輸油站場工藝管道流動死端內(nèi)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(nèi)民用航空事業(yè)實現(xiàn)跨越式發(fā)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(wěn)定運行的重要因素。由于油品處理不徹底，航空輸油站內(nèi)工藝管道服役環(huán)境苛刻，更易出現(xiàn)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(nèi)工藝管道內(nèi)腐蝕穿孔的現(xiàn)狀及原因，對于今后維持航油系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，很有借鑒意義。

1 腐蝕現(xiàn)狀

某管輸公司北京站內(nèi)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(fā)現(xiàn)航油管腐蝕穿孔泄漏點。穿孔點處于埋地流動死區(qū)(原連接過濾器設備，該設備現(xiàn)已拆除)，位于管道內(nèi)壁下部6點鐘方向，穿孔附近覆蓋有一層腐蝕產(chǎn)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(nèi)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(chǎn)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(nèi)壁存在兩條明顯的印痕，其中上部印痕以上管道內(nèi)壁為黑色，下部印痕以下管道內(nèi)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(xiàn)了油水分層現(xiàn)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(guī)定范圍內(nèi)(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(fā)現(xiàn)其中含有大量的水、污泥和腐蝕產(chǎn)物，固體雜質中有機物占23%，無機物主要以鐵的腐蝕產(chǎn)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(fā)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(yè) 管線輸送系統(tǒng)用鋼管》的規(guī)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(guī)定尺寸的非金屬夾雜物，腐蝕坑內(nèi)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(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)物主要為Fe3O4和FeS，圖譜見圖1。

圖1 腐蝕產(chǎn)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(nèi)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(chǎn)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(tài)的影響[6]。

3.1 表面潤濕性

研究表明[7]，管道內(nèi)腐蝕失效的原因主要是由于在管道底部或流動死區(qū)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(fā)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(xù)相，水為分散相，含水率較低，在管輸?shù)倪^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(nèi)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(fā)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(fā)現(xiàn)管段內(nèi)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(tài)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(xiàn)主要是由于設計和施工產(chǎn)生的，今后應優(yōu)化設計和施工，盡量避免出現(xiàn)管道死端，對后期調(diào)改無法避免的死端部位應加強腐蝕監(jiān)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。