埋地保温管道阴极保护有效性影响因素及技术现状
埋地管道阴极保护装置失效原因分析及建议
埋地管道阴极保护装置失效原因分析及建议摘要：随着国民经济快速发展，煤改气的推进，我国天然气用量与日俱增，而天然气的输送主要是管道运输，燃气管道的敷设数量和范围都有了较大的增长，其中有很大一部分管道是埋地钢质管道。
由于管道长期埋在地下，随着使用时间的增加，在土壤腐蚀、施工等因素影响下，因保护不到位产生腐蚀发生泄漏的可能性增大，如果未能及时发现，会导致天然气泄漏聚集后爆炸，使经济和社会效益遭受巨大损失。
对于埋地管道来讲，当前普遍选择阴极保护联合外防腐层的方法，因此阴极保护装置格外重要。
下面，文章就埋地管道阴极保护装置失效原因分析及建议展开论述。
关键词：埋地管道；阴极保护；装置失效；原因分析；对策建议引言由于埋地管道所面对的环境比较潮湿和复杂，因此需要采取合理的保护措施减少管道腐蚀。
阴极保护是当前埋地管道重要的防护措施，通过以不断促进阴极保护设施和设备管理质量的提升，彰显出管道保护的具体效益，将金属腐蚀问题尽可能的规避，促进管道应用期限的延长，提升管道运输的效率。
1阴极保护理论介绍1.1阴极保护系统原理“将负电流加到被保护的金属上，再由阴极极化将其从负电势变为稳定电势，可以起到抑制金属腐蚀的作用”。
这是一种叫做阴极保护的方法。
阴极保护是一种用于控制金属的电化学腐蚀防护。
采用阴极保护体系制成的电池，通过在阳极上进行氧化还原，可以抑制被保护的金属对阴极的侵蚀。
而阴极防护则是以电化学腐蚀为基础，发展起来的一种电化学防护技术。
在氯化钠溶液（或土壤）中，铁会在金属表面发生电化学腐蚀，而在镁阳极和外部电源的作用下，阴极保护装置可以在一定程度上改变上述反应。
这说明了不同的反应粒子与产物间的物质转移与转化。
但由于该阴极保护系统是通过牺牲阳极或外部电源来实现的，所以可以向该金属供给大量的电子（施加期望的负电流），由此使得该金属界面具有负电势，并能有效地抑制氧化反应。
在此情况下，通过采用牺牲阳极或外部电源，来达到阴极保护作用，起到抑制金属腐蚀的效果[1]。
接地导致埋地管道阴极保护失效的应对措施
接地导致埋地管道阴极保护失效的应对措施摘要：输气管道阴极保护系统投运行后，对管道进行了外腐蚀状况及防腐措施例行检测。
阴保系统作为地下管线最为行之有效的控制腐蚀方法之一，其系统的健康平稳运行对管道的本质安全输送非常重要。
因此，必须对管线沿途、各站、截断阀室的阴保发生的各类问题进行逐一摸排，并进行各项数据的检查和测试。
本文对接地导致埋地管道阴极保护失效的应对措施进行分析，以供参考。
关键词：管道阴极保护；问题；应对措施引言近年来，国内外管道建设加速，全球管道里程持续增加。
作为管道最常用的保护方法之一，强制电流阴极保护系统在管道外涂层泄漏点后为管道主体提供辅助防线，从而保护大多数长距离管道。
强制电流阴极保护技术通过直接通过直流电源向钢管提供保护电流，使管道实体极化为阴极，管道接地电位向负方向发展，从而在防腐层泄漏点抑制腐蚀，实现管道实体的保护。
1管道的阴极保护目前应用的管道大部分采用金属材料，在长时间的使用中会产生不同程度的腐蚀，特别是埋地管道的腐蚀最为严重，情况严重时会导致管道在局部上的穿孔从而影响油气的运输。
阴极保护是一种电化学防腐蚀方法，具体实施的方案分为牺牲阳极的阴极保护与强制电流(外加电源)阴极保护，根据实际的应用的结果发现强制电流阴极保护在方案的实施和防腐蚀的效果等方面都更好。
埋地管道的阴极保护结构原理，接电源正极的辅助阳极与接电源负极的被保护埋地管道构成一个保护回路，通过参比电极的电位反馈对电流输出进行调整进而达到保护埋地管道的目的。
大部分埋地油气管道采取阴极保护都可以有效地解决埋地管道的腐蚀问题。
2接地导致埋地管道的问题在输送期间管道的内部和输送物质直接碰触，输送的物质中不但有天然气，其中还含有二氧化碳、溶解氧、硫化氢、水合物等多种化学物质，在输送过程中通过温度、流动速度、压力的不断变化，输送物质极易出现某种程度上的改变，从而依附在管道的内部，进而导致较重的腐蚀现象。
其主要原因有：①在进行管道输送期间其拥有输送量多、不间断的输送、输送距离长等特性，再加上输送的过程中会产生较高的温度和压力，而恰恰就是这样的高温高压能够激活酸性气体中的动能和活性因子，因此使得管道内部的金属受到了更为严重的腐蚀。
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障埋地长输天然气管道是一种重要的能源运输方式，由于地下环境的复杂性以及外界因素的干扰，难免会发生阴极保护系统故障。
阴极保护系统是一种常用的方法来保护管道免受腐蚀的影响，故障可能导致管道腐蚀加剧，甚至引发安全事故。
本文将从故障原因、检测方法和应急处理等方面进行介绍。
一、故障原因及类型1. 电源故障：阴极保护系统通常通过直流电源来提供电流，电源的故障可能包括电源设备故障、电源线路断电等。
当电源故障发生时，阴极保护系统无法正常工作，导致管道腐蚀加剧。
2. 地下环境变化：地下环境的变化也会导致阴极保护系统故障。
例如地下水位的变化、土壤含水量的改变等，都可能影响管道周围的电流分布情况，使阴极保护系统失效。
3. 管道维护不善：管道维护不善也是导致阴极保护系统故障的因素之一。
例如管道涂层破损、电缆接头松动等，都会影响阴极保护系统的正常运行。
二、检测方法为了及时发现阴极保护系统的故障，并及时采取措施修复，以下是常用的检测方法：1. 系统电流测量：通过对阴极保护系统的电流进行定期测量，可以判断系统是否正常工作。
如果电流明显降低或者突然变化，可能意味着阴极保护系统存在故障。
2. 电位测量：电位是指管道金属表面的电位与参比电极之间的电位差。
通过对管道各点电位的测量，可以判断阴极保护系统的工作状态。
当电位偏负时，可能存在阴极保护系统故障。
3. 符合性检查：通过对管道周围土壤的取样检测，可以确定土壤中是否存在阴极保护系统所需的物质。
阴极保护系统通常需要向土壤中注入一定量的阳极剂，如果土壤中的阳极剂浓度低于预期值，可能意味着阴极保护系统存在故障。
三、应急处理一旦发现阴极保护系统故障，应及时采取应急处理措施，以防止管道腐蚀加剧或引发安全事故。
以下是常见的应急处理措施：1. 定位故障点：首先要确定阴极保护系统的故障点，可以借助专用设备或者人工检测来实现。
2. 暂停电源供应：如果故障是由电源问题引起的，应立即暂停电源供应，防止进一步损坏。
埋地长输管道阴极保护问题及其对策分析
流 波 动 在 ０．６Ａ～１．４Ａ之 间 ，部分 管 段 通 电 电位 波 动 在 －０．５Ｖ一 １．６Ｖ之 间 ，造成 管道流 出 电流部 位的腐蚀 。
