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截至2018年，北京市天然气管道长度已达2.5万公里。其中，由北京燃气集团投资、建设和运营的管道长度超过2万公里，材质为钢质的天然气管道长度超过1.6万公里。随着燃气管网的飞速发展及埋地燃气管道服役环境的日益复杂，由腐蚀导致的管道泄漏占比超过40%，这对其安全服役造成了较大威胁。在现场管道泄漏抢修中发现，腐蚀是引起埋地燃气管道破坏和失效的主要原因之一，对于中低压管道，面临的风险主要来自于管道外腐蚀，而影响管道外腐蚀的因素很多，如土壤腐蚀性、阴极保护状况、杂散电流等。尽管已有学者对管道外腐蚀的影响因素进行了系统性的研究，但哪些因素是关键影响因素尚未可知。因此，北京市燃气集团有限责任公司和北京科技大学的研究人员对北京某区域中低压管网于2016~2020年间的腐蚀泄漏数据进行了统计，以期找出影响管道腐蚀的主要因素。

一、北京某区域中低压管网近年腐蚀泄漏情况

收集整理了北京某区域中低压管网于2016~2020年间的腐蚀泄漏情况，并进行了数据的整理和电子化，剔除了无效数据，对整理过的数据进行了统计分析。结果表明，2016~2020年间，中低压管网区约发生了324次腐蚀泄漏，2018~2019年间的泄漏次数最多，每年近90起，2016年的次数最少，仅37起。

二、外腐蚀泄漏的影响因素

1、服役时间的影响

服役时间是影响管道腐蚀行为的重要因素。随着服役时间的延长，防腐蚀层逐渐老化，性能下降，会对管道腐蚀造成严重影响。

由图1可见：管道腐蚀泄漏事件数量有两个峰值区域。当管道的服役时间为11~18年时，失效泄漏事件最多，其中服役时间为15年的管道发生的腐蚀泄漏次数最多，为13次；其次是服役时间为26~28年的管道，腐蚀泄漏超过6次。

图1 管道发生腐蚀泄漏事件数量随管道服役时间的变化关系

目前，燃气管道的设计寿命一般为30年，随着服役时间的延长，腐蚀风险逐渐增加，不过针对服役25年以上的管道，大部分会有整改（大修）措施，经过大修整改之后管道的泄漏频次会有所下降。

2、管道压力等级的影响

不同压力等级埋地管道的腐蚀泄漏频次不同， 对中低压管道的腐蚀泄漏事件进行统计分析，结果表明：低压管道泄漏次数为276次，占管道泄漏事件总量的85.2%；中压管道泄漏次数为48次，占比为14.8%。对于低压管道来说，由于防腐蚀层质量较差和没有施加有效的阴极保护两方面原因，其出现高频泄漏；中压管道部分施加了阴极保护，故泄漏发生相对较少。

3、防腐蚀层质量的影响

防腐蚀层是防止服役埋地管道腐蚀的重要屏障，其类型和完好程度直接决定了管道的使用寿命。目前，燃气管道常用防腐蚀层有沥青类、胶带类、环氧粉末、3PE等。沥青类防腐蚀层具有设计、施工技术成熟，成本较低，施工过程不会对环境造成破坏等优点。然而，沥青防腐蚀层厚度不均匀，随着服役时间的延长，防腐蚀层易脆裂，且抗冲击性能比较差；胶带类防腐蚀层具有操作简单，成本低廉的优点，但易发生防腐蚀层剥离；3PE是比较完善的防腐蚀结构，具有优良的化学防腐蚀性能和较高的力学性能，尤其是耐磨性和附着力最佳，但其成本相对较高。通过调查不同防腐蚀层管道的泄漏次数发现：沥青类防腐蚀层管道的泄漏次数最多，为280次，占比为87%；其次是胶带类防腐蚀层管道，泄漏次数为27次，占比为8.4%；3PE防腐蚀层管道的泄漏次数为14次，占比为4.3%；环氧粉末防腐蚀层管道的泄漏次数最少，只有4次，占比仅为0.3%。防腐蚀层的服役年限也严重影响了其寿命与腐蚀风险，在调查中，沥青防腐蚀层管道的平均服役年限最长，约为23年；胶带类防腐蚀层管道的平均服役年限约为16年；3PE防腐蚀层管道的平均服役年限最短，约为12年。

