输气站场埋地管道的腐蚀与防护

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1、区域性阴极保护1各回路保护区域的划分划分回路时,要充分考虑各管路在站场内的分布集中情况和功能分类。以输气管道站场为例,站场按工艺流程及设备功能往往分为工艺装置区、收发球筒区、放空区、接地极、压缩机厂房区等多个区域,由于站场面积大,设备设施多,一般设计为多回路区域阴极保护系统。例如,西部某输气场站接地极单独设置为一路保护系统,工艺装置区、收发球筒区、放空区等站内工艺管网设置为一路保护系统,压缩机厂房单独设置为一路保护系统。2阳极床类型的选择对于强制电流阴极保护系统而言,阳极床类型主要有浅埋阳极、深井阳极和柔性...输气站场埋地

2、管道的腐蚀与防护阴极保护事业部刘严强摘要：输气管道站场在天然气管网中有着极为重要的位置，腐蚀是造成站场泄漏事故的主要因素之一；因此，在天然气管道站场应用适宜有效的腐蚀防护技术对确保天然气管道系统的安全运行有着极为重要的意义。根据天然气站场的特点，针对性选择适宜的涂层材料和阴极保护方式是确保天然气站场免于腐蚀威胁的最有效手段。关键词：输气站场腐蚀防护防腐涂层阴极保护一、输气站场埋地管道的腐蚀与防护特点在天然气站场的埋地工艺管道的腐蚀状况主要由站场所处区域的土壤腐蚀性和防腐层、阴极保护等腐蚀防护系统的有效性共同决定[2]。如果土

3、壤腐蚀性强，同时腐蚀防护系统失效，则会引发管体的腐蚀。一般说来，在输气管道站场易于发生腐蚀的部位主要集中压缩机出口汇管和站场工艺管网的管体下部或弯头立管位置。由于压缩机出口管道温度较高，直接造成金属的腐蚀速度较快，同时，较高的温度也直接引起管道防腐层老化严重，给管体腐蚀创造了条件。在站内埋地管道的下部和弯头立管位置，由于与管体上部相比存在氧的浓度差，构成氧浓差电池。加之立管和管体下部在进行现场防腐时，这些部位难于检查和接近，因此也易于存在涂层缺陷，因此引发腐蚀。对站场内埋地工艺管网，基本的腐蚀防护手段与站外管道相同，即防腐涂

4、层与阴极保护联用。但相比较单纯的长输管道而言，有许多因素造成输气站场腐蚀防护难度较大，使得同样条件下的站场埋地管道防腐系统总体质量要差于站外长输管道的防腐。首先，对于管道防腐涂层来说，由于站场工艺管道口径众多，长短不一，加之大量的异行构件、弯头、不同管道连接等，使得天然气站场的这些埋地设施的防腐层涂敷只能在野外现场建设环境下进行，而防腐层的涂敷施工需要适宜的外部温度、湿度、灰尘等条件限制，这些在实际的现场条件往往难于达到；同时由于许多管道连接为现场焊接连接，因此只能在焊接后涂敷防腐涂料，弯头异型件的涂敷难度较大。所有这些因素

5、，往往限制防腐层的涂敷质量的有效控制，造成的直接后果是施工完毕运行后的涂料早期失效，如失粘剥离、焊口处涂层破损等，这些如果发生在土壤腐蚀性较强的地区，就易于造成严重的腐蚀。另外对于站场埋地管道涂层的使用环境来说，在压缩机出口处，由于气体的压缩升温效应，使得压缩机出口汇管温度较高，大约在60℃左右，对许多防腐层如沥青类，高温加速了防腐层的老化，使其防腐性能下降。而输气站场由于有压缩机震动设备的运转会造成管道的长时间震动，与之连接的管道外防腐层与周围土壤摩擦，也会引起管道防腐层的机械损伤。以上这些因素，都导致输气站场的工艺管网防

6、腐涂层质量控制难度远远大于可工厂预制的长输管道防腐层。实际的后果是，站场内的防腐层破损点多，老化快，从而直接导致腐蚀的发生。由于任何防腐层都难免存在缺陷，因此就需要阴极保护系统对这些漏点实施电化学防护，避免腐蚀的发生。输气站场实施阴极保护主要存在以下难点：1)密集管道间的电流干扰与屏蔽由于站内管道密集，彼此距离很近，因此，对阴极保护系统而言，易于造成保护电流分布不均，使得有的管道部分过保护而其他部分管道则保护不足，从而不能达到设计目的。2)站内设备接地系统的影响由于输气站内各种电动、机械和自动化、通信设备众多，这些设备的工作

7、接地、电中性接地和安全接地电众多而密集，同时由于安全的要求，站内的防雷、防静电接地系统也很庞大，而这些接地系统以裸露的扁钢、铜质或石墨为主。这些庞大而密集接地系统的存在，对阴极保护系统的直接影响是电流漏失极大，并屏蔽临近的管道，造成其保护不足。3)站内空间限制同样，由于站内设备众多、空间有限，造成可供阴极保护系统阳极床利用的空间也大受限制，而阴极保护系统设计调控电流分布的基本手段就是合理的阳极床布置，这也直接增加了设计和施工的难度。4)与站外管道的干扰现在站外管道处于当初有效保护减少电流漏失的目的，与站内管道是通过绝缘法兰或

8、绝缘接头实现电绝缘。但是由于绝缘法兰或接头往往位于站内或极为接近站内，站外长输管道的阴极保护系统控制点也位于附近，因此站内管道的阴极保护投运会对站外阴极保护系统造成干扰，使得站外阴极保护系统输出增加或减少，影响站外管道有效保护。如何消除避免对站外阴极保护系统的干扰影响，也是站内阴极保护必须