针对 杂 散 电流干 扰 或牺 牲 阳极 电缆 直 接连 接管 体 保护 的 管 段 可采 用极 化 探头 法检 测管 道 断 电电位 。极化 探头 内置样 片均 采用 与管 道本 体 相 同材料 制 成 ，并具 有 适 当的 裸露 面 积 ， 在 探头 内部 参 比 电极与 试 片 距离 尽 可能 接 近 ，使 ＩＲ降 基 本 为 零 ；极化 测试 试 片通 过 电缆 与管 道相 连 ，将 探 头 置于 与管 道 相 同的环 境 中 ，与 管道 中心 线 的距离 为 ０．１￣０．５ ｍ，与断 电测 量技 术结 合 ，可以有效 消除 ＩＲ降成分 。 ２．４实施 阴极 保 护智 能监 测
埋地长输管道阴极保护 问题及其对策分析
朴 雷２４０１０）
摘 要 ：埋 地 长输 管道 在 原 油输送 方 面 具有 运输 量 大 、运 输速度 快 、安全 可 靠、成 本低 等优点 ，阴极 保 护是 国际公认 的 防 腐 蚀技 术 ．是埋 地 管道 腐蚀控 制 最基 本 和 可操 控 的保 护 手段 。 但 在 阴极 保护 系统 运行 管理过程 中仍 旧存在 着一 些 问题 ，本文 对管道 管理过 程 中发现 问题进行 了总结思 考 ，并认真 分析 行之 有 效 的 解 决 对 策 。
随着 完整性 管理 理念 的实施 ，ＣＩＰＳ／ＤＣＶＧ测 量评价 越 来越 多的在 管 道 公司 及各 大 油 田得 到应 用 。ＣＩＰＳ／ＤＣＶＧ测量 用 于 评价 阴极 保护效 果 ，测量 管道通 电、断 电 电位 ，确 定 阴极保 护不 足 、过保 护的管 段 ，提升 阴极保 护系统 的有效性 。 ２．３应 用极 化探 头
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障近年来，随着能源需求的不断增长，天然气作为清洁能源的地位日益凸显。
为了保障天然气输送的安全可靠，埋地长输天然气管道阴极保护系统必不可少。
近期频繁发生的阴极保护系统故障引起了业内人士和社会公众的关注。
本文将就埋地长输天然气管道阴极保护系统故障的原因、影响和解决方案进行深入探讨。
1. 设备老化：随着使用年限的增长，阴极保护系统中的设备容易出现老化，影响系统的正常运行。
阴极保护电流源、阳极材料、引流装置等设备长期受到土壤腐蚀和外界环境影响，容易出现故障。
2. 设计缺陷：在阴极保护系统的设计阶段，如果设计不合理或者计算有误，可能导致系统故障。
阳极布设不均匀、引流效果不佳等设计问题，都有可能引发系统故障。
3. 施工质量：阴极保护系统在施工过程中，如果施工人员的技术水平不高或者操作不规范，可能导致设备安装不良、连接不严密等问题，进而引发系统故障。
4. 外部干扰：埋地长输天然气管道阴极保护系统易受到外部干扰，如施工机械作业、土地沉降、地震等因素，都可能对系统造成不利影响，增加系统故障的风险。
1. 安全隐患：阴极保护系统故障会导致管道的防腐保护失效，增加管道金属材料的腐蚀风险，从而对管道的安全稳定性造成严重威胁。
2. 生产损失：阴极保护系统故障会导致管道的正常运行受到影响，进而影响天然气输送的正常生产，给企业带来严重的经济损失。
3. 环境风险：阴极保护系统故障可能导致管道泄漏，进而造成地下水或土壤的污染，对周围环境造成危害。
1. 定期检测：加强对阴极保护系统的定期检查和监测，及时发现问题并进行处理，以防止故障的发生。
2. 设备维护：加强对阴极保护系统设备的维护保养工作，及时更换老化设备，确保系统的正常运行。
3. 加强培训：加强施工人员和维护工作人员的技术培训，提高其操作技能和管理水平，降低人为因素带来的故障风险。
4. 强化管道管理：建立健全的管道管理制度，加强对管道的日常维护和管理，保障管道的安全稳定运行。
关于城镇燃气埋地管道阴极保护的浅谈
关于城镇燃气埋地管道阴极保护的浅谈摘要：埋地管道的阴极保护技术是抑制管道腐蚀和延长管道寿命的一种有效手段。
可以使埋地管道免遭杂散电流、土壤的腐蚀，提高燃气管网的安全性、可靠性。
但我国阴极保护技术的发展相对落后，好多埋地管道还没有应用阴极保护技术，缺乏对阴极保护参数的选取，施工、检测等技术的研究。
本文结合笔者的工作经验及实例，讨论了阴极保护技术在施工、检测、效果等方面，通过合理的施工工艺，以达到最终的阴极保护效果。
关键词：城镇燃气埋地管道；阴极保护；阳极；引言：目前很多城市的天然埋地管道还没有应用阴极保护技术。
天然气埋地管道所处位置存在以下问题：管道较集中，支线多，系统复杂，地下综合管线分布集中，采用常规的阴极保护有一定的困难。
如果仅依靠传统的外涂层物理防护方法，已不能对埋地管道提供有效的保护，腐蚀现象也越来越严重。
而且对于城市天然气管道，处于城市人口密集区，同时受城市轨道交通、各种电力设施、综合管线开挖破坏的影响变得更为复杂，如果由于埋地管道腐蚀穿孔造成天然气泄漏，极易发生燃烧爆炸等重大事故，造成巨大的人员和财产损失，影响社会稳定。
阴极保护技术可以有效地对燃气管道的埋地管线实施保护，采用合理的阳极布设、均匀分配保护电流等方法，使被保护管道可以作为一个整体处于合理的保护电位范围内，达到保护的目的。
1实施埋地管道的阴极保护的原理1.1原理阴极保护是根据电化学腐蚀原理而发展的电化学保护技术。
通过向被保护体输送电子，使腐蚀电池中的阴极电位负移至阳极电位，两者电位相等，无推动力腐蚀电流为零。
金属物质在自然环境中发生腐蚀的顺序为：钾＞钠＞钙＞镁＞铝＞锌＞铁＞铅（氢）＞铜＞汞＞银＞铂＞金。
如下图由于被保护管道错综复杂，保护回路多，造成保护电流回路相互影响，同时又受外部杂散电流复杂多变的影响，要想达到良好的保护效果、减少对周边以及其他保护范围以外设施的影响，在施工、调试和投产后的运行阶段须持续的进行调整和优化。
埋地输油管道的阴极保护措施探析
埋地输油管道的阴极保护措施探析随着全球石油需求持续增长，输油管道作为石油运输的重要手段，发挥着举足轻重的作用。
埋地输油管道长期处于潮湿的环境中，容易受到腐蚀的侵害，从而造成管道的损坏和泄漏，给环境和人类造成巨大的危害。
为了保障输油管道的安全运行，阴极保护技术成为了不可或缺的重要手段之一。
阴极保护是一种通过在金属结构表面施加一定电流以抑制其电化学腐蚀的方法。
对于埋地输油管道来说，阴极保护可以有效地减缓或阻止管道的腐蚀，延长其使用寿命，保障输油的安全。
在本文中，将对埋地输油管道的阴极保护措施进行探析，包括阴极保护原理、常见的阴极保护方法和其应用效果以及存在的问题和发展趋势。
一、阴极保护原理阴极保护主要包括两种方法，即外加电流法和阳极保护法。
