输油场站站内管线腐蚀问题成因及防护措施

前言

输油场站作为原油集输与中转的重要枢纽，其站内工艺管线承载着油品稳定输送的核心任务。随着管线服役年限增长及运行工况复杂化，腐蚀问题日益突出，成为影响系统安全性和经济性的关键因素。腐蚀一旦发展至穿孔阶段，不仅造成介质泄漏，还易引发火灾爆炸、污染事故等严重后果。针对站内管线腐蚀问题成因的深入剖析，并制定科学有效的防护措施，对于提升输油场站运行可靠性与安全保障能力具有重要现实意义。

1 输油场站站内管线腐蚀问题成因分

1.1 材料与防腐设计不当

部分场站在初期设计阶段未充分考虑实际土壤环境、油品性质及外部腐蚀介质的差异性，管材及防腐材料未能因地制宜选用，导致在高湿度、盐分含量较高的区域中腐蚀风险显著增加。尤其是埋地管道常使用的无溶剂环氧涂料、聚丙烯胶带等材料，其密封性能及绝缘性受限，在复杂地质条件下易失效。此外，防腐施工过程中操作不规范同样构成腐蚀隐患，如管件外形复杂导致防腐层附着力不足、包覆不严密，施工间隔控制不合理，未严格执行涂层厚度和固化时间标准等，均可能形成腐蚀缺口[1]。监理履职不到位亦加剧了质量管控漏洞，致使管线在投运后出现局部涂层剥离或渗水腐蚀等问题。更为严峻的是，阴极保护系统在站内应用受限，由于设备布置密集、电气干扰强烈和空间受限等因素，阴极保护装置难以实现有效布设与连续电位覆盖，使得埋地管线处于单一防腐体系下运行，抗腐蚀能力下降。

1.2 冲蚀磨损加剧局部失效

输油场站站内工艺管线在长期运行过程中，由于输送介质流动速度较高，夹带固体颗粒的流体对管线内壁形成持续冲击，易在弯头、三通等结构突变区域引发冲蚀磨损现象。此类部位因流体流向变化剧烈，局部湍流增强，剪切力显著增大，造成壁面局部材料持续剥蚀，形成壁厚减薄甚至穿孔的风险。ANSYS 仿真模拟结果显示，管线中弯头外侧70°至90°区域及三通近进口方向为冲蚀磨损的高风险区域，且随着流速提升，磨损速率呈显著上升趋势。此外，冲蚀部位常伴随液体积聚现象，形成局部积液环境，诱发点蚀叠加效应，使腐蚀速率进一步加快。当冲蚀与局部腐蚀联合作用时，金属结构失效周期显著缩短，影响管线安全服役年限。

1.3 管内积液导致局部腐蚀

油品中通常含有一定量的水分及氯离子等腐蚀性介质，当流体流速不足以携带水相沿管道流动时，水分将沉积于管道底部，特别是在死油段、封头、换热器汇管等结构低洼或流动停滞位置，易形成稳定的积液环境。积液中水相与溶解氧、氯离子等协同作用，促发点蚀或缝隙腐蚀等局部腐蚀行为，导致金属表面腐蚀加速甚至穿孔。现场监测数据表明，积液区域油品中氯离子含量超标显著，配合ANSYS 流体仿真分析结果亦显示在低速工况下水相体积分布范围扩大，沉积趋势加剧。

