腐蚀监测技术在高压直流干扰埋地管道领域的应用现状

胡上茂，刘青松，刘 刚，邓 军，贾 磊，张 义，陈 伟，蔡汉生

(1. 南方电网科学研究院有限责任公司，广东 广州 510663；2. 中国南方电网有限责任公司超高压输电公司检修试验中心，广东 广州 510663)

0 前 言

高压直流输电和油气管道的建设促进了全国范围内能源优化配置,未来随着双碳目标的进一步落实,还会有更多已规划的直流输电线路建成[1-4]。由于地理条件和实际生产的需要,埋地管道和直流输电线路公共走廊的情况愈加普遍,相互干扰问题也日趋严重[5-8]。高压直流单极大地回路运行时,会有几千安培的大电流通过接地极入地,对周围大范围内的管道产生干扰,管道在电流流出的位置会产生强烈腐蚀,腐蚀会导致管体金属减薄,危害惨重[9-11]。为此,如何获得准确的腐蚀速率,进而预测管道的服役寿命,是目前所面临的关键问题[12]。目前,在油气管道领域常用的腐蚀监测方法主要有腐蚀挂片法、电化学法、电阻法和电感法[13-15];然而,高压直流干扰具有干扰程度大,干扰极性和干扰时间不确定等特点[16],采用常规的腐蚀监测方法给出的腐蚀速率难以准确反映高压直流干扰对管道的腐蚀情况。随着自动化控制技术的发展和腐蚀监测仪器的不断更新,腐蚀监测技术逐步和计算机技术相结合形成了智能化的腐蚀监测系统并被应用到油气管道的腐蚀领域,可以实时地监测管道表面的腐蚀状态[17]。面对高压直流接地极对埋地管道的干扰腐蚀问题,我国长输管道已安装多套智能测试桩和ER腐蚀速率采集仪,可以通过监测智能桩采集的电位和ER腐蚀探针的变化评价管道受高压直流干扰情况[18-21]。然而,传统的腐蚀监测和智能远程腐蚀速率壁厚监测原理不同,用于管道高压直流干扰腐蚀速率测量时获得结果的准确性也不同,因而会对干扰腐蚀评估产生影响。

鉴于此,本文综述了传统的腐蚀监测的方法和智能远程腐蚀监测系统,介绍了不同腐蚀监测方法的原理以及腐蚀监测系统在高压直流干扰埋地管道的应用现状,通过对比分析,提出了各腐蚀监测方法在高压直流干扰埋地管道领域的应用建议,展望了未来高压直流腐蚀速率测量方法的新方向。

1 埋地管道腐蚀监测技术

腐蚀监测是全面认识生产系统腐蚀因素、制定防腐措施的基础,是监测、评价防腐效果的有效手段。传统的腐蚀监测方法有腐蚀挂片法,通过试片反应实际腐蚀状况,或者采用电阻、电感或者电化学等测量腐蚀状况。腐蚀监测是一个发展中的技术,一些新原理和技术也会逐步出现,如智能在线场指纹监测系统[22]、智能在线电阻探针[15]等。这些腐蚀监测技术各有不同,下面将对不同的腐蚀在线监测方法进行概述。

1.1 腐蚀速率测量方法

挂片法 挂片法又称为腐蚀失重法,是比较传统、也是应用最广泛的腐蚀速率测量与分析方法,它标志着腐蚀监测技术的开始[23]。该方法主要原理为:在现场埋设与管道材质相同的试片,埋设一定周期后,取出试片,采取失重法计算腐蚀速率。试片埋设前,采用0.1 mg的分析天平记录试片质量,埋设一定周期后,取出试片,在实验室分别对试片进行物理清理和化学酸洗。物理清理的目的主要是将试片表面沉积的泥土进行清除,其过程包括将试片在水中浸泡10 min左右,用毛刷清除掉表面的土壤覆盖层,观察表面腐蚀产物颜色[24]。化学酸洗法[25]是将物理清洗后的试片放入酸洗液中(500 mL盐酸,3.5 g六次甲基四胺,加蒸馏水配制成1 000 mL)进行酸洗,其作用是清除掉表面的腐蚀产物。试片处理完成后,采用0.1 mg的分析天平对试片再次称重进行腐蚀速率分析。腐蚀速率计算公式为:

v=8.76×107×(W1-W2-W3)/ρST

(1)