外加电流法是通过外部的电源将电流输入到金属结构中，使其处于阴极极化状态，从而达到保护金属的目的；而阳极保护法则是在金属结构周围埋设阳极，通过阳极的影响使金属结构处于阴极极化状态。
二、常见的阴极保护方法和应用效果在实际应用中，阴极保护技术已经成为了保护埋地输油管道的主要手段之一。
通过采用阴极保护技术，可以有效地减缓管道表面的腐蚀速度，延长其使用寿命，保障输油的安全。
阴极保护技术还可以减少管道的维护成本，提高管道的运行效率，为输油行业的发展做出了重要的贡献。
三、存在的问题和发展趋势尽管阴极保护技术在保护埋地输油管道方面发挥了重要作用，但在实际应用中仍然存在一些问题。
阴极保护系统的设计和施工需要具备一定的专业知识和技能，而一些施工单位在工程实施中缺乏相关经验和技术，导致阴极保护系统存在设计不合理、施工质量低劣等问题。
由于阴极保护系统需要长期稳定地工作，对设备和设施的要求较高，而一些地区的环境条件较为复杂，设备的维护和运行存在难度。
现有的阴极保护技术也存在一定的局限性，需要不断进行技术创新和改进。
未来，随着输油行业的发展和技术的进步，阴极保护技术将继续得到广泛应用，并不断进行技术改进和创新。
阴极保护技术的应用现状及相关问题探讨
阴极保护技术的应用现状及相关问题探讨摘要：目前阴极保护与涂层协同保护已经广泛应用于管道的腐蚀防护上。
防腐层作为管道防护的第一道防线，将管道与腐蚀性介质隔开，并且保护管道不受外力机械损伤;而当防腐层出现破损时，此时阴极保护作为第二道防线，保证管道破损处不受腐蚀影响。
阴极保护主要包括外加电流阴极保护和牺牲阳极阴极保护。
对于不同防腐层的管道来说，SY/T0036中指出了所需要的最小阴极保护电流密度:就目前应用广泛的3PE防腐层(1MΩ·m2)来说，金属管道保护需要的阴极保护电流密度小于10μA/m2，一方面，防腐层极大地减小了阴极保护系统的输出电流;另一方面，由于较高的防腐层电阻率，使得阴极保护电流更加均匀，能够保护更长的管道。
关键词：杂散电流干扰；下埋地管道；阴极保护引言阴极保护技术在长输管道中已获得广泛应用。
长输管道腐蚀防护采用防腐层加阴极保护系统的做法。
管道施工和运行中防腐层存在漏点损伤，阴极保护系统向管体施加保护电流，管-地电位产生负向极化，实现管体保护。
长输管道主要应用强制电流法，牺牲阳极法用于高寒特殊环境或提供辅助保护。
目前应用范围已从长输管道发展至油气站场、油库、燃气管网，形成区域性阴极保护技术。
随着计算机技术和数值模拟技术的发展，国内已开展阴极保护数值模拟技术在工程领域的实践研究。
1阴极保护的基本原理金属管道位于复杂的外部环境中，包括土壤、水和含水汽的气体等。
它们都含有电解质。
当一根金属管被埋在水下或海底时，它被大量的电解质包围，从而增加了金属管的电化学腐蚀。
在具体工作过程中，不仅需要用外部防腐材料处理金属管，还需要通过阴极保护消除电化学腐蚀。
一旦泄漏电流出现在外部环境中，金属导管就会被周围的电解质腐蚀，必须加以保护，以免泄漏。
电化学腐蚀可以分为一次电池腐蚀和电解腐蚀。
在前一种情况下，腐蚀原理是:电解溶液改变金属，形成原电池，出现腐蚀情况；而在后一种情况下，电解溶液中的金属受到周围泄漏电流的干扰，具有电解和腐蚀情况。
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障埋地长输天然气管道是输送天然气的重要通道，为了保障管道的使用安全和延长其使用寿命，阴极保护系统被广泛应用于管道的防腐蚀工作中。
阴极保护系统也存在故障的可能，一旦出现问题会给管道的安全运行带来严重的隐患。
本文将就埋地长输天然气管道阴极保护系统的故障进行详细分析和讨论。
一、故障原因1. 设备老化：阴极保护系统中的设备随着使用时间的增长会出现老化，导致其性能下降甚至失效。
2. 地质条件变化：管道所处的地质环境可能发生变化，比如土壤的含水量、酸碱度等因素的变化会导致阴极保护系统的失效。
3. 外部损坏：管道运输过程中可能会遭受外部损害，比如机械损害、地震、地质灾害等都可能对阴极保护系统造成破坏。
4. 错误操作：管道运营过程中的错误操作也是导致阴极保护系统故障的一个重要原因。
二、故障表现1. 阴极保护电流异常：阴极保护系统中监测到的电流异常，可能是过大或过小。
2. 金属腐蚀加速：管道上出现大面积金属腐蚀现象，说明阴极保护系统失效。
3. 地下水位升高：阴极保护系统失效后，可能导致管道周围地下水位升高。
4. 通讯中断：阴极保护系统需要定期进行监测和通讯，如果出现了通讯中断的情况，可能是系统出现了故障。
5. 报警信号：阴极保护系统中的报警信号出现频繁触发，可能是系统出现故障。
三、故障处理1. 及时排查：一旦发现阴极保护系统出现故障，应立即组织人员前往现场进行排查，找出故障原因。
2. 修复设备：根据故障现象和原因，对阴极保护系统中的设备进行维修或更换，确保系统的正常运行。
3. 进行测试：在修复后，对阴极保护系统进行测试，确认系统运行正常。
以上就是关于埋地长输天然气管道阴极保护系统故障的分析和处理方法，希望能给相关人员带来一些帮助，使管道的安全运行得到有效保障。
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障埋地长输天然气管道是天然气输送的主要方式之一，为了保证管道的安全运行，阴极保护系统是必不可少的。
即使有了阴极保护系统，仍然可能出现系统故障，对管道的安全造成威胁。
本文将探讨埋地长输天然气管道阴极保护系统故障的原因、影响以及解决方法。
一、故障原因1. 设计不当阴极保护系统的设计不当可能导致故障。
系统的电流密度不均匀分布、电流密度过低或过高、阴极保护电流不足等，都会导致系统无法正常工作。
2. 材料腐蚀管道材料的腐蚀会影响阴极保护系统的正常运行。
腐蚀会改变管道表面的电阻，导致阴极保护电流无法正确地通过管道表面，从而使阴极保护系统失效。
3. 外部干扰外部干扰也是阴极保护系统故障的常见原因。
管道周围环境的变化、附近的其他金属结构、地质变化等都会对阴极保护系统造成干扰，影响系统正常运行。
二、故障影响1. 材料腐蚀加剧阴极保护系统的故障会导致管道表面的金属腐蚀加剧，从而缩短管道的使用寿命，甚至引发管道泄漏或爆炸事故。
2. 环境污染管道的泄漏会导致天然气向周围环境释放，造成环境污染，对当地的生态环境和人们的健康造成威胁。
3. 安全事故管道泄漏或爆炸将会对周围区域的居民和设施造成严重威胁，甚至造成人员伤亡和财产损失。
三、解决方法1. 定期检测对阴极保护系统进行定期的检测和维护是防止故障的有效方法。
