原油罐底板（精选7篇）
原油罐底板 篇1
0 前 言
我公司生产区共有14座原油罐,总存储量为2.7×105 m3。其中,原油1~5号罐各为1.0×104 m3,原油6,9~12号罐各为2.0×104 m3,原油13~16号罐各为3.0×105 m3。我厂建成于上世纪70年代,原油1~12号罐均同步建成,当时罐体内部未考虑腐蚀防护问题,罐体表面都是采用防腐蚀涂料覆盖技术。进入上世纪90年代,在原油罐的逐步检修过程中,陆续发现底板内部存在腐蚀状况。进入21世纪,我厂的原油加工量从2.5×106 t/a逐步扩大到5.0×106 t/a,原油罐周转困难、生产周期加长,而且原油逐步劣质化。从清罐后的情况看,底板内部覆盖的涂料在长周期运行后存在脱落后再次腐蚀的状况。如何保证原油罐长周期安全运行已是一个不容忽视的问题。
原油4号罐为金属拱顶结构, 2001年曾对罐内底板进行过涂料防腐蚀。在检修、查找罐底板腐蚀原因时,为确保检查的详细、全面性,首先对底板进行喷砂处理,清除砂层后,发现底板搭接焊缝处连片坑蚀,底板内表面出现大面积坑蚀,其腐蚀深度都在2~4 mm之间。由此可以看出,虽然防腐蚀涂料在一段时间内对钢板有保护作用,但是对于这种大型储罐,单一的涂料防腐蚀技术对罐底板的保护是不够的,应该在此基础上通过分析加以改进和完善。
1 原油罐底板腐蚀原因分析
1.1 原油质量的影响
原油是由各种烷烃、环烷烃、芳香烃、杂质(包括无机盐、硫化物、氮化合物、有机酸、氧、二氧化碳、水)组成的混合物,其腐蚀性强弱由盐含量、硫含量、酸值和含氮量决定。原油4号罐主要是储存南阳及江汉油田的管输油。为准确分析罐底板腐蚀原因,按GB/T 17040-1997石油产品硫含量测定法,GB/T 7304-2000石油产品和润滑油剂酸值测定法和SY/T 0536-94原油盐含量测定法,分别对贮存原油的硫含量、酸值及含盐量进行了分析。结果显示,2007年1~8月,南阳油田和江汉油田原油含硫量分别为0.180%~0.190%,1.100~1.210(体积分数),酸值1.350~1.430,0.310~4.000 mgNaOH/g,含盐量14.250~27.650,207.560~409.010 mg/L。
日常原油的贮存温度在60 ℃左右,在此温度下,原油中的有机酸及氮化物基本不与钢铁反应,原油罐底板的腐蚀只能是盐和硫化物所致。硫在原油中以H2S及其他硫化物形式存在。大部分硫化物水解形成S2-及HS-,与钢板中的Fe反应生成一层致密的FeS保护膜,可以阻止反应的继续进行,对钢板起到保护作用。而H2S在≤120 ℃、有水存在的情况下,对钢板有腐蚀作用。从原油成分分析发现,南阳、江汉2油田原油的硫含量非常低,H2S在原油中的含量非常低,对钢板的腐蚀作用可以忽略[1]。而对近几年来原油盐含量的分析显示,其数值很高,2006年江汉原油的加权平均值达到396.56 mgNaCl/L。因此,原油罐底板腐蚀应该与含盐量密切相关。
1.2 涂料覆盖质量的影响
单一的涂料防腐蚀对钢板表面的清洁度要求比较高,要达到Sa 2.5级以上。而原油罐容积都在1.0×104 m3以上,由于长期使用,罐底油泥淤积较重,经过清扫及喷砂后,少数部位也很难达到Sa 2.5级。在这些部位涂覆涂料,附着力减弱。在涂料没有实干、罐底加温盘管的热场作用下,清洁不达标部位的防腐蚀涂料很容易起皮、脱落;再者,涂料在涂刷过程中不可避免地会出现“针孔”现象。上述2种情况将直接导致钢板本体与原油接触。原油罐底部沉积有水,而原油本身又含盐(主要是NaCl,MgCl2 ,CaCl2等),相当于一个天然的电解质溶液,从而构成了发生电化学腐蚀的必要条件。
1.3 其他因素的影响
原油罐底板的内防腐蚀涂料都属于抗静电型,钢板被涂料覆盖处形成电绝缘层,得到了保护;裸露处的钢板由于与原油中的水接触而被腐蚀,形成“大阴极,小阳极”模式,时间一长,就导致罐内底板出现大面积麻点、坑蚀。同时原油罐贮油温度经常在60 ℃左右,电化学腐蚀速率比常温下加快,其平均速率可达0.125 mm/a,最大点蚀速率达0.600 mm/a。如果不及时加以处理,底板将最终被蚀穿,酿成重大事故。
2 牺牲阳极法阴极保护设计
2.1 阴极保护模型的建立
