黃紹碩，程 偉，程四祥

(1.中國石化中科(廣東)煉化有限公司，廣東 湛江 524076;2.合肥通用機械研究院有限公司，安徽 合肥 230031)

大型原油儲罐是國家戰(zhàn)略石油儲備和商業(yè)石油存轉(zhuǎn)輸?shù)年P(guān)鍵設備，單罐儲存容積最高可達15萬立方米，建造成本高，失效后果嚴重[1-2]。AQ 3053—2015《立式圓筒形鋼制焊接儲罐安全技術(shù)規(guī)程》要求常壓儲罐需要按照一定的周期進行定期檢驗[3]。SY/T 5921—2017《立式圓筒形鋼制焊接油罐操作維護修理規(guī)范》要求油罐的維修周期一般為6～9 a，新建油罐第一次修理周期不宜超過10 a[4]。然而，由于大型原油儲罐清罐周期長，一般單臺大型原油儲罐檢維修需要耗時3～6個月，企業(yè)很難按期對每臺大型原油儲罐進行開罐檢維修。AQ 3053—2015建議儲罐或儲罐群還可以采用RBI方式，根據(jù)儲罐面臨的風險的大小，決定檢驗策略、檢驗方法、檢驗重點和檢驗周期。API 581和GB/T 30579—2014給出了常壓儲罐基于風險的檢驗及評價方法[5-6]，對常壓儲罐開展RBI評估起到了指導作用。為了優(yōu)化儲罐檢驗周期，以某商業(yè)油庫6臺大型原油儲罐為研究對象，將聲發(fā)射等在線檢測技術(shù)和RBI評估方法應用在大型原油儲罐上[7-8]，計算儲罐風險，制定基于風險的檢驗策略，為企業(yè)開展常壓儲罐在線檢測及RBI評估提供參考。

1 研究對象和研究方案

1.1 研究對象

某油庫有6臺10萬立方米大型原油儲罐G1至G6，2012年10月投用，至2021年已經(jīng)運行9 a。由于生產(chǎn)運行需要，2021年無法對這6臺儲罐安排開罐檢維修。

1.2 研究方案

為了更加全面地了解儲罐安全狀況，將在線檢測和RBI評估技術(shù)結(jié)合起來，通過在線檢測來獲取罐壁板壁厚、基礎沉降、罐底板腐蝕狀況等數(shù)據(jù)，并將這些數(shù)據(jù)作為RBI評估數(shù)據(jù)采集的一部分，進而更準確地計算儲罐風險，制定基于風險的檢驗策略。技術(shù)路線見圖1。

圖1 基于風險的檢驗技術(shù)路線

2 在線檢測和風險評估

2.1 在線檢測

考慮在役狀態(tài)下儲罐在線檢測內(nèi)容的可行性和必要性，選擇對6臺大型原油儲罐進行宏觀檢查、在線測厚、沉降觀測和聲發(fā)射檢測。

2.1.1 宏觀檢查

對6臺大型原油儲罐進行宏觀檢查，儲罐整體狀況良好，但仍發(fā)現(xiàn)以下主要問題： (1)G4罐浮頂上方有油泥堆積；(2)G1,G4和G5罐邊緣浮艙頂板產(chǎn)生銹蝕；(3)G1,G2和G5罐量油管、導向管表面產(chǎn)生銹蝕；(4)G4罐泡沫擋板內(nèi)有鐵銹集聚；(5)G1和G5罐人孔蓋/自動通氣閥等安全附件產(chǎn)生表面銹蝕。

2.1.2 在線測厚

用測厚儀對罐壁板和浮艙頂板進行超聲測厚，測厚結(jié)果見表1。由表1可以看出：罐壁板和浮艙頂板未見明顯均勻腐蝕減薄。

表1 在線測厚結(jié)果

2.1.3 沉降觀測

用水準儀觀測罐基礎一周24個沉降觀測點的高程[9]，觀測點平面布置見圖2，其中觀測點1和觀測點24之間為原油的進出口管。罐內(nèi)徑 80 m，24個沉降觀測點，相鄰觀測點間距約為10 m。觀測結(jié)果見表2。

