油气管道腐蚀

油气管道腐蚀（精选九篇）

油气管道腐蚀 篇1

1 方案设计与论证

油气管道因为化学反应而受到腐蚀的位置、面积和程度各不相同, 其中的影响因素也有很多。因此, 油气管道的检测基本上就是对管道腐蚀情况的检测。

无损检测的方法有磁粉法、渗透法、超声波法、电涡流法和漏磁法。磁粉法虽然表面探伤灵敏度高, 但是, 自动化程度低, 在很大程度上需要用肉眼观察。超声波法虽然可以很好地发现管道的内部损伤, 但是, 不允许被测物表面存在涂层和油污, 在实际工作过程中可操作性很小。渗透法对材料表面有很严格的要求, 而且容易造成环境污染。因此, 可以选择漏磁法进行油气管道的损伤检测。

铁磁材料最显著的特性是有较高的磁导率, 漏磁法就是由此发展而来的。其原理如下:如果管道良好, 那么当一种能产生强磁场的“磁化器”磁化被测管道时, 几乎没有或有很少的磁感线会从表面穿出;如果管道存在损伤或腐蚀造成泄漏时, 部分磁感线会泄漏, 在材料表面损伤处形成漏磁场。因此, 利用磁敏传感器即可检测出泄漏出的信号, 再经过信号处理和分析即可获得较为精准的损伤特征。

2 探伤设备的基本设计

漏磁法探伤设备大体上主要由两个部分构成, 即扫描头总成和信号处理电路部分, 具体情况如图1所示。

正如上文所说, 漏磁法需要一种能产生强磁场的磁化器, 常用的磁化方法有两种, 即交变磁化法和永磁法。交变磁化法利用交变电流实现对励磁器件的局部磁化, 其磁场强度可以由程序控制, 可调控性很强, 还可以随时关闭磁场, 但是, 其所需功率较大, 属有源器件。永磁法励磁, 也就是使用特殊的磁性材料, 譬如烧结钕铁硼磁钢, 来产生工作磁场。其具有高磁能积、高矫顽力和磁性能稳定的特点。在该设计中, 由于油气管道较长, 因此, 交变磁化法明显不适用。损伤处产生的漏磁场需要用磁敏传感器进行探测, 但是, 漏磁场的强度很小, 因此选择什么型号的磁敏传感器是很关键的。常见的、可选的磁敏传感器有磁敏二极管、检测线圈、磁敏电阻和霍尔元件等。之所以选择霍尔传感器是因为霍尔元件电压灵敏度适中、线性好、不确定度小, 而且封装形式多样, 易于与管道匹配。

在实际探伤过程中, 因为腐蚀而形成的缺陷, 其形状、角度等参数是随机的, 所以, 漏磁场是空间上的三维向量。扫描头也要综合考虑所有因素, 因为一个磁敏传感器只能测量某点处的漏磁场强度, 所以, 扫描头上的传感器要根据需要分辨的损伤精度的技术指标来确定数量, 并且相邻传感器的探测范围必须要有重叠, 这样才可以避免漏检。

漏磁法管道探伤的电信号处理电路是整个设备的核心部分, 其原理如图2所示。

这部分的选择和设计主要是在电路和系统的基础上完成的, 目前此类系统主要有两类, 即以8031为核心的系统和以DSP芯片为核心的系统。由于系统要求有较高的精确度, 并且需要有较高的效率, 所以, 选择基于DSP芯片为核心的系统进行数据的采集和处理。利用可编程处理器对信号进行处理, 有助于提高运算速度和效率, 且软件处理功能强大, 可读性、可操作性、可更改性都非常好。

为了提高检测的精确度, 可以在信号的采集部分添加滤波装置, 从而消除低频噪声和高频噪声。由于霍尔传感器与周围的环境温度有密切的关系, 而管道内与地面有较大温差, 所以, 可以在扫描头总成上添加温度补偿模块以提高传感器的稳定性、精确度和使用时间。

3 结论

用漏磁法探伤设备在油气管道内进行检测时, 当检测到某处出现损伤时, 会按照预先设置好的程序减慢运行速度, 对缺陷处进行多方位、多角度探测, 以实现各种参数的精准探伤, 最终对探测结果进行分析、处理。

参考文献

[1]梁森.自动检测技术及应用[M].第二版.北京:机械工业出版社, 2006.

[2]张俊哲.无损检测技术及其应用[M].北京:科学出版社出版社, 2011.

油气管道腐蚀 篇2

摘 要：天然气与石油资源是一种不可再生能源，在对其进行利用时，通常采取管道运输的方式。管道运输具有明显的优势：成本低、效率高，目前，已经成为油气输送的主要形式。但管道运输受到外界因素和内部因素的双重影响，很容易发生腐蚀现象。本文主要对油气管道腐蚀的类型和机理进行分析，从而提出油气管道腐蚀检测技术和防腐措施，希望减少油气管道的腐蚀现象。

关键词：油气管道；腐蚀检测技术；防腐措施

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2017.10.013

随着油气产业的发展，油气管道输送成为了主要的运输方式。但是在运输过程中，腐蚀现象相对严重，这阻碍了油气管道的使用，甚至会引发安全问题。油气管道腐蚀的直接结果是造成油气泄露，由油气泄露引发的事故的比重较大。为了降低事故的发生率，应该采取防腐措施，并结合油气管道腐蚀检测技术，对油气管道进行综合评价。油气管道腐蚀是油气企业的重点关注问题，也是石油产业发展的难题，因此，需要加大人力、财力、精力，不断对其进行探究，以期解决腐蚀问题。油气管道腐蚀的类型和机理

（1）腐蚀类型。经过调查显示，我国的油气管道的平均使用寿命是有限的，一旦超出期限，便会出现腐蚀等一系列现象。对于油气管道腐蚀来说，它与油气管道的材质息息相关，发生腐蚀现象的本质是油气管道中的某些成分与空气中的元素相互作用而产生的结果。管道腐蚀可分为不同的类型，本文主要以下几种进行探讨：氧气腐蚀，管道的铁与空气中的氧气和水发生氧化作用；H2S腐?g，它是一种弱酸，在酸性条件下，管道很容易发生腐蚀；土壤腐蚀，由于油气管道深埋于地下，长时间受到土壤环境的制约。

（2）腐蚀机理。管道腐蚀的类型与它的腐蚀机理息息相关，一般来说，造成油气管道腐蚀的主要原因是油气管道与周围的环境发生了某种反应。另外，如果管理不当，也会出现腐蚀现象。在进行管道设计时，如果存在质量问题或者未能满足相关标准，在投入使用过程中，会出现严重的问题。油气管道的材质也是产生腐蚀的原因之一，如果油气管道存在着较多的非金属成分，会通过化学反应产生腐蚀现象。与此同时，外界因素如温度、水分达到一定的程度时，会为油气管道腐蚀提供动力。此外，在对管道进行铺设的过程中，如果不能平衡与环境的关系，将会严重影响油气管道的使用。油气管道腐蚀的检测技术分析

