管道阴极保护投运异常处置案例分析

为解决某乙烷外输管道阴极保护投产试运行(以下简称投运)过程中管道中段3#阀室两侧约20 km保护电位不达标的异常问题,对设备调试参数有误、阴极保护站及阳极地床设置不合理、杂散电流干扰、防腐层质量差、保护电流异常漏电等主要影响因素进行了分析研究。研究初步判定保护电位不达标是由保护电流异常漏电所致;分析绝缘接头漏电、穿越套管搭接、阀室漏电等保护电流异常漏电的主要原因,判定管道保护电流异常漏电原因为阀室异常漏电;计算阀室主工艺区和放空区接地极表面积和电流漏泄量等参数,推断异常漏电部位为放空区;对放空区管道和接地极异常漏电部位排查,查明地面管道保温外护层的自攻螺栓穿透防腐层与管道本体异常接触导致漏电;最后按相关标准规范进行整改,管道保护电位达标。研究成果对阴极保护投运异常处置提出了系统全面分析和排查问题的思路与方法,为今后类似异常问题的处置提供了参考和建议。     

高压直流电影响区域的阀室风险综合防护

高压直流接地极放电对管道的干扰,可能造成引压管放电或者绝缘卡套烧穿、阴极保护设备及电涌保护装置毁坏、电压过高对操作人员安全构成威胁等风险。根据识别出的管道阀室风险,综合高压直流干扰对管道阀室设备、设施影响的安全边界条件,明确了阀室的缓解目标。提出了针对性的有效可行的综合防护措施,包括优化绝缘卡套安装位置和减少卡套数量、采用耐受性能强的整体型绝缘接头、提高阴极保护设备耐受性、采用限压等电位连接保护装置、采用锌包钢接地材料、采用线路锌带接地排流等,能有效防控高压直流电影响区域的阀室风险。     

浅谈长输管道绝缘接头失效的检测与判断

没有绝缘则没有阴极保护,电绝缘装置可将阴极保护结构与其他非阴极保护埋地(水下)金属结构物进行电绝缘,保证阴保电流不流失,充分保证被保护结构阴保有效性。实际生产中,生产缺陷、机械应力以及电浪涌等因素可能造成绝缘装置绝缘性能失效,造成埋地管线阴极保护漏电。2017年11月,检测数据显示某油库支线022#～027#测试桩点管道电位偏正,进站绝缘接头处站内、外管道电位偏正且一致,通过防腐层破损点测试排除搭接后,根据标准采用电位测试法、PCM管中感应电流测试法及绝缘接头测试仪测试、管中电流测试(电流环测试)等方法判断为柳州库站绝缘接头绝缘性能失效,导致站内、外管道电导通,造成阴极保护系统漏电。经更换某油库支线进站绝缘接头后,站内、外管道绝缘性恢复,欠保护管段阴极保护电位恢复正常。     

鱼龙岭接地极入地电流对西气东输二线埋地钢质管道的影响分析

通过分析鱼龙岭接地极入地电流对西气东输二线埋地钢质管道的影响,预测管道防腐层发生阴极剥离及管体产生重大腐蚀的可能性较低,管道阴极保护电位偏移较大,导致阴极保护电源设备运行异常。由此,需对西气东输二线管道采取适当的杂散电流干扰缓解措施。     

固态去耦合器在油气管道阀室中的应用

阀室在油气管道线路中起截断、运行参数监控等作用,是管道的重要节点,属于易燃、易爆的场所,存在可燃气体泄漏的风险。有效的阴极保护系统可减缓或抑制油气管道的外腐蚀,而阀室的接地网会将阴极保护电流导入大地,致使管道处于阴极保护"欠保护"状态,二者存在矛盾关系。固态去耦合器采用整流装置对交、直流干扰进行电流泄放和电压限制,利用其"通交止直"和直流时电压大于±2 V导通的特性,既能防雷、防静电,又能保证阴极保护系统电流不流失。新建阀室内所有仪表防雷、防静电接地统一接入固态去耦合器后再接入内部防雷接地系统,可避免阴极保护电流与仪表接地相互冲突;已建阀室或站场内仪表接地与阴极保护系统相互冲突时,可通过增加固态去耦合器解决。     

直流接地极附近引压管绝缘卡套放电原因分析

西气东输二线韶关翁源县段会受到附近翁源直流接地极的入地电流干扰。当接地极有较大入地电流时,翁源接地极将产生几百伏的管地电位,但该管地电位差不足以使阀室内引压管绝缘卡套发生放电烧蚀现象,绝缘卡套内部局部螺纹尖端场强畸变、雷击以及端部湿污是引起绝缘卡套绝缘水平下降甚至放电烧蚀的主要原因。为减少大地入地电流情况下绝缘卡套发生放电现象,建议增强绝缘卡套内部绝缘材料的绝缘强度,改善绝缘卡套的螺纹设计并加强阀室避雷器设计。     

