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1站场埋地管道的腐蚀与接地体材料韩钟琴张鹏谢涛李建忠李海坤（中国石油天然气管道科学研究院）金鑫陈川（中国石油管道华中输气公司）内容提要：本文通过对管道站场埋地管道电偶腐蚀实例和接地体材料的电位分析，指出了站场管道电偶腐蚀的原因、特征及对站场安全的威胁，并提出了技术改进措施和建议。主题词：站场埋地管道电偶腐蚀接地极电位长输油气管道工艺站场是输油气系统的重要组成部分，按其功能分为分输站、调压站、工艺清管站等。工艺站场的特点是设备多、接地点多、地下管网分布密集，因此长输管道系统外防腐设计通常采用绝缘接头将工艺站场部分与管道干线隔离，分别实施保护。长输管道干线按照相关标准要求均采用防腐层和阴极保护的联合保护方式，而工艺站场管道一般仅采用防腐层保护，有关管道站场的外腐蚀控制标准尚未建立。随着全国天然气、成品油干线管道的贯通，通向各级城镇的支线管道迅速发展，各类管道工艺站场已达数百个，近几年在一些新建成的长输管道站场陆续出现了管道被腐蚀甚至穿孔的事故，经调查埋地管道与接地体所形成的电偶是导致事故的主要原因，因此站场管道及配套设施的技术要求亟待规范，站场管道及设施的安全问题不容忽视。1站场管道电偶腐蚀实例我国早期建成的东部原油长输管道其站场埋地管道外防腐层主要为石油沥青玻璃布，接地体材料一般为扁钢，罕见有站场管道腐蚀2事故的报道。近几年站场接地体材料不断翻新，但未及时制定相应的配套技术措施及规范，造成各专业间的不协调，导致了站场埋地管道电偶腐蚀的发生。2005年12月国内某天然气干线管道支线投产仅7个月就发生了站场埋地管道腐蚀穿孔事故（见照片1），照片1中竹棍插入管子处即为管体穿孔处。经调查该条管线的21个站场均存在不同程度的电偶腐蚀（见照片2、3、4），形成电偶的原因是站场接地系统的水平接地材料为裸铜绞线，所测得的各站场埋地管道及接地极体系的电位见表1及图1。由图1可知：21个站的裸铜绞线接地极的电位均发生了较大程度的负向偏移，证明其在埋地系统中已成为电偶的阴极而受到保护；部分埋地管道的电位则发生正向偏移而成为电偶的阳极而遭受腐蚀。管体穿孔处裸铜绞线照片1.站场自用气管线腐蚀穿孔照片2.站场工艺管线表面局部腐蚀情况照片3.进站干线管体表面局部腐蚀情况照片4.站场工艺管线弯头管体局部腐蚀状况3表1.各站场埋地管道及接地极电位数据表单位：-mV站场名称管/地电位钢/地自然电位铜接地极/地电位铜/地自然电位干线1#站6175146192112#站4305384301123#站5505845502104#站5465445841785#站6216106211386#站6246556241667#站6285956211428#站6015575752259#站66363663221910#站60862360320111#站5376205301761#支线1#站6666045851242#站2486182521712#支线1#站6285326571782#站5165244672103#站5564595581384#站5074505081715#站6344175601543#支线1#站6105836141702#站5765046561553#站6905776901810100200300400500600700800干线1#站干线2#站干线3#站干线4#站干线5#站干线6#站干线7#站干线8#站干线9#站干线10#站干线11#站1#支线1#站1#支线2#站2#支线1#站2#支线2#站2#支线3#站2#支线4#站2#支线5#站3#支线1#站3#支线2#站3#支线3#站V,-mV管/地电位钢/地自然电位铜接地极/地电位铜/地自然电位图1.各站场埋地管道及接地极电位曲线42007年国内某条投产仅3年的天然气干线管道在例行检查时发现场站埋地管道出现腐蚀,管线最大腐蚀坑深度达到3.5mm，平均年腐蚀速率为1.17mm/a，随即对全线站场埋地管道进行了抽检，发现部分站场存在电偶腐蚀（见照片5～8），形成电偶的原因是站场接地系统的水平接地材料为裸铜绞线或者垂直接地极材料为低电阻模块，所测得的部分站场埋地管道电位见表2及图2。由图2可知：部分站场埋地管道的电位已发生不同程度的正向偏移而成为电偶的阳极而处于腐蚀活性状态。照片5.出站管线管体腐蚀状况照片6.表面处理后管体腐蚀点分布状况铜绞线铜绞线照片7、8.铜绞线接地分布状况及附近管线的腐蚀状况5表2.