(中國石油化工股份有限公司洛陽石化分公司，河南 洛陽 471012)

1 原油緩沖罐基本情況

某石化公司零位罐區(qū)于1983年建成投用，有原油緩沖罐(G001至G004)4臺，輕污油罐4臺,原油緩沖罐基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1。罐區(qū)主要承擔(dān)進廠原油的中轉(zhuǎn)和盛裝各類輕質(zhì)污油的任務(wù)，其中每年中轉(zhuǎn)原油3 Mt左右。

表1 零位罐區(qū)4臺原油緩沖罐基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

2 原油緩沖罐罐頂腐蝕現(xiàn)狀

在2015年裝置停工檢修期間，對零位罐區(qū)G002和G003罐進行了清罐檢修。檢查發(fā)現(xiàn):在兩臺罐頂板靠近角焊縫300 mm環(huán)形范圍內(nèi)的多個部位都發(fā)生了腐蝕，而且腐蝕區(qū)域呈片狀剝離脫落和腐蝕穿孔,G002罐頂板腐蝕區(qū)域脫落最大面積約100 mm×200 mm,腐蝕穿孔最大直徑5 mm；G003罐罐頂板腐蝕區(qū)域脫落最大面積約90 mm×150 mm,腐蝕穿孔最大直徑4 mm。在兩臺罐頂板靠近角焊縫300 mm環(huán)形區(qū)域內(nèi)，取均勻分布的20個點進行超聲波測厚(見圖1)。測厚結(jié)果顯示：設(shè)計4 mm厚的罐頂鋼板，G002罐罐頂測厚區(qū)域平均厚度為2.49 mm,最薄處2.12 mm； G003罐罐頂測厚區(qū)域平均厚度為2.71 mm,最薄處2.47 mm。由于4臺罐的材質(zhì)、介質(zhì)、投用時間和運行環(huán)境相同，懷疑G001和G004罐罐頂也存在同樣的腐蝕問題，因此對G001和G004罐罐頂也進行超聲波測厚，4個罐各20個測厚點的檢測匯總結(jié)果見表2。由表2可知，G001和G004罐罐頂也存在相似的腐蝕減薄情況。

圖1 罐頂超聲波測厚檢測點分布

為了進一步掌握罐頂整體腐蝕情況，對G002罐罐頂內(nèi)圈(半徑為1 000 mm范圍內(nèi))區(qū)域取均勻分布的10個點進行超聲波測厚，結(jié)果見表3。內(nèi)圈平均厚度為3.45 mm,外圈平均厚度為2.50 mm，說明罐頂鋼板腐蝕減薄程度由內(nèi)向外逐步加重。

表2 罐頂超聲波測厚檢測匯總結(jié)果 mm

表3 G002罐罐頂內(nèi)外圈測厚結(jié)果 mm

由表3可以看出,原油緩沖罐罐頂板腐蝕程度由內(nèi)向外逐步加重，罐頂板靠近角焊縫300 mm環(huán)形范圍區(qū)域均存在嚴(yán)重的腐蝕減薄甚至穿孔問題。

3 原油緩沖罐罐頂腐蝕原因

3.1 罐頂內(nèi)壁防腐措施缺失

原油緩沖罐均有保溫，但罐頂未采取保溫措施。定期對罐頂外部進行涂料防腐蝕，很好地保證了原油緩沖罐良好的外觀。由于罐頂內(nèi)壁除銹刷漆作業(yè)難度大、風(fēng)險高，因此在歷次檢修期間只對原油緩沖罐進行清罐和測厚，并未對罐頂內(nèi)壁采取過任何防腐蝕措施。當(dāng)罐頂外觀狀態(tài)良好，測厚數(shù)據(jù)顯示腐蝕減薄不明顯時，清罐檢修周期(6～9 a)較長，平時缺乏有效的罐頂腐蝕檢測手段，罐頂內(nèi)壁腐蝕問題容易被忽視，因為防腐蝕措施不到位，最終造成罐頂腐蝕減薄甚至穿孔。

3.2 潮濕空氣環(huán)境下的腐蝕

原油緩沖罐儲存原油，用蒸汽加熱來提高原油的流動性。一般進入儲罐的原油溫度較高，加之罐頂外表面無保溫，當(dāng)外界氣溫較低時，罐頂氣相空間與外部環(huán)境形成較大的溫差，罐頂氣相空間內(nèi)水汽遇到溫度較低的罐頂板，就會冷凝在半球型的罐頂內(nèi)壁上，形成水滴，而水滴在重力作用下，沿著罐頂內(nèi)壁弧形面滑落積聚在靠近角焊縫的罐頂板一側(cè)環(huán)形區(qū)域。這種過程不斷重復(fù)發(fā)生，就給長期處于潮濕環(huán)境下的罐頂提供了腐蝕的充要條件[1]。腐蝕的過程如下：

鐵在水和氧氣的緩慢作用下生成氫氧化亞鐵，因為氫氧化亞鐵在含氧環(huán)境中化學(xué)性質(zhì)極不穩(wěn)定，進一步發(fā)生氧化反應(yīng)后生成氫氧化鐵。

氫氧化鐵脫水，在緩慢復(fù)雜的化學(xué)反應(yīng)過程中生成鐵銹。

罐頂氣相空間在干濕交替變化下，銹蝕層由表向里逐漸擴展，形成鼓包和分層。隨著腐蝕不斷加深和擴展，腐蝕區(qū)域在內(nèi)外力作用下呈片狀脫落，最終發(fā)展為嚴(yán)重減薄甚至穿孔。

