国内成品油储罐和长输管线腐蚀现状与防护

余杭辉

(中国石化浙江丽水石油分公司，浙江丽水323000)

几十年的成品油工业运营经验发现，钢质成品油储罐和长输管线存在的严重内、外腐蚀阻碍着其正常运营，产生的腐蚀产物会影响油品质量或堵塞管线附件，腐蚀严重的地方会导致设施失效、提前报废甚至油品泄漏，造成不可估量的环境污染和巨大经济损失。通过综述国内前人在钢质油储罐和长输管线腐蚀及防护方面研究结果，旨在系统分析这两种基础设施的腐蚀原因及防护措施，为今后防腐蚀工程建设和后续防护提供借鉴和参考。

1 腐蚀现状及原因

1.1 成品油储罐腐蚀现状和原因

1．1．1 外腐蚀现状和原因

引起成品油储罐外腐蚀的因素主要为大气腐蚀、水、土壤、杂散电流和风沙等。其中大气腐蚀是最主要的因素，特别是工业大气和海洋大气的腐蚀性较强，表现为表面防腐蚀涂层的老化破坏。大气中溶有电解质的水分黏结在罐体钢表面发生耗氧或析氢腐蚀，生成疏松状Fe2O3铁锈，使腐蚀不断进行。

根据腐蚀因素的不同，将成品油储罐外腐蚀划分为包括罐顶和外壁的第一腐蚀区以及罐底板外侧的第二腐蚀区。第一腐蚀区的主要腐蚀成因为大气腐蚀，环境潮湿度越高，腐蚀速度越快;第二腐蚀区主要体现为因土壤引起的电化学腐蚀。由于土壤中含有较多水分和电解质，因此第二腐蚀区的腐蚀程度较为严重。

1．1．2 内腐蚀现状和原因

成品油本身腐蚀性很弱，但成品油中所含的杂质、溶解氧和水分对油储罐内壁具有一定的腐蚀作用。多年的油库运营经验表明:成品油腐蚀危害严重，油罐腐蚀穿孔、漏油现象经常发生，锈蚀产物不仅影响油品质量并影响输送设备和计量设备的正常运行。

罐顶主要为气相空间腐蚀，腐蚀呈不均匀全面腐蚀，局部可见孔蚀;罐壁为均匀点蚀，主要发生在油水界面、油与空气交替处，与储存油品中的溶解氧含量、水凝结有关;罐底大多为溃疡状的坑点腐蚀，主要发生在焊接影响区、凹陷及变形处。引起底板外侧腐蚀的原因主要有局部积水氧浓差电池腐蚀、硬质尖锐物引起的应力腐蚀和底板钢材材质缺陷。罐底沉积水腐蚀是引起罐底腐蚀的主要原因，与水中所含离子种类和数量、溶解氧、硫酸还原菌及温度有关。对油储罐底部沉积水取样进行了化学分析，发现沉积水中含有较高的Cl－和等，整体上偏碱性。针对罐底内腐蚀，对钢底板内侧腐蚀处进行取材分析，认为厌氧型硫酸盐还原菌落繁衍腐蚀对储罐金属底板穿孔腐蚀具有很大的促成作用，同时油品转存过程中的静电放电现象也是引起底板腐蚀的一个重要原因。

不同油品中所含杂质不同所引起的腐蚀有所不同，如:汽油中含硫化物和四乙基铅;柴油中含硫化物和抗静电剂;石脑油中含硫、氯和盐。这些杂质的存在对储罐内钢表面均有腐蚀作用，特别是石脑油中的硫和氯杂质易形成HCl+H2O+H2S腐蚀体系，对钢的腐蚀作用很强。

1.2 长输管线腐蚀现状和原因

1．2．1 外腐蚀现状和原因

土壤是多相、多孔的复杂系统，易储存水分及大量的酸碱盐介质，微生物和植物根茎易繁衍生长。因此长输管线相对地上管线更易腐蚀，在地质环境恶劣处外腐蚀尤为严重。埋地管线外腐蚀原因:(1)土壤中水和空气引起的钢表面氧腐蚀;(2)管道铺设过程中的大气腐蚀;(3)土壤中电解质引起的电化学腐蚀;(4)微生物腐蚀，包括氧化菌和厌氧菌(硫酸还原菌等)繁衍腐蚀;(5)杂散电流腐蚀，埋地管线作为地下金属构筑物，不可避免地接收来自其他地方的杂散电流。其中土壤腐蚀是引起长输管线外腐蚀破坏失效的主要原因。通过理化检测手段定量分析表明:土壤水含量、有机质和全盐量的高低对外腐蚀的影响最为明显。含水量和全盐量与土质、气候环境相关，有机质含量则与微生物繁衍生长相关。

应力腐蚀也是引起埋地管线外腐蚀的原因之一。浙江某油库在发油台整体改造结束后2 a内发现埋地输油管线漏油现象，分析发现是因管道敷设后回填土过程中施工不当引起的。将块石作为回填材料，在油罐车的反复碾压下块石与金属管道外表面发生应力挤压和摩擦，最后输油管道发生应力穿孔腐蚀。

