海上原油儲(chǔ)罐罐體腐蝕后評(píng)估與改造方法

李世平

（中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

0 引言

埕北B 平臺(tái)上一座原油儲(chǔ)罐投產(chǎn)于1985 年，設(shè)計(jì)壽命為15 年，罐容2×104m3。由于使用年限久遠(yuǎn)，雖歷經(jīng)數(shù)次大修加固，但壁板的局部區(qū)域出現(xiàn)嚴(yán)重腐蝕。海上大型儲(chǔ)罐與陸地儲(chǔ)罐最大區(qū)別在于罐基礎(chǔ)不同，陸地儲(chǔ)罐基礎(chǔ)的整平面都面臨局部沉降的威脅[1]，而海上原油儲(chǔ)罐坐落于結(jié)構(gòu)梁上，在結(jié)構(gòu)梁強(qiáng)度和剛度滿足要求的前提下，可不考慮基礎(chǔ)沉降問(wèn)題，需要監(jiān)測(cè)的是平臺(tái)整體的沉降和傾斜。為保證海上儲(chǔ)罐的繼續(xù)安全服役，需要根據(jù)罐體腐蝕檢測(cè)結(jié)果，依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和強(qiáng)度計(jì)算，并進(jìn)行應(yīng)力分析，對(duì)罐體的整體安全狀況進(jìn)行評(píng)估，并給出現(xiàn)場(chǎng)改造方案[2]，為其他超設(shè)計(jì)年限服役的儲(chǔ)罐評(píng)估提供參考。

1 評(píng)估依據(jù)和評(píng)估流程

在役油罐罐壁的評(píng)定應(yīng)由具有油罐設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)的人員承擔(dān)。以罐體檢測(cè)報(bào)告作為基礎(chǔ)分析，完成對(duì)標(biāo)合規(guī)性和強(qiáng)度核算。針對(duì)大型儲(chǔ)罐評(píng)估和改造涉及的主要規(guī)范為SY/T 6620—2014《油罐的檢驗(yàn)、修理、改建及翻建》、API 653—2009《Tank inspection，repair，alteration and construction》、GB 50341—2014《立式圓筒形鋼制焊接油罐設(shè)計(jì)規(guī)范》、API 650《Welded Tanks for Oil Storage》、SHS 01012—2004《 常 壓立式圓筒形鋼制焊接儲(chǔ)罐維護(hù)檢修規(guī)程》以及SY/T 5921—2018《立式圓筒形鋼制焊接油罐操作維護(hù)修理規(guī)程》。原儲(chǔ)罐設(shè)計(jì)采用的標(biāo)準(zhǔn)為API 650（第7版），目前已更新至第12 版，考慮延壽使用要求及適應(yīng)現(xiàn)行檢測(cè)規(guī)范要求，本次評(píng)估核算和改造修復(fù)主要依據(jù)GB 50341—2014 和SY/T 6620—2014 進(jìn)行，評(píng)估流程如圖1 所示。

圖1 評(píng)估流程圖

2 安全狀態(tài)評(píng)估

2.1 油罐基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

油罐主要基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如表1 所示，儲(chǔ)罐鋼板剩余厚度如表2 所示。

表1 油罐主要基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

表2 儲(chǔ)罐鋼板剩余厚度

根據(jù)腐蝕檢測(cè)結(jié)果，儲(chǔ)罐運(yùn)行期間，由于罐底部長(zhǎng)期存在原油，同時(shí)罐底布置有加熱盤管，罐底底部長(zhǎng)期處于60～80 ℃的工作溫度下，罐體底部罐壁及邊緣板處最易出現(xiàn)腐蝕情況。而罐頂由于設(shè)置排水坡度和排水系統(tǒng)，一般無(wú)積水產(chǎn)生，且罐頂溫度比罐底部溫度低，不易產(chǎn)生腐蝕。從以往實(shí)例來(lái)看，罐頂腐蝕原因主要是保溫棉進(jìn)水且水蒸氣無(wú)法排出，另外，海上環(huán)境雨水中含鹽含酸，會(huì)加速罐頂腐蝕。因此，罐頂和罐壁的保溫棉外保護(hù)板連接縫隙需密閉到位。根據(jù)表2 數(shù)據(jù)，該油罐評(píng)估內(nèi)容包括罐壁、底板和邊緣板，其他部分無(wú)缺陷，不影響罐主體安全。

