图 4 带涂层管道的地表电位测量示意图
图 5 保温管道地表电位测量示意图
1.4 其他因素 对于常用保温层材料，在防护层破损、地下水渗入
后，水自泡沫向内浸透，发生水解反应，产生酸性环境， 加速管道腐蚀[13]。而阴极保护的电渗效应驱动水向涂 层内渗透，导致水分迁移到比预期更远的位置，且缺陷 周围界面处涂层在阴极保护的作用下倾向于剥离[14]。 因此，管道外面的腐蚀介质会逐渐渗透到空隙内，而由 于防腐保温层的屏蔽作用，阴极保护电流不能到达更
摘要：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。（图 5，表 1，参 16） 关键词：保温管道；阴极保护；屏蔽；准则 中图分类号：TE988 文献标识码：A doi：10.6047/j.issn.1000-8241.2015.06.002
Influence factors for effectiveness and current status of cathodic protection for buried insulated pipelines
LIU Zhijun1, DU Quanwei2, WANG Weibin1, ZHU Zidong1
表 1 不同温度和保护电位下钢管的腐蚀速率
温度/℃
95 80 65 50 25
腐蚀速率（/ mm · a-1）
保护电位 -850 mVCSE 保护电位 -1 427 mVCSE
14.03
3.46
14.16
2.48
4.70
2.22
4.57
50
1.76
0.13

577
1 阴极保护的影响因素
1.1 保温层对阴极保护的屏蔽 根据 GB/T 50538 的设计要求[1]，保温管道（图 1）
聚乙烯防护层的体积电阻率大于 1×1014 Ω · m，聚氨 酯泡沫塑料的体积电阻率达到 1×108~1×1010 Ω · m。 防护层和保温层都是电绝缘性能良好的材料，且均有 一定厚度。与一般的管道防腐层结构相比，保温管道 的复合结构更易形成相对独立的封闭空间。
2 保温管道阴极保护技术现状
传统的阴极保护技术，不论是强制电流保护方式 还是牺牲阳极保护方式，都是通过土壤与管道形成电 流通道。对于保温管道，防护层和保温层的高电绝缘 性能，使土壤和管道之间难以形成电流通道，因而限制 了阴极保护的效果。目前，国内外采用以下方式或技 术对传统阴极保护技术加以改进，使其更好地发挥保 护作用。
虽然地下水的渗入可以形成阴极保护电流通道， 但是，常用的保温层材料电阻率非常高，甚至在被水浸 透的情况下，良好的电绝缘性能仍然会对阴极保护电 流产生屏蔽作用，因此，阴极保护电流只能对有限的缺 陷区域提供保护，此时的阴极保护类似于剥离涂层下 的阴极保护（图 3[7]）。在这种情况下，远离水分进入的 位置将得不到有效的保护，管道的真实电位也会发生 正移[4]。因此，当保温管道的防腐保温层存在缺陷或 破损时，阴极保护不能为管道提供完全的保护。
远处的金属表面，导致管道腐蚀加剧。 Kim 等[12] 研究指出：管道运行温度为 80 ℃时需
要的阴极保护电位最负，这可能与水中溶解氧的含量 有关。当温度较高时，水中溶解氧的含量下降，而且水 分在高温下易于蒸发，因而导致管道表面更加倾向于 干燥。
总体而言，防腐保温层内的管道是一个相对独立、 封闭且复杂的腐蚀体系，各种因素之间的协同作用效 果尚无一致的结论。
1. Shenyang Longchang Pipeline Survey Center, Petrochina Pipeline Company, Shenyang, Liaoning, 110031; 2. Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang,163318
576
网络出版时间：2015-3-3 17:05:15 网络出版地址：/kcms/detail/13.1093.TE.20150303.1705.003.html
刘志军，等：埋地保温管道阴极保护有效性影响因素及技术现状
前瞻与综述
必要对保温管道阴极保护有效性的影响因素及技术现 状进行分析。
石化及城镇热力管道为了减少热量损失，提高经 济效益和节约能源，通常需要对管道进行防腐保温设 计。常用的保温层材料为硬质聚氨酯泡沫塑料，有“一 步法”和“管中管”两种成型工艺[1]。国内于 20 世纪 80 年代开始将硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温结构应 用于管道建设，并在中原－洛阳（1985 年）、沈阳－抚 顺（1987 年）、胶州－青岛（1988 年）、花土沟－格尔木
（1989 年）和大庆―哈尔滨（1999 年）等管道获得较大 规模的应用，同时全线采用外加电流阴极保护。保温 管道阴极保护的主要目的是在防腐保温层存在缺陷时 提供额外保护，但在实际运行中，上述管道基本在投产 运行 2~3 年开始出现腐蚀穿孔[2-3]。通过现场调查和 实验室模拟，发现保温管道的阴极保护并不能提供完 全有效的保护，存在非常大的局限性[3-6]。基于此，有
前瞻与综述
2015 年 6 月 第 34 卷 第 6 期
1.3 保温管道的阴极保护电位测试 利用地表参比法测量管道的阴极保护电位时，测
得的电位将是参比电极作用区域内管道金属表面的混 合电位（图 4[11]）。对于保温管道这种类似于剥离涂层 下的阴极保护形式，测得的电位为参比电极和最近的 金属表面通道之间的读数，因此，显示的电位仅仅代表 最近的金属/电解质界面。当远离缺陷处有更多的裸 露金属表面存在时，电位测量值并不能代表这些远离 位置的实际状况（图 5[7]）。在这种情况下，仅仅通过 地表电位测量技术来评价保温管道的阴极保护效果可 能不够全面。而目前流行的管地电位密间隔测试技术 （CIPS）则更加无法适用。
