埋地管道保温层下阴极保护有效性.pdf

78D0I:10.11973/syfh-202305014May20232023年5月CORROSION&PROTECTIONNo.5Vol.44第44卷第5期腐蚀与防护埋地管道保温层下阴极保护有效性战征（中国石油化工有限公司西北油田分公司，乌鲁木齐8 30 0 0 0）摘要：针对西部某油田原油保温管道保温层下腐蚀的风险，在该管线旁埋设全尺寸保温管开展现场试验。采用检查片、Ag/AgC1微参比电极、ER（电压、电阻）腐蚀探头等，对保温层下的阴极保护和腐蚀速率进行监测。结果表明：完好的管道夹克层和保温层具有一定的防护及防腐蚀作用；当夹克层和保温层产生老化剥离、破损后，在含溶解氧水的作用下，阴极保护回路或测试回路的稳定性无法保证，管道可能被腐蚀。因此，阴极保护方法难以成为保温层下腐蚀防护的有效手段。关键词：保温层下腐蚀；阴极保护；屏蔽；腐蚀监测中图分类号：TG174文献标志码：B文章编号：1 0 0 5-7 48 X（2 0 2 3）0 5-0 0 7 8-0 5Effectiveness of Cathodic Protection under Insulation of Buried PipelinesZHAN Zheng(Sinopec Northwest Oilfield Branch,Urumqi 830000,China)Abstract:In view of the risk of corrosion under insulation(CUI)of a crude oil insulation pipeline in a western oilfield,a field test was carried out by burying a full-size insulation pipe close to the pipeline.The cathodic protectionand corrosion rate under the thermal insulation layer were monitored by inspection pieces,micro reference Ag/AgClelectrodes,ER(voltage,resistance)corrosion probes.The results showed that the undamaged jacket and insulationhad certain protection and corrosion prevention for the pipeline.When the jacket and insulation were peeled ordamaged because of aging,the stability of the cathodic protection circuit or test circuit cannot be guaranteed under theaction of water containing dissolved oxygen,and the pipeline may be corroded.Therefore,cathodic protection isdifficult to become an effective means of corrosion protection under insulation.Key words:corrosion under insulation(CUI);cathodic protection;shielding;corrosion monitoring保温层下腐蚀（CUI)是保温管道面临的重要腐蚀威胁。埋地管道外防护层是防止碳钢发生腐蚀的第一道屏障，使保温层系统免于受到机械伤害，阻止或减少外部水分和腐蚀介质的进入，外防护层多为黄夹克、彩钢板、铝板或不锈钢材料 1-2 。外防护层下的防潮层虽然在一定程度上可以延缓潮气侵入，但潮气一旦进人，便难以出去，而且多数保温管道并没有防潮层。绝热层或保温层是管道或设备外面的第二道屏障，主要起到隔热保温的作用。保温层所用材料多为硅酸钙、岩棉、矿渣棉、玻璃棉、硅酸铝棉、珍珠岩或泡沫塑料。