天然气管道腐蚀监测

天然气管道腐蚀监测（精选8篇）

天然气管道腐蚀监测 篇1

摘要：在天然气管道输送过程中, 管道内、外壁会经常性发生腐蚀。并且, 在含液状况下, 还会致使涂层和缓蚀剂失去作用效果。本课题首先分析了天然气管道腐蚀机理, 进而对天然气管道腐蚀监测方法进行了探究。

关键词：天然气管道,腐蚀机理,监测方法

塔里木油田拥有国内最长且介质最复杂的天然气管网系统[1]。一旦天然气管道发生腐蚀, 则会对管道系统的可靠性与使用年限造成严重威胁。特别是基于天然气管道当中的穿孔, 既会引起油气泄漏, 又加大了维护难度, 进而造成了严重的经济损失。鉴于此, 本课题对“天然气管道腐蚀监测”进行分析与探究具有尤为深远的重要意义。

一、天然气管道腐蚀机理分析

在实施天然气管道腐蚀监测之前, 需充分了解天然气管道的腐蚀机理。下面笔者主要从埋地管道环境、基于管道内的游离水和高气相流速以及气体组成和温压三大方面对其腐蚀机理进行分析。

1. 埋地管道环境

土壤里所存在的硫化物会和金属的氢膜发生反应, 氢膜遭遇损耗, 进而使管道受到腐蚀。硫化物腐蚀主要是受到土壤自身的温度及酸碱度的控制, 并且当土壤温度在25摄氏度至30摄氏度之间、酸碱度在5至9之间, 其腐蚀程度最严重。

2. 基于管道内的游离水和高气相流速

基于天然气管道当中的饱和天然气, 受到压力降的作用, 则会有自由液相出现。但是, 因为高气液比所存在的客观实际, 使管道内流型主要呈现出了两种状态:其一位环状流;其二为层流。其中, 基于环状流, 液体是作为液膜的形式往管壁进行涂覆的, 气体对小液滴进行卷吸, 且运动向前。但在气液比比较低的状况下, 会有层流现象出现, 其特点为气相的运动发生于管道上部, 而液相的运动发生于下部。另外, 经研究表明:气体流速和腐蚀速率是成正比的, 这是因为在气体流速增加的情况下, 冲蚀能力也随着增加。

3. 气体组成和温压

首先, 在流管中, 流动介质的温度与压力的降低会让水蒸气在冷凝的状态下变成液态水, 液态水、二氧化碳及二氧化硫形成碳酸与亚硫酸等, 进而使得管道遭遇严重腐蚀。其次, 在温度升高的状态下, 会使酸和管道之间的反应速率加快, 同时也使土壤硫化物对管外壁的腐蚀速率加快。由此可见, 温度也可使管道遭遇严重腐蚀。最后, 随着压力的增大, 会让酸性物质的活性增强, 进而提升酸性物质和金属之间的反应能力, 最终致使管道腐蚀。

二、天然气管道腐蚀监测方法探究

在实施天然气管道腐蚀监测时, 需充分重视其监测方法, 其主要的监测方法有两种:其一是管道外腐蚀监测, 其二是管道内腐蚀监测。

1. 天然气管道腐蚀监测对象及运行现状调研

一方面, 需要确定和悬着管道监测及评价队伍, 其主要的监测对象有: (1) 管道监测评价、质量管理体系及施工安全等方面的资质认证。 (2) 设备在配置方面的状况。 (3) 基于管道监测评价中的业绩。

另一方面, 由于管道运行现状为基于检测设备的检测提供了帮助, 所以对其调研具有实质性意义, 其现状调研主要内容有: (1) 压力、温度以及流量等方面的运行参数[2]。 (2) 管内所存在的介质。 (3) 管道腐蚀的产物。 (4) 阴极的保护效果, 例如:自然电位分布及变化、绝缘法兰性能等。

2. 管道外腐蚀监测技术

对于天然气管道外腐蚀监测技术, 可归分为两种:其一是, 由管到地的电位测量;其二是, 管内电流测量。由管到地的电位测量技术主要有Person检测法与直流电压梯度法等。管内电流测量主要有电流梯度分布法与分段管内电流比较法等。整体分析, 两种方法均能够在非开挖状态下实施检测工序[3]。但是, 在检测过程中, 需要检测人员进行仔细测量与分析, 这样才可获取可靠且真实的检测数据。比如:在采用直流电压梯度法检测的情况下, 便需要了解管道的主要走向。

3. 管道内腐蚀监测技术

无论是国内还是国外, 普遍采用的关于天然气管道内腐蚀的监测方法主要有两种:其一是, 漏磁通法;其二是, 超声波检测法。

(1) 采用漏磁通法能够对天然气管道内、外腐蚀的缺陷进行检测, 但是在应用该方法时, 需要对其检测速度进行有效控制, 合理的检测速度能够使检测精度得到有效保证。此技术的测量精度和壁厚是成反比的, 且管道壁厚应该比12毫米小。

(2) 采用超声波检测法能够对存在缺陷的管道的壁厚进行测量, 在测量过程中主要是对脉冲发射时间间隔进行充分利用。在检测过程中, 需充分注意的是, 探头需依次接收由管内壁和管外壁的反射波, 进而再根据计算结果获得管壁厚度。此种检测方法对于管道材料与壁厚的敏感程度是非常低的, 且还可以对管道内外壁的腐蚀情况与变形情况进行有效辨识。

结语

通过本课题的分析与探究, 认识到在对天然气管道腐蚀状况进行监测时, 首先便需要充分了解天然气管道的腐蚀机理, 例如:埋地管道所处的环境、基于管道内的游离水和高气相流速、气体组成、温度以及压力等, 这一系列因素均会对天然气管道造成严重腐蚀。进而在对天然气管道进行腐蚀监测之前, 第一步需务实天然气管道腐蚀的监测对象, 并对运行现状进行调研。最后, 在管道外腐蚀监测与管道内腐蚀监测上加大力度, 使天然气管道腐蚀监测更具实效性与科学性, 进而为油气企业带来可观的经济效益, 并为油气企业的稳健发展奠定坚实的基础。

参考文献

[1]范开峰.王卫强.孙瑞.金春旭.黄玲.石海涛.万宇飞天然气管道腐蚀与防腐分析[J].当代化工, 2013, 05, 28.

[2]刘帮华.马春稳.王霞.黄雪萍.韩东兴.高亮天然气积液管道腐蚀监测方法研究[J].石油化工应用, 2011, 05, 25.

[3]赵景星.席光峰.韩伟.张皓长输天然气管道腐蚀检验与修复技术[J].石油化工安全环保技术, 2013, 08, 20.