通过对系统进行电流密度、电位和管道腐蚀情况的监测，可以及时发现问题并进行修复。
2. 更新技术随着科技的发展，新型的阴极保护技术不断涌现，更新和改进阴极保护系统的技术是防止故障的重要途径。
3. 优化设计在设计阴极保护系统时，应充分考虑管道材料、周围环境和外部干扰因素，以确保系统能够稳定、高效地工作。
四、结语埋地长输天然气管道阴极保护系统故障可能会对管道的安全运行造成严重影响，因此必须高度重视。
只有通过加强对阴极保护系统的监测、维护和更新，才能确保管道系统的安全稳定运行，避免安全事故的发生。
管道阴极保护技术现状与展望
管道阴极保护技术现状与展望摘要：近年来，管道事故频繁发生，腐蚀因素是事故的主要原因之一。
阴极保护系统是重要的防腐蚀措施。
根据我国阴极保护的现状分析了阴极保护原理，介绍了阴极保护的基本参数、管道实施阴极保护的基本条件、阴极保护的具体方法以及房展展望。
关键词：管道；极保护技术；技术；展望前言鉴于目前国内在管道保护电位测试技术、阴极保护判据以及保护效果评价方面存在着一定的不足，因此对现有埋地管道阴极保护系统进行改造之前，有必要针对目前存在的各项问题，开展研究工作，对现有保护电位测试方法、阴极保护参数的选取以及阴极保护判据的理论和有效性进行深入研究，为阴极保护系统工程的改造提供可靠的理论与技术支撑。
1我国阴极保护的现状说到阴极保护的发展就要从1958年说起，那一年正是该技术诞生的时候，那个时候阴极保护还处于小规模的实验阶段，到了六十年代阴极保护展示出了它的实用价值，在各大油田里面都用到了该技术。
上个世纪七十年代，中国开始了长输管道的建设工程，所以阴极保护技术就越发地显示出了它的重要性，它能够提高底下管道的抗腐蚀性能，让管道的使用年限增长，使管道的安全得到了保证。
因为科技水平的限制，所以国内还没有高端的技术来进行阴极保护检测，所以在对这些管道进行检测的时候采用的最多的还是依靠人力。
由于缺少自动通/断电系统，因此最后只能测出通电电位，这里面含有IR降，这和现在通行的标准是不相符的。
在遥测领域，也有不少科研专家对此进行研究，不过因为外在条件的限制，在这个方面没有取得大的突破。
也有不少机构借助管体作为介质来研究遥测，甚至在多个管道上使用这个方案。
也有人试图用通信线路为通道的阴极保护遥测，该方法虽然可行，不过也仅限于测量一般的电位。
陕京线把阴极保护参数测量纳入了数据采集及监控(SCADA）系统，从现在情况来看，该系统是国内最优秀的，能够测出多个电位。
2阴极保护原理目前，国内外管道的阴极保护系统采用强制电流为主、牺牲阳极为辅的阴极保护方法。
我国管道阴极保护的现状以及牺牲阳极保护的优缺点
我国管道阴极保护的现状以及牺牲阳极保护的优缺点河南汇龙合金材料有限公司阴极保护是通过降低管道的腐蚀电位而使管道得到保护的电化学保护，其实质是给金属补充大量的电子，使被保护金属整体处于电子过剩的状态，是金属表面各点处于一负电位，使金属原子不容易失去电子而变成离子溶入电解质的过程。
确保管道金属得到有效防护，一定要使其阴极极化达到它的腐蚀为电池阳极的平衡电压。
往往运行中的管道输油过程中，处于各类腐蚀因素叠加制约，因此现实更为复杂，例如还要考虑时间、地质环境等综合因素的影响。
为了能够获得良好的防护效果，就要确保选用的保护电压在腐蚀微电池阳极平衡电压之下才能有好的防护效果。
管道阴极保护在输油过程中常用的为牺牲阳极保护法。
牺牲阳极阴极保护技术是用一种电位比所要保护的金属还要负的金属或合金与被保护的阴极保护材料金属电性连接在一起，依靠电位比较负的金属不断地腐蚀溶解所产生的电流来保护其它金属。
优点：A：一次投资费用偏低，且在运行过程中基本上不需要支付维护费用;B：保护电流的利用率较高，不会产生过保护;C：对邻近的地下金属设施无干扰影响，适用于厂区和无电源的长输管道，以及小规模的分散管道保护;D：具有接地和保护兼顾的作用;E：施工技术简单，平时不需要特殊专业维护管理。
缺点：A：驱动电位低，保护电流调节范围窄，保护范围小;B：使用范围受土壤电阻率的限制，即土壤电阻率大于50Q.m时，一般不宜选用牺牲阳极保护法;c：在存在强烈杂散电流干扰区，尤其受交流干扰时，阳极性能有可能发生逆转;D：有效阴极保护年限受牺牲阳极寿命的限制，需要定期更换。
我国在管道防腐技术方面取得了可喜的成绩，但仍有不足之处，特别是在监测评价技术却还比较落后，主要表现在一下两个方面：l、测量方式落后，长输管线管地电位测量普遍采用埋设测试桩来测量，这种方法在测量过程中，存在着土壤及防护层m降的影响，因此通过近参比或地表发测量的极化典韦，并不是真实的管道保护电位，致使长输管道局部管段实际上处于欠保护状况。
埋地长输管道阴极保护问题及其对策分析
埋地长输管道阴极保护问题及其对策分析发表时间：2018-09-25T15:45:44.200Z 来源：《防护工程》2018年第10期作者：王训禄[导读] 争取找出最有效的解决办法，不影响企业埋地长输天然气管道事业的工作进度。
鉴于此，本文是对埋地长输管道阴极保护问题及其对策进行研究和分析，仅供参考。
王训禄中国石油西部管道公司乌鲁木齐输油气分公司新疆 830000摘要：近年来，管道事业发展迅速并且在市场中的地位也一直居高不下。
管道事业可以有效解决资源供不应求的窘状，为人民、国家带来可观效益，提高我国在世界中的经济地位。
埋地长输天然气管道采用的是阴极保护技术，之所以采用此类技术肯定有着其它技术不可比拟的优点，阴极保护技术有着防腐性强、技术操作性强、电压电流便于调节而且寿命长等优点，后续的保养工作也简单易行。
但在实际操作过程中还是发现了很多不可避免的故障，我们应该及时关注系统工作情况，一旦发现故障立刻请专家进行故障分析，争取找出最有效的解决办法，不影响企业埋地长输天然气管道事业的工作进度。
鉴于此，本文是对埋地长输管道阴极保护问题及其对策进行研究和分析，仅供参考。
关键词：埋地长输；天然气管道；阴极保护系统；常见故障分析一、阴极保护基本概述1、牺牲阳极阴极保护这是一种阴极保护中十分有效的一种保护策略，在电解质从头至尾的整个过程当中，特别是金属电子转移以及保护金属的整体性功能，可以构成一种负向电位，这一方式中存在许多优势，如轻便、简单，此外也无需受到外加电源的支持，不容易对管道产生腐蚀以及干扰影响，对小型金属结构模式具有极为显著的保护作用。
特别是在如今的城市管道中，能够发挥极大的运用空间。
根据现有的研究成果来看，牺牲阳极的使用寿命通常保持在三年时间上下，在采用这一方式的时候之所以失败，主要是由于阳极表明会形成一种不具备导电功能的硬质外壳，从而对阳极部分的电阻率产生阻碍作用，从而导致电阻率升高，使长输管道的整体保护水平降低。
