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[摘 要]输气管道站场在天然气管网中有着极为重要的位置，腐蚀是造成站场泄漏事故的主要因素之一；因此，在天然气管道站场应用适宜有效的腐蚀防护技术对确保天然气管道系统的安全运行有着极为重要的意义。根据天然气站场的特点，针对性选择适宜的涂层材料是确保天然气站场免于腐蚀威胁的最有效手段。
[关键词]输气站场 防腐技术措施
中图分类号：TE973.6 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）34―0416―01
一、输气站场埋地管道的腐蚀与防护特点
在天然气站场的埋地工艺管道的腐蚀状况主要由站场所处区域的土壤腐蚀性和防腐层、阴极保护等腐蚀防护系统的有效性共同决定[2]。如果土壤腐蝕性强，同时腐蚀防护系统失效，则会引发管体的腐蚀。一般说来，在输气管道站场易于发生腐蚀的部位主要集中压缩机出口汇管和站场工艺管网的管体下部或弯头立管位置。由于压缩机出口管道温度较高，直接造成金属的腐蚀速度较快，同时，较高的温度也直接引起管道防腐层老化严重，给管体腐蚀创造了条件。在站内埋地管道的下部和弯头立管位置，由于与管体上部相比存在氧的浓度差，构成氧浓差电池。加之立管和管体下部在进行现场防腐时，这些部位难于检查和接近，因此也易于存在涂层缺陷，因此引发腐蚀。
对站场内埋地工艺管网，基本的腐蚀防护手段与站外管道相同，即防腐涂层与阴极保护联用。但相比较单纯的长输管道而言，有许多因素造成输气站场腐蚀防护难度较大，使得同样条件下的站场埋地管道防腐系统总体质量要差于站外长输管道的防腐。
首先，对于管道防腐涂层来说，由于站场工艺管道口径众多，长短不一，加之大量的异行构件、弯头、不同管道连接等，使得天然气站场的这些埋地设施的防腐层涂敷只能在野外现场建设环境下进行，而防腐层的涂敷施工需要适宜的外部温度、湿度、灰尘等条件限制，这些在实际的现场条件往往难于达到；同时由于许多管道连接为现场焊接连接，因此只能在焊接后涂敷防腐涂料，弯头异型件的的涂敷难度较大。所有这些因素，往往限制防腐层的涂敷质量的有效控制，造成的直接后果是施工完毕运行后的涂料早期失效，如失粘剥离、焊口处涂层破损等，这些如果发生在土壤腐蚀性较强的地区，就易于造成严重的腐蚀。
另外对于站场埋地管道涂层的使用环境来说，在压缩机出口处，由于气体的压缩升温效应，使得压缩机出口汇管温度较高，大约在60℃左右，对许多防腐层如沥青类，高温加速了防腐层的老化，使其防腐性能下降。而输气站场由于有压缩机震动设备的运转会造成管道的长时间震动，与之连接的管道外防腐层与周围土壤摩擦，也会引起管道防腐层的机械损伤。
以上这些因素，都导致输气站场的工艺管网防腐涂层质量控制难度远远大于可工厂预制的长输管道防腐层。实际的后果是，站场内的防腐层破损点多，老化快，从而直接导致腐蚀的发生。
由于任何防腐层都难免存在缺陷，因此就需要阴极保护系统对这些漏点实施电化学防护，避免腐蚀的发生。输气站场实施阴极保护主要存在以下难点：
1、密集管道间的电流干扰与屏蔽
由于站内管道密集，彼此距离很近，因此，对阴极保护系统而言，易于造成保护电流分布不均，使得有的管道部分过保护而其他部分管道则保护不足，从而不能达到设计目的。
2、站内设备接地系统的影响
由于输气站内各种电动、机械和自动化、通信设备众多，这些设备的工作接地、电中性接地和安全接地电众多而密集，同时由于安全的要求，站内的防雷、防静电接地系统也很庞大，而这些接地系统以裸露的扁钢、铜质或石墨为主。这些庞大而密集接地系统的存在，对阴极保护系统的直接影响是电流漏失极大，并屏蔽临近的管道，造成其保护不足。
3、站内空间限制
