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FB205液化石油气储罐腐蚀原因研究 　　摘要：本文通过对一台在用液化石油气储罐全面检验时发现的腐蚀案例进行了原因分析及处理，最后提出预防措施，希望能为今后液化石油气储罐检验提供一些帮助，以保证生产装置能够长周期安全运行。 关键词：液化石油气；腐蚀；分析；预防措施。 中图分类号：F470.22 文献标识码：A 文章编号： 1FB205液化石油气储罐概况 某石化公司化肥装置一台液化石油气储罐（位号为FB205）在2010年开罐全面检验时发现罐体内外壁底部都存在大面积坑状腐蚀现象。首先我们审查了该储罐的原始资料和运行记录，该储罐于1996年投入使用，筒体材质为16MnR，规格为φ1600×14/mm，工作压力Pc=0.8Mpa，工作温度TC=9℃，介质为液化石油气；储罐出厂文件基本齐全，在检查过程中并未发现其在运行过程中存在异常现象，储罐定期检验也按规定进行，上次全面检验未发现异常情况。 2储罐检验情况概述 本次全面检验项目按照《压力容器定期检验规则》(TSG R 7001-2004)的要求进行了宏观检验、测厚和表面无损检测，其中表面无损检测的磁粉检测中未发现内表面焊缝缺陷；但是我们在内外部宏观检查过程中发现罐体内壁和外壁都存在局部坑状腐蚀现象，其中内壁腐蚀面积1000mm×500mm,腐蚀深度平均为1.5mm,最深约2mm，罐内除局部腐蚀外，还发现大量氧化皮；储罐外壁腐蚀最严重的部位壁厚已经减薄至2.7MM（该储罐的筒体原始壁厚为14mm），且和内壁腐蚀不在同一部位，具体腐蚀情况见图1。 图1罐体腐蚀状况 3原因分析 3.1 材质分析 我们对储罐未腐蚀部位的材质进行了化学成分分析，该储罐主要受压元件材质16MnR属于低合金钢，S和P的含量会严重影响钢材的性能，S对钢的力学性能、焊接性能、耐腐蚀性能均有不利影响；P可使钢的塑性和韧性大大降低[1]，分析结果显示，该容器材料的S、P含量都不超标，抗拉强度也符合国家标准的要求，其分析结果见表1。 表1：罐壁材质化学成分及力学性能分析 由分析结果可知，该储罐的原材料没有问题，所以我们基本排除了主体材质劣化、氢腐蚀及应力腐蚀的问题。那么该储罐内壁底部的腐蚀坑是由什么原因造成的呢？ 3.2 介质分析 从这类腐蚀与罐体母材表面的冶金质量、制造加工表面粗糙度、罐内介质成分，以及储罐焊缝表面无损检测看其腐蚀类型我们认为是局部氧浓差电化学腐蚀[2]，因为在液化石油气中或多或少带有H2S、H2O、溶解氧等杂质进入罐里，成为电解质溶液；与此同时，由于该储罐母材表面存在大量氧化皮，导致罐壁的防腐效果不好，且储罐底部浸泡在溶液中，在腐蚀部位的地方储罐母材表面形成缝隙，缝内是阳极，在电位差推动下发生Fe→Fe2＋＋2e的溶解反应，由于电池具有大阴极－小阳极的面积比，腐蚀电流较大；缝外是阴极，发生1／2O2＋H2O＋2e→2OH－反应，随着腐蚀的进行和腐蚀产物在缝口形成，逐步发展为闭塞电池，此时缝内Fe2＋便难以扩散、迁移出外，随着Fe2＋、Fe3＋的积累，缝内造成正电荷过剩，促使缝外S2－迁移入内以保持电荷平衡。H2S的水解使缝内介质酸化，加速了阳极的溶解，阳极的加速溶解又引起更多的S2－迁入，如此反复进行，形成一个自催化过程，使缝内金属Fe的溶解加速进行下去，也就形成坑状腐蚀现象。 3.3 储罐外壁腐蚀原因分析 该储罐属于卧式结构，露天放置，采用100mm冷保温，顶部有操作平台，操作平台距离筒体最高点h不足200mm，如图2所示。 图2罐体截面示意图 通过对该储罐所在装置近20年的发展历史了解，我们发现曾有个工艺落后的硝酸生产装置（现已拆除）在该罐附近200米内，其储罐常常有硝酸的烟气排出，我们知道硝酸烟气在下雨天遇水稀释形成稀硝酸，稀硝酸遇着金属就发生如下化学反应[3]： 2Fe十8HNO3=2Fe(NO3)3十2NO↑十4H2O ① 2Fe(NO3)3+Fe=3Fe(NO3)2② 为了搞清楚该硝酸装置跟储罐外壁腐蚀有无直接关系，我们将该液化气储罐的保温全部拆除，在拆除过程中发现操作平台距离筒体太小，二者之间的空间不够宽敞，导致该处没有保温完全，这样雨水就很容易灌入保温层中，从而导致雨水在罐体下方聚集。当雨水中有硝酸成分时，就会发生式①式和②式的化学反应，时间越长，罐体外壁的腐蚀就越厉害，最终导致储罐外壁形成大面积腐蚀坑。 4 处理结果及预防措施 4.1处理结果 因该储罐筒体底部腐蚀严重，经强度校核,该储罐厚度已不能满足继续使用要求，且已无修复价值，建议更换。 4.2 预防措施 由于液化石油气储罐的腐蚀涉及到材料、设计、制造、工艺等多种因素，因此