1．2．2 内腐蚀现状和原因

用静态和动态挂片方法对管输成品油腐蚀进行研究，发现成品油输运过程本身对钢的腐蚀性很小。然而，在实际的工程运营中，长输管线内腐蚀较为严重，锈蚀产物堵塞和管道低洼处穿孔腐蚀现象时有发生。

成品油管线内腐蚀的主要原因是由于H2O，O2，CaCO3，SiO2和铁锈等杂质的存在，使极弱的成品油化学腐蚀转变为电化学腐蚀所致。通过扫描电镜、X射线衍射等测试手段对某成品油管线铁锈腐蚀产物进行分析发现:锈蚀物呈典型的钢铁电化学腐蚀特征，部分样品可见磨粒磨损痕迹。

从腐蚀程度上看，管线低洼处和弯管底部等位置的腐蚀最为严重。这是因为积水容易在这些场所存在且不易随油品的输运带出，而积水的存在为电化学腐蚀和细菌腐蚀提供介质和场所，加速了管道内壁的腐蚀。

2 腐蚀原理

2.1 电化学腐蚀

钢表面的电化学腐蚀根据电解质环境不同分为耗氧腐蚀和析氢腐蚀两类，前者主要发生在中碱性环境下，如油储罐外表面大气腐蚀、罐底沉积水腐蚀和长输管线土壤腐蚀等;后者主要发生在酸性环境下，如石脑油罐内壁腐蚀、工业大气环境腐蚀等。

耗氧腐蚀是通过H2O和O2以水膜形式吸附在钢表面发生电化学腐蚀，是钢结构发生腐蚀最广泛的形式。由于得到的锈蚀产物为疏松状Fe2O3，因此腐蚀可以不断进行，直至钢结构失效。

析氢腐蚀是因吸附在钢表面的水膜中溶解了酸性介质如CO2，HCl和SO2等，使电化学腐蚀环境发生了变化，电解质中的H+被还原以H2形式释放出来。

由于析氢腐蚀的要求较严格，当电解质中的H+被消耗完就不再发生，因此耗氧腐蚀是钢质油储罐和长输管线的主要腐蚀形式。

2.2 硫酸盐还原菌(SBR)腐蚀

成品油因其含有杂质硫或硫化物，在无氧或缺氧环境下，易产生硫酸盐还原菌腐蚀。硫酸盐还原菌腐蚀危害严重，是造成储罐底部和管线低洼处穿孔腐蚀的主要原因之一。厌氧环境下硫酸盐(SO2等)的存在会诱导硫酸还原菌的出现和生长，而硫酸盐还原菌菌落的繁衍会侵蚀钢表面，其反应过程如下:

其中硫酸盐还原菌的作用是阴极的去极化，使硫化盐还原成硫化物。上述反应过程可以看出，当以硫酸盐还原菌腐蚀为主时，得到的锈蚀产物中氧化铁和硫化铁的含量比例大致为3∶1。

3 防护现状

3.1 储油罐防护现状

3．1．1 储油罐外腐蚀防护

国内储油罐外防腐蚀涂料在近几十年发展较快，从20世纪80年代前的亚麻油、醇酸树脂保护涂料到90年代初的氯磺化聚乙烯涂料和氯化橡胶涂料再到现在的重防腐涂料体系。然而在实际工程建设中，因大气防腐蚀重视程度不足和施工不当引起的储油罐外防腐蚀效果差，防腐蚀涂层的剥离在较短的年限里发生，成品储油罐的维护成本高的现象广泛存在。

对于大气钢结构外腐蚀，面漆的选择对防腐蚀涂层使用寿命非常重要。目前工程中应用面漆涂料的耐候性顺序依次为:醇酸涂料＜氯化橡胶涂料＜丙烯酸聚氨酯涂料＜氟碳涂料。防腐蚀涂装体系应当完整，由底漆、中漆和面漆配套完成。底漆与钢表面结合力要好，并加入活性颜料起钝化或牺牲延期保护作用;中漆与底、面漆结合好，并加入片状填料以加大对水的渗透阻挡作用;面漆应具有高的耐候性及防腐蚀屏蔽作用。

针对储油罐外壁不同部位选择的防腐涂料应不同，罐顶和外壁大气腐蚀部位应采用环氧富锌底漆、环氧云铁中间漆和聚氨面漆防腐涂层体系;接触地面或土壤的部位，应与埋地管线外壁防腐保护类似，采用环氧沥青涂料或厚膜改性环氧涂料防腐蚀涂层。

3．1．2 储油罐内腐蚀防护

成品油储油罐内防护是整体成品油储罐的防护重点，特别是底板和沉积水区域。内壁涂层必须具有一定的导静电能力以防止油品输转过程中静电积聚对储油罐产生安全危害，一般要求内防护涂层的体电阻率不大于1010Ω·m。同时为保证油品质量，还需要内涂层在长期的油品介质浸泡中不起泡、不溶胀、不剥离和不污染油品，内涂层在钢表面的附着力不低于3级。