2.1 外防腐层检测技术

外防腐层检测是腐蚀检测的关键，外防腐层检测技术的服务对象是油气管道的外防腐层，通过检测，能够直观的体现出油气管道的腐蚀情况。外防腐层检测技术包括多种，本文主要对较为常用的几种进行分析：一，电位梯度法，它主要以信号为载体，一旦发生破损，将会在管道周围形成电源电场，从而确定其位置。它便于操作、可行性和准确度高。二，磁场分布法，这种方法容易受外界因素的干扰，会受到管道的埋藏深度的限制，且测量相对不精确。三，等效电流梯度法，通过增加电流、对比等效电流值进行检测，这种方法的主要缺陷就是很难确定具体的腐蚀部位。四，多频管中电流法（PCM），该方法通过对于狡辩电流梯度法的利用，在管道和大地之间施加某一个频率的正弦电压，并且向待检测的管道发射检测信号电流，然后通过管道上方地面的磁场强度来对于管中电流的变化加以换算，对于管道支线位置和破损缺陷有效地加以判断。

2.2 管体检测技术

管体的检测技术能够直接判断腐蚀情况，一般来说，油气管道深埋于地下，要想对管体进行检测，需要首先明确管体的检测技术。管体检测技术包括三大类：直接检测、内检测、不开挖检测。其中，最为常用的便是直接检测法。直接检测法虽然具有一定的缺陷，但实用性较高。目视法、渗透法的操作性较强、方便，但却受到精确度的限制；而漏磁法虽然能够保证精确度，但不适用于大面积的管道检测。管体检测技术相对较多，在实际检测中，应该根据实际情况选择最优的检测技术，以提高效率和准确度。

2.3 泄露检测技术

泄露是油气管道腐蚀中最为严重的问题，因此，泄露检测技术必不可少。现阶段，泄露检测技术已经成为油气企业和管道制造企业关注的重点，经过长期的研发和调试，检测技术相对成熟，但缺乏一定的标准。直接观察法、电缆法、电流梯度法是最为常用、有效的几种方法。油气管道的防腐措施

3.1 合理选择管道材质

一般来说，管道的材料由钢材组成，在油气输送过程中，会与空气、油气中某些成分发生作用，从而影响管道的质量和运输效率。因此，应该选择合理的管道材质。玻璃钢、塑料的性能相对稳定，且具有环保性。但这两种材质仍然存在一定的缺陷，需要相关人员不断探究，以获取性能稳定、承载力强的新型材料。

3.2 防腐涂层

防腐涂层能够阻止管道的氧化，也是最为有效的防腐措施。防腐涂层主要对油气管道起到保护作用，通常所用的防腐涂层包括以下几种：聚乙烯、非金属、纳米材料。它们的原理相同，都是在管道内、外部位涂不同材质的防腐层，从而阻止油气管道与外界因素和油气的接触，从根本上降低腐蚀现象。

3.3 电化学防腐

管道中产生电流是造成电腐蚀的主要原因，电化学防腐主要是对电流的电势进行改变，从而阻止管道腐蚀的发生。电化学防腐技术主要通过电极对管道进行保护，降低管道端的电子流动，从而实现防腐的目的。总结

油气管道腐蚀检测技术需要以电子技术为基础，它是油气管道评价的主要依据，通过油气管道腐蚀检测技术，能够确定油气管道的腐蚀位置和程度，便于后期的维护和养护。油气管道检测技术的应用大大提高了油气管道运输的效率。目前，油气管道腐蚀检测技术仍然在不断发展，但在检测过程中，仍然会受到相关因素的限制，很大程度地制约了检测技术的应用，因此，需要从多个方面采取防腐措施，以延长油气管道的使用寿命。

参考文献：

油气站场埋地管道腐蚀检测技术分析 篇3

关键词：站场；埋地管道；腐蚀检测；分析

油气站场管道的腐蚀状况关系到油气生产的安全运行，随着国家对安全生产的重视以及管道完整性管理的要求，管道运行管理单位每年都要对辖区的站场埋地管道有计划地进行检测和维护，以保证油气管网枢纽的安全运行。

1 油气站场埋地管道现状

油气站场埋地管道，铺设工艺管网复杂，穿线管、防雷接地等存在搭接，构成复杂的工艺管网。场站在设计和建设过重中，存在未能减少埋地管道并行、管径多样，弯头、三通、异性弯管较多，套管、支墩保护管的设置较多，直管段较短等问题。使得站场埋地管道在检测技术实施时，难于快速有效的进行，且检测数据分析的干扰因素较多。由于站场埋地管道的敷设长度较短，结构复杂、功能多样、材质和口径不同，站内建设有大量地面设施的情况下，很难采用机械化作业为埋地管道进行防腐层预制，防腐质量参差不齐，进而影响了站场埋地管道腐蚀检测技术实施的难度，如何采取有效检测手段进行腐蚀检测，一直困扰着油气企业的管理者和检测单位。

2 常用的埋地管道腐蚀检测技术

埋地管道检测，从检测形式上可分为地面非开挖检测和开挖直接检测两大类。地面非开挖检测包括管道外壁腐蚀直接评价、管道本体检测和管道内检测。开挖检测又可以分为全面开挖检测和探坑开挖检测。

地面管道本体检测主要检测管道本体的腐蚀状况，采用的检测方法有瞬变电磁法（TEM）、金属磁记忆法。

管道内检测最为典型的是智能清管器检测法，主要检测管道的壁厚，椭圆度以及蚀坑、裂纹等管体的缺陷情况，采用的检测原理有漏磁、超声波。由于站场管道复杂、管道内难以实施。

站场埋地管道检测的开挖检测分为全面开挖和探坑开挖，检测内容包括管道防腐层状况、管体腐蚀缺陷状况、焊缝及热影响状况，采用的檢测方法有电火花检漏、涂层测厚、管体超声波测厚、超声导波检测、远场涡流检测、焊缝及热影响区的无损检测方法，包括：射线、磁粉、渗透、超声波、超声相控阵、TOFD检测、金属磁记忆法等。

3 站场埋地管道检测技术的配置方案分析

站场埋地管道的检测技术实施应遵循一定的配置原则：“快速定位、定性，精确定量”。这也是近年来国内外站场埋地管道检测技术实施过程中一项基本要求。

站场埋地管道检验技术实施应先进行非开挖检验评价，埋地管道腐蚀防护系统检测及评价主要分为三大类：环境腐蚀性、防腐层质量和阴极保护效果。环境腐蚀性主要检测技术基本是采用WINNER四极法测土壤电阻率，土壤电位梯度、电位法、感应法测杂散电流；防腐层的主要检测技术手段主要是，交流电位梯度法（ACVG）检测防腐层局部破损，交流电流衰减法。

在非开挖检测技术实施过程中，如何在针对检测方法选择，为提高检测结果的准确性，应根据被检管道材质、制造方法、工作介质、使用条件等预计可能产生的缺陷种类、形状、部位和取向，选择合适的检测方法。如采用同种检测方法、不同检测工艺进行检测，当检测结果不一致时，应以质量级别最差的级别为准。