钢质管道与钢质储罐阴极保护若干问题的探讨

结合钢质管道与钢质储罐阴极保护工程的情况,研究探讨了埋地管道和储罐阴极保护电流密度及保护电流的确定,并与规范中的推荐值进行对比。介绍了恒电位仪主要参数的确定．对长输管道穿越公路、铁路、水渠处阴极保护方案、新旧管道交叉交汇处阴极保护方案及钢质储罐如何合理设置接地装置提出了建议。     

长输管道阴极保护有效性影响因素分析

埋地长输管道通常采用防腐层加阴极保护的联合保护方式。文章结合川气东送及其他管道腐蚀控制工作实践,对多年开展ECDA评价和日常维护过程中发现的共性问题进行深入分析,从阴保站、线路、阀室等多个方面分析总结出了几类影响阴极保护系统有效运行的常见因素。     

集气管线阴极保护失效分析及解决措施

为了解决某气田在投产后集气管道保护电位下降,达不到阴极保护要求的问题,须找出导致保护电位下降的原因,并采取有针对性的解决措施。采用PCM对集气管道进行测试,找到漏电点出现在集气站的绝缘接头上,因绝缘接头暂时无法更换,漏电问题无法解决,通过将集气管道纳入集气站区域性阴极保护系统的方式,使集气管道达到阴极保护要求。因此,当线路阴极保护系统出现问题,如绝缘接头失效、阴极保护系统相互干扰,可将线路管道纳入站场区域性阴极保护系统。     

油气田集输管道阴极保护系统综合测试评价

埋地钢质集输管道腐蚀防护系统由绝缘涂层和阴极保护共同构成。由于埋地管网情况复杂,服役时间长,管道容易发生绝缘失效、金属搭接、阴极保护干扰等现象。为了综合测试评价集输管道所受阴极保护效果,制定了阴极保护系统的测试评价方法。论述了阴极保护系统测试评价方法的基本内容,运用该方法对西南油气田公司某作业区管网的阴极保护系统进行测试评价,对测试出的问题进行修复后,集输管道极化电位均满足-850 m VCSE准则,管道达到保护。     

埋地管道阴极保护系统漏电故障检测

埋地管道阴极保护系统中的漏电故障,包括非保护的金属构筑物与保护系统发生了金属连接,以及非金属的导电介质(如污物、液膜等)粘附在保护系统绝缘法兰上造成绝缘法兰漏电.阴极保护系统发生漏电故障,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.因此,若阴极保护系统发生了漏电故障,应尽快设法加以排除,以确保阴极保护系统的正常运行.     

工艺管网区域阴极保护系统干扰问题的检测及处理

为了保护输油气站库内埋地管道的安全,近年来区域阴极保护技术发展迅速.区域阴极保护系统和站外干线阴极保护系统常通过绝缘法兰隔离,由于两套系统相对距离较近,常存在干扰问题.鄯善商业储备库工艺管网区域阴极保护系统开启后引起双兰线阴极保护系统输出电压和电流增大,同时上下游管道电位较正常值负移0.6～0.7 V.通过开展现场测试和试验确定了双兰线阴极保护系统受干扰的根本原因,并提出了有效的解决方案,将双兰线恒电位仪的输出参数成功地恢复至受干扰前的水平.     

铜接地系统对输油气站场埋地管道影响

随着石油天然气管道建设的发展,部分输油气站场使用铜包钢等电位序较正的材料作站内接地网,由于电偶腐蚀作用,易使站内埋地管道腐蚀。通过站场腐蚀案例,计算铜包钢、镀锌扁钢等接地材料的阴极保护电流密度,分析铜包钢对埋地钢制管道腐蚀的影响,从而采取措施避免此类材料与埋地钢制管道直接相连,避免管材腐蚀对生产带来的损失。     

天然气长输管道腐蚀机理及检测技术研究

为了进一步做好天然气长输管道的防腐工作,保证管道输送的安全性和可靠性,对不同地理环境下埋地管道的腐蚀机理及腐蚀原因进行了分析,并针对不同的腐蚀机理给出了相应的检测方法。管道外防腐一般采用外防腐层加阴极保护的联合防腐方式,可采用电流电位检测法、密间隔电位检测法、人体大地电容检测法、直流电压梯度检测法、多频管中电流检测法等方法来检测埋地管道的外部腐蚀情况。在役管道内腐蚀的检测难度较大,建议在原有超声波检测和漏磁通检测的基础上,进一步开发新的检测方法,以期达到更好的检测效果。     