天然气管道腐蚀监测 篇2

摘要：为了验证通过光纤光栅应变箍传感器对管道进行腐蚀监测的方法的可行性，在均匀腐蚀管道模型和局部腐蚀管道模型上分别进行了试验，试验所使用的应变箍传感器能够测量管道截面的环向应变，通过环向应变能够反应管道壁厚的变化情况。试验表明，这种光纤光栅应变箍传感器性能优良，可以应用于测量腐蚀引起的环向应变，在管道的腐蚀监测中具有很好的应用前景。

关键词：光纤光栅；管道腐蚀；应变箍传感器；环向应变

中图分类号：TE832 文献标识码：A 文章编号：1000-0666（2016）01-0171-05

0 引言

随着国民经济的快速发展，输送能源的管道运输业的安全问题也显得越发重要（王占山等，2003）。但是随着管线服役时间的增长（冯耀荣等，1999），管道里程的不断增加，长输管道的泄漏、火灾、爆炸等恶性事故也不断增多，而油气管道一旦发生泄漏、爆炸等事故，不仅会造成巨大的资源浪费，还会对人民的生命财产安全造成巨大威胁（张恩勇等，2004）。因此，对管道安全运营问题的研究具有十分重要的意义。

由于受输送介质和外界腐蚀环境影响，管道常常会发生腐蚀，腐蚀缺陷造成的失效是既有埋地管道最主要的损坏方式之一（林新宇等，2011）。现有的管道腐蚀检测法主要是把智能检测器置于管道内，在输送介质的推动下，完成管道内、外腐蚀缺陷的检测。检测技术主要有漏磁检测法、涡流检测法和超声波检测法等。检测原理均为测量管道壁厚变化，从而得到管道的腐蚀发展状况（刘慧芳等，2008）。但是由于石油、天然气均为易燃易爆物质，应用电类传感器对管道的安全状况进行测量的同时，也给管道的安全运营埋下隐患。

近年来，光纤光栅（Fiber Bragg Guting，简称FBG）作为一种新型的智能材料被广泛地应用于工程领域（任亮等，2013；Li et al，2004；贾子光等，2010）。光纤光栅具有精巧轻柔、抗电磁干扰能力强、多参数测量（应变、温度、转速等）、无火花、耐酸碱腐蚀、稳定性好等优点，因此光纤光栅材料能够在复杂环境下进行长期工作，适用于输油输气管道的长期实时监测。这种新型智能材料已经广泛应用于管道无损监测技术之中（Ren et al，2006；孙丽等，2012）。本文基于自行研制的光纤光栅应变箍传感器，提出一种通过测量管道环向应变来实现管道腐蚀监测的方法。

1 基于FBG应变箍传感器的管道腐蚀监测原理

假设在化学腐蚀和冲刷腐蚀的共同作用下，管道的内壁表面上发生了均匀腐蚀，在工作压力下管道均匀变形。反映环向应变和管道壁厚关系的基本公式为其中，△ε_h表示管道的环向应变，R表示管道外径，△P表示管道内压变化量，d表示管道壁厚，E表示管道材料的弹性模量。

由式（1）可知，当R、△p、E为定值时，管道的环向应变与壁厚成反比。管道在正常运营过程中，内压基本保持恒定，管道外径保持不变，因此通过长期监测管道环向应变△ε_h的变化情况，就能够得到管道壁厚d的变化情况，从而随时掌握被监测管道的腐蚀程度。通过这种方法进行管道的腐蚀监测，首先要能够有效地测量管道环向应变，因此笔者研制了一种FBG应变箍传感器。

2 FBG应变箍传感器测量原理

FBG应变箍传感器由一根带有栅区的光纤，两个夹持套管，两个夹持块，一个保护管套，一个滑动端，一个固定端组成，其结构如图1所示。

将FBG应变箍传感器安装在管道外壁，当管道发生变形时，产生的形变传递给内层钢管以及光纤，内层钢管与光纤受到的力相等，所以光纤的变形为式中，L_s表示两段内层钢管的长度之和，L_s=L₁+L₂；p表示内层钢管与光纤受到的拉力，‘表示光纤的长度。由式（2）和（3）以及表1各材料特性可得：对于FBG应变箍传感器，L_s与L_f的比值大于1，所以应该考虑内层钢管的变形。由于FBG应变箍传感器紧箍在管道外壁，理想状态下，管道的环向变形将全部传递到内层钢管和光纤上，因此管道环向平均应变可以通过内层钢管和光纤的应变表示为式中，ε_h表示管道的环向平均应变，所以光纤应变与管道环向平均应变之比为其中，ε_f表示光纤的应变。定义ζ为FBG应变箍传感器灵敏度系数：其中，φ=L_s/L_f为增敏系数影响因子，所以对于管道环向平均应变有对于波长为1550nm附近的FBG应变传感器，其应变与中心波长的关系为其中，K_f=1.2pm/με，因此对于FBG应变箍传感器，由式（8）与（9）可得管道环向平均应变与FBG应变箍传感器中心波长关系为从式（7）可以看出，FBG应变箍传感器的灵敏度可以通过调整增敏系数影响因子φ来实现，因此可以针对不同的测量要求，调整FBG应变箍传感器的测量灵敏度。

3 管道腐蚀模拟实验介绍

在本次试验中，设计了两个管道模型：一个是均匀腐蚀管道模型，由长为150mm，直径为273mm，不同管道壁厚度（6.0mm、5.0mm、4.6mm、4.2mm、3.8mm、3.4mm、3.0mm）的7部分组成，如图2所示；另一个是局部腐蚀管道模型，由长为150mm、直径273mm，局部腐蚀区管道壁厚度均为3mm，不同腐蚀区角度（30°、60°、90°、120°、180°、270°）的6部分组成，如图3所示。将FBG应变箍传感器安装在每一部分的中间位置，防止边缘效应对试验结果造成影响。传感器连接到解调仪上，解调仪通过以太网将收集到的信号传输到PC机上，以此来实现对全腐蚀的监测，解调仪采集信号的频率为10Hz。通过最大泵压为0.4MPa的气泵向管道内打气提供压力环境，模拟实际工程中的输油输气管道运营环境。压力传感器（采用cRIO9140进行解调）安装在管道模型入气口一端，测量管道内部压力值。试验在26°的室温下进行，因为FBG对于温度也很敏感，FBG应变箍传感器的测量结果均用温度传感器测得的值进行补偿和修正。

4 实验结果及分析

4.1 均匀腐蚀试验结果分析

由式（1）可以得到，管道的环向应变与管道壁厚的倒数成正比。通过均匀腐蚀模型试验，将管道壁厚倒数与环向应变拟合成曲线，如图4所示。从图中可以看出，管道壁厚的倒数与环向应变的相关系数达到0.99，证明管道壁厚的倒数与环向应变存在正比例关系，并且通过环向应变能够准确反映均匀腐蚀管道壁厚的变化情况。通过试验也说明这种传感器具有较好的灵敏度以及较高的精确性，适合用于管道均匀腐蚀状况的监测。

