也谈石油库杂散电流的“防止”——与甘健坤同志商榷

《油气储运》1987年第1期刊登甘健坤同志“杂散电流对石油库安全的危害”一文中,谈到关于石油库铁路专用线杂散电流的“防止”,对库区外产生的杂散电流,在石油库铁路专用线与主干线及其它铁路专用线之间,采取电气绝缘措施,“从而能消除外来杂散电流对石油库卸油台安全的威胁”。现根据某油库电气化铁路专用线防护处理的     

日东管道杂散电流干扰检测与防护

日东管道多处与高压线并行、交叉以及与电气化铁路交叉,面临较大的杂散电流干扰腐蚀风险。使用SCM杂散电流测试仪对日东管道进行检测,结果表明:高压线产生的杂散电流对管道产生很大的干扰,当高压线路与管道夹角和高压线路输出电压分别相同时,随着高压线路与管道距离的增长,高压线路对管道的影响程度呈降低趋势;管道与电气化铁路交叉处亦存在很大的杂散电流干扰。基于此,提出管道铺设应避开高压线路和电气化铁路或保持安全距离,分析了不同排流保护方法的优缺点,并提到极性排流和负电位排流相结合的方式,指出不同管道应根据实际情况选用适宜的排流方法。     

油气管道焊接动火作业中杂散电流的防范

油气管道焊接动火作业产生的电流较大,防护或操作不当极易引发火灾、爆炸事故。建立了油气管道电焊动火中管内杂散电流分布的理论模型,将管道划分为N个单元,利用节点电压法给出关于各节点电压的N阶三对角方程组,利用追赶法求解管/地电压分布和管内杂散电流值,并验证计算结果对所取空间步长的收敛性。利用该模型研究了油气管道电焊动火作业中管内杂散电流的主要影响因素,包括绝缘盲板的安装位置、管/地过渡电阻、焊接主回路接触电阻、管道接地保护的设置以及相连容器的位置等,并基于研究结论提出防范措施,可为油气管道焊接动火作业中杂散电流的防范提供指导。     

油库杂散电的防护指标

强电输电线路及发配电、变电站接地系统对长输管道将产生杂散电干扰，对此许多国家已制定了有关防护标准。强电对石油库设备设施干扰影响的防护对策也有了基本成熟的做法，但国内外有关专门的防护标准尚未出台，尤其是系统的防护的技术指标。针对油库设备设施所处库区不同爆炸危险场所的特点，结合对某油库电气化铁路干扰防护的做法，参照国内外防爆电气、工业电、长输管道及石油库建设等方面相关标准及资料，提出了电压（位）电流类     

电流密度与管中电流对阴极保护的影响

为了研究长输管道阴极保护管中电流的分布规律,采用数值模拟技术对3PE和石油沥青两种不同类型防腐层在不同阴极保护站间距下的管道阴极保护参数进行计算。根据计算结果分析了管道沿线的电流密度、管中电流及其产生的管道内阻电压降之间的关系和分布规律,进而对管道断电电位及其IR降进行探讨。结果表明：防腐层绝缘性能参数与管道阴极保护站间距参数相匹配时,可以实现近似均匀的保护效果,即管道沿线电位衰减很小、电流密度近似均匀散流到管道上;管中电流形成的管道内阻电压降是管地电位测量结果和断电电位测量中IR降的一部分,使用断电法评价防腐层绝缘性能时应远离管道通电点。（图2,参10）     

采油井配电箱漏电导致管道腐蚀泄漏案例

针对某油田采油外输管道频繁腐蚀泄漏,且腐蚀速率远远超出正常范围的问题,通过对管道材质、土壤腐蚀性及杂散电流干扰的调查分析,最终确定管道快速腐蚀泄漏是由于直流杂散电流干扰导致的。在对形成干扰的配电箱进行整改后,消除了杂散电流干扰导致管道外腐蚀的现象。通过案例分析表明:当管道发生快速腐蚀泄漏时,应首先排查是否存在杂散电流干扰;当发现电气设备零线带电时,应测试管道对地电位,评价管道是否受到杂散电流干扰,及时消除隐患。(图8,表2,参20)     

高压直流输电接地流对油气管道干扰及腐蚀规律数值模拟

随着长距离输电工程的发展，杂散电流引起的埋地油气管道电化学腐蚀日趋严重，其中高压直流（High Voltage Direct Current,HVDC）输电系统的接地流干扰将在管道防腐涂层缺陷处导致严重的电化学腐蚀，威胁管道运行安全。通过COMSOL软件对靠近接地极的埋地管道沿线杂散电流密度分布进行模拟分析，研究各干扰参数（管道与HVDC系统电缆夹角、接地流、土壤电导率、与接地极距离、管道半径）对管道沿线杂散电流密度分布及干扰腐蚀的影响规律。结果表明：管道与任一接地极距离小于5 km时，干扰腐蚀显著增强；管道与电缆夹角为0°时，干扰腐蚀最为严重；其余参数对管道干扰腐蚀均具有较大影响。研究结果可为管道干扰防护及维修检测提供理论依据与参考。（图7，表2，参21）     

杂散电流对长输油气管道的危害及其检测

分析了杂散电流的特点及腐蚀原理,指出杂散电流是导致长输油气管道腐蚀泄漏的主要原因。介绍了杂散电流检测仪的基本操作及数据采集,研究了杂散电流干扰的检测方法。通过现场检验和后处理软件对采集的数据进行了分析,获得了管道周围杂散电流干扰数据。将检测数据与管道开挖数据进行了对照,结果验证了杂散电流的危害性和检验的有效性。     