3.3 濕硫化氫腐蝕

高硫原油中含有較高濃度的硫化氫，硫化氫是引起鋼質(zhì)儲罐罐頂腐蝕的一個重要因素。表4是由檢測站每天11∶20對某進口原油硫化氫逸出濃度的監(jiān)測數(shù)據(jù)。從表4可以看出，原油中含有的硫化氫濃度比較高，在潮濕的環(huán)境下，為H2S-H2O型電化學(xué)腐蝕提供了條件。

硫化氫遇水后生成的氫硫酸，在水中發(fā)生電離，對金屬腐蝕為氫去極化作用，其反應(yīng)式為：

表4 原油槽車打蓋時的硫化氫質(zhì)量濃度

4 防護措施

近年來，鋼質(zhì)儲罐腐蝕問題日趨嚴(yán)重，儲罐內(nèi)防腐蝕層或襯里成為控制內(nèi)腐蝕的主要措施。結(jié)合罐頂內(nèi)壁實際腐蝕情況，考慮到襯里防腐蝕對基體除銹等級要求高，因此，采用涂刷防腐蝕涂料的措施來延緩罐頂內(nèi)壁腐蝕，同時也對G002和G003罐罐頂外圍徑向1 000 mm環(huán)形區(qū)域用6 mm 厚的鋼板進行了補焊加固，確保儲罐的安全運行。當(dāng)時因G001和G004罐不具備安全施工條件，未安排檢修作業(yè)，在2019年裝置停工檢修時，根據(jù)這兩臺罐的腐蝕情況，對這兩臺罐的罐頂進行了更換。

4.1 涂料選擇

針對原油緩沖罐內(nèi)各氣相部位潮濕和硫化氫濃度較高的問題,石油化工行業(yè)通常采用防腐蝕涂料進行防腐蝕[2]，常用防腐蝕涂料見表5。從施工難度、環(huán)保經(jīng)濟和防腐蝕效果的角度考慮，選擇了環(huán)氧類防腐蝕涂料(兩道底漆兩道面漆)。底漆選用環(huán)氧樹脂底漆與環(huán)氧磷酸鋅底漆配套使用，面漆選用環(huán)氧樹脂防腐蝕涂料，這樣搭配的漆膜堅硬耐久，附著力強，耐潮濕，防腐蝕性能較好。

表5 常用防腐蝕涂料

4.2 涂料防腐蝕作業(yè)施工技術(shù)要求

(1)罐頂內(nèi)表面預(yù)處理應(yīng)達到涂料要求的除銹等級和粗糙度。除銹作業(yè)時，不能造成金屬表面損傷。

(2)環(huán)氧酯底漆與環(huán)氧磷酸鋅底漆應(yīng)按照規(guī)定的比例配制，充分?jǐn)嚢杈鶆蚝笤谝?guī)定的時間內(nèi)使用。涂層厚度應(yīng)符合設(shè)計要求，每道環(huán)氧漆膜厚度不能小于50 μm。

(3)多道涂裝時，要嚴(yán)格按照涂料產(chǎn)品說明書所要求的時間間隔涂裝，每次涂裝前應(yīng)對前一道涂層進行漆膜固化情況檢查。

5 效果及對策

2019年裝置停工檢修，對使用了4 a的G002和G003罐進行了開罐檢查，罐頂內(nèi)壁防腐蝕涂層整體性完好，涂層表面無龜裂、起皮、鼓包、脫落等現(xiàn)象，也沒有銹蝕產(chǎn)物附著在防腐層上。按照涂層的完好情況推算，防腐層可以繼續(xù)使用8 a。這說明環(huán)氧樹脂類涂料，對鋼質(zhì)原油緩沖罐罐頂有很好的防腐蝕效果。G001和G004罐罐頂已經(jīng)嚴(yán)重腐蝕，罐頂內(nèi)表面出現(xiàn)大面積銹蝕層脫落和多處穿孔現(xiàn)象，多處鋼板厚度不足2 mm。

在今后的原油儲罐管理中，尤其對投用周期過長，超期未檢的儲罐，一定也要重視儲罐罐頂?shù)姆栏g工作。為保證儲罐的安全運行，建議采取以下措施：

(1)加強原油緩沖罐罐頂?shù)臋z修管理。根據(jù)生產(chǎn)情況提前做好清罐檢修計劃，定期進行檢修，對于罐頂已經(jīng)出現(xiàn)防護層失效或基體腐蝕的情況，一定要及時進行防腐蝕處理，防止腐蝕進一步加劇。

(2)強化現(xiàn)場施工管理，把好施工質(zhì)量驗收關(guān)。施工前針對施工人員、設(shè)備、方法、環(huán)境各個因素對質(zhì)量的影響，做好全面質(zhì)量控制。施工過程中，在做好每道工序的質(zhì)量檢查和驗收的同時，防止人為因素對鋼板基體和防腐層造成損壞。

(3)儲罐材質(zhì)升級。對于在用儲罐部分更換或新建儲罐罐體，可考慮選擇性能更好的鋼材。如用Q345鋼替代Q235鋼。

(4)加強儲罐罐頂防腐蝕管理。因為拱頂式儲罐罐頂與介質(zhì)不接觸，相較于與介質(zhì)頻繁接觸的罐底、罐壁腐蝕相對較慢,因此，容易忽視罐頂?shù)姆栏g，造成儲罐的安全隱患。今后應(yīng)進一步加強罐頂防腐蝕管理工作，防止因忽視罐頂防腐蝕而影響整個儲罐的安全運行。