4.2 局部腐蚀试验结果分析

为了研究这种FBG应变箍传感器是否适用于管道局部腐蚀的测量，进行了局部腐蚀管道模型试验。图5所示为不同腐蚀角度与管道环向应变的拟合曲线，从图中可以看出，随着腐蚀角度的增长，管道的环向应变呈线性变化，并且试验结果与数值模拟结果一致。因此可以证明，在管道的腐蚀厚度相同的情况下，随着腐蚀面积的增加，环向应变将线性增长；也表明这种FBG应变箍传感器能够有效地测量由局部腐蚀面积变化引起的环向应变的改变。

5 结论

天然气管道腐蚀监测 篇3

关键词：长输天然气管道,管道的完整性管理腐蚀监测技术

1 长输天然气管道的完整性管理

在天然气输送工程的建设中, 管道系统的运行始终处于稳定的、安全的受控的状态就是指天然气输气管道的完整性。在天然气输送工作中, 影响管道运行的因素十分的多, 相关的从业人员可以根据管道运行特点采取针对性的措施进行管道的维护和管理, 防止事故的发生。在天然气管道的建设中只有对管道的压力进行科学的设计、施工, 运营过程中及时的进行维护, 是天然气完整性的重要影响因素。

在天然气输送管道的完整性管理中, 只有将管道运行过程中可能出现的风险做到提前的识别, 才能使完整性管理落到实处。在天然气输气管道的完整性管理中一定要制定相应的风险控制方案, 尽可能的提高管道运营的安全性和可靠性。在天然气完整性的建设中, 对可能影响管道运营的因素进行测试, 对不同地域条件下的管道系统进行评估, 通过合理的措施提高其适应能力。

天然气长输送管道系统的完整性管理是一个系统的工程, 其管理的具有一定的连续性。在管理的操作实际中一定要注意对管道进行周期性的检测, 并做出中肯的风险评价采取相应的措施以减少风险发生的概率, 最大程度上保障管道运行的安全性和稳定性。影响管道运行的因素有很多, 管道的完整性管理应该根据实际情况进行具体的分析。管道在运行中随着时间的流逝由各种因素的综合作用影响管道的效用, 腐蚀、自然灾害、疲劳、老化、物理条件的影响都是管道失效的影响因素。在天然气输送管道的运营中不断的进行风险分析, 不断完善管道的维护工作, 是管道运营的完整性管理工作落到实处。管道完整性管理在时代的发展中不断的完善和优化, 在实际的工作中一般分为如下几步:

(l) 在长输天然气的管道管理中完善完整性管理体系, 对完整性管理工作拟定工作计划, 是工作的流程有据可依, 有章可循。

在天然气输送管理中必须进行管道的风险分析, 将事故发生的可能性进行评估, 并制定相应的管理措施和应急预案, 保证管道运营的安全性和稳定性。

在输气管道的运营中, 一定要对管道的完整性做好周期性的检测, 对管道事故发生的可能性空间做好完善。

在天然气的输气管道中, 要定期的对管道运营中产生的问题进行及时的修复, 降低管道运营的风险性。

在天然气长输送管道的建设中, 根据管道所处的具体的地形特征和气候条件进行对管道的完整性的效果进行评估, 不断的完善管道运营的完整性管理系统。

2 管道运营中的腐蚀监测技术

2.1 管道运营腐蚀监测技术

在天然气输气管道的完整性管理中, 完整性的评价是完整性管理的重要的环节, 管道系统的腐蚀监测技术则是完整性评价的重要组成部分。管道的腐蚀监测可以将管道的运行情况进行实时的监测, 保证了管道运行的安全性和稳定性。管道的腐蚀监测所获得的参数会被记录, 为后期的维修和维护活动提供数据支持。

2.2 钢质管道腐蚀检测技术

在天然气的输送中常常会采用钢制管道进行输送, 钢制管道的腐蚀监测技术在时代的发展中取得了快速的发展。钢质管道的腐蚀监测技术分为内腐蚀监测技术和外腐蚀监测技术, 笔者结合多年的从业经验对钢质管道的腐蚀监测技术做了如下阐述。

2.2.1 钢质管道的内腐蚀监测技术

钢质管道的内腐蚀监测技术采用漏磁法智能清管器、超声波裂纹检测仪等装置进行。在钢质管道的内腐蚀监测技术中通过相关仪器对管道进行逐级的扫描完成对数据的采集、处理, 将信息反馈到控制中枢进行集中控制。漏磁法智能清管器是一台稳定性和可靠性比较高的仪器, 在钢质管道的内腐蚀监测中完成对管道的厚度的检测, 在管道因腐蚀穿孔之前对管道进行处理, 保证了管道运行的安全性和可靠性。漏磁法智能清管器在进行检测的同时还可以检测出管道的管壁的凹痕、皱褶等腐蚀。

漏磁法智能清管器一般由电磁模块、仪器模块和传感器模块三个部分组成, 各个部分之间通过一定的装置进行连接, 组成一个系统为管道腐蚀的检测服务。在电磁模块中使用铁磁材料进行, 利用第高磁导率的特点进行作业, 输数据能够用过相关的传感器进行采集。漏磁法智能清管器在对管壁厚度的检测中, 将超声波裂纹检测仪的探头伸入管壁的内部发出超声波脉冲, 探头随之进行回波的接受, 到接受到因管壁的缺陷而导致的缺陷波或底波时就能够判定管道的发生成了腐蚀, 具有一定的安全隐患, 应该及时的对相关的缺陷进行处理, 以免事故的发生, 造成重大的经济损失。

2.2.2 钢质管道外腐蚀检测技术

在管道的外服是检测的技术有很多, 一般根据检测系统建设中的信号源不通过划分为直流法和交流法两种。常用的检测技术有Pearson检测法和多频管中电流法, 本文介绍的是多频管中电流法。

多频管中电流法的电流应用比较简单方便, 在检测工作进行时将信号发射机的信号发送到供入管道中, 将电流在管道运行中的数据进行采集, 由控制中心的数据处理软件进行处理, 得到相应的检测结果。数据处理软件可积极将所测量的数据转变成曲线图, 通过曲线图的位置可以知道腐蚀所发生的位置, 然后对故障进行处理, 从而保障了管道运行的安全性和可靠性。

3 结语

我国的天然气事业在不断的发展之中, 在天然气进行完整性管理的工作中, 应该根据检测系统所采集的数据进行综合的分析, 明确管道故障发生的位置, 明确制定管道的维修、抢修计划, 使维护工作具有极强的针对性, 保障管道运行的安全性和可靠性。

