洛川输油站原油储罐加热盘管腐蚀分析及改进措施
输油管道腐蚀因素分析与防护措施
输油管道腐蚀因素分析与防护措施摘要：管道运输目前是最为常见的一种运输方式，输油管道主要包括成品油以及原油管道两种类型，无论是成品油还是原油本身都会存在一定的腐蚀性，但成品油自身的腐蚀性较低，原油经过净化处理之后也不会表现出较强的腐蚀性。
但在以往运输的过程中，依然存在局部内腐蚀穿孔的案例和情况，给石油企业也带来了极大的损失。
对此，需要及时发现管道内部腐蚀的具体位置，并采取相应的处理措施，避免长时间不处理而影响管道的安全性，给周围环境带来严重的危害和污染。
文章对造成腐蚀现象的因素进行剖析，并对此探讨有效的治理策略。
关键词：输油管道；腐蚀因素；防护措施1输油管道防腐工作的意义1.1提高工作效率防腐材料的发展是社会进步的重要标志。
在现代化工业生产中，防腐材料的使用已经成为必不可少的一部分。
特别是在石油企业中，防腐材料的使用提高了效率和质量，确保了生产的持续性和稳定性。
传统的输油管道防腐采取隔离措施，以确保管道正常运行。
然而，这种方式需要大量的人力和物力投入，而且效果也很有限。
随着防腐材料的不断发展，采用新的防腐材料可以实现连续的工艺流程和少量的劳动力需求。
这种方式可以有效地降低劳动力成本，同时提高工作效率和质量。
1.2提高输油管道的工作效率输油管道的防腐方案必须满足实际需要。
不同地区和不同用途的输油管道，其防腐要求是不同的。
有些地区气候湿热，容易引起腐蚀，而有些地区气候干燥，容易引起磨损。
因此，在选择防腐方案时，需要结合实际使用条件和有效利用，如选择合适的防腐材料、采用合适的施工工艺等，以确保输油管道的长期安全运行。
合理选择防腐方案还可以节省成本。
在选择防腐材料时，需综合考虑其耐腐蚀性、耐磨损性、维修便捷性等因素，以实现防腐效果最大化和成本最小化的目标。
例如，采用长寿命的防腐材料，虽然初始投资较高，但长期使用下来可以大大降低维护和更换成本，从而实现节约成本的效果。
对于已建的输油管道，也需要定期进行分析运行参数和维护情况，以保证其正常运行。
浅谈原油储罐腐蚀现状及防腐措施
浅谈原油储罐腐蚀现状及防腐措施一、储罐腐蚀典型部位及机理分析1.原油储罐腐蚀典型部位原油储罐腐蚀主要集中发生在以下三个区域：(1) 罐顶; (2) 罐底内侧; (3) 罐底外侧。
2.罐顶包括罐顶外侧腐蚀、罐顶内侧腐蚀、上层罐壁腐蚀。
罐顶外侧腐蚀主要发生在罐顶焊缝部位。
罐顶内侧腐蚀集中在罐顶与罐壁结合部位。
上层罐壁腐蚀指罐内壁与气相空间相接触的部分,一般来说罐壁腐蚀速率稍低于罐顶内侧的腐蚀速率。
3.罐底内侧包括罐底板内侧腐蚀、罐底内侧角焊缝腐蚀、罐壁内侧下部腐蚀。
罐底板内侧腐蚀以点蚀为主,发生点蚀的部位。
一般来说,罐底变形、凹陷处、人孔附近都是最容易出现点蚀的部位。
罐底内侧角焊缝腐蚀一般表现为焊缝下边缘出现微小裂纹。
罐壁内侧腐蚀指罐壁内侧与底部沉积物或水相接触的部位,一般为均匀腐蚀。
4.罐底外侧罐底外侧腐蚀主要是罐底角焊缝处外侧壁板腐蚀，是指保温层内储罐壁板的腐蚀。
二、原油储罐腐蚀机理分析1.罐顶腐蚀罐顶外侧腐蚀主要是由于罐顶受力变形后,表面凹凸不平,凹陷处积水发生电化学腐蚀所致。
腐蚀呈连片的麻点,严重时可造成穿孔。
