毕业设计（论文）-埋地管道腐蚀机理及防腐新技术研究进展

辽宁石油化工大学职业技术学院毕业设计（论文）PAGE2PAGE4PAGE1论文题目：埋地管道腐蚀机理及防腐新技术研究进展论文题目：埋地管道腐蚀机理及防腐新技术研究进展论文时间：2010年4月26日至2010年6月18日论文进行地点：大连星源船舶燃料有限公司（东港分公司）论文内容：1、前言2、埋地管线的腐蚀环境及金属腐蚀机理3、常用防护方法4、结论论文的主要技术指标1、埋地管道点腐蚀（小孔腐蚀）产生机理2、管道腐蚀现状的检测方法3、针对腐蚀采取有效的措施4、管道选材的标准，及管道寿命的计算5、管道腐蚀剩余寿命的预测论文的基本要求在毕业论文写作期间，工作刻苦努力，态度认真，遵守各项纪律，表现良好。能按时、全面、独立地完成与毕业论文有关的各项任务，表现出较强的综合分析问题和解决问题的能力。论文立论正确，理论分析透彻，解决问题方案恰当，结论正确，论文中使用的概念正确，语言表达准确，结构严谨，条理清楚，逻辑性强，栏目齐全，书写工整。论文写作格式规范，符合规定，能够符合学校毕业论文标准。44、应收集的资料及主要参考文献[1].杨筱蘅．输油管道设计与管理[M]．东营：中国石油大学出版社，2006；[2].刘熠，陈学峰．西南油气管道内壁腐蚀的控制[J]．腐蚀与防护，2007；[3].张兴儒.油田腐蚀状况与腐蚀控制.腐蚀科学与防护技术.2001；[4].胡士信，董旭．我国管道防腐层技术现状[J]．油气储运，2004；[5].石油天然气管道局.油气管道工程概述.北京:石油工业出版社,2003；进度安排及完成情况序号论文各阶段任务日期完成情况1收集材料，筛选材料4月2完成2确立论文题目4月29完成3拟写提纲，撰写初稿5月6完成4修改、审核论文初稿6月03完成5成稿、排版、打印、装订6月12完成6月日~月日学生签名：岗位指导教师签名指导教师签名：系主任签名：年月日毕业论文评阅书

毕业论文评阅书岗位指导教师评语：岗位指导教师评语：指导教师评语：评分（建议成绩）：评分（建议成绩）：岗位指导教师签字：指导教师签字：年月日年月日毕业论文评阅书答辩委员会意见：答辩委员会主任：答辩委员会意见：答辩委员会主任：200年月日评阅教师评语：评分（建议成绩）：年月日评分表项目论文岗位指导教师建议成绩指导教师建议成绩合计权重403030100分数答辩委员会意见：答辩委员会主任：年月日成绩辽宁石油化工大学职业技术学院毕业设计（论文）PAGE7PAGE1埋地管道腐蚀机理及防腐新技术研究进展摘要油气输送管道的使用优点日益突出。由于土壤环境的复杂性，使埋地钢管受到严重腐蚀。埋地管道的腐蚀严重影响其使用寿命和所输油品质量，甚至造成泄漏。本文从长输管道外腐蚀控制所需考虑的因素出发，通过对金属管道的腐蚀机理分析及对管道周围环境腐蚀性的检测，了解腐蚀发生的原因，提出有效的防护措施。并结合国内外长输管道外防护技术的特点和防腐蚀层应用的现状，分析、比较了目前主要防护材料的防腐蚀性能。而且针对埋地管道的均匀腐蚀问题，利用一些常规公式推导出管道腐蚀剩余寿命的计算公式，并给出了算例，为管道腐蚀剩余寿命计算提供了理论依据。并给出了自己的认识及日后的打算。关键词：埋地管道；腐蚀；防护；检测；剩余寿命目录1．前言 82．埋地管线的腐蚀环境及金属腐蚀机理 92.1埋地管线腐蚀环境 92.2腐蚀机理 92.2.1化学腐蚀 92.2.2电化学腐蚀 92.3腐蚀性研究进展 102.3.1腐蚀检测的内容 102.3.2管道沿途土壤腐蚀性研究 102.3.3腐蚀速率的研究 112.3.4杂散电流对埋地管道的腐蚀 122.3.5地磁引起的电流的影响 143．