参考文献

[1]严大凡, 翁永基, 董绍华编著.油气长输管道风险评价与完整性管理[M].北京化学工业出版社, 2005

浅析石油天然气长输管道腐蚀 篇4

1 腐蚀检测方法

1.1 检测电流保护体系和管道防腐层破损情况

(1) 多频管中电流衰减法 (PCM) 。这种检测方法经常用于准确定位破损位置、初步确定破损之处的大小、管线方向与埋深、评估防腐层质量和明确阴极保护系统的效果情况等。在PCM系统中, 大功率的发射机会发出一种近似于直流电的信号频率。然后由手提式接收机对管道进行定位和电流的测量。如果管道内部的防腐层正常的话, 电流距离和数值会呈现出很明显的线性关系, 涂层的电阻大小决定电流强弱的变化。所以, 根据电流强弱的变化能够推测出防腐涂层的绝缘效果是否达到一定的标准。如果某处的电流表现不正常, 那么该处电流一定会发生了泄露。然后再用A字架来检测地表电位的梯度化程度, 也就是准确定位涂层的破损位置。产自Radiodetection公司的PCM检测器是最常用的设备, 这些设备一般都具有手提式接收机和超大功率的发射机, A字架具有定位涂层破损位置的功能。

(2) 密间距电位测量法 (CIPS) 。这种方法主要用来明确管道是否经受干扰电流以及阴极保护状态, 此外, 涂层是否存在漏点也能够清楚地显现出来。它主要包括如下几个部分:1个Cu/Cu SO4半电池探杖、1个尾线轮和1个灵敏度很高的毫伏表。当开始测量的时候, 将断流器串联在电源输出线上, 断流器每隔一定的时间连接或断开阴极保护电流。采集器的作用在于能够将自然电位和保护电位记录下来。因此, 经过CIPS检测, 阴极保护是否达到一定的效果就可以明显体现出来。

(3) 直流电压梯度测试技术 (DCVG) 。如果管道上增添了直流信号, 那么土壤和管道内壁破损之处就会形成一定的电压梯度。越是离破损部位近的地方, 电流密度越是大, 电压梯度也会加大。一般来讲, 破损面积与电压梯度之间存在着正比关系。

至于DCVG方法, 指的是在接受检测的位置插入2个Cu/Cu SO4半电池探杖和1个个高灵敏的毫伏表, 然后检测电位梯度。当进行D C V G测量的时候, 最好将断流器加在阴极保护输出上, 这样能够更好地观察信号。测量的时候, 工作人员每隔2m就用探杖测量一次, 不仅能够较为准确地获知管道破损的地点, 还能够推测破损的程度大小。

1.2 管道内检测

这指的是借助于多样的检测技术, 将管道的基本信息、以及腐蚀严重程度是否出现焊接缺陷和断裂等检测出来, 并认真做好记录。在这一过程中要通过多种管道检测器来收集管道的二维信息, 并将准确的数据信息用于维护管道运行的进程中。在实际中经常使用的方法主要包括:超声波腐蚀检测和漏磁腐蚀检测。

(1) 漏磁检测技术。这一技术的工作原理是将一定的磁场作用于被检测的管道时, 如果管道存在破损, 那么就会在被测管道的表面出现一定的磁力线, 然后在根据磁敏传感器所得出的数据结果就可以清楚地获知准确的破损信息。当使用这一检测技术时, 永磁体产生的磁场会非常完整, 然后在磁刷的传导下进入管道, 如果管道存在一定的破损, 磁通量就会发生变化, 传感器会将其记录下来, 可见管壁破损与漏磁量存在很大关系。最后, 通过计算机专用软件, 的作用, 管道破损的大小、位置以及原因都会显现出来。

(2) 超声检测技术。这种检测技术属于动态、无损检测, 在工作过程中, 通过一定的设备将信号接收并整理, 然后认真分析信号的各项特征参数, 进而得出管道内部破损的位置、基本情况以及如何发展。

2 管道修复技术

2.1 HDPE复合结构管道修复技术

H D P E复合结构管道修复技术是一种应用于管道修复的新兴技术, 在该技术中, 运用了HDPE管的不容易被腐蚀、磨损等物理特性, 也运用了旧管道的强度, 具体做法是在被修复的管道内插进HDPE管, 构造出独特的“管中有管”的结构, 这样, 破损管道修复后兼具HDPE管和钢管的优势。这种技术不要求清洗旧管道, 缩短了修复时间, 降低了修复成本, 最大程度地减少管道内部接头的数量, 缩短了停产时间, 而且大大提高了管道的安全性和可靠性。这种技术在修复破损非常严重的管道时效果非常好, 不仅在很短时间内使管道重新投入使用, 而且管道使用周期大大延长。HDPE管使旧管道的耐腐蚀能力、抗压能力大幅提升, 可是修复成本却非常低, 比钢管成本要低一半。

2.2 翻转内衬修复技术

这种修复技术是把由浸透热固性树脂组成的纤维编织软管或增强软管当成管道内部材料, 再通过液压或者气压的手段, 使软管进入地下的管道内部, 接着使软管在管道内部贴紧, 通过加热使热固性树脂更加坚固, 这样, 也会在管道内部形成“管中有管”的结构, 最终, 将破损严重的管道重新修复, 恢复使用。

3 结语

石油天然气长输管道的腐蚀如若不能及时发现和处理, 会对于运输以及经济的发展产生一定的消极影响。因此要对于长输管道的安全特别重视, 不仅在施工开始时加强监督和管理, 而且在使用之后, 要对其进行定期和不定期的检查, 形成有效的管理制度。只有如此, 长输管道的腐蚀问题才能得到及时的发现和处理, 石油天然气的运输安全才能得到保障。

参考文献

[1]郭勇, 邢辉斌.埋地管道外防腐层PCM检测技术[J].石油和化工设备, 2011 (07) [1]郭勇, 邢辉斌.埋地管道外防腐层PCM检测技术[J].石油和化工设备, 2011 (07)

[2]徐光华.高含CO2天然气集输管道的防腐治理[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (15) [2]徐光华.高含CO2天然气集输管道的防腐治理[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (15)

[3]郭东光.油气管道腐蚀检测技术与防腐措施初探[J].科技创业家, 2012 (14) [3]郭东光.油气管道腐蚀检测技术与防腐措施初探[J].科技创业家, 2012 (14)

高含硫天然气管道腐蚀机理分析 篇5

一、腐蚀类型及机理

根据部分实际的调查显示, 管道的腐蚀受到很多因素的影响, 如受到管材质量、输送介质以及管道防腐水平的影响。管道内发生腐蚀存在很多的类型, 主要有均匀腐蚀、坑蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀等几类:

1. 均匀腐蚀

主要因为生产中的天然气中含有一定的水汽, 在一定的环境下, 天然气中的水汽可以再传输管壁上形成水膜, 硫化氢和二氧化碳等酸性气体可以溶于水膜中, 使管道发生腐蚀。

2. 坑蚀

管道钢发生坑蚀的条件在气相和液相环境中都可以发生。常常发生坑蚀的条件如管壁腐蚀物不均匀、硫及多硫化物的沉积、腐蚀产物保护膜出现结晶剥裂等。

3. 应力腐蚀

在含湿硫化氢的天然气介质中应力腐蚀主要是硫化物应力腐蚀开裂, 硫化氢水解后吸附在钢表面的HS-会加速阴极放氢, 从而导致材料韧性下降、脆性增加, 在应力远低于材料屈服强度的情况下发生滞后断裂。

