國內成品油儲罐和長輸管線腐蝕現狀與防護

余杭輝

(中國石化浙江麗水石油分公司，浙江麗水323000)

幾十年的成品油工業運營經驗發現，鋼質成品油儲罐和長輸管線存在的嚴重內、外腐蝕阻礙著其正常運營，產生的腐蝕產物會影響油品質量或堵塞管線附件，腐蝕嚴重的地方會導致設施失效、提前報廢甚至油品泄漏，造成不可估量的環境污染和巨大經濟損失。通過綜述國內前人在鋼質油儲罐和長輸管線腐蝕及防護方面研究結果，旨在系統分析這兩種基礎設施的腐蝕原因及防護措施，為今后防腐蝕工程建設和后續防護提供借鑒和參考。

1 腐蝕現狀及原因

1.1 成品油儲罐腐蝕現狀和原因

1．1．1 外腐蝕現狀和原因

引起成品油儲罐外腐蝕的因素主要為大氣腐蝕、水、土壤、雜散電流和風沙等。其中大氣腐蝕是最主要的因素，特別是工業大氣和海洋大氣的腐蝕性較強，表現為表面防腐蝕涂層的老化破壞。大氣中溶有電解質的水分黏結在罐體鋼表面發生耗氧或析氫腐蝕，生成疏松狀Fe2O3鐵銹，使腐蝕不斷進行。

根據腐蝕因素的不同，將成品油儲罐外腐蝕劃分為包括罐頂和外壁的第一腐蝕區以及罐底板外側的第二腐蝕區。第一腐蝕區的主要腐蝕成因為大氣腐蝕，環境潮濕度越高，腐蝕速度越快;第二腐蝕區主要體現為因土壤引起的電化學腐蝕。由于土壤中含有較多水分和電解質，因此第二腐蝕區的腐蝕程度較為嚴重。

1．1．2 內腐蝕現狀和原因

成品油本身腐蝕性很弱，但成品油中所含的雜質、溶解氧和水分對油儲罐內壁具有一定的腐蝕作用。多年的油庫運營經驗表明:成品油腐蝕危害嚴重，油罐腐蝕穿孔、漏油現象經常發生，銹蝕產物不僅影響油品質量并影響輸送設備和計量設備的正常運行。

罐頂主要為氣相空間腐蝕，腐蝕呈不均勻全面腐蝕，局部可見孔蝕;罐壁為均勻點蝕，主要發生在油水界面、油與空氣交替處，與儲存油品中的溶解氧含量、水凝結有關;罐底大多為潰瘍狀的坑點腐蝕，主要發生在焊接影響區、凹陷及變形處。引起底板外側腐蝕的原因主要有局部積水氧濃差電池腐蝕、硬質尖銳物引起的應力腐蝕和底板鋼材材質缺陷。罐底沉積水腐蝕是引起罐底腐蝕的主要原因，與水中所含離子種類和數量、溶解氧、硫酸還原菌及溫度有關。對油儲罐底部沉積水取樣進行了化學分析，發現沉積水中含有較高的Cl－和等，整體上偏堿性。針對罐底內腐蝕，對鋼底板內側腐蝕處進行取材分析，認為厭氧型硫酸鹽還原菌落繁衍腐蝕對儲罐金屬底板穿孔腐蝕具有很大的促成作用，同時油品轉存過程中的靜電放電現象也是引起底板腐蝕的一個重要原因。

不同油品中所含雜質不同所引起的腐蝕有所不同，如:汽油中含硫化物和四乙基鉛;柴油中含硫化物和抗靜電劑;石腦油中含硫、氯和鹽。這些雜質的存在對儲罐內鋼表面均有腐蝕作用，特別是石腦油中的硫和氯雜質易形成HCl+H2O+H2S腐蝕體系，對鋼的腐蝕作用很強。

1.2 長輸管線腐蝕現狀和原因

1．2．1 外腐蝕現狀和原因

土壤是多相、多孔的復雜系統，易儲存水分及大量的酸堿鹽介質，微生物和植物根莖易繁衍生長。因此長輸管線相對地上管線更易腐蝕，在地質環境惡劣處外腐蝕尤為嚴重。埋地管線外腐蝕原因:(1)土壤中水和空氣引起的鋼表面氧腐蝕;(2)管道鋪設過程中的大氣腐蝕;(3)土壤中電解質引起的電化學腐蝕;(4)微生物腐蝕，包括氧化菌和厭氧菌(硫酸還原菌等)繁衍腐蝕;(5)雜散電流腐蝕，埋地管線作為地下金屬構筑物，不可避免地接收來自其他地方的雜散電流。其中土壤腐蝕是引起長輸管線外腐蝕破壞失效的主要原因。通過理化檢測手段定量分析表明:土壤水含量、有機質和全鹽量的高低對外腐蝕的影響最為明顯。含水量和全鹽量與土質、氣候環境相關，有機質含量則與微生物繁衍生長相關。

應力腐蝕也是引起埋地管線外腐蝕的原因之一。浙江某油庫在發油臺整體改造結束后2 a內發現埋地輸油管線漏油現象，分析發現是因管道敷設后回填土過程中施工不當引起的。將塊石作為回填材料，在油罐車的反復碾壓下塊石與金屬管道外表面發生應力擠壓和摩擦，最后輸油管道發生應力穿孔腐蝕。

