钟晓舟 （惠州市大亚湾华德石化有限公司 516081）

近年来，随着我国经济快速发展，能源需求日益增大，管道敷设逐年增多，管道泄漏事故时有发生。压力管道尤其是原油压力管道一旦发生泄漏，将有可能发生爆炸，着火和污染等重大事故。近年来，时有发生管道安全环保事故。而管道腐蚀穿孔是导致管道泄露事故的主要原因之一。如何避免或减少管道腐蚀，在站场内一般做法主要有定期检测、加强防腐维护和管道维修来现实，但这些做法往往会因设计、生产等因素带来一定的困难，现将这些管理薄弱点作出阐述。

1、站场内不常流通管线会产生内腐蚀，管线减薄甚至穿孔漏油，如泄压管线，抽罐底油管线和预留的盲肠段管线等。腐蚀的主要机理是原油含水，如果管线经常运行流通，原油中含蜡物质就会很好附着在管线内壁避免与水的直接接触，起到良好的保护，而如果管道不常流通，油水会慢慢分离，水会聚集在该管线低点，管道内壁含蜡保护层会在水中逐渐脱离失去保护作用，从而发生电化学和化学腐蚀。

如图一所示，L10/L12管线均为不常流通管段且为该编号管线中的最低点，就容易发生油水分离，油水分界线以下部分发生电化学腐蚀减薄现象。2004年投用，2011年检测出很多内腐蚀减薄点。

如图二所示，管线预留段为盲肠段管线，该管段原油也不流通，也会发生油水分离，油水分界线以下部分发生电化学腐蚀减薄现象。2005年开始投用，经2011年检测，金属损失达40%。

站场内管线作为工业管道（GC类），按照 “TSG D0001-2009压力管道安全技术监察规程”执行。检验和评价按照“在用工业管道定期检验规程”执行，而有区别于长输管道 “TSG D7003-2010压力管道定期检验规则”。站内管道检测手段主要为在线检验和全面检验，站内管道不能通过通球内检测进行全面掌握腐蚀点，而通常做法是通过超声波抽查测定，而这种做法适应于均匀减薄的内腐蚀，但对选择性内腐蚀很难检测到。针对以上2种不常流通管线，就需要对下半部部分实行超声波扫描和超声波测厚相结合的方式才能全面掌握管道内腐蚀。这种检测手段也无形中提高了劳动力和费用。

针对站场内类似以上2种不常流通管线，如何控制其内腐蚀问题，目前的主要做法有三种：1、工艺条件允许，定期运行管线让其流通；2、添加缓蚀剂；3、设计上考虑管线内衬或采用相应不易腐蚀材质的钢管。第1种做法的弊端是目前很难评估不同物性的油品在管线流通后，在管线形成的含蜡保护层在不同浓度水中的保护时间，从而就无法确定管线的运行周期，而且该措施还会打乱生产计划，但这种做法在一定程度上也能缓和其内腐蚀速率，故目前一般的做法结合生产计划进行定期运行。但个别管线无法或较困难实现管道的运行，如盲肠段管线。第2种做法也有弊端，除了目前缓蚀剂单价比较昂贵外，还有一个问题是虽个别管线不常流通，但当其流通时会将缓蚀剂带走从而需要重新添加，重新投入。而且个别不流通管段没有排污口，从而无法有针对性地加注。前2种做法都是治标不治本的方式，第3种做法虽然一次性投资较大，但从安全性和使用维护上却是较大的利好，是治本的方式。

2、站场内管线存在很多的隐蔽地方，如没有管理到位出现管理死角，这些部位就很容易发生外腐蚀现象，如管托处管段（尤其是保温处管线），穿越防火堤处管段，这些管段很容易积水从而发生外腐蚀现象。

针对卡箍式管托，如在管道安装时，管托处没有做预防腐处理，或者做了预防腐处理在安装时涂层也很容易被管托刮伤破坏，雨水很容易进入管托底部发生腐蚀现象，如不定期对这类管托进行抽检，也很容易发生外腐蚀现象。针对这类管托的防腐做法，直接采用传统的涂刷涂料的方式不会起到长期保护的效果，增加了定期检查定期维护的成本投入，目前建议做法采用密封防腐带或粘弹体防腐材料进行处理。

穿越防火堤处管段一般会采用加套管的方式，而套管与管线环向间隙为100mm，两端的密封方式普遍采用内侧沥青麻丝、外侧混泥土。由于管线沉降或伸缩等因素影响，混泥土出现缝隙，雨水很容易进入套管内对管线产生腐蚀，当监控不到时,在一定时间内会产生腐蚀穿孔现象，故需加强该处管段的定期检查，尤其是产生缝隙时，需要定期掏空沥青麻丝，混泥土检查管线的腐蚀状况，当出现腐蚀时，还需破除防火堤和拆除套管进行防腐或维修，增大了罐区运行安全风险。

针对以上2种情况，应该加强定期检测和检查，趁早发现趁早处理，还应采用先进技术来维护。

3、站场内如存在埋地管线，将会极大地增加了安全环保风险。因为埋地管线存在以上多种腐蚀因素结合，既有不常流通管线的内腐蚀又有穿越马路段套管处管段的外腐蚀。发生腐蚀时更不易被发现，往往当腐蚀穿孔泄漏出原油后在周边的低洼处发现，这时大量泥土已被原油污染。针对埋地管线的检测，因为不开挖的导波检测，当埋地管线太长或太深，数据衰减得很快或失真而无法准确检测，目前唯一的做法就是开挖超生波扫描和测壁厚。套管处管段还需破除套管后方能检测。这样做除了破坏道路（有些为消防通道）通行安全外，还增加了后续的开挖工程投入。故建议站场内管线尽可能避免埋地敷设方式,宜采用涵洞穿越的方式。

结论：

站场内原油压力管道泄漏最主要原因为腐蚀，如何避免,除了设计上进行优化设计外，还需不断吸取国内外先进经验，引进新技术，并不断地总结经验，加强监测才能有效提高站场内压力管道的整体管理水平。

1、TSG D7003-2010压力管道定期检验规则

2、TSG D0001-2009压力管道安全技术监察规程-工业管道

3、特种设备安全监察条例2009

4、在用工业管道定期检验规程

5、GB50253-2003输油管道设计规范