地把控措施，最大程度上保障长输管道工艺站场埋地管线防腐的质量与效果，获得更多的效益。对发现的质量问题，要督促施工作业人员做好处理，保证作业的质量与效果。制定完善的管理制度，明确管理人员的职责与任务，发挥其力量与作用，落实防腐施工环节的质量把控，确保腐蚀性能。发挥制度的约束作用，增强管理人员的重视度，切实保障作业的质量[9]。

4.4 加强专业之间的协调，选择适宜的接地材料

站场埋地管线的防腐实施，要围绕设计环节做好严格地把控，通过增强专业之间的有效沟通，减少施工问题的发生。从编制设计方案入手，做好与电气以及仪表等的沟通，优选适宜的接地材料，例如镀锌扁钢或者镀锌角钢等电位较负的接地材料，尽量不要选择铜等电位比钢正的材料，实现有效地防腐。对设计的方案，要进行全面严格的评估与分析，最大程度上保障埋地管线的应用效果，切实提高长输管道工艺站场埋地管线的防腐性能，减少腐蚀问题的发生，实现对管线的有效保护[10]。

5 结语

综上所述，长输管道工艺站场埋地管线作业，要做好全面严格地把控，保障腐蚀的效果。文中结合实践，提出避免埋地敷设；积极推广运用阴极保护技术；做好防腐层涂层结构设计与施工把控；加强专业之间的协调，选择适宜的接地材料等策略。