一般情况下,焊缝处因承受拉应力,失效破坏更加明显。
罐顶内侧腐蚀与油品的类型、温度、油气空间的大小有关,原因为油气空间因温差作用而存在结露,油品受热挥发后,其中的H2S ,CO2溶解于水膜,再加上氧的作用,形成电化学腐蚀。
腐蚀形态呈不均匀的全面腐蚀。
2.罐底内侧腐蚀罐底内侧的腐蚀主要是因为油品中含有一定比例的水、溶解氧和H2S ,CO2,Cl-等腐蚀性介质,并含有砂粒。
一般来说,罐底内侧的腐蚀多表现为局部腐蚀,且温度越高腐蚀速率越大。
一是硫化物、氯化物对罐底的腐蚀;二是溶解氧对罐底的腐蚀；三是罐底角焊缝的腐蚀：罐底与罐壁连接处的角焊缝分为内焊缝和外焊缝。
焊缝的腐蚀形态与邻近区域一致,但由于受力情况复杂,故罐底角焊缝处的腐蚀极易引起强度不足而失稳或焊缝的脆性开裂失效。
3.罐底外侧腐蚀罐底板外侧腐蚀机理为罐底宏电化学腐蚀和罐底微电化学腐蚀。
浅谈油田管道腐蚀及防腐应对措施
浅谈油田管道腐蚀及防腐应对措施随着石油工业的迅速发展，埋设在地下的油、气、水管道等日益增多。
地埋管道会因为土壤腐蚀形成管线设备穿孔，从而造成油、气、水的跑、冒、滴、露。
这不仅造成直接经济损失，而且可能引起爆炸、起火、环境污染等，产生巨大的经济损失。
本文对管道腐蚀危害做了简要说明，并结合日常生产中管道腐蚀的情况，对其腐蚀机理做了进一步的阐述。
结合腐蚀机理提出防腐应对措施，并进一步介绍了新型防腐技术，为今后油田管道设备防腐工作提供了一定的工作方向。
标签：腐蚀;腐蚀危害;腐蚀机理;防腐措施一、石油管道腐蚀的危害我们把石油生产过程中原油采出液、伴生气等介质在集输过程中对油井油套管、油站内、回注管网等金属管线、设备、容器等形成的内腐蚀以及由于环境，例如土壤、空气、水分等造成的外腐蚀统称为油气集输系统腐蚀。
油气集输系统腐蚀中的内腐蚀一般占据腐蚀伤害的主要地位。
针对腐蚀研究，在整个生产系统中，不同的位置及生产环节其所发生的的腐蚀也有所不同，并且腐蚀特征及腐蚀影响因素也有所不同。
因此防腐工作是油田生产中的重要措施。
据不完全统计截止目前，我国输油管道在近20年的时间里，共发生大小事故628起，其中包括线上辅助设备故障190 起，其它自然灾害70 起，有368 起属管体本身的事故。
根据近年的调查发现：影响管线寿命和安全性的因素中，腐蚀占36.4%，机械和焊缝损伤占14.4%，操作失误占35.0%，第三方破坏占14.2%.因此，腐蝕是事故的主要原因。
[1]二、管道腐蚀的机理理论（1）土壤腐蚀土壤腐蚀是电化学腐蚀的一种，土壤的组成比较复杂，其多为复杂混合物组成。
并且土壤颗粒中充满了空气、水及各类盐从而使土壤具有电解质的特征，根据土壤腐蚀机理，我们将土壤腐蚀电池大致分为两类：第一种为微电池腐蚀，也就是我们常说的均匀腐蚀。
均匀腐蚀是因为微阳极与微阴极十分接近，这样的距离在腐蚀过程中不依赖土壤的电阻率，只是由微阳极与微阴极决定电极过程。
原油储罐的腐蚀机理分析及应对措施
原油储罐的腐蚀机理分析及应对措施摘要：作为社会经济发展和综合国力衡量的重要因素，原油资源非常宝贵。
油罐是原油在油气采输系统中的主要容器，由于当前我国炼化企业加工的原油逐渐向重质化、劣质化、高含硫等不利方向发展，从而使原油油罐腐蚀问题进一步加重，造成石化安全生产隐患和石化企业经济损失。
