輸油站場工藝管道流動死端內腐蝕與防護

蔡 亮

(中國航油集團津京管道運輸有限責任公司，天津 300300)

近年來，國內民用航空事業實現跨越式發展。截止到2018年底，4F民用機場有19個已建成，另外還有12個正在改建和擴建中。其中航空油料的儲運成為影響民用機場安全穩定運行的重要因素。由于油品處理不徹底，航空輸油站內工藝管道服役環境苛刻，更易出現腐蝕風險。以某工程為實例，通過不同的手段和材料表征分析，深入研究了站內工藝管道內腐蝕穿孔的現狀及原因，對于今后維持航油系統的安全穩定運行，很有借鑒意義。

1 腐蝕現狀

某管輸公司北京站內工藝埋地管道管徑為DN300，壁厚6.4 mm，管道設計壓力1.6 MPa，實際運行壓力0.2～0.6 MPa，輸油溫度常溫，輸送介質為噴氣燃料,管材為X52直縫鋼管，管頂距地表平均埋深1.2 m。2018年9月2日,在清理已開挖的通往二庫埋地四通管底部土方時,發現航油管腐蝕穿孔泄漏點。穿孔點處于埋地流動死區(原連接過濾器設備，該設備現已拆除)，位于管道內壁下部6點鐘方向，穿孔附近覆蓋有一層腐蝕產物，為明顯的局部小孔腐蝕。

2 失效分析

將已腐蝕穿孔的管段進行對剖，觀察管道內外壁腐蝕情況，分別對管輸介質、管段的化學成分、失效管段附近的顯微組織、非金屬夾雜物和金屬平均晶粒度進行測定[3-4]，最后對腐蝕產物進行掃描電鏡和X射線衍射分析，以便分析腐蝕特征和腐蝕機理[5]。

2.1 宏觀分析

從失效穿孔管段的測厚可知，穿孔點附近5點～7點方向平均壁厚1.68 mm，其中6點鐘方向壁厚減薄最為嚴重；管頂11點～13點鐘方向平均壁厚6.27 mm，壁厚減薄不嚴重。管道內壁存在兩條明顯的印痕，其中上部印痕以上管道內壁為黑色，下部印痕以下管道內壁為灰白色，兩條印痕之間為過渡帶，可以推測出兩條印痕之間為油水過渡帶，管道下部為游離水，管輸介質出現了油水分層現象。

2.2 管輸介質及固體雜質分析

管輸介質為噴氣燃料，對管線油品進行分析，與GB/T 6537—2018《3號噴氣燃料》相比，該管輸油品的密度值在規定范圍內(標準 775～830 mg/m3)，總酸值超標(標準0.015 mg/L)，總硫含量超標(標準0.2%，成品航油中含有一定量的硫化物和抗靜電添加劑)，且含有一定的水分和溶解氧，具體結果見表1。同時將穿孔處的管道剖開發現其中含有大量的水、污泥和腐蝕產物，固體雜質中有機物占23%，無機物主要以鐵的腐蝕產物為主，另外還有鈣鎂可溶物、鹽酸不溶物、硫化物、氮化物等其他物質，具體分析結果見表2。

表1 油品物性分析

表2 固體雜質組分分析 w,%

2.3 化學成分分析

參照GB 4336—2002《碳素鋼和低合金鋼火花源原子發射光譜分析方法》，用ARL4460美國賽默飛金屬分析儀對失效管段進行化學成分分析，樣品的相關化學成分均符合GB/T 9711—2017《石油天然氣工業 管線輸送系統用鋼管》的規定，具體見表3。

表3 化學成分分析 w,%

2.4 金相組織分析

對失效管段取樣，依次進行粗磨、精磨、拋光和金相腐蝕，參照GB/T 13298—1991 《鋼的顯微組織檢驗方法》、GB/T 10561—2005/ISO 4967:1998(E)《鋼中非金屬夾雜物含量的測定標注評級圖顯微檢驗法》和GB/T 6394—2002 《金屬平均晶粒度測定方法》中的試驗測定方法依次對試樣的顯微組織、非金屬夾雜物和金屬平均晶粒度進行分析測定。分析結果表明：試樣組織為鐵素體和珠光體，組織結構均勻，晶粒度直徑較小，無超過規定尺寸的非金屬夾雜物，腐蝕坑內無裂紋且組織無異常，具體結果見表4。

表4 金相分析結果

2.5 掃描電鏡和X射線衍射分析

對腐蝕產物進行電鏡掃描(SEM)和X射線衍射(XRD)分析，可看出試樣表面的腐蝕產物均勻覆蓋，同時存在大量細小孔洞，氧氣可通過孔洞不斷滲透和擴散，加速腐蝕。由XRD分析可知，腐蝕產物主要為Fe3O4和FeS，圖譜見圖1。

圖1 腐蝕產物XRD分析

3 腐蝕原因分析

通過對失效管段進行分析可知，管道的腐蝕以內壁腐蝕為主。腐蝕部位主要集中在管道下部5點～7點鐘方向，油水分層嚴重，油品中酸值、總硫含量超標且含有大量的固體雜質，腐蝕產物主要以Fe3O4和FeS為主，由此可以得知，失效管段的腐蝕受表面潤濕性、油品腐蝕性和油水介質流態的影響[6]。

3.1 表面潤濕性

研究表明[7]，管道內腐蝕失效的原因主要是由于在管道底部或流動死區形成含有腐蝕性積水造成的。管輸油品中是否有游離水，并且游離水是否能夠到達管道表面是發生腐蝕的必要條件。

3.2 油品腐蝕性

3.3 油水兩相流流型

管輸流型基本上為油包水分散流型，其中油為連續相，水為分散相，含水率較低，在管輸的過程中，由于油水重力、湍流脈動力以及泵的剪切等作用，在流速較低的管道死端會形成油水分層，在管道底部聚集形成積水，造成管道腐蝕。張艷玲等[8]運用流體仿真軟件Star-ccm對多相流管輸原油的內腐蝕情況進行分析和研究，研究結果表明,在管道死端流速急速下降，油水重力作用明顯，在距離死端三通1.5～2 m處流速基本為0，此處的腐蝕最為嚴重。其研究結果與噴氣燃料輸油場管道腐蝕情況基本一致。

4 各閥室情況

津京管輸公司組織對管道全線、各站死端(盲腸段)管段進行了排查，排查結果如下：全線12座閥室中1號、3號、4號、9號、12號 共五座閥室存在死端段(其中，1號、3號、4號閥室結構相同，相連的是DN80的閘閥及盲板；9號、12號閥室結構相同，相連的是DN300的分輸球閥及盲板)，死端段可能積聚大量銹渣雜質，有發生腐蝕穿孔漏油的隱患。

利用全線停輸對12號閥室死端進行排沉,并拆除原有分輸閥門進行封堵，拆除分輸球閥外側盲板，打開球閥，發現管段內存有大量雜質，約占流通徑面的三分之二。拆除分輸球閥，對雜質進行清理，清出的固體雜質約50 kg。

5 結論及建議

(1)通過對腐蝕穿孔的管段進行分析，管段的化學成分和金相組織均無異常，腐蝕部位主要集中在管道下部5點～7點鐘方向，且油水分層嚴重，腐蝕形態以局部小孔腐蝕為主，腐蝕機理為溶解氧腐蝕和酸性腐蝕。

(2)管道死端的出現主要是由于設計和施工產生的，今后應優化設計和施工，盡量避免出現管道死端，對后期調改無法避免的死端部位應加強腐蝕監測。

(3)對腐蝕嚴重的重點部位加注緩蝕劑，一定程度上可降低腐蝕風險。