同样，由于站内设备众多、空间有限，造成可供阴极保护系统阳极床利用的空间也大受限制，而阴极保护系统设计调控电流分布的基本手段就是合理的阳极床布置，这也直接增加了设计和施工的难度。
4、与站外管道的干扰
现在站外管道处于当初有效保护减少电流漏失的目的，与站内管道是通过绝缘法兰或绝缘接头实现电绝缘。但是由于绝缘法兰或接头往往位于站内或极为接近站内，站外长输管道的阴极保护系统控制点也位于附近，因此站内管道的阴极保护投运会对站外阴极保护系统造成干扰，使得站外阴极保护系统输出增加或减少，影响站外管道有效保护。如何消除避免对站外阴极保护系统的干扰影响，也是站内阴极保护必须解决的问题。 对输气站场的阴极保护系统而言，要达到站内保护对象电位分布均匀的基本目标，必须克服以上这些难点，才能达到系统设计的目的。
二、天然气站场埋地工艺管道设施的腐蚀防护措施
天然气站场埋地管道设施的腐蚀防护管理方面主要有以下几点：如化学表面处理，除油、酸洗、磷化、除锈以及三层的PE防护技术等。
1、适当使用缓蚀剂
缓蚀剂是一种腐蚀抑制剂，很少的用量就能够对金属起到保护的作用，缓蚀剂有阳极缓蚀剂也有阴极缓蚀剂，阳极缓蚀剂大多数为无极强氧化剂，它们所发挥的作用是形成一种保护膜，金属表面阳极区和金属离子发生反应形成的一种化合物，这种保护膜可以防止金属在水中被溶解。阴极缓蚀剂是一种化学药剂，阴极型缓蚀剂能够使金属表面阴极区与金属离子发生反应，其反应化学物沉积成金属的保护膜可以抑制金属的被腐蚀速度。腐蚀剂除了阳极型和阴极型的腐蚀剂外还有其他种类的腐蚀剂，如混合型的腐蚀剂，是一种有机缓蚀剂，能够吸附在金属表面，防止水和水中溶解氧与金属反应，防止金属被腐蚀。根据不同的金属类型和铺设管道所处的不同的地理环境适当使用不同的添加剂。
2、添加管道保护层
防止管道腐蚀可以采用添加一种保护层，最常用的措施是在管道的表面涂上一层防腐材料，这种防腐材料就像一种油漆膜，牢牢的贴附在金属的表面，这种保护层可以隔绝金属与外界的接触，从而隔绝了金属与外界元素的一切化学反应，抑制了金属被再腐蚀的可能，这种涂层的方式，对金属起到了防护的作用，涂层保护类型有众多种类，比较常用的材料有酚醛树脂、瓷漆、聚乙烯等，涂层材料的选择同样需要根据不同管道类型和管道所处的地理环境的不同来进行科学的选择，从而达到防止管道再腐蚀的最佳效果。
3、对输油气管道进行电化学反应保护
削弱或消除土壤中的物质和金属材料发生电化学反应，根据化学中电化学反应的相关知识，发生电化学反应的时候电位较高的将成为电化学反应的阴极，电位较低的将作为电化学反应的阳极，当金属失去电子的时候，金属化合价升高被氧化，即金属被腐蚀了，如果采用另外一些金属，它们在发生电化学反应的时候比输油气管道所用金属的电位还要低，这些被采用的金属将更容易失去电子，将更容易被腐蚀，这样就能使输油气管道金属得到了保护，一般能够采用的金属有镁金属和锌金属。
4、管道材料的及时更换
管道材料质量的优劣直接关系到油气输送的顺利程度，对于某些严重被腐蚀的管道必须及时的更换以避免人、财、物的浪费和损失，管道材质的选择应选择不锈钢、抗腐蚀性强的材质，对于这些管道材料的选择应符合一定的标准，管道材料很重要的一个指标是碳量的含量，碳含量的高低直接影响到管道的抗塑性和抗腐蚀性，如不锈钢管道材质的选择其碳的含量要低于0.15%的标准，根据不同的腐蚀条件的严重程度可以采用不同元素含量的管道材料。
三、结语
在经济发展的条件下，站场埋地管道运输已经成为不可替代的。我们在研究输油气管道防腐的同时也要提高输油气管道的运气效率，如何以最小的成本换来更多的利益，这是我们需要考虑的，为适应输油气管道运输的发展形势，我们还要开发出更好更经济的防腐材料，同时精度很高很准确的检测设备也在开发中，相信以后输油气管道防腐工作将会越来越好。