常用防护方法 153.1涂层保护 153.1.1常用防腐层 153.1.2存在问题 153.1.3预防措施及建议 163.2电化学保护 173.2.1阳极保护 173.2.2阴极保护 173.3杂散电流排流保护 203.4合理选材 203.5管线的在线检侧与评估 213.5.1管线的在线检侧 213.5.2管道失效评估 223.5.3剩余寿命预测 22结论 26谢辞 27参考文献 28辽宁石油化工大学职业技术学院毕业设计（论文）8前言输油管道的运输方向不受限制，与公路运输、铁路运输、水运、管道输送等陆地运输方式相比，运输费用最低，所以是最主要的油气运输方式。随着中国油田开发进入中后期，作为油田主要设施的管道、储罐的腐蚀问题便提议突出起来。输油管道基本上都采用碳素钢无缝钢管、直缝电阻焊钢管和螺旋焊缝钢管。埋地输油输气管道，当金属管道和周围介质接触时，由于发生化学作用或电化学作用而引起其表面锈蚀。金属管道遭到腐蚀后，在外形、色泽以及机械性能方面都将发生变化，影响所输油品的质量，缩短输油管道的使用寿命，甚至不能使用。腐蚀不仅给油气工业带来巨大的经济损失，而且会造成重大人身伤亡事故和严重的环境污染。随着“西气东输”天然气管道和中俄跨国输油气管道建设高潮的逐步来临，加强对油气管道技术方面的研究显得尤为必要和重要。借鉴国内外的经验教训，将获得的理论和实践应用于管道建设与运营中去，使我们少走弯路，使腐蚀开裂造成的损失降到最低限度。钢质管道的腐蚀损失占有相当的比例，所以加强钢质管道防护、延长管道使用寿命是急待解决的问题。因此，了解腐蚀发生的原因，采取有效的防护措施，有着十分重大的意义。辽宁石油化工大学职业技术学院毕业设计（论文）PAGE14埋地管线的腐蚀环境及金属腐蚀机理材料与其所处环境介质之间发生化学的、电化学的或物理的作用而引起的材料破坏和变质称为腐蚀。金属腐蚀是引起材料失效和破坏的主要原因之一。2.1埋地管线腐蚀环境目前国内输油、输气管线多数以钢管为主，长距离大口径金属管道埋入地下，由于土壤的腐蚀作用，造成管道穿孔，跑、冒事故时有发生。埋地管道在工作环境下，受着多种腐蚀，主要腐蚀情况有：土壤腐蚀、微生物腐蚀和杂散电流腐蚀。在一些缺氧的土壤中有细菌（硫酸盐还原菌）参加了腐蚀过程，细菌腐蚀不占主导地位。杂散电流是在地下流动的防护系统设计之外对金属管道产生腐蚀破坏作用的电流，杂散电流腐蚀包括直流杂散电流腐蚀和交流杂散电流腐蚀。2.2腐蚀机理金属的腐蚀是指金属在周围介质作用下，由于化学变化、电化学变化或物理溶解作用而产生的破坏或变质。金属腐蚀是引起材料失效和破坏的主要原因之一。埋地管道的腐蚀原因可分为：2.2.1化学腐蚀化学腐蚀是指金属表面与非电介质直接发生纯化学作用而引起的破坏。其特点为在一定条件下，非电解质中的氧化剂与金属表面的原子相互作用而形成腐蚀产物，腐蚀过程中电子在金属与氧化剂之间直接传递，没有电流产生。2.2.2电化学腐蚀电化学腐蚀是指金属表面与离子导电的介质发生电化学作用而产生的破坏，其特点在于电化学腐蚀历程可分为两个相对独立并可同时进行的过程。可分为：2.2.2.1原电池腐蚀原电池腐蚀指金属在具有离子导电性的环境介质电解质溶液中形成原电池而发生的腐蚀。2.2.2.2电解腐蚀指外界的杂散电流使处在电解质溶液中的金属发生电解而形成的腐蚀。当管道铺设在电气铁路、电厂附近时，就会发生杂散电流腐蚀。多数情况下，大地被作为电流的回路。2.2.2.3细菌腐蚀当土壤中含有硫酸盐时，在缺氧的情况下，一种厌氧性细菌———硫酸盐还原菌(SRB)就会繁殖起来，在它们的生活过程中需要氢或某些还原物质，将硫酸盐还原成为硫化物，利用反应的能量来繁殖。HéctorA.Videla发现由细菌、细胞外的聚合物质（EPS）和水（主要的）组成的生物膜，通过这个生物膜的形成发生了金属的微生物集群现象。