高原  馮亮

中國石油西部管道新疆輸油氣分公司

我國原油儲備庫建設呈現大型化、集中化發展趨勢，這對大型原油儲罐的安全平穩運行工作提出了更高要求，需要建立以風險管理為核心的完整性管理模式，才能更有效地避免或減少事故的發生，將風險控制在可接受范圍。

1 儲罐的完整性評價

完整性管理的實質是評價不斷變化的儲罐系統的風險因素，并對相應的管理與維護活動做出調整與優化。完整性管理的價值在于制定合理有效的維修維護計劃，通過維修維護減少儲罐的運行風險，而完整性評價則為維修維護計劃的制定提供重要依據。

儲罐完整性評價包括三個方面，即完整性檢測、剩余壽命預測和沉降變形評估。檢測技術是完整性評價的關鍵。儲罐的完整性檢測包括日常巡檢、全面檢查、技術性檢測和開罐檢測四個方面（見表1）。日常巡檢和全面檢查主要是通過視覺觀察的方法，檢查是否有損壞的罐體結構；技術性檢測是在不停產的情況下進行的在線檢測，檢測技術主要有聲發射檢測、沉降觀測等；開罐檢測技術有漏磁檢測、超聲波、射線、磁粉和滲透等[1]。

 

 

 

 

2 常見的儲罐泄漏檢測方法

2.1 一二次密封泄漏檢測

為了準確判斷大型浮頂儲罐一、二次密封裝置之間油氣混合物的濃度，利用便攜式可燃氣濃度檢測儀分別對20座在役大型浮頂儲罐一、二次密封裝置之間的油氣濃度進行了現場檢測（檢測值為可燃氣爆炸下限的百分比），檢測時間為夏季，檢測的所有儲罐均使用軟密封裝置，每臺浮頂儲罐至少檢測8 個對稱位置，共檢測160個點。如圖1～圖3所示。

 

圖1 未檢測狀態圖

 

圖2 檢測狀態圖

 

圖3 檢測位置示意圖

通過對20座儲罐的160個檢測點測量，結果表明，72%的檢測點油氣混合物濃度都在爆炸下限的25 %以下，12 %的檢測點在爆炸下限的50 %以下，只有16%的檢測點油氣混合物濃度達到了爆炸下限。數據表明，檢測點可燃氣體濃度達到爆炸下線的儲罐往往是一次密封破損的儲罐。

通過分析可以得出，在同樣條件下，一次密封裝置的密封效果越好，一、二次密封裝置內的油氣濃度越低，油氣混合物燃燒爆炸的危險性越小。

因此，我們將儲罐一次密封的完好性作為風險點，合理安排動態運行罐，將泄漏量大的儲罐作為靜態罐，減少由于收發油作業而引起的油氣揮發，從而降低風險。同時，將泄漏量大的儲罐優先作為大修罐，嚴把儲罐大修質量，嚴格控制儲罐基礎、圓度、幾何形狀和尺寸、量油管和導向柱垂直度及一、二次密封的施工安裝質量。對未設計密封托板的儲罐增設一圈密封托板，由單體式一次密封改為選用三芯式一次密封，以擴大密封裝置的適用調整范圍。全面測量儲罐相關尺寸，根據儲罐實際情況設計定制密封裝置，安裝時要認真核對，嚴把安裝質量關。

大修儲罐時對密封間隙過大部位可選擇以下三種辦法解決：

（1）一次密封可用異形泡沫進行填充，二次密封可以增加過渡板進行安裝調整。

（2）通過改型增加一次密封對罐壁的壓緊力和接觸面積，以減小油氣空間。

（3）通過在一次密封外設置外密封膜，將下密封包裹在內，外密封膜兩端與上密封膜兩端密封搭接，使上密封和下密封形成整體密封，即上下密封之間無油氣存在，從而避免一、二次密封間油氣濃度超標。如圖4所示。

 

圖4 無油氣密封裝置示意圖

2.2 儲罐底板在線腐蝕檢測

大型儲罐罐底腐蝕檢測常采用聲發射檢測技術進行在線檢測，通過接收儲罐罐底腐蝕信號及與腐蝕相關的次腐蝕信號確定罐底的腐蝕狀態，如圖5所示。

 

圖5 聲發射罐底檢測圖示

以某10萬方儲罐為例，該罐直徑為80m，需要采用21個聲發射檢測傳感器。為了減少罐頂及罐壁噪聲信號的干擾，采用兩層傳感器布置，每層21個，共計42個探頭（如圖6所示）。在罐圓周周圍等間距安裝傳感器，1＃傳感器大致位于正北面，按順時針方向編號，探頭避免安裝在人孔及管道附近，（如圖7所示）。

 

圖6 聲發射檢測探頭    

 

圖7 聲發射點方位示意圖

根據罐體直徑，采用42個傳感器進行檢測，1～21號為檢測傳感器，安裝在離罐基礎0.8 m高度的儲罐外壁面，22～42號為護衛傳感器，安裝高度為1.85 m。1～21號傳感器的靈敏度在93～98db之間，22～21號傳感器的靈敏度在81～87db之間。罐底腐蝕的信號通過罐內介質傳輸到罐壁表面的傳感器，根據所采集到的聲發射信號數據，采用濾波方法濾除檢測過程中的噪音信號，根據標準JB/T 10764-2007對罐底腐蝕狀況進行綜合評估[2]。

所有通道的幅值、持續時間、能量、計數隨時間的變化如圖8所示：

 