式中,v为腐蚀速率,mm/a;W1为埋设前试片初始质量,g;W2为试片取回并完成除锈后的质量,g;W3为空白失重样,g。ρ为铁的密度,kg/m3,T为埋设时间,h;S为试片面积,cm2。

国内的油气管道、城市燃气管道已埋设大量挂片用于测试埋地管道的土壤腐蚀、阴极保护和杂散电流干扰[26,27]。它的优点是操作简单,并适用于各种腐蚀介质;缺点是检测周期太长,不能实时反映管道腐蚀信息。

电阻法 电阻探针法[15,28-29]是利用金属材料在腐蚀过程中电阻变化来获取腐蚀损耗和腐蚀速率的方法,也可称为电子挂片;其工作原理图如图1[30,31],在监测过程中,将金属试片的一面暴露于环境中,向金属试片中通入电流,根据电阻计算公式:

图1 电阻探针腐蚀监测原理示意图Fig. 1 Schematic diagram of corrosion monitoring principle of resistance probe

(2)

式中,ρ为金属试片的电阻率,Ω·m;R为金属试片电阻,Ω;A为金属试片通电截面积,m2;L为金属试片长度,m。随着腐蚀程度加深,金属试片通电截面A减小,R增加,因此,可以通过监测其阻值变化,从而获得腐蚀损耗和腐蚀速率信息。该方法起源于20世纪20年代,开始被用于监测大气腐蚀,自20世纪50年代逐渐在埋地管道领域得到发展和使用,并在测量精度和稳定性方面不断取得新的突破[30,31]。在电阻探针测量方法中,温度补偿是影响测量精度的一个重要因素,柏任流等[28]发现电阻探针的比值监测信号随着温度变化存在一定的波动,并通过改变激励恒流源电路设计,大幅降低了电阻探针的接触电势和温差电势,使腐蚀速率测量精度提高了5倍。该方法的优点是在实际测量中不需要清理腐蚀产物,也不需要取出试样,反应速度快,灵敏度好,具有很高的实际应用性能,几乎可以应用在任何腐蚀发生系统。管道行业也有采用该方法评价高压直流接地极单极运行对管道的腐蚀损失,该方法通常在长输管道的测试桩位置将电阻探针与管道同埋深,定期采集电阻探针的厚度变化用于计算管道的腐蚀速率。但是,考虑到电阻探针的使用寿命比较短,对于腐蚀比较严重的位置并不适用是其劣势所在[15]。

电感法 电感阻抗是通过电阻法转化的技术,电感探针的原理即在传感器中埋设一个线圈,通过测量金属试样腐蚀减薄所引起的磁通量变化而直接测量材料的腐蚀深度,进而计算腐蚀速率[32]。与电阻法相比,电感法灵敏度高,响应时间减少,温度补偿片被包在测试片里[33,34],测量结果受温度影响较小。但是为了提高灵敏度,需要频繁更换电极,其造价比较高。

电化学监测技术 电化学监测技术原理[35]为先测量金属材料的电化学特性,进而转化成腐蚀速率来进行判断腐蚀状况,主要分为电化学阻抗、电化学噪声和线性极化电阻法。线性极化电阻法[36,37]是测量通过探头和介质界面的电流的电化学技术,探头上带有参比电极、测量电极和辅助电极;在测量电极与腐蚀电极之间施加一个与电极腐蚀电位差别很小的极化电位(要求小于20 mV),将测得1个电流密度,由于腐蚀电流密度与腐蚀速率成正比,LPR(线性极化电阻技术)技术可将腐蚀速率的变化转化为电信号,再通过变送器可以直观地显示、记录腐蚀速率。该方法可以直接读取腐蚀速率,但是适用范围比较小,这种方法在缓蚀剂、金属合金的筛选中应用比较多[38]。电化学阻抗法[39]的基本原理即给电化学系统施加一个频率不同的小振幅交流电势波,测量其交流电势与电流信号的比值,即系统的阻抗随正线频率的变化,或者是阻抗的相位角随频率的变化,进而绘制出被测量体系的Nyquist谱和Bode谱,对数据进行拟合,得到合适的等效电路图,最终根据Stem公式计算体系的腐蚀速率;该方法是腐蚀科学研究中的一种重要手段,在裸金属、金属缓蚀剂,有涂层金属的耐蚀性能评价和腐蚀机理研究方面得到了广泛的应用,但是由于实验结果重现性差,得到的阻抗电路不唯一,将很难对阻抗数据进行准确分析。电化学噪声[40]不是来源于外界干扰,而是一种电化学系统自身产生的一种噪声;采用电化学噪声时不需要对被测电极施加可能会导致腐蚀电极腐蚀过程发生改变的外界扰动,目前电化学噪声的测量方法主要有恒电位法和恒电流法,最后通过对噪声谱的分析,得出腐蚀的过程和腐蚀特点,该技术在腐蚀领域应用比较广泛,处理手段也日渐完善,但是电化学噪声的产生属于随机现象,是其劣势所在。此外,根据电化学监测技术研究现状,无论是采用线性极化还是电化学阻抗,测量精度均比较低,不能实现原位的实时的监测。对此,冯南战等[34]提出了采用电流约束方法限制极化电流的分布范围,提高了腐蚀速率测量的精度;王天正等[36]在某变电站腐蚀监测工程中,采用护环电极电流约束技术,配合电化学阻抗在线监测系统实现了接地网腐蚀速率的实时远程监控;在未来的研究工作中,可以尝试将电流约束技术应用在高压直流接地极上实现对埋地管道的腐蚀评价与分析。