2.2 油罐罐壁評(píng)定

當(dāng)罐壁腐蝕余量大于原腐蝕余量時(shí)，應(yīng)對(duì)罐壁作出評(píng)定，以確定是否已經(jīng)嚴(yán)重影響現(xiàn)有油罐罐壁功能。根據(jù)表2 可知，罐底部1 000 mm 以下罐壁腐蝕已遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出原腐蝕余量，需對(duì)其進(jìn)行評(píng)估。

最小可接受厚度計(jì)算：

對(duì)很分散的點(diǎn)蝕，在點(diǎn)蝕深度上所形成的剩余罐壁厚度不小于油罐罐壁最小可接受厚度的1/2（不含腐蝕余量），可不考慮很分散的點(diǎn)蝕情況。

以檢測(cè)報(bào)告的厚度作為實(shí)際厚度t2，油罐最小可接受厚度為tmin，罐壁可繼續(xù)操作的準(zhǔn)則為：t2≥60%tmin。

由于罐壁300 mm 以下區(qū)域普遍腐蝕嚴(yán)重，計(jì)算該區(qū)域的最小可接受厚度：

式中：tmin為由公式計(jì)算出的最小可接受厚度（mm）；油罐任何層罐壁的tmin不得小于2.5 mm；D為油罐的公稱直徑，D=16.7 m；H為底部的水壓試驗(yàn)高度，H=11 m；G為儲(chǔ)存液體的最大相對(duì)密度，G=1；S為最大許用應(yīng)力，底層罐壁采用0.8Y或0.429T的較小者，Y為鋼板的最低屈服強(qiáng)度，T為鋼板的最低抗拉強(qiáng)度，SS41 對(duì)應(yīng)API 650 材料規(guī)格等級(jí)為A283-C，Y=206MPa，T=38 MPa，經(jīng)比較，S=0.429T=16.3 MPa；E為油罐原始焊縫系數(shù)，E=0.85。

通過(guò)計(jì)算可得，tmin=6.473 mm。

油罐繼續(xù)使用的準(zhǔn)則為t2≥60%tmin，腐蝕區(qū)域內(nèi)任何點(diǎn)的最小厚度t2=2.37 mm，t2＜60%tmin，油罐已不符合繼續(xù)使用的準(zhǔn)則。

2.3 油罐罐底評(píng)定

海上儲(chǔ)罐罐底與基礎(chǔ)為非全接觸形式，與陸地儲(chǔ)罐常見(jiàn)的混凝土基礎(chǔ)不同，罐底厚度除滿足規(guī)范最小壁厚要求外，還需滿足強(qiáng)度要求。

2.3.1 罐底中幅板最小可接受厚度計(jì)算

罐底關(guān)鍵區(qū)域（距離罐壁內(nèi)沿76.2 mm（內(nèi)部徑向測(cè)量）內(nèi)的罐底或環(huán)形邊緣板的部分）的最小底板厚度應(yīng)為原始罐底板厚度（不包括腐蝕余量）的1/2 或罐壁底層的50%tmin中的較小者，但不應(yīng)小于2.5 mm。

罐底沒(méi)有底部滲漏探測(cè)和防護(hù)措施的儲(chǔ)罐，最小底板厚度為2.5 mm。

根據(jù)正常區(qū)域局部最小壁厚和罐底實(shí)際年腐蝕速率，估算正常情況下繼續(xù)使用15 年的底板剩余厚度。1984 年底板厚度為15 mm，2016 年檢測(cè)到的正常區(qū)域最小底板厚度為13.74 mm，經(jīng)計(jì)算腐蝕速率為0.59 mm/15 年，正常使用15 年后最薄壁厚為13.15 mm。因此罐底板剩余厚度滿足規(guī)范的最小厚度要求。

2.3.2 罐底中幅板強(qiáng)度校核厚度

單位厘米最大彎矩：

單位厘米最小截面模量：

最小底板厚度：

式（2）～式（4） 中：均 布 載 荷w=1.033 5 kg/cm2；跨度l=80 cm，單位寬度b=1 cm，SS41 許用應(yīng)力取[σ] = 1 600 kg/cm2。

得到最小滑板厚度h=14.37 mm。

中幅板局部點(diǎn)蝕區(qū)域小于該計(jì)算值，局部點(diǎn)蝕不會(huì)顯著影響板的強(qiáng)度，罐底中幅板剩余最小壁厚均滿足底板強(qiáng)度要求。