参考文献
[1] 黄春芳.原油管道输送技术[M].石油工业出版社，2003
[2] 赵文德.石油天然气管道的腐蚀与防护[J].化学工程与装备，2009
[关键词]输气站场 防腐技术措施
中图分类号：TE973.6 文献标识码：TE 文章编号：1009―914X（2013）34―0416―01
一、输气站场埋地管道的腐蚀与防护特点
在天然气站场的埋地工艺管道的腐蚀状况主要由站场所处区域的土壤腐蚀性和防腐层、阴极保护等腐蚀防护系统的有效性共同决定[2]。如果土壤腐蝕性强，同时腐蚀防护系统失效，则会引发管体的腐蚀。一般说来，在输气管道站场易于发生腐蚀的部位主要集中压缩机出口汇管和站场工艺管网的管体下部或弯头立管位置。由于压缩机出口管道温度较高，直接造成金属的腐蚀速度较快，同时，较高的温度也直接引起管道防腐层老化严重，给管体腐蚀创造了条件。在站内埋地管道的下部和弯头立管位置，由于与管体上部相比存在氧的浓度差，构成氧浓差电池。加之立管和管体下部在进行现场防腐时，这些部位难于检查和接近，因此也易于存在涂层缺陷，因此引发腐蚀。
对站场内埋地工艺管网，基本的腐蚀防护手段与站外管道相同，即防腐涂层与阴极保护联用。但相比较单纯的长输管道而言，有许多因素造成输气站场腐蚀防护难度较大，使得同样条件下的站场埋地管道防腐系统总体质量要差于站外长输管道的防腐。
首先，对于管道防腐涂层来说，由于站场工艺管道口径众多，长短不一，加之大量的异行构件、弯头、不同管道连接等，使得天然气站场的这些埋地设施的防腐层涂敷只能在野外现场建设环境下进行，而防腐层的涂敷施工需要适宜的外部温度、湿度、灰尘等条件限制，这些在实际的现场条件往往难于达到；同时由于许多管道连接为现场焊接连接，因此只能在焊接后涂敷防腐涂料，弯头异型件的的涂敷难度较大。所有这些因素，往往限制防腐层的涂敷质量的有效控制，造成的直接后果是施工完毕运行后的涂料早期失效，如失粘剥离、焊口处涂层破损等，这些如果发生在土壤腐蚀性较强的地区，就易于造成严重的腐蚀。
另外对于站场埋地管道涂层的使用环境来说，在压缩机出口处，由于气体的压缩升温效应，使得压缩机出口汇管温度较高，大约在60℃左右，对许多防腐层如沥青类，高温加速了防腐层的老化，使其防腐性能下降。而输气站场由于有压缩机震动设备的运转会造成管道的长时间震动，与之连接的管道外防腐层与周围土壤摩擦，也会引起管道防腐层的机械损伤。
以上这些因素，都导致输气站场的工艺管网防腐涂层质量控制难度远远大于可工厂预制的长输管道防腐层。实际的后果是，站场内的防腐层破损点多，老化快，从而直接导致腐蚀的发生。
由于任何防腐层都难免存在缺陷，因此就需要阴极保护系统对这些漏点实施电化学防护，避免腐蚀的发生。输气站场实施阴极保护主要存在以下难点：
1、密集管道间的电流干扰与屏蔽
由于站内管道密集，彼此距离很近，因此，对阴极保护系统而言，易于造成保护电流分布不均，使得有的管道部分过保护而其他部分管道则保护不足，从而不能达到设计目的。
2、站内设备接地系统的影响
由于输气站内各种电动、机械和自动化、通信设备众多，这些设备的工作接地、电中性接地和安全接地电众多而密集，同时由于安全的要求，站内的防雷、防静电接地系统也很庞大，而这些接地系统以裸露的扁钢、铜质或石墨为主。这些庞大而密集接地系统的存在，对阴极保护系统的直接影响是电流漏失极大，并屏蔽临近的管道，造成其保护不足。
3、站内空间限制
同样，由于站内设备众多、空间有限，造成可供阴极保护系统阳极床利用的空间也大受限制，而阴极保护系统设计调控电流分布的基本手段就是合理的阳极床布置，这也直接增加了设计和施工的难度。
4、与站外管道的干扰
