海上原油儲罐罐體腐蝕后評估與改造方法

李世平

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057）

0 引言

埕北B 平臺上一座原油儲罐投產于1985 年，設計壽命為15 年，罐容2×104m3。由于使用年限久遠，雖歷經數次大修加固，但壁板的局部區域出現嚴重腐蝕。海上大型儲罐與陸地儲罐最大區別在于罐基礎不同，陸地儲罐基礎的整平面都面臨局部沉降的威脅[1]，而海上原油儲罐坐落于結構梁上，在結構梁強度和剛度滿足要求的前提下，可不考慮基礎沉降問題，需要監測的是平臺整體的沉降和傾斜。為保證海上儲罐的繼續安全服役，需要根據罐體腐蝕檢測結果，依據標準規范和強度計算，并進行應力分析，對罐體的整體安全狀況進行評估，并給出現場改造方案[2]，為其他超設計年限服役的儲罐評估提供參考。

1 評估依據和評估流程

在役油罐罐壁的評定應由具有油罐設計經驗的人員承擔。以罐體檢測報告作為基礎分析，完成對標合規性和強度核算。針對大型儲罐評估和改造涉及的主要規范為SY/T 6620—2014《油罐的檢驗、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計規范》、API 650《Welded Tanks for Oil Storage》、SHS 01012—2004《 常 壓立式圓筒形鋼制焊接儲罐維護檢修規程》以及SY/T 5921—2018《立式圓筒形鋼制焊接油罐操作維護修理規程》。原儲罐設計采用的標準為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現行檢測規范要求，本次評估核算和改造修復主要依據GB 50341—2014 和SY/T 6620—2014 進行，評估流程如圖1 所示。

圖1 評估流程圖

2 安全狀態評估

2.1 油罐基礎數據

油罐主要基礎數據如表1 所示，儲罐鋼板剩余厚度如表2 所示。

表1 油罐主要基礎數據

表2 儲罐鋼板剩余厚度

根據腐蝕檢測結果，儲罐運行期間，由于罐底部長期存在原油，同時罐底布置有加熱盤管，罐底底部長期處于60～80 ℃的工作溫度下，罐體底部罐壁及邊緣板處最易出現腐蝕情況。而罐頂由于設置排水坡度和排水系統，一般無積水產生，且罐頂溫度比罐底部溫度低，不易產生腐蝕。從以往實例來看，罐頂腐蝕原因主要是保溫棉進水且水蒸氣無法排出，另外，海上環境雨水中含鹽含酸，會加速罐頂腐蝕。因此，罐頂和罐壁的保溫棉外保護板連接縫隙需密閉到位。根據表2 數據，該油罐評估內容包括罐壁、底板和邊緣板，其他部分無缺陷，不影響罐主體安全。

2.2 油罐罐壁評定

當罐壁腐蝕余量大于原腐蝕余量時，應對罐壁作出評定，以確定是否已經嚴重影響現有油罐罐壁功能。根據表2 可知，罐底部1 000 mm 以下罐壁腐蝕已遠遠超出原腐蝕余量，需對其進行評估。

最小可接受厚度計算：

對很分散的點蝕，在點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蝕情況。

以檢測報告的厚度作為實際厚度t2，油罐最小可接受厚度為tmin，罐壁可繼續操作的準則為：t2≥60%tmin。

由于罐壁300 mm 以下區域普遍腐蝕嚴重，計算該區域的最小可接受厚度：

式中：tmin為由公式計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為底部的水壓試驗高度，H=11 m；G為儲存液體的最大相對密度，G=1；S為最大許用應力，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度，T為鋼板的最低抗拉強度，SS41 對應API 650 材料規格等級為A283-C，Y=206MPa，T=38 MPa，經比較，S=0.429T=16.3 MPa；E為油罐原始焊縫系數，E=0.85。

通過計算可得，tmin=6.473 mm。

油罐繼續使用的準則為t2≥60%tmin，腐蝕區域內任何點的最小厚度t2=2.37 mm，t2＜60%tmin，油罐已不符合繼續使用的準則。

2.3 油罐罐底評定

海上儲罐罐底與基礎為非全接觸形式，與陸地儲罐常見的混凝土基礎不同，罐底厚度除滿足規范最小壁厚要求外，還需滿足強度要求。

2.3.1 罐底中幅板最小可接受厚度計算

罐底關鍵區域（距離罐壁內沿76.2 mm（內部徑向測量）內的罐底或環形邊緣板的部分）的最小底板厚度應為原始罐底板厚度（不包括腐蝕余量）的1/2 或罐壁底層的50%tmin中的較小者，但不應小于2.5 mm。

罐底沒有底部滲漏探測和防護措施的儲罐，最小底板厚度為2.5 mm。

根據正常區域局部最小壁厚和罐底實際年腐蝕速率，估算正常情況下繼續使用15 年的底板剩余厚度。1984 年底板厚度為15 mm，2016 年檢測到的正常區域最小底板厚度為13.74 mm，經計算腐蝕速率為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范的最小厚度要求。