国内外管道阴极保护技术现状简析
国内外管道阴极保护技术现状简析摘要：多年以来，腐蚀一直是引起管道事故的重要原因，也是管道管理的难题之一。
每年都有大量的金属构件、设备、管道因腐蚀而损坏，甚至报废，既给国民经济带来巨大损失，也给安全生产造成极大的隐患。
阴极保护是管道防腐和平稳运行的重要手段。
本文对国内外的管道阴极保护技术现状进行了总结和分析。
1 国内研究现状我国埋地油气管道的阴极保护始于1958年，当时仅限于小规模的试验。
60年代初，新疆、大庆、四川等油气川也陆续试用。
1965年，大庆油川、哈尔滨工业大学、华中工学院等单位合作，开展了牺牲阳极法管道阴极保护的现场试验。
同年，科学院原催化电化学研究所相继在鱼雷快艇、高速炮艇、护卫舰及500t货轮上进行强制电流恒电位阴极保护试验。
1968年，该所还对全长80km、直径426mm、外加沥青绝缘防腐层的螺纹钢管进行了外加电流阴极保护的设计和施工。
从70年代起，我国的长输管道开始推广应用阴极保护技术。
在强制电流阴极保护所需的电源设备方面，福建二明无线电一厂生产的KKG系列恒电位仪于1976年底通过技术鉴定，并获得了1978年全国科学大会奖。
80年代后期，该厂又开发出KSW型及PS型微机管理恒电位仪。
1978年，管道设计院和南通炭素厂联合研制的石墨阳极通过技术鉴定，结束了国内一直沿用的钢铁阳极的时代。
1991年，理地型绝缘接头应用于新疆轮一库输油管道上，打破了绝缘法兰一统天下的局面。
阴极保护系统优化设计方法的研究在我国也开始起步。
天津大学、天津港湾工程研究所、天津纺织工学院、大港油田等单位联合开展了区域性阴极保护优化设计的研究，建立了保护系统的物理模型和数学模型，应用柱面单元二维边界元法和分段线性拟合法求解数学模型，编制出BEMU软件，并将这一技术用于工程设计[1]。
中国科学院上海冶金研究所用有限元法计算了码头钢管桩在几种条件下的电位分布和电流分布情况，研究结果可供设计钢管桩阴极保护时参考。
他们还用有限元法研究了带状牺牲阳极对埋地钢管实施阴极保护时的电位和电流分布。
埋地管道阴极保护装置失效原因分析及建议
埋地管道阴极保护装置失效原因分析及建议摘要：埋地管道阴极保护装置是一种常见的管道腐蚀防护措施，可以延长管道的使用寿命。
然而，阴极保护装置也存在失效的可能性。
本文分析了阴极保护装置失效的原因，包括设计不合理、安装不当、维护不及时等方面，并提出了相应的解决建议，以提高阴极保护装置的可靠性和有效性。
关键词：埋地管道；阴极保护；失效原因；建议引言管道是现代工业生产和城市基础设施建设中必不可少的设施，但是管道在使用过程中会面临腐蚀、磨损、老化等问题，这些问题会直接影响管道的使用寿命和运行安全。
因此，对管道进行腐蚀防护十分重要。
埋地管道阴极保护技术是一种广泛应用的管道腐蚀防护技术，其基本原理是在管道表面施加负电位，使得管道表面成为阴极，从而抑制电化学腐蚀。
阴极保护技术在工程实践中被广泛应用，但是由于各种原因，阴极保护装置可能失效，从而导致管道腐蚀加剧。
因此，分析阴极保护装置失效的原因，提出相应的解决建议，具有重要的理论意义和实际应用价值。
一、阴极保护装置失效原因阴极保护装置失效是管道腐蚀控制中常见的问题，主要表现为管道腐蚀速率加快、电位降低等，严重时可能导致管道泄漏和爆炸事故。
为了更好地了解阴极保护装置失效的原因，本文将从以下几个方面进行扩写。
（一）材料质量阴极保护装置包括阳极、电缆和接线等组成部分，这些部件的质量直接影响着阴极保护装置的有效性和稳定性。
因此，在材料的选择和采购方面应该高度重视，确保材料符合国家标准和相关技术要求。
另外，还应该对材料进行检验和测试，以确保材料质量的稳定性和可靠性。
例如，阳极的材料常见的有铝、镁和锌等，其中铝阳极是常用的一种。
铝阳极的质量好坏对阴极保护装置的有效性影响很大。
如果铝阳极质量差，阴极保护装置在使用过程中容易失效，导致管道腐蚀加速。
因此，在选择和采购铝阳极时，应该选择正规厂家生产的优质阳极，并对阳极的材料和性能进行检测，确保阳极符合国家标准和相关技术要求。
（二）安装不正确阴极保护装置的安装不正确也是导致其失效的常见原因之一。
燃气埋地管线阴极保护失效性因素分析及对策
燃气埋地管线阴极保护失效性因素分析及对策发布时间：2022-11-09T05:07:26.196Z 来源：《城镇建设》2022年第13期作者：董凌志余柯辰[导读] 天然气管线受阴极保护施工质量、土壤腐蚀等因素的影响，管线容易遭到破坏。
董凌志余柯辰重庆市机电设计研究院有限公司摘要：天然气管线受阴极保护施工质量、土壤腐蚀等因素的影响，管线容易遭到破坏。
常采用管线外表涂刷防腐材料与采用阴极保护技术方法达到减缓腐蚀的作用。
在管线运行过程中，防腐层常因受到外界因素影响出现老化、破损和剥离的现象，此时，牺牲阳极阴极保护对防止管道腐蚀有着重要的作用。
因此，研究燃气埋地管线阴极保护有效性与失效因素十分必要。
关键词：天然气管线，阴极保护，失效性，检测1 牺牲阳极阴极保护原理牺牲阳极的阴极保护原理是向被腐蚀金属结构物表面施加一个外加电流，被保护结构物成为阴极，从而使得金属腐蚀发生的电子迁移得到抑制，避免或减弱腐蚀的发生。
管道牺牲阳极法是用一种电位比所要保护的金属还要负的金属或合金与被保护的金属电性连接在一起，依靠电位比较负的金属不断地腐蚀溶解所产生的电流来保护其它金属的方法。
牺牲阳极法是最早应用的电化学保护法。
它简单易行，又不干扰邻近的设施。
2天然气管线阴极保护失效性因素分析2.1土壤环境土壤是具有固、液、气三相的毛细管多孔性的胶质体，土壤的空隙为空气和水所充满，水中含有一定量的盐使土壤具有离子导电性。
[1]我们通过对《垫涪管线隐患整改工程（二期）长寿段》路途土壤的研究发现，土壤的电阻率、含盐量、PH值、含水率等指标对阴极保护效果有重要影响因素，具体影响因素如下：土壤电阻率与土壤腐蚀性关系2.2杂散电流干扰截至2022年8月，重庆已开通11条轨道交通线路，通车运营里程约478公里，其中地铁系统共351.24千米，单轨系统（跨座式单轨）共98.45千米，市郊铁路共28.22千米。
根据城市规划，拟在建里程约300余千米。
阴极保护在埋地燃气管道腐蚀防护中的应用
阴极保护在埋地燃气管道腐蚀防护中的应用阴极保护是一种应用广泛的腐蚀防护技术，特别是在埋地燃气管道腐蚀防护中具有重要作用。
埋地燃气管道由于长时间暴露在潮湿的土壤中，容易受到腐蚀的影响，而阴极保护技术能够有效地延长管道的使用寿命，降低维护成本，保障燃气安全供应。