假设有一种装置不断地给Fe输送电子,而且其输送速度大于Fe失去电子的速度,那么就不会有Fe2+形成,Fe的溶解将会被抑制。图1为阴极保护的模型。图1a为未加阴极保护时的腐蚀电池;图1b为加阴极保护,在腐蚀电池上接上辅助阳极,这时所加电流的方向是使被保护的结构作为阴极。如果所加电流足够大,则被保护的结构上,原来的阳极不再溶解,即得到完全保护。
从上述分析可以看出,要对金属进行阴极保护,必须从腐蚀电池的阴极输入电流,使阴极电位极化到Ea(即阴极开始腐蚀的最小电位)。可以用2种方式:(1)提供一种比被保护金属平衡电位更负的金属,即实施牺牲阳极法阴极保护;(2)提供一种电流输入装置,即外加电流法阴极保护[2]。考虑到我厂原油罐布局较分散的现状、保护措施的安全性及投入情况,决定对4号罐内加装牺牲阳极法阴极保护系统 。
2.2 阴极保护设计
2.2.1 牺牲阳极材料的选择
工程中常用的牺牲阳极材料有镁和镁合金、锌和锌合金、铝合金3大类。从使用的安全性及投入成本考虑,通常在原油罐内采用铝合金作为牺牲阳极较为简单、易行[3]。一般的Al-Zn-In系列铝合金牺牲阳极在原油沉积水中电流效率低,腐蚀消耗不均匀,溶解性差,故选用武汉材料保护研究所研制的专用高效铝合金牺牲阳极。该专用阳极通过在常规Al-Zn-In阳极中加入Sn,Ti等合金化元素,提高了阳极的耐高温性能,细化了晶粒。同时,Sn的加入可与In形成固溶体,使阳极具有更稳定的活化性能,溶解均匀。
2.2.2 设计及计算
储罐内径D=28 m,储罐内部总保护表面积S1=660 m2 (以罐底板和从底板起以上0.5 m罐内壁周边总面积计),储罐内部保护电流密度35 mA/m2,内壁介质电阻率40 Ω·cm,储罐内部保护电位≤-0.85 V(vs SCE),储罐内部阴极保护系统设计寿命10 a,阳极规格(110~130) mm×120 mm×500 mm,20 kg/支。具体参数的计算如下:
(1)阳极接水电阻R:
undefined
式中 ρ ——介质电阻率,Ω·cm
L ——阳极长度,cm
C ——阳极截面周长,cm
r ——阳极等效半径,r=C/2π,cm
因此:
undefined
(2)阳极输出电流If:
undefined
式中 △E ——阳极驱动电位,铝合金阳极取△E=0.20 V
R ——阳极接水电阻,Ω
因此:
undefined
(3)阳极使用寿命t:
undefined
式中 G ——阳极净质量,kg
Q ——阳极实际电容量,铝合金阳极取Q≥2 600 (A·a)/kg
1/K ——阳极利用系数,取0.85
Im ——每支阳极平均输出电流,A
Im=(0.6~0.8)If,本设计中取Im=0.6If。
因此:
undefined
(4)保护电流I:
I=Ji×Si
式中 Ji ——平均保护电流密度,mA/m2
Si ——保护表面积,m2
因此:
I=35×660=23 100 mA≈23.1 A
(5)所需阳极数量N:
undefined
式中 I ——保护电流,A
If ——单支阳极输出电流,A
因此:
undefined支
2.2.3 内壁阴极保护的阳极安装
考虑阳极在罐底板的分布位置以及本项目阳极应用实际效果,选择阳极数量为48支,在储罐内部侧面壁与底板上平均分布。牺牲阳极通过支持臂直接焊接在储罐内壁与底板上(距罐壁150~200 mm)[4,5,6]。
3 牺牲阳极法阴极保护技术的实际应用
原油4号罐底板完成铝合金牺牲阳极安装后,再对罐底板涂刷环氧抗静电类防腐蚀涂料。进油投用后,经过在罐内悬吊饱和Cu/CuSO4参比电极测试,罐内的保护电位均≤-0.85 V,达到了电化学保护效果。随后又陆续在原油2,16号罐内底板加装了铝合金牺牲阳极,有效保障了原油罐的长期安全稳定运行。同时,针对冷却器水侧经常发生腐蚀穿孔的情况,在部分装置的冷却器联箱、小浮头内加装铝合金牺牲阳极,有效保证了冷换设备的长周期运行。牺牲阳极法阴极保护系统工艺简便、实用,在我厂仍有进一步的推广使用价值。
参考文献
[1]谷其发,李文戈.炼油厂设备腐蚀与防护图解[M].北京:中国石油化工出版社,2000:6.
[2]火时中.电化学保护[M].北京:化学工业出版社,1988:15～17.
[3]傅玉华.石油化工设备腐蚀与防治[M].北京:机械工业出版社,1997:72.
[4]SY/T0047-1999,原油处理容器内部阴极保护系统技术标准[S].
