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电流密度与管中电流对阴极保护的影响 总被引：1，自引：0，他引：1
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） 相似文献
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管—地电位的测量是评价埋地涂层金属管道阴极保护状况的最常用方法。但用常规方法测得的管—地电位中总含有一定的IR降,根据这些数据难于准确判断管道的阴极保护状况。管—地电位测量中的IR降必须设法加以消除。本文用电化学等效电路分析了IR降的产生及其影响,阐述了消除IR降的瞬时断电法和探头法的原理与局限,推荐用阴极保护多功能测量探头消除管—地电位测量中的IR降。 相似文献
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本文介绍了用于地下管道阴极保护效果评价的多功能测量探头的结构及其现场使用结果。这种阴极保护多功能测量探头具有能够测量阴极保护通电保护电位U_on;电位测量中的IR降;断电保护电位U_off;阴极保护电流密度i_p;管道的自然电位U_corr;通电时的电位负偏移ΔU_on;断电时的电位负偏移ΔU_off;管道的腐蚀电流密度i_corr等功能,是阴极保护测试中比较理想的测量仪器。 相似文献
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管道局在《输油(气)管道干线管理制度》中规定:“管道沿线电位分布,新线在-0.85～1.25V之间(参比电极为Cu/CUSO_4电极),细菌腐蚀严重地区,最低电位提高到-0.95V。”由于在生产管理中是在通电的情况下测量钢管表面与电解质接触的饱和硫酸铜电极间的电位差,此时测量回路的钢管/电解质界面以外有一个IR降存在,所以到底如何判断阴极保护效果已成为人们当前争论的议题。这里,现就结合1985年对鲁宁线邹县管段IR的测量结果,谈谈应如何判断阴极保护的效果。 1.保护电位判别指标 相似文献
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通过采用GPS卫星同步断送电技术,对管道断电电位进行了测试,揭开了管道在满足-0.85 V保护电位情况下产生腐蚀的原因,指出SY/T 0036-2000<埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范>规定最大通电点保护电位-1.25 V以及推荐的最大保护电位-1.5 V存在的问题,指出了在日常管理不注重IR降影响所带来的危害.通过实测的自然电位指出了标准在保护电位准则表述上的缺陷,并对以上问题提出了解决措施和方法,为我国低下的阴极保护管理水平敲响了警钟. 相似文献
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东北管网阴极保护通电/断电电位测量与分析 总被引：2，自引：0，他引：2
评判管道是否受到充分的阴极保护,需要进行断电电位测量。介绍了管道阴极保护通电/断电电位的测量方法,测量了东北管网的通电/断电电位,结果表明:恒电位仪给定电位普遍偏低,达到-850mV准则的管段仅占测量管段的65%,23%的管段需使用100mV极化准则才能评判为受到充分保护;通电电位沿里程变化的规律性较强,断电电位则无明显规律;防腐层劣化程度是影响IR降的主要因素,对于同一条管道,管段防腐层老化越严重,IR降越大;阴极保护电位是防腐系统的重要参数,断电电位明确反映了管道是否受到充分的阴极保护,而通电电位的分布同时反映了阴极保护状态和管道防腐层的劣化程度。东北管网约97%的管段经整改可以受到充分的阴极保护,但约3%的管段处于杂散电流干扰区,尚无成熟的整改方案。 相似文献
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通过采用GPS卫星同步断送电技术，对管道断电电位进行了测试，揭开了管道在满足～0．85V保护电位情况下产生腐蚀的原因，指出SY／T0036-2000《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》规定最大通电点保护电位-1．25V以及推荐的最大保护电位1．5V存在的问题，指出了在日常管理不注重IR降影响所带来的危害。通过实测的自然电位指出了标准在保护电位准则表述上的缺陷，并对以上问题提出了解决措施和方法，为我国低下的阴极保护管理水平敲响了警钟。 相似文献