本文将从阴极保护的原理、应用、技术方案和效果等方面对其在埋地燃气管道腐蚀防护中的应用进行详细介绍。
一、阴极保护的原理阴极保护是利用外加的电流使金属结构中的阳极区域保持在阳极极化状态，从而减缓金属的腐蚀速率的一种技术。
在埋地燃气管道中，采用阴极保护技术的根本原因是为了改变管道金属的电化学腐蚀过程，使管道金属处于保护状态，从而延长管道的使用寿命。
阴极保护的原理主要有两种：一种是外加直流电源，通过在金属结构上加上外加的电流，使得金属结构的阳极区域保持在阳极极化状态，从而抑制腐蚀；另一种是利用外加的阳极材料，如镁、铝等金属或合金，通过它们的阳极溶解来提供阴极保护电流，形成一种电化学反应阴极。
在埋地燃气管道的腐蚀防护中，常见的是通过外加直流电源的方式进行阴极保护。
1. 埋地燃气管道腐蚀特点埋地燃气管道受腐蚀的影响主要包括土壤腐蚀和电化学腐蚀两种。
土壤腐蚀是由于土壤中存在的潮湿、含有酸性物质、微生物等环境导致管道金属表面发生化学反应从而失去金属，导致管道变薄、失效。
电化学腐蚀是由于埋地燃气管道和土壤之间存在的不同电位，形成了阳极和阴极，从而形成了电池腐蚀。
这两种腐蚀形式会严重影响燃气管道的安全运行，因此需要采取腐蚀防护技术来保护燃气管道。
2. 阴极保护的应用优势阴极保护技术是一种被广泛应用于燃气管道防腐蚀领域的技术，其应用优势主要包括以下几点：阴极保护技术具有可靠性高、经济实用、施工方便等特点；能够延长燃气管道金属的使用寿命，降低管道维护成本；阴极保护技术不会对管道内部介质产生污染，对燃气管道的安全供应有利；阴极保护技术在实际应用中具有维护周期长、管理简便等特点。
埋地长输管道阴极保护问题及其对策分析
埋地长输管道阴极保护问题及其对策分析摘要：埋地长输管道在原油输送方面具有运输量大、运输速度快、安全可靠、成本低等优点，阴极保护是国际公认的防腐蚀技术，是埋地管道腐蚀控制最基本保护手段之一。
但是，在阴极保护系统运行管理过程中仍旧存在着一些问题，本文针对这些问题进行了总结思考，并认真分析行之有效的解决对策。
关键词：长输管道；阴极保护；问题；对策；一、阴极保护原理阴极保护作为目前最为常见的一种管道防腐措施，主要有两种方式，一种是通过增加额外的阳极材料，使金属管道中形成一种原电池，以达到牺牲阳极保护阴极的目的。
另一种则是通过增加电流来保护阴极，这种方式在实际应用中更为常见。
原则上，这两种保护方式的原理相同，因为在电化学内部，阳极一般腐蚀较为剧烈，而阴极却不会被腐蚀，所以我们通过将长输管道变为原电池的阴极就能够达到防腐要求。
通过给长输管道中的金属增加电子含量，使其内部的电子永远处于一种过剩状态，管道表面呈现出负电位从而不易失去电子，这样可以保证金属元素的稳定。
否则，当管道表面失去电子后，金属元素将会变为一种离子，非常容易被溶于其它溶液中，从而造成管道的腐蚀。
因此，我们从阴极保护的基本原理分析中可以看出，为了想要达到管道阴极保护的目的，就必须使增设的电流进入到管道内部，从而使管道内变为阴极而避免受到腐蚀。
二、影响管道阴极保护失效的主要因素分析2.1管道保护性套管会影响到管道阴保效果只有阴极保护电流到达管道表面，并使管道表面处于一种过剩电子的状态，从而使各点达到同一负电位，这样才能起到有效的保护作用。
但是在实际的施工中，因为管道在穿越过程中采取钢套管进行保护，这种情况下，原管道的阴极保护电流就不能到达管道表面的每一点，而是到达保护管道的钢套管上，从而导致阴极保护的作用降低或者失效。
另外，长输管道还会由于采取钢套管保护，使得部分长输管道与钢套管接触后发生短路现象，这样一来会给长输管道阴极保护系统带来新的隐患，阴极保护系统的有效性也会受到影响。
阴极保护研究现状
第1章阴极保护研究现状1.1 研究背景及意义随着我国管道建设并行及交叉情况的不断增加，多路阴极保护系统间干扰问题不断的暴露出来，再考虑到这类干扰数量大、难发现、安全隐患大等特点，有必要开展并行及交叉管道阴极保护系统间干扰相关技术研究。
在研究手段上，阴极保护数值模拟技术的发展为研究上述干扰问题提供了一个有效的技术手段，已经具备了定量研究防腐层性能、阴极保护电位、土壤电阻率、阳极地床间距、防腐层漏点分布等因素与干扰程度之间关系的能力，并在此基础上建立有关多路阴极保护系统干扰程度评断、检测方法、缓解措施的技术规范和标准，确保油气管道安全平稳高效运行。
多路阴极保护系统间干扰主要特点有：干扰点数量大、常规检测难发现和安全隐患大。
干扰点数量大的原因源于干扰的形式多样性。
首先，各管道独立的阴极保护系统将会大大增加管道线路上阳极地床的分布密度，受干扰的管道每经过一次地床附近将会在地床附近强电场作用下强制吸收电流，并在远离地床的交叉点或防腐层缺陷点释放所吸收的电流，产生腐蚀区或孔烛；其次，各条管道防腐层性能、阴极保护电位和土壤电阻率等方面的差异很可能会导致在管道交叉点附近一条管道从另外一条管道吸收电流，导致一条管道在一定区域内欠保护，另一条保护电位提高的情况；最后，地床埋设间距不合适将会导致地床之间的强干扰，导致恒电位输出不正常。
预测一条长输并行管道线路来自阴极保护系统间干扰的地方可能多达上百处，这些干扰点因各条管道防腐层性能、阴极保护电位、土壤电阻率、与阳极床间距等因素的不同干扰严重程度各异。
阴极保护常规电位通常是在阴极保护枯处进行测量，测试桩一般间距1公里左右，而阴极保护系统间干扰通常的作用范围在地床或管道交叉点附近百米量级，所以仅靠日常的阴极保护电位测量很难发现这种局部直流干扰。
应该建立针对并行和交叉管道阴极保护系统间干扰评价、检测方法、缓解措施相关的技术规范和标准。
从杂散电流角度讲，多路阴极保护系统之间的干扰属于稳态直流干扰范畴，如果长时间干扰程度严重会对被干扰的管道造成巨大安全隐患，特别是在交叉点附近出现防腐层漏点的情况下，局部腐她速度会剧烈增加。
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障
埋地长输天然气管道阴极保护系统故障
埋地长输天然气管道的阴极保护系统是保护管道免受腐蚀的重要工具。
它通过在管道表面施加一个负电压，使其成为一个阴极，从而防止管道的金属表面发生氧化反应，并减缓或阻止管道的腐蚀。
阴极保护系统也可能出现故障，导致管道的腐蚀程度加剧。
以下是一些可能导致阴极保护系统故障的原因：
1. 钝化物质的枯竭：阴极保护系统通常使用钝化物质（如锌或铝）来产生负电压。
这些钝化物质会随着时间的推移消耗殆尽。
当钝化物质枯竭时，阴极保护系统将无法提供足够的电流，从而导致管道的腐蚀加剧。
2. 电缆断裂：阴极保护系统通常通过电缆与管道连接。
如果电缆断裂或受损，阴极保护系统将无法正常工作，从而导致管道腐蚀。