圖2 觀測點平面布置圖

表2 罐基礎沉降觀測結(jié)果

由表2看出：6臺大型原油儲罐相鄰點高程差最大值為23 mm，對稱點高程差為95 mm。依據(jù)GB 50341—2014，儲罐沿罐壁周圍方向任意 10 m 弧長內(nèi)的沉降差不應大于25 mm，罐基礎直徑方向上的沉降差不應超過0.003 5D，即280 mm，也就是說6臺大型原油儲罐相鄰點高程差和對稱點高程差均未超出GB 50341限定值，符合標準要求。

2.1.4 聲發(fā)射檢測

依據(jù)JB/T 10764—2007《無損檢測-常壓金屬儲罐聲發(fā)射檢測及其評價方法》對6臺大型原油儲罐進行聲發(fā)射檢測[10]。進行聲發(fā)射檢測應保證滿足以下條件：(1)儲罐液位達到最高操作液位的80%；(2)關(guān)閉進出口閥門及其他干擾源，如雷達液位計等；(3)在滿足條件(1)和(2)的基礎上，靜置24 h以上。聲發(fā)射檢測結(jié)果見表3，G1罐定位見圖3。

表3 聲發(fā)射檢測結(jié)果

圖3 G1罐聲發(fā)射檢測定位圖 單位：m

由表3看出：G1罐罐底板腐蝕狀態(tài)等級為Ⅲ級，存在明顯局部腐蝕；G2至G6罐罐底板腐蝕狀態(tài)等級均為Ⅱ級，存在輕微局部腐蝕跡象。

2.2 風險評估

2.2.1 數(shù)據(jù)采集

儲罐數(shù)據(jù)采集包括設計/建造數(shù)據(jù)、運行數(shù)據(jù)和采樣數(shù)據(jù)等所有會對儲罐結(jié)構(gòu)失穩(wěn)和功能失效的數(shù)據(jù)。此次評估6臺10萬立方米大型原油儲罐均為單盤外浮頂式常壓儲罐，直徑80 m，設計溫度55 ℃，設計壓力常壓。

在防腐方面，罐底及以上2 m內(nèi)壁涂刷環(huán)氧漆，漆膜干膜厚度在350 μm以上；罐外壁涂刷環(huán)氧富鋅底漆/云鐵環(huán)氧中間漆/聚氨酯面漆，漆膜干膜厚度在250 μm以上。

在陰極保護方面，罐底板上表面均焊接支架，支架上焊接鋁合金陽極塊，利用陽極塊向儲罐底板上表面提供保護電流。罐底板下表面均設置外加電流對罐底板進行陰極保護。

2.2.2 失效模式和損傷機理分析

罐底板上表面、大角焊縫以及底層罐壁板內(nèi)側(cè)與原油接觸，原油中含有水、硫化氫、鹽、微生物和固體顆粒物等，會產(chǎn)生酸性水腐蝕、濕硫化氫腐蝕以及固體顆粒物的沖刷腐蝕。

罐底板下表面主要與罐基礎和底板縫隙中的水、空氣和微生物接觸，易于發(fā)生雜散電流腐蝕和氧濃差電池腐蝕。

大角焊縫內(nèi)側(cè)與原油接觸，外側(cè)與大氣接觸，且處于應力集中位置，還可能產(chǎn)生環(huán)境開裂。

單盤板上表面、罐壁板外表面、頂層罐壁板內(nèi)表面及浮艙頂板上表面均與大氣接觸，主要發(fā)生大氣腐蝕，尤其是防腐涂層破損位置。單盤板下表面、浮艙底板下表面主要與原油或者原油界面以上易揮發(fā)油氣接觸，存在濕硫化氫破壞損傷機理。

大型原油儲罐的失效模式，以腐蝕減薄，尤其是局部減薄為主，環(huán)境應力腐蝕開裂、機械損傷和其他損傷也時有發(fā)生，發(fā)生材質(zhì)劣化的可能性較低。

