主要內(nèi)容：針對成品油儲罐在開罐檢驗中發(fā)現(xiàn)的罐體涂層失效、局部腐蝕、內(nèi)浮頂密封失效、防旋轉(zhuǎn)裝置和液位計固定裝置損壞、儲罐附件損壞等諸多問題，依據(jù)國家、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范，對檢驗結(jié)果進(jìn)行歸類和分析判斷，對檢測中發(fā)現(xiàn)的腐蝕、失效和損壞三類問題，從設(shè)計、施工和運行管理三個關(guān)鍵環(huán)節(jié)進(jìn)行原因分析，制定切實可行的處理措施，逐項進(jìn)行修理整治，徹底消除了安全隱患，提高了檢修質(zhì)量與效率，保證了儲罐及時投入運行，并為其他類似儲罐的檢維修提供參考。

超級石化關(guān)鍵詞：成品油儲罐 檢修 案例分析 腐蝕 失效 損壞

1 儲罐概述

成品油儲罐位號為MG-02-005，容積為500 m3，結(jié)構(gòu)類型為內(nèi)浮頂儲罐；內(nèi)浮盤結(jié)構(gòu)為鋁制浮筒式，儲存介質(zhì)為汽油。儲罐主要結(jié)構(gòu)參數(shù)如下：

儲罐直徑φ9 m，罐壁高度9.035 m；

罐體材質(zhì)Q235B，底板厚度8.0 mm，頂板厚度6.0 mm，壁板厚度6.0 mm；

內(nèi)浮頂邊緣密封結(jié)構(gòu)為舌型密封，材質(zhì)為丁腈橡膠；

內(nèi)防腐材料類型為導(dǎo)靜電涂料；

基礎(chǔ)類型為混凝土環(huán)墻；

罐底邊緣防水結(jié)構(gòu)為水泥砂漿。

2 檢測結(jié)果及分析

該儲罐自2008年投用，使用年限近11年,存在罐底板腐蝕穿孔漏油、環(huán)境污染和著火爆炸等安全隱患，急需開罐檢查及檢修。為了摸清儲罐的狀況并保證檢驗質(zhì)量，在輸油站進(jìn)行罐體壁厚實測后，設(shè)備處又委托專業(yè)檢測公司對儲罐進(jìn)行了第三方檢驗，并出具檢驗報告。依據(jù)專業(yè)檢測公司出具的檢驗報告，對相關(guān)檢測結(jié)果及數(shù)據(jù)進(jìn)行分析判斷和歸納。該儲罐主要存在3大類問題：一是局部腐蝕嚴(yán)重，儲罐底板、壁板、頂板及焊縫存在局部腐蝕減薄問題；二是內(nèi)浮頂邊緣密封、底板涂層、邊緣板防水結(jié)構(gòu)失效問題；三是儲罐部件和附件損壞問題，如內(nèi)浮頂防轉(zhuǎn)裝置、液位計固定裝置、罐根閥密封、人孔、透光孔、進(jìn)出油管連接、清掃孔連接、消防噴淋管連接部位法蘭螺栓和密封墊等存在不同程度的損壞。

2.1 輸油站儲罐定點測厚自檢數(shù)據(jù)分析

輸油站定點測厚自檢數(shù)據(jù)見表1。

表1 儲罐定點測厚自檢數(shù)據(jù) 單位：mm

從儲罐定點測厚數(shù)據(jù)分析可以發(fā)現(xiàn)，罐體均勻腐蝕輕微，外部無明顯局部腐蝕。儲罐內(nèi)部的局部腐蝕只有經(jīng)開罐檢查方可得知。

2.2 專業(yè)檢測公司檢驗結(jié)果

專業(yè)檢測公司開罐檢查后，內(nèi)部腐蝕情況檢測數(shù)據(jù)見表2和表3。

儲罐基礎(chǔ)、內(nèi)浮頂、附件及消防系統(tǒng)檢查結(jié)果如下：

1) 罐底邊緣防水結(jié)構(gòu)局部破裂；

表2 罐底板腐蝕檢測主要數(shù)據(jù)