2.3.3 罐底邊緣板最小可接受厚度

SY/T 6620—2014 要求邊緣板的最小厚度大于2.5 mm 要求的。GB 50341—2014 沒(méi)有對(duì)罐底邊緣板最小可接受厚度的要求，API 650—2013 表5.1a要求的邊緣板最小厚度為6 mm，同時(shí)邊緣板向罐外壁伸出至少50 mm。目前, 邊緣板最小壁厚為5.1 mm，需要對(duì)壁厚小于6.0 mm 的邊緣板進(jìn)行更換。由于邊緣板底面與基礎(chǔ)存在間隙，邊緣板突出外罐壁的懸臂區(qū)域承受附加應(yīng)力，在基礎(chǔ)環(huán)梁與邊緣板底部接觸區(qū)域應(yīng)力腐蝕。由于邊緣板支撐基礎(chǔ)部分損毀，評(píng)估需要在規(guī)范要求的基礎(chǔ)上考慮一定的系數(shù)?？紤]3 mm 腐蝕余量，需對(duì)距離罐外壁50 mm 內(nèi)壁厚小于10 mm 的局部嚴(yán)重區(qū)域進(jìn)行修補(bǔ)更換，更換后厚度大于原設(shè)計(jì)值，不需進(jìn)行強(qiáng)度校核?？紤]焊縫影響，邊緣板修復(fù)的原則為新板任意直邊與原罐壁環(huán)焊縫、新板任意直邊與原罐底焊縫、新板任意直邊與新板任意直邊之間的距離不小于300 mm，若兩個(gè)區(qū)域距離小于300 mm，則兩個(gè)區(qū)域按一個(gè)區(qū)域進(jìn)行替換。

2.4 安全液位核算

由于罐體使用年限已遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出其原本的設(shè)計(jì)使用壽命，且罐底有底面腐蝕的現(xiàn)象，故在設(shè)計(jì)壽命15 年的情況下考慮一定的腐蝕余量，適當(dāng)降低運(yùn)行液位，即取安全核算下最小底板厚度h=14 mm 進(jìn)行最高液位核算。

根據(jù)式（2）～式（4），安全核算下罐底均布載荷w1=0.098 kg/cm2，對(duì)應(yīng)液位高度為9.8 m。

針對(duì)罐頂覆蓋惰性氣體的情況，還應(yīng)折算氣體壓力液位，降低最高設(shè)計(jì)儲(chǔ)液高度。

2.5 評(píng)估結(jié)果

罐底圈罐壁300 mm 以下部分、罐外邊緣板的剩余厚度超出規(guī)范最小壁厚要求，不符合繼續(xù)使用的準(zhǔn)則，需進(jìn)行修補(bǔ)替換，同時(shí)降低最高設(shè)計(jì)儲(chǔ)液高度。

3 儲(chǔ)罐改造方法

3.1 罐壁改造方法

壁板1 000 mm（油水分離區(qū)）下為主要的腐蝕區(qū)域，考慮腐蝕影響區(qū)，更換高度至少為1 200 mm。

3.2 新壁板計(jì)算

新壁板材質(zhì)采用力學(xué)性能更優(yōu)的Q345R 低合金鋼替換SS41，設(shè)計(jì)溫度為100 ℃，其許用應(yīng)力為Sd=200 MPa。儲(chǔ)罐直徑小于60 m，壁厚計(jì)算采用定設(shè)計(jì)點(diǎn)法。

式中：td為設(shè)計(jì)條件下罐壁板的計(jì)算厚度（mm）；D為油罐內(nèi)徑（m）；H為計(jì)算液位高度；ρ為儲(chǔ)液相對(duì)密度；[σ]d為設(shè)計(jì)溫度下鋼板的許用應(yīng)力（MPa）；φ為焊接接頭系數(shù)，底圈罐壁板取0.85。

得到計(jì)算厚度td=5.12 mm，考慮3.00 mm 腐蝕余量，圓整取新壁板名義厚度為10.00 mm。

3.2.1 罐壁強(qiáng)度校核

由于罐體原始設(shè)計(jì)文件已按標(biāo)準(zhǔn)對(duì)罐壁強(qiáng)度進(jìn)行過(guò)校核且滿足規(guī)范和強(qiáng)度要求，同時(shí)滿罐操作工況為罐體受力最極端工況，在該操作工況下，底圈壁板的受力最大，因此只對(duì)底圈壁板進(jìn)行校核即可。儲(chǔ)罐新?lián)Q罐壁板后，其局部受力工況較復(fù)雜，無(wú)法通過(guò)常規(guī)計(jì)算得出，因此建立ANSYS 有限元模型進(jìn)行強(qiáng)度校核計(jì)算，分別進(jìn)行建模過(guò)程、加載、邊界條件和結(jié)果分析。