2.2.3 風險計算

利用某單位RBI評估軟件“通用石化裝置風險評估系統(tǒng)”對6臺大型原油儲罐當前年份風險進行計算，結(jié)果見表4。

表4 風險計算結(jié)果

由表4可以看出，當前年份G1罐風險為3D，風險等級為中高風險；G2～G6罐風險為2D，風險等級為中風險。

2.2.4 基于風險的檢驗策略

根據(jù)識別的失效模式和損傷機理，以風險為依據(jù)，制定基于風險的檢驗策略，包括宏觀檢查、測厚和表面無損檢測等內(nèi)容。

基于風險的檢驗策略不僅可以給出無損檢測方法及比例，還可以給出了重點檢驗部位與方法；檢驗策略不僅針對罐底板和罐壁板，還針對浮盤、中央排水管等主要附屬設施。儲罐風險不同，檢驗時間和檢驗比例都會有所差異。

3 結(jié)果與討論

3.1 檢驗周期

常規(guī)的周期性檢維修一般按照SY/T 5921推薦的檢驗周期執(zhí)行，一般6～9 a，最長不超過10 a。通過對G1至G6罐開展在線檢測及RBI評估，識別了儲罐失效模式和損傷機理，了解了儲罐風險并確認了風險等級，確定G1罐的下次檢驗時間是2022年，G2至G6罐下次檢驗時間是2026年，對應地G1罐檢驗周期為10 a，G2至G6罐檢驗周期為14 a。也就是說，通過對這6臺大型原油儲罐進行在線檢測及RBI評估，在保障儲罐安全的前提下，使其大修周期由9 a延長至 10～14 a，優(yōu)化了儲罐大修周期，降低了檢驗頻率，節(jié)省了檢維修費用，有效解決了儲罐到期需要檢驗而生產(chǎn)運行無法安排檢驗之間的矛盾。

3.2 檢驗比例

以G1罐為例，將SY/T 5921推薦的檢驗比例和RBI評估給出的檢驗比例進行對比，結(jié)果見表5。

表5 檢驗比例對比

由表5可以看出：

(1)與SY/T 5921推薦的檢驗比例相比較，RBI評估給出的檢驗比例更加可行。比如SY/T 5921推薦對罐底板100%焊縫進行真空試漏，而RBI評估建議只對邊緣板可檢焊縫進行100%真空試漏，考慮到罐內(nèi)存在陽極塊、加熱盤管和浮盤支柱等諸多附屬設施，實際上很難做到對100%焊縫進行真空試漏。

(2)與SY/T 5921推薦的檢驗比例相比較，RBI評估給出的檢驗比例更加突出重點。比如罐底板是儲罐容易發(fā)生腐蝕的部件，且主要發(fā)生在邊緣板，所以RBI評估建議對邊緣板可檢焊縫進行100%漏磁檢測，中幅板50%焊縫進行漏磁檢測，重點檢測邊緣板。

(3)與SY/T 5921推薦的檢驗比例相比較，RBI評估給出的檢驗比例相對低一些，例如SY/T 5921推薦對下部三圈焊縫進行超聲檢測，縱焊縫不小于該部分焊縫總長的10%，丁字焊縫100%，而RBI評估建議對下部兩圈內(nèi)壁丁字口焊縫各方向500 mm進行超聲檢測。

4 總結(jié)與展望

(1)通過在線檢測和RBI評估，可以識別儲罐的失效模式和損傷機理，計算儲罐風險和風險等級，將6臺大型原油儲罐的檢修周期由6～9 a延長至10～14 a ，降低了開罐檢驗頻率，節(jié)省了檢維修費用，解決了大量儲罐到期需要檢驗而生產(chǎn)無法安排這些儲罐開罐檢驗之間的矛盾。

(2)與SY/T 5921推薦的檢驗策略相比較，基于風險的檢驗策略，可行性更強，突出重點，無損檢測比例低，并給出了主要附屬設施的檢驗方法和檢驗比例，將有限的檢驗資源用在需要重點檢驗的地方，提高了檢驗效率。

(3)常壓儲罐的風險評估方法有很多，RBI評估是主流的評估方法，并且已經(jīng)納入到國家的法規(guī)和標準體系。不足之處在于：API 581和GB/T 30578都只給出了罐壁板和罐底板的風險評估辦法，并未給出罐頂板、浮盤、加熱器等其他儲罐組成部分的風險評估辦法，這也是未來儲罐RBI評估的發(fā)展方向。