站场埋地管道检验实施开挖直接检验应对位置选择及数量确定原则，开挖检验项目主要从六个方面进行验证。在环境土壤检查方面，应考虑到质地、分层情况、干湿度等关键基础数据；在外防腐层检测技术实施方面，应考虑管材的类型、状况、厚度、粘结性、破损情况及无破损处质量等关键数据的采集或考证；在管体外腐蚀检查阶段，应对腐蚀缺陷尺寸、相对位置、腐蚀形貌进行科学的测量；在管线内腐蚀情况检查过程中，宜采取各种仪器对管体剩余壁厚精确检测，为管道剩余寿命计算和安全评价做好数据积淀；对可能发生H2S 腐蚀的管道，应进行焊接接头的硬度测试；同时，要留取开挖现场缺陷部位的数字和影像材料。

针对不同位置，通过历年站场埋地管道现场检测技术实施，总结出较为合适的配置方案。如：焊缝区域适合采用磁记忆应力、超声波方法进行定性定位测试，相控阵、TOFD进行定量检测；管道本体宜采用声发射、超声导波进行定性定位测试，C扫描、超声测厚进行定量检测；法兰和三通宜采用磁记忆应力检测定性定位测试、相控阵定量的检测技术。连接焊缝法兰侧不适宜采用常规超声波探伤，可采用声束为扇形区域的超声波相控阵检测做连接焊缝质量检测。

根据近5年站场埋地管道检测技术实施过程的总结及检测报告，笔者归纳出常规检测方法和非常规检测方法的优缺点，可供参考，如表1、表2。

4 建议

根据油气站场埋地管道场现场检测技术实施情况和调研报告进行分析，对油气站场埋地管道腐蚀检测提出以下建议：

①油气站场埋地管道腐蚀检测应采用地面非开挖检测和开挖检测相结合的方式进行。

②结合油气站场管道原始资料，对进出站主管线、越站管线、不同工艺区之间的连接管道等相对简单的管线采用ACVG进行防腐层地面检测，确定可能发生管体腐蚀的部位，配合探坑开挖进行检测。

③对于弯头、三通、汇管等重点部位采用全面开挖检测，检测防腐层状况、管体腐蚀状况。

④管道应力检测方面，如果检测发现埋地管道和支撑的沉降及变形导致了管道材料内部的应力上升，应将沉降、变形的支撑和管道进行校正并采取加固措施，防止继续沉降。建议在输油站内设置控制点，应对管道的沉降趋势进行应力监测。

参考文献：

[1]GB/T 21246-2007，埋地钢质管道阴极保护参数测量方法[S].

[2]杨永.埋地钢管外防腐层破损检测中的电位梯度法[J].管道技术与设备，2008（3）：55-56.

辽河油田地下油气管道腐蚀与防腐 篇4

辽河油田早期油输油管线多采用外管壁沥青涂层绝缘并进行阴极保护来实现防腐。

可能对该类管线产生腐蚀的因素:

1.1 管道自身的杂质不均匀分布, 易形成微腐蚀电池腐蚀管道。

1.2 管道所处埋藏地段的上部和下部的水量及透气性存在差异, 易形成空气浓度差电池腐蚀管道。

1.3 管道铺设距离长, 常历经浅丘和洼地, 电阻率变化极大, 易形成宏腐蚀电池腐蚀管道。浅丘地区土壤多砂质土, 电阻率相对较高而且变化也交大, 一般在20-200Ω•m之间, 高者甚至超过400Ω•m。而洼地大部分地区地下土质含水量高、盐碱浓度较大, 导致土壤电阻率较低, 一般处于3-12Ω•m的之间。

1.4 管道受电力线路的影响所产生的交流腐蚀。稻田、苇塘存在极多“两线一地”的农排架空高压输电线路, 当地下管道与其平行或交叉接近时, 受交流电流的作用, 会使管道上产生持续的交流电压和电流, 使管道产生交流腐蚀。如管道经过地区的电网密集, 则该地区全线管道上都会存在交流电位。

1.5 .管道沥青涂层的损坏导致保护作用的缺失, 当管道外壁的沥青涂层出现严重破损时, 会造成管道阴极保护电流会出现大量的漏泄, 丧失其阴极电流对管道的保护作用。

2 防腐工作的建议及措施

针对以上对地下管道可能产生腐蚀的有害因素我们建议采取如下的措施, 以减缓腐蚀现象的放生。

2.1 定期检漏

利用沥青涂层作为防腐隔层和阴极电流防腐保护相结合的方式对地下管道进行联合防腐, 是既经济又容易落实的适用方式。两种防护措施相辅相成, 沥青涂层的质量直接影响着阴极保护电流的能量消耗, 决定了管道保护的长度。一旦沥青防腐涂层出现破损, 则阴极电流对管道的保护便会弥补涂层损坏的缺陷, 有效的保护好管道。

2.2 消除地下油气输送管道的交流腐蚀

交流腐蚀主要产生于高压线与油气管道接近时, 受静电场和交变磁场的影响, 管道上产生交流电位, 发生的腐蚀作用。

管道与高压输电线路接近时, 会与大地形成串联电容发生静电感应。因地下管道绝缘性能良好, 其与大地之间产生的电容较小, 相对于大地与高压线之间形成的电容相可以忽略不计, 所以, 管道上产生的感应交流电位是微弱的。

电磁感应对管道产生的交流电位强度, 通常受管线与输电线路的距离、平行长度、电流大小, 以及管道所处土层的电阻率以及其外壁沥青涂层对地泄流电阻有关。所以, 电磁感应对地下管道产生交流腐蚀的主要危害如下:

(1) 交流电引产生的集中腐蚀相对明显, 它的腐蚀效率与电流的密度成正比, 极易引起管道的腐蚀穿孔。

(2) 导致管道外壁的沥青涂层粘结力下降, 老化脱落与管道脱离, 丧失保护作用, 造成更为严重的腐蚀。

(3) 管道所产生的交流电流还会导致阴极保护设备运行异常, 如产生的电压过高, 还可能击穿整流元件。若输电线路始终正常运行, 则在管道上产生持续、连续的交流感应电压, 使管道上的阴极保护电位发生变化, 超出阴极保护的最大电压, 导致管道不能得到有效保护, 影响整流设备不能正常运行。

(4) 一旦输电线路出现短路现象, 入地电流会瞬时变大, 导致出现短路地点附近的地下管道电位极高。如果该处电压超过5k V, 管道的绝缘防腐层将会被击穿, 绝缘法兰也可能发生弧光放电, 而失去绝缘作用。还可能会导致重大的人员及设备伤害。

通过以上分析, 交流电可能对地下管道产生的腐蚀作用必须要给予充分重视。最为理想的消除措施就是铺设的地下管道尽量远离高压输电线路, 保持在影响距离之外。如若受地理及客观因素限制, 不能实现安全距离之外铺设管道, 则可以采取接地排流法减少交流腐蚀。

接地排流的主要方法有三种:直接接地、串大电容接地、利用牺牲阳极接地。

直接接地排流法所需设备相对简单, 但是阴极保护电流直接在接地点入地, 缩短了保护距离, 达不到理想的保护效果。串大电容接地排流法, 既降低了交流电的干扰电压, 也保护了直流保护电流。利用牺牲阳极作接地体排流发, 在实现串大电容接地排流法的保护作用之外, 还能更好的保护地下管道。