圖8 所有通道的幅值、持續時間、能量、計數隨時間的變化

從圖中可以看出，25000s～35000s時段內的信號最為平穩，采集時刻為：20:19，25000s=6.94h；35000=9.72h，則平穩時間段為：3:15-6:00（凌晨）。選取該時間段的數據進行回放分析，如圖9～圖11所示。

 

圖9 所有通道撞擊數隨時間變化圖

 

圖10  所有通道撞擊數隨時間累計變化圖

 

圖11 所有通道累積能量隨時間的變化圖

信號采集時間為2.78小時，通過計算檢測傳感器每小時每12個傳感器接收的撞擊數，根據標準JB/T 10764-2007對罐底腐蝕狀況進行綜合評估，將該儲罐聲發射檢測活動度評定為B級，如圖12所示。

 

圖12 罐底定位參考圖

根據JB/T10764-2007 《無損檢測常壓金屬儲罐聲發射檢測及評價方法》中的評定方法，可知該罐的檢測結果為B級，對應區域的腐蝕狀態為少量或輕微，可2～3 年后再進行聲發射檢測，并參考圖12中所示位置進行重點復檢。該罐目前投用時間為7年，已到達清罐大修的周期年限。該實例證明，可以通過檢測手段來評價儲罐的現實風險度，根據檢測結果來制定和優化相應的管理與維護辦法，使維修計劃更為合理，減少運行風險和成本。

2.3儲罐底板導波檢測

對儲罐在在用狀況下進行完整性評價，是現階段儲罐評價的難題。根據儲罐的結構特點，邊緣板為底板最低處，也是儲罐中污水等腐蝕介質沉積的地方，所以儲罐底板腐蝕往往出現在邊緣板，罐底板檢測主要是對邊緣板的檢測。

超聲導波檢測是利用超聲高頻導波成像檢測技術，將導波探頭放置在壁板外的底板延接板上，以罐底板作為超聲導波傳導體，借助導波技術的物理特性，快速發現罐內底板上下表面腐蝕等壁厚突變信號。配合聲定位技術使用，可實現以點帶面的檢測效果，即通過罐外底板延接板上的一個檢測點來覆蓋一個扇形掃查區域，檢測非常具有代表性。如圖13所示。

 

 

圖13 儲罐底板導波檢測示意圖

以某10萬方儲罐底板導波檢測為例，該儲罐共設置導波檢測點30個，檢測點平均長度約為1000mm，寬度約為100mm，檢測點分布如圖14所示。

 

圖14 儲罐底板導波檢測點分布示意圖

經對30個檢測點的檢測結果（檢測數據略）進行統計，未發現明顯缺陷，儲罐底板防腐狀況良好。

2.4 儲罐剩余壁厚檢測

儲罐剩余壁厚測量，是一種最簡單且最有效的掌握儲罐腐蝕情況的檢測手段。對上文提到的某10萬方儲罐進行剩余壁厚檢測，其中罐底板超聲波壁厚檢測30處，罐頂板超聲波壁厚檢測12處，以便掌握該儲罐的腐蝕現狀。圖15為該儲罐剩余壁厚檢測點分布情況。

 

圖15 儲罐剩余壁厚檢測點分布圖

檢測發現，儲罐壁厚最大減薄0.8mm，腐蝕速率0.14mm/年。綜合壁厚檢測結果、運行年限和罐內介質腐蝕速率，建議把該儲罐檢測周期定為5年，對檢測發現的缺陷進行定期監測，主要監測缺陷是否進一步擴展，監測周期為1年[3]。

3 儲罐檢測管理經驗

檢測是儲罐完整性管理的重要組成部分，儲罐的現場檢測需要關注以下問題：

（1）建立儲罐完整性管理體系，制定實施儲罐完整性管理計劃，注意保管好儲罐的原始設計、制造及操作細節資料，將每次檢測結果納入儲罐原始檔案，建立儲罐數據庫，為儲罐的完整性管理提供參考和依據。

（2）選擇技術和服務可靠的檢測單位，要求其根據風險評估結果對儲罐的檢測維修給出合理建議，并提出日常管理的重點。

（3）儲罐檢測前應明確檢測單位的安全責任，采取適當的檢測方法，制定相應的檢測策略。檢測方法必須和安全風險消減計劃一起制定，以便將儲罐的運行風險控制在可接受范圍。

（4）應加強與國內外先進儲罐運行單位的交流與合作，對相關人員進行完整性管理培訓，以提高整個行業的管理水平。

4  結束語

本文以大型石油儲罐的實際檢測為例，通過對儲罐幾種常用檢測技術方法的研究探討，提出了儲罐風險管理和檢測的相關建議，說明了檢測數據越多，檢測有效性越高，數據越完整，結果就越接近真值。管理者應綜合評價各類檢測數據，做出準確的風險評價，合理安排儲罐的維修檢測計劃，以做到安全和成本兼顧。

參考文獻：

[1] 石磊，帥健.大型原油儲罐完整性管理體系研究.中國安全科學學報，2013，23(6)：151-157.

[2] 中國石油集團工程技術研究院.《鄯善儲備庫G1016#儲罐底板腐蝕聲發射檢測報告》，2016.

[3 ] 吐哈石油技術監測中心管道檢測公司.《鄯善原油儲備庫G1002#儲罐檢測報告》，2014. 

作者：高原，男，工程師，1987年11月生，2010年7月畢業于中國石油大學（北京）油氣儲運工程專業，現主要從事長輸管道安全管理方向的工作。 

《管道保護》2016年第6期（總第31期）