3. 地下工程施工损坏：在进行地下工程施工时，可能会误操作并损坏阴极保护系统中的电缆或钝化物质。
这样一来，阴极保护系统将无法正常工作，导致管道的腐蚀发生。
阴极保护系统故障可能造成严重的后果，因此当发现故障时，应立即修复。
修复方法包括更换枯竭的钝化物质、修复或更换断裂的电缆以及清理积水。
修复完成后，还应进行系统测试，确保阴极保护系统可以正常工作。
在预防故障方面，可以采取一些措施来确保阴极保护系统的正常运行。
定期检查和更换枯竭的钝化物质，定期检查电缆的完整性，并避免在管道周围积水。
埋地长输天然气管道的阴极保护系统故障可能导致管道的腐蚀加剧，因此必须及时发现和修复故障。
采取预防措施可以帮助确保阴极保护系统的正常运行。
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图 5 保温管道地表电位测量示意图
1.4 其他因素 对于常用保温层材料，在防护层破损、地下水渗入
后，水自泡沫向内浸透，发生水解反应，产生酸性环境， 加速管道腐蚀[13]。而阴极保护的电渗效应驱动水向涂 层内渗透，导致水分迁移到比预期更远的位置，且缺陷 周围界面处涂层在阴极保护的作用下倾向于剥离[14]。 因此，管道外面的腐蚀介质会逐渐渗透到空隙内，而由 于防腐保温层的屏蔽作用，阴极保护电流不能到达更
摘要：从历史运行数据看，多数带有阴极保护的保温管道基本上投产运行 2~3 年便出现腐蚀穿孔 现象，通过现场调查和实验室模拟，证实保温管道的阴极保护有着很大的局限性。由基本理论出发， 从保温层对阴极保护电流的屏蔽、阴极保护准则、现场阴极保护电位测量、阴极保护电渗效应等方面 全面分析了影响保温管道阴极保护有效性的因素，指出保温管道在较高温度下运行时，应适当提高 阴极保护准则；保温管道的日常地表电位测量值不具代表性，应定期对管道的金属缺失状况进行检 测。在传统阴极保护技术的基础上，采用牺牲阳极保护方式 ( 且牺牲阳极安装在保温层内 )，在保温 层进水后可以对管道提供保护，亦可以使用固体电解质解决屏蔽效应，提高埋地保温管道阴极保护 的有效性。（图 5，表 1，参 16） 关键词：保温管道；阴极保护；屏蔽；准则 中图分类号：TE988 文献标识码：A doi：10.6047/j.issn.1000-8241.2015.06.002
Influence factors for effectiveness and current status of cathodic protection for buried insulated pipelines
LIU Zhijun1, DU Quanwei2, WANG Weibin1, ZHU Zidong1
表 1 不同温度和保护电位下钢管的腐蚀速率
温度/℃
95 80 65 50 25
腐蚀速率（/ mm · a-1）
保护电位 -850 mVCSE 保护电位 -1 427 mVCSE
14.03
3.46
14.16
2.48
4.70
2.22
4.57
50
1.76
0.13
577
1 阴极保护的影响因素
1.1 保温层对阴极保护的屏蔽 根据 GB/T 50538 的设计要求[1]，保温管道（图 1）
聚乙烯防护层的体积电阻率大于 1×1014 Ω · m，聚氨 酯泡沫塑料的体积电阻率达到 1×108~1×1010 Ω · m。 防护层和保温层都是电绝缘性能良好的材料，且均有 一定厚度。与一般的管道防腐层结构相比，保温管道 的复合结构更易形成相对独立的封闭空间。
2 保温管道阴极保护技术现状
传统的阴极保护技术，不论是强制电流保护方式 还是牺牲阳极保护方式，都是通过土壤与管道形成电 流通道。对于保温管道，防护层和保温层的高电绝缘 性能，使土壤和管道之间难以形成电流通道，因而限制 了阴极保护的效果。目前，国内外采用以下方式或技 术对传统阴极保护技术加以改进，使其更好地发挥保 护作用。
虽然地下水的渗入可以形成阴极保护电流通道， 但是，常用的保温层材料电阻率非常高，甚至在被水浸 透的情况下，良好的电绝缘性能仍然会对阴极保护电 流产生屏蔽作用，因此，阴极保护电流只能对有限的缺 陷区域提供保护，此时的阴极保护类似于剥离涂层下 的阴极保护（图 3[7]）。在这种情况下，远离水分进入的 位置将得不到有效的保护，管道的真实电位也会发生 正移[4]。因此，当保温管道的防腐保温层存在缺陷或 破损时，阴极保护不能为管道提供完全的保护。
远处的金属表面，导致管道腐蚀加剧。 Kim 等[12] 研究指出：管道运行温度为 80 ℃时需
要的阴极保护电位最负，这可能与水中溶解氧的含量 有关。当温度较高时，水中溶解氧的含量下降，而且水 分在高温下易于蒸发，因而导致管道表面更加倾向于 干燥。
总体而言，防腐保温层内的管道是一个相对独立、 封闭且复杂的腐蚀体系，各种因素之间的协同作用效 果尚无一致的结论。
1. Shenyang Longchang Pipeline Survey Center, Petrochina Pipeline Company, Shenyang, Liaoning, 110031; 2. Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang,163318
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网络出版时间：2015-3-3 17:05:15 网络出版地址：/kcms/detail/13.1093.TE.20150303.1705.003.html
刘志军，等：埋地保温管道阴极保护有效性影响因素及技术现状
前瞻与综述
必要对保温管道阴极保护有效性的影响因素及技术现 状进行分析。
石化及城镇热力管道为了减少热量损失，提高经 济效益和节约能源，通常需要对管道进行防腐保温设 计。常用的保温层材料为硬质聚氨酯泡沫塑料，有“一 步法”和“管中管”两种成型工艺[1]。国内于 20 世纪 80 年代开始将硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温结构应 用于管道建设，并在中原－洛阳（1985 年）、沈阳－抚 顺（1987 年）、胶州－青岛（1988 年）、花土沟－格尔木
（1989 年）和大庆―哈尔滨（1999 年）等管道获得较大 规模的应用，同时全线采用外加电流阴极保护。保温 管道阴极保护的主要目的是在防腐保温层存在缺陷时 提供额外保护，但在实际运行中，上述管道基本在投产 运行 2~3 年开始出现腐蚀穿孔[2-3]。通过现场调查和 实验室模拟，发现保温管道的阴极保护并不能提供完 全有效的保护，存在非常大的局限性[3-6]。基于此，有