生物沉积可以彻底的缓和构造金属的腐蚀行为。但是，生物膜也方便了金属/溶液接触面处化学物种交换的扩散边界的形成。2.3腐蚀性研究进展一般来讲，埋于地下的金属管道，经过一段时间（一般为6～8年）的运行，部分管段防腐蚀层可能出现老化、剥离或破损现象，管体产生严重的腐蚀，局部地段开始出现穿孔、泄露。无论是何种形式的腐蚀或机械损伤，最终都表现为管道机械性能的破坏或丧失，其中最常见的是管道壁厚减薄。在随后一段时间，管道甚至会出现大面积的开裂、穿孔等破坏管道正常输送的严重事故。2.3.1腐蚀检测的内容对于长输管道来说，腐蚀检测主要包括两方面的内容：环境腐蚀能力和管道的腐蚀状况。对管道腐蚀现状的检测可以摸清管道当前存在的问题和过去的腐蚀结果，对环境腐蚀能力的检测可以分析腐蚀原因以及对将来的腐蚀程度进行预测，以采取相应的防腐措施。2.3.2管道沿途土壤腐蚀性研究管道的腐蚀是土壤环境作用与管线材料综合作用的结果。对土壤腐蚀的研究主要包括土壤腐蚀的各种影响因素及土壤腐蚀的评价指标两方面土壤是一个由气、液、固三相物质组成的复杂系统，张合平通过管道金属与土壤间的原电池、土壤含水量、土壤电阻率、土壤酸度、土壤所含盐分、土壤孔隙率、杂散电流、微生物腐蚀等几方面分析了土壤对管道腐蚀的影响，并应用德国标准对土壤腐蚀性进行评价。Paulin,MichaelJ.等指出，大部分人认为管路与土壤间是通过一系列不连续的非线性弹簧连接的，但这些结论一般都是通过土壤与埋地结构间的研究引伸而来，很少有专门的管线理论或实验结果可有效比较和验证管线设计和分析方法的优劣。楚喜丽通过室内自然腐蚀埋片试验和电化学极化测量，得出各种土壤的相对腐蚀性，并选用一种土壤，进行正交试验。正交分析的结果表明:土壤中的含水量、Cl含量和Ca含量是碳钢在宝浪油田土壤中腐蚀的主要影响因素。2.3.3腐蚀速率的研究在土壤的腐蚀性评价工作中，广泛采用现场埋片试验法，然后用失重法测定腐蚀速率。由于土壤腐蚀的埋片试验周期很长，一般为10～30年。因此，在较短的时间内获得可靠的土壤腐蚀速率数据，是土壤腐蚀研究一直追求的目标。随着电化学技术的发展，在许多土壤腐蚀研究中采用了线性极化法或电化学极化扫描法，但很少与实际埋片的腐蚀速率结果进行对比。传统的电阻法测定腐蚀速率所采用的腐蚀试件主要有丝状试件和片状试件两种：丝状试件=(r/t)〔1-〕8760(2-4)片状试件=｛〔()-〕/t｝(2-5)金属试件的电阻很小，通常在0.2Ω以下，必须采用精密的电桥法来测量。改进的测试法依据电阻法测试腐蚀速率的基本原理，采用恒电流作为信号源，通过高精度数据放大器测量腐蚀试件两端的电位，求取试件在腐蚀过程中电阻的变化来获得试件腐蚀速率：｛〔-〕/｝2190(2-7)(2-8)式中：———试件在t时刻电位的变化量；———腐蚀t时刻测定试件的电位；———腐蚀开始时试件测量段的初始电位。改进的电阻法采用较大尺寸的腐蚀试件可以反映腐蚀的形态，能够在较短的试验期间获得稳定的腐蚀速率，并达到很高的测量精度(0.3μm)。李谋成等介绍了一种新研制的土壤腐蚀性检测仪。它可检测金属在土壤中的腐蚀电流、腐蚀电位、土壤的电阻率、氧化还原电位及温度等参数,并通过测试证实稳态腐蚀电流与埋片失重腐蚀速度之间具有较好的相关性。还可用人工神经网络对土壤的腐蚀速率作出预测。2.3.4杂散电流对埋地管道的腐蚀在我国，地铁作为城市重要的交通工具正在迅速发展，地铁多采用直流电力牵引系统和走行轨回流的方式。地铁运行时，由走行轨漏泄到道床及其周围土壤介质中的电流称为地铁迷流(或杂散电流)。关于控制漏泄电流问题，R.W.Shaffer提出了两条建议，但由于成本增加很大等因素使这些措施具有局限性。