尽管这些材料对热量具有很好的隔绝效果，但它们属于毛细结构，特别容易吸附水分，导致碳钢管道发生CUI。实践表明，收稿日期：2 0 2 2-1 2-1 2通信作者：战征（1 9 7 4一），高级工程师，硕士，从事管道腐蚀与防护工作，1 7 6 9 9 2 37 8 6 6，1 55532 42 8 7 2 1 6 几乎没有一种保温材料可以避免碳钢发生CUIE3-5NACE SP 0198-2010 Control of corrosion underthermal insulation and fireproofing materials-asystemsapproach标准指出，碳钢发生CUI的根本原因在于材料和水气的接触。虽然对管线施加了阴极保护，然而CUI仍然可以在整条管线上随机出现。有文献报道，当参比电极放置在保温层里面时，即使在阴极保护电流输出很大的情况下，保温层下的阴极保护电位仍达不到阴极保护标准 6 。由于剥离后保温层会对电流起到屏蔽作用，因此阴极保护电流无法到达管道表面，同时无法实现阴极保护电位的测量7为预防管道发生保温层下腐蚀，在管道保温系统设计和安装时需考虑排除积水，选择性能良好的外防护层，并对管道定期进行剥除、喷砂、重新油漆以及重新绝缘保温 8-1 0 1；同时，通过无损检测、内检79战征：埋地管道保温层下阴极保护有效性测和其他持续的检查活动，监测CUI的腐蚀速率和评估管道系统的剩余寿命1 1-1 3。除了保证外防护层的质量 1 4-1 6 1 和加强检测 1 7-1 9 ，目前仍缺乏有效的解决方案。西北油田重质原油的重要集输管道、外输管道基本采用埋地聚氨酯黄夹克层和外加强制电流阴极保护的防腐蚀方案。然而，对于这种方案在实际使用中是否存在阴极保护电流屏蔽，阴极保护效果如何，有效阴极保护电位值是多少，以及管道是否存在保温层下腐蚀等一系列问题，目前还缺乏认知，采取的预防措施也很少。同时，国内相关数据也较少，且认知和结论也存在差异。为了做好埋地管道保温层和外加强制电流阴极保护，同时为日后设计提供相关数据支撑，本工作通过现场试验对保温层下的阴极保护和腐蚀速率进行监测，并将采集的数据进行了分析，对以上疑问进行了论证，并提出了相关的预防措施。1试验为了对保温层下管线阴极保护有效性进行研究，同时保证运行管线安全，在运行管线旁埋设全尺寸保温管开展现场试验。试验管段长9 m，与运行管道平行埋设，埋深相同，土壤环境一致，并采用电缆进行跨接。对试验管段保温层进行不同破损处理，并在保温层内安装ER腐蚀探头、检查片（自然腐蚀检查片和阴极保护检查片）、Ag/AgCl微参比电极，用于监测保温层下管道腐蚀速率以及评价管壁处阴极保护的有效性。1.1现场环境勘测试验场地应选择土壤含水率高、腐蚀性强的位置，拟选择某重油管线的1 2 号测试桩附近作为试验场地。该试验场地为红柳地，表面为干燥的壤土，地表1 0 cm以下为湿润壤土。通过温纳四极法测得试验场地2 m深处土壤电阻率为1 0.6 7 2 m，根据GB/T214472018钢质管道外腐蚀控制规范评判标注，该位置土壤腐蚀性为强。通过试片断电法测得试验场附近运行管线断电电位即实际阴极极化电位为一0.9 1 V（相对于铜/饱和硫酸铜电极CSE），阴极保护电位满足GB/T214482017埋地钢质管道阴极保护技术规范中极化电位的保护准则要求。该位置土壤含水率高、电阻率低，且阴极保护效果较好，适合作为试验场。为了掌握管线不同位置阴极保护状况，均匀选取6 个测试点对管线电位进行测试。首先，利用试片法对该位置管线的通/断电电位进行测试，结果如表1 所示。其中，断电电位最正值为一7 0 0 mV，而管道的自然腐蚀电位为一50 1 mV,所以最小极化偏移量为1 9 9 mV，阴极保护水平满足GB/T21448一2017中极化偏移量大于1 0 0 mV的保护准则。这与管线表面状态良好的现象一致。表1开挖点管道电位Tab.1Potentials of pipeline at excavation points测试断电电位通电电位（相对于CSE)/V点(相对于 CSE)/V保温层干燥保温层湿润近参比远参比1-0.71-0.24-1.22-1.282-0.74-0.46-1.231.243-0.70-0.19-1.19 1.144-0.92-0.24-0.98-0.985-1.00-0.20-1.10-1.096-1.04-0.20-1.121.121.2试验场开挖试验管段为直径1 1 4mm的黄夹克保温层管线，长度为9 m。