本文通过分析原油油罐腐蚀形成的机理，探讨应采取的应对保护措施，以便提高原油储罐的防腐蚀水平。
关键词：原油储罐；腐蚀机理；应对措施由于原油内含有一些如硫化物、无机盐、有机酸、二氧化硫、氮化物、水分、氧等腐蚀性杂质，虽然这些杂质含量较少，但容易造成储罐腐蚀，目前绝大多数储罐损坏是由腐蚀引起的，如外腐蚀和内腐蚀。
随着我国原油消耗的日益加大，国产原油已不能满足自身市场的需要，需要进口外国原油。
随着中东原油质量的不断下降，高硫化、高酸、高含水量趋势越发严重，也加剧了原油储罐的腐蚀。
腐蚀容易使原油油罐使用寿命大打折扣，且腐蚀物质进入原油后容易在炼化后污染环境，降低成品油质量。
而一旦储油罐因腐蚀穿孔出现原油泄漏事件，不仅容易污染环境，还容易引起重大火灾或爆炸事故，造成严重的安全生产事件并影响人身财产安全。
1原油储罐腐蚀机理分析原油储罐一般使用寿命设计为20年，但因为各种原因加上防腐意识不强，原油储罐的使用寿命一般都达不到20年这个期限，研究表明在投入使用2-3年后，罐体都会出现不同程度的腐蚀，其中以油罐底部和顶部腐蚀最为严重，特别是油罐底板及底圈壁板的腐蚀速度是最快的，可以＞0.15mm/年的速度发展，并出现大面积腐蚀麻坑，深度可达1-3mm。
1.1气相部位腐蚀机理油罐气相部位的腐蚀主要是电化学腐蚀，主要是该部位的原油挥发出H2S、HCI等酸性气体，或罐中原有或后期进入的水分、CO2、SO2等气体可凝结成酸性溶液凝聚在罐壁，从而发生化学腐蚀。
其中CO2可造成片状腐蚀、坑点腐蚀等局部腐蚀。
而硫腐蚀主要是以s元素、H2S为主，在无水状态下，原油的硫化氢对金属无腐蚀作用，但在有水气的情况下，H2S或S元素容易产生固态形式腐蚀产物，且腐蚀速度变快。
油田集输管线的腐蚀原因及防腐对策
油田集输管线的腐蚀原因及防腐对策油田集输管线是油田生产的重要设备之一，其承担着生产过程中输送油气的重要作用。
由于管线所经过的环境在室内外温度变化、气候环境、介质性质等方面都存在着较大的变化，因此油田集输管线的腐蚀问题一直备受关注。
本文将从腐蚀原因和防腐对策两个方面对油田集输管线腐蚀问题给出一些浅析。
1. 介质腐蚀油气中含有H2S、CO2等气体，这些气体容易在水分的存在下形成酸性环境，产生蚀刻作用；而油气中也含有一定量的NaCl和硫酸根离子等物质，这些物质也容易在水分的存在下产生化学反应，引起金属表面的腐蚀。
油田集输管线物质的强腐蚀性是造成油田集输管线腐蚀的重要原因之一。
2. 环境腐蚀油田集输管线所经过的外部环境涉及水、泥土、空气等各种物质，特别是在潮湿、盐雾、酸雨等恶劣环境下油田集输管线的腐蚀更加严重。
同时，由于管线的隐藏性较高，生锈等问题一旦出现往往已经造成很大的隐患，对于管理和控制来说比较困难。
3. 外载荷腐蚀油田集输管线由于位置的不同往往需要承受其它设备和分部设备的载荷，长时间的压力变形以及反复的拉伸会直接损伤到管线的表面，产生腐蚀。
1. 化学防腐油田集输管线在运输过程中采取一系列化学防腐方案，包括蚀刻剂、缓蚀剂、杀菌剂等等，这些化学物质可以有效地削弱集输管线与环境、介质之间的化学反应，减少腐蚀的发生。
2. 防水在制造油田集输管线时，可以采用钢管在内，再外包复合材料的方法，这样就可以在一定程度上防止内部发生腐蚀。