因而，研究地铁迷流对埋地管线的腐蚀，并探索新的有效的抗迷流腐蚀工艺具有重要的现实意义。〈1〉腐蚀机理由地铁杂散电流引起的金属结构发生的腐蚀本质上是电化学腐蚀，即电极电位低的金属被氧化，失去电子而变成金属离子，同时电极电位高的金属（或非金属离子）得到电子被还原。〈2〉腐蚀定量评价指标金属受迷流腐蚀可用不同技术特征化的材料损失表示，腐蚀一般以腐蚀速率定量表征，是指单位时间（单位面积上）所损失的金属量。一种表示腐蚀速率的方法是单位时间、单位面积上的金属腐蚀量V=(2-9)$=Q=It(2-10)==3600（2-11）常用此式的腐蚀速率法定量表征迷流腐蚀的程度，简单而有效。另一种表示腐蚀速率的方法是单位时间金属结构物的腐蚀量，由式$=kIt(2-12)可推得:=(2-13)用此式计算腐蚀速率，关键要测k值。这样，对于任何金属材料的埋地管线，在测知迷流大小后，利用式==3600就可计算腐蚀速率及在经过一定时间后的理论腐蚀量。孙立娟等人针对在直流供电的地铁、轻轨运输系统中，产生的杂散电流对铁轨周围土壤中的埋地金属管线产生电化学腐蚀这一状况。根据电学原理，电流密度矢量(i)与电场强度矢量(E)成正比，即i=ρ×E，ρ为导电介质电导率。同时，电场强度与电位梯度数值相等，而方向相反，即：E=-dv/dn(2-16)所以，测量电位梯度就可以得出电场强度，如果知道土壤电导率，就可以计算出电流密度。由杂散电流引起的腐蚀速率可以通过法拉第定律计算如下：K=10·A·i/n·F(2-17)其中：A———原子量；n———腐蚀电化学反应的电子得失数；i———腐蚀电流密度，A/m；F———法拉第常数。翁永基等人的研究用钢制电极测量土壤中杂散电流形成的电位梯度的可行性。设计了室内模拟装置:在水池内放置排列的钢电极和可控制干扰电场。地铁走行轨杂散电流的存在，会对埋在地下的金属产生电化学腐蚀作用。另外张新国等人采用电位差计和杂散电流测量仪研究了新疆油田电焊动火过程中管道及周围土壤中的杂散电流分布规律。结果表明，管道中的杂散电流并不稳定，其变化范围很大，最大值与最小值相差几十倍；管中杂散电流随着离电焊点距离的增大逐渐减小，随着电焊机台数的增加逐渐增大，随着管道管径的增大，逐渐增大；同时在焊接过程中，土壤中的电位梯度相应增大，并随着离管道距离的增大逐渐减小。2.3.5地磁引起的电流的影响CP的目的是使管线的电位保持在-850mV（相对于土壤）。不需要电位达到太负，因为那样也会引起有害的化学反应。然而与地磁引起的电流（GIC）有联系的管/地电位很容易超过CP电位，而因此使保护失效。GIC的基本物理原理非常简单，磁场的瞬间变化产生了电场。为了避免GIC问题，需要一个更彻底易理解的可靠的统计数据。为了保持对有涂层及高的泄漏阻力而且位于靠近磁极的范围内而因此遭受大地电流腐蚀的长输管道有效的腐蚀控制，应该采取以下措施:(1)保持良好的电气连接贯穿于整个系统；(2)用带有阴极保护系统的集成缓蚀设备减少大地电压正向和负向的波动；(3)安装试验站设备及金属挂片用来测量管/地电位；(4)用与时间同步的数据记录仪和应用腐蚀因素去得到精确的近间距的管/地数据。在某种程度上，GIC被看作是一个外来电流腐蚀问题的一个新挑战。未来的研究中，目标是得到二维等价电离层电流系统作为时间的一个函数的一个完整的描述。辽宁石油化工大学职业技术学院毕业设计（论文）PAGE２５常用防护方法对于输送管线外壁来说，由于埋入地下的金属管壁经常受到土壤中大气、水质和酸碱盐介质的电化学腐蚀作用，极易腐蚀而报废，所以管道外壁应根据不同的环境特点，因地制宜地采用不同的保护方案。