500kV海底电缆对邻近原油管道电磁干扰的模拟评估

第42卷第2期 腐蚀与防护
Vol.42 No. 2
2021 年 2 月
CORROSION &. PROTECTION February 2021
I)OI ：10. 11973 fsyfh-202102009
500 k V 海底电缆对邻近原油管道电磁干扰的
模拟评估
胡家元、姜子涛=，扶达鸿3，钱洲亥1
(1•国网浙江省电力有限公司电力科学研究院•杭州310014; 2.中国石油大学（北京），北京102249;
3.国网浙江省电力有限公司，杭州310000)
摘要：某500 kV 海缆对邻近原油管道存在电磁P 扰风险，采用a )E (;S 软件对海缆正常运行、单相对地短路故障
等状态时原油管道的干扰电压和电流密度进行模拟评估。

结果表明：海缆正常运行时，管道最大干扰电压为 0.063 1 V 、电流密度为9.36 A /n r ，符合干扰电压小于4 V ((;B/T 50698 — 2011标准）、干扰电流密度小于30 A/nr‘ (BS EN — 15280:2013标准>的安全规定；当海缆因外界因素出现单相对地短路故障时•短时间内管道最大干扰电压 约为66.35 V •远低于防腐蚀层3 000 V 的击穿电压（NACP: SP0177 —2007标准），且符合人体安全电压0.2 s 内交 流电压<1 500 V 的要求（1儿/丁 5033 — 2006标准模拟评佔结果认为•该500 kV 海缆的建设不会对邻近管道造 成明显电磁干扰。

关键词：海底电缆；原油管道；电磁干扰；模拟评估中图分类号：丁(;172
文献标志码：A
文章编号：l005-748X(2021)02-0046-06
Simulation Assessment for Electromagnetic Interference of 500 kV Submarine Cable
to Adjacent Crude Oil Pipeline
HU Jiayuan 1 , JIANG Zitao ^ . FU Dahong ', QIAN Zhouhai 1
(1. State Grid Zhejiang Electric Power Corporation Research Institute. Hangzhou 310014，China; 2. China University
of Petroleum (Beijing). Beijing 102249. China ： 3. State (irid Zhejiang Electric Power C'orporation L td..
Hangzhou 310000, China)
A bstract ： A 500 kV submarine cable had a risk of electromagnetic interference to adjacent crude oil pipelines. The CDEGS software was used lo simulate and evaluate the interference voltages and current densities of the crude oil pipelines during normal operation of the submarine cable and in single phase short to ground. I'hc results show that when the submarine cable ran normally, the maximum interference voltage* was 0. 063 1 V and the maximum current density was 9. 36 A m " for the pipeline, which met the safety reejuirements of interference voltage less than 4 V (G
B T 50698 —2011 standard) and current density less than 30 A /nr (BS EN 15280:2013 standard). When single phase of the submarine cable was short-circuited due to external factors, the maximum interference voltage of the pipeline was 66. v 35 V in short time, which was less than the coating breakdown voltage of 3 000 V ( NACE SP0177— 2007standard) and met the personal safety requirement of interference voltage less than 1 500 V during 0. 2 s (DL/ T5033：2013 standard). The simulation results show that the construction of ihe 500 kV .submarine cable will not cause significant electromagnetic interference to the adjacent pipelines.
Key words ： submarine cable ； crude oil pipeline ； electromagnetic interference ； simulation and evaluation
海底电缆（海缆）作为跨海域高K 输电联网工程
收稿日期：2019-04-2]
基金项目：国家电网公m ]科技项丨| (5 2110 417000 N)
通信作者：胡家元_(1986 —），博士，卨级工程师，从事电力设
备的腐蚀与防护研究，136********，jiayuanhu(a yeah. n c 、t
的重要组成部分，在区域电网跨海域互联、海岛供 电、海上再生能源发电并网等方面发挥着重要作 用1 :>。

