吴有更

（中国石油化工股份有限公司天然气榆济管道分公司，山东 济南 250000）

0 引言

天然气管道内外腐蚀是管道泄漏失效的主要原因，近20-30 年中国天然气管道建设已迎来快速发展阶段［1-4］，因此排查出管道腐蚀缺陷的成因变得尤为重要。某天然气长输管道全长为249.88 km，管径为711×8／10／11 mm，材质为L415 螺旋埋弧焊管，设计压力为6.3 MPa，沿线有4 座场站、13 座阀室。根据《油气输送管道完整性管理规范》，油气管道企业应定期开展基于内检测数据的完整性评价，但完整性评价报告只分析了管道是否合于使用，对缺陷的成因及预防控制措施未涉及。笔者通过分析内检测缺陷数据、位置分布等规律，同时对宣章—德州段管道进行现场调研，排查沿线电气化铁路、高压输电线路等干扰源分布，分析缺陷产生的原因，研究杂散电流干扰对管道的影响，并提出防治措施。

1 内检测数据分析

2018 年通过对输气管道宣章—德州段57.03 km管道进行内检测发现该段管道漏磁内检测共检测出金属损失缺陷达1 977 处，其中内部金属损失为441处，外部金属损失为1 536 处；焊缝异常缺陷为132处，其中环焊缝异常缺陷为80 处，螺纹焊缝异常有52 处。由于杂散电流干扰腐蚀主要表现为外部腐蚀，对外部金属损失缺陷进行数据分析，得出内检测缺陷沿时钟位置分布图、内检测缺陷沿里程位置分布图，如图1、图2 所示。通过图1 可以看出内检测外部金属损失缺陷主要集中在6点钟方向，并趋于对称分布；缺陷主要集中在14.7 km 以及46.9 km 附近。基于可靠性理论，对管道内检测获得的腐蚀缺陷进行实时管理，是国内外控制腐蚀穿孔最为有效的方法［5-9］之一，而排查出腐蚀成因是其中的关键环节。该输气管道具有完善的阴极保护系统，防腐层破损点若存在杂散电流干扰，存在腐蚀风险。因此对此输气管道开展了杂散电流干扰调研。

图1 内检测缺陷沿时钟位置分布图

图2 内检测缺陷沿里程位置分布图

2 杂散电流干扰调研

埋地输气管道杂散电流干扰主要分为直流干扰、交流干扰两大类。直流干扰主要包括地铁、阴极保护系统、高压直流输电系统接地极等对管道的影响。管道交流干扰源主要为电气化铁路、高压输电系统等公共设施［10-13］，近年来，高压线产生的交流杂散电流对埋地管道的腐蚀备受关注［14-17］。交流腐蚀的腐蚀量同直流腐蚀相比要小，但交流腐蚀的集中腐蚀性更强［18］。

通过调查，该输气管道干扰源如下：①交流干扰源主要包括1 000 kV 榆横—潍坊特高压交流输电线路1 条、500 kV 交流输电线路2 条、电气化铁路2条（京沪高铁、石济客专）。两条电气化铁路在内检测里程14.7 km 处与管道并行1.0 km，且与500 kV 交流输电线路交叉；1 000 kV 榆横—潍坊特高压交流输电线路在内检测里程46.9 km处与管道交叉；两处干扰源位置与内检测数据中外部金属损失缺陷聚集点位置相吻合。②直流干扰源主要包括：660 kV 高压直流输电线路1条，内检测缺陷中有一针孔状腐蚀点疑似为直流干扰腐蚀，与660 kV 高压直流输电线路与管道交叉位置相吻合。

为进一步确定缺陷形成原因，组织对该段管道开展CIPS电位测试，测试结果（图3）表明：该段管道CIPS 电位基本正常；对干扰源处进行24 h 电位监测，两处金属损失密集区域管道受交流杂散电流干扰影响（表1）。通过对此区域的两处外部金属损失点进行开挖验证，验证显示管道防腐层有破损，管体有麻点凹坑，疑是交流腐蚀痕迹（图4）。

