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摘 要：长期，安全，平稳的运行是天然气长输管道首要的任务，而腐蚀环境的危害是直接影响长输管道工作可靠性的重要因素。所以如何防止埋地管道的腐蚀损坏，长期以来就是管道工程中的一个重要环节。
关键字：天然气 长输 腐蚀 阴极保护
前言
腐蚀缩短了管道的使用寿命，降低了管道的输送能力，引起生产费用的增加和意外事故的发生。长距离地下输气管道的腐蚀，较之一般地下金属结构的腐蚀更具危害性。因为，长距离管线长达数百乃至上千公里，翻山越岭，穿河跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遭受着腐蚀介质的侵袭，因此，可能发生腐蚀的范围很大，涉及的点、线、面广，事故突发率高，难以预测。一旦发生腐蚀穿孔事故，其直接，间接损失都是很大的。腐蚀是造成天然气管道事故的主要原因。
1 天然气分类
天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分以甲烷为主。天然气一般可分为四种：从气井采出来的气田气或称纯天然气；伴随石油一起开采出来的石油气，也称石油伴生气；含石油轻质馏分的凝析气田气；从井下煤层抽出的煤矿矿井气。
2 天然气主要应用
2000年以前，受输送管道的限制，我国天然气消费市场局限于油气田周边地区，天然气利用以工业燃料和化工为主。随着西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰等长输管线的建成投产，用气区域迅速向经济发达的沿海市场转移，消费结构也随之发生变化，城市燃气和发电用气明显增加，工业燃料和化工原料用气逐步减少。
3 天然气长输管道腐蚀原因及分类
天然气管道的输送介质属于易燃、易爆物质，介质中含有的硫化氢、二氧化碳、游离水、粉尘等杂质，使敷设的管道处于内外腐蚀条件，加上环境、地质、气象和水文灾害、管材及设计缺陷、操作失误乃至人为破坏等因素，管道的安全受到众多因素的威胁。管道发生爆破、泄漏、停输等事故不仅造成巨大财产损失，而且也危害到生态环境。
输气管道由于所处环境和输送介质的不同，引起的腐蚀情况也不同。按照腐蚀部位可分为：内壁腐蚀和外壁腐蚀。按照形态可分为：全面腐蚀和局部腐蚀。按照发生机理可分为：化学腐蚀和电化学腐蚀。
4 管道防腐蚀方法
4.1外壁防腐蚀层
（1）选用耐腐蚀材料制管，如不锈钢、塑料等。
（2）金属防蚀层，如镀锌、喷铝等。
（3）涂层：①油漆类：如油脂漆、醇酸树脂漆、过氯乙烯漆、硝基漆等。②有机化合物材料：如沥青、塑料、树脂等。③无机化合物材料：如玻璃、珐琅、水泥等。
（4）电法保护： ①阴极保护。②电蚀防止法。
（5）工艺设计防蚀：如防止残留水分腐蚀的结构，避免异种金属管道的连接，解除焊接应力，改善环境（换土、埋地改架空敷设），回填管沟时特别注意直接和管道接触的土层的均匀性等。
4.2 内壁防腐蚀层
a）选用耐腐蚀材料制管，如不锈钢、塑料衬里等。
b）涂层：如塑料、树脂等。
c）在输送天然气中添加缓蚀剂。
5管道阴极保护设计原理及阴极保护方法
5.1阴极保护原理
给金属通以阴极电流，使金属表面阴极极化，抑制表面上阳极区金属的电子释放，从根本上防止了金属的腐蚀。
5.2阴极保护方法有以下两种：
（1）强制电流阴极保护
利用外部直流电源，取得阴极极化电流，以防止金属遭受腐蚀的方法称强制电流阴极保护或外加电流阴极保护。此时被保护的金属接在直流电源的负极上，而电源的正极则接辅助阳极。强制电流阴极保护为目前油气管道阴极保护的主要形式。该保护系统主要包括供电电源，辅助阳极（阳极地床），参比电极、电绝缘装置，检测系统等。
（2）牺牲阳极保护
牺牲阳极保护实质上是应用了不同金属间电极 电位差的电化学原理来实现阴极保护。当钢铁管道与电位更负的金属电气连接，并且两者处于同一电解质溶液中（如土壤、 海水）则电位更负的金属作为阳极在腐蚀过程中向管道提供阴极保护电流，实现管道的阴极保护。常用的牺牲阳极有镁和镁合金、锌及锌合金以及铝合金三大类。