高压交流输电工程对周边管道的电磁干扰
M 题是目前国内外研究的热点。

加拿大一条高压天
然气管道受到交流干扰，导致腐浊泄漏美国俄勒 M 州一条天然气管道建成后5个月内发生4处交流
• 46
•
胡家元，等：500 k V海底电缆对邻近原油管道电磁干扰的模拟评估
腐蚀穿孔，腐蚀速率可达10. 16 随着我国高压输电工程建设规模的持续扩大，高压输电线路 和油气管道邻近布设的现象也日益增多.相关干扰 问题也逐渐暴露且日趋严重，如我国某3PE输气管 道受到交流干扰，导致管体在防腐蚀层缺陷处发生 0.5 m m的腐蚀减薄当油气管道临近高压输电线路时，会因感性耦合（电磁感应）和阻性耦合等产 生感应电压>7。

管道表面防腐蚀层不可避免会存 在破损点.这些位置的管道基体裸露并与周围介质 相接触，管道上感应电压可导致这些破损点处产生 较大的泄漏电流，从而引发腐蚀[81(0。

此外，当高压 输电工程发生故障时，大电流会通过接地极进人大 地.对附近埋地管道产生瞬时干扰。

然而，现有高压 输电工程交流干扰的研究均是针对陆上输电工程开 展111针对海洋输电工程的干扰研究却很少有报 道。

在海洋输电工程中.故障电流的海水传输途径 与陆上工程的土壤传输途径截然不同。

随着海洋输 电工程的不断建设，亟待开展针对性的研究。

为满足舟山群岛新区快速增长的用电需求，将 规划建设一条500 k V海底电缆，其敷设长度为 16.8 k m,所经区域附近海底管线较多，包括某进口 原油管道、海底输水管道等。

本工作采用数值模拟 方法[1:i预测评估了该海缆对邻近原油管道交流干 扰风险，在正常完成海缆铺设及投运的同时，切实保 障周边油气管道的正常安全运行。

1模型建立
为充分考察500 k V海缆对邻近油管产生的各 种影响.分别模拟了海缆在正常运行时及发生断裂 的短时间内对管道的干扰。

1.1模拟计算理论
CDEGS是一款用于模拟电力系统接地、电磁 场和电磁干扰等过程问题的软件.已被广泛应用于 模拟高压输电线路对管道的电磁影响1c。

数值模 拟技术所应用的工程理论本质是基于积分或微积分 形式的麦克斯韦方程组.而CDEGS是基于矩量法 (MoM)对麦克斯韦方程组求解。

整个系统的电场 和磁场分布，可通过给定边界条件利用矩量法求解。

电磁干扰系统的电磁场分布满足麦克斯韦方程 组-即
V •D =p〇
▽X£ =-营
▽X H =+古式中：D为电通量密度，C/m2;£为电场强度.V/m; B为磁感应强度，T;H为磁场强度，A/m;|0(l为自由 电荷的体密度，C/m3;J?_(l为传导电流密度，A/nrV 为时间，s。

在解麦克斯韦方程组时，可在边界条件已知的 情况下确定方程组的唯一解。

在两种不同介质的界 面上.由于其介电常数、磁导率和电导率不同，因此 存在以下三组边界条件[15]。

(1)磁介质界面上的边界条件
由高斯定理，见式（2),可以得到磁感应强度法 向分量连续性的条件，见式（3)。

•dS = 0 (2)«.(62—51)=0或/32、= 61、(3)式中：S为闭合曲面面积，m2。

运用安培环路定理.见式（4)，可以得到磁场强 度切向分量连续性条件，见式（5)。

(|h •d/ = / (4)
w X (H； —f/!) = 0 或 =H1T(5) 式中：/为闭合路径.m;/…为闭合路径所包围的电流 之和.A。

(2)电介质界面上的边界条件
当介质分界面上没有自由电荷（即咖=〇)即可 得到电位连续性条件，见式（6)。

!X (D2 —D i) = 0 或 D2N =D1N(6) 把式（7)运用到其回路上，就得到了电场强度切向分 量连续性条件，见式(8)。

•d/ = 0 (7) X (_E2 —) = 0 或 £2T =E1T(8)
(3)导体界面上的边界条件
一般在导体表面会有自由电荷积累，所以利用 高斯定理.可以得到电位移矢量法线分量的边界条 件为
n X (D2 —D i) = 0 或 D2n—D1N =ff e。