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文章指出,目前国内对于管道阴极保护方面的论述多侧重于电位测量中的IR降,对其它影响因素注意的不够。笔者认为,IR降只是阴极保护电位测量的诸多误差之一,防腐工作者必须从测量技术着手,深入开展以消除IR降为目的的测量误差的研究工作。本文还着重就测量中的误差因素予以了简介,并就识别误差的来源、采取相应的措施以限制误差到最小程度等方面作了提示。另外也指出纠正不当的操作方法也可减少测量误差。 相似文献
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《油气储运》2015,(6)
从历史运行数据看,多数带有阴极保护的保温管道基本上投产运行2~3年便出现腐蚀穿孔现象,通过现场调查和实验室模拟,证实保温管道的阴极保护有着很大的局限性。由基本理论出发,从保温层对阴极保护电流的屏蔽、阴极保护准则、现场阴极保护电位测量、阴极保护电渗效应等方面全面分析了影响保温管道阴极保护有效性的因素,指出保温管道在较高温度下运行时,应适当提高阴极保护准则;保温管道的日常地表电位测量值不具代表性,应定期对管道的金属缺失状况进行检测。在传统阴极保护技术的基础上,采用牺牲阳极保护方式(且牺牲阳极安装在保温层内),在保温层进水后可以对管道提供保护,亦可以使用固体电解质解决屏蔽效应,提高埋地保温管道阴极保护的有效性。 相似文献
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净化油长输管道不存在由输送介质引起的内腐蚀,其外防腐层及阴极保护状态是决定管道能否长期安全运行的关键。利用直流电位梯度法（DCVG）和密间距管地电位测试法（CIPS）对东营一黄岛输油管道外防腐完整性进行检测评价。结果表明：DCVG＋CIPS综合测量技术可用于确定管道外防腐层的破损位置、大小、严重程度及腐蚀活性,同时可消除土壤IR降的影响,能够较好地评价管道阴极保护的真实水平。提出了管道外防腐层修复与阴极保护调整方案,为管道的维护、维修与监控提供科学依据。 相似文献
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国内输油管道基本使用的强制电流法阴极保护系统,一般使用恒电位仪的恒电位模式,但随着投用时间变长,部分场站出现恒电位仪控制电位绝对值小于通电点电位的情况。分析产业测量误差的原因包括了阴极保护电源测量误差、参比电极测量准确度、管道周围地电场影响和电位测量系统等问题。通过电位测量误差计算发现:使用的参比电极内阻越小,测量设备的内阻越大,则测量值与真实值之间的误差越小;无论使用何种测量设备,测量值的绝对值均小于真实值;长效参比电极内阻值对实际电位测量的影响是存在的,阻值较大时,测量误差可达10%以上。多测量设备同时测量时,不同测量设备并联测量同一电位时,测量值相同;并联的设备越多,测量值与真实值之间误差越大。 相似文献
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采用计算机技术及数码管直接显示的新型IR降测试仪较之用恒电位测试仪、双积分数字电压表等常规电子仪器组成的测量装置具有测量精度高、速度快、能捕捉到断电后瞬时电位值、体积小、重量轻、采用干电池供电、便于野外携带等优点。通过六合一仪征站段的测试证明该仪器是当前强制阴极保护测试中较先进的仪器。这次测试还表明,用断电法测试IR降,当盱眙、仪征两站断电,仅六合供电时管道的真实电位均低于最小保护电位,效果较好。但六合、仪征同时供电时管道真实保护电位略有升高,且六合的保护作用大于仪征,IR降以六合汇流点最大,靠近仪征站最小。 相似文献
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输油管道阴极保护站进站管道绝缘法兰存在一定程度的绝缘失效,导致保护站阴极保护电流较以往电流值偏大,通电电位和进出站附近管道电位测量值异常。测试绝缘法兰失效后,阴极保护电场变化,进而分析通电电位测量时误差存在的原因。通过断电电位测量进行电位误差校正,达到保证阴极保护有效性的目的。 相似文献