轮南集油站的区域性阴极保护

研究整个站场内区域性阴极保护的运行状况,包括恒电位仪、保护电位、阳极井接地电阻。分析得到轮南集油站内罐底板网状阳极保护方式所需保护电流较小,由于轮南集油站两条出站管线没有安装绝缘法兰所以造成区域阴极保护的负荷较大。1号到6号阳极井的接地电阻都比较小,说明6个阳极井的气阻现象不严重,阳极井工作正常。轮南集油站阀组区内增加了牺牲阳极辅助保护减轻屏蔽效应,使储罐阀组区管线也能得到有效的保护。罐底网状阳极能有效避免保护电流对其他金属结构产生干扰。所以最好在场站设计时同时考虑区域阴极保护的设计,应尽量采用罐底板网状阳极的方式,对于未能达到有效保护的位置,可以增加了牺牲阳极辅助保护。     

埋地输气管道的直流杂散电流干扰分析与排流措施

近年来,城市轨道交通迅猛发展,泄漏到大地中的直流杂散电流会加速埋地钢质管道腐蚀,而直流杂散电流的波动特征给阴极保护电位的测试及有效性评价也带来了很大困难,直接影响阴极保护系统的安全运行及埋地输气管道的使用寿命。相国寺储气库输气管道"铜相线"自建成投运以来一直受到直流杂散电流干扰影响,根据对其阴极保护系统日常运行监测,分析干扰源工作时间、波动特征、分布区间,排查杂散电流干扰源及流入流出区间,并采取了接地排流试验、极性排流试验、强制排流试验等应对措施,通过对比研究,证明强制排流效果最佳。     

埋地管道阴极保护效果监测技术分析

阴极保护作为一项有效的防腐措施已经广泛应用于长输管道.为了确保管道的长期安全运行,需了解管道的各个部位是否达到了保护状态,确定危险性比较高的管段,从而为管道运行管理提供可靠的决策依据,需要对阴极保护效果进行监测.针对埋地管道阴极保护效果的监测,着重分析了管/地电位标准,管/地电位、CIPS和测试探针等监测技术的原理及应用.     

阴极保护系统信号传输问题探讨

普光气田阴极保护系统是管道腐蚀防护的重要组成部分,阴极保护电位至关重要,为判断管道是否正常受保护的参数之一。在生产运行中发现,目前大部分阴极保护测试桩的信号无法准确传输到阴极保护智能监测服务器。从阴极保护测试桩的信号传输过程出发,从阀室远程终端控制系统(RTU)到中控室的传输信号大部分正确,而阴极保护测试桩的参比电极到阀室RTU之间信号传输问题严重,分析其原因主要集中于阴极保护测试桩。针对传输问题,提出将阴极保护测试桩的测试传输元件组合成功能块,并安装到阀室的机柜间内。试验结果表明,这一措施圆满解决了普光气田阴极保护系统信号传输问题。     

净化油长输管道外防腐完整性检测与适用性分析

胜利油田腐蚀与防护研究所综合利用交流电位梯度法(ACVG)、双频视综合参数异常评价法、直流电位梯度法(DCVG)和密间距管地电位测试法(CIPS)对某净化油长输管道进行了外防腐完整性检测评价,分析了各种检测技术和评价准则对净化油长输管道外防腐层及阴极保护检测的适用性,以及定期开展管道外防腐完整性检测的重要意义.对于新管道而言,管道阴极保护系统的设计和运行以及检测应严格执行阴极保护断电电位在-850~-1200 mV之间这一准则;而对于防腐层老化破损严重的老管线而言,进行阴极保护效果评价时,阴极保护断电电位则应相对于管地自然电位-100 mV.     

天然气管道绝缘接头泄漏在线抢修方法

为了防止站外埋地管道阴极保护电流非正常流失,通常在长输天然气管道沿线站场进、出站安装了绝缘接头,与干线相连的绝缘接头一旦发生泄漏,将影响干线的运行,严重时需将干线截断放空进行抢修。在绝缘接头结构和泄漏原因分析的基础上,针对不同的泄漏工况,提出了不同的在线抢修方法。对于渗漏的情况,可采用复合材料包敷的方法进行在线堵漏抢修;对于泄漏量无法实施引流的情况,通过吹扫在满足卡具安装的条件下,可采用卡具堵漏的抢修方法。通过对典型案例抢修方法的分析和验证,为天然气管道绝缘接头泄漏处置提供了理论指导和技术支持。