注：目視檢查發(fā)現(xiàn)，底板上表面涂層大面積起泡，局部已失效。

表3 罐底圈壁板和頂板腐蝕檢測數(shù)據(jù)

注：除底圈壁板存在局部腐蝕外，其他各圈壁板經(jīng)目視外觀檢查，確認(rèn)無明顯腐蝕。

2) 內(nèi)浮頂整體失控，密封裝置大面積破損、撕裂、變形、老化，失去密封作用；

3) 消防泡沫管線銹蝕，管線支架銹蝕，下端放空球閥及盲板輕微銹蝕，泡沫發(fā)生器外殼銹蝕嚴(yán)重，泡沫導(dǎo)流罩表面銹蝕嚴(yán)重；

4) 阻火器、環(huán)向通氣孔銹蝕；

5) 浮子液位計罐底固定裝置腐蝕嚴(yán)重，固定螺母撕開；

6) 內(nèi)浮頂防轉(zhuǎn)鋼絲繩腐蝕嚴(yán)重，2處罐底固定裝置腐蝕嚴(yán)重，已損壞、失效。

2.3 儲罐腐蝕狀況總結(jié)

從檢測數(shù)據(jù)可以看出，儲罐底板局部腐蝕嚴(yán)重，存在嚴(yán)重的點蝕和局部區(qū)域腐蝕減薄問題。雖然局部點蝕對底板強(qiáng)度無太大影響，但存在穿孔泄漏可能。儲罐底板點蝕深度最大6.2 mm，位置在量油孔投射區(qū)域，因量油孔投射區(qū)域無墊板，人工檢尺時操作不規(guī)范，量油尺尺砣反復(fù)錘擊罐底板，導(dǎo)致此處底板表面防腐層損壞失效、底板表面損壞、腐蝕加重。雖然該部位的腐蝕不具代表性，但也非常危險，底板剩余厚度只有1.6 mm，距離穿孔漏油只差毫厘。

從罐底板測厚數(shù)據(jù)來看，在涂層基本完好的條件下，底板平均厚度7.65 mm，設(shè)計厚度8.0 mm，平均腐蝕厚度0.35 mm，底板的平均腐蝕速率V2=0.032 mm/a<0.130 mm/a，依據(jù)GB/T 50393—2017《鋼制石油儲罐防腐蝕工程技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》，確定介質(zhì)環(huán)境腐蝕等級為Ⅱ級，屬于輕腐蝕；在面腐蝕嚴(yán)重區(qū)域，涂層已失效，按照面腐蝕深度3.1 mm計算，腐蝕速率V2=0.281 mm/a≤0.380 mm/a，確定介質(zhì)環(huán)境腐蝕等級為Ⅲ級，屬于中腐蝕。從檢測數(shù)據(jù)也可以看出，涂層的完好性對腐蝕速率的影響是非常顯著的。

儲罐罐壁除了底圈罐壁個別點存在點腐蝕外，罐壁均勻腐蝕輕微。儲罐底圈壁板實測平均厚度5.64 mm，設(shè)計厚度6.0 mm，平均腐蝕厚度0.36 mm。計算大氣環(huán)境均勻腐蝕速率V1=0.033 mm/a<0.050 mm/a，依據(jù)《鋼制石油儲罐防腐蝕工程技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》確定大氣環(huán)境腐蝕等級為Ⅱ級，屬于輕腐蝕。

儲罐頂板實測平均厚度5.69 mm，設(shè)計厚度6.0 mm，平均腐蝕厚度0.31 mm。計算大氣環(huán)境均勻腐蝕速率V1=0.028 mm/a<0.050 mm/a，依據(jù)《鋼制石油儲罐防腐蝕工程技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》確定大氣環(huán)境腐蝕等級為Ⅱ級，屬于輕腐蝕。