目前，国内采用的管道防护方法主要有：3.1涂层保护涂层保护是在金属表面覆以防腐绝缘层，是管道防腐最基本的也是必须采取的措施。3.1.1常用防腐层目前，国内外用于埋地管道的外防腐层主要有六种，即：石油沥青、聚乙烯胶带、聚乙烯夹克、熔结环氧粉末、煤焦油瓷漆、环氧煤沥青。这六种防腐层在我国已有相应的国标和行业标准。其性能对比如下表。早期，我国的长距离油气管道的防腐层无一例外的都采用了石油沥青加玻璃布结构。从近几年运行情况看，效果良好，但是由于环境保护的限制，石油沥青防腐层在北美和欧洲已被淘汰。近几年来国内在重大管道建设中主要选用了三层聚乙烯和熔结环氧粉末涂层。3.1.2存在问题3.1.2.1防腐层局部剥离的原因、防腐层老化埋地输油管道服役一定年限后，防腐层逐渐趋于老化，与钢管的粘接性、柔韧性、电绝缘性等性能指标逐渐下降。其主要原因为，防腐层与氧化性介质接触时发生氧化反应等b、阴极剥离管道在阴极反应中析出氢气，而氢气产生的压力可导致防腐层与钢管表面的剥离(即阴极剥离)。c、防腐层施工质量及性能管道防腐层的施工质量对其耐剥离的性能有很大影响，尤其是在涂敷前钢管的表面处理工序，若达不到有关规范所要求的等级，将引起管道防腐层剥离。3.1.2.2防腐层局部剥离的危害、对阴极保护电流的屏蔽作用管道防腐层与钢管表面剥离后，保护电流到达被保护金属表面的数量减少，即阴极保护电流受到屏蔽。b、管道的应力腐蚀埋地钢质管道失效涂层下SCC已成为影响高压管道安全运行的因素之一。应力腐蚀是指因外加应力或残余应力与腐蚀联合作用导致的材料破坏。另外氧对埋地管线钢的SCC作用需进一步研究。目前的文献指出SCC的倾向随氧的参与而降低。3.1.3预防措施及建议、选取合适的防腐层。①除了以上提到的防腐层类型，上海慧友防腐蚀技术工程有限公司开发出辐射交联聚乙烯热收缩材料。另外Y.Chen，X.H.Wang等人研究了在3.5%NaCl溶液中不同pH值情况下聚苯胺/环氧树脂(EB/ER)涂层对低碳钢的防腐行为，此实验是用电化学声阻光谱学方法进行了150天。在中性溶液中（pH值为6.1），EB/ER涂层相对于纯ER涂层来说提供了非常有效的腐蚀保护，尤其是EB/ER中的EB含量在5-10%之间时。②复合电沉积的最新研究动态复合镀层是利用金属电沉积方法将一种或数种不溶性的固体微粒均匀地夹杂在金属镀层当中而形成的特殊镀层。王健雄等研究发现,通过复合电沉积方法制得的碳纳米管镍基复合镀层在20%NaOH溶液和3.5%NaCl溶液中的耐蚀性明显优于同条件下制备的纯镍层。耐蚀性的提高可能有以下几方面原因：(1)碳纳米管的存在增加了镀层表面的致密度并缩小镀层孔隙的尺度，(2)当Ni和碳纳米管相接触后作为阳极的Ni发生了阳极极化并促进Ni的钝化，减少其于介质中的腐蚀，从而使镍层对基体金属的保护作用增强。、在防腐厂的涂敷过程、防腐管的运输过程、现场敷设过程、补口工艺过程中，都应严格按规范进行操作和检验严把施工质量关。、对在役管道防腐状况定期进行检测，发现管道剥离应及早采取措施。另外100%固体聚氨酯防腐涂料（PU）又称液体聚氨酯防腐涂料或无溶剂聚氨酯防腐涂料。100%固体聚氨酯防腐涂料覆盖层的综合价格较熔结环氧粉末覆盖层便宜，比3PE价格更便宜。100%固体聚氨酯防腐涂料是目前国际上钢制管道外防腐层修复的主要材料。3.2电化学保护从热力学理论获得的电位-pH图(图3-1)中可以看出，当pH为7时，铁处于活化腐蚀状态，使其电位上升(阳极保护)或下降(阴极保护)，都可实现保护的目的。这种使其电位上升或下降来实现的保护、防止或减轻金属腐蚀的技术，就是电化学保护。图3-1从电位-pH图上看阴极保护3.2.1阳极保护阳极保护是使被保护金属处于稳定的钝性状态的一种防护方法，可通过外加电源进行极化或添加氧化剂的方法达到防护目的。