(9) 式中：〜是导体分界面上的自由电荷面密度。

通过矩量法将干扰系统进行离散化处理，并利 用迭代法进行数值计算，得到该目标边界条件下麦 克斯韦方程的数值解。

1.2干扰模型建立
500 k V海缆对邻近油管的干扰模型除两者相 对距离外，还受海缆参数、油管参数及外界环境因素等三方面影响。

•47 •
(1)海缆参数
500 kV海缆工程采用500 kV交联聚乙烯绝缘 单芯光电复合海底电缆，三相呈平行排列，海缆额定 载流量为1 411 A,电流不平衡度为1%,单相短路 电流55. 5 kA，故障动作时间0.2 s。

海缆在登陆点 接地，接地方式为铠装、护套两端三相互联后直接接 地，主要参数见表1。

由海缆参数可知，海缆金属层 有三层：铜导体、合金铅和铝合金+硬铜丝。

铜导体 的相对电阻率为1，相对磁导率为1.直径为 51. 5 mm;合金铅的相对电阻率为12•相对磁导率 为1，直径为140. 3 mm,厚度为4. 5 mm;铝合金丝 +硬铜丝的相对电阻率为1.3,相对磁导率为1.直径为179. 2 mm，厚度为13 mm。

表1海缆的主要参数
Tab. 1Main parameters of submarine cable
材料标称厚度m m外径Z m m 铜导体Cu+阻水带—51.5 XLPE绝缘 2.0-
绝缘屏蔽 1.8125.3 土 1.5
半导电阻水带2X1.0130. 3士 2.0
合金铅+沥青 4.5+0. 3140.3±2.0
MDPE护套 4.0148. 7士 2. 5
铝合金丝 6.0-
硬铜丝7.0179.2士3.0
外被层 3.0+3. 0188. 2土 3.0
(2)管道参数
海底原油管道长约35 km.埋于海床下约2 m 位置，主要参数见表2。

表2海底原油管道的主要参数
Tab. 2 Major parameters of submarine crude oil pipeline 管道参数取值或型号
直径762 m m
壁厚17. 5m m
管材X60
相对电阻率（相对与退火铜）12.06%
相对磁导率(相对于真空）300%
涂层面电阻率50 000 H •nr
(3)环境参数
海缆沿线环境从上到下分别为海水层•海泥层 和岩石层。

其中，海水层电阻率为0.32 n*m，海水层深度约10 m。

海泥层电阻率为1.52 0 •m，海泥层厚度约15 m。

岩石层电阻率为800 •m.厚度设为无限厚。

海底管道埋设在海泥层，海缆两端登陆段终端铠装连接在站场主接地网上.其接地电 阻为1n。

在获得建模所耑的参数信息后，》丨利用CI)EGS 软件中的Hifreq模块进行干扰模型的建立及参数 设置.模哦绘制界面如图1所示。

阁1海缆对原油管道的干扰模型
Fig. 1Interference model of submarine cable to
crude oil pipeline
对于管道的交流f扰风险一般采用交流电流密 度进行评估。

海底管道表面被防腐浊层覆盖.按照 GIV T 5 06 9 8 —2 011《埋地钢质管道交流干扰防护技 术标准》中规定.以管道交流干扰电流密度作为防腐 蚀层破损点处的电流密度，并可采用式（10)进行计 算。