开挖长1 3m的管线沟用于埋设试验管段，其横截尺寸如图1 所示；在试验管段与重油管线之间开挖长3m、宽0.5m、深0.8 m的电缆沟用于试验管段与重油管线之间电连接。2mX三51.5m图1 管线沟横截面尺寸Fig.1Dimension of cross-section of pipeline trench1.3试验设备安装当前运行的保温管的环氧酯层厚度基本为5cm，因此可操作的试验空间最大厚度仅为5cm。由于试验空间的限制，目前市面上普遍使用的检查片均无法正常使用。根据试验空间尺寸对检查片尺寸进行改良。检查片的接触面积为1 0 cm,ER腐蚀探头的接触面积也为1 0 cm。在试验管段上布置4个监测点（在已埋设试验管段上开4个1.5m长、1 0 cm宽的试验槽，破坏该位置夹克层及保温层）。在每个监测点保温层下放置3个自然腐蚀检查片（测管道自然腐蚀电位）、3个阴极保护检查片（测管道阴极保护电位，包括通/断电电位）、2 支Ag/AgCI微参比电极（SSC）以80战征：埋地管道保温层下阴极保护有效性及1 支ER腐蚀探头（测管道腐蚀速率）。现场安装的检查片、参比电极和探头如图2 所示。安装时，检查片与ER腐蚀探头的金属面均背离管壁，阴极保护检查片与ER腐蚀探头均与管线电连接。(a)检查片(b)参比电极(c)ER腐蚀探头图2现场安装的检查片、参比电极和ER腐蚀探头Fig.2Coupons(a),references(b)and ER corrosion probes(c)installed on the spot1.4保温层修复为了研究不同保温层状态对阴极保护有效性的影响，对4个监测点被破坏保温层进行不同程度的修复，具体情况见表2。表2 1监测点管道状态Tab.2pipeline status at monitoring point监测点工况详情1号保温层完好十夹克完好2号保温层破损十夹克完好3号保温层完好十夹克破损4号保温层破损十夹克破损1.5测试接线箱安装在4个监测点各安装1 个测试接线箱，每个接线箱内有1 0 根接线，分别连接ER腐蚀探头（1 根）、阴极保护检查片（3根）、自然腐蚀检查片（3根）、Ag/AgCl微参比电极（2 根）和试验管道（1 根），如图3所示。其中，ER腐蚀探头接线、阴极保护检查片接线、管道接线，共5根接线与试验管段电连接；自然腐蚀检查片之间相互绝缘，且不与试验管段电连接；Ag/AgCl微参比电极接线与管道接线之间均相互绝缘且标注清楚。1.6测试过程试验设备安装完成后，分别在干燥状况、浇水后状况下对自然腐蚀电位、阴极保护通/断电电位、腐蚀速率进行测试。2结果与讨论2.1干燥状况测试结果表1 为干燥状况下试验管段的电位和腐蚀速率。由表1 可见：当试验进行至第50 天、第1 0 0 天、阴极检查片1自然腐蚀检查片1阴极检查片2自然腐蚀检查片2阴极检查片3自然腐蚀检查片3微参比1ER腐蚀探头微参比2管道浸水报警器图3测试接线箱示意图Fig.3Schematic diagram of test junction box表3干燥状况下试验管段的电位和腐蚀速率Tab.3Potentials and corrosion rates of testpipeline section监测ER腐蚀探头自然腐蚀电位断电电位时间点壁厚/um（相对于SSC)/V（相对于SSC)/V1号500.152号500.31第50 天3号499.964号499.281号501.942号499.41第1 0 0 天3号501.514号499.451号502.022号499.57第1 7 5天3号501.154号499.75第1 7 5天时，由于测试回路为断路，自然腐蚀电位和断电电位均无法测得；管道腐蚀速率可以通过ER腐蚀探头厚度表示，其变化在2 m之内，无明显降低，这说明管道无明显腐蚀。由于监测点处一直没有进水的迹象，阴极保护测试无法形成通路，ER腐81战征：埋地管道保温层下阴极保护有效性蚀探头也没有明显减薄，表明在正常土壤环境中（干燥或正常湿润），水分难以进人保温层下，此时腐蚀风险较小。