3 结语

辽河油区所处位置区域土壤腐蚀性较高, 且农用电应用广泛, 线路组成区域覆盖广, 对石油输送管道的腐蚀影响严重。而石油管道的完整性是油气采集的主要部分, 所以保护管道避免腐蚀尤为重要。根据地下管道的腐蚀和防腐的现状, 采用牺牲阳极接地排流法对管道进行抗交流干扰的阴极保护, 最为适宜消除交流电对辽河地区地下油气输送管道的腐蚀。

摘要：辽河油田位于东北平原的南部, 辽河下游渤海湾畔, 油气管道多铺设于苇塘、稻田之下。该类地区地下水位高, 盐碱度含量大, 土壤电阻率变化大, 腐蚀性高, 极易对地下油气管道造成腐蚀。本文针对主要造成管道腐蚀的危害因素进行分析并提出了相应防腐或整改的建议及措施。

参考文献

油气长输管道腐蚀行为分析 篇5

对土壤腐蚀产生影响的主要因素如下:

1. 含水量:

一般而言, 土壤中的含水量是随着季节交替变化的, 同时土壤的腐蚀性也随之变化。

2. 含氧量:

土壤中的含氧量与土壤的孔隙度、土粒结构、湿度、松紧度等有着密切的关系, 土壤透气性的强弱与土壤孔隙度的大小有着显著的联系。

3. p H值:

土壤酸碱度的变化对腐蚀带来的影响是很大的。不同的地理区域, 土壤酸碱度不同, 一般而言, 南方土壤偏酸性, 而北方土壤偏碱性, 大部分的土壤呈中性。

4. 杂散电流:

埋地金属管道杂散电流离开的位置为阳极端, 阳极端产生腐蚀。杂散电流的防护措施主要有绝缘法、排流法和牺牲阳极法保护法。

5. 含盐量:

通常土壤中的可溶盐含量在2%以内, 土壤电导率与土壤含盐量有关, 含盐量越高, 电导率越高, 腐蚀性越强。

6. 电阻率:

通常情况下, 土壤电阻率可以作为土壤腐蚀性估计的重要指标, 电阻率越小、土壤的腐蚀性越强。

二、灰关联分析法[3、4]在埋地长输管道腐蚀因素中的应用

本文以15个某管道沿线获得的主要腐蚀因素的数据为基本数据。含水量、HCO3- (%) 、Cl- (%) 、SO42- (%) 、氧化还原电位 (mv) 、p H值、电阻率 (Ω·m) 是管道腐蚀的主要因素, 即为子因素 (主因素) xi (k) , k=1, 2, …, 15 i=1, 2, …, 7。母因素为管道的腐蚀速度, 即式中x0 (k) , k=1, 2, …, 15, 样本数据记录如下:1:16.550、0.01465、0.0143、0.03457、513.171、7.111、15.22878、4.976208515;2:26.42、0.02195、0.0143、0.03073、331.589、6.766、54.90078、7.37636545;3:17.51、0.0123、0.01279、0.02497、624.985、6.8151、35.19388、3.144123158;4:36.11、0.01953、0.01563、0.04609、574.217、6.866、16.44945、8.983569012;5:24.72、0.01709、0.015623、0.02495、385.976、7.04、27.41149、6.585639128;6:27.66、0.03173、0.01563、0.02881、412.249、7.06、23.36933、8.242927488;7:20.66、0.01709、0.01563、0.03265、448.485、7.226、111.9108、6.136787519;8:32.31、0.01709、0.0143、0.04033、470.685、7.396、88.38307、7.334154047;9:26.16、0.019523、0.01279、573.79、7.486、134.94、5.083742185;10:44.226、0.02319、0.01208、0.04031、499.71、7.41、32.08145、7.606580689;11:29.66、0.017089、0.01563、0.0287、471.915、7.381、36.53708、6.594118265;12:38.76、0.0245、0.01279、0.0385、495.705、7.206、40.73017、8.31076264;13:31.26、0.01709、0.01563、0.01537、521.425、7.236、71.42489、7.572345478;14:18.11、0.02685、0.01563、0.01729、456.569、7.12、72.30307、5.091176047;15:24.9、0.02684、0.01704、0.02304、496.716、7.36、103.7553;

将灰关联的均值法与初值法编程, 得到结果如下:

由初值化方法对管道腐蚀速度进行关联度计算, 得到各个影响因子数据如下:

由关联度计算结果可以得出:引起管道腐蚀的影响因素排序为:电阻率<氧化还原电位

由均值化方法对管道腐蚀速度进行关联度计算, 得到各个影响因子数据如下:

由关联度计算结果可以得出:引起管道腐蚀的影响因素排序为::电阻率<氧化还原电位

通过计算得出数列中各个数值的算术平均数是均值化方法的计算步骤, 降低样本数据的奇异值可以通过均值化方法实现。通过初值化计算可以获得数据增长趋势的灵敏呈现, 迅速反应了事物的增长变化, 实现了动态意义的充分体现。因此在对管道腐蚀进行灰色关联度分析时, 将初值化关联度计算法与均值化关联度计算法相结合, 可以使得计算结果效果更好。

参考文献

[1]方华灿.油气长输管线的安全可靠性分析[M].北京:石油工业出版社, 2007.

[2]朱国文.长输管道腐蚀检测及维护措施[J].油气储运, 2002, 21 (2) 25-27.

[3]贺晓.基于灰色关联的案例推理在智能诊断系统中的应用研究:[硕士学位论文」.武汉:华中科技大学.2005.

讨论油气储运中的管道腐蚀问题 篇6

一、在目前阶段我国油气储存运输的防腐情况

在最近的几年以来, 我国在油气储存运输的管道方面取得了一些成绩, 具体表现在以下的几个方面。

1. 关于内部防腐技术的应用

在油气储存运输的管道中, 其以为天然气当中的硫化氢以及二氧化碳等腐蚀的介质十分容易导致其管道内部发生腐蚀, 严重将会出现在积水管出发生开裂, 所以, 必须要在储存运输的管道之内涂制一些新型的缓蚀剂, 同时还要建立起管道的检测系统, 从而能够对其在运输的过程中实现全程的监控以及检测, 使其能够达到控制油气管道的内部腐蚀现象。

2. 采用防腐层以及阴极保护技术

所谓的阴极保护主要就是根据干电化学腐蚀来作为原理, 同时结合了涂敷技术, 这种技术对于油气储存运输中的管道金属部分具有着十分良好的防腐效果。在目前阶段, 很大一部分的油气在储存运输过程中, 其管道的防腐处理主要就是阴极保护和防腐层等技术进行结合来对管道进行有效的防腐, 并且也具有着十分明显的效果。

3. 关于防腐层技术的使用

在目前阶段, 这种技术已经是在油气储存运输管道中应用的比较广泛, 比如向煤焦油瓷漆、三层聚乙烯以及熔结环氧等相关的防腐技术已经是都得到非快速的发展。

二、导致油气储运管道出现腐蚀的因素

油气在储运的过程中, 导致出现腐蚀现象的因素相对来说是比较多的额, 主要包括三个方面, 一是油气自身所具有的特质;二是外部环境;三是防腐处理措施等。

1. 油气自身所具有的特质

在油气中, 一般情况下, 油气都会含有具有一定的氧化性气体, 或者是含有一定的腐蚀性气体, 例如:二氧化碳;硫酸氢等, 针对这些的介质而言, 就会在一定的程度上导致汽油和储运汽油管道之间, 会进一步的发生一些电化学反应, 这样就会进一步的导致管道金属品格遭到破坏, 就会直接让尤其储运管道中, 出现一些内壁腐蚀的现象, 以及内壁出现破裂的现象等。

