西南山区并行油气管道阴极保护系统之间的干扰因素与规律

2024-04-11 14:47:45 作者：王爱玲来源：腐蚀与防护分享至：

西南山区地质条件复杂，土壤性质变化多样，该地区埋地金属管道存在较高的腐蚀风险。由于管道并行和交叉的情况越来越多，并且大多数管道拥有独立的阴极保护系统，因此当管道间距较近时，阴极保护系统会互相干扰。持续的严重干扰会给管道安全运营带来巨大威胁。干扰点多、检测难度大和安全隐患高是并行管道存在的主要问题。多路阴极保护系统之间相互干扰问题随着管道并行及交叉情况的增加不断暴露出来，因此有必要对并行及交叉管道阴极保护系统间相互干扰问题开展技术研究。

数值模拟技术能够有效预测长距离并行管段的阴极保护效果，还能根据各并行管段的阴极保护效果给出参考电位和电流，这是现场测试无法比拟的。

国家管网集团西南管道有限责任公司的科研人员针对西南山区并行油气管道，采用BEASY软件模拟计算了管道并行间距、土壤电阻率、涂层破损率、阴极保护水平等因素对管道阴极保护系统间干扰的影响；并通过现场跨接试验缓解管道阴极保护系统所受干扰，分析了跨接试验前后的管道电位，为西南山区并行管道阴极保护设计提供参考。

Part . 1

模拟计算

西南山区多条管道存在并行情况，采用BEASY软件对其中典型并行段（A-B段）的相互干扰范围、干扰程度和干扰规律进行了数值计算。研究管段的阴极保护系统共涉及5座站场及14座阀室。

图1为该并行管段的几何模型，对管线和土壤空间进行网格划分，如图2所示。其中，原油干线管道全长619.52 km，管径813 mm；天然气干线管道全长618.81 km，管径1016 mm；成品油管道全长390.62 km，管径406.4 mm；原油管道支线全长45.48 km，管径610 mm；天然气管道支线全长44.36 km，管径813 mm。防腐蚀层均为3PE。

图1 管线三维模型

图2 管线和土壤空间的网格划分

依据现场实际阴极保护系统输出除以该管段的表面积得到各条管道的电流需求量。

采用以上模型和边界条件进行模拟计算，并保持阳极输出与目前现场恒电位仪输出一致。在现有阴极保护系统输出下模拟得到的阴极保护电位如图3所示，并将计算结果与实测数据对比，如表1所示。

图3 现有阴极保护系统输出下模拟的阴极保护电位云图

（土壤电阻率100 Ω·m）

表1 现有阴保系统输出下模拟结果与测试结果的对比

结果表明，模拟计算结果与实测结果的平均误差为10%。这说明采用BEASY软件模拟计算并行管道阴极保护干扰具有较好的可靠性。

本研究以两条并行铺设管道为模型，采用上述数值模拟方法研究了管道并行间距、土壤电阻率、涂层破损率等因素对管道阴极保护系统间干扰的影响规律。模型基本参数如表2所示。

表2 模型基本参数

两条管道的阴极保护系统会相互影响，这里仅考察了原油管道阴极保护系统对天然气管道阴极保护系统干扰（以下称阴极保护干扰）的影响。

模拟计算1组：模拟计算管道并行间距对阴极保护干扰的影响，管道并行间距分别设为2、10、50、200 m。

模拟计算2组：模拟计算原油管道阴极保护的输出电流对阴极保护干扰的影响，原油管道阴极保护的输出电流分别设为1.3、2.6、5.2 A。

模拟计算3组：模拟计算天然气管道涂层破损率对阴极保护干扰的影响，涂层破损率分别设为0.01%、0.1%、1%。

模拟计算4组：模拟计算土壤电阻率对阴极保护干扰的影响，土壤电阻率分别设为1、10、30、50、100 Ω·m。

模拟计算过程中，天然气管道位置不变，电流需求量均为100 μA/m²，输出电流均为3.2 A。

Part . 2

现场跨接试验

试验对象为西南山区并行油气管道C站（见图1）附近管段。将天然气干线阴极保护系统与原油干线阴极保护恒电位仪的阴极进行跨接，通过控制管道各自独立的阴极保护系统，使管道处于不同阴极保护条件下，测试管道沿线测试桩电位。

跨接点位于LF输油气站以及1#成品油阀室处。跨接点和沿线电位监测点如图4所示。

图4 跨接试验测试点平面分布示意图

分别采用天然气干线和原油干线的阴极保护系统对原油和天然气管道同时进行保护（输出电流均为跨接前原有电流的总和0.22 A）。对跨接后管道测试评价方法的适用性进行分析。

收集和测试参数主要包括以下四个方面：位置参数、阴保系统参数、环境参数、杂散电流干扰源信息等。

Part . 3

结果与讨论

管道并行间距的影响

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目前，国内外很多规范规定了管道之间的并行间距，也有许多并行管道工程实例给出了并行间距，但是在这些规范或实例中均未综合考虑并行间距对阴极保护干扰的影响，因此开展这方面的研究具有重要意义。

在不同并行间距条件下模拟计算了天然气管道的电位和管道电位偏移（管道电位与无干扰管道的阴极保护电位之差），结果如图5所示。

图5 并行间距对阴极保护干扰的影响

由图5可知，管道电位偏移随着并行间距的增大逐渐减小，最后趋于平缓。其主要原因是随着两管道并行间距的增大，管道阴极保护系统之间相互干扰的强度减小，如果两管道相距无穷远，那么它们之间就不会有干扰。

涂层破损率的影响

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在不同涂层破损率条件下模拟计算了天然气管道的电位，结果如图6所示。

图6 不同涂层破损率下管道电位曲线

由图6可知，与无干扰管道相比，当涂层破损率为0.01%和0.1%时，管道电位负向偏移程度不太明显，而当涂层破损率为1%时，管道电位明显发生负向偏移。

土壤电阻率的影响

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在不同土壤电阻率条件下模拟计算了天然气管道的电位和管道电位偏移，研究了土壤电阻率对阴极保护干扰的影响，结果见图7。

图7 土壤电阻率对阴极保护干扰的影响

由图7可知，管道电位偏移随着土壤电阻率的增大而增大，且呈现边际效应递减的趋势。这说明管道阴极保护干扰随着土壤电阻率的增大而增大。因为较高的土壤电阻率意味着较大的土壤电阻，辅助阳极释放的电流多从管道中心区域流入管道而不是从较远的区域流入管道，因而管道阴极保护所受干扰增大。

现场跨接试验测试结果

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跨接前后各管道沿线测试桩电位如图8所示。由图8可见，跨接前后各管道测试桩通断电电位无明显变化。

图8 跨接前后各管道沿线测试桩处电位

其原因是天然气干线和成品油干线沿线无绝缘接头，管道沿线存在多套干线阴极保护系统，并且新建管线防腐蚀层质量较好，上下游的阴极保护系统可以保护的距离足够覆盖当前测试管段。当C站阴极保护系统进行调整时（跨接间隙，开闭阴极保护系统），沿线测试桩通断电电位均发生负向偏移，这说明上下游阴极保护系统也会对测试段产生较大的影响。

对比可知，跨接后采用天然气干线阴极保护系统输出时通电电位的波动幅度大于跨接前各阴极保护系统独立输出时和跨接后采用原油干线阴极保护系统输出时通电电位的波动幅度。这表明C站干线阴极保护之间相互干扰主要是由于C站天然气阴极保护系统造成的。