4. 冲刷腐蚀

在气体流速较高时, 管道钢遭受冲刷腐蚀也比较严重, 由于腐蚀产物被直接冲击的气流带走, 新的金属面不断裸露, 从而加速了腐蚀, 曾发生多次的弯头处气流冲击面壁厚减薄而引起的泄漏事故。硫化氢在水中的溶解度较高, 引起的主要腐蚀类型有电化学失重腐蚀、氢鼓泡和氢脆、硫化物应力腐蚀破裂等, 硫化氢对管道钢的腐蚀受到硫化氢浓度、PH值、温度、压力等的影响。

二氧化碳对钢材的腐蚀主要是天然气中的二氧化碳溶于水生成碳酸而引起电化学腐蚀所致, 同硫化氢一样, 只有与水共存时, 二氧化碳才会腐蚀钢材, 二氧化碳水溶液对钢材的腐蚀存在多种不同的形式, 其腐蚀速度也不相同。

二、高含硫化氢气田腐蚀采取的主要防护措施

普光气田集输系统采用“抗硫管材+缓蚀剂+防腐涂层+阴极保护”的联合防腐工艺, “腐蚀监测+智能清管+介质分析”的综合监测技术, 主要包括抗酸管材选用、化学药剂加注、阴极保护等抗腐蚀措施和介入式、非接介入式监测系统, 挂片监测, 智能检测等检测手段综合运用。

1. 选用抗硫材料, 实现本质安全

普光气田集气站采气树井口至加热炉管线为镍基合金825管材 (UNS N08825) ;加热炉至出站工艺管道及外输管道为抗硫碳钢管材;火炬放空系统为抗硫低温碳钢管材 (ASTM A333Gr.6) ;药剂加注管道为不锈钢管材 (316L) 。

2. 实施化学药剂加注, 加强材料腐蚀防护

根据普光气田高含硫及二氧化碳的实际情况, 参考国外高酸气田开发缓蚀剂使用的经验和标准, 分别通过实验室条件和模拟工况条件下的多次筛选试验, 最终选用物理、化学性能均符合普光气田地面集输实际工况的高效缓蚀剂, 并采用连续加注和批处理方式分别实施药剂加注。

(1) 缓蚀剂连续加注工艺

基于普光气田的特殊工况, 缓蚀剂的品种选择、用量选择、使用方式等都与常规气田有较大差异。普光气田根据实际工况采用科研院所选型后最适合现场管材的水溶性缓蚀剂[6], 主要采用专用加注撬块实现。

(2) 缓蚀剂预涂膜和批处理工艺

预涂膜和批处理工艺, 主要是针对集输管网新管材投用前和管道运行期间实施的一种缓蚀剂防护工艺, 这种工艺可以是缓蚀剂在管线上形成一层粘性极强的薄膜[7], 从而有效防止采出流体中硫化氢、二氧化碳以及腐蚀性盐水造成的腐蚀。根据工艺条件预涂膜和批处理一般选用了稳定性强的阳离子薄膜胺类缓蚀剂油溶性缓蚀剂。

批处理工艺主要包括清管作业和批处理作业两个阶段, 清管就是先利用清管技术将管道内杂质清除, 保持管道内壁清洁, 为下步批处理质量提供基础。在清管合格后, 采用两个批处理工艺球夹缓蚀剂段塞的方法进行批处理作业, 利用酸性天然气作为动力推动段塞, 控制好气量保证缓蚀剂批处理球移动速度, 达到涂膜均匀的目的, 对管道内腐蚀进行控制。

结语

天然气在现代社会经济结构中, 起着重要作用, 由于其环境的复杂性, 在天然气输送过程中, 备受腐蚀问题的困惑, 据调查, 我国东部九个油气田各类管道因腐蚀穿孔达2万次/年, 更换管道数量达400km/年, 因腐蚀造成的年直接经济损失约为数亿元, 因此, 加强对腐蚀及防腐问题的研究, 具有重要的经济意义。

参考文献

[1]石油工人技术培训系列丛书油气管道保护技术石油工业出版社茹慧灵主编2008.

[2]严大凡主编、输油管道设计与管理、石油工业出版社1998.

[3]肖纪美编著中国腐蚀与防护学会主编腐蚀总论化学工业出版社1994.

天然气输送管道的腐蚀及防护技术 篇6

管道输送是天然气的主要输送方式, 天然气输配管线使用最多的是钢管 (无缝管螺旋缝管、直缝管) 并且大多采用地埋方式。据报道, 采用有效的防腐措施, 管道安全使用年限为25年以上, 而无防腐措施的钢质管道, 有些只用了2～3年就腐蚀穿孔。因此, 输送管道的防腐问题至关重要[1]。

1 腐蚀的机理及类型

金属暴露在自然界会随着时间的流逝而变质, 属一种自然现象;通俗地说, 腐蚀就是金属和周围介质发生化学或电化学作用而导致的无谓消耗或破坏。输送天然气的钢管按其腐蚀部位不同, 分为内壁腐蚀和外壁腐蚀[1,2]。

1.1 内壁腐蚀

造成管道内壁腐蚀的主要因素为天然气中含有的一定水量[3], 它在管道内壁生成一层亲水膜, 形成了类似原电池腐蚀的条件, 产生电化学腐蚀;还有就是天然气中含有硫化氢、二氧化碳、氧、硫化物或其他腐蚀性化合物, 它们直接和金属起作用, 引起化学腐蚀。

1.2 外壁腐蚀

外壁腐蚀可以在架空或埋地钢管上发生, 架空管通常以涂层即实现很好的防腐, 而埋地钢管的化学腐蚀是全面性的腐蚀, 在化学腐蚀的作用下, 管壁厚度的减薄是均匀的, 因此从钢管受到穿孔破坏的角度看, 化学腐蚀的危害性相对较小。通常埋地钢管的外壁腐蚀是以电化学腐蚀为主。埋地钢管外壁腐蚀的原因较复杂, 有电化学腐蚀, 即杂散电流和细菌作用引起的腐蚀。

2 管道的防腐方法

天然气管道防腐通常是采用防腐层与阴极保护的联合防护方法, 管道防腐层是第一道屏障, 直接关系到管道的防腐性能和运行寿命[3]。采用各类涂层将管道内外表面与介质隔离开来防止腐蚀的方法是目前最普遍的措施。使用任何保护涂层的管道, 一般涂装前对管道先进行脱脂再进行除锈处理, 除锈后将管道表面的浮灰清理干净即可涂装防腐涂层[4,5]。

