摘要： 电流流失故障是埋地管道阴极保护系统中易出现的问题。对阴极保护系统的正常运行影响很大。埋地管道阴极保护系统电流流失主要有绝缘接头失效、交叉作业导致管道或其附属设施接地、管道防腐层严重损坏等几种常见的类型。本文以迪那至轮南输气管道 “欠保护”、哈得输油新老线“过保护”、轮西燃气管道中间段“欠保护”等三个实例，分析不同电流流失类型对在役阴极保护系统的危害，总结通过外加电流信号、测试阴极保护电位、电流变化、防腐层破损点定位、防腐层整体性能评价、收集相关交叉维修作业信息等方法判断电流流失类型，提出针对性的解决措施。

关键词： 管道；阴极保护；电流流失；故障

1 前言

目前，塔里木油田油气运销部所管辖的长输油气管道均安装阴极保护系统。在维护中经常会有多专业在管道本体或附属设施上进行维修作业，会对管道的阴极保护系统产生电流流失影响或故障。若阴极保护系统发生电流流失故障，将明显增大保护系统所需的保护电流，严重的将导致阴极保护系统无法达到保护标准，甚至使其无法投入运行，最终导致整条管道未能处于阴极保护系统的有效保护之中。

2 常见电流流失类型

管道阴极保护系统常见电流流失类型有：绝缘接头失效、交叉作业导致管道或其附属设施接地、管道防腐层严重损坏等。判断埋地管道阴极保护系统电流流失故障，需要查找保护管道与非保护管道或地下金属构筑物的连接点以及测试管道绝缘法兰的绝缘性能。一般可采用下述方法进行查找：

1）收集保护管道及其周围邻近、交叉的管道或金属构筑物的有关资料，如管道材质、管径、壁厚、管道长度、绝缘法兰位置、保护管道的保护状况及阴极保护参数、保护管道防腐绝缘层性能、保护管道与非保护地下金属构筑物的位置等；

2）现场观察与保护管道接近或交叉管道的相关位置，了解保护管道阴极保护系统的有关情况；

3）选择适当地方设立临时阴极保护站，向保护管道施加阴极保护电流，沿线测试保护管道及其邻近非保护管道或地下金属设施的电位偏移、管道电流、电位梯度、绝缘法兰电流流失电流等参数，作为判断的依据；

4）用管道检漏仪查寻、定位；

5）收集管道或其附属设施最近的交叉作业情况。

以上几个方法应根据现场实际情况互相配合，扬长避短，就可迅速地查出电流流失故障。

3 实例分析

3.1 迪那至轮南输气管道 “欠保护”在迪轮线进行断电电位测试时，发现迪轮线全线通电电位负于-850mv，而断电电位远未达到-850mv，说明这段管道未处于阴极保护系统有效保护。而以往该管道阴极保护系统运行非常稳定，从未出现该种情况，初步判断原因为因外界施工导致管道与接地或其他未保护的管道搭接。对近期存在施工的管段进行PCM电流测试，发现迪轮3#阀室存在较大电流损失。在阀室西侧测试电流值为600mA，而在阀室东侧测试电流值仅为40mA，损失率达到93.3%，同时在阀室东侧墙边两处接地测到电流分别为300mA、 150mA，说明管道与阀室接地相连，管道内绝大部分电流流向阀室接地。

调查发现迪轮3#阀室进行过房顶损坏部分维修。正是由于把气液联动阀放空管与阀室房顶搭接，使管道通过气液联动阀放空管连入阀室接地导致该段管道阴极保护系统故障。将二者断开，管道全线电位迅速上升，达到标准要求。因此，在有其他专业人员在管道或其附属设施上作业时，尽可能安排阴保员工现场监护，避免因其作业导致阴极保护系统故障。

3.2 哈得输油新老线“过保护”

服役初期哈得输油新老线阴极保护系统运行均正常，但从2004年起哈得新线阴极保护系统出现异常，分别上调两座阴保站恒电位仪输出，但全线阴极保护电位仍处于较负状态，全线管道阴极保护电位逐步偏负，管道上阴极保护电位比恒电位仪输出电位还负，最终停运全线两座阴保站，但管道阴极保护电位仍达-1.8至-2.0v，数据见表1。哈得老线阴极保护系统于2009年出现同哈得新线相同现象，管道阴极保护电位仍达-1.5至-1.6v，数据见表2。

经过调查分析发现哈得新老线受到哈得作业区站内管道阴极保护系统的直流干扰导致，即哈得新老线出站处绝缘接头绝缘接头性能较差，不能完全起到电绝缘性能。 2012年对哈得新老线出站处两只绝缘接头进行更换，发现两条管道的阴极保护电位显著升高。在没有投运阴极保护系统前，哈得新老线管道电位基本恢复至管道自然电位。将哈得新老线全部阴保站投运，测试管道阴极保护电位，这两条管道电位在-1.2至-1.3v，已恢复至保护管道最佳电位范围内。因此，在今后管道运行维护中，严格按照SYT 5919-2009《埋地钢质管道阴极保护技术管理规程》要求每月测试绝缘接头，保证其功能的完好性。

3.3 轮西燃气管道中间段“欠保护”

轮西燃气管道由于防腐层老化导致阴保站中间阴极保护电位未达标准，见图1。 2011年12月油气运销部对该管道使用ACVG法进行防腐层破损点检测，共计发现破损点1288处。其中严重漏点11处、中度漏点164处、轻度漏点1113处，防腐层评级为劣，导致上调管道两端恒电位仪输出，管道阴保站中间部分“欠保护”一直存在。

2012年在该管道25#桩处增加一座阴保站，仅使该阴保站两侧各5公里达到保护要求，见图2，而与两侧阴保站之间仍存在“欠保护”，计划2013年对该管道全部防腐层进行更换，确保管道阴极保护效果。因此，在管道日常维护过程中，应定期对管道防腐层进行检测，对发现的破损点及时修复，防止防腐层整体老化，引起管道大面积电流流失，影响阴极保护系统正常运行。

4 结论

电流流失故障是埋地管道阴极保护系统中易出现的问题。我们在运行维护过程中，要严格按照阴极保护系统相关标准、规范执行，重点关注绝缘接头、防腐层等设施以及交叉作业时重点监护其对阴极保护系统的影响。

参考文献：

[1] 何悟忠.东北管道存在的问题与思考.油气储运.1998 .

[2] 赵旭东. 埋地管道阴极保护系统电流流失故障检测.石油工业腐蚀与防护.1995.

作者简介：马孝亮 助理工程师 毕业于大庆石油学院，主要从事长输管道腐蚀防护工作