2. 关于外部环境因素

在油气储存运输的过程中, 其周围的环境因素和介质, 通常情况之下都具有着一些特殊性, 这也就对管道造成了一定程度的腐蚀。具体有着以下几个方面:第一是管道周围的介质。在油气储存运输的过程中, 其周围的水文特征以及土壤当中的水分交替将会对其有着一定的影响。第二是温度方面, 其温度主要包括外部的温度和管道自身的温度, 对于此将会对油气储存运输管道腐蚀影响很大, 在一般情况下, 如果温度越高, 那么其腐蚀的程度也会越快。第三是管道周围的一些腐蚀介质。其主要包括了土壤以及一些微生物等。

三、油气在储运管道过程中的防腐措施

针对我国目前油气储运管道过程中出现腐蚀的一些情况, 相关的油气公司在进行油气储运的过程中, 可以进一步的采用一些有效的防腐措施, 只有这样才能进一步的加强油气管道防腐技术水平以及防腐的质量, 在一定的程度上提高油气在储运过程中的管道防腐成效。

1. 对表面进行处理的防腐技术

针对油气储运管道的相关防腐工程而言, 其主要的基础性保障就是管道表面出现的一些防腐处理。大多数的油气管道, 在一般的情况下都会应用金属材质, 导致它们的使用寿命不是很长。其主要的原因就是防腐技术质量。

2. 关于药剂的防腐技术

所谓的药剂防腐技术主要分为两种:一是加缓蚀剂;二是加杀菌剂。

(1) 关于加缓蚀剂。其通常有着十分强大的功能、成本比较低以及效果十分明显等相关的特点。同时也是减少油气管道腐蚀程度的主要用剂。其工作的原理主要就是通过吸附的作用以及氧化反应等, 在油气管道壁上面形成吸附膜以及氧化膜等来阻止金属的腐蚀。 (2) 关于加杀菌剂。其具有着成本低、应用光以及效果好的特点, 能够在管道系统之内和油套管内来进行添加, 并且在操作过程中十分的简单。

3. 关于阴极的保护技术

在油气储存运输的过程中, 关于阴极保护的技术主要有两种方法。第一是强制电流法;第二是牺牲阳极法。在通常的情况下, 油气储运管道特别是一些大口径的长距离运输管道, 在对其进行阴极保护的过程中, 通常是采用强制电流法为主要, 以牺牲阳极法为辅的形式。

4. 关于涂层的防腐技术

关于涂层防腐技术主要是有两个方面:第一是内涂层防腐技术;第二是外涂层防腐技术。

(1) 关于内涂层的防腐技术。就是在对管道当中的内进行防腐保护, 通常情况下是采用环氧树脂等粉末来对其进行涂抹。由于科学技术不断的进步, 在能够承受到三千度高温的新型热喷玻璃防腐技术也逐步得到了广泛的应用, 并且能够更好有效的避免油气本身对管道的腐蚀作用。

(2) 关于外涂层防腐技术。在油气管道中, 其外涂层通常采用一些能够隔绝土壤等环境之间的技术。其主要的方法技术有:一是双层;二是三层PE防腐层;熔结环氧粉末防腐层以及石油沥青防腐层等。

结束语:

在油气储存运输过程中, 管道是其重要的一个载体, 同时管道的防腐问题将会对油气运输有着直接的影响, 并且对于我国的经济发展也有着重要的意义。因此, 相关部门必须对其防腐的工作进行重视, 只有这样才能让其防腐性能得到不断的提高, 使其油气运输能够顺利。

摘要：在油气储存设备当中, 其管道是其一个十分重要的组成部分, 但是, 在对油气储存运输过程中依然是有着很多的安全问题, 比如:管道的腐蚀、油品的挥发以及火灾等安全隐患, 管道的腐蚀所带来的后果是十分严重的, 为了能够使其储存运输的效率能够提高, 同时保证其运输的安全性, 本文主要对管道腐蚀的问题进行分析, 并且提出相关的注意事项。

关键词：油气,储运,管道腐蚀

参考文献

[1]王强, 杨志鑫, 刘婷婷.油气储运中的管道腐蚀问题[J].科技风.2012, 12 (24) :175-178.

[2]沈乾坤.论油气储运中的管道防腐问题[J].中国石油和化工标准与质量.2012, 12 (24) :152-154

[3]李靖, 刘爱迪, 张应来.油气储运中的管道防腐问题研究[J].中国石油和化工标准与质量.2014, 12 (24) :103-106.

油气管道腐蚀 篇7

1 管道腐蚀原因分析

油气运输管道埋设在不同的环境中,不同的环境会有不同的气候、水文、地质地貌情况,里面所含有的物质也各不相同,所以对管道的影响也不相同,通过调研国内外相关文献资料发现油气储运过程中导致管道腐蚀的原因主要是外界因素、油气自身的特性以及一些不恰当的防护措施带来的二次破坏。

1.1 外界因素

通过对管道铺设的环境差异可以将外界因素分为细菌腐蚀和土壤腐蚀两大类。

(1)细菌腐蚀。细菌腐蚀是最常见的一种腐蚀,在腐蚀的过程中,细菌直接参与了油气和管道的化学反应且不同细菌腐蚀的效果也各不相同。各种不同的土中有着不同的微生物、细菌、真菌等,又由于土壤的封闭条件非常好,相当于是一个隔绝环境,即缺少氧气,在这这种环境中细菌的代谢非常活跃,将硫酸根离子转化成硫酸氢,这种物质与油气运输管壁进行反应,对油气运输管道造成严重的腐蚀。

(2)土壤腐蚀。因为大多数管道埋藏在地下,所以土壤腐蚀是最为普遍的腐蚀作用,也是危害性最大的腐蚀作用。土壤是一个以土为基质,里面还有水、空气、微生物等其他介质的一个环境。因为不同地区的土壤里的水分含量、空气含量、酸碱性质的差异,使得土壤是非常复杂的环境,从而土壤腐蚀的种类也有很多,而土壤对运输管道的腐蚀也成为许多学者研究的热点问题之一。(1)盐分差异电池腐蚀。在一些土壤中,盐分含量很高,但是盐分的含量与浓度分布不均匀,导致运输管道在盐份土壤中形成盐份差异电池,这种情况使得运输管道被腐蚀。在盐份高的地区,这种腐蚀更为剧烈,较短时间就可以造成油气运输管道的穿孔。(2)金属差异电池腐蚀。金属差异电池腐蚀也称为电偶腐蚀。由于油气运输管道距离很长,不同地区会结合本地区的实际情况使用不同种类的金属管道,这些不同的金属管道成分的差异导致各部分电位出现差异,高电位一般为差异腐蚀电池的阴极,这一部位的管道通常被自然保护起来,而低电位处往往是电池阳极,就会遭受到腐蚀。并且由于这种腐蚀与介质的导电性有关,所以通常具有明显的局部性。