[5]SY0007-1999,钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范[S].
[6]GB/T4948-85,铝-锌-铟系合金牺牲阳极[S].
原油罐底板 篇2
1 油罐底板与壁板连接方式
复合罐底法推荐的新底板与旧罐壁的连接方式如图1 所示。
注:图中尺寸线上数字的单位为mm。全文相同。1-检漏管;2-环形支撑角钢;3-新铺沥青砂垫层;4-罐底新底
从上图我们可以看出该种连接方式的特点:
1对新底板与旧壁板的大角焊缝, 通过环形包边角钢进行加强;
2有防泄漏的措施, 通过检漏管进行检查, 有渗漏时会及时发现;
3施工工艺复杂, 现场操作难度大, 质量要求高, 最后效果很难保证;
根据上面连接结构的特点, 我们结合施工现场的实际情况, 去繁取精, 对其进行了修改, 按照储罐的容积具体分三种情况, 一种是大于等于10 000m3储罐, 一种是1000~10 000m3之间储罐, 一种是小于1 000m3的储罐, 具体形式如下。
由于原有储罐底板有加强连接, 影响到了后面连接板的位置, 为了保证质量, 采取加长连接长度, 从而越过原来的加强板, 重新进行补强连接的方式, 即对原有的连接起到保护作用, 不破坏它, 又达到了新的密封目的。为了保证密封效果, 新底板与旧壁板之间, 还是采取焊接的连接方式, 但焊接不宜太厚[1]。
具体形式如下图:
1.2 1 000~10 000m3之间储罐
对于1 000~10 000m3规格的储罐底板的连接形式, 主要采取自制加工的包边角钢形式, 包边角钢折弯处具有R10的圆弧要求。具体形式如下图:
自制加工的包边角钢除外形尺寸、圆弧度及折边圆弧半径符合要求外, 长度宜控制在6m内, 以方便运输。加工后板面如有褶皱, 严禁投入使用。
新底板与原壁板的焊缝宜采用单焊道焊接, 并控制焊缝高度不超过水平板面, 局部焊缝超出部分应打磨与板面齐平, 为下一步包边角钢安装创造条件。
1.3 1 000m3以下储罐
由于1 000m3以下储罐半径比较小, 在加工制作包边角钢的过程中, 难度较高, 故采取典型钢板的连接方式, 对壁板与底板之间加强连接, 并简化了施工制作难度, 提高了工作效率[2]。具体连接形式如下图:
2 结语
本文根据现场具体的施工情况, 提出了3 种在储罐底板改造中, 新底板与旧壁板之间的连接方式, 既简化了施工制作的难度, 又能保证施工质量, 使储罐在改造维修后, 能够继续保持长周期安全稳定运行。此方法在某油库改造施工中, 进行了成功的运用, 效果良好, 达到了设计的目的, 同时受到了使用单位的好评。
参考文献
[1]程基文, 许文忠, 彭波.复合罐底法在油罐大修换底改造中的应用[J].石油库与加油站, 2011, 20 (1) :11-15.
原油罐底板 篇3
关键词：储罐底板,腐蚀,概率统计方法
储罐是石油化工工业中的重要设备,其储存介质常常具有易燃易爆性,因而储罐的安全可靠运行意义重大。工程实践表明:由于储罐底部往往面临比较恶劣的腐蚀环境,相对于储罐其它结构,底板的腐蚀程度要严重得多。由于影响储罐底板腐蚀的因素较多,如焊缝失效、材料老化、阴极保护失效、储存介质腐蚀性强、运行时间长等,腐蚀规律比较复杂,因而腐蚀评价研究显得困难较大。研究发现储罐腐蚀特性往往具有随机特性,采用概率统计的方法研究腐蚀失效是储罐安全可靠性研究的常用方法之一[1,2]。论文利用概率统计方法研究了不同服役年限的储罐底板腐蚀分布及穿孔失效与时间的规律,基于可靠性理论对储罐罐底剩余寿命进行了预测评价,为储罐综合评估及储罐的维护和管理提供科学依据。
1 储罐底板腐蚀失效概率分布动态研究
腐蚀是动态的,腐蚀缺陷分布是随着时间变动的。研究储罐底板腐蚀失效概率分布随时间的变化关系,是腐蚀失效预测和剩余寿命评估研究的重要方法[2]。对储罐腐蚀状况进行统计,找出其总体分布规律,了解储罐底板腐蚀随时间变化特征,不仅对于建立腐蚀评价和预测模型具有重要意义,同时也能为确定储罐腐蚀调查方案,确立腐蚀预测参数提供依据。
论文对腐蚀环境基本相同的3组不同运行年限储油罐底板腐蚀深度进行了统计分析,结果如图1所示。从该图3个时间段储罐底板腐蚀缺陷分布变动情况,可以看到随着运行时间的延长,腐蚀缺陷的分布表现出随时间变化的特征。
利用腐蚀深度分布可计算储罐底板腐蚀失效概率,论文对腐蚀环境基本相同的3组不同运行年限储油罐底板腐蚀穿孔情况进行了统计,结果如表1所示。
图2是不同运行年限储罐底板腐蚀穿孔频率分布统计结果。从图2可以看出在运行30年以后,腐蚀穿孔率大为提高。