2.1 阴极保护

对裸露的金属表面, 尤其对于埋地管道的防腐, 单用阴极保护技术或涂层保护都不可能达到理想的防腐状态, 因此当今世界上公认的且国内外标准、规范都规定了埋地管道防蚀技术是涂层与阴极保护相结合。阴极保护技术就是通过向被保护的钢质管道通以足够的直流电流, 使管道表面产生阴极极化, 减小或消除造成钢质管道土壤腐蚀的各种原电池的电极电位差, 使腐蚀电流趋于零, 进而达到阻止管道腐蚀的目的。阴极保护的原理是基于腐蚀电化学的理论基础, 是腐蚀电池的反其道而行的一种使被保护体 (通常是水中或埋地的金属构筑物) 通过阴极保护提供保护电流而得到阴极极化, 从而避免腐蚀的机理[6]。

有两种办法可以实现这一目的, 即牺牲阳极阴极保护和外加电流阴极保护。

2.2 阴极保护方式

阴极保护的两种方式 (如图1) 所示。

2.2.1 外加电流阴极法:

将被保护的管道与直流电源的负极相连, 把辅助阳极与电源正极相连, 使管道成为阴极, 如图 (a) 。外部电源通过埋地的辅助阳极、将保护电流引入地下, 通过土壤提供给被保护金属, 被保护金属在大地中仍为阴极, 其表面只发生还原反应, 不会再发生金属离子化的氧化反应, 腐蚀受到抑制。而辅助阳极表面则发生失电子氧化反应, 因此辅助阳极本身存在消耗。

此法优点是可供给较大的保护电流, 保护距离长;便于调节电流和电压, 适用范围广;辅助阳极的材料只要求有良好的导电性和抗腐蚀性, 不消耗有色金属。其缺点是需要外电源和经常的维护管理, 对邻近的金属结构有干扰。强制电流法是目前长距离管道最主要的保护方法。辅助阳极的常用材料有高硅铸铁、石墨, 磁性氧化铁及废钢铁等。

2.2.2 牺牲阳极法:

在待保护的管道上连接一种电位更负的金属或合金, 形成一个新的腐蚀原电池。接上的金属成为牺牲阳极, 整个管道成为阴极受到保护, 如图 (b) 。将被保护金属和一种可以提供阴极保护电流的金属或合金 (即牺牲阳极) 相连, 使被保护体极化以降低腐蚀速率的方法。作为牺牲阳极材料, 必须具有下列条件: (1) 电位:要有足够负电位, 在长期放电过程中很少极化。 (2) 腐蚀产物:腐蚀产物应不粘附于阳极表面, 疏松易脱落、不可形成高电阻的硬壳且无污染。 (3) 电化当量:电化当量高, 即单位重量的电容量大, 且输出电流均匀。 (电容量单位:小时.安培/磅, 例如:纯锌电容量为372小时.安培/磅, 其物理意义为:牺牲一磅纯锌则可在372小时内连续向管道输送1安培的电流) 。 (4) 电流效率:自腐蚀小, 电流效率高。即实际电容量和理论电容量之比的百分数要大。 (5) 机械性能:有较好的机械性能, 价格便宜、来源方便、加工容易。常用的牺牲阳极材料有镁合金及高纯镁、高纯锌及锌合金、铝合金等。目前, 世界各国都采用合金化来提高牺牲阳极的性能, 克服纯金属本身固有的电化学缺陷。因此, 常用的牺牲阳极材料大部分为合金类, 即镁合金, 锌合金和铝合金阳极。

2.2.3 两种保护方式的选择

阴极保护的上述两种方法, 都是通过一个阴极保护电流源向受到腐蚀或存在腐蚀, 需要保护的金属体, 提供足够的与原腐蚀电流方向相反的保护电流, 使之恰好抵消金属内原本存在的腐蚀电流。两种方法的差别只在于产生保护电流的方式和“源”不同, 一种是利用电位更负的金属或合金, 另一种则利用直流电源。强制电流阴极保护驱动电压高, 输出电流大, 有效保护范围广, 适用于被保护面积大的长距离、大口径管道。牺牲阳极阴极保护不需外部电源, 维护管理经济, 简单, 对邻近地下金属构筑物干扰影响小, 适用于短距离、小口径、分散的管道。

3 结论

综上所述, 随着天然气在能源领域的地位优势日益增强, 输送管道的腐蚀防护就成为减小经济损失而必须采取的重要措施。

(1) 在保证输送天然气质量符合要求的前提下, 合理分析腐蚀的因素与类别, 实施有效的防腐技术。

(2) 管道防腐技术包括:管道防腐层是第一道屏障, 采用与腐蚀相对应的各类涂层将管道内外表面与介质隔离开来防止腐蚀的方法是目前最普遍的措施;再有, 阴极保护技术是利用直流电流, 使腐蚀电流趋于零, 进而达到阻止管道腐蚀的效果, 目前国内外公认的有效防腐措施是两种方法并举。

总之随着新的材料技术, 特别是新型管材、涂层材料的出现和改进, 纳米技术及合金技术, 都将为天然气输气管道的防腐技术带来新兴的发展。

参考文献

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[5]杨赫, 刘彦礼.近年我国油气管道防腐技术的应用[J].化学工程师.2008, 149 (2) :28-31

浅谈天然气输送管道的腐蚀与保护 篇7

关键词：天然气,输送管道,腐蚀与保护

天然气在我国是一项比较丰富的能源, 但是与其他能源相比其发展的工业基础较为薄弱, 与世界其他国家相比差距很大, 这和其丰富的资源储备量是极其不协调的。由此可以看出, 天然气具有很乐观的利用前景。在新的世纪里天然气的产量和消费量将会迅速的提高, 占所有能源的比例也将提升。天然气作为一种新的能源, 在促进我国环境保护和经济发展方面具有重要的作用。天然气输送主要采取管道形式, 其输配的管线材质通常是钢管, 一般将其埋于地面, 对输送管道采取一定的防腐措施可以大大的提高其使用寿命。

1 腐蚀的机理及类型

金属在自然界中与氧气结合发生化学变化, 进而会导致其损坏。天然气的输送管道按照腐蚀的部位, 可以划为内壁腐蚀与外壁腐蚀。其中内壁腐蚀与电化学腐蚀的原理类似, 因为天然气中自带的水分在管道上面形成的亲水层, 为其形成电化学腐蚀提供了条件, 此外, 天然气中的一些化学物质, 与金属管道自身发生化学反应, 形成腐蚀。而外壁腐蚀不仅在埋地管道上, 架空的钢管也会出现外壁腐蚀, 架空的管道上面常常涂以保护类的东西进行防护, 而埋地的管道腐蚀是全面性的, 管道厚度的腐蚀比较均匀。电化学腐蚀在埋地管道外壁的腐蚀较为普遍, 此外还有一些其他原因导致的腐蚀。

2 管道的防腐方法

防腐层和阴极保护是天然气输送管道采取防腐的两种常用的方法, 管道的防腐层是防腐的第一道屏障, 他对管道的使用寿命和防腐的性能具有关键的作用。防腐层的作用原理是在管道的内外抹上一层东西, 将能够与管道结合发生化学反应的介质隔离开来, 与阴极保护相比, 防腐层保护使用的较为广泛。在进行对管道涂防腐层之前要对管道进行脱脂和除锈, 除锈后才能在其上涂上防腐的物质。