1.2 油气自身特性

我国幅员辽阔,油田发布广泛,各个油田产出的原油的性质各有差异,石油性质的差异会对同一地区的管道造成不同的影响,因为在施工过程中只会考虑某一油气的单方面性质,不同的油气中因为自身性质的差异,油气中含有的氧化性的物质也不相同,例如当硫化氢气体溶解在液体中时,会与金属管道发生电化学反应,酸性导致金属晶格破坏,油气运输管道内壁被腐蚀。

1.3 不恰当的防护措施带来的二次破坏

本文通过对经过防腐措施保护的油气运输管道进行了调查与研究,发现防腐层失效或者不恰当的防护措施是管道被腐蚀的一个重要原因。防腐层实践长了就会失效,这是由于油气管道内壁和防腐层之间形成了空隙,从而导致运输管道被腐蚀。而且,当添加了对某些地区不适合的防腐涂层,反而会造成管道的腐蚀,因为这个过程中防腐层会发生破损,造成二次破坏。

2 管道防护技术概述

2.1 运输管道外的防腐措施

目前国内外主要有以下四种控制油气运输管道外壁腐蚀的方法,分别是涂层、整流器、牺牲阳极法阴极保护和连接线。对于涂层防腐,在我国就有实例,西气东输工程中就采取了在外壁涂三层聚乙烯来进行防腐。还有聚乙烯胶带缠绕法,这是对分支管所采用的防腐技术。

2.2 控制管道内的防护措施

油气运输管道防腐的关键不是管道外的防腐而是管道内部的防护,因为油气液体中具有各种腐蚀介质会对管道内壁产生严重的腐蚀,尤其是某些在积水的地区,管道常常会出现开裂现象,这是比较严重的腐蚀。例如添加缓蚀剂。油气管道内壁接触的油气性质相对复杂,油气运输过程的畅通性以及安全性为了得到保障,就必须对运输管道内壁进行防腐处理。

3 管道防腐工作中的建议

在管道工程建设的过程中,在源头上一定要提高管道的质量,所以要选用品质号的管道,材料的强度和韧性等抗腐蚀能力必须考虑,较强的粘合性、良好的透水透气性、相对好的电绝缘性则是防腐材料必须具备的性质。由于涂层材料的特性决定了本身的使用性能,各个地区的气候、土壤等自然因素的差异性对工程建设有不同影响,就需要我们在实际工程施工中,结合具体的环境情况,因材选料,根据各个工程的具体情况选择与之相符合的材料,避免盲目的施工和无效率的生产。

目前我国油气生产行业蒸蒸日上,但是管道建设过程中的防腐技术还处于低水平阶段,所以需要工程人员加强自身素质,严格管理科研经费,增强科研能力,研发出适合我国油气运输管道施工的的防腐技术。对于一线生产,施工人员和管理、技术等专业人员要提高设备性能,加强对施工的质量监控。在管理上,技术人员和管理人员要及时互相沟通,对工程进行及时有效的检查与维护,对潜在腐蚀的地区进行重点监控,提高竞争优势。

综上所述,油气资源是我国工业发展的基础性能源,虽然我国油气资源总量较多,但是我国油气资源的分布和需求区域失衡严重,这就需要建设完善的石油天然气储运系统,确保运输过程中的安全性和畅通性。目前许多油气在运输过程中造成泄露、破坏,管道腐蚀是最主要的原因,因此对运输管道的防腐工作刻不容缓。虽然我国目前的油气储运技术相对落后,但是在管理人员和技术人员的共同努力下,许多管道防腐新技术正在被研发并投入实际生产中,我国油气管道的建设也必将取得更大的成就。

摘要：管道运输作为输送石油、天然气最为经济安全的方法,是油气储运设备中不可缺少的一个部分,在油气运输的过程中存在像油气挥发、火灾、管道腐蚀等安全隐患,其中管道腐蚀所造成的影响是巨大的,因此油气储运管道的腐蚀问题和防护是目前各大油田最为关注的问题之一。本文通过分析目前国内外油气运输过程中管道腐蚀的原因,对当前油气管道防腐技术的应用现状加以研究,提出油气管道防腐的一系列措施,同时对我国油气储运管道的发展前景进行分析。

关键词：油气储运,管道,腐蚀,防护措施

参考文献

[1]周良栋,孙建波.油气储运中的管道防腐问题分析.中国石油和化工标准与质量.2010(8):11.

[2]陈强.国内外油气管道防腐新技术发展现状.甘肃石油和化工.2010(3):10-13.

[3]吴天一.浅谈天然气输气管道的维护与管理.化工管理,2015(20):45.

简述油气储运中的埋地管道腐蚀 篇8

1 现阶段我国油气储运中埋地管道的腐蚀原因

油气储运过程中的埋地管道腐蚀的主要原因包括以下几种:金属材料、防腐层以及土壤等, 是上述所说的原因相互作用造成的。

1.1 土壤

埋地管道由于土壤和管道之间发生了极为特殊的化学反应, 造成了油气储运过程中的埋地管道的腐蚀现象, 且是埋地管道发生腐蚀现象的最主要原因。土壤是由气体、液体和固定混合组成的, 具备良好的含水性和透气性, 为埋地管道构造了良好的管道腐蚀环境, 造成埋地管道腐蚀严重的现象。

1.2 管道防腐

油气储运过程中所用的埋地管道的表层存在着一层防腐层, 以将管道与腐蚀物质进行隔离, 从而切断埋地管道发生化学反应的条件, 但是埋地管道中的防腐层极容易受到外力的影响造成损坏。随着埋地管道使用时间不断的增加, 防腐层会越来越老化, 发生脱落。土壤就会沿着防腐层的脱落入侵埋地管道, 造成埋地管道的腐蚀。

1.3 金属材料

1.3.1 化学稳定性

埋地管道制造过程中所使用的金属材料, 它的化学稳定性严重影响着埋地管道的腐蚀情况。通常情况下, 金属材料的抗腐蚀性能随着化学稳定性的增加而提高。因此埋地管道制造的过程中, 一般都是使用化学稳定性较强的金属材料进行制造, 以提高埋地管道的防腐蚀性能。

1.3.2 合金的成分

在埋地管道中使用合金材料也对埋地管道的防腐蚀性能产生了很大的影响, 通常情况下, 单相合金的防腐蚀性能较好, 主要是由于单相合金中的化学和物理性质较为均匀。

1.3.3 金属材料的状态

通常情况下, 金属材料表面不光滑、粗糙的极容易受到腐蚀, 因为表面的粗糙极容易将水和污垢等聚集在材料的表面, 在材料表面生成钝化膜, 从而引起金属的腐蚀。

2 油气储运过程中控制管道腐蚀的措施

2.1 药剂防腐技术

2.1.1 杀菌剂

在油气储运过程中的埋地管道中加入适量的防腐剂能够有效提高管道的防腐能力, 且所需的资金成本投入较低, 不仅能够在单井中加入, 而且还可以加入到油气管道系统之中, 特别是在SRB为主的腐蚀环境中, 管道的防腐蚀性能的增加会更为明显。

2.1.2 缓蚀剂

在油气管道的使用过程中, 最常见的方法就是加缓蚀剂, 主要是由于加缓蚀剂所需的资金成本较低, 且具有良好的性能和功能, 对油气管道的防腐蚀性能的提升效果较为明显。我国的缓蚀剂种类多样, 针对的方面也不相同, 缓蚀剂在使用的过程中会发生相关的沉淀、氧化等各种化学反应, 从而在管道上产生沉淀膜、氧化膜等, 用来减缓油气管道的腐蚀速度。