现在站外管道处于当初有效保护减少电流漏失的目的，与站内管道是通过绝缘法兰或绝缘接头实现电绝缘。但是由于绝缘法兰或接头往往位于站内或极为接近站内，站外长输管道的阴极保护系统控制点也位于附近，因此站内管道的阴极保护投运会对站外阴极保护系统造成干扰，使得站外阴极保护系统输出增加或减少，影响站外管道有效保护。如何消除避免对站外阴极保护系统的干扰影响，也是站内阴极保护必须解决的问题。 对输气站场的阴极保护系统而言，要达到站内保护对象电位分布均匀的基本目标，必须克服以上这些难点，才能达到系统设计的目的。
二、天然气站场埋地工艺管道设施的腐蚀防护措施
天然气站场埋地管道设施的腐蚀防护管理方面主要有以下几点：如化学表面处理，除油、酸洗、磷化、除锈以及三层的PE防护技术等。
1、适当使用缓蚀剂
缓蚀剂是一种腐蚀抑制剂，很少的用量就能够对金属起到保护的作用，缓蚀剂有阳极缓蚀剂也有阴极缓蚀剂，阳极缓蚀剂大多数为无极强氧化剂，它们所发挥的作用是形成一种保护膜，金属表面阳极区和金属离子发生反应形成的一种化合物，这种保护膜可以防止金属在水中被溶解。阴极缓蚀剂是一种化学药剂，阴极型缓蚀剂能够使金属表面阴极区与金属离子发生反应，其反应化学物沉积成金属的保护膜可以抑制金属的被腐蚀速度。腐蚀剂除了阳极型和阴极型的腐蚀剂外还有其他种类的腐蚀剂，如混合型的腐蚀剂，是一种有机缓蚀剂，能够吸附在金属表面，防止水和水中溶解氧与金属反应，防止金属被腐蚀。根据不同的金属类型和铺设管道所处的不同的地理环境适当使用不同的添加剂。
2、添加管道保护层
防止管道腐蚀可以采用添加一种保护层，最常用的措施是在管道的表面涂上一层防腐材料，这种防腐材料就像一种油漆膜，牢牢的贴附在金属的表面，这种保护层可以隔绝金属与外界的接触，从而隔绝了金属与外界元素的一切化学反应，抑制了金属被再腐蚀的可能，这种涂层的方式，对金属起到了防护的作用，涂层保护类型有众多种类，比较常用的材料有酚醛树脂、瓷漆、聚乙烯等，涂层材料的选择同样需要根据不同管道类型和管道所处的地理环境的不同来进行科学的选择，从而达到防止管道再腐蚀的最佳效果。
3、对输油气管道进行电化学反应保护
削弱或消除土壤中的物质和金属材料发生电化学反应，根据化学中电化学反应的相关知识，发生电化学反应的时候电位较高的将成为电化学反应的阴极，电位较低的将作为电化学反应的阳极，当金属失去电子的时候，金属化合价升高被氧化，即金属被腐蚀了，如果采用另外一些金属，它们在发生电化学反应的时候比输油气管道所用金属的电位还要低，这些被采用的金属将更容易失去电子，将更容易被腐蚀，这样就能使输油气管道金属得到了保护，一般能够采用的金属有镁金属和锌金属。
4、管道材料的及时更换
管道材料质量的优劣直接关系到油气输送的顺利程度，对于某些严重被腐蚀的管道必须及时的更换以避免人、财、物的浪费和损失，管道材质的选择应选择不锈钢、抗腐蚀性强的材质，对于这些管道材料的选择应符合一定的标准，管道材料很重要的一个指标是碳量的含量，碳含量的高低直接影响到管道的抗塑性和抗腐蚀性，如不锈钢管道材质的选择其碳的含量要低于0.15%的标准，根据不同的腐蚀条件的严重程度可以采用不同元素含量的管道材料。
三、结语
在经济发展的条件下，站场埋地管道运输已经成为不可替代的。我们在研究输油气管道防腐的同时也要提高输油气管道的运气效率，如何以最小的成本换来更多的利益，这是我们需要考虑的，为适应输油气管道运输的发展形势，我们还要开发出更好更经济的防腐材料，同时精度很高很准确的检测设备也在开发中，相信以后输油气管道防腐工作将会越来越好。
参考文献
[1] 黄春芳.原油管道输送技术[M].石油工业出版社，2003
[2] 赵文德.石油天然气管道的腐蚀与防护[J].化学工程与装备，2009