1．2．2 內腐蝕現狀和原因

用靜態和動態掛片方法對管輸成品油腐蝕進行研究，發現成品油輸運過程本身對鋼的腐蝕性很小。然而，在實際的工程運營中，長輸管線內腐蝕較為嚴重，銹蝕產物堵塞和管道低洼處穿孔腐蝕現象時有發生。

成品油管線內腐蝕的主要原因是由于H2O，O2，CaCO3，SiO2和鐵銹等雜質的存在，使極弱的成品油化學腐蝕轉變為電化學腐蝕所致。通過掃描電鏡、X射線衍射等測試手段對某成品油管線鐵銹腐蝕產物進行分析發現:銹蝕物呈典型的鋼鐵電化學腐蝕特征，部分樣品可見磨粒磨損痕跡。

從腐蝕程度上看，管線低洼處和彎管底部等位置的腐蝕最為嚴重。這是因為積水容易在這些場所存在且不易隨油品的輸運帶出，而積水的存在為電化學腐蝕和細菌腐蝕提供介質和場所，加速了管道內壁的腐蝕。

2 腐蝕原理

2.1 電化學腐蝕

鋼表面的電化學腐蝕根據電解質環境不同分為耗氧腐蝕和析氫腐蝕兩類，前者主要發生在中堿性環境下，如油儲罐外表面大氣腐蝕、罐底沉積水腐蝕和長輸管線土壤腐蝕等;后者主要發生在酸性環境下，如石腦油罐內壁腐蝕、工業大氣環境腐蝕等。

耗氧腐蝕是通過H2O和O2以水膜形式吸附在鋼表面發生電化學腐蝕，是鋼結構發生腐蝕最廣泛的形式。由于得到的銹蝕產物為疏松狀Fe2O3，因此腐蝕可以不斷進行，直至鋼結構失效。

析氫腐蝕是因吸附在鋼表面的水膜中溶解了酸性介質如CO2，HCl和SO2等，使電化學腐蝕環境發生了變化，電解質中的H+被還原以H2形式釋放出來。

由于析氫腐蝕的要求較嚴格，當電解質中的H+被消耗完就不再發生，因此耗氧腐蝕是鋼質油儲罐和長輸管線的主要腐蝕形式。

2.2 硫酸鹽還原菌(SBR)腐蝕

成品油因其含有雜質硫或硫化物，在無氧或缺氧環境下，易產生硫酸鹽還原菌腐蝕。硫酸鹽還原菌腐蝕危害嚴重，是造成儲罐底部和管線低洼處穿孔腐蝕的主要原因之一。厭氧環境下硫酸鹽(SO2等)的存在會誘導硫酸還原菌的出現和生長，而硫酸鹽還原菌菌落的繁衍會侵蝕鋼表面，其反應過程如下:

其中硫酸鹽還原菌的作用是陰極的去極化，使硫化鹽還原成硫化物。上述反應過程可以看出，當以硫酸鹽還原菌腐蝕為主時，得到的銹蝕產物中氧化鐵和硫化鐵的含量比例大致為3∶1。

3 防護現狀

3.1 儲油罐防護現狀

3．1．1 儲油罐外腐蝕防護

國內儲油罐外防腐蝕涂料在近幾十年發展較快，從20世紀80年代前的亞麻油、醇酸樹脂保護涂料到90年代初的氯磺化聚乙烯涂料和氯化橡膠涂料再到現在的重防腐涂料體系。然而在實際工程建設中，因大氣防腐蝕重視程度不足和施工不當引起的儲油罐外防腐蝕效果差，防腐蝕涂層的剝離在較短的年限里發生，成品儲油罐的維護成本高的現象廣泛存在。

對于大氣鋼結構外腐蝕，面漆的選擇對防腐蝕涂層使用壽命非常重要。目前工程中應用面漆涂料的耐候性順序依次為:醇酸涂料＜氯化橡膠涂料＜丙烯酸聚氨酯涂料＜氟碳涂料。防腐蝕涂裝體系應當完整，由底漆、中漆和面漆配套完成。底漆與鋼表面結合力要好，并加入活性顏料起鈍化或犧牲延期保護作用;中漆與底、面漆結合好，并加入片狀填料以加大對水的滲透阻擋作用;面漆應具有高的耐候性及防腐蝕屏蔽作用。

針對儲油罐外壁不同部位選擇的防腐涂料應不同，罐頂和外壁大氣腐蝕部位應采用環氧富鋅底漆、環氧云鐵中間漆和聚氨面漆防腐涂層體系;接觸地面或土壤的部位，應與埋地管線外壁防腐保護類似，采用環氧瀝青涂料或厚膜改性環氧涂料防腐蝕涂層。