图3 宣章—德州段CIPS电位分布图

表1 两处金属损失密集区域交流干扰情况表

图4 宣章—德州段金属缺陷开挖验证图

通过调查得出以下结论：电气化铁路、高压交直流输电系统会对管道产生杂散电流干扰，即使管道电位满足阴极保护准则，但防腐层破损点仍会受到管道腐蚀威胁，尤其是在与管道交叉或并行处较为严重，因此需要采取相应的腐蚀控制措施。

3 杂散电流腐蚀控制措施

目前，我国长输天然气管道主要采用强制电流阴极保护和防腐层保护的方法防止管道腐蚀。杂散电流是指在非指定阴极保护回路中流动的电流，从管道的某一部位进入管道，沿管道流动一段距离后又从管道流入土壤，在电流流出部位，管道发生腐蚀，这就是管道杂散电流腐蚀成因。下面从4个方面提出相应的控制措施：

1）强化干扰源控制。从源头控制，将干扰源隔离是最有效的腐蚀控制措施。积极与相关规划部门沟通，将电气化铁路、交直流输电线路及接地极远离管道进行规划建设，防止新的干扰源形成；交叉条件下管道杂散电流干扰程度随着干扰源与管线交叉角的增大而减小，因此输电线路如不可避免与管道交叉，应采取垂直交叉的方式。地铁建设时应考虑采取相关措施限制杂散电流向地铁外部扩散；针对高压直流输电线路，电力行业标准DLT437 指出，直流接地极10 km内原则上不宜有地下金属管道。但根据工程实践，即使间距大于10 km仍可能存在直流干扰，2015 年西气东输二线广南支干线与接地极间距80 km，管道仍受到干扰，因此管道企业应密切关注高压直流输电线路规划情况，当周边有接地极规划时，应及时组织专家进行评估，以便提前采取相应措施；对已受干扰的管段，与干扰源运营单位联防，加强日常维护［19］，建立相应联系方式，签订联防协议，及时掌握干扰源头状况。

2）采取防腐层修复、分段隔离等措施。为从根本上降低外界杂散电流对埋地管道的干扰影响，应提高“严重干扰区”段管道防腐层的完整性［20］。可通过防腐层定期检测修复等工作，确保防腐层的完整性，减少干扰电流的流入。同时可利用阀室设置绝缘法兰，将管道分段隔离，增大管道干扰回路电阻，降低干扰电流。

3）采取排流措施。国内油气管道干扰防护实践证明排流保护是一种有效的干扰防护措施。针对交流干扰，建议采用固态去耦合器接地的排流措施，接地体宜采用锌合金或镁合金牺牲阳极；直流干扰，由于受限于与干扰源负回归网络连接的限制，目前普遍采用的是接地排流措施，但特高压直流输电线路单极大地回路运行时，排流效果有限，大功率强制排流器正在研发中，相信能起到较好的效果。

4）定期开展管道电位测试。根据国家相应规范，在一般土壤和水环境中，管道极化电位应满足-1.20～-0.85 V阴极保护准则。但对该输气管道进行调研得知，该段输气管道极化电位基本满足阴极保护准则，但管道仍存在腐蚀风险。因此，管道实际运行中，除满足阴极保护准则外，还应满足交直流干扰防护技术标准，可采取如下措施：定期测试管道极化电位、交流电压、交流电流密度等参数，掌握管道干扰实际情况；采用CIPS 密间隔电位测量方法，对全线的电位进行综合评价，对评价结果无效的系统进行修复［21］。

4 结论和建议

1）管道企业应强化干扰源控制，在规划阶段就应避开管道进行建设，不可避免与管道进行交叉时应采取垂直交叉的方式，避免干扰源的形成。

2）定期开展内检测、交直流干扰调研等工作，实时掌握管道腐蚀状况及形成原因，针对干扰严重区，可采取防腐层修复、分段隔离、排流保护等措施，减少干扰电流的流入，降低腐蚀速率。

3）管道企业应定期组织开展CIPS 测试等作业，全面掌握管道电位情况，有针对性地采取预防措施，确保管道安全平稳运行。