长输管道站场区域阴极保护

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1、长输管道站场区域阴极保护2009年12月昆明1、区域阴极保护的意义2、技术发展回顾3、区域阴极保护技术特点4、传统辅助阳极地床5、柔性阳极技术6、结束与建议汇报总目录1、区域阴极保护的意义30多年来，随着越来越多的石油和天然气管道工程的建设，人们对长输管道的腐蚀控制已经得到了足够的重视，管道腐蚀泄露事故越来越少；然而，由于对站场地下管道的腐蚀防护缺乏重视，输油气站场内配管系统腐蚀的事例却不断地发生，已经越来越引起大家的关注，对输油气管道站场实施区域阴极保护的呼声越来越高，将区域阴保纳入站场腐蚀防护工作中已成为必须。多年来站场内部埋地管网的腐蚀破坏事故不断的发

2、生，如忠—武输气管线站场在扩建开挖时发现，站内管线防腐层脱落严重，又没有阴极保护措施，造成了较为严重的腐蚀；07年初在西气东输轮南首站以及陕京输气管道站内开挖过程中，也同样发现防腐层破损严重，使管道遭受了腐蚀；另外，早些年在阿—赛线、濮--临复线输油管道上，也都出现过站内埋地管道腐蚀泄漏的报导。所有这些站内管道被腐蚀的实例，都在迫切地督促着人们尽快采取必要的防护措施，改善和综合治理由于站内管网缺乏保护正在遭受着的腐蚀侵害。由于站内设备、仪表设施以及人员相对比较集中，站内腐蚀泄露的危害要比干线严重的多。正因为如此，站内腐蚀在国外油气储运工程中一直都很重视，美国

3、腐蚀工程师协会NACE要求站内管道必须采取阴极保护。中石油最近十多年来也陆续在许多管道工程中,如忠武线、库鄯线、黄岛首站、太阳升和林源等泵站、鄯乌线，陕京输气管道、以及广东LNG等诸多工程的工艺站场实施了区域阴极保护，取得了一定的效果。一些管道项目如西一线、西部原油成油管道等都正在实施增设区域阴极保护。下图为忠武管道站内腐蚀现场图片二、技术发展回顾国内长输管道行业区域阴极保护技术始于上世纪70年代末80年代初，当时的管道勘察设计院在管道局所属的东营首站首次尝试进行区域阴极保护，阴极保护采用的是深井阳极，保护站内库区与地下管网，现场采取不断调试通电点方式，由于

4、当时库区地下金属管网与其它金属构筑物较多，而且分布情况不明，除临近地床附近的一些区域达到-0.85的保护要求外，许多管道因相互屏蔽而没达到-0.85V的保护电位；90年代初，管道局所属的东北输油局又在林源和太阳升泵站实施了区域阴极保护，保护方式采用强制电流法，阳极地床采用站外周边水平浅埋阳极组方式，这两个站的设计和实施由泵站管理单位完成，由于输油泵站区域较大，地下管网较多，管道电绝缘几乎没有实施，因此，这两个站的区域阴保除靠近阳极地床的区域配管外，相当一部分由于地下管道的相互电屏蔽而没有达到保护电位，普遍在-0.75-0.8VC.S.E。进入新世纪初，区域阴

5、极保护进入全面尝试应用阶段。2001年11月，管道公司在所属的鄯乌线对沿线所有工艺站场实施区域阴极保护，这次阴极保护的实施，充分总结了以前的经验，先后对鄯善首站、乌石化末站、新化分输站、城市站等所有站场进行区域保护，保护采用深井阳极与浅埋阳极相结合分散布置的方式，以深井阳极为主，浅埋阳极为辅，深井阳极安装于站外，浅埋阳极靠近被保护管道，以降低屏蔽和干扰。同时对站内接地系统进行改造，将原来的角钢接地改为锌合金。工程实施后，进行电位实测，总结了很多经验。陕京线也先后在采育、永清、通州等站实施区域阴极保护；西气东输也陆续在甪直和古浪开展了区域阴保研究；CPE西南分

6、公司也在永唐秦输气管道站场中实施了深井阳极地床区域阴极保。在国内工程不断进行区域阴保实验的同时，管道局也先后在科威特、俄罗斯西伯利亚—太平洋等管道工程中实施区域阴保，同时我们也在不断与我们的国际合作伙伴如美国克罗尼尔、MACTOR、英国CP、德国SSS等专业公司广泛合作，对国外的区域阴保也有比较多的了解和掌握。三、区域性阴极保护技术特点多年来，长输管道工程设计中，区域性阴极保护设计和实施之所以没有很好地全面开展，与其保护对象的多样性、影响因素的多重性以及现场条件制约的多方性有很大关系。通常来说，区域阴保具有如下技术特点。--保护对象复杂性，站内区域性阴极保护

7、是复杂的系统，通常包括站内埋地工艺管网、站内消防管线、排污管线、放空管线、热力管网等，这与站外单一干线管道的保护完全不同，相互制约和影响因很多，需要系统地统筹考虑。--影响因素差异性，站内管道本身具有防腐层差异、管径差异、敷设方式差异、介质温度差异、材质差异、邻近或交叉分布差异以及地质环境差异等，这些差异反应在阴极保护电场分布方面，直接影响着阴极保护电位的分布。区域保护设计中，需要根据这些不同客观条件，采取适当调节措施，有效地均衡各区段管道的保护电位，根据需要调节不同区域保护电流的合理分配，才能保证整体系统处于预期的保护状况。--外界条件限制多样性，外界影响

8、最严重、最直接的就是站场各种电接地系统，在常规站场电