3．1．2 儲油罐內腐蝕防護

成品油儲油罐內防護是整體成品油儲罐的防護重點，特別是底板和沉積水區域。內壁涂層必須具有一定的導靜電能力以防止油品輸轉過程中靜電積聚對儲油罐產生安全危害，一般要求內防護涂層的體電阻率不大于1010Ω·m。同時為保證油品質量，還需要內涂層在長期的油品介質浸泡中不起泡、不溶脹、不剝離和不污染油品，內涂層在鋼表面的附著力不低于3級。

根據設計原則，汽油、柴油罐內壁可采用純環氧涂料、酚醛環氧涂料加淺色導電防腐蝕涂層，或噴鋁/鋅加導靜電涂料，且總涂層厚度不得小于200 μm;儲罐內底板及積水部位應采用防腐蝕性能優良、表面電阻率不大于1010Ω的絕緣防護涂料，涂層總厚度不小于350 μm。目前應用于汽油、柴油罐內壁的典型導電防腐蝕涂層體系見表1。

表1 汽油和柴油罐導靜電內壁防護涂層Table 1 Gasoline and diesel oil tank wall protective antistatic layer passers

目前國內主要采用環氧樹脂、環氧富鋅底漆和鉻鋅無機涂料對腐蝕處進行修復，而國外大都采用玻璃纖維增強樹脂襯里。玻璃纖維增強樹脂襯里具有較好耐蝕性、耐機械沖擊性，且施工速度快，不含溶劑，一次涂覆即可形成較厚的涂膜的優點，可大大延長維護年限，是今后國內儲罐內壁腐蝕修復的發展方向。

3.2 長輸管線防護現狀

3.2.1 長輸管線外防腐蝕

長輸管線外防腐蝕主要針對土壤中電解質、細菌和植物根莖腐蝕，由于其腐蝕情況較為嚴重，因此普遍采用防腐蝕層加陰極保護結合的方法進行防護，在穿越鐵路、河流等地段還采用套管防護的方法。陰極保護則作為附加保護方式，主要是對破損處管線表面提供防蝕保護，工程中大多采用外加電流陰極保護方式。長輸管線的外防腐蝕層應具有抗水滲透性好、抗微生物侵蝕和耐陰極剝離等基本要求。

對于新建埋地管線，國內目前主要采用環氧粉末或復合涂層防腐蝕。環氧粉末涂層是應用較廣的一種長輸管線外防腐蝕涂料，具有較好的防腐蝕效果、與鋼材黏合力好和一次噴涂成膜等特點，但其防水性差。復合涂層則通過將不同防腐蝕特點的涂層材料按照化學或物理方法聯為一體，形成綜合性能良好的涂層體系，一般為二層和三層體系。復合涂層通常采用環氧粉末作底漆，整體上具有良好的機械性能和抗滲透性能，可以滿足大多數土壤環境防護要求，特別是三層體系可滿足鹽堿地等環境惡劣地段的防護，是國內今后長輸管線外防腐蝕的發展趨勢。

對于老管道防腐蝕層破損處的修復，主要采用纏帶和液體涂料兩種方法。纏帶法主要采用PE和膠黏劑襯背對破損處進行纏繞修補，但都存在黏結問題和對土壤應力抵抗性差等缺點。液體涂料法是指在破損處涂刷液體環氧涂層，這種方法得到的修復層具有良好的抗土壤應力和抗陰極剝離性，且施工簡單、固化速度快。相較于纏帶法，液體涂料法具有明顯的優勢，在國內部分成品油長輸管線修復上已有應用。

3.2.2 長輸管線內防腐蝕

成品油長輸管線因里程長、管徑約束和投產初期需通球實驗等原因，一般不進行內防腐蝕層施工。目前，在輸送油品過程中主要采用添加緩蝕劑的方法進行管線內腐蝕防護。緩蝕劑通過油品分散到管線內壁表面，形成保護膜，阻斷電化學腐蝕的進行。在實際輸運過程中，管線輸送是開式流程，緩蝕劑的添加數量很難確定，因此保護效果不明顯。特別是在管線低洼和管彎底部積水處，緩蝕劑幾乎沒有任何效果。針對管線底部積水腐蝕，對局部低點和易腐蝕管段采用定向鉆等手段進行內涂層施工防護，并在油品輸運期間，加大清管頻次，盡量使管線內的殘水和殘渣清除干凈。

長輸管線的油品沖刷腐蝕及低點管段銹蝕產物阻塞一直是影響長輸管線正常運行的重要原因。在全管線段都采用內涂層技術，其具有減阻、提高輸送量、防止施工期間腐蝕等特點，從而大大降低管線維護成本。對管線低洼處積水和銹蝕產物，可以通過高速油流和優化輸送方式將積水攜出管線，從而達到減輕管線內腐蝕的效果。

4 結束語

鋼制成品儲油罐和長輸管線防腐蝕工程是一項系統工程，防腐蝕質量的好壞與規劃設計、工程施工和后續維護管理各個環節息息相關。因此，每一個環節都需要引起足夠重視，認真對待。在實際維護管理過程中，要堅持三個不斷:不斷積累工程防腐蝕經驗;不斷創新防腐蝕方法;不斷學習國外先進防腐蝕技術。根據實際工程情況，正確分析腐蝕機理，制定合適的防腐蝕方案并認真實施，以促進中國成品油儲運工業的健康持續發展。