为了进一步分析储罐底板腐蚀穿孔随时间的变化关系,对统计数据进行了数值拟合分析,发现腐蚀穿孔频率与时间成形如y=aebx的指数关系,如图3所示,经数值拟合,腐蚀频率与储罐服役年限关系为:
y=0.011e0.1036x
工程实践表明上述储罐底板穿孔频率随运行时间的变化关系,基本反映了储罐底板腐蚀失效与时间的总趋势。在进行储罐腐蚀预测及剩余寿命评估中,利用上述统计结果,将提高预测的可靠性。
2 储罐罐底最大腐蚀深度的概率统计评估
实验研究表明,在储罐底板腐蚀环境下,底板常常发生点蚀,相对于均匀腐蚀而言,点蚀具有隐蔽性、发展速度快等特点,往往比均匀腐蚀具有更大的危害性。在某一服役35年的5000 m3汽油储罐底板上选取10个取样测量区域,通过使用超声测厚仪找出每个区域最大的腐蚀深度。
图4显示的是10个取样测量区域最大小孔深度的分布,可以看到,多数试样上小孔深度达到2.0～3.0 mm,但个别试样上的最深小孔深达3.0～3.5 mm之间。腐蚀速率显著高于均匀速率,因此需要特别予以关注。
研究表明局部腐蚀现象本质上具有概率特性。储罐底板材料寿命不取决于腐蚀的平均程度,局部腐蚀的最大深度是储罐材料寿命的重要标志。
在研究与许多使用寿命密切相关的最大点蚀深度时,常采用极值分布的分析方法。这种统计分析不是研究全部数据的基本分布类型,而是仅仅研究数据最大值或最小值集合的分布特征,其分析原理是:对最大值或最小值进行极值统计,构造实际问题的统计分析模型,采用统计方法推断获得最大极值或最小极值的估计值,作为评估或预测评估的依据。
已有的理论研究已经指出[3],罐底板最大腐蚀深度服从Gumbel极值I型分布(最大极值分布)。假设在一段时间内最大腐蚀深度为x,其累积概率函数为:
式中:P——最大腐蚀深度不超过dm的概率
dm——最大腐蚀深度的随机变量,mm
xm——统计参量,概率密度最大的腐蚀深度,mm
x——变量代换,x=(x-xm)/ x
极值分布作为实际工程问题的分析模型,一般做法是,在底板上取面积相等的区域测量,统计出每个区域的最大腐蚀深度值,得到整个底板最大腐蚀深度数据集合,采用最大极值分布进行拟合,推断出最大极值的估计值。
由10个取样测量区域获得的最深腐蚀小孔的数据如图5所示。可以看到,小孔最大深度分布在该极值概率图上呈良好的直线关系,表明服从极值分布,根据分布可以拟合求出相应的关系式。
根据最深腐蚀小孔的分布特点,拟合得到线性回归方程:
可以求出
xm=1.2941/0.3748=3.4528 mm
根据以上回归方程,最终计算得到概率为99%所对应的罐底最大腐蚀深度的估计值为3.56 mm,即最大腐蚀深度不超过3.56 mm的概率为99%,通过检测罐底最大腐蚀深度为3.43 mm,误差率为3.6%,由此可见通过概率统计法得到的计算结果比较理想。
3 基于可靠性的储罐罐底剩余寿命评价
储罐底板的最大腐蚀深度服从Gumbel极值I型分布,该分布的数学期望为
根据假设,平均腐蚀速率vx为一定值,使用年限NF内,最大腐蚀深度的分布参数为:
μx=vx NF,Cx=σx/μx
由于腐蚀裕量的可靠度是指最大腐蚀深度x不超过腐蚀裕量的概率,如果已知腐蚀裕量Δ,介质及环境对钢材的腐蚀速率vx,变异系数Cx,以及要求的可靠度Ra,则底板的可使用寿命N′F为:
根据以上公式,即可求出不同可靠度下的可使用寿命。取可靠度Ra=99%,由上式得储罐底板的可使用寿命NF为:
以上述服役35年的5000 m3汽油储罐底板为研究对象,取剩余底板厚度为腐蚀裕量,即以腐蚀穿孔为最终破坏形式,取腐蚀速率为0.3 mm/a,当可靠度为99%时,使用寿命为6.5 a。
4 结 语
论文利用概率统计方法研究了不同服役年限的储罐底板腐蚀分布及穿孔失效与时间的规律,结果表明:腐蚀穿孔失效率与时间呈指数关系,随着储罐服役年限的增加,储罐底板腐蚀穿孔率大为提高;腐蚀蚀坑最大深度分布服从极值分布规律,根据分布规律可预测储罐底板的最大的腐蚀深度,同时对剩余寿命进行了预测评估,为储罐综合评估及储罐的维护和管理提供科学依据。
参考文献
[1]Alicia Romero Ramcrez,John S.D.Mason,Neil Pearson.Experimental study to differentiate between top and bottom defects for MFL tank floor inspections[J].NDT&E International,2009,42(1):16-21.