基于此，本工作首先利用数值模拟技术计算涂 层面电阻率为50 000 n •n r的管道受到的交流干 扰电压，然后利用式（10)汁算管道上的电流密度分 布。

J A(=%V/(pnd)(10)式中：_/m为评估的交流电流密度，A/m2;V为交流 干扰电压有效值的平均值.V:(0为土壤电阻率.n •m;J为破损点直径，m.按发生交流腐蚀最严重考 虑，取 0.011 3 m。

2模拟结果
2.1海缆正常运行时对原油管道的干扰
设计资料显示.该海缆三相不平衡度小于1%。

根据构建的计算模型，模拟A、B、C(相在不同负载 方式下即不平衡电流位于不同相线时（见表3)对原 油管道的干扰•结果见图2〜3。

由图2可见.海缆在常态运行时.原油管道在镇 海登陆点附近受到的电磁干扰最大.之后迅速衰减；当B相电流发生负向不平衡偏移时，原油管道受干 扰影响最大.且干扰最大点位于镇海登陆点到陆上 绝缘接头处。

计算获得此工况下，原油管道受到的 最大干扰电压为0.059 8 V。

由于本工程海底电缆 三相电缆结构规格不同，其中B相屏蔽层厚度最 小，其屏蔽效果最差.因此当B相电流发生不平衡
•48
•
0 20 40
里程/km
图2
海缆正常运行时原油管道干扰电压的模拟值
Fig. 2 Simulated values of interference voltages for crude oil pipeline in normal operation of submarine cable
里程/km
图3
海缆正常运行时原油管道干扰电流密度的模拟值
Fig. 3 Simulatied values of interference current densities
for crude oil pipeline in normal operation of
submarine cable
时，原油管道受海底电缆干扰影响最大。

图3为利用式（10)和海泥层电阻率计算的B 相电流发生负向不平衡偏移时原油管道沿线的干扰
电流密度。

由图3可见，原油管道的干扰电流密度 沿管道的变化趋势与干扰电压的变化趋势一致.最 大干扰电流密度为8. 87 A /rir 。

2.2海缆单相对地短路时对原油管道的干扰
由绝缘层被击穿或者物理破坏导致的单相对地 短路是海缆的常见故障。

该500 k V 海缆发生单相 短路故障时.其短路电流最高为55. 5 kA 。

A 相距
60
40
20
故障位置〇k m 处 故障位置4.2 k m 处 故障位置8.4 k m 处 故障位置丨2.6 k m 处 故陣位I 16.8 k m 处
镇海登陆点
册子岛.
0.04
0.02
B 相电流负向不平衡偏移 -B 相电流正向不平衡偏移 --
C 相电流负向不平衡偏移 -一C 相电流正向不平衡偏移
f s .
镇海登陆点
册子岛.
离管道最近，分别计算A 相电缆在0 km (起点）、 4. 2 km (l /4 处）、8. 4 km ( 1/2 处）、12. 6 km (3/4 处）以及16.8 km (终点）处发生单相对地短路时，原 油管道的受干扰情况.结果见图4。

0 20 40
里程/km
图4
海缆单相对地短路时原油管道干扰电压的模拟值
Fig. 4 Simulated values of interference voltages for crude oil pipeline in single-phase short to ground
for submarine cable
由图4可见，海缆在0 km (起点）、4. 2 km (1 /4 处）、8.4 km (l ./_2 处）、12. 6 km (3/4 处）以及 16. 8 km (终点）发生单相对地短路时，模拟得原油管道的最 大干扰电压分别为12. 80、39. 77、53. 45、52. 91、 52.90 V ，干扰电压最高点均位于绝缘接头至登陆 点段。