根据设计原则，汽油、柴油罐内壁可采用纯环氧涂料、酚醛环氧涂料加浅色导电防腐蚀涂层，或喷铝/锌加导静电涂料，且总涂层厚度不得小于200 μm;储罐内底板及积水部位应采用防腐蚀性能优良、表面电阻率不大于1010Ω的绝缘防护涂料，涂层总厚度不小于350 μm。目前应用于汽油、柴油罐内壁的典型导电防腐蚀涂层体系见表1。

表1 汽油和柴油罐导静电内壁防护涂层Table 1 Gasoline and diesel oil tank wall protective antistatic layer passers

目前国内主要采用环氧树脂、环氧富锌底漆和铬锌无机涂料对腐蚀处进行修复，而国外大都采用玻璃纤维增强树脂衬里。玻璃纤维增强树脂衬里具有较好耐蚀性、耐机械冲击性，且施工速度快，不含溶剂，一次涂覆即可形成较厚的涂膜的优点，可大大延长维护年限，是今后国内储罐内壁腐蚀修复的发展方向。

3.2 长输管线防护现状

3.2.1 长输管线外防腐蚀

长输管线外防腐蚀主要针对土壤中电解质、细菌和植物根茎腐蚀，由于其腐蚀情况较为严重，因此普遍采用防腐蚀层加阴极保护结合的方法进行防护，在穿越铁路、河流等地段还采用套管防护的方法。阴极保护则作为附加保护方式，主要是对破损处管线表面提供防蚀保护，工程中大多采用外加电流阴极保护方式。长输管线的外防腐蚀层应具有抗水渗透性好、抗微生物侵蚀和耐阴极剥离等基本要求。

对于新建埋地管线，国内目前主要采用环氧粉末或复合涂层防腐蚀。环氧粉末涂层是应用较广的一种长输管线外防腐蚀涂料，具有较好的防腐蚀效果、与钢材黏合力好和一次喷涂成膜等特点，但其防水性差。复合涂层则通过将不同防腐蚀特点的涂层材料按照化学或物理方法联为一体，形成综合性能良好的涂层体系，一般为二层和三层体系。复合涂层通常采用环氧粉末作底漆，整体上具有良好的机械性能和抗渗透性能，可以满足大多数土壤环境防护要求，特别是三层体系可满足盐碱地等环境恶劣地段的防护，是国内今后长输管线外防腐蚀的发展趋势。

对于老管道防腐蚀层破损处的修复，主要采用缠带和液体涂料两种方法。缠带法主要采用PE和胶黏剂衬背对破损处进行缠绕修补，但都存在黏结问题和对土壤应力抵抗性差等缺点。液体涂料法是指在破损处涂刷液体环氧涂层，这种方法得到的修复层具有良好的抗土壤应力和抗阴极剥离性，且施工简单、固化速度快。相较于缠带法，液体涂料法具有明显的优势，在国内部分成品油长输管线修复上已有应用。

3.2.2 长输管线内防腐蚀

成品油长输管线因里程长、管径约束和投产初期需通球实验等原因，一般不进行内防腐蚀层施工。目前，在输送油品过程中主要采用添加缓蚀剂的方法进行管线内腐蚀防护。缓蚀剂通过油品分散到管线内壁表面，形成保护膜，阻断电化学腐蚀的进行。在实际输运过程中，管线输送是开式流程，缓蚀剂的添加数量很难确定，因此保护效果不明显。特别是在管线低洼和管弯底部积水处，缓蚀剂几乎没有任何效果。针对管线底部积水腐蚀，对局部低点和易腐蚀管段采用定向钻等手段进行内涂层施工防护，并在油品输运期间，加大清管频次，尽量使管线内的残水和残渣清除干净。

长输管线的油品冲刷腐蚀及低点管段锈蚀产物阻塞一直是影响长输管线正常运行的重要原因。在全管线段都采用内涂层技术，其具有减阻、提高输送量、防止施工期间腐蚀等特点，从而大大降低管线维护成本。对管线低洼处积水和锈蚀产物，可以通过高速油流和优化输送方式将积水携出管线，从而达到减轻管线内腐蚀的效果。

4 结束语

钢制成品储油罐和长输管线防腐蚀工程是一项系统工程，防腐蚀质量的好坏与规划设计、工程施工和后续维护管理各个环节息息相关。因此，每一个环节都需要引起足够重视，认真对待。在实际维护管理过程中，要坚持三个不断:不断积累工程防腐蚀经验;不断创新防腐蚀方法;不断学习国外先进防腐蚀技术。根据实际工程情况，正确分析腐蚀机理，制定合适的防腐蚀方案并认真实施，以促进中国成品油储运工业的健康持续发展。