[2]赵雪娥,蒋军成.原油储罐的腐蚀机理研究及防护技术现状[J].中国安全科学学报,2005,15(3):104-107.
原油罐底板 篇4
1 立式圆筒焊接油罐的罐底检测
立式圆筒形焊接油罐的罐底检测是进行立式圆筒形焊接油罐检修的基础工作, 通过检测, 能够为立式圆筒形焊接油罐的检修提供资料基础。立式圆筒形焊接油罐的罐底状态如何, 只有通过检修才能够更加准确的反应给检修人员。一般来说立式圆筒形焊接油罐的罐底检测包含几何形状检测和腐蚀检测两方面内容, 几何形状检测就是对罐底的几何形状进行具体的测量。立式圆筒形焊接油罐在使用过程中由于会受到来自罐内储存液体和罐壁的压力, 而且外表面还需紧贴基础, 形变现象是很容易发生的。一旦发生形变不仅会使罐底损坏的几率增大, 还会影响罐的容积。因而我们在进行形状检测时要确保罐底的几何形状和理论形状相差不大, 如果出现形变问题则需要进行检修。
立式圆筒形焊接油罐在平常担负着储存油品和化工产品的重任, 由于罐底内部油品和化工产品对罐体存在一定的腐蚀作用, 而罐底接触的外部环境也会对罐底带来腐蚀, 因此我们需要对立式圆筒形焊接油罐进行腐蚀检测。一般常用的腐蚀检测方法有超声波厚度检测和漏磁检测法等。超声波检测能够有效的反映罐底局部的腐蚀情况, 但由于罐底面积较大, 因此检测取点的随机性较大, 检测覆盖率较低。漏磁检测虽然能够反映整个罐底的腐蚀情况, 但检测准确率容易受到外界环境的影响, 而且精确度不高。因而我们可以将超声波检测法和漏磁检测法结合使用, 在保证罐底实现整体检测的同时对比较容易发生腐蚀的区域进行重点监测, 保证罐底腐蚀在安全范围内。
2 立式圆筒焊接油罐的检修方案设计
立式圆筒形焊接罐的检修方案设计需要根据罐底的检测结果进行设计, 进行检修方案设计之前, 要综合罐底检测结果和罐的实际应用环境, 分析好导致罐底发生损坏和问题的原因。并采取相应的形变控制措施, 避免立式圆筒形焊接罐维修后在同一位置再次出现损伤。
一般来说导致立式圆筒形焊接罐罐底出现损伤的原因有罐基础沉陷或者罐底板原始施工问题, 根据罐底损坏的原因我们可以设计合理的整修方案, 对罐底进行维修和处理。在罐底检修方案设计时我们要注意以下两点, 第一点就是尽可能不更换边缘板, 如果必须更换则尽量少换, 这主要是由于边缘板更换技术难度较大, 且二次更换的边缘板施工质量难以得到博阿正。
3 立式圆筒焊接油罐的罐底板变形控制
立式圆筒焊接油罐的罐底变形是我们在进行立式圆筒焊接油罐检测中常遇到的问题, 如何做好立式圆筒形焊接油罐的罐底变形控制对保证立式圆筒油罐的质量具有重要意义。对于新建罐来说, 导致罐底变形的主要原因就是基础的不均匀沉降, 基础不均匀沉降会导致罐底受力不均匀, 从而发生形变。当遇到这种现象时我们则需要想办法解决基础不均匀沉降给罐底带来的受力不均问题。
由于大修罐多已经使用多年, 基础沉降已经完成, 因此大修罐的底部形变一般是由于检修焊接罐底失稳导致的。立式圆筒形焊接油罐罐壁与底板之间是用双面角焊缝连接, 由于角焊缝的焊角尺寸较大, 因此焊接后会产生较大的收缩力, 这个收缩力极易使罐底失稳从而导致罐底在重力的作用下发生形变。为了避免检修焊接使罐底发生形变, 焊接需要在有约束的条件下进行, 并选择恰当的焊接方法和焊接顺序, 避免焊接过程中不均匀应力产生给罐底带来的形变风险, 最终保证罐底受力均匀, 减少形变发生的概率。
4 管线和罐体标高的调整
我们进行立式圆筒形焊接油罐罐底焊接时, 会对罐底基础进行维修和加固。在基础维修和加固过程中必然会使罐体的标高发生变化, 然而由于管线时要与罐体连接的, 为了管线不会对罐体发生应力作用, 我们就需要适当提高罐体或者提高管线的标高, 以使管线和罐体高度能够一致。
综上所述, 立式圆筒形焊接油罐的底板对立式圆筒形焊接油罐的使用安全有着重要影响, 我们在进行立式圆筒形焊接油罐的建设和油罐大修时, 一定要注意对立式圆筒形焊接油罐的检查和检修, 实现提升立式圆筒形焊接油罐使用寿命的目的。为了做好立式圆筒形焊接油罐底板焊接变形的控制, 我们要继续深化和发展焊接油罐底板检查和检修技术, 提升立式圆筒形焊接油罐的工程质量, 保证企业的正常运营和安全生产。
参考文献
[1]尹秀峰.浅谈安装焊接变形的处理[J].科技促进发展, 2011 (S1) .