随着单相对地短路发生的位置远离镇海登陆 点（起点），管道所受的干扰增加。

这是由于发生单 相对地短路时，电缆对管道的交流干扰是由阻性干 扰（由电流直接进人大海产生的干扰）和感性干扰 (由交流电磁感应效应产生的干扰）叠加而成。

发生 单相对地短路的线路，其通电部分越长，感性干扰越 大•因此总交流干扰也就越大（如0〜8. 4 km 发生
单相对地短路时）。

当短路位置超过并行位置.增加 的供电长度距离管道较远.因此产生的电磁感应较 小，但其电流回路阻抗增加，导致管道交流干扰变化 不大，甚至略有降低。

2.3海缆对管道干扰来源分析
海缆对管道的干扰主要来自于两部分：两端接 地人海电流对管道产生的阻性干扰r 海缆与管道并 行部分通过电磁感应效应产生的感性干扰。

正常情 况下.通过两端接地人海的电流比较小，约为单相电 流的1%。

但是，当出现单相对地短路.尤其是相线 绳芯与铠装层短接时.大量电流通过铠装层流至两 端接地处并由此进人大地，对附近的埋地管道产生 大的干扰。

利用数值模拟软件计算镇海侧接地系统 在不同人地电流下对原油管道造成的干扰影响。

以 人地电流与原油管道的最大干扰电压为坐标作图.
表3三相不同负载方式下的负载电流
Tab. 3 Load current of three-phase under different
load modes
编电流/A
号
A 相
B 相
C 相11 3971 4111 411
A 相电流负向不平衡偏移21 4251 4111 411A 相电流正向不平衡偏移31 411
1 3971 411B 相电流负向不平衡偏移41 4111 425
1 411B 相电流正向不平衡偏移514111 4111 397C 相电流负向不平衡偏移
6
1 411
1 411
1 425
C 相电流正向不平衡偏移
0.061- i
海泥环境
一一a 相电流负向不平衡偏移 '-
一一A 相电流正向不平衡偏移
>/田袖絮屮
>/田#S
H -
• 49
•
20
40
60
80
100
入地电流/kA
图5
不同人地电流下原油管道的干扰电压
最大值的模拟结果
Fig. 5 Simulation results of maximum interference voltages for crude oil pipeline at different ground currents
并进行拟合，结果如图5所示。

由此可见，通过海缆 两端接地处的人地电流与原油管道的最大干扰电压 成正比，其关系如式（11)所示。

按照不平衡度1%
计算，稳态情况下人地电流仅为14. 11 A ，假设电流 全部由接地人地，计算得到产生的干扰电压为 0.003 3 V 。

故障状况下，假设55.5 k A 电流全部通 过接地极入地.产生的干扰为12.9 V 。

对比稳态和 故障情况下管道所受的干扰可知.稳态情况下通过 接地产生的阻性干扰远小于感性干扰。

而故障情况 下，通过接地流人大地电流产生的阻性干扰与感性 干扰数量级相同。

Um a x = 0. 233 X I
(11)
式中为管道沿线的最大干扰电压，单位V 丨为
从海缆接地流入大地的电流量.单位kA 。

3
干扰风险评估
3.1海缆正常运行时干扰风险评估
目前国内外都没有关于海底管道交流干扰的标
准，本工作参照了 GB/T 50698 — 2011 &BSEN - 15280 ： 2013 ( Evaluation of A . C . corrosion likeli ­
hood of buried pipelines application to cathodically protected pipelines )等陆上管道交流干扰评价标准 进行干扰风险评估。

在GB/T 50698 — 2011标准 中，交流干扰防护设计要求为：土壤电阻率<25 n •
m 时，管道交流干扰电压<4 V ;土壤电阻率>25 fl • m 时，交流干扰电流密度< 60 A /n ?。

在BS EN - 15280:2013中，规定可接受的干扰水平为：管道在 一定时间内（如24 h )，管道上测得交流电流密度不 应大于30 A /m 2。

模拟结果表明：海缆正常运行时对海底原油管 道最大干扰电压为0.063 1 V (感性干扰0.059 8 V ,
阻性干扰0.003 3 V ).电流密度为9.36 A /m 2。

干扰 电流密度小于30 A /m 2时，可不采取额外防护措施。

3. 2
海缆单相对地短路时干扰风险评估
当海缆单相对地短路.单相短路电流为55. 5 kA
时，对邻近原油管道造成的最大干扰电压为66. 35 V (感性干扰53.45 V ，阻性干扰12. 9 V )。