同时，在管道维护过程中加强防水措施，及时排除积水，也可以有效预防集输管线的腐蚀。
3. 防护对于集输管线设备本身，可以在钢表面涂上一层防腐漆，这可以在一定程度上防止外界环境的腐蚀。
同时，还可以在其它设备上采用防腐钢材料，增加防护措施。
以上三种防腐对策都可以很好地应对油田集输管线腐蚀问题的存在，但实际应用中需根据管线所处环境和介质等情况综合考虑，合理运用。
对于油田集输管线的防止腐蚀和延长使用寿命，还需要从生产和管理等各个方面严格控制。
原油储罐加热管腐蚀原因及对策
罐， 加热管可 以采取内防腐措施。具体 的防腐措施方法可以采用 以下几种： １ 、 涂料 防护法 涂料防腐的原理是用覆盖层将金属与介质隔开 ，从而对金属起到保 护 作用 。 涂层施工时储罐表面要求严格除油、 除水， 然后进行喷沙 除锈处理， 表 面清洁度达 到标准要求， 还 要求处理表 面达到一定的粗糙度 。 表面粗糙度可 以用形状和 大小来进行定性。喷沙除锈合格后的金属表面应在８ ｈ 以内涂刷 底漆 。每道漆涂刷必须表干后方可涂刷下一道 ， 底漆、 过渡漆和面漆施工的 刷子不可混用。 施工环境必须保持干燥 ， 施工现场要配备通风换气设施。 一 次配料需在５ ｈ 内 用完 。处理完毕的罐体表 面应该做到外观无漏涂、 气泡、 皱 折， 厚度达到设计要求 ， 附着力， 用小刀在 覆盖层上切一舌形 口， 用小刀从舌 尖处撬起涂层， 以覆盖层不成块脱落为合格。 ２ ． 阴极保护 阴极保护法， 在被保护金属与牺牲 阳极所形成的大地电池 中， 被保护金 属体 为阴极 ， 牺牲阳极 的电位往往负于被保护金属体的电位， 在保护 电池 中 是阳极 ， 被腐蚀消耗， 故也称为“ 牺牲 ” 阳极。阴极保护法是用 电极 电势 比被 保护金属更 低的金属或合金做阳极， 固定在 被保护金属上， 形成腐蚀 电池 ， 被保 护金属作为阴极极化 ， 降低腐蚀速率从而得 到保护 通常用作牺牲 阳极
原油储罐加温盘管的技术改造-文档资料
原油储罐加温盘管的技术改造1、加温盘管的组成及工作原理1.1加温盘管的组成加温盘管由冷凝水排水管、蒸汽加热进汽管、控制阀门及加热盘管组成。
1.2加温盘管的加温原理石油的性质因产地而异，密度为0.8-1.0克/厘米3，粘度范围很宽，凝固点差别很大（30-60°C），沸点范围为常温到500°C以上，可溶于多种有机溶剂，不溶于水，但可与水形成乳状液。
组成石油的化学元素主要是碳（83%-87%）、氢（11%-14%），其余为硫（0.06%-0.8%）、氮（0.02%-1.7%）、氧（0.08%-1.82%）及微量金属元素（镍、钒、铁等）。
由碳和氢化物合形成的烃类构成石油的主要组成部分，约占95%-99%，含硫、氧、氮的化合物对石油产品有害，在石油加工中应尽量除去。
在原油运输储存中常温原油粘度大流动性差，加热后粘度降低流动性升高，有利油品的运输加工，所以在油品储存中对加热脱水要求很严格。
原油在进入原油储罐后，由罐中的加温盘管对其进行加温，加温盘管通过与热媒体（一般以饱和蒸汽为热媒体）的交换，实现对罐内油品的加温，以降低油品粘度，改善其流动性，便于泵输送和装置加工。