原油罐底板 篇5
1 罐底板腐蚀现状
尕斯库勒油田联合站地处海拔2800米左右, 主要为荒漠戈壁地带。联合站5000方1#罐罐内介质为含硫的不合格的原油和卸油罐中原油混合物, 储存温度在30-45℃。罐底板采用10mm厚, 材质为16Mn的钢板。底板上表面采用H06-4环氧富锌底漆和EP重防腐涂料;下表面采用环氧煤沥青涂料进行防护。检修时, 喷砂罐底板发现腐蚀坑较多, 大多数为针孔状, 多集中于盘管附近, 局部为半球形深坑, 有黄豆粒大小。罐底板上阳极块失重超过一半以上。
2 腐蚀原因分析
2.1 罐内原油的情况
尕斯联合站的原油大部分来自采油一厂尕斯油区和油砂山的含水原油。1#罐主要是储存处理后不合格的含水原油, 原油中的水超过8%, 还有大量的S存在。尕斯库勒油田的水型CaCl2总矿化度1000-170000mg/L, Cl-含量60000-100000mg/L。
2.2 腐蚀机理
原油中的主要腐蚀介质为硫、硫化物、CO2、溶解氧、氯盐、酸性水、氢等。
H2S在无水情况下与Fe发生化学反应, 其温度必须在200℃以上, 在低温下H2S只有溶解于水中才有腐蚀性。低温下由于金属表面往往存在着水或水膜, 在H2S-H2O体系中H+, HS-, S2-和H2S分子对金属腐蚀为氢去极化作用, 其反应式为:
阳极反应:
或
阴极反应:
总反应:
当原油中Cl-含量达到一定临界值后, 就会发生点蚀, 且浓度愈高点蚀愈重。此外, 大量Cl-存在还容易发生缝隙腐蚀, 尤其含水原油Mg2+, Ca2+含量较高, MgCO3, CaCO3, 等垢物及腐蚀产物沉积在罐底下部, 会加剧垢下腐蚀的发生。
原油中含有大量的水, 水中溶解的CO2气体, 溶解氧, 主要来源于水体中。当水中的游离CO2存在时, 水呈酸性, 即CO2+H2O=H++HCO3-, 由于水中H+离子含量增多, 就会产生氧去极化腐蚀。腐蚀温度越高, 腐蚀越严重。CO2蚀坑为半球形深坑, 边缘呈陡角。罐中较大的腐蚀坑多出现于盘管附近。
水中的溶解氧沿着金属表面扩散的变化形成不同的电极电位, 形成氧浓度差腐蚀, 其腐蚀原电池原理可用电极反应说明:
阳极反应:
阴极反应:
总反应:
腐蚀产物二价铁离子 (Fe2+) 不稳定, 它能和阴极区的氧继续反应, 被氧化成三价铁。
原油中水的细菌、微生物, 如硫氧化细菌等也对罐产生腐蚀作用。以硫化盐为还原菌为例, 在氧原子的条件下, 硫酸盐还原菌能将硫酸盐还原成硫化物, 从而促进了金属表面的阳极离子化反应, 加速了底板的腐蚀。
从以上的分析看出, 罐底板由于原油中水中的Cl-离子、CO2、溶解氧和细菌的共同作用下导致了底板的漆膜老化破损、裸露出金属基材, 随着沉淀物和Cl-离子、CO2浓度增加, 腐蚀加剧, 最后出现腐蚀深坑。其中以Cl-离子、CO2腐蚀为主导作用, 且温度高的地方腐蚀越严重。
3 应对措施
(1) 罐边布置阴极保护点, 减少和降低金属腐蚀。
(2) 在原油中加入缓蚀剂, 杀灭水中的细菌及有害物质, 减少细菌对底板的腐蚀。
(3) 在防腐施工中严格保证底板的漆膜厚度, 防止有害离子穿透漆膜吸附在底板上, 加速腐蚀。
(4) 实行定期监测, 及时发现破损点, 采取修补措施, 避免腐蚀加剧。出现腐蚀坑较大时, 采用堆焊修补。
参考文献
[1]张清玉.油气田工程实用防腐蚀技术[M].北京:中国石化出版社, 2009.