现埋地管道上基本不采用此方法，故在此不讨论。3.2.2阴极保护防护层的主要作用是使发生电化学活性材料相互隔离。防护层总是有缺陷，尤其难解决的的是防护层上存在的小孔可以导致快速腐蚀。因此，需要再使用阴极保护(CP)。Bird通过沙特阿拉伯国家石油公司的例子研究了一条穿过阿拉伯沙漠运行22年的管线的外腐蚀。Anene得出结论增加管线的壁厚不是推荐做法，直到安装了阴极保护系统腐蚀才会停止。有效的外阴极保护在有效使用期节省了很多费用。3.2.2.1牺牲阳极法选择一种其电极电位比被保护金属更负的活泼金属(合金)，把它与共同置于电解质环境中的被保护金属从外部实现电连接，这种负电位的活泼金属在所构成的电化学电池中作为阳极而优先腐蚀溶解，故被称为牺牲阳极。Burkat等研究发现，Zn-金刚石（4～6nm）在3%NaCl溶液中的耐蚀性比纯Zn的要好。LucaBertolini等人研究了海底管道牺牲阳极抑制坑蚀的作用。结果发现，至少在目前的测试条件下，牺牲阳极在抑制腐蚀发生方面比控制坑蚀的进行更有效。阴极保护的高塑性能和使钝性钢极化所需的低电流，使得海底牺牲阳极可能是一种经济有效的防腐方法。现在可以依据牺牲阳极法保护原理，参照已有的案例经验及牺牲阳极法阴极保护相关的计算公式，借助VisualBasic1NET语言强大的功能，对埋地钢管的牺牲阳极保护进行计算机辅助设计。李岩等人介绍了该辅助设计系统的设计思想，设计方案，各子模块的实现过程及对系统的特点进行了阐述。3.2.2.2外加电流法将被保护管道与外加的直流电源的负极相连，把另一辅助阳极接到电源的正极，外加电流在管道和辅助阳极间建立较大的电位差。二者的优缺点比较如表3-2。表3-2牺牲阳极与强制电流法的比较方法优点缺点阴极保护强制电流1.输出电流，电压连续可调2．保护范围大3．不受土壤电阻率的影响4．工程量越大越经济5．保护装置寿命长1．必须有外部电流2.对临近金属构筑物有干扰3．管理、维护工作量大牺牲阳极1．不需要外部电源2．对临近金属构筑物无干扰或较小3．管理工作量小4．工作量小时，经济性好5．保护电流均匀，且自动调节，利用率高1．高电阻率环境不经济2．覆盖层差时不适用3．输出电流有限3.2.2.3存在问题及措施从科学的角度讲，为了为了使这些管线能在恶劣的地下环境中正常运行，有效地实施管道保护，埋地油气运输钢管道通常用防护层和阴极保护(CP)联合来进行外防腐。绝缘涂层可以使钢管的内表面与腐蚀环境隔绝。CP通过阻止钢表面缺陷部分的腐蚀可以完整保护系统，即在老化过程中在涂层上发展的小孔和击穿。但是，裂缝倾向于在表面缺陷部分周围区域涂层下形成。然后当水从表面缺陷部分流过时，可能发生缝隙腐蚀。ZhengfengLi等人测试了NaCl稀溶液中在模拟涂层和分区的低碳钢电极之间的阴极保护的缝隙腐蚀的电位和电流分布。当边界条件x=0时，E(x)=E；x时，E(x)=E：电压分布E(x)：E(x)=E+(E-E)exp(-x/)(3-2)电流分布I(x)：I(x)=〔(E-E)exp(-x/)〕/R(3-3)式中：(3-4)E———腐蚀电位，V；R———阴极反应的线性极化电导率，；———溶液电导率，；x———宽度方向上的一维变化量，mm。3.3杂散电流排流保护当有杂散电流存在时，通过排流可以实现对管道阴极保护，这时杂散电流就成了阴极保护的电流源。但排流保护是受到杂散电流所限制的。通常的排流方式有直接排流、极性排流、强制排流、接地排流四种形式。排流保护类型的选择，主要依据排流保护调查测定的结果、管地电位、管轨电位的大小和分布、管道与铁路的相关状态，结合四种排流法的性能、适用范围和优缺点，综合确定。一条管道或一个管道系统可能选择一种或多种排流法混合使用。