1.3加温盘管的分类现在大型原油储罐中常用的管式加温盘管按照布置形式可分为全面加温盘管和局部加温盘管;按照结构形式可分为排管式加温盘管和蛇管式加温盘管。
（1）排管式加温盘管排管式加温盘管由若干个盘管所组成，每一分段由2-4根平行的管子构成，与两根汇管连接而成，几个分段构件以并联串联方式连成一组，组的总数取偶数，对称布置在进出油结合管的两侧，每组都有独立的蒸汽进口和冷凝水出口。
根据油罐的大小，通过工艺计算，确定罐内加热器的分组数。
为便于冷凝水的排除，进出口之间要形成一定的坡度。
分段式加热器长度不大，摩阻小，可采用较低压力的蒸汽。
但分段之间的连接处是容易泄漏的部位。
排管式加温盘管如图一所示，这种加温盘管多用DN50的无缝钢管现场焊接而成。
输油管道腐蚀因素分析与防护措施
输油管道腐蚀因素分析与防护措施摘要：输油管道的运行关系到了原油、天然气等介质安全稳定的输送，由于输油管道工程距离长、跨度大，受多种因素影响容易对输油管道造成腐蚀，如果忽视了输油管道的防腐工程，随着腐蚀现象的不断加重会引起严重的安全风险。
这就要求相关单位必要加强对输油管道腐蚀问题的研究，明确引起输油管道腐蚀的原因，采取相应的防腐措施，做好对输油管道的保护，避免因腐蚀问题引发输油管道运行的安全问题。
关键词：输油管道；腐蚀因素；防护措施引言为了提高油气管道的使用寿命，在合理选择防腐涂层和防腐方法的同时，要加强防腐管道的运输施工和维护。
为了及时准确的维护管道，在管道维修中，采用先进的计算机实时监控手段对油气管道进行实时监控。
无论采用哪种防腐方法，都不是一劳永逸的。
针对输油管道腐蚀因素分析，管道的周边环境，技术成本和防腐效果等，都是选择时应综合考虑的因素。
未来的发展方向将是利用多种防腐技术，同时发展环保、高防腐效率的技术。
1输油管道腐蚀因素分析1.1金属腐蚀腐蚀是金属和周围的环境因化学或电化学反应而导致的破坏性侵蚀。
狭义的腐蚀指金属的腐蚀。
腐蚀广义上是指化学或电化学材料和环境之间的相互作用，导致材料功能破坏。
它本质是化学变化发生在一个金属的腐蚀，根本上是金属元素形成化合物的氧化。
金属的腐蚀是指金属与外部周围介质发生化学变化、电化学变化或物理溶解从而产生的损坏。
埋地输油管道的腐蚀有管道外腐蚀和管道内腐蚀。
管道内腐蚀是由于管道输送的介质含有腐蚀性成分引起的。
管道内腐蚀是管道腐蚀的主要形式大多集中在低洼积水处、气液交界面弯头等处。
管道内腐蚀包括多相流的冲蚀与腐蚀和气体腐蚀。
管道外腐蚀包括杂散电流腐蚀、土壤环境腐蚀、微生物腐蚀、冲刷腐蚀等。
根据金属损伤基本特征，腐蚀可分为两类：整体腐蚀和局部腐蚀。
1.2输油管道的内腐蚀石油产品含有大量的二氧化碳，溶解盐和硫化氢。
在运输的过程中，和内部的管道很容易发生化学反应，尤其是在油田开发后期，由于注水开采，运输介质的含水量增加，这加剧了管道内部的腐蚀。
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洛川输油站原油储罐加热盘管腐蚀分析及改进措施
摘要：针对洛川输油站内 1#罐以及 4#罐加热盘管破裂的现象，分析盘管在油罐
底部被腐蚀穿孔的原因，主要通过盘管外部腐蚀，即罐底腐蚀，盘管内部腐蚀，
主要是二氧化碳腐蚀及轻微的水击现象，提出了在生产中应该做到的措施，从而