原油罐壁结蜡及解决措施 篇6
原油是一种由各种烃类组成的混合物, 是黑褐色或暗绿色黏稠液态或半固态的可燃物质;其主要成分是烷烃, 还含硫、氧、氮、磷、钒等元素。原油按其成分可分为石蜡基原油、环烷基原油和中间基原油三类。原油的密度比水轻, 一般在0.75~0.95之间;凝固点大约在-50℃~35℃之间, 石蜡含量高的原油, 凝固点就越高。石蜡是一种由高级烷烃组成的白色或淡黄色固体, 熔点在37℃~76℃之间。储存在罐内的原油中的石蜡在当压力和温度较低时, 就会析出, 易在罐壁结蜡。
2 储存
原油主要有储油罐储存和地下油库储存, 随着原油储罐大型化, 目前罐储存的多属于凝点高、含蜡量高的油品。在罐储存时间长, 浮顶上下约2米宽度的地方容易产生“挂壁油”, 给安全生产带来极大地隐患。
3 原油结蜡挂壁的危害
通过对某油港公司在用原油罐使用情况的调研, 原油罐结蜡挂壁主要危害如下:
(1) 太阳一晒, 挂在罐壁上的油沿罐壁流到罐浮顶上, 必须及时清理, 否则就会经中央排水管流出, 遇到下雨, 就会通过雨水道流出, 造成极大污染和货损。如人工清理, 要花费大量的人力、物力。挂壁情况见照片。
(2) 人工检尺孔、雷达测量孔在浮顶处常被粘油堵塞, 导致雷达无法测量液位甚至显示虚假液位, 人工无法检尺, 给计量和安全生产造成巨大隐患。
(3) 罐浮顶底面易粘贴较厚的油, 相当于增加了浮顶重量, 使浮顶支腿承重过大, 对浮顶安全运行造成影响。
另外, 虽然罐底都设有加热器, 为满足生产需要, 每罐月均蒸汽消耗1000多吨, 费用235万元, 成本过高。为此对于易结蜡产生挂壁油的原油储罐设“浮顶加热除蜡装置”是有必要的。
4 浮顶加热除蜡装置设计简介
浮顶加热除蜡装置的关键技术是:加热盘管能随浮顶上下移动。将蒸汽管线沿油罐外壁引至罐顶部, 通过油罐浮梯及部分软管将加热管引入罐浮顶, 加热回水排入罐顶中央集水坑。具体结构如下:在罐浮顶底部分2路安装一圈加热盘管, 环绕浮顶外圆周围, 在人工检尺孔立管、雷达测量孔立管处绕一圈, 以加强局部加热, 解决人工检尺孔立管、雷达测量孔立管凝油从而导致检尺困难及雷达显示不准问题。其结构原理图如下:
外浮顶原油罐存在问题及改进 篇7
1 加热器问题
外浮顶原油罐的加热器原设计为管束式加热器(图1)。该加热器由DN40无缝钢管焊接而成。
存在问题：由于蒸汽及蒸汽中夹带的腐蚀性离子对蒸汽汇总管管壁形成强大的冲刷腐蚀，该处的减薄速度大幅度提高，加之管束式分段加热器结构复杂，管子接头多，3×104m3原油罐加热器的蒸汽汇总管数量为64个，使管壁穿孔几率增加。投用一段时间后三座罐相继出现多处穿孔，致使蒸汽回水中混入原油，既损坏设备又污染环境。
改进：将原来的管束式分段加热器改为现在的“Ω”形结构，每个罐设两组盘管(DN80)，每组进罐后分为双管并联绕罐内一周(图2)。该结构的加热器在加热面积不变的条件下有三个方面的优点：
1)蒸汽汇总管的直径变大：分汽管由φ57×3.5m m增至φ159×7mm，集汽管由φ108×4.5mm增至φ273×9mm。既减缓了汽流的流速，又增加了管子壁厚，蒸汽对管壁冲刷减薄的速率降低;同时延缓了管壁被冲刷穿孔的时间，延长了蒸汽汇总管的使用寿命;2)蒸汽汇总管数量明显减少，由原来64个减至现在的4个，加热器的安全可靠性提高;3)“Ω”结构的加热器，由φ89×6mm的无缝钢管弯曲成形，蒸汽在弧形盘管中的流动较平缓，减少了对管壁的冲击破坏。
“Ω”形加热器结构简单，减少了焊口和蒸汽汇总管数量，不易发生冲刷腐蚀。九七年投用运行至今未发生任何问题。
2 油罐密封问题
3×104m3外浮顶原油罐浮顶外缘环板与罐壁之间装有弹性填料密封装置，该装置采用耐油丁腈橡胶作成袋状膜片，内装软泡沫塑料块，通过压条把袋状膜片固定在浮船的外边缘板上，起到密封油气的作用 (图3) 。