罐外壁防腐涂層損壞、但腐蝕較輕。潮濕空氣中含有的二氧化碳與水作用生成碳酸，附著在罐體防腐層表面。由于涂層具有透氣性，這些酸能自發(fā)地沿著涂層與金屬的界面間擴(kuò)展，從而破壞涂層與金屬表面的結(jié)合力。在太陽光的照射下，使涂層皂化、變軟、變脆、起皮，從而喪失原有的物理機(jī)械性能。

3 腐蝕及失效原因分析及處置

3.1 腐蝕原因分析及處置

成品油罐內(nèi)壁腐蝕因儲存油品不同而異。通常，汽油比柴油的腐蝕性大；另外，不同部位的腐蝕程度也有差異。罐頂和壁板上部，不直接與油品接觸，屬氣相腐蝕【1】。氣相中的腐蝕因素主要是氧氣、水蒸氣和硫化氫，該區(qū)域的腐蝕程度居中；壁板中部直接與油品接觸，屬油相腐蝕，其腐蝕程度最輕。罐底和壁板下部與油析水接觸屬水相腐蝕，腐蝕最嚴(yán)重。成品油與罐體接觸發(fā)生的腐蝕，既有化學(xué)腐蝕也有電化學(xué)腐蝕。

儲罐底板局部腐蝕嚴(yán)重，存在嚴(yán)重的點蝕和局部區(qū)域腐蝕減薄問題，與罐底部存在凝析水密切相關(guān)，同時也與涂層破損關(guān)系緊密。

儲罐罐底存水取樣化驗分析結(jié)果參見表4。

表4 儲罐罐底水化驗指標(biāo) 單位：mg/L

從上述指標(biāo)可以看出，罐底存水中氯離子、甲酸根離子含量較高，還有部分鹽類。這導(dǎo)致底板上表面腐蝕的因素很多，除表面防腐層起泡嚴(yán)重、脫離失效外，主要由沉積水中的酸類、氯離子、溶解的氧和鹽類還原菌引起。沉積物中的鹽類和有機(jī)淤泥具有黏性，抑制了氧的擴(kuò)散，從而形成氧濃差電池，產(chǎn)生腐蝕；成品油中含有甲酸和氯離子等腐蝕成分；底板腐蝕主要是電化學(xué)腐蝕，涂層破損處形成小陽極造成破損區(qū)域局部嚴(yán)重腐蝕，水中有氯離子時，因其導(dǎo)電性增大而腐蝕加速；罐底板和壁板下部與凝析水接觸屬水相腐蝕，腐蝕最嚴(yán)重。另外，含氯離子介質(zhì)或碳鋼在表面有氧化皮或銹層有孔隙的情況下易產(chǎn)生點蝕。

根據(jù)儲罐檢修規(guī)程規(guī)定和維修技術(shù)要求，對于罐底局部腐蝕部位，采取局部打磨、補(bǔ)焊方式進(jìn)行修復(fù)；對于面腐蝕嚴(yán)重、腐蝕厚度超過規(guī)程要求的底板，采取局部補(bǔ)板或換板的方式進(jìn)行修復(fù)。據(jù)檢修數(shù)據(jù)統(tǒng)計，打磨、補(bǔ)焊共計30處，補(bǔ)板4處。

3.2 罐體涂層失效分析與控制措施

專業(yè)檢測公司提供的涂層附著力劃格法檢測結(jié)果為：罐底板4級、罐壁板4級、罐頂板5級。依據(jù)評定標(biāo)準(zhǔn)，涂層附著力達(dá)不到標(biāo)準(zhǔn)的要求。