有效的保护加热盘管，增长盘管的使用寿命。
最后针对参考别站方法，对盘管泄
漏检测方法进行改进。
关键词：原油储罐加热盘管罐底腐蚀
洛川输油站是长庆油田第一输油处的重要中间站之一，建于 2001 年，其主要
的功能除了密闭外输外，还需要一部分泄放进罐，向延炼交油，站内共有四座5000m2 拱顶罐用于原油储存，为了保持储罐内，原油的流动性，防止凝固。
自
储罐建成后，储罐底部的加热盘管起到了很重要的作用，但随着使用年限的增长
和利用率的增大，近些年，沿线的各站储罐加热盘管都有穿孔、破裂现象，使原
油通过回水管线进入污水井，站内污水井可检测出可燃气体浓度，影响了场站的
日常生产，因此，对加热盘管腐蚀的分析是很有必要的。
加热盘管腐蚀的分析可以从三种可能性着手，加热盘管外部腐蚀（即罐底部
原油腐蚀）、加热盘管内部冷凝水与二氧化碳腐蚀、水击对加热盘管影响。
1.加热盘管外部腐蚀
腐蚀的必要条件是氧和水共存。
油罐中存在沉淀物和含有氯化盐（如Mgcl2，Cacl2）的油水混合物，以及 H2s、Cl- 和硫酸盐还原菌等。
油罐内油品携带的水分
和罐内气体中的水蒸气的凝结，呈酸性，在腐蚀罐底的同时，也可将加热盘管的
外壁腐蚀，硫化氢在没有液态水时（气相状态）对设备腐蚀很轻，或基本无腐蚀，但在遇水时，极易水解，在水中发生的电离式为：H2S→H++HS-，在 H2S-H2O 体
系中的 H+、HS-、S2-和 H2S 对金属腐蚀为氢去极化作用，另一方面由于罐底附近
大量的Cacl2、Mgcl2 存在，Cacl2、Mgcl2 受热水解产生 HCl 所致，HCl 和 H2S 的
同时存在，会相互促进，使腐蚀加剧：Fe+2HCl→FeCl2+H2；
FeCl2+H2S→FeS+2HCl；FeS+2HCl→FeCl2+ H2S罐底的原油冲刷，对加热盘管外部
也有很大的影响，由于储罐经常进行来油泄放以及外交输油，罐底油泥较少时，
会经常受到原油的冲刷，当罐底油泥增多时，油泥中存在的细菌也会腐蚀钢管，
细菌中含有硫代硫酸盐、硫氧化细菌等。
以硫酸盐还原菌为例，在氢原子存在条件下，硫酸盐还原菌能将硫酸盐还原
成硫化物，从而存进了钢管表面的阳极离子化反应，加速加热盘管的腐蚀。
反应
式如下：
SO42-+8H+→S2-+4H20；
Fe2++S2-→FeS↓；
Fe→Fe2++2e-
2.加热盘管的内部腐蚀
加热盘管内部腐蚀主要是冷凝水与管中气体对管内壁的腐蚀，由于靖咸管道
的所处地域的原因，冬季生产运行时间较长，所以加热盘管使用时间相对较长，
其中管线中的冷凝水与气体会对管内壁造成腐蚀。
加热盘管内部也存在着电化学腐蚀，同种金属内部不同部位的电位差是由于
金属内部存在着晶间、电偶、缝隙等因素而产生过程中造成的，导致在同一金属
结构内部存在着众多小范围的阳极区和大片阴极区。
金属结构一旦处于电解质环
境中，腐蚀电池将开始工作。
当蒸汽停止供应时，盘管内有大量死水，提供了形
成原电池的环境条件，同时产生大量水锈。
3.水力方面对加热盘管的影响
水击也可能是对加热盘管有大的影响，当蒸汽从锅炉中进入加热盘管后，由
于温度的变化，立即产生大量的冷凝水，根据流体动力学基本理论进行分析，可