存在问题：经过几年的运行，密封经常损坏，其原因多是由浮顶的挡雨板变形引起的。油罐浮盘的挡雨板对密封装置遮阳防老化和防雨、防尘作用。挡雨板由δ=0.75mm镀锌铁皮制成，多块镀锌铁皮相互搭接在罐内成一周，一端通过销轴与浮盘边缘相连，另一端弯成一定角度，在压紧装置作用下贴紧罐壁。由于袋状膜片的老化以及罐壁结蜡、挡雨板的厚度较小、各层罐壁存在环向整体变形和局部凹凸变形等原因，在油罐收油浮盘起浮的过程中，挡雨板常被卡住而卷入密封与罐壁之间将密封扎坏。导致原油渗入软泡沫塑料块中，密封失去原有的弹性，密封效果降低，油品的蒸发损耗增大。
改进：在原密封基础上增加二次密封来解决油罐的密封问题。二次密封是在原一次密封的基础上做的改进(图4)。将原来δ=0.75mm的镀锌板更换为δ=2mm的镀锌板，增加挡雨板的强度;在挡雨板的下表面沿罐一周增加δ=0.5mm的防蒸发膜，用来隔绝穿过一次密封面的油气向罐外挥发;在挡雨板搭罐壁一端增加耐油橡胶刮板作为挡雨板与罐壁间的接触面，依靠耐油橡胶刮板的弹性来增强挡雨板与罐壁间的密封，同时提高挡雨板抗罐壁缺陷阻力的能力;用连接板将各单块的挡雨板连接成为一个整体，提高了挡雨板的整体强度，保证其不易损坏。
3×104m3原油罐的二次密封结构简单，便于安装。既解决了挡雨板失稳扎坏软密封问题，又在一次密封圈和二次密封装置之间形成环形气体空间，有效地降低油气损耗。二次密封装置投用多年来，没有发生任何变形，也未发现其它问题。
3 中央排水管问题
中央排水管是浮顶储罐上必不可少的一种排水装置。其一端与浮盘中间的集水槽连接，另一端穿过罐壁下部将盘面集水排出罐外。3座3×104m3外浮顶原油罐的浮顶排水管均为钢管与金属软管混合结构(图5)。每罐设置一组规格为DN100的中央排水管，装有3根金属软管，上下两根长1.1m，中间一根长2.0m，公称直径为DN100，材质Cr18Ni9Ti。由于金属软管的弹性和抗外压能力较差，中央排水管随浮顶升降发生曲伸，金属软管(特别是靠近浮盘的金属软管)在频繁受拉和受压交变应力作用下产生塑性变形，出现疲劳破损，破裂处位于靠近浮盘金属软管上，沿周向破裂长度10mm。除了金属软管泄漏外，图示法兰垫片处也发生了泄漏。
处理方法：1)选用质量可靠的金属软管，以增强金属软管的抗疲劳能力;2)适当加长金属软管长度，降低金属软管的(下转第283页)弯曲度来延长寿命;3)将石棉垫片更换为金属缠绕垫片。
4 油罐防腐蚀问题
油罐的腐蚀状况决定着油罐的使用寿命。经02年10月清理5#罐后发现，该罐罐底和浮盘腐蚀情况较为严重。罐底出现大面积点腐蚀，个别蚀坑深达4mm，而浮盘局部已经穿孔。原油含水一般在1%左右，含有多种腐蚀性介质，对罐底腐蚀较大;罐顶局部由于存积雨水，腐蚀也很大。而罐壁内表面腐蚀很小，完全可以不做防腐处理。
处理：1)对深度超过1.5mm的点腐蚀坑进行补焊，浮盘和罐壁腐蚀面积较大部位在原板上再铺一块6mm钢板的进行补强，5#原油罐罐底补板约30m2，浮盘补板约15m2;2)对罐底和浮盘进行喷砂除锈处理，并使用附着性和耐水性好、导静电的防腐涂料。
5 结语
3×104m3原油罐的检修作业量大;检修工序繁杂，检修周期长，需消耗大量人力、物力和财力，从企业整体经济效益上讲，要尽可能地减少非计划清罐检修的次数。这就要求在油罐的设计上尽可能合理，尽可能应用最新的科技成果;在油罐的建造施工阶段，必须严格按设计和规范标准施工和验收，确保工程质量;此外，清罐检修时，必须全面、认真地检查缺陷，改进油罐现存的不合理因素，在检修深度和检修质量上严格把关，确保油罐在投入使用后，能长周期、安全、稳定地运行。
摘要：近年来, 国内原油储罐越来越向大型化发展, 其结构型式也多为外浮顶罐。无论是设计还是施工, 都已逐步规范化。天津石化某库区于92年建成3座3×104m3 (Φ46000×19600) 外浮顶原油罐, 主要用于接卸海上原油, 收付油作业比较频繁, 从投用至今, 都不同程度地存在一些问题。
关键词：浮顶罐,加热器,中央排水管,油罐密封,改进
参考文献
[1]郭光臣等.炼油厂油品储运[M].北京:中国石化出版社, 1999.