1.2 在线腐蚀速率监测技术

随着技术的不断进步,许多智能远程腐蚀监测技术不断涌现,在线监测技术可以实时的跟踪腐蚀数据,为科学管理提供了必要手段。目前发展的智能超声波在线监测[41]、智能场指纹[22,42]和阴极保护在线远程监测技术[43]已逐渐被用于油气管道的腐蚀领域。

超声波智能在线壁厚监测主要分为脉冲反射法、穿透法和共振法[44]。在油气管道行业中,监测系统是根据超声波脉冲反射原理进行厚度测量,当探头发射的超声波脉冲通过被测物体达到金属界面时,脉冲被反射回探头,通过精确测量超声波的传播时间来计算得出管道剩余壁厚。目前,已有的超声波在线检测厚系统有英国Permasense有限公司生产的Permasense系统、美国RCS公司生产的ULTRACORR系统,中国沈阳中科韦尔腐蚀控制公司ZK3810系统等。其中,英国的Permasense系统应用最为广泛,它是一种基于超声测厚原理的无线在线腐蚀监测设备;系统由探头,网关,数据库和数据浏览器几部分组成;某站场已安装了Permasense探头,有效掌握了实际壁厚的变化情况。此外,也有研究者采用超声波现在壁厚监测技术监测管道腐蚀行为,如李冰毅等[41]研究了管道剩余壁厚的超声波在线监测解决方案,并在某气田甲醇处理站现场进行实时验证,可以反映出管道的实时腐蚀情况;谢兆军[45]也提出了基于超声波检测原理的管线在线测厚系统及配套硬件为基础的腐蚀监测完整解决方案和完整系统构成,并将其应用在了普光气田,现场运行状况良好。王志伟等[46]利用超声波在线监测石油管道的厚度和腐蚀情况,研究了温度与声速的关系,在监测系统中融入线性回归误差补偿模型,在一定程度上消除了温度对超声波测厚的影响。

场指纹(FSM)智能在线壁厚监测方法即在管道外表面安装电极实现对管道内部腐蚀的监测,本质即电位矩阵法,通过向电极施加电流并测量电极矩阵的电压变化,可以通过原位、实时的监测反应材料本体壁厚的变化[47]。目前该技术的电极矩阵可以根据现场情况进行定制,并可以通过RS485、GPRS或者北斗卫星等进行通讯传输,可采用太阳能进行供电,通过软件进行自动分析处理测量数据。庞斌等[22]在集输管道进行了FSM腐蚀监测研究,其结果不仅监测到了管道的均匀腐蚀和局部腐蚀,还能定位到局部腐蚀发生的位置;Hoang等[48]也将FSM腐蚀监测技术应用到点蚀占比对金属油气管道剩余强度的研究中;除此之外,何晓明等[49]在传统的场指纹监测基础上,提出了一种多向场指纹法(MDFSM),该方法能保证任意角度的裂纹缺陷均能被有效检测。该方法可以适用于大部分管件及设备,可以对全周向或区域性腐蚀进行腐蚀监测,还可以对对裂纹的位置进行定位,其技术难点在于若监测的区域存在点蚀和坑蚀等,金属的电场分布会发生变化[50];此时,缺陷位置及其周围区域电场同时发生改变并相互影响,即会出现“牵扯效应”,这会影响测试结果的精度。