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强制电流阴极保护系统是保证石油石化储运系统安全运行的重要系统,而场站区域强制电流阴极保护系统比较复杂,要控制各个辅助阳极的阴极保护电流的分配,合理调整各个辅助阳极电流的大小,才能使得场站内被保护体的电位达到保护范围的要求。为此,设计了一种基于阴极保护现场检测需要及AVR单片机技术的多路电位及辅助阳极电流采集仪。该采集仪能够在现场及时反映辅助阳极电流调整后电位变化的情况,并且长时间能自动采集保护电位和辅助阳极电流,这对于实际工程应用是必要的和有意义的。 相似文献
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针对外加电流方法未能有效保护埋地长输管道穿越水域管段的实际问题,采用外加电流联合牺牲阳极阴极保护法进行维护治理。通过电化学实验研究了外加电流和镁合金牺牲阳极阴极保护的相互影响规律,以及涂层破损率对联合保护作用效果的影响,并采用有限元模拟计算对牺牲阳极防护效果进行评价,同时对室内研究结果进行了现场验证。结果表明：当外加电位正于牺牲阳极开路电位时,牺牲阳极存在阳极输出电流,当外加电位负于牺牲阳极开路电位时,牺牲阳极存在阴极输入电流;随着外加电位负移及涂层破损率增大,牺牲阳极的输出电流减小、工作电位负移,阴极保护效果减弱。外加电流联合牺牲阳极阴极保护措施可使目标管道在水域附近欠保护管段的阴极保护电位满足-0.85 VCSE准则,与单独采用外加电流阴极保护措施相比,联合阴极保护措施的效果明显提升,保护率从52.6%增至100%,且管道电位分布更加均匀。针对局部管段欠保护或电位较正的特殊环境管道,可采用牺牲阳极阴极保护辅助措施。（图10,表3,参20） 相似文献
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钢质储罐罐底外壁阴极保护应注意的几个技术问题 总被引：2，自引：1，他引：1
阴极保护可以有效地控制储罐罐底的电化学腐蚀，但和常规的管道阴极保护相比有几个技术问题值得探讨：①罐体接地，由于传统的接地电极材质与罐体材质不一致，两者形成了双金属腐蚀原池，加剧了罐体腐蚀，应将接地电极的材质改为锌或镁；②罐底电位分布的测试，对于新建储罐，在设计时就应考虑阴极保护系统，对于旧罐可用一支带孔的硬塑料管，对参比电极插入管中移动测量；③绝缘法兰的高电位防护，采用当前行之有效的三种措施，即锌 相似文献
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交叉并行管道阴极保护干扰数值模拟 总被引：1，自引：0，他引：1
针对国内某油气管道存在的阴极保护干扰问题现状,开展检测分析并确定其阴极保护干扰特点。依据埋地管道参数和阴极保护系统工作参数,完成了对应的干扰现场数值模拟分析,结果表明：现场检测数据不能全面反映干扰电位的分布规律,现场检测阴极保护干扰时,必须采用密间隔电位测量技术（CloseIntervalPotentialSurvey,CIPS）,必要时借助数值模拟技术辅助分析。为了预先了解对应治理方案的治理效果,利用数值模拟技术对治理方案进行预评估,结果显示治理方案可以消除该处管道的阴极保护干扰影响,同时对治理方案的合理性进行了讨论。借助数值模拟技术对管道阴极保护干扰进行分析的做法,可以为解决类似工程问题提供借鉴。（图7,参12） 相似文献
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海底输油管道通常埋设在海底淤泥中,随着时间推移,海床的变化使得部分海底管道出现悬空,直接与海水接触,而海底管道在海水与海泥中的阴极保护和腐蚀状态不一样。通过建立数学模型,确定边界条件,利用有限元方法分别对海底管道在海水和海泥中的阴极保护情况进行数值模拟分析。结果表明:管道在海泥中的电位变化较小且较稳定;管道在牺牲阳极阴极保护下,海水和海泥中的腐蚀速率分别为0.064μm/a和0.053μm/a,远小于没有牺牲阳极阴极保护时钢结构在海泥区的平均腐蚀速率;牺牲阳极在海水中和海泥中的使用寿命分别为4.58年和13.3年。该结果可为海底管道腐蚀防护设计和安全管理提供理论参考。 相似文献