4、阴极保护的影响

阴极保护是防护埋地燃气管道外腐蚀的重要技术，目前，高压埋地燃气管道普遍采用了阴极保护，部分中压管道也采取了阴极保护，但大部分低压管道没有采取阴极保护。本调查中，没有施加阴极保护的管道失效次数约为310次，占比为95.7%；而施加阴极保护管道的失效次数仅有14次。由此可见，施加阴极保护对管道保护具有显著效果。对施加了阴极保护但仍然发生腐蚀泄漏的管道进行分析，结果表明阴保失效即电位正于-850 mV（相对于铜/硫酸铜参比电极）的约占30%，受到杂散电流干扰而导致管道腐蚀泄漏的约占43%。

5、杂散电流的影响

目前，杂散电流是影响埋地管道腐蚀的重要因素，其中直流杂散电流更是影响社区低中压管道腐蚀的主要因素。统计分析发现该区域95.7%发生腐蚀泄漏的低中压管道没有阴极保护，对于无阴极保护的管道，其附近的地电位梯度是衡量管道所受杂散电流强度的重要指标。GB/T 21448-2017《埋地钢质管道阴极保护技术规范》指出，当地电位梯度差值大于5 mV/m时，杂散电流的干扰程度为强。本调查中发现，62%发生腐蚀泄漏的管道附近的地电位梯度差值大于5 mV/m，这更表明对于没有阴极保护的管道，杂散电流的强弱是影响管道腐蚀的重要影响因素。

6、土壤电阻率对管道腐蚀

泄漏的影响

土壤腐蚀性也是影响埋地钢质管道腐蚀的重要因素之一，而土壤电阻率是表征土壤腐蚀性的重要参数。GB/T 19285-2014《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》指出：当土壤电阻率小于20 Ω·m时，土壤腐蚀性为强，当土壤电阻率大于或等于20 Ω·m时，土壤腐蚀性为中等或弱。对本工作调查区域埋地燃气管道附近的土壤电阻率进行调查，结果表明土壤电阻率小于20 Ω·m时，埋地管道发生的腐蚀泄漏次数为4次，占比2.3%；当土壤电阻率大于等于20 Ω·m时，埋地管道发生的腐蚀泄漏次数为169次，占比97.7%。虽然整个被调查区域的土壤腐蚀性为中等或弱，但仍然有大量中低压埋地管道发生了腐蚀泄漏，这表明土壤腐蚀性不是影响这些管道发生腐蚀泄漏的关键因素，还存在其他影响因素导致管道发生腐蚀泄漏。

7、管道腐蚀泄漏特征分析

根据现场泄漏抢修的调查结果，不同服役年限腐蚀泄漏管道的宏观腐蚀形貌差异很大。如图2所示：部分管道的腐蚀泄漏是由均匀腐蚀造成的，其特点是防腐蚀层大面积老化，管道整体均存在明显腐蚀，另一部分管道的腐蚀泄漏是由局部腐蚀穿孔造成的，其特点是管道仅局部有严重腐蚀；且服役时间超过30年的腐蚀泄漏管道整体呈均匀腐蚀，服役时间未超过20年的腐蚀泄漏管道呈现局部腐蚀穿孔。

(a) 均匀腐蚀       (b) 局部腐蚀穿孔

(c) 服役年限超过30年  (d) 服役年限不超过20年

图2 腐蚀泄漏管道的宏观形貌

管道腐蚀形貌的差异是因为腐蚀原因及腐蚀机理不同，均匀腐蚀可能是由于管道在土壤中的自然腐蚀，管道壁厚均匀减薄，最终管道发生泄漏；而局部腐蚀可能是因为管道防腐蚀层存在破损点，进而有外部电流从破损点流入，从另一个破损点流出，在流出部分发生腐蚀，最终导致管道的局部腐蚀穿孔。

三、结论

(1) 对于北京地区中低压管道，防腐层类型、阴极保护情况是其腐蚀泄漏的最关键影响因素，对于无阴保且防腐蚀层质量差的管道，杂散电流强度是管道泄漏的关键影响因素；

(2) 服役时间为11~18年管道的泄漏频次最高，其次为服役26~28年的管道；

(3) 沥青类防腐蚀层的防护效果最差；3PE防腐蚀层的防护效果最好；

(4) 无阴极保护的管道腐蚀泄漏频发，占比95.7%；而施加有效阴极保护后，管道泄漏事件极少，说明阴极保护对于外腐蚀控制的效果显著；

(5) 强杂散电流干扰是影响管道腐蚀泄漏的影响因素之一；

(6) 现场管道腐蚀泄漏的形貌存在很大差异，说明中低压管网腐蚀泄漏的原因和腐蚀过程存在差异，具体原因有待更为细致的测试分析。

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