阴极保护远程监测技术是通过监测电位的变化确定管道的保护效果,除此之外,该技术还可以监测管道的交流电压,交直流电流密度,管道行业通常会根据采集的直流电流密度值并结合理论公式计算管道的腐蚀速率。该方法主要为在埋地管道需要进行监测的位置安装自动采集仪,配合长效参比、埋地试片等埋地传感器,可以实现对管道电位和电流密度等多参数的实时采集[51]。目前,可以使用的无线数据传输系统包括移动通信网络、卫星通讯、低功耗无线网络等。在阴极保护现场,充分利用目前的移动通信网络与远程计算机建立链接,将数据传输给远程管理平台,在线掌握阴极保护状态监测设备的工作状态,可以有效保证智能监测系统的可靠运行。该技术已被用于长输管道、城镇燃气管线等领域[52],值得一提的是,阴极保护远程监测系统在监测埋地油气管道受高压直流接地极单极运行方面发挥着不可替代的作用,我国的多条埋地油气管道已安装了上千套智能测试桩用于监测高压直流干扰对管道的干扰电位和腐蚀行为的影响,随着智能管道的建设,远程监测系统将会进一步扩大应用。

2 腐蚀监测技术在高压直流干扰埋地管道领域的应用情况

高压直流干扰程度大,干扰极性不确定的特点,大量研究表明,管道受高压直流的干扰程度与高压直流的入地电流、持续时间,接地极的深层土壤信息和管道埋设位置的土壤状况均有关,为此如何应用腐蚀监测技术准确测量并分析管线因高压直流导致的腐蚀减薄问题显得尤为重要。目前,管道行业内主要采用挂片法、智阴极保护电位远程监测法、ER腐蚀速率探针法和实验室模拟实验法研究高压直流对管道的腐蚀情况。

2.1 现场埋片法

采用现场埋片法研究管道受高压直流干扰的腐蚀问题是最普遍的做法,管道行业的通用做法是分别在受高压直流接地极干扰的近端管道和远端管道选取多个位置作为埋设点。每个点埋设的试片分为未施加阴极保护的自然腐蚀失重试片和施加了阴极保护的失重检查片,分别采用至少3个平行样。根据SY/T 0029-2012“埋地钢制检查片应用技术规范”[53],失重检查片形状大都为圆形,厚度约为3～5 mm;然而,在考察管道受高压直流干扰期间防腐层破损面积和形状对腐蚀的影响时,也会选取方形试片或者6.5～50.0 cm2的圆形试片作为比对。根据现场埋片法计算腐蚀速率的工作原理可知,该方法需要二次开挖和实验室处理,因此,对检查片的处理和称重精度要求较高,同时为保证失重数据准确,还需要设立空白对照试样。通常该方法埋设周期至少为1 a,然而,1 a内发生高压直流单极运行的时长具有不确定性,因此该方法无法准确计算仅由高压直流接地极单极运行对管道干扰的腐蚀程度,还需要采取监测方法。

2.2 阴极保护远程监测技术

阴极保护远程监测技术可以实现长时间连续实时监测[54,55],电位监测数据可以用于分析管道受高压直流的干扰规律;此外,采用干扰期间的电流密度和干扰时间还可以用于腐蚀速率计算[56,57]。如图2为监测的某管道在同一时刻不同位置受高压直流干扰期间电位图,某接地极在2020年4月15～20日间,共发生4次单极运行,在接地极干扰期间,近端管道(位置一)和远端管道(位置二)电位偏移方向相反;对于近端或者远端管道,在接地极电流流入管道位置,电位负向偏移,电流流出管道位置正向偏移,管体可能发生腐蚀。

图2 同一管道同一时刻不同位置受高压直流干扰期间的电位偏移图Fig. 2 Potential shift diagram during HVDC interference in different locations of the same pipeline at the same time

图2的监测结果表明,智能测试桩可以对埋地管道的高压直流干扰频次和干扰时长进行长期跟踪,管道行业也可尝试通过统计接地极单极运行时流出管道的电流和时间,采用法拉第定律计算不同里程位置历次干扰期间管道的腐蚀深度,进而计算出年腐蚀速率。法拉第定律计算管道高压直流干扰腐蚀速率的原理为:阳极材料(管道钢)的损失量与金属的原子量、电荷转移数量以及腐蚀电流(Icorr)正相关:

(3)

式中,Wt为Fe的失重,g;n为氧化反应中的电荷转移数量;Icorr为受干扰期间管道流出的电流,单位为A;F为法拉第常数,每当量材料约为96 500 C(当量=M/n);M为Fe的原子量;t为接地极放电时长,s。

考虑到接地极每次单极运行的时长和电流不确定,利用法拉第定律计算一年内某位置管道因接地极单极运行导致的金属损失如下:

(4)

式中,Wt为Fe的失重,t1为接地极第一次单极运行时管道表面电流流出的时间,s;I1corr为第一次单极运行时管道表面流出的电流,A;tn为第n次单极运行时管道表面电流流出的时间,s;Incorr为第n次单极运行时管道表面流出的电流,A。

将式(4)转化为腐蚀速率计算方法,得到式(5):

(5)

进一步的,上式可转化为

(6)

式中,rcorr为年腐蚀速率,mm/a;A为试片的表面积,cm2;ρ为铁的密度,g/cm3;T1为第一次接地极单极运行时管道表面电流流出的时长,h;Tn为第n次接地极单极运行时管道表面电流流出的时长,h ;M为Fe的原子量;t1为接地极单极运行时长,s;tn为第n次单极运行时长,s;I1corr为第一次接地极单极运行期间流出的电流,A;Incorr为第n次接地极单极运行的电流,A。

采用该方法对某管道某个监测点进行干扰腐蚀速率分析,结果列于表1。该位置2019年6月5日至2020年6月5日受接地极阴极干扰共10次,每次干扰期间管道表面流出电流和时间均不同,采用式(5)对该位置进行腐蚀速率计算,得到受高压直流干扰期间的年腐蚀深度为20.5 μm,即1 a内的腐蚀速率为0.020 5 mm/a。该案例分析结果表明,采用该方法评价管道受高压直流干扰期间的腐蚀速率是可行的。考虑到腐蚀速率计算的准确性,该方法对数据采集频次有一定要求(至少为每间隔10 min采集),对采集设备供电要求高,若设备采集期间存在任何问题导致数据丢失,则会影响腐蚀速率计算结果。

表1 智能监测法腐蚀速率计算案例Table 1 Intelligent monitoring method corrosion rate calculation case

2.3 ER腐蚀速率探针法

除了智能阴极保护远程监测技术外,ER腐蚀探头作为最稳定的电阻探针技术也被管道行业用于高压直流干扰监测。王若丹[17]利用ER腐蚀探头测试并计算了管道受到哈密接地极单极运行时的腐蚀速率,通过无线传输可以远程查看实时数据,了解了接地极在不同运行模式下管道的腐蚀风险;朱钰等[19]与电网方进行联合试验,采用ER腐蚀探头得到了在高压直流干扰期间西气东输二线管道腐蚀速率为0.54 mm/a。本项目组也对某临近接地极的管道位置安装了ER腐蚀速率探头,三次采集结果如表2,第一阶段从2019.9.20～2020.3.20,ER腐蚀深度为13.23 μm,换算年腐蚀速率为26.46 μm/a;第二阶段从2020.3.20～2020.9.20,ER腐蚀深度为6.79 μm,换算年腐蚀速率为0.001 358 mm/a。若采用2019.9.20～2020.9.20期间的试片厚度差,年腐蚀速率为0.002 mm/a。通过对不同阶段ER探头腐蚀速率分析结果可知,不同采集间隔计算的年腐蚀速率可能并不相同。

表2 ER腐蚀速率探头采集结果Table 2 ER corrosion rate probe acquisition results

该方法也可以通过将ER采集仪放在管道测试桩内,设置采集参数为10 min ,或者将ER实时采集的数据进行远程传输,若利用该方法准确分析高压直流干扰期间的腐蚀情况,提高腐蚀速率的准确性,还需与智能监测数据相结合,即在每次高压直流放电结束后及时对ER的采集结果进行分析。此外,目前管道行业也发现,将埋设一定时间内的ER腐蚀探头开挖后存在结垢现象,这会影响数据采集结果,是该方法的局限性所在。

