王爱玲

国家管网集团西南管道公司

 

摘要：对西南山区油气并行管道干扰因素及规律进行了探究计算，采用BEASY软件模拟研究多种因素对管道腐蚀的影响规律，并采用现场跨接实验得出缓解并行管道干扰的规律。结果表明：并行管道的干扰随管道间距的增大呈逐渐减小的趋势；当破损率较大时受干扰管道电位负向偏移更多；并行管道间的干扰程度随土壤电阻率的增大而增大，且电位偏移程度呈边界递减趋势。

关键词：并行管道；数值模拟；干扰程度；跨接实验

 

针对西南山区油气并行管道干扰程度影响和规律进行了探究和计算，采用仿真软件研究管道间距、土壤电阻率、涂层破损率、阴极保护水平等因素对干扰的影响情况，并改变参数研究其影响规律，模拟获得管道沿线电位分布，为探究西南山区并行管道阴极保护干扰系统间的影响程度提供参考，对于管道安全运行与维护具有重要意义。

1  实验

西南山区多条管道存在并行情况，典型并行段（A-B段）阴极保护共涉及5座站场及14座阀室。其中某原油干线管道（A-C）全长619.52 km，管径813 mm；某天然气干线管道（A-C）全长618.81 km，管径1016 mm；某成品油管道全长390.62 km，管径406.4 mm；某原油管道支线（C-B）全长45.48 km，管径610 mm；某天然气管道支线（C-B）全长44.36 km，管径813 mm。防腐蚀层均为3PE。

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，作为边界条件中采用的电流密度。采用以上模型和边界条件进行模拟计算，并保持阳极输出与现场恒电位仪输出一致。在现有阴保系统输出下模拟计算得到阴极保护电位，并将计算结果与实测数据对比，结果表明平均误差仅为10%。

管道间距、土壤电阻率、涂层破损率等因素对管道阴极保护的干扰具有重要影响，因此将采用上述数值模拟方法研究各因素对阴极保护的影响规律。原油管道和天然气管道并行铺设，管径、埋深、土壤电阻率等参数（表 1）采用现场参数，实际测试干扰距离不足3 km。

表 1 模型基本参数

在进行以下模拟计算时，天然气管道位置不动，电流需求量均为100μA/m²，输出电流均为3.2 A。将管道间距分别设为200 m、50 m、10 m、2 m，模拟计算管道间距对干扰程度的影响。将原油管道阴极保护的输出电流分别设为5.2 A、2.6 A、1.3 A，模拟计算原油管道阴极保护的输出电流对干扰程度的影响。将涂层破损率分别设为0.01%、0.1%、1%，模拟计算原油管道涂层破损率对干扰程度的影响。将土壤电阻率分别设为1 Ω·m、10 Ω·m、30 Ω·m、50 Ω·m、100 Ω·m，模拟计算土壤电阻率对干扰程度的影响。

研究还针对西南山区某油气并行管道干扰情况进行电跨接实验现场测试，跨接点和沿线电位监测点（图 1）以某油气管道K606到K22段为研究对象，在LF输油气站以及1#成品油阀室进行跨接实验，对跨接后的并行管道测试评价方法适用性进行分析。

图 1 跨接实验测试点平面分布示意

2  结果与讨论

2.1  并行管道间距对干扰程度的影响规律

探究不同管道间距条件下的并行管道干扰情况，电位偏移随管道间距的变化呈现边际效应递减趋势（图 2），表现为电位偏移随着管道间距的增大而逐渐减小，最后趋于平缓。这主要是随着两管道间距的增加，两条管道之间相互干扰的强度减小。一个极端的例子：如果两管道相距无穷远，那么它们之间就不会有干扰，因而干扰强度也随着两管道距离的增加而降低[1-2]。

图 2 不同管道间距下保护电位随距离的变化曲线

2.2  涂层破损率对干扰程度的影响规律

分别模拟计算了无干扰管道、涂层破损率为0.01%、涂层破损率为0.1%以及涂层破损率为1%时天然气管道的电位，当受干扰管道涂层破损率为0.01%和0.1%时，相对于无干扰管道时其电位负向偏移程度不太明显，而当涂层破损率为1%时，受干扰管道的电位比无干扰管道电位负向偏移更多（图 3）。此外，当防腐层破损率越大时，裸露的金属面积越大，即防腐层面电阻率越低，则防腐层单位破损面积流入或流出的电流越少，管道受干扰程度越轻。

图 3 不同破损率下保护电位随距离的变化曲线

2.3  土壤电阻率对干扰程度的影响规律

分别计算了土壤电阻率为1 Ω·m、10 Ω·m、30 Ω·m、50 Ω·m、100 Ω·m时无干扰与有干扰情况下的管道电位分布情况，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（图 4）。说明并行管道间的干扰程度随着土壤电阻率的增大而增大。这主要是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更多地将从管道的中心区域流入管道而无法从较远的区域流入管道，因而导致并行管道间的干扰程度增加[3]。