I.A.Metwally等人利用三维模拟研究了影响阴极保护管线附近的未受保护的管线/套管的直流SCC的不同因素，有四个干扰的情况，即阳极、阴极、结合和诱发。得到以下结论：受保护的和未受保护的建购物的电流密度峰值与阳极的外加电流密度呈正比。Dae-KyeongKim等人研究了海洋环境中阴极保护下低碳钢的交流电流腐蚀。低碳钢在海水环境中和18.5g/LNaCl溶液中的直流极化研究得到腐蚀电流密度。在保护电位下低碳钢不发生腐蚀，杂散电流的存在加速了低碳钢的腐蚀。3.4合理选材影响金属腐蚀的因素包括金属的本性和外界介质两个方面。就金属本身来说，金属越活泼就越容易失去电子而被腐蚀。M.A.Maes等人研究了高强度钢(X100和X120)在高压气管线上的采用。经济优势很明显：因为强度增加，壁厚和材料费减少。但是问题是：(1)大多数现行的设计标准表明允许应力仅仅或部分的依靠屈服强度。这在一定程度上忽略了应变硬化的影响。在设计选材上，应根据管道的输送环境考虑管道的抗氢渗性能、抗碱脆性能。如含碳量超出0.01%～0.25%的范围或含适量的铝、钛、铬、稀土金属元素等的碳钢，可减弱或消除钢对碱脆的敏感性。赵越超、李春德研究的结果表明燃气管道工程中所选管材，既要满足燃气这种具有危险性的化学气体的性能要求，施工要求，又要在管材价格、使用寿命、投资效益上综合考虑。我国大力发展石化工业，聚乙烯资源不断丰富，聚乙燃管的价格更具竞争性，从节能节钢节约投资的角度考虑，在小管径管道施工中，推荐聚乙烯管—钢管—铸铁管为选用顺序，在大管径管道工程中，推荐钢管—铸铁管的选用顺序。Mori等研究的结果表明，含C≤0.1%，Si≤2.0%，Mn≤3.0%，P≤0.03%，S≤0.01%，Cr为9.0%～15.0%，Mo为0.1%～7.0%和Ni为0.1%～8.0%的马氏体不锈钢，有较好的屈服强度，可延迟裂纹产生。总之，钢管材料的成份及热处理方法对材料的机械特性及抗腐蚀特性有较大的影响。3.5管线的在线检侧与评估对管道安全管理应引起高度重视，具有以下几方面的内容：建立管道的原始资料；定期检测管道的运行情况(阴极保护情况，检测管道防腐层的情况，金属管道及其配件腐蚀情况，管道堵、漏情况；及时维修，并将检测与维修情况储存，建立管道档案，进行实时监控。而其中最重要的环节为如何准确有效地对管道腐蚀状况作出检测。埋地管道的检测对预防事故的发生，防止污染环境，节约开挖费用，具有重要意义。3.5.1管线的在线检侧埋地管道腐蚀情况的检测方法有很多，但各有其优缺点，如何选择较为合理的方法使检测的精确度高、定位准确、劣化状态判定精确、所花费的人力物力最少是检测较为关键的问题。Gross,W.等开发了天然气管线泄漏位置的确定方法，通过检测泄漏管线周围甲烷在大气中的分布，并通过光学调频使红外线成像，同时用计算机实时控制。此法已成功运用。Miller,R.K.等建立了用声发射技术检测管子气体泄漏的参考标准。压力及气体注入与气体泄漏有线性关系。此技术已应用于环境保护领域。Cho,Y.B等用直流电压梯度法检测阴极保护的埋地管表面涂层的缺陷，并提出将电压梯度测量与电流中断相结合可改善测量精度。管道在线检测对管系的正常使用非常重要，归纳国内外的检测方法大致可分为管内与管外检测两类。管内检测装置分为有索型和无索型两种，管内检测的发展趋势为管道检测移动机器人，它可携带多种传感器及操作装置。管外检测主要为管道防护层漏点定位及定量检测，通过向管线供入直流或交流信号，沿管线检测电位、电流或磁场强度的变化来实现检测目的。3.5.2管道失效评估国内对压力管道的安全评定还处于起步阶段，华东理工大学的李培宁等提出了局部减薄缺陷管道在弯曲与内压载荷下的塑性失效评定方法及周向面型缺陷管道在拉、弯、扭、内压联合作用下的失效评定曲线族评定法及U因子评定法。