防腐和防护措施在天然气长输管道的运用

来源：天然气工业 【在线投稿】栏目：期刊导读时间：2020-10-12

前言

当前，能源消费结构以石油和煤炭为主，环境污染问题严重。而天然气属新兴能源，多以管道传输，具备环保特性。应用管道实施天然气输送，将腐蚀问题作为重点考量内容。我国管网建设量比较大，要依据天然气传输情况及要求，加大天然气管道防腐技术研究力度，认识到长输管道防腐必要性、类型和机理等，明确管道防腐影响因素，提出具体防护措施。

1 长输管道的防腐必要性

长输管道外部土壤环境复杂，内部物质多具备腐蚀性特征，容易使管道内外壁受到影响。倘若天然气输送过程中，管道腐蚀并穿孔，会造成天然气泄漏，不仅影响管道建设运营，而且对环境造成污染，甚至引发火灾，爆炸等一系列危害。当前，我国天然气管网数量较多，加大防腐工作力度，应用相关技术对管道实施保护，有助于充分发挥长输管道性能，实现天然气传输效益。

2 管道腐蚀形式、类型和机理

2.1 管道腐蚀形式

（1）化学腐蚀。该腐蚀情况多由土壤、空气、管道中各化学介质与金属接触发生化学作用导致，管道经腐蚀后表明金属呈现均匀流失状态，管道壁变薄。

（2）电化学腐蚀。因电极电位差异，金属表面形成微电池，电解质溶液使金属失去电子，变为离子后被溶解，形成阳极，电极电位高部位形成阴极，受电流流动影响。

例如：析氢腐蚀(钢铁表面吸附水膜酸性较强时)电化学腐蚀

负极(Fe)：Fe－2eˉ=Fe2+

Fe2+＋2H2O=Fe(OH)2＋2H+

正极(杂质)：2H+＋2eˉ=H2

电池反应：Fe＋2H2O=Fe(OH)2＋H2↑

由于有氢气放出,所以称之为析氢腐蚀。

（3）生物化学腐蚀。细菌生命活动破坏管道，产生腐蚀。其中，尤以电化学腐蚀最为常见，危害大。

2.2 管道腐蚀类型

（1）内壁腐蚀。造成管道内壁腐蚀的原因是天然气中含水，在内壁生成亲水膜，造成电化学腐蚀。同时，天然气中的O2、CO2、H2S等腐蚀性物质，与金属发生反应，造成化学腐蚀。（2）外壁腐蚀。该类腐蚀的发生环境是架空或埋地钢管，多用涂层方式，对架空管进行防腐。埋地钢管化学腐蚀比较彻底，该背景下，管壁厚度均匀，化学腐蚀不会对其产生太大危害。埋地钢管因环境原因，外壁腐蚀情况复杂，以电化学腐蚀为主[1]。

2.3 腐蚀机理

腐蚀多由金属和周围介质发生化学或电化学作用所致。金属因电极电位差异，出现腐蚀。电化学反应过程中，电极电位较低部位会失去电子，形成阳极，反之，得到电子，为阴极。水和氧气同时存在，出现铁锈。因其比较疏松，多浮于钢铁表面，无保护性，金属仍存在阳极化反应。

3 管道防腐影响因素

石油天然气管道，内、外和接头部位多腐蚀。油气管道敷设方式有埋地、管沟和架空三种。埋地敷设方式在油气管道中应用普遍，站场内管道敷设多采用管沟和架空方式，应对埋地敷设管道实施重点防护。

3.1 外界条件影响

（1）周边介质腐蚀性。介质的腐蚀性强弱，受土壤性质及微生物影响。长输管道所处土壤环境复杂，很难对其腐蚀性进行准确评估和测定。（2）温度影响包括环境温度和管道运行过程中的温度两种。腐蚀速度会虽温度升高而加快。温度高低受管道敷设深度及地域差异影响。

3.2 防腐失效的影响

防腐层失效会对地下管道产生腐蚀。天然气长管道经长期使用之后，防腐层发生破裂、变形、穿孔或与管道剥离，都会出现腐蚀情况。（1）防腐层剥离。倘若防腐层与管道脱离之后，无破损和进水情况，不会发生腐蚀。反之，出现破口，使腐蚀介质进入，可能出现保护电流不能达到的区域，形成阴极保护屏蔽现象。（2）防腐层破裂、穿孔、变形，会使其遭到直接破坏，进一步促成防腐层剥离，在特定环境下，产生阴极屏蔽。倘若破坏严重，很容易腐蚀管道。土壤应力、外力和材料老化都会对天然气防腐层产生影响，使其破裂。穿孔多因施工过程中的外力所致。

4 管道防护措施

科学的腐蚀控制及防护是输气管道安全系统工程的重点内容，应依据实际工程背景，优选适用性强的腐蚀防护方式。通常情况下，天然气长输管道防护中，对防腐绝缘层和阴极保护进行同步应用，使防腐系统更具经济性和可靠性。具体工程实践中，效果极佳。