5.3阴极保护准则
（1）管道阴极保护电位（即管/地界面计划电位）应为-850mV（CSE）或更负。
（2）阴极保护状态下管道的极限保护电位不能比-1200 mV（CSE）更负。
（3）对高强度钢（最小屈服强度大于550MPa）和耐蚀合金钢，如马氏体不锈钢，双相不锈钢等，极限保护电位则要根据实际析氢电位来确定。其保护电位应比-850mV（CSE）稍正，但在-650 mV至-750 mV的电位范围内，管道处于高pH值SCC的敏感区，应予注意。
（4）在厌氧菌或SRB及其他有害菌土壤环境中，管道阴极保护电位应为-950mV（CSE）或更负。
（5）在土壤电阻率100Ω·m至1000Ω·m环境中的管道，阴极保护电位易负于-750mV（CSE）；在土壤电阻率ρ大于1000Ω·m环境中的管道，阴极保护电位易负于-650mV（CSE）。
在以上准则难以达到时，可采用阴极极化或去极化电位差大于100 mV的判据。但在高温条件下，SBR的土壤中存在杂散电流干扰及异种金属材料偶合的管道中不能采用100 mV极化准则。
6 结语
某些套管内的输管道和固定墩内的管道也存在较为严重的腐蚀，这种状况除了与施工质量控制不严有关外， 阴极保护电流的屏蔽也是一个重要原因。当管道周围有绝缘层或金属结构存在时，会影响阴极保护电流的流动，使管道得不到有效的阴极保护，即：电流屏蔽。主要的电流屏蔽有：金属结构对管道的屏蔽、绝缘体对管道的屏蔽、区域性阴极保护时，土壤的屏蔽。
做好管道的腐蚀与防护是保护和延长管道使用寿命的最有效措施。因此必须加强管道巡检；做好防护设备的检查维护和保养，严格遵守操作规程，保证设备的正常运行，有效保证最大限度延长管道和设备的使用寿命。
参考文献
{1}M.Mohitpour J.Szabo T.V.Hardeveld 著 吴宏 译 《管道运行与维护实用方法》 石油工业出版社 2007
{2}茹慧灵主编 《输气技术》 《油气管道保护技术》 石油工业出版社 2010
{3}崔之健 史秀敏 李又绿 编著 《油气储运设施腐蚀与防护》 石油工业出版社 2009
{4}《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448-2008
关键字：天然气 长输 腐蚀 阴极保护
前言
腐蚀缩短了管道的使用寿命，降低了管道的输送能力，引起生产费用的增加和意外事故的发生。长距离地下输气管道的腐蚀，较之一般地下金属结构的腐蚀更具危害性。因为，长距离管线长达数百乃至上千公里，翻山越岭，穿河跨谷，敷设在变化十分复杂的环境中，遭受着腐蚀介质的侵袭，因此，可能发生腐蚀的范围很大，涉及的点、线、面广，事故突发率高，难以预测。一旦发生腐蚀穿孔事故，其直接，间接损失都是很大的。腐蚀是造成天然气管道事故的主要原因。
1 天然气分类
天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，主要成分以甲烷为主。天然气一般可分为四种：从气井采出来的气田气或称纯天然气；伴随石油一起开采出来的石油气，也称石油伴生气；含石油轻质馏分的凝析气田气；从井下煤层抽出的煤矿矿井气。
2 天然气主要应用
2000年以前，受输送管道的限制，我国天然气消费市场局限于油气田周边地区，天然气利用以工业燃料和化工为主。随着西气东输、陕京二线、忠武线、涩宁兰等长输管线的建成投产，用气区域迅速向经济发达的沿海市场转移，消费结构也随之发生变化，城市燃气和发电用气明显增加，工业燃料和化工原料用气逐步减少。
3 天然气长输管道腐蚀原因及分类
天然气管道的输送介质属于易燃、易爆物质，介质中含有的硫化氢、二氧化碳、游离水、粉尘等杂质，使敷设的管道处于内外腐蚀条件，加上环境、地质、气象和水文灾害、管材及设计缺陷、操作失误乃至人为破坏等因素，管道的安全受到众多因素的威胁。管道发生爆破、泄漏、停输等事故不仅造成巨大财产损失，而且也危害到生态环境。
输气管道由于所处环境和输送介质的不同，引起的腐蚀情况也不同。按照腐蚀部位可分为：内壁腐蚀和外壁腐蚀。按照形态可分为：全面腐蚀和局部腐蚀。按照发生机理可分为：化学腐蚀和电化学腐蚀。