PalmerJones,Roland等提供了非线性有限元法来研究由于热膨胀引起管子横向弯曲，从而在管子顶点产生应力，导致局部腐蚀的情况。分析时用了ABAQUS程序包，研究了一些参数对结果的灵敏性，并用有限元分析模拟了局部腐蚀引起的轴向弯曲应力，弯曲应变引起的低疲劳寿命等。陈浩峰利用塑性极限分析定理，将有限元法与数学规划相结合，利用惩罚函数法引入塑性不可压缩条件，发展了多组载荷系统下三维结构上、下限分析的数值计算方法。帅健等利用MonteCarlo模拟方法编制了断裂失效概率的计算程序。结果表明四种断裂判据在服役初期差别较小，而在后期差别较大；初始裂纹深度、断裂韧性、流变应力和管道壁厚、概率分布类型等对管道裂纹失效概率的影响最大。佘建星等认为腐蚀是引起埋地输油管道产生安全风险问题的主要原因，他结合管道腐蚀破坏机理和风险分析原理，运用模糊综合评判方法，提出了可用于埋地输油管道腐蚀风险评估的方法。3.5.3剩余寿命预测3.5.3.1基本理论腐蚀现象本质上具有概率的特性，尤其是孔蚀、缝隙腐蚀以及应力腐蚀破裂等局部腐蚀。石油管道的寿命并不取决于腐蚀的平均程度，局部腐蚀进展的最大深度才是管道寿命的最重要标志，而这些局部腐蚀进展的最大值所遵循的分布是极值分布。3.5.3.2局部腐蚀数据的统计分析对大庆油田典型油气集输管道进行检测，获得局部腐蚀区域腐蚀缺陷深度数据。局部腐蚀区域环向测试间距为20mm，轴向测试间距为15mm。(1)全体局部腐蚀数据的建立与验证。利用数理统计方法及Matlab对全体局部腐蚀数据进行统计分析，腐蚀数据大致为一种两参数威布尔分布，先对分布类型进行假设，然后用概率论知识进行验证。由极大似然估计法，可求出尺度参数η=212927，形状参数为β=113158。3.5.3.3最大局部腐蚀深度当腐蚀数据x服从极值分布F(x)时，初次测定到第N个试样中x≥a的概率为P(N)，则P(N)=[1–F(a)]F(a)，由此求得N的平均值：===(3-11)因为F(a)<1，所以=1/[1–F(a)]≡T(a)，T(a)称为回归期。已知管线局部腐蚀区各点已腐蚀深度数据服从威布尔分布，即可认为全部局部腐蚀区最大腐蚀深度数据在检测样本足够大时服从极值分布且是真实的。图3-2最大腐蚀深度符合图根据油田典型油气集输管道腐蚀缺陷深度数据检测结果，选取每一个管道的最大腐蚀深度,利用数理统计方法及Matlab统计计算最大腐蚀深度的Gumbel概率。图(3-7)为最大腐蚀深度与Gumbel概率的关系曲线。由图(3-7)可看出数据点的直线拟合性很好,故可以认为最大腐蚀深度符合极值分布,直线拟合方程为：y=0.169x+0.253(3-12)由此可计算出输油管道腐蚀缺陷深度的最大值为4.42mm。3.5.3.4剩余寿命预测(1)临界腐蚀深度的计算。利用计算APIRP579输油管道临界缺陷尺寸，取管道外径为D=273mm，管道壁厚取较小值6mm，屈服强度(σ)取最小值290MPa，该管线极限压力P为116MPa，不考虑地区类别，按照100%屈服强度计算，安全系数取1.1，可得最小允许壁厚：A==0.828(3-13)故临界腐蚀深度为:ΔA=A-A=6–0.828=5.172mm(3-14)(2)腐蚀剩余寿命的预测。对输油管道进行寿命预测必须建立最大局部腐蚀进展深度与时间关系的公式。有研究者提出它们符合经验公式x=kt+b。在许多情况下，该经验式与局部腐蚀速度进展并不符合。最近对局部腐蚀速度进展的研究显示它可通过以下形式表示：x=k·t(3-15)式中，t为腐蚀进展时间；x为t时刻测到的最大已腐蚀壁厚值；k为系