前瞻与综述
2015 年 6 月 第 34 卷 第 6 期
1.3 保温管道的阴极保护电位测试 利用地表参比法测量管道的阴极保护电位时，测
得的电位将是参比电极作用区域内管道金属表面的混 合电位（图 4[11]）。对于保温管道这种类似于剥离涂层 下的阴极保护形式，测得的电位为参比电极和最近的 金属表面通道之间的读数，因此，显示的电位仅仅代表 最近的金属/电解质界面。当远离缺陷处有更多的裸 露金属表面存在时，电位测量值并不能代表这些远离 位置的实际状况（图 5[7]）。在这种情况下，仅仅通过 地表电位测量技术来评价保温管道的阴极保护效果可 能不够全面。而目前流行的管地电位密间隔测试技术 （CIPS）则更加无法适用。
（1）采用牺牲阳极保护方式，且牺牲阳极安装在保 温层内，在保温层进水后即可对管道提供保护。在胶 青线（胶州－青岛石化管道）上使用瓦状锌阳极进行保 护[5]，在 Rassoul 等的研究中使用直径 5 mm 的锌带以 缠绕或与管道并行的方式进行保护[15]，均取得了很好 的效果。
超过 60 ℃时，电位准则应变更为 -950 mVCSE，极化值 准则应变更为 150~250 mV，也有研究者认为电位准 则应以 2 mV/℃进行负向偏移[11]。Kim 等[12]对埋地保 温管道的阴极保护准则进行试验研究，试验管段直径
为 700 mm，壁厚为 8.7 mm，管段中部为焊接处。通过 测试钢管不同温度下的极化曲线，发现在 80 ℃时所需 阴极保护电位最负，为 -1 350 mVSC（E -1 427 mVCSE）。 在给定阴极保护电位 -850 mVCSE 和 -1 427 mVCSE 条件下，测试不同温度下钢管的腐蚀速率（表 1），结果 表明：当温度高于 25 ℃时，-850 mVCSE 电位准则不再 适用，而需要更负的阴极保护电位来提供足够的保护。
前瞻与综述
2015 年 6 月 第 34 卷 第 6 期
文章编号：1000-8241（2015）06-0576-04
埋地保温管道阴极保护有效性影响因素及技术现状
刘志军1 杜全伟2 王维斌1 朱子东1
1. 中国石油管道公司沈阳龙昌管道检测中心，辽宁沈阳 110031；2. 东北石油大学，黑龙江大庆 163318
图 1 保温管道结构示意图
保温管道的阴极保护仅在钢管与土壤介质之间形 成电流通道时，即防腐保温的三层结构均有缺陷且连 通时才起作用。然而，正常情况下，由于三层结构均破 损且位置重合而造成的连通是比较少见的，但是，在补 口位置（图 2）则易因材质、施工质量和管道位移等因 素，使得补口的严密性和可靠性达不到要求，导致地下 水渗入，造成钢管与腐蚀介质直接接触。
图 2 防腐保温层补口结构示意图
图 3 保温管道缺陷处阴极保护作用形式示意图
1.2 保温管道的阴极保护准则 目前国内外常用的阴极保护准则[8-10]有-850 mVCSE
电位准则和 100 mV 极化值准则，但这些准则通常是 在室温（20~25 ℃）下被研究和验证的，当运行温度升 高时，可能就不再适用。多数研究者认为当运行温度
Abstract: Historical data shows that most of insulated pipelines with cathodic protection suffered from corrosion perforation basically in 2-3 years after they were put into operation. Through field investigation and laboratory simulation, it is confirmed that great limitations exist for the cathodic protection. Based on the basic theory, the factors influencing the effectiveness of cathodic protection are comprehensively analyzed from the aspects of shield of insulation to cathodic protection current, cathodic protection criteria, field measurements of cathodic protection potential and electro-osmotic effect of cathodic protection. It is pointed out that the cathodic protection criteria should be appropriately raised when the insulated pipeline is operating at higher temperature. The routine surface potential values of insulated pipeline are not representative and the metal loss of the pipeline should be detected at regular intervals. In addition to conventional cathodic protection technology, sacrificial anode protection is used and the sacrificial anode is installed in the insulation layer. Then, it can protect the pipes once water ingress in the insulation layer, or solid electrolyte can be used to solve the shielding effect, improving the effectiveness of cathodic protection for buried insulated pipelines. (5 Figures, 1 Table, 16 References) Key words: insulated pipeline, cathodic protection, shield, criteria