部分站场埋地管道管/地电位数据表单位：-mV站场名称管/地电位自然电位1#站4905503#站5105505#站5245248#站52952113#站49355017#站51959518#站63761522#站51251729#站48252030#站53055635#站52152536#站5185370100200300400500600700V，-V1#站3#站5#站8#站13#站17#站18#站22#站29#站30#站35#站36#站管/地电位自然电位图2.部分站场埋地管道电位柱状图2站场防雷防静电接地体材料及电位分析长输管道站场的防雷防静电接地是保证场站安全的必不可少的重要措施，从安全的角度出发，接地电阻越小越好，材料的导电性越强越好，因而接地体材料由早期的扁钢，逐渐过渡到镀锌扁钢，直到现在使用的铜绞线、铜包钢、低电阻接地模块等；接地体系的连接方6式也由单体接地、分区域接地逐步过渡到站场联合接地，即将站场的防静电接地、设备接地及建筑物防雷接地全部连接在一起，组成联合共用接地系统，以提高整个站场的安全性。根据电化学腐蚀理论，当不同的金属处于同一电解质溶液中时，会显示出不同的电位，如果将它们进行电连接，则形成电偶对。常用材料在土壤和水中的实际电位序见表3[1]。表3.材料在中性土壤和水中的实际电位序材料电位，CSEV碳、石墨、焦炭+0.3铜、黄铜、青铜-0.2低碳钢（生锈）-0.2～-0.5低碳钢（洁净、抛光）-0.5～-0.8锌-1.1管道场站接地极分为水平接地极和垂直接地极，目前采用的水平接地极材料有扁钢、镀锌扁钢、裸铜绞线等；垂直接地极材料有镀锌角钢/钢管、铜包钢接地模块和低电阻模块（主要材料为石墨），据调查目前已建成的部分长输管道站场的接地体系存在着多种材料混用的现象。根据表3的电位排序，当这些不同材料的接地极与管道同处于管道站场下的土壤中时，由于其电位的不同，形成一个复杂的电偶电池系统，锌的电极电位最负成为电偶的阳极被腐蚀，低电阻模块或铜的电极电位最正成为电偶的阴极受到保护。又因为镀锌扁钢、角钢、钢管表面的锌为镀层，其厚度有限，在管线敷设的初期，这些镀锌扁钢、角钢、钢管接地极所提供的阴极电流首先使低电阻模块或铜产生阴极极化，如果体系电流足够大能够将低电阻模块或铜的电位极化至7管线的自然电位甚至更负，则管线也将被阴极极化而受到一定程度的保护；随着管线敷设时间的延长，在该电偶体系中，镀锌扁钢、角钢、钢管表面的锌镀层做为阳极而逐渐被腐蚀殆尽，电偶体系的组成发生了变化，即接地扁钢、角钢、钢管、管线与低电阻模块、铜绞线接地极组成电偶，管线的极性发生逆转，由负向极化改为正向极化成为电偶腐蚀的阳极而处于腐蚀状态。前述的2条长输天然气管道站场埋地管道的腐蚀过程证明了这一点。3站场管道电偶腐蚀的特征及危险性1）腐蚀速度快由于管道站场通常是不实施阴极保护的，所以在不存在电偶腐蚀的情况下，管道处于自然腐蚀状态，其腐蚀速度取决于土壤的腐蚀性及防腐层的优劣，管道的腐蚀属于微电池腐蚀；而在电偶腐蚀的情况下，管道成为腐蚀电池的阳极，属于宏电池腐蚀，其腐蚀速度可超过自然腐蚀速度几十倍。2）腐蚀在防腐层缺陷处呈现点蚀特征极易导致穿孔在电偶腐蚀的情况下，管道防腐层缺陷处所暴露出的管体表面，与电位较正的接地体形成大阴极、小阳极的电偶对，在管道防腐层缺陷处形成腐蚀电流的集中，导致局部腐蚀速度的加剧，并可能在较短时间内发生腐蚀穿孔事故。3）管地电位差异大规律难寻由于联合接地系统在地下所形成的接地网分布复杂，站场内管道防腐层的缺陷定位目前尚无有效的检测手段，所以无法通过间接测试8手段准确确定管线腐蚀的危险点。站场埋地管道各点的电位无规律可循，管道与电位较正接地体的相对位置、距离、管道本身防腐层是否存在缺陷、管道之间的距离以及是否存在屏蔽等都会直接影响管道的电位变化和腐蚀宏电池系统的构成。4）加快防腐层的失效速度管道阳极腐蚀反应所形成的腐蚀产物，导致防腐层剥离，特别是位于高水位区域的站场在使用渗透型防腐层时，如果防腐层质量低劣、抗水渗透性差，极易发生涂层下的均匀腐蚀，造成防腐层的整体失效。5）降低接地体系的使用寿命构成安全隐患多种材料的混合使用并采用联合接地方式，使接地系统本身电位较负的部分如镀锌扁钢等表面的镀锌层迅速被消耗，由于电位较正的低电阻模块或铜接地极与扁钢等继续形成电偶对，所以扁钢等接地极继续作为电偶的阳极被腐蚀，从而降低接地体系的使用寿命，并可能使接地电阻值升高，对站场的安全构成威胁。4技术改进措施及建议1）对已建成并采用铜或低电阻模块接地极的管道站场进行整改，采用锌包钢材料替换原有的铜或低电阻模块；或对站场实施有效的阴极保护，确保管道电位达标，无死角；或在适当部位加装等电位连接器，消除电偶。2）制定相关规范，禁止在管道站场采用电位正于埋地管道的铜、低电阻模块等接地材料。9参考文献吴建华许立坤：管线腐蚀控制，原著第二版，北京，化学工业出版社，2004年4月，4。