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输油管道防腐技术发展与应用研究 摘要：介绍了管道腐蚀原理及我国输油管道防腐技术发展的历程，并针对近年来管道技术的应用做了简要的介绍。 关键词：防腐；技术；应用 1 管道腐蚀的机理 我国现行的输油管道绝大多数均为金属管道，金属本身在o2和h2o存在的情况下会发生化学反应，即腐蚀现象，从理论上来讲是金属受环境介质的化学或电化学作用而被破坏的现象。以下简单介绍下金属被腐蚀的原理. 1.1 管道腐蚀产生的机理 金属被腐蚀是由于其电极电位的不同，在发生电化学反应时，电极电位较低的部位容易失去电子，形成阳极;电极电位较高的部位容易得到电子，继而成为阴极。在存在o2和h2o的情况下，生成水合氧化铁，即铁锈，它是一种疏松物质，浮在钢铁表面.在没有保护的作用下，金属的阳极化反应可继续进行。 1.2 管道容易腐蚀的部位 石油天然气管道的敷设主要采用埋地、管沟和架空，埋地与管沟敷设主要应用于站场外，架空则经常用于站场内。 管道的腐蚀一是与外部环境条件密切相关，二是与管道的材料本身、防腐措施的效果有关。往往发生腐蚀的部位在管道的内部、管口与接头等防护措施薄弱的部位。 1.3 管道腐蚀周围介质的特性及环境条件 管道腐蚀与周围介质的腐蚀性强弱、土壤的性质及其微生物密切相关，同时，地下水的变化、土壤是水份的交替变化也与腐蚀密切相关；温度的变化对腐蚀程度的大小也有直接的关系，在周围存在相同介质条件下，温度越高的地方发生腐蚀的速度越快，反之越慢。油气本身含有氧化性物质，例如h2o、o2及h2s等酸性气体可造成类似原电池的电化学反应和破坏金属晶格的化学反应，可造成管道内壁的腐蚀。 防腐层破裂、穿孔、变形等物理性变化，也可直接破坏防腐层，腐蚀介质从破口进入防腐层，还能进一步促成防腐层剥离，在一定条件下产生阴极屏蔽。土壤应力、外力和材料老化是破裂的主要原因。 同时，在施工方面，由于采用盐酸等处理金属管道内壁，在有结垢时会加速管道内壁的腐蚀速度。材料的把关、操作人员的责任心、质量意识、施工时是否考虑了环境等人为因素也可以直接影响到腐蚀的程度。 2 油气管道防腐技术的发展与应用 2.1 防腐层 从20世纪40年代开始，防腐层材料的应用竞相发展，经历了石蜡、石油沥青、胶带、夹克等防腐产品。其中，胶带防腐层曾一度占有优势，但这种材料在土壤应力作用下容易生剥离现象，后来石油沥青一直占主导地位，直至60年代双层挤塑聚乙烯防腐层出现后，双层挤塑聚乙烯防腐层技术被广泛应用。但逐渐又暴露出易产生易损坏、易剥离、屏蔽阴极电流等缺陷。70年代阿拉斯加管道开始采用熔结环氧粉末，80年代熔结环氧粉末成为应用最成功的防腐层，但不足的是其机械强度不够理想。而后采用双层熔结环氧粉末对其机械强度进行了改进。90年代熔结环氧粉末和聚乙烯发展出的三层聚乙烯逐渐代替厂煤焦油陶瓷，成为了主流产品。 2.2 阴极保护的应用 阴极保护与防腐层的联合应用是埋地防腐防护材料普遍采用的一项技术，在国内数万公里管道上均有应用，取得了不错的效果。阴极保护作为与涂敷技术相配套的方法，是一种行之有效的电化学保护手段，是基于电化学腐蚀原理而发展出来的一种电化学保护技术。在阴极保护系统构成的电池中，氧化反应集中发生在阳极上，从而抑阻了作为阴极的被保护金属上的腐蚀，即牺牲阳极或外加电源使金属构件成为阴极或增加负电位以防止其腐蚀。 2.3 缓蚀剂 由于原油中含有h2s和水等腐蚀性介质，都存在腐蚀问题。尤其是在积水管路地段，管道发生开裂事故比较频繁。我国西南油气田分公司随后开发了新型的管道缓蚀剂，并进行了检测评价工作，随着计算机及电子技术的发展，还在管网上建成了一套在线监测系统，有效地抑制了输油管道内壁的腐蚀。生产的gp-1型缓蚀剂已在多处内腐蚀较严重的地方得到了使用，取得了显著的效果，目前该产品己进入国际市场。 3 输油管道防腐技术应用中存在的问题及对策 我国管道防腐技术与发达国家相比，尚存在不少的问题，管道剩余寿命评估技术落后、跟踪检测技术落后、补口技术落后、涂层质量不稳定、成本高是我国管道防腐技术存在的普遍问题。对于以上问题，我们应该加强质量管理，科学生产，加强科研的投入，积极发展新技术，加强管道科学化管理，有计划的实施管道的腐蚀检测，有的放矢地及时进行维护和检修。认认真真做好管道的评估工作，应用先进的管道修复技术，做好修复工作。选择合理的修补技术和材料，加强科学研究，提高补口技术。 同时，注意材料和管道自身的选择，应遵循“技术可行、经济合理、因地制宜”的原则，对其择优选择，还要考虑其有足够的强度、良好的焊接性及韧性，对防腐层的选择应包括:电绝缘性好、渗水性低、透气性、粘合力强、机械强度、耐土壤腐蚀性强及耐土壤应力性好等特点。不同的涂层防腐材料应让其具有不同的特点来适应不同的土壤。 参考文献 ［1］翁永基.土壤腐蚀试验的设计安