交流杂散电流对长输管线钢腐蚀行为的影响

采用电化学技术和失重法研究了管线钢在两种碳酸盐溶液中的交流杂散电流腐蚀行为。在稀／浓两种碳酸盐溶液中,电化学实验结果表明：管线钢的极化行为表现为极化曲线发生电流振荡现象,振荡幅度随交流电流密度与直流电流密度的比值增大而增大,在腐蚀电位±100mV附近振荡最为显著。腐蚀失重实验结果表明：当交流杂散电流密度为0～20A／m^2时,发生均匀腐蚀且速率较小;当交流杂散电流密度为20～100A／m^2（浓碳酸盐溶液）或20～200A／m^2（稀碳酸盐溶液）时,发生均匀腐蚀且速率增大;当交流杂散电流密度为200～500A/m^2（浓碳酸盐溶液）或大于500A/m^2（稀碳酸盐溶液）时,发生局部点蚀。交流杂散电流造成的腐蚀量约为相同直流杂散电流造成腐蚀量的1％。     

对管道直流杂散电流干扰腐蚀的防治方法

通过对大连金州石棉矿区地下穿越管道段泄漏事故的分析，发现直流杂散电流的干扰是造成管道腐蚀穿孔的主要原因。为提高管道抗直流杂散电流干扰腐蚀的能力，对管道逐步实施了初步治理和综合治理，并对管道治理后的实际防护效果进行了比较分析，结果表明，根据直流杂散电流干扰腐蚀管道的不同程度，对管道防腐层的等级结构应进行相应改造，使排流设施布局更趋合理的综合治理可有效阻止直流杂散电流对管道的干扰腐蚀。     

利此亚西部管道阴极保护技术

利比亚西部管道平行敷设两条不同管径的原油管道和天然气管道,通过对其阴极保护系统的预试运,发现管道的电位出现异常的波动,且波动幅度超过了允许范围,管道可能存在杂散电流的干扰。通过对管道正常运行下的IR降、全线保护电位以及同步电位和交流干扰进行测试分析,成功地解决了管道阳极接地电阻问题、无电地区的电源问题以及杂散电流干扰问题、使该管道阴极保护参数处于理想状态。     

泗县输油泵站站内阴极保护

输油泵站站内区域较小，生产设施及其相连的工艺管网相对集中，分支较多，管网的构成复杂，这些因素给站内采用常规的阴极保护系统带来了一定困难。区域阴极保护的特点就是保护对象为一定区域内金属结构的复合体。通过对站区区域性阴极保护技术课题的现场实施，提出：①阴极保护对象应首先集中在油罐底板，其次是埋地、地沟管道及其相关设备，②站内区域性阴极保护的极化电位在－０．８５￣－１．２０Ｖ范围比较恰当合理，③深井阳极     

我国油气储运相关技术研究新进展

系统梳理了我国油气储运相关技术的最新研究进展,提出了需要重点关注的其他热点问题。对于油气管道完整性和失效控制技术,强调了失效控制的理念及其与完整性管理相结合的必要性;对于热油管道流动保障技术,介绍了蜡沉积、原油流动特性及停输再启动等研究成果;对于冷热原油交替输送技术,介绍了热力影响因素和数值模拟等研究成果;对于多相混输技术,介绍了各种多相体系数值模拟的研究成果;对于成品油顺序输送混油控制技术,介绍了混油切割方法、混油质量分数模型及混油界面在线跟踪等研究成果;对于腐蚀控制技术,介绍了阴极保护系统数值模拟、杂散电流腐蚀、油流携水等研究成果;对于化学添加剂技术,介绍了复合纳米材料、油品减阻剂、天然气减阻剂等研究成果。     

外界因素对埋地管道沥青防腐层的影响

对采用阴极保护和沥青防腐层联合防护的管道防腐层质量进行了调查分析。外界因素是影响防腐层质量的主要原因,主要包括土壤理化性质,一半温度及电流干扰等。对采用阴     

声波检测技术在管道防盗中的应用

在油气管道运行中,经常出现不法分子在管道上打孔盗油盗气的现象,如果不能及时发现并制止,不仅会给国家带来巨大的经济损失,还会造成严重的环境污染.介绍了基于声波检测技术的管道防盗实时检测预警系统的工作原理及可行性试验,该系统能够及时发现不法分子在管道上的打孔行为,可以从根本上避免和消除打孔盗油现象,在生产应用中取得了良好的效果.     

吕梁黄土地区管道防护工程

针地近年来西部原油管和陕京天然气管道经过的陇西和吕梁黄土地带新环境，提出了管道工程的防护原则为：认清规律、治水为主，小区域综合治理、水工配套设计、安全稳定第一。为此，需建立一个吕梁黄土地区管防护工程体系。     

海底油气管道全寿命周期风险评估模型

海底油气管道作为海上油气田生产系统的重要组成部分,其设计、施工、运行及弃置等各阶段均存在诸多风险。为了降低海底管道全寿命周期内各类风险,减少海底油气管道事故,围绕海底油气管道全寿命周期管理过程开展风险评估,建立了海底油气管道全寿命周期风险评估体系;根据海底油气管道的时间属性,将海底油气管道全寿命周期划分为6个寿命阶段;依据空间属性,采用递进细分原则,对海底油气管道进行分段,梳理不同阶段影响管道安全的制约因素,并对风险制约因素进行权重赋值,建立了管道失效可能性评分模型与失效后果评估模型,得出了风险值;根据风险值确定管道风险等级,再依据风险等级对危险管段实施管控,有效提升了管道全寿命周期内的风险控制水平,为海底油气管道全寿命风险管理提供了参考。