2 管线腐蚀防护措施与对策建议

2.1 强化材料匹配与施工质量控制

针对不同输送介质特性及土壤环境，应科学选用具有优良防腐性能和环境适应性的管材与防腐涂层，例如在高湿、高盐区域应优先选用密度大、绝缘性能强、耐化学腐 溶剂环氧涂料或复合型防腐材料，同时对保温层材料进行甄选，避免因吸湿性或导离子特性诱发 [2]。材料选型应结合现场实际，充分考虑管段埋深、热交换需求、设备布局等影响因素，确保设计的适配性与长效性。防腐施工过程中需严格执行技术规范，强化作业质量监管，特别是在复杂结构管件、焊缝过渡区域等关键部位，需确保防腐层连续性、包覆严密性和涂覆厚度达标。涂层施 固化充分，避免因施工环节管理疏忽导致防腐层附着力不足、表 过程监督施工质量，及时发现并整改施工偏差与质量隐患。对 腐层无剥离、破损及空鼓等问题，必要时可借助无损检测技术手段进行 验证。强化材料 质量控制不仅能显著提升防腐体系整体性能，还能有效降低因局部腐蚀引发的泄漏风险，是保障管线运行安全与经济性的重要基础。

2.2 优化管线布局与管件选择

管线布局及管件选型对腐蚀防控效果具有直接影响，合理的管道设计与构造不仅有助于提升流体输送效率，更能有效降低冲蚀、积液及死油段等诱发腐蚀的风险。在布局方面，应避免不必要的复杂线路和过多的转弯接口，尽可能简化流向变换，减少三通、弯头等高冲蚀风险部位的数量，从根本上降低局部流速扰动引发的冲刷腐蚀概率。对于确需设置的弯头，建议优先选用曲率半径较大的长半径弯头，以减缓流体对内壁的冲击作用，从而减轻冲蚀磨损程度。在空间条件允许的前提下，宜采用缓坡式连接方式，降低流体在过渡区域的紊流强度。在设备接口及汇管段，应合理布置排液孔、排气阀和冲洗口，提升积液清排能力，抑制水相在管底沉积造成的局部电化学腐蚀。在管件选择方面，应优先选用结构完整性高、材质均匀、耐腐蚀性强的标准化产品，尤其在焊接接口、法兰连接等重点部位，应避免因材质不匹配或连接不当导致的缝隙腐蚀和电偶腐蚀问题。同时，连接方式上应尽量减少螺纹连接或异材质搭接，推荐使用焊接质量可控的自动焊接技术，以增强接口密封性和长期服役稳定性。

2.3 合理控制流速并活动死段

流速过低会降低水相携带能力，促使水分在管底滞留，尤其在死油段、换热器汇管或盲管段位置，积液长期滞留将加速点蚀、缝隙腐蚀等局部腐蚀过程。研究表明，当流速维持在 0.8～1.0m/s 范围内时，水相体积分布显著减小，能有效避免水相沉积并抑制腐蚀环境的形成。因此，应结合输送工艺需求和管径参数，科学设定合理流速，确保油水混合液持续流动，最大程度降低腐蚀介质停留时间。同时，对站内易形成流动盲区的管段应定期开展“死段活动”操作，通过工艺调整、定期排放或临时联通等方式激活静置管道，打破原有积液状态，减少水相积聚并恢复局部流体扰动环境。此外，建议在关键节点设置在线监测设备，如腐蚀挂片或积液检测传感器，实时掌握死段运行状态及腐蚀趋势，从而动态调整运行参数，提升防护主动性。

结语

输油场站站内管线在长期运行过程中受材料匹配不当、设计缺陷、局部冲蚀、积液腐蚀等多重因素影响，腐蚀问题频发，严重威胁储输系统安全与稳定。通过系统分析腐蚀成因，并结合工艺实际提出防护措施，包括优化材料与防腐设计、提升施工质量、合理控制流速、定期活动死段及科学布局与选件等手段，可有效提升管道抗腐蚀能力，延长服役周期，降低运行风险。今后应进一步强化现场监测与预警机制，完善管道腐蚀评价与维护体系，实现对腐蚀风险的全过程可控管理，为保障油品安全高效输送提供技术支撑和管理保障。

参考文献

[1]张玉楠,杨映华,逄建鑫,等. 某海上油田地面管线腐蚀失效的原因 [J]. 腐蚀与防护, 2025, 46 (04): 115-121.

[2]宁永乔,黄继超,唐澜,等. 川东北土壤模拟液中 X65 管线钢的腐蚀行为 [J]. 腐蚀与防护, 2025, 46 (02): 7-13.