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主要內容：針對成品油儲罐在開罐檢驗中發現的罐體涂層失效、局部腐蝕、內浮頂密封失效、防旋轉裝置和液位計固定裝置損壞、儲罐附件損壞等諸多問題，依據國家、行業標準規范，對檢驗結果進行歸類和分析判斷，對檢測中發現的腐蝕、失效和損壞三類問題，從設計、施工和運行管理三個關鍵環節進行原因分析，制定切實可行的處理措施，逐項進行修理整治，徹底消除了安全隱患，提高了檢修質量與效率，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，結構類型為內浮頂儲罐；內浮盤結構為鋁制浮筒式，儲存介質為汽油。儲罐主要結構參數如下：

儲罐直徑φ9 m，罐壁高度9.035 m；

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

內浮頂邊緣密封結構為舌型密封，材質為丁腈橡膠；

內防腐材料類型為導靜電涂料；

基礎類型為混凝土環墻；

罐底邊緣防水結構為水泥砂漿。

2 檢測結果及分析

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量，在輸油站進行罐體壁厚實測后，設備處又委托專業檢測公司對儲罐進行了第三方檢驗，并出具檢驗報告。依據專業檢測公司出具的檢驗報告，對相關檢測結果及數據進行分析判斷和歸納。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；二是內浮頂邊緣密封、底板涂層、邊緣板防水結構失效問題；三是儲罐部件和附件損壞問題，如內浮頂防轉裝置、液位計固定裝置、罐根閥密封、人孔、透光孔、進出油管連接、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據分析

輸油站定點測厚自檢數據見表1。

表1 儲罐定點測厚自檢數據 單位：mm

從儲罐定點測厚數據分析可以發現，罐體均勻腐蝕輕微，外部無明顯局部腐蝕。儲罐內部的局部腐蝕只有經開罐檢查方可得知。

2.2 專業檢測公司檢驗結果

專業檢測公司開罐檢查后，內部腐蝕情況檢測數據見表2和表3。

儲罐基礎、內浮頂、附件及消防系統檢查結果如下：

1) 罐底邊緣防水結構局部破裂；

表2 罐底板腐蝕檢測主要數據

注：目視檢查發現，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據

注：除底圈壁板存在局部腐蝕外，其他各圈壁板經目視外觀檢查，確認無明顯腐蝕。

2) 內浮頂整體失控，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，泡沫發生器外殼銹蝕嚴重，泡沫導流罩表面銹蝕嚴重；

4) 阻火器、環向通氣孔銹蝕；

5) 浮子液位計罐底固定裝置腐蝕嚴重，固定螺母撕開；

6) 內浮頂防轉鋼絲繩腐蝕嚴重，2處罐底固定裝置腐蝕嚴重，已損壞、失效。

2.3 儲罐腐蝕狀況總結

從檢測數據可以看出，儲罐底板局部腐蝕嚴重，存在嚴重的點蝕和局部區域腐蝕減薄問題。雖然局部點蝕對底板強度無太大影響，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域，因量油孔投射區域無墊板，人工檢尺時操作不規范，量油尺尺砣反復錘擊罐底板，導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。

從罐底板測厚數據來看，在涂層基本完好的條件下，底板平均厚度7.65 mm，設計厚度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GB/T 50393—2017《鋼制石油儲罐防腐蝕工程技術標準》，確定介質環境腐蝕等級為Ⅱ級，屬于輕腐蝕；在面腐蝕嚴重區域，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，確定介質環境腐蝕等級為Ⅲ級，屬于中腐蝕。從檢測數據也可以看出，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，設計厚度6.0 mm，平均腐蝕厚度0.36 mm。計算大氣環境均勻腐蝕速率V1=0.033 mm/a<0.050 mm/a，依據《鋼制石油儲罐防腐蝕工程技術標準》確定大氣環境腐蝕等級為Ⅱ級，屬于輕腐蝕。

儲罐頂板實測平均厚度5.69 mm，設計厚度6.0 mm，平均腐蝕厚度0.31 mm。計算大氣環境均勻腐蝕速率V1=0.028 mm/a<0.050 mm/a，依據《鋼制石油儲罐防腐蝕工程技術標準》確定大氣環境腐蝕等級為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，這些酸能自發地沿著涂層與金屬的界面間擴展，從而破壞涂層與金屬表面的結合力。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，腐蝕最嚴重。成品油與罐體接觸發生的腐蝕，既有化學腐蝕也有電化學腐蝕。

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

儲罐罐底存水取樣化驗分析結果參見表4。

表4 儲罐罐底水化驗指標 單位：mg/L

從上述指標可以看出，罐底存水中氯離子、甲酸根離子含量較高，還有部分鹽類。這導致底板上表面腐蝕的因素很多，除表面防腐層起泡嚴重、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淤泥具有黏性，抑制了氧的擴散，從而形成氧濃差電池，產生腐蝕；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腐蝕，涂層破損處形成小陽極造成破損區域局部嚴重腐蝕，水中有氯離子時，因其導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，腐蝕最嚴重。另外，含氯離子介質或碳鋼在表面有氧化皮或銹層有孔隙的情況下易產生點蝕。