图 4 不同土壤电阻率在有无干扰情况下保护电位分布

2.4  并行管道跨接实验现场测试结果

C站场内无合适通电点测试桩进行跨接实验，本次实验于阴保间进行测试，将天然气干线与原油干线阴极保护系统恒电位仪的阴极进行跨接。分别采用天然气干线阴极保护系统保护原油和天然气管道，原油干线阴极保护系统保护原油和天然气管道，以及关闭其中一套阴极保护系统各自独立保护自身阴保系统的实验，输出电流均为跨接前原有电流量的总和0.22 A，得出不同工况下沿线测试桩电位结果（图 5）。

图 5 C站跨接前后沿线测试桩电位

跨接前后测试桩通断电电位无明显变化，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有明显的负向偏移，说明上下游阴极保护系统也会对测试段产生较大的影响。对比跨接前各阴极保护系统独立输出、跨接后天然气干线阴极保护系统输出以及跨接后原油干线阴极保护系统输出结果可知，天然气阴极保护系统输出时通电电位波动幅度大于各阴极保护系统独立输出时通电电位波动幅度，大于原油干线阴极保护系统输出时通电电位波动幅度。表明C站干线阴极保护之间相互干扰主要是由于天然气阴极保护系统造成。

关闭F支线和G支线原有阴极保护系统，将天然气F支线、B原油支线和成品油干线管线跨接保护，由成品油1#阀室恒电位仪的阴极进行恒电位输出，设置通电点电位分别为1300 mV、1500 mV和1700 mV，得出不同工况下的电位结果（图 6）。

图 6 天然气K15测试桩跨接前后沿线测试桩电位

可以看出，跨接前后测试桩通断电电位变化显著。相比C站干线阴极保护系统上下游多套阴极保护系统相互影响，B原油支线和F天然气支线阴极保护系统较为单一，跨接试验前后已将其关闭，因此跨接后B原油支线、F天然气支线和成品油干线电位变化显著。当1#成品油阀室恒电位输出1300 mV时，K016测试桩处B原油支线、F天然气支线和成品油干线电位均能满足标准要求，其有效保护范围约3 km，并且管道沿线K019和K022测试桩处仍然有一定保护效果，但其管道断电电位已经不满足标准﹣850 mV准则。继续增大1#成品油阀室输出至1500 mV和1700 mV，靠近跨接点的B原油支线、F天然气支线和成品油干线K015和K016测试桩处阴极保护效果有部分提升，但远离跨接点的K019和K022测试桩保护效果无明显提升。其结果说明跨接能有效提升原本阴极保护水平较差的F天然气支线的阴极保护效果，但是单靠单点的跨接作用的范围较为有限，无法使管道沿线电位均达到标准要求。

3  结论

（1）并行管道阴保系统之间的干扰存在一定的规律，其中，保护电位在管道中心位置变负，在远端变正；并且随着管道间距的增大，干扰逐渐减小；干扰引起的电位偏移与管道间距呈非线性的减小趋势；一个极端的例子：如果两管道相距无穷远，那么它们之间就不会有干扰。因而干扰强度也随着两管道距离的增加而降低。

（2）并行管道阴保系统之间的干扰程度与涂层破损率大小相关，当涂层破损率越小时，受干扰管道的保护电位相对于无干扰管道负向偏移不显著，而当涂层破损率较大时，受干扰管道的电位负向偏移更明显。

（3）土壤电阻率会对并行管道阴保系统之间的干扰产生不同程度的影响，随着土壤电阻率的增大干扰逐渐增大，且电位偏移的幅度呈边界效应递减趋势。土壤电阻率较高意味着辅助阳极释放的电流更多的从管道中心处流入管道而无法从较远处流入管道，从而增强了并行管道之间的干扰。

（4）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测试管段，跨接前后测试桩通断电电位无明显变化，不建议在干线进行多处跨接来缓解目前可接受的干扰问题。

（5）天然气阴极保护系统输出时通电电位波动幅度大于各阴极保护系统独立输出时通电电位波动幅度，大于原油干线阴极保护系统输出时通电电位波动幅度，表明C站干线阴极保护之间相互干扰主要是由于天然气阴极保护系统引起的。

（6）靠近跨接点的B原油支线、F天然气支线和成品油干线测试桩处阴极保护效果有部分提升，但远离跨接点的测试桩保护效果提升不明显，保护范围约3 km，说明跨接能有效提升原阴极保护水平较差的F天然气支线的阴极保护效果，但是仅通过单点跨接作用的范围较为有限，无法使管道沿线电位均达到标准要求，建议首先考虑优化天然气F支线阴极保护输出。

 

参考文献：

[1]高祥，曾富菁，党玉儒，等.并行管道阴极保护干扰分析[J].科技资讯，2012，10(34)：68.

[2]李丹丹，毕武喜，祁惠爽，等.交叉并行管道阴极保护干扰数值模拟[J].油气储运，2014，33(3)：287-291.

[3]李荐乐.三维地形下并行管道阴保干扰规律数值模拟研究[J].装备环境工程，2020，17(6)：58-65.

 

（原文发表于《腐蚀与防护》2024年2月刊，转载时作者对部分内容进行了补充和删节。）

作者简介：王爱玲，1988年生，硕士，高级工程师，从事管道腐蚀防护、完整性管理相关工作。联系方式：17713614023，411692359@qq.com。