4 管道防腐蚀方法
4.1外壁防腐蚀层
（1）选用耐腐蚀材料制管，如不锈钢、塑料等。
（2）金属防蚀层，如镀锌、喷铝等。
（3）涂层：①油漆类：如油脂漆、醇酸树脂漆、过氯乙烯漆、硝基漆等。②有机化合物材料：如沥青、塑料、树脂等。③无机化合物材料：如玻璃、珐琅、水泥等。
（4）电法保护： ①阴极保护。②电蚀防止法。
（5）工艺设计防蚀：如防止残留水分腐蚀的结构，避免异种金属管道的连接，解除焊接应力，改善环境（换土、埋地改架空敷设），回填管沟时特别注意直接和管道接触的土层的均匀性等。
4.2 内壁防腐蚀层
a）选用耐腐蚀材料制管，如不锈钢、塑料衬里等。
b）涂层：如塑料、树脂等。
c）在输送天然气中添加缓蚀剂。
5管道阴极保护设计原理及阴极保护方法
5.1阴极保护原理
给金属通以阴极电流，使金属表面阴极极化，抑制表面上阳极区金属的电子释放，从根本上防止了金属的腐蚀。
5.2阴极保护方法有以下两种：
（1）强制电流阴极保护
利用外部直流电源，取得阴极极化电流，以防止金属遭受腐蚀的方法称强制电流阴极保护或外加电流阴极保护。此时被保护的金属接在直流电源的负极上，而电源的正极则接辅助阳极。强制电流阴极保护为目前油气管道阴极保护的主要形式。该保护系统主要包括供电电源，辅助阳极（阳极地床），参比电极、电绝缘装置，检测系统等。
（2）牺牲阳极保护
牺牲阳极保护实质上是应用了不同金属间电极 电位差的电化学原理来实现阴极保护。当钢铁管道与电位更负的金属电气连接，并且两者处于同一电解质溶液中（如土壤、 海水）则电位更负的金属作为阳极在腐蚀过程中向管道提供阴极保护电流，实现管道的阴极保护。常用的牺牲阳极有镁和镁合金、锌及锌合金以及铝合金三大类。
5.3阴极保护准则
（1）管道阴极保护电位（即管/地界面计划电位）应为-850mV（CSE）或更负。
（2）阴极保护状态下管道的极限保护电位不能比-1200 mV（CSE）更负。
（3）对高强度钢（最小屈服强度大于550MPa）和耐蚀合金钢，如马氏体不锈钢，双相不锈钢等，极限保护电位则要根据实际析氢电位来确定。其保护电位应比-850mV（CSE）稍正，但在-650 mV至-750 mV的电位范围内，管道处于高pH值SCC的敏感区，应予注意。
（4）在厌氧菌或SRB及其他有害菌土壤环境中，管道阴极保护电位应为-950mV（CSE）或更负。
（5）在土壤电阻率100Ω·m至1000Ω·m环境中的管道，阴极保护电位易负于-750mV（CSE）；在土壤电阻率ρ大于1000Ω·m环境中的管道，阴极保护电位易负于-650mV（CSE）。
在以上准则难以达到时，可采用阴极极化或去极化电位差大于100 mV的判据。但在高温条件下，SBR的土壤中存在杂散电流干扰及异种金属材料偶合的管道中不能采用100 mV极化准则。
6 结语
某些套管内的输管道和固定墩内的管道也存在较为严重的腐蚀，这种状况除了与施工质量控制不严有关外， 阴极保护电流的屏蔽也是一个重要原因。当管道周围有绝缘层或金属结构存在时，会影响阴极保护电流的流动，使管道得不到有效的阴极保护，即：电流屏蔽。主要的电流屏蔽有：金属结构对管道的屏蔽、绝缘体对管道的屏蔽、区域性阴极保护时，土壤的屏蔽。
做好管道的腐蚀与防护是保护和延长管道使用寿命的最有效措施。因此必须加强管道巡检；做好防护设备的检查维护和保养，严格遵守操作规程，保证设备的正常运行，有效保证最大限度延长管道和设备的使用寿命。
参考文献
{1}M.Mohitpour J.Szabo T.V.Hardeveld 著 吴宏 译 《管道运行与维护实用方法》 石油工业出版社 2007
{2}茹慧灵主编 《输气技术》 《油气管道保护技术》 石油工业出版社 2010
{3}崔之健 史秀敏 李又绿 编著 《油气储运设施腐蚀与防护》 石油工业出版社 2009
{4}《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T 21448-2008