2.3.2 罐底中幅板強度校核厚度

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。

中幅板局部點蝕區域小于該計算值，局部點蝕不會顯著影響板的強度，罐底中幅板剩余最小壁厚均滿足底板強度要求。

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 沒有對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，需要對壁厚小于6.0 mm 的邊緣板進行更換。由于邊緣板底面與基礎存在間隙，邊緣板突出外罐壁的懸臂區域承受附加應力，在基礎環梁與邊緣板底部接觸區域應力腐蝕。由于邊緣板支撐基礎部分損毀，評估需要在規范要求的基礎上考慮一定的系數。考慮3 mm 腐蝕余量，需對距離罐外壁50 mm 內壁厚小于10 mm 的局部嚴重區域進行修補更換，更換后厚度大于原設計值，不需進行強度校核。考慮焊縫影響，邊緣板修復的原則為新板任意直邊與原罐壁環焊縫、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，若兩個區域距離小于300 mm，則兩個區域按一個區域進行替換。

2.4 安全液位核算

由于罐體使用年限已遠遠超出其原本的設計使用壽命，且罐底有底面腐蝕的現象，故在設計壽命15 年的情況下考慮一定的腐蝕余量，適當降低運行液位，即取安全核算下最小底板厚度h=14 mm 進行最高液位核算。

根據式（2）～式（4），安全核算下罐底均布載荷w1=0.098 kg/cm2，對應液位高度為9.8 m。

針對罐頂覆蓋惰性氣體的情況，還應折算氣體壓力液位，降低最高設計儲液高度。

2.5 評估結果

罐底圈罐壁300 mm 以下部分、罐外邊緣板的剩余厚度超出規范最小壁厚要求，不符合繼續使用的準則，需進行修補替換，同時降低最高設計儲液高度。

3 儲罐改造方法

3.1 罐壁改造方法

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

3.2 新壁板計算

新壁板材質采用力學性能更優的Q345R 低合金鋼替換SS41，設計溫度為100 ℃，其許用應力為Sd=200 MPa。儲罐直徑小于60 m，壁厚計算采用定設計點法。

式中：td為設計條件下罐壁板的計算厚度（mm）；D為油罐內徑（m）；H為計算液位高度；ρ為儲液相對密度；[σ]d為設計溫度下鋼板的許用應力（MPa）；φ為焊接接頭系數，底圈罐壁板取0.85。

得到計算厚度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 罐壁強度校核

由于罐體原始設計文件已按標準對罐壁強度進行過校核且滿足規范和強度要求，同時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，因此只對底圈壁板進行校核即可。儲罐新換罐壁板后，其局部受力工況較復雜，無法通過常規計算得出，因此建立ANSYS 有限元模型進行強度校核計算，分別進行建模過程、加載、邊界條件和結果分析。

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；新罐壁板的許用應力：FY1=200 MPa；原罐壁板的許用應力：FY2=160 MPa；材料的力學性能參數：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 倍系數取60 t；環境荷載（風力）取100 年一遇的1 min 平均風速3 m/s，罐體直徑16.7 m，高度10.935 m，計算得到罐體受到的最大風力為25.4 t；罐內液體靜壓力約為0.1 MPa。

3.2.3 有限元分析結果

操作工況邊界約束及荷載模型如圖2 所示，罐壁最大應力出現在新舊罐壁連接處，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 操作工況應力結果

3.3 罐底邊緣板改造

罐壁板切除后需對邊緣板進行厚度檢測，對距離外壁板50 mm 以內區域、對測厚小于10 mm 的外邊緣板進行更換。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，防止雨水進入罐底。

4 罐體改造后水壓試驗

根據SY/T 6620—2014 第3.18 節c）在設計液位以下拆除、替換或者添加一個壁板其最大尺寸超過了304.8 mm 和d）移除或更換邊緣板其最大尺寸超過304.8 mm，應進行全載荷水壓試驗（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，罐壁無滲漏、無異常變形為合格。罐壁液壓用水的溫度不低于5 ℃，并使儲罐與外部大氣連通。

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，底圈壁板獨立重新焊接，這樣能保證罐體圓度和焊接質量。由于海上特殊的施工環境，平臺受限于施工空間和設備，因此海上儲罐采用壁板逐張拆除更換法，采取防傾覆、防變形措施，其對施工質量要求更高。

施工采用20# 槽鋼作為脹圈控制罐體橢圓度，如圖4 所示，受限于船舶運輸等影響因素，單塊壁板最大長度為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10 m。

圖4 改造工裝示意圖

6 結論和建議

海上大型儲罐腐蝕缺陷在一定范圍內，經過對標和強度核算進行安全評估，并經改造實現儲罐的延壽使用。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濟可行的改造方案。海上露天儲罐需要按時進行壁厚監測，對帶保溫層的儲罐，應加強巡檢辨識進水情況，及時排除腐蝕隱患。對新建儲罐，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保溫巖棉結構。