新壁板材料：Q345R，厚度10 m；原罐壁材料：SS41，厚 度：第1 帶 壁 板8.0 mm，第2～5 帶 壁 板6.4 mm；新罐壁板的許用應(yīng)力：FY1=200 MPa；原罐壁板的許用應(yīng)力：FY2=160 MPa；材料的力學(xué)性能參數(shù)：彈性模量2.1×1011Pa，泊松比0.3，密度7 850 kg/m3。

3.2.2 荷載描述

選擇各荷載的最大值進(jìn)行新壁板核算。施加的最大荷載為：罐體上部自重為50 t，地震工況下1.2 倍系數(shù)取60 t；環(huán)境荷載（風(fēng)力）取100 年一遇的1 min 平均風(fēng)速3 m/s，罐體直徑16.7 m，高度10.935 m，計(jì)算得到罐體受到的最大風(fēng)力為25.4 t；罐內(nèi)液體靜壓力約為0.1 MPa。

3.2.3 有限元分析結(jié)果

操作工況邊界約束及荷載模型如圖2 所示，罐壁最大應(yīng)力出現(xiàn)在新舊罐壁連接處，約108 MPa，如圖3 所示。

圖2 操作工況邊界約束及荷載模型

圖3 操作工況應(yīng)力結(jié)果

3.3 罐底邊緣板改造

罐壁板切除后需對(duì)邊緣板進(jìn)行厚度檢測(cè)，對(duì)距離外壁板50 mm 以內(nèi)區(qū)域、對(duì)測(cè)厚小于10 mm 的外邊緣板進(jìn)行更換。更換邊緣板材料選用與SS41 相近的Q235B；由于15 mm 厚鋼板不是常用板材厚度，采用16 mm 厚鋼板作為更換板。

3.4 防邊緣板底面腐蝕改造

由于海上鹽霧大以及罐體溫度高，形成了腐蝕環(huán)境，外邊緣板均由下往上腐蝕，因此可在邊緣板底部及外沿部分采用CTPU 彈性防水防腐涂料填充，防止雨水進(jìn)入罐底。

4 罐體改造后水壓試驗(yàn)

根據(jù)SY/T 6620—2014 第3.18 節(jié)c）在設(shè)計(jì)液位以下拆除、替換或者添加一個(gè)壁板其最大尺寸超過(guò)了304.8 mm 和d）移除或更換邊緣板其最大尺寸超過(guò)304.8 mm，應(yīng)進(jìn)行全載荷水壓試驗(yàn)（24 h）。由于海上缺乏淡水，施工完成后充海水至10 m 并保持24 h，罐壁無(wú)滲漏、無(wú)異常變形為合格。罐壁液壓用水的溫度不低于5 ℃，并使儲(chǔ)罐與外部大氣連通。

5 施工方案

陸地較成熟的工藝是先用液壓缸在罐內(nèi)均勻布置，然后整圈切割被替換壁板，再將上部罐體抬高，底圈壁板獨(dú)立重新焊接，這樣能保證罐體圓度和焊接質(zhì)量。由于海上特殊的施工環(huán)境，平臺(tái)受限于施工空間和設(shè)備，因此海上儲(chǔ)罐采用壁板逐張拆除更換法，采取防傾覆、防變形措施，其對(duì)施工質(zhì)量要求更高。

施工采用20# 槽鋼作為脹圈控制罐體橢圓度，如圖4 所示，受限于船舶運(yùn)輸?shù)扔绊懸蛩?，單塊壁板最大長(zhǎng)度為9 m，每次更換罐壁尺寸最大為9.0 m×1.2 m，每次切割口弧長(zhǎng)10 m。

圖4 改造工裝示意圖

6 結(jié)論和建議

海上大型儲(chǔ)罐腐蝕缺陷在一定范圍內(nèi)，經(jīng)過(guò)對(duì)標(biāo)和強(qiáng)度核算進(jìn)行安全評(píng)估，并經(jīng)改造實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)罐的延壽使用。海上施工受限于空間和施工資源，采用壁板逐張拆除更換法是經(jīng)濟(jì)可行的改造方案。海上露天儲(chǔ)罐需要按時(shí)進(jìn)行壁厚監(jiān)測(cè)，對(duì)帶保溫層的儲(chǔ)罐，應(yīng)加強(qiáng)巡檢辨識(shí)進(jìn)水情況，及時(shí)排除腐蝕隱患。對(duì)新建儲(chǔ)罐，外壁可探索采用具有防腐和保溫功能的新型油漆替代傳統(tǒng)保溫巖棉結(jié)構(gòu)。