底板上表面涂層浸泡后大面積起泡。起泡是涂層常見的一種缺陷。起泡產(chǎn)生于基底表面與漆膜之間或2層漆膜之間，大小通常與基底的附著力強(qiáng)度、涂層間的結(jié)合強(qiáng)度以及氣泡或水泡內(nèi)的壓力有關(guān)。起泡原因與下列因素有關(guān)：

1) 基底表面處理不符合要求，造成附著力強(qiáng)度不足。

2) 底層涂料未干時就涂面層涂料，施工方盲目趕工期。

3) 施工時未采取通風(fēng)、防潮措施。密閉空間內(nèi)空氣不流動，濕度大，導(dǎo)致水分進(jìn)入涂料基層，使基層受潮，積存在涂料基層內(nèi)的水分在晴天時受熱膨脹，形成熱氣向外釋放，使涂料面層起泡。

針對涂層起泡成因，采取相應(yīng)措施如下：

1) 噴砂除銹，加強(qiáng)質(zhì)量管控，保證基底除銹等級達(dá)標(biāo)。

2) 強(qiáng)制通風(fēng)，加強(qiáng)空氣對流，減少水汽凝結(jié)。

3) 加強(qiáng)濕度檢測，陰雨天氣用麻袋裝生石灰放于罐內(nèi)，去除潮氣，使罐內(nèi)空氣保持干燥。

4) 采用改性環(huán)氧樹脂耐油導(dǎo)靜電涂料，干膜總厚度不小于250 μm；嚴(yán)格按防腐技術(shù)要求涂刷，應(yīng)在底層涂料充分干燥后再刷面層涂料。

3.3 內(nèi)浮頂失控分析及處理

儲罐內(nèi)浮頂框架、頂板、立柱及浮筒材質(zhì)均為鋁鎂硅合金，耐蝕性優(yōu)異，具有中等強(qiáng)度和較好的塑性、導(dǎo)電性【2】。對于成品油來說，該合金沒有晶間腐蝕和應(yīng)力腐蝕傾向。

進(jìn)罐檢查發(fā)現(xiàn)，內(nèi)浮頂2套防旋轉(zhuǎn)裝置已全部損壞，防旋轉(zhuǎn)鋼絲繩與底板固定件脫離，自由飄蕩在底板上空；內(nèi)浮頂完全失去控制，呈自由旋轉(zhuǎn)狀態(tài)，與原位置相比整體轉(zhuǎn)動約10°，存在內(nèi)浮頂卡阻、傾斜、沉沒風(fēng)險。

采取如下處理措施進(jìn)行修復(fù)：重新安裝2套防轉(zhuǎn)裝置，底板構(gòu)件加裝墊板，采用彈簧、掛鉤連接修復(fù)完成并經(jīng)充水試驗后開罐檢查，內(nèi)浮頂基本恢復(fù)原位。

3.4 內(nèi)浮頂邊緣密封失效分析

通常內(nèi)浮頂外緣環(huán)板與罐壁之間有約200 mm的間隙，其間裝有密封裝置【3】。對密封裝置的基本要求是：既要壓緊罐壁以減少油品蒸發(fā)損耗，又不能影響浮頂隨油面上下移動；應(yīng)有良好的密封和耐油性能，經(jīng)久耐用，結(jié)構(gòu)簡單，拆裝方便。密封裝置的優(yōu)劣對儲罐運行的安全可靠性和節(jié)能降耗效果有重大影響。

本儲罐內(nèi)浮頂密封形式為舌型密封，材料為丁腈橡膠。舌型密封結(jié)構(gòu)單一、油氣空間大，長期處于油氣環(huán)境，氣相腐蝕嚴(yán)重；密封帶與罐壁線接觸，隨浮盤升降翻轉(zhuǎn)，由于罐壁焊縫質(zhì)量較差，密封橡膠磨損嚴(yán)重；橡膠件長時間使用，化學(xué)老化嚴(yán)重，已到使用壽命。