2.1 阴极保护

金属表面, 无论是裸露在外面还是埋于地面, 单单的采取阴极保护或者是涂层保护都是不能达到目的的, 必须将两者结合起来才能实现防腐的理想状态, 因此, 当今世界上公认的防腐措施就是涂层与阴极保护相结合。阴极保护的原理为向管道通以够量直流电流, 让管道表面阴极极化, 减小形成原电池的两级之间的电位差, 这样就会减小腐蚀的电流, 以达到防治管道腐蚀的目的。阴极保护是在电化学腐蚀的基础上, 做与之相反的原理来抵消电化学形成的条件。

2.2 阴极保护方式

阴极保护有两种方式:即外加电流阴极法与牺牲阳极法。外加电流法是将电流的负极与被保护的管道相连, 将电流的正极与管道的辅助阳极相连。这样就可以将电流引入地下, 被保护的钢管表面只产生还原反应, 而不会发生离子氧化的化学反应从而达到保护的作用。

该方法的优点是直流电流是可以持续的补充, 对管道的保护较为长久, 电流和电压在外界也比较控制, 在不同类型的钢管上都可以使用。缺点是需要具有外部电源, 并且要对外部电源进行经常性的维护, 且对管道附近的金属具有一定的干扰性。对于长距离的管道, 目前强制电流法是比较普遍使用的。

牺牲阳极法是在被保护的管道上链接一种能够使其形成新的原电池的金属或者合金。将连接的金属或者合金作为牺牲品, 进而使被保护的钢管成为阴极被保护。具体的原理是将被保护的金属与提供直流电流的金属相连, 将被保护的金属极化进而降低腐蚀的速度。当然并不是所有的通直流电的金属即牺牲阳极都是符合要求的, 牺牲阳极还必须具备一定的条件:电位将其要具有足够的负电位, 以保证其在长期放电过程中不被极化;腐蚀产物形成的腐蚀产物要不能够粘在其表面, 要容易脱落且不会形成高电阻类的物质;电容量方面, 一定单位内的电容量要足够大, 输出的电流要是均匀的;电流效率上, 金属的自腐性要小, 电流效率高, 其实际的电流要和理论上的电流相差较小;机械性能方面, 该金属的机械性能要好, 且价格便宜, 来源广泛。

以上阴极保护的两种方式都是通过提供一种能够形成阴极保护的电流, 向被保护的金属体输送与腐蚀电流相反的电流, 使他们相互抵消来达到保护的目的。两种保护方式的差别在于产生保护电流的方式不同。

2.3 改善腐蚀环境

对于腐蚀较为严重的地段, 对管道周围的环境要进行改进。如将管道周围的土壤进行脱水, 净化或进行换土, 将土壤的腐蚀性能降低, 以达到对管道的保护。与其他方法相比, 该方法的使用范围就较小, 只能在特定的区域进行, 对于分布较为面积很大的城市天然气管道无法采用此方法。

2.4 缓蚀剂防护

使用该方法的优点是投资较少且使用方便, 其在天然气管道防腐上具有广泛的前景。缓蚀机理是通过缓蚀物质里的缓蚀分子在被保护的金属表面上形成一层吸附性的物质, 这样就会改变被保护的金属的物理状态, 其发生电化学反应的条件就会被取消, 金属表面的能量趋于平衡, 减慢腐蚀的速度。此外, 吸附在被保护金属表面的物质也形成了一种疏水性的保护膜, 此膜对金属表面的电子的运动具有阻碍作用, 没有电子的移动就无法形成电流, 故而避免了电化学反应的形成。

通过防腐的几种分析可以看出, 阴极保护对绝缘的要求不是那么严格, 在权衡经济因素的情况下对绝缘进行相应的改造是一个不错的选择, 在没有绝缘且已经出现腐蚀的管道上, 使用阴极保护的难度就会较大, 但是在实施的过程中进行简单的实验, 寻找最有效的解决方案也是值得借鉴的。阴极保护在目前虽然使用的技术已经成熟, 但是在复杂多变的环境中, 应该通过不断的实践或测试, 避免出现盲目的实施造成不必要的浪费。

3 小结

天然气在我国的发展将会对天然气输送管道提出更高的要求, 在今后的时间里, 对天然气管道的建设将成为一项重大的工程。如何对管道进行防腐蚀性的保护, 延长其使用的寿命将一直是我们要密切关注的问题。为了适应我国天然气管道的建设, 防腐层和内涂层是必须纳入研究的范围之内的, 而高性能, 复合化的防腐材料防腐的效果稳定, 且防腐的效果较好, 这也是我们一直努力寻找的方向。

参考文献

[1]奚占东.浅谈天然气管道防腐技术[J].化工装备技术, 2008 (06) [1]奚占东.浅谈天然气管道防腐技术[J].化工装备技术, 2008 (06)

[2]杨赫, 刘彦礼.近年我国油气管道防腐技术的应用[J].化学工程师, 2008 (02) [2]杨赫, 刘彦礼.近年我国油气管道防腐技术的应用[J].化学工程师, 2008 (02)

影响天然气长输管道腐蚀因素研究 篇8

1 长输管道内腐蚀影响因素以及措施

1.1 钢管内表面预处理

长输管道钢管内壁需要进行清洗, 主要是为了清除表面的油污、介质污染物、尘垢、水分和锈物等, 这些物质会极大的提高管道的腐蚀性。管道内表面具有一定的粗糙性, 可以提高管道的粘结性。据统计, 内表面杂质的处理程度高低直接影响后续涂层质量, 一旦内涂层处理工序不够理想, 将会是管道壁起皮、起泡、结块, 导致粘结力降低, 直接降低涂层质量, 管道腐蚀危险加大[4]。

1.2 涂层材料质量

市面上的管道涂层材料有很多, 而且不同材料其性能也不尽相同, 目前对涂层材料的要求国内外尚未有统一标准, 实际选择涂层材料过程中, 应该根据输送管道材质、天然气组分、气质和温度等条件, 选取适当的材料。例如:湿气本身含有水分较多, 应该选用环氧酚醛型或环氧型涂层材料;天然气含硫成分较多的情况下, 应选取环氧型材料;净化厂在附近几公里范围内, 输送的工艺气温度高达60℃的情况下, 应选取环氧酚醛材料, 这种材料耐高温性能强。

1.3 涂装工艺

涂装工艺技术应该与涂层材料和结构相匹配。手工涂装比机械涂装效果差, 这种情况下要对焊道处进行重处理。在涂装工艺过程中, 一定要掌握好工序的连续性, 保障流水线作业的形式。表面处理完后, 进行底层涂刷, 然后中间层涂刷—面层涂刷—固化、质检、堆放;按照标准时间进行每道工序, 涂敷下一道涂料前, 保证上一道涂料达到实干的程度, 但是不能处于完全固化, 否则, 固化的情况下, 两道涂层是很难附着在一起, 因为两层之间缺少附着力。除此之外, 在每道工序之间应该防止表面污染, 避免表层不平、残留杂货而影响下道工序。