根据该海
缆设计规定，发生短路故障能够在〇. 2 s 内及时切 断.所以对管道腐蚀影响可不予考虑。

根据NACE
SP 0177 — 2007 ( Mitigation of alternating current and lightning effects on metallic structures and corrosion control system )标准中规定的防腐蚀层击 穿电压为3 000 V ,可见海缆单相对地短路时对管 道防腐蚀层产生的影响可不予考虑。

此外，最大干
扰电压也满足DL/T 5033 — 2006《输电线路对电信 线路危险和干扰影响防护设计》标准中人体安全电 压允许值“0.2 s 内电压不大于1 500 V ”的要求，可 保证管道人员在陆地测试桩进行测试工作人体 安全。

4
结论
(1) 海底电缆对附近管道的干扰包括感应干扰
(电磁干扰）和阻性干扰，计算结果显示500 k V 海 缆稳态情况下，通过接地产生的阻性干扰远小于感 性应干扰.即稳态情况下主要通过电磁感应的方式 对附近管道产生干扰。

而故障情况下，通过接地流 人大地电流产生的阻性干扰，和通过电磁感应产生 的感性干扰都存在。

(2) 当海缆处于正常运行时，对邻近管道最大 干扰电压为〇. 063 1 V ,干扰电流密度为9. 36 A /m 2 左右，干扰最大点位于登陆点附近；符合GB/T 50698—2011 及 BS EN 15280:2013 中“干扰电压< 4 V 、干扰电流<30 A /m 2”规定，可不采取额外防护 措施。

(3)
当海缆因发生单相对地短路故障时，对邻
近管道最大干扰电压约为66.35 V 。

因海缆发生短 路时能够在0. 2 s 内及时切断，所以对管道造成的 腐蚀影响可不予考虑；且远低于NACE SP 0177 — 2007标准中防腐蚀层3 000 V 的击穿电压；同时也 满足DL/T 5033 —2006标准中人体安全电压允许 值不大于1 500 V 的要求。

参考文献：
[1]王裕霜.国内外海底电缆输电工程综述[J ].南方电网
技术，2012,,6(2) :26-30.
30
o
o
2 1• 50 •
胡家元，等：500 k V 海底电缆对邻近原油管道电磁干扰的模拟评估
[2] GUSTAVSEN B,M() (). Variable transmission volt­
age for loss minimization in long offshore wind farm AC export cables [J ]. IEEE Transactions on Power Delivery,2017,32(3) ：1422-1431.
[3] WAKELIN R G,SHELDON C. Investigation and mit­
igation of AC corrosion on a 300 mm diameter natural gas pipeline [ C ]//Corrosion 2004. Houston ，TX ： NACE International,2004 ：04205.
[4] WAKELIN R G,GUMM()W R A,SEGALL S M. AC
corrosion-case historises, test procedures, ^ mitiga- tion[C]//Corrosion 1998. Houston,TX ：NACE,Inter­national ：98565.
[5] 李炳，部慧慧，吴凯，等.某三层P E 埋地钢管管体的腐
蚀原因[J ].腐蚀与防护，2016,37(8) :688-692.[6] 胡士信.阴极保护工程手册[M ].北京：化学工业出版
社，1999:213-214.
[7] 宋春慧，王力勇，姜子涛•等•胶日线天然气管道交流 干扰评估与缓解[J ].腐蚀与防护，2013,34 (7): 641-
644.
[8] 潘俊文，罗日成，吴东.500 k V 同塔双回输电线路下平
行排列油气管道上的感应电压和感应电流仿真分析
[J ]•高压电器，2017,53(10) :209-214.
[9] 李振军.高压/特高压直流输电系统对埋地钢质管道
干扰的现场测试与分析[门.腐蚀与防护，2017,38
(2)：142-146.
[10] 郝宏娜，李自力，衣华磊，等.高压输电线对埋地管道
交流腐蚀相关判别的准则[J ].腐蚀科学与防护技 术，2012,24(2) :86-90.
[11] BSI. Protection against corrosion by stray current
from direct current systems ： BS EN 50162[S]. Lon­don ： BSI. 2004.
[12] 祝贺.胡艺阳.高压输电线路对管道稳态电磁干扰的
仿真研究[J ].东北电力大学学报，2017,37(3): 83-
89.
[13] 王晓彤，林集明，陈葛松，等.广东-海南500 k V 海底
电缆输电系统电磁暂态研究[J ].电网技术，2008,32
(12)：6-11.
[14] 白锋，陆家榆，林珊珊，等.特高压交直流输电线路同
走廊正常运行时对邻近埋地油气管道的电磁影响分 析[J ].电网技术，2016,40(11):3609-3614.
[15] 赵凯华，陈熙谋.新概念物理教程-电磁学[M ].北
京：高等教育出版社,2003:407-409.
(上接第45页）
3结论(1)
在总压20. 2 MPa ,矿化度105 mg /L 某油
田注水系统中，316L 不锈钢的均匀腐蚀速率极低， 具有良好的耐均匀腐蚀性能。