2.2浇水后测试结果虽然对于大部分保温管段，水分难以进人保温层下形成腐蚀环境，但是部分管段由于降雨、地下水位较高、靠近河床和农田灌溉等原因，短时间或长时间浸泡于水中，依然存在水分进入保温层的风险。为模拟该类恶劣条件，人为在2 号至4号监测点浇水，使这三处保温管短时间浸泡在水中，浇水前后分别用便携式铜/饱和硫酸铜参比电极（便携CSE)校核保温层下的Ag/AgCl微参比电极，并测试自然腐蚀电位、阴极保护通/断电电位。1号监测点未浇水，用便携CSE校核保温层下的Ag/AgCl微参比电极时电路不通；自然腐蚀和阴极保护检查片的电路也不通。由表4可见，2 号监测点浇水前保温层下的参比电极、阴极保护检查片、自然腐蚀检查片均未导通，刚浇水和浇水1 h后，也未导通。浇水2 4h后，自然腐蚀检查片未导通，2 号Ag/AgCl微参比电极与便携CSE导通，电位（相对于CSE)为一0.1 6 V；同时2 号Ag/AgCl微参比电极与阴极保护检查片导通，通/断电电位（转换为相对于CSE后）分别为-0.866V和-0.8 0 0 V。依据断电电位-0.8 5V的阴极保护准则，阴极保护电位不达标，同时由于无法确定保温层下自腐蚀电位，也无法使用1 0 0 mV极化准则判断，但是此时检查片得到了一定的阴极保护。表4浇水前后2 号监测点的测试数据Tab.4 Test data of monitoring point No.2 before andafter watering微参比电极电位管道电位测试时间(相对于 CSE)/V(相对于 SSC)/V1号2号通电电位断电电位自腐蚀电位水前刚浇水后浇水1 h后浇水2 4h后-0.160.710.64由表5可见，3号监测点浇水前保温层下的参比电极、阴极保护检查片、自然腐蚀检查片均未导通，刚浇水后1 号微参比电极导通，阴极保护检查片导通，通/断电电位（转换为相对于CSE后）分别为一0.9 1 3V和一0.7 8 7 V，此时断电电位不满足一0.8 5V阴极保护准则。浇水1 h后2 号微参比电极导通，阴极保护检查片导通，通/断电电位（转换为相对于CSE后)分别为一0.9 0 9 V和一0.8 1 2 V，此时断电电位不满足一0.8 5V阴极保护准则。浇水2 4h后，1 号微参比电极导通，阴极保护检查片导通，通/断电电位（转换为相对于CSE后）分别为一0.8 9 3V和一0.8 0 4V，此时断电电位不满足一0.8 5V阴极保护准则。自然腐蚀检查片一直处于未导通状态，无法确定保温层下自腐蚀电位，故无法使用1 0 0 mV极化准则判断。不同时间段，1 号微参比和2 号微参比电极分别导通，测试得到的断电电位较为接近且都高于一0.8 5V，可认为测试结果可信。参比电极间歇性导通说明保温层下浸水后，测试回路不稳定，同理阴极保护回路不稳定。即使某些时间段所测断电电位满足一0.8 5V极化准则，也不能保证阴极保护的持续有效，因为无法保证阴极保护回路一直处于导通状态。表5淘浇水前后3号监测点的测试数据Tab.5Test data of monitoring point No.3 before andafterwatering微参比电极电位管道电位测试时间(相对于CSE)/V(相对于SSC)/V1号2号通电电位断电电位自腐蚀电位浇水前刚浇水后0.12-0.800.67浇水1 h后-0.140.77-0.68浇水2 4h后-0.15-0.74-0.65由表6 可见，4号监测点浇水前保温层下的参比电极、阴极保护检查片、自然腐蚀检查片均未导通，浇水后有部分数据，但数据波动性较大，且与其他位置测试的通/断电电位差别较大，可能是因为未建立稳定的测试通路。在浇水8 5d后，用ER腐蚀探头测管道的腐蚀表6浇水前后4号监测点的测试数据Tab.6Test data of monitoring point No.4 before andafter watering微参比电极电位管道电位测试时间(相对于CSE)/V(相对于SSC)/V1号2号通电电位断电电位自腐蚀电位浇水前刚浇水后-0.22-0.24-0.21-0.21浇水1 h后-0.09-0.210.14浇水2 4h后-0.09-0.26-0.1882战征：埋地管道保温层下阴极保护有效性速率。