（1）采用牺牲阳极保护方式，且牺牲阳极安装在保 温层内，在保温层进水后即可对管道提供保护。在胶 青线（胶州－青岛石化管道）上使用瓦状锌阳极进行保 护[5]，在 Rassoul 等的研究中使用直径 5 mm 的锌带以 缠绕或与管道并行的方式进行保护[15]，均取得了很好 的效果。
超过 60 ℃时，电位准则应变更为 -950 mVCSE，极化值 准则应变更为 150~250 mV，也有研究者认为电位准 则应以 2 mV/℃进行负向偏移[11]。Kim 等[12]对埋地保 温管道的阴极保护准则进行试验研究，试验管段直径
为 700 mm，壁厚为 8.7 mm，管段中部为焊接处。通过 测试钢管不同温度下的极化曲线，发现在 80 ℃时所需 阴极保护电位最负，为 -1 350 mVSC（E -1 427 mVCSE）。 在给定阴极保护电位 -850 mVCSE 和 -1 427 mVCSE 条件下，测试不同温度下钢管的腐蚀速率（表 1），结果 表明：当温度高于 25 ℃时，-850 mVCSE 电位准则不再 适用，而需要更负的阴极保护电位来提供足够的保护。
前瞻与综述
2015 年 6 月 第 34 卷 第 6 期
文章编号：1000-8241（2015）06-0576-04
埋地保温管道阴极保护有效性影响因素及技术现状
刘志军1 杜全伟2 王维斌1 朱子东1
1. 中国石油管道公司沈阳龙昌管道检测中心，辽宁沈阳 110031；2. 东北石油大学，黑龙江大庆 163318
图 1 保温管道结构示意图
保温管道的阴极保护仅在钢管与土壤介质之间形 成电流通道时，即防腐保温的三层结构均有缺陷且连 通时才起作用。然而，正常情况下，由于三层结构均破 损且位置重合而造成的连通是比较少见的，但是，在补 口位置（图 2）则易因材质、施工质量和管道位移等因 素，使得补口的严密性和可靠性达不到要求，导致地下 水渗入，造成钢管与腐蚀介质直接接触。
图 2 防腐保温层补口结构示意图
图 3 保温管道缺陷处阴极保护作用形式示意图
1.2 保温管道的阴极保护准则 目前国内外常用的阴极保护准则[8-10]有-850 mVCSE
电位准则和 100 mV 极化值准则，但这些准则通常是 在室温（20~25 ℃）下被研究和验证的，当运行温度升 高时，可能就不再适用。多数研究者认为当运行温度
Abstract: Historical data shows that most of insulated pipelines with cathodic protection suffered from corrosion perforation basically in 2-3 years after they were put into operation. Through field investigation and laboratory simulation, it is confirmed that great limitations exist for the cathodic protection. Based on the basic theory, the factors influencing the effectiveness of cathodic protection are comprehensively analyzed from the aspects of shield of insulation to cathodic protection current, cathodic protection criteria, field measurements of cathodic protection potential and electro-osmotic effect of cathodic protection. It is pointed out that the cathodic protection criteria should be appropriately raised when the insulated pipeline is operating at higher temperature. The routine surface potential values of insulated pipeline are not representative and the metal loss of the pipeline should be detected at regular intervals. In addition to conventional cathodic protection technology, sacrificial anode protection is used and the sacrificial anode is installed in the insulation layer. Then, it can protect the pipes once water ingress in the insulation layer, or solid electrolyte can be used to solve the shielding effect, improving the effectiveness of cathodic protection for buried insulated pipelines. (5 Figures, 1 Table, 16 References) Key words: insulated pipeline, cathodic protection, shield, criteria