氧气的存在会增加点
蚀发生的概率。

(2) 电化学测试结果表明，316L 不锈钢在某油 田注水系统中的点蚀电位为〇. 036 V ，在3. 5% NaCl 溶液中的为0.078 V 。

(3) 模拟回注水的PH 、温度、c r 含量对316L 不锈钢均匀腐蚀影响较为明显，溶液中是否含氧对 316L 不锈钢均匀腐蚀速率影响较小。

参考文献：
[1] 于良民.赵海洲.刘璐.油田注水管道的腐蚀现状及防
腐措施[J ].中国涂料，2006,21(1):43-45.
[2] 马云，张清波，樊仰杰.等.陕北某天然气处理厂回注
水处理系统腐蚀影响因素研究[J ].表面技术，2018,
47(1)：154-159,[3]
贾善勇，闫雪华，刘彦丽.等.江河区低压注水系统腐 蚀治理[J ].长江大学学报（自科版），2015,12(11) :80-
82,7.
[4] 李勇.杨肖曦，赵磊，等.现河注水井井筒腐蚀及其机
理研究[J ].腐蚀科学与防护技术，2007,19(1) :66-68.[5] 郭稚弧.朱超.楚喜丽.等.Q 235钢在油田注水系统中
的腐浊及其影响因素的研究[J ].腐浊与防护.1999, 20(4)：151-153,
[6] 于良民，赵海洲，刘璐.油田注水管道的腐蚀现状及防
腐措施[J ].中国涂料，2006,21(1):43-45.
[7] 聂宝维.刘立，屈撑囤.等.双河联合站回注水系统腐
浊因素[J ]•腐浊与防护，2012,33(5) :437-440.[8] 龙媛嫒.柳言国，杨为刚，等.胜利油田东辛永921站
注入水腐蚀原因研究与防护[J ].石油工程建设， 2009,35(2) ：43-46,4.
[9] 文佳卉.胡传顺，肖凯•等.316L 不锈钢焊缝的点蚀行
为[J ].理化检验（物理分册），2009,45(4) :205-207.
[10] 贾志军，杜翠薇.李晓刚.316L 不锈钢在FeCl 3溶液
中点蚀行为的电化学噪声检测[J ].腐浊与防护， 2011,32(7)：497-500,520.
[11] 王威.任呈强.曾德智，等.316L 不锈钢在溶有不同
气体NaCl 溶液中的点蚀敏感性[J ].机械工程材料. 2015,39(7)：95-98,
[12] 摩柯熹.曹增辉.贺站锋.氯离子对316L 不锈钢临界
点蚀温度的影响[J ].腐蚀与防护，2017,38(6): 446-
448,455.
• 51 •。