1.4 内涂层补口

常用的焊接补口技术主要有4种, 分别是短管补口、真空负压补口、车载式补口、记忆合金热胀套补口等。除此之外, 在内壁焊接牺牲阳极的方法, 可以有效防止内表明腐蚀, 一般情况下, 是根据长输管道埋地的实际地质情况, 来选取适当的补口技术。

1.5 天然气组分

长输管道天然气含有的组分比较多, 一般含有一定量的硫化氢、二氧化碳、水分等, 含有成分的多少也会影响内表面的腐蚀, 另外, 在输送过程中, 倘若天然气分离除尘效果不佳, 可能导致内涂层的老化、磨损、脱落。直接增加内表面的腐蚀危险。

1.6 管道内异物

在管道安装施工过程中, 尽量要保护好现场, 避免泥沙、石子等杂物混入管道内, 在进行清理内表面杂质的时候, 不易使用风力过大的吹扫, 这样也会在一定程度上破坏内涂层;但是内表面杂质吹扫不彻底, 这些杂质异物也会导致内涂层的破坏, 进而导致管道腐蚀。

1.7 清管质量

清管作业是天然气长输管道的一项常规作业, 主要是对管道内表面进行腐蚀产物、积水、异物进行清理, 清洁干净管道内壁, 一定程度上改善管道内壁的光洁度, 可以降低管道的腐蚀。

2 长输管道外表面腐蚀影响因素以及措施

长输天然气管道外腐蚀是经常发生, 一般会采取外防腐层和阴极保护等技术手段来防止外腐蚀的发生。当然, 外防腐层材料选取要恰当, 外防腐层的破坏也会阴极保护效果, 阴极保护技术功能就有可能发挥不处理, 这样导致管道严重腐蚀[5]。

2.1 管道外表面处理

长输天然气管道外表面处理的好坏, 关系到钢管与防腐层的粘结强度, 一旦外表面处理效果不佳, 会导致管道起泡、翘起、返锈等现象。应该根据 (GB/T8923-1988) 除锈等级标准, 来进行管道外表面的处理, 和内表面处理一样, 要保持一定的粗糙度。根据衬里、涂料性质以及防腐层厚度, 来综合确定管道外表面的粗糙度及其粗糙形状。

2.2 防腐层

长输天然气管道沿途会遇到复杂的地形, 以及气候与温度的变化。天然气在管道输送过程中, 具有长距离、高压力、地域广和大流量等特点。在选取管道外防腐层材料的时候, 要综合考虑长输管道的土壤状况、运行条件、施工环境、工艺以及经济合理性, 这样选取的材料能够做到因地制宜、具有较高的经济性、合理性以及可靠性。

在选取管道外防腐材料的时候, 需要具备以下几点条件:

(1) 电绝缘性好。相对的两外防腐层之间, 在一定面积下, 电阻应大于10000Ω·m2, 并且外防腐层耐击穿电压强度应大于电火花检测的电压标准。

(2) 外防腐层材料应具备耐阴极剥离能力, 强度越高, 防腐效果越好。

(3) 外防腐层具有一定的机械强度, 抗冲击强度高。

(4) 外防腐层具有抗弯曲性, 耐磨性性能高。

(5) 针入度达到一定的指标, 与管道有良好的粘接性。

(6) 外防腐层具有良好的化学稳定性, 较高的耐老化性、耐热和冷性能。

(7) 外防腐层吸水率低, 具有较强的抗微生物性能。

综合考虑经济性, 选取满足上述条件的外防腐层材料。在低洼富水地段, 一般首先考虑耐水、耐化学腐蚀优越的涂层材料, 这样的材料有还氧煤沥青及煤焦油瓷漆;在通过平原、沙质地段时, PE和煤焦油瓷漆材料可以承受气候干燥的环境;在氯化物盐渍地段, 一般选取PE、煤焦油瓷漆和用熔结环氧;石油沥青和聚乙烯胶粘带材料在碳酸盐土壤地带的使用, 对二氧化碳腐蚀有很强的防护作用;用熔结环氧粉末材料适合在温度高环境条件下使用;强度高、耐磨性能好、表面摩擦阻力小的熔结环氧涂层材料, 在穿越河流、隧道、公路路段有很强的适用性。

2.3 涂覆技术

对长输管道外防腐层的涂覆方法选取有很多, 主要包括机械喷涂、手工刷涂、淋涂和滚涂、热缠绕、静电喷涂、冷缠绕等, 上述每一种技术方法均有各自的一定适用性, 要根据管道材料和管道埋地条件综合选取正确的方法, 这样才能使工艺技术与实际相匹配, 有效保证涂覆质量。

2.4 搬运和堆放

管道在搬运和堆放过程中, 一定要注意对外防腐层的保护, 尤其是涂覆层, 该处是最容易磨损的。在搬运时, 要做到轻吊轻放, 避免猛烈撞击;在吊装时, 要做到使用软质吊带、绳索捆绑;在堆放时, 要做到在放置软垫在底部、层间, 保证堆放层数量, 做到不压薄、压变形防腐层。

2.5 施工过程

在工程施工过程中, 长输天然气管道其外防腐层容易受到损伤。施工时, 长输管道要搬运、堆放、托运、吊装, 埋地管道要下沟、回填, 对管道的处理工序一旦出现一点闪失, 都会导致管道防腐层的破坏, 进而影响防腐效果。

2.6 补口、补伤

对长输管道焊接口补口要根据SY0061-92、SY/T0420-97、SY/T0422-97、SY/T0315-97、SY/T4013-95、SY4014-93、SY/T0415-96等相关规范进行操作, 对管道损伤处补伤, 管道补口补伤的质量好坏对管道的防腐性能会产生直接影响。一旦处理效果不佳, 长输管道的防腐效果将大打折扣。因此, 应该认真仔细按照操作标准进行操作、执行。

3 结论

埋地长输天然气管道土壤环境、气候与温度的变化, 均会对管道的耐用性以及防腐性能产生影响。天然气在管道输送过程中, 具有长距离、高压力、地域广和大流量等特点。长输管道周围的土壤对管道也会有着不同程度的腐蚀。长输管道钢管内壁需要进行清洗, 主要是为了清除表面的油污、介质污染物、尘垢、水分和锈物等, 这些物质会极大的提高管道的腐蚀性。长输天然气管道外腐蚀是经常发生的, 一般采取外防腐层和阴极保护等技术手段来防止外腐蚀的发生。当然, 外防腐层材料选取要恰当, 外防腐层的破坏也会阴极保护效果, 阴极保护技术功能就有可能发挥不处理, 这样导致管道严重腐蚀。采取适当的材料和防腐措施可以有效的降低管道的腐蚀性。

参考文献

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