根據儲罐檢修規程規定和維修技術要求，對于罐底局部腐蝕部位，采取局部打磨、補焊方式進行修復；對于面腐蝕嚴重、腐蝕厚度超過規程要求的底板，采取局部補板或換板的方式進行修復。據檢修數據統計，打磨、補焊共計30處，補板4處。

3.2 罐體涂層失效分析與控制措施

專業檢測公司提供的涂層附著力劃格法檢測結果為：罐底板4級、罐壁板4級、罐頂板5級。依據評定標準，涂層附著力達不到標準的要求。

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度、涂層間的結合強度以及氣泡或水泡內的壓力有關。起泡原因與下列因素有關：

1) 基底表面處理不符合要求，造成附著力強度不足。

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、防潮措施。密閉空間內空氣不流動，濕度大，導致水分進入涂料基層，使基層受潮，積存在涂料基層內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，采取相應措施如下：

1) 噴砂除銹，加強質量管控，保證基底除銹等級達標。

2) 強制通風，加強空氣對流，減少水汽凝結。

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

4) 采用改性環氧樹脂耐油導靜電涂料，干膜總厚度不小于250 μm；嚴格按防腐技術要求涂刷，應在底層涂料充分干燥后再刷面層涂料。

3.3 內浮頂失控分析及處理

儲罐內浮頂框架、頂板、立柱及浮筒材質均為鋁鎂硅合金，耐蝕性優異，具有中等強度和較好的塑性、導電性【2】。對于成品油來說，該合金沒有晶間腐蝕和應力腐蝕傾向。

進罐檢查發現，內浮頂2套防旋轉裝置已全部損壞，防旋轉鋼絲繩與底板固定件脫離，自由飄蕩在底板上空；內浮頂完全失去控制，呈自由旋轉狀態，與原位置相比整體轉動約10°，存在內浮頂卡阻、傾斜、沉沒風險。

采取如下處理措施進行修復：重新安裝2套防轉裝置，底板構件加裝墊板，采用彈簧、掛鉤連接修復完成并經充水試驗后開罐檢查，內浮頂基本恢復原位。

3.4 內浮頂邊緣密封失效分析

通常內浮頂外緣環板與罐壁之間有約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損耗，又不能影響浮頂隨油面上下移動；應有良好的密封和耐油性能，經久耐用，結構簡單，拆裝方便。密封裝置的優劣對儲罐運行的安全可靠性和節能降耗效果有重大影響。

本儲罐內浮頂密封形式為舌型密封，材料為丁腈橡膠。舌型密封結構單一、油氣空間大，長期處于油氣環境，氣相腐蝕嚴重；密封帶與罐壁線接觸，隨浮盤升降翻轉，由于罐壁焊縫質量較差，密封橡膠磨損嚴重；橡膠件長時間使用，化學老化嚴重，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。囊式密封嚴密性好、不易翻轉、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，應用普遍。

3.5 附屬設施及附件的損壞及處置

針對罐根閥開關不靈活，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范、螺母斷開等問題，逐一制定處理措施，并進行數據復核、無損檢測、粘接力測試、漏電檢測和充水試驗等相關檢驗。

3.6 綜合分析

針對上述問題，從設計、施工和運行3個關鍵環節進行梳理和原因分析，并從源頭進行控制，在今后的儲罐設計、施工和運行管理中加以改進完善。

3.6.1 設計缺陷

內浮頂邊緣密封選型不合理，材料浮盤密封損壞嚴重；內浮頂防轉鋼絲繩與底板固定連接強度不足，對其在運行過程所受載荷和腐蝕情況預計不足，造成正常使用連接失效，內浮頂漂浮失控；浮子液位計與底板固定連接強度不足，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 施工質量控制問題

底板、壁板焊接質量差，多處焊縫存在夾渣、氣孔等缺陷，焊渣未清理干凈，局部點蝕嚴重；罐底板、頂板防腐質量差，除銹質量差、等級不達標，涂料施工不符合要求，復涂間隔時間不夠、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計圖紙施工或擅自更改圖紙；內浮頂防轉裝置安裝質量差、固定連接構件強度不足；未嚴格按設計文件施工等；建設期間，業主、監理對施工質量監管不到位，“三查四定”、竣工驗收要求不嚴格。

3.6.3 生產運行管理問題

運行期間，日常維護不到位，未按操作規程要求的檢驗周期進行開罐檢驗、及時更換已嚴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，造成罐底板產生比較嚴重的腐蝕問題；人工檢尺操作不規范，造成局部涂層破損，加劇底板腐蝕穿孔。

4 結語

針對儲罐檢驗發現的腐蝕、失效、損壞3大類問題，從設計、施工和管理3個關鍵環節入手，進行追根溯源，查找原因，并依據國家、行業標準規范和相關技術要求，制定切實可行、有效的檢修維護方案，逐項進行修理整治。為保證修理質量，委托專業公司進行復核檢驗，組織專業技術人員進行驗收。經檢驗評價，各項修理數據指標均符合規范要求，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 ）