處理措施為拆除原舌形密封，更換為新型囊式密封。囊式密封嚴(yán)密性好、不易翻轉(zhuǎn)、氣相空間小，可保證浮頂運動靈活且對罐壁橢圓度及局部凸凹不敏感，應(yīng)用普遍。

3.5 附屬設(shè)施及附件的損壞及處置

針對罐根閥開關(guān)不靈活，罐頂呼吸閥與通氣孔使用混亂，浮子液位計與底板固定螺母連接不規(guī)范、螺母斷開等問題，逐一制定處理措施，并進(jìn)行數(shù)據(jù)復(fù)核、無損檢測、粘接力測試、漏電檢測和充水試驗等相關(guān)檢驗。

3.6 綜合分析

針對上述問題，從設(shè)計、施工和運行3個關(guān)鍵環(huán)節(jié)進(jìn)行梳理和原因分析，并從源頭進(jìn)行控制，在今后的儲罐設(shè)計、施工和運行管理中加以改進(jìn)完善。

3.6.1 設(shè)計缺陷

內(nèi)浮頂邊緣密封選型不合理，材料浮盤密封損壞嚴(yán)重；內(nèi)浮頂防轉(zhuǎn)鋼絲繩與底板固定連接強(qiáng)度不足，對其在運行過程所受載荷和腐蝕情況預(yù)計不足，造成正常使用連接失效，內(nèi)浮頂漂浮失控；浮子液位計與底板固定連接強(qiáng)度不足，對罐底沉降等因素對連接可靠性的影響考慮不周，造成連接螺母拉脫；罐頂呼吸閥、通氣孔使用混亂，配置相互矛盾。

3.6.2 施工質(zhì)量控制問題

底板、壁板焊接質(zhì)量差，多處焊縫存在夾渣、氣孔等缺陷，焊渣未清理干凈，局部點蝕嚴(yán)重；罐底板、頂板防腐質(zhì)量差，除銹質(zhì)量差、等級不達(dá)標(biāo)，涂料施工不符合要求，復(fù)涂間隔時間不夠、表面干，使得涂層起泡失去附著力；罐頂量油孔與罐底墊板未按設(shè)計圖紙施工或擅自更改圖紙；內(nèi)浮頂防轉(zhuǎn)裝置安裝質(zhì)量差、固定連接構(gòu)件強(qiáng)度不足；未嚴(yán)格按設(shè)計文件施工等；建設(shè)期間，業(yè)主、監(jiān)理對施工質(zhì)量監(jiān)管不到位，“三查四定”、竣工驗收要求不嚴(yán)格。

3.6.3 生產(chǎn)運行管理問題

運行期間，日常維護(hù)不到位，未按操作規(guī)程要求的檢驗周期進(jìn)行開罐檢驗、及時更換已嚴(yán)重老化的邊緣密封橡膠等失效部件，罐根閥等儲罐附件維保不及時、不到位；投油、運行時罐底積水未及時排放干凈，造成罐底板產(chǎn)生比較嚴(yán)重的腐蝕問題；人工檢尺操作不規(guī)范，造成局部涂層破損，加劇底板腐蝕穿孔。

4 結(jié)語

針對儲罐檢驗發(fā)現(xiàn)的腐蝕、失效、損壞3大類問題，從設(shè)計、施工和管理3個關(guān)鍵環(huán)節(jié)入手，進(jìn)行追根溯源，查找原因，并依據(jù)國家、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和相關(guān)技術(shù)要求，制定切實可行、有效的檢修維護(hù)方案，逐項進(jìn)行修理整治。為保證修理質(zhì)量，委托專業(yè)公司進(jìn)行復(fù)核檢驗，組織專業(yè)技術(shù)人員進(jìn)行驗收。經(jīng)檢驗評價，各項修理數(shù)據(jù)指標(biāo)均符合規(guī)范要求，徹底消除了安全隱患，保證儲罐及時投入運行。（作者：張洪奎 中國石化銷售股份有限公司華中分公司 ）