2.2 表面处理技术

在油气储运过程中所使用的埋地管道中, 提高管道防腐基础的就是管道要具备良好的基层。由于油气储运过程中的埋地管道的使用寿命是由管道的防腐能力决定的, 而管道的防腐质量又是根据管道的涂层和粘结程度来的, 而管道的粘结程度由于埋地管道的表面处理技术密切相关。在埋地管道使用的过程中, 要做好管道的除锈工作, 以延长埋地管道的使用寿命, 因此在增加管道的防腐措施实施之前, 要对管道进行除锈, 以提高表面处理技术的有效性。

2.3 涂层防腐蚀技术

2.3.1 外涂层防腐

在埋地管道中使用外涂层防腐技术, 主要是为了减少管道与土壤的接触, 以起到隔离的效果。在埋地管道的外涂层处理中最常用的外涂层包括以下几种:石油沥青防腐外涂层、双层或者是三层PE防腐外涂层、煤焦油瓷漆防腐外涂层、HPCC防腐外涂层体系等。

2.3.2 内涂层、衬里保护技术

在埋地管道的内涂层、衬里保护中最普遍的使用涂层是:环氧树脂粉末涂层、聚乙烯粉末涂层等, 也有很多的高新工艺应用到埋地管道的内涂层、衬里保护过程中, 例如300℃的热喷玻璃防腐技术, 能够将埋地管道与酸性气体进行隔离, 降低发生腐蚀的几率。通过环氧液体涂料的使用, 不仅能够提高埋地管道的防腐蚀性能, 而且还能够对已经腐蚀的管道进行维修, 从而大大延长了埋地管道的使用寿命。

2.4 阴极保护

阴极保护在埋地管道中使用时, 通常表现为以下两种方式:强制电流保护、牺牲阳极。现阶段, 我国的油气储运过程中所使用的埋地管道大多是口径较大的管道, 因此我国在使用阴极保护时, 通常是采用牺牲阳极辅助强制电流的方法对埋地管道进行保护。为了阻止埋地管道中阴极电流的流失, 在埋地管道的进出口位置都会进行电绝缘装置的安装, 为了提高埋地管道中防腐蚀层的能力, 还需要在电绝缘装置中进行锌接地电池的安装, 以起到对埋地管道的防护作用, 提高埋地管道的防腐蚀能力。

3 结语

综上所述, 油气储运过程中所使用的埋地管道所处的环境较为复杂, 埋地管道所受到的影响因素也较多, 受到的腐蚀也就多, 因此要做好埋地管道的防腐蚀工作, 通过采取有效的措施来提高埋地管道的防腐蚀性能, 从而降低油气储运过程中造成的经济损失, 增加石油和天然气行业经济效益。

参考文献

[1]吴锡合.西气东输新疆段压气站埋地管道腐蚀与防腐技术研究[D].西南石油大学, 2010

油气管道腐蚀 篇9

土壤是由气相、液相和固相所构成的一个复杂系统,对金属具有腐蚀性。埋地油气管道长期埋设在土壤环境中,会不同程度地遭受各种侵蚀介质的腐蚀损坏[1],腐蚀严重时极易发生油气泄漏,并引发火灾、爆炸等事故,造成人员伤亡、财产损失和环境破坏,严重威胁管道周边人们的生命财产安全[2]。因此,土壤对埋地油气管道的腐蚀问题一直被国内外研究者所关注。开展埋地油气管道沿线土壤的腐蚀性评价,评判埋地油气管道沿线土壤的腐蚀程度,对于指导埋地油气管道的有效防护,减少土壤对管道的腐蚀破坏,确保埋地油气管道安全运行等方面具有重要的理论和实践意义。

目前,判定土壤腐蚀性的方法主要是指标评价法和埋片检测法[4,5]。埋片检测法能最直接、客观地反映土壤的腐蚀性,但由于埋片需要等待较长时间后开挖才能得到结果,而且也不能对土壤的腐蚀性进行预测,因此在工程应用上具有一定的局限性。 指标评价法是通过评价指标来评价土壤的腐蚀性方法,分为单项指标评价和多项指标评价。单项指标评价法是采用单项土壤腐蚀因素( 如土壤电阻率等) 评价土壤腐蚀性,该方法简单、方便、数据易获得。但是,由于土壤腐蚀因素复杂多变,而且各因素间存在着交叉作用,且各因素与腐蚀结果的关系尚不明确,采用单项指标的评价方法判定土壤腐蚀性, 其结果往往并不令人满意。因此,越来越多的研究人员采用多指标来综合评价土壤的腐蚀性。目前应用比较广泛的如美国ANSI A21. 5[6]和德国的DVGW[7]等多指标综合打分评价法等,基于土壤腐蚀因素各指标的检测结果,通过预先设定好的打分标准来确定各评价指数分值,然后通过累加的综合评分来评定土壤腐蚀性等级。此类方法相对来说简单、易操作,但由于评价指数的打分缺乏统一标准, 赋值标准无法科学验证,因此评价结果精度不高,容易出现误判。此外,模糊数学[8]、主分量分析[9]、神经网络[10]等方法也逐渐被用来开展土壤腐蚀性评价,然而模糊评价结果存在不确定性; 主分量分析和神经网络方法提高了评价结果的精度,但结果受训练样本限制较大,适用性比较有限。总体来说,针对土壤腐蚀性评价至今仍没有一个大家公认的,比较切合实际的土壤腐蚀性评价方法。

近年来,可拓学理论的完善与发展为埋地管道沿线土壤的腐蚀性评价提供了一种可行方向。可拓学中的参变量物元模型是动态模型,该方法充分考虑待评物元的所有指标对于评价等级的关联度,能很好地拟合像土壤腐蚀这样复杂的、多指标的系统, 提高土壤腐蚀性评价的精度。该方法目前得到了许多学者的肯定,在多指标系统评价中得到了一定的应用。如张驰等人[11]基于可拓学理论,建立了燃气管道土壤腐蚀性可拓评价模型,并将该模型应用于常州港华燃气某段管道沿线土壤腐蚀性评价。易云兵等人[12]基于模糊物元理论开展了土壤腐蚀性评价。但当前文献中缺乏对土壤腐蚀性评价指标的深入分析,评价指标的客观性和代表性不充分,而且通常采用层次分析法[9]、熵权法[13]等方法来确定指标权重也使得结果存在一定的不确定性。因此,在深入研究土壤腐蚀影响因素的基础上建立土壤腐蚀性评价指标体系,基于可拓学理论和客观赋值的变异系数法( CV法) 建立土壤腐蚀性评价模型,并通过综合关联度来评价埋地油气管道沿线土壤的腐蚀等级的方法更加客观、准确,具有很好的科学性和工程应用性。