以得到加热盘管进气阀门开启过快、排水效果差事引发水击的直接因素。
当加热盘管内的流体在质点2处遇阻发生冲击的瞬间，其动压全部转化为静压，此时， 2 =0，质点2的断面压力 P 急剧增加，沿着盘管传播振荡，导致了
加热盘管内的水击现象。
根据1#罐加热盘管的平面排布，可以大概分析出排管中液体的压力排布，冷凝水经过排管换热器时，由于排管为四根管并联所以在各管
段中阻力损失相同的情况下，总阻力损失较大，所以，当冷凝水到出口端时，压
力较小，只需保证出口疏水阀无堵塞即可。
末端出水口受水流动压影响不大。
4.改进措施
（1）针对于罐底盘管的外部腐蚀，洛川站1#罐，换加热盘管罐内动火时，
在预置的盘管上使用了耐高温防锈硅酸锂富锌漆，它有着良好的耐高温、耐候性，耐水性好，并且具有良好的绝缘性，能有效的防止罐底油品，以及长期堆积的底
部油泥对加热盘管的影响，但是附着力及耐汽油性较差也是这种防腐漆的不足，
所以为了防止腐蚀的发生，涂料涂敷钱必须对盘管外表面金属进行喷砂处理，提
高盘管外部的粗糙度，增加涂层与盘管间附着力。
（2）关于罐底盘管的内部腐蚀，应针对洛川站内情况（冷凝罐与软水罐相通），防止冷凝回水系统中的二氧化碳进入水循环，减少二氧化碳含量，减缓整
个加热系统中的二氧化碳腐蚀；增加除氧设备，锅炉使用除氧水，减缓氧腐蚀，
停止给储罐供应蒸汽后，系统应尽量排除管线内的死水，防止死水腐蚀盘管内部，造成蚀坑；并把蒸汽进出口阀门关闭，防止空气进入系统中，减少氧腐蚀。
在盘
管铺设安装时，盘管应采用不同壁厚的无缝管，靠近出口低端管线壁厚适当增加
1~2mm，以提高该管段的磨损和腐蚀余量。
（3）针对管内防止水击现象发生方面，保证疏水阀的畅通以保证整条回水线路的畅通；当启动阀门的时候，必须缓慢开启加热盘管的进气阀门，控制初始蒸
汽的流量，刚启用加热盘管时，应先将加热盘管的出口阀门旁通阀门打开，进行
排水，带出口有蒸汽冒出后再关闭旁通阀门，启用疏水阀正常排水；停止加温时，必须缓慢关闭进气阀门，而出水口阀门不必关闭；在罐内，加热盘管的卡子应与
盘管保持可活动空间，防止蒸汽压力变化时，发生轻微水击，使管子受到外部应
力过大；在锅炉提供蒸汽压力方面，在洛川的锅炉岗，锅炉内部大小火转换设定
蒸汽压力一般范围为0.45Mp~0.55Mp，设定压力尽量减小范围，可以防止锅炉大
小火转换时，蒸汽压力变化幅度过大，造成盘管内压力变化大，蒸汽与冷凝水运
行不稳定。
同时，在铺设管线时，卡子不宜过紧或过松，应适当，防止出现水击
震荡时，管线卡的过紧会对管线本身造成影响。
（4）在洛川站工作期间，发生过4#罐（现在已清罐）加热盘管泄露，由于
无法及时发现，罐内油顺着回水进入污水井内，造成站内多处污水井内可燃气体
含量到达0.5%左右，对站内的安全生产造成了影响，借鉴他人的方法，可以在站
内回水管网内建立一套泄露检测系统，主要针对少量油随回水进入水循环系统，
在罐区每个回水管线上安装一个玻璃观察管，如下图
根据以上借鉴的改造措施，配合站内员工的巡检，就可以有效监护储罐内加
热盘管是否破裂，及时的发现和制止储油罐内原油流入回水循环中，保证生产工
作的安全。
参考文献：
[1]童华全.研究油气集输管道腐蚀与防腐措施[J].工程技术：全文版，2016（12）：00203-00203.。