2.4 实验室模拟实验方法

现场埋片法、ER腐蚀速率探针法和智能测试桩监测法均可以评价实际管道受高压直流干扰的腐蚀程度,但无法提供腐蚀形貌信息,因此不利于腐蚀规律预测和腐蚀机理分析。为此,近年来也有学者开展了室内模拟实验以探讨高压直流干扰下干扰参数的变化规律及其对管道腐蚀行为的影响。秦润之等[58]研究了X80钢在广东典型土壤的腐蚀行为,发现在50～300 V的干扰电压下,腐蚀速率呈现出先增加后降低的趋势;上海天然气管网集团也研究了X65管线钢在上海地区土壤中的腐蚀行为,发现在0.2～15.0 V的干扰电压范围内,腐蚀速率随着干扰电压增加而逐渐增加,另外还发现阴极保护有助于减缓管道腐蚀速率。根据目前研究进展,在实验室考察不同地区高压直流接地极对管道的腐蚀影响时,如何进行实验设计和数据分析至关重要。如对于低土壤电阻率地区,由于高压直流引起的干扰电压小,实验设计时需考察阴极保护的影响,即在阴极保护稳定后,再施加干扰进行模拟实验。此外,采用式(1)的方法计算腐蚀速率后,也有必要根据干扰电压和腐蚀速率结果进行腐蚀安全边界分析,如找出不同土壤环境下干扰电压与干扰时长、电流密度与干扰时长的关系。然而,实验室模拟高压直流干扰的数据主要用于腐蚀规律分析,如何将模拟实验获得的腐蚀规律和安全边界应用到现场还有待进一步研究。

3 不同腐蚀监测方法在高压直流干扰埋地管道的应用建议

采用腐蚀速率评价高压直流接地极对管道的干扰程度是最为直接有效的方法,如何选用合理的腐蚀速率分析评估方法显得尤为重要。根据高压直流接地极对埋地管道腐蚀的研究进展,结合不同腐蚀速率测量方法的原理,建议如下:若某管道仅受接地极单一干扰源影响,不存在地铁和交流输电线路干扰,可以选择在靠近接地极的近端管道和远离接地极的远端管道均埋设试片;近端管道的试片埋设间隔可加密至3～4 km,远端管道的试片埋设间隔可设置为10 km;近端和远端管道至少选择3个埋设点。若管道同时受到多个干扰源影响,建议安装智能测试桩,安装位置与前述埋设试片原则相同,或者可根据现场复杂程度进行加密监测。采用该方法时,考虑到准确计算高压直流干扰期间腐蚀速率的需要,智能桩数据采集频次需至少为10 min间隔,同时需要对智能远传设备进行定期维修,以保证数据有效传输。若需研究不同地区高压直流对埋地管道的干扰规律,可以通过条件可控的实验室模拟实验方法进行相关规律计算。对于ER腐蚀探头方法而言,与传统埋片法相比,其响应速度快,不需开挖;与智能监测相比,数据处理速度快;但目前的研究发现,ER探头存在结垢现象,会影响数据采集结果,此外,ER采集的数据也包含了土壤对探针的腐蚀情况,得到的结果为土壤腐蚀和高压直流干扰期间的综合腐蚀速率。因此建议对接地极单极运行频次高的管段,同时安装智能测试桩和ER腐蚀速率探头。

4 展 望

随着能源经济的发展,更多高压直流输电线路和油气管线在建设或规划中,高压电网和油气管网共用走廊的现象将更加明显,油气管道受高压直流输电干扰的腐蚀问题将更加严重。目前主要采取现场埋片法、ER腐蚀速率探头法和实验室模拟实验法获取管道腐蚀速率,但对于高压直流干扰而言,这些传统方法并不能准确得到高压直流对管道干扰的腐蚀速率数据,还需要采用监测的方法。随着智能管道的建设,管道安装智能测试桩已成为热点,可以逐步采用高压直流干扰期间监测的干扰电流和干扰时长数据,利用法拉第定律计算腐蚀速率,并将其推广;此外,也可尝试采用智能场指纹、智能超声波等局部管壁腐蚀监测方法,这些方法均采用外置的方式,安装拆除方便快捷,与无线数据采集技术的融合性好。腐蚀监测是一个发展过程中的技术,未来也会有新的原理和技术。因此,将不同的监测技术和传统的腐蚀速率法相互结合使用,综合利用并分析相关数据,形成逐渐优化完善的高压直流干扰管道的腐蚀速率分析方法,提高数据准确性和可靠性是未来发展的趋势。