1土壤腐蚀性评价指标的选取

埋地油气管道沿线土壤对管道的腐蚀是一个十分复杂的问题。埋地油气管道的腐蚀形态和腐蚀机理等与土壤类型、土壤理化性质及微生物的种类和含量有着直接的关系,土壤电阻率、含氧量、盐分、含水量、p H值、温度、微生物和杂散电流等都在一定程度上影响土壤的腐蚀性[14,15]。而作为土壤腐蚀性评价的指标,不仅要能比较正确客观地反映土壤腐蚀的严重性,还应能方便地测量得到,同时必须具有一定的通用范围或较普遍的代表性,而且要有预测性和相对的稳定性。

由于我国位于亚洲东部、太平洋西岸,地域辽阔,自然条件和土壤种类比较复杂,不同区域土壤的理化性质有时差别很大。为了更加科学地选取评价指标,根据埋地油气管道沿线土壤的取样和检测结果,并参考现有文献中评价指标的选取情况,最终选取土壤电阻率、自然电位、氧化还原电位、p H值、含水率、Cl-含量和SO42 -含量这7个评价指标,并确定各指标的取值范围,详见表1。

2土壤腐蚀性评价等级的划分

在参考现有文献[8,9,10,13,14,15,16]和国内外相关法规标准[7,8]的基础上,按照土壤对埋地油气管道腐蚀的严重程度划分土壤腐蚀性等级,从低到高划分为低、较低、中、强和较强5个等级,I级土壤腐蚀性最低,V级土壤腐蚀性最强。将各评价指标的取值范围与评价等级进行一一对应,建立土壤腐蚀性评价指标的数据取值标准,如表1所示。当土壤腐蚀等级为中等及其以上时应加强对管道的腐蚀防护。

3建立油气管道沿线土壤腐蚀性可拓评价模型

3. 1确定经典域、节域和待评价物元[21]

3. 1. 1确定经典域物元

根据可拓学的物元理论,结合土壤腐蚀性评价指标的具体情况,建立的经典域物元Rj可表示为:

式中: Nj为土壤腐蚀性评价所划分的第j个评价等级; Ci为第i个土壤腐蚀性评价指标; Vji为评价等级Nj关于Ci的取值范围; i为评价指标的数量i = ( 1,2,…,n) ; j为评价等级的数量j = ( 1,2,…, m) 。

3. 1. 2确定节域物元

由各个评价指标的取值范围,可确定土壤腐蚀性评价的节域物元Rp为:

式中Vpi为P关于评价因素Ci所有取值范围, 即节域。

3. 1. 3确定待评价物元

根据待评土壤的检测结果,输入相应的评价指标参数,构成土壤腐蚀性待评价物元Rx。

式中Vi为待评对象关于评价指标Ci的数值。

3.2确定综合关联度

3.2.1单指标关联函数

根据可拓学中关联函数的定义,待评土壤的各单项指标关于评价等级的关联函数如公式( 4) 所示。

式中:

3. 2. 2权重确定

评价指标的权重表示评价指标在整个评价指标体系中的作用程度。权重越大的指标,表示其作用程度越强; 权重越小的指标,其作用程度越弱。权重设置的合理性直接影响整个评价模型的计算结果, 而通常采用的层次分析法、未确知有理数等方法存在一定的主观性,评价结果存在模糊性和不确定性。 由于土壤腐蚀性评价基于待评土壤各评价指标的实际检测结果,因此,在土壤腐蚀性可拓评价中,客观赋权的变异系数法能够更加科学、客观地求解土壤腐蚀性评价指标的权重,从而提高土壤腐蚀性评价结果的精度和效率。

变异系数法( CV) 是直接利用各项指标所包含的信息,通过计算得到指标的权重。是一种客观赋权的方法。在评价指标体系中,指标取值差异越大的指标,也就是越难以实现的指标,这样的指标更能反映被评价单位的差距。为了消除各项评价指标的量纲不同的影响,需要用各项指标的变异系数来衡量各项指标取值的差异程度。各项指标的变异系数公式如下:

式中,vi为第i项指标的变异系数。第i项指标的标准差; i是第i项指标的平均数。各项指标的权重为:

3. 2. 3多指标综合关联度

待评价土壤Nx关于评价等级j的综合关联度为:

3. 3土壤腐蚀性等级评定

若Kj= maxj∈( 1,2…,m)kj( Nx) ,则评价对象Nx的评价等级为j ,也就是在计算的所有待评价土壤与评价等级的关联度中,具有最大关联度的那个评价等级,即为待评价土壤的腐蚀性等级。

4实例应用

本文选取某市埋地天然气管道为工程实例,应用所建立的土壤腐蚀性评价模型对管道沿线5个管段土壤的腐蚀性进行评价。分别对选取的5个土壤试样的理化参数进行测试,各指标测试结果列于表2中。

4. 1构建可拓评价模型

4. 1. 1经典域物元

根据各评价指标在各等级的取值范围建立5个经典域R1~ R5。在经典域中,由于5个土壤试样的含水率均低于25% ,因此含水率的指标范围取0 ~ 25% 。

4. 1. 2节域物元和待评价物元

由评价指标的取值范围,可得节域物元Rp,根据土壤试样检测结果,可得待评价土壤物元,如下:

4. 2计算待评价土壤的腐蚀性关联度

以1#土壤试样为例,根据单指标关联函数计算公式( 6) ,分别计算每个评价指标关于不同评价等级的关联度,结果如表3所示。

根据公式( 8) 和( 9) ,结合表3中各评价指标的参数设置情况,确定各指标的变异系数和权重如表4所示。

4. 3确定评价等级

由于Kj= maxj∈( 1,2…,m)kj( Nx) ,根据表5中对应评价等级的关联度中0. 02为最大值,因此综合关联度的数据可确定第一个土壤试样的腐蚀性等级是III ,土壤腐蚀性中等。同理可判定全部待评土壤的腐蚀性等级,结果如表5所示。

在5个待评土壤中,4号土壤的腐蚀性等级为IV级,土壤腐蚀性较强; 其他土壤的腐蚀性等级均为III,土壤腐蚀性中等。上述评价结果与管道现场实际腐蚀情况检测结果( 见表6) 相符,说明所建立的评价模型是科学、合理的,是埋地油气管道沿线土壤腐蚀性评价的有力工具。

4结论与建议

1) 可拓学中的参变量物元模型是动态模型,该方法充分考虑待评物元的所有指标对于评价等级的关联度,能很好地拟合像土壤腐蚀这样复杂的、多指标的系统。

2) 将可拓学理论、变异系数法和土壤腐蚀性等级结合起来,建立了埋地油气管道沿线土壤腐蚀性评价模型,确定经典域、节域及待评物元,采用客观赋权的变异系数法( CV法) 来确定土壤腐蚀性评价指标的权重,通过最大综合关联度评判土壤腐蚀性等级的方法,避免了以往评价方法的主观性,进一步提高了土壤腐蚀性评价的精度,具有科学、简便、高效等特点。

3) 应用所建立的土壤腐蚀性评价模型对某市埋地天然气管道沿线5个管段土壤的腐蚀性进行了评价。结果表明,5份待评土壤的腐蚀性等级分别III、III、III、IV和III级,其中4 #土壤的腐蚀性较强, 其他土壤腐蚀性中等,说明该管道沿线土壤的腐蚀性整体偏高,管道运营单位应加强管道防腐,尤其是4#土壤所处的管段应特别加强管道防腐,做好管道阴极保护和防腐层维护,确保管道的安全运营。