由图4可见，浇水后4号监测点ER腐蚀探头明显减薄，折合腐蚀速率约为0.2 2 mm/a，其余监测点ER腐蚀探头厚度都没有明显减薄。0.6浇水wu/直0.4-1号监测点0.22号监测点一3号监测点-4号监测点00100200300时间/d图4ER腐蚀探头厚度随时间的变化曲线Fig.4Curves of ER corrosion probe thickness vs time综合浇水后的测试结果可知，1 号监测点未浇水，维持电位测不出、腐蚀未发展的状态；2、3号监测点浇水，管道阴极保护情况不明确，但未见明显腐蚀；4号监测点浇水后管道未得到有效阴极保护，并发生了明显的腐蚀。浸水后，不同监测点、不同时间段，保温层下的阴极保护回路、测试回路可能处于导通状态也可能处于断路状态，无法保证阴极保护回路或测试回路的持续稳定，也无法准确判断破损点下的管壁是否得到保护及保护是否充分。因此，阴极保护方法难以成为保温层下腐蚀防护的有效手段。3结论（1）干燥条件下，埋地管道分别处于保温层完好十夹克完好、保温层破损十夹克完好、保温层完好十夹克破损、保温层破损十夹克破损四种状态下，Ag/AgCl微参比电极与地表参比均未能检测到电位，阴极保护电流受到屏蔽。（2）浇水后，完好的保温层夹克能够很好地阻止水进入，且对阴极保护电流有屏蔽作用。（3）浇水后，在保温层破损十夹克完好、保温层完好十夹克破损、保温层破损十夹克破损情况下，保温层下浸水，Ag/AgCl微参比电极与地表参比均能够检测到电位，但阴极保护回路或测试回路不稳定，也无法确定破损点下的管壁是否得到保护及保护是否充足。（4）浇水后，不同监测点阴极保护可能达标也可能不达标，1 号、2 号、3号监测点未见明显腐蚀，4号监测点未得到有效阴极保护，发生腐蚀。参考文献：1月周建龙，王箫然，潘莹，等保温层下的碳钢腐蚀与解决方案 J.中国涂料，2 0 1 5，30（2）：56-6 2.2吕晓亮，唐建群，巩建鸣，等保温层下腐蚀防护的研究现状 J腐蚀科学与防护技术，2 0 1 4，2 6（2）：1 6 7-172.3姜莹洁，巩建鸣，唐建群2 0 钢在不同模拟条件下的保温层下腐蚀行为 J.机械工程材料，2 0 1 1,35（1 2：6 6-70.4张交辉，金文渊。中低温碳钢管道保温层下腐蚀原因分析及对策 J.大氮肥，2 0 1 7，40（5）：31 4-31 7.5黄保温层下金属材料的腐蚀与防护 J石油化工腐蚀与防护,2 0 1 3,30（3）：1 5-1 7.6COSTA PINTO M E A,ABE R M,DE OLIVEIRAPASSOS D.Petrobras transporte S.A.-transpetrosolution for the minimization of external corrosion ofthermal insulated pipelines for underground heated oiltransportation in BrazilCJ/Proceedings of 2004 In-ternational Pipeline Conference.Calgary:ASME,2004:67-71.7DELAHUNT J F.Corrosion under thermal insulationand fireproofing-an overview C/Corrosion 2003.Houston:NACE International,2003:03022.8聂宝华，王学力，田胜杰，等。输油站场埋地管道保温层下腐蚀分析与控制 J.金属热处理，2 0 1 5，40：47 5-47 8.9FITZGERALD B,LAZAR P,KAY R M,et al.Strate-gies to prevent corrosion under insulation in petro-chemical industry pipingCJ/Corrosion 2003.Hous-ton:NACE 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