高原  冯亮

中国石油西部管道新疆输油气分公司

我国原油储备库建设呈现大型化、集中化发展趋势，这对大型原油储罐的安全平稳运行工作提出了更高要求，需要建立以风险管理为核心的完整性管理模式，才能更有效地避免或减少事故的发生，将风险控制在可接受范围。

1 储罐的完整性评价

完整性管理的实质是评价不断变化的储罐系统的风险因素，并对相应的管理与维护活动做出调整与优化。完整性管理的价值在于制定合理有效的维修维护计划，通过维修维护减少储罐的运行风险，而完整性评价则为维修维护计划的制定提供重要依据。

储罐完整性评价包括三个方面，即完整性检测、剩余寿命预测和沉降变形评估。检测技术是完整性评价的关键。储罐的完整性检测包括日常巡检、全面检查、技术性检测和开罐检测四个方面（见表1）。日常巡检和全面检查主要是通过视觉观察的方法，检查是否有损坏的罐体结构；技术性检测是在不停产的情况下进行的在线检测，检测技术主要有声发射检测、沉降观测等；开罐检测技术有漏磁检测、超声波、射线、磁粉和渗透等[1]。

 

 

 

 

2 常见的储罐泄漏检测方法

2.1 一二次密封泄漏检测

为了准确判断大型浮顶储罐一、二次密封装置之间油气混合物的浓度，利用便携式可燃气浓度检测仪分别对20座在役大型浮顶储罐一、二次密封装置之间的油气浓度进行了现场检测（检测值为可燃气爆炸下限的百分比），检测时间为夏季，检测的所有储罐均使用软密封装置，每台浮顶储罐至少检测8 个对称位置，共检测160个点。如图1～图3所示。

 

图1 未检测状态图

 

图2 检测状态图

 

图3 检测位置示意图

通过对20座储罐的160个检测点测量，结果表明，72%的检测点油气混合物浓度都在爆炸下限的25 %以下，12 %的检测点在爆炸下限的50 %以下，只有16%的检测点油气混合物浓度达到了爆炸下限。数据表明，检测点可燃气体浓度达到爆炸下线的储罐往往是一次密封破损的储罐。

通过分析可以得出，在同样条件下，一次密封装置的密封效果越好，一、二次密封装置内的油气浓度越低，油气混合物燃烧爆炸的危险性越小。

因此，我们将储罐一次密封的完好性作为风险点，合理安排动态运行罐，将泄漏量大的储罐作为静态罐，减少由于收发油作业而引起的油气挥发，从而降低风险。同时，将泄漏量大的储罐优先作为大修罐，严把储罐大修质量，严格控制储罐基础、圆度、几何形状和尺寸、量油管和导向柱垂直度及一、二次密封的施工安装质量。对未设计密封托板的储罐增设一圈密封托板，由单体式一次密封改为选用三芯式一次密封，以扩大密封装置的适用调整范围。全面测量储罐相关尺寸，根据储罐实际情况设计定制密封装置，安装时要认真核对，严把安装质量关。

大修储罐时对密封间隙过大部位可选择以下三种办法解决：

（1）一次密封可用异形泡沫进行填充，二次密封可以增加过渡板进行安装调整。

（2）通过改型增加一次密封对罐壁的压紧力和接触面积，以减小油气空间。

（3）通过在一次密封外设置外密封膜，将下密封包裹在内，外密封膜两端与上密封膜两端密封搭接，使上密封和下密封形成整体密封，即上下密封之间无油气存在，从而避免一、二次密封间油气浓度超标。如图4所示。

 

图4 无油气密封装置示意图

2.2 储罐底板在线腐蚀检测

大型储罐罐底腐蚀检测常采用声发射检测技术进行在线检测，通过接收储罐罐底腐蚀信号及与腐蚀相关的次腐蚀信号确定罐底的腐蚀状态，如图5所示。

 

图5 声发射罐底检测图示

以某10万方储罐为例，该罐直径为80m，需要采用21个声发射检测传感器。为了减少罐顶及罐壁噪声信号的干扰，采用两层传感器布置，每层21个，共计42个探头（如图6所示）。在罐圆周周围等间距安装传感器，1＃传感器大致位于正北面，按顺时针方向编号，探头避免安装在人孔及管道附近，（如图7所示）。

 

图6 声发射检测探头    

 

图7 声发射点方位示意图

根据罐体直径，采用42个传感器进行检测，1～21号为检测传感器，安装在离罐基础0.8 m高度的储罐外壁面，22～42号为护卫传感器，安装高度为1.85 m。1～21号传感器的灵敏度在93～98db之间，22～21号传感器的灵敏度在81～87db之间。罐底腐蚀的信号通过罐内介质传输到罐壁表面的传感器，根据所采集到的声发射信号数据，采用滤波方法滤除检测过程中的噪音信号，根据标准JB/T 10764-2007对罐底腐蚀状况进行综合评估[2]。

所有通道的幅值、持续时间、能量、计数随时间的变化如图8所示：

 

图8 所有通道的幅值、持续时间、能量、计数随时间的变化

从图中可以看出，25000s～35000s时段内的信号最为平稳，采集时刻为：20:19，25000s=6.94h；35000=9.72h，则平稳时间段为：3:15-6:00（凌晨）。选取该时间段的数据进行回放分析，如图9～图11所示。

 

图9 所有通道撞击数随时间变化图

 

图10  所有通道撞击数随时间累计变化图

 

图11 所有通道累积能量随时间的变化图

信号采集时间为2.78小时，通过计算检测传感器每小时每12个传感器接收的撞击数，根据标准JB/T 10764-2007对罐底腐蚀状况进行综合评估，将该储罐声发射检测活动度评定为B级，如图12所示。

 

图12 罐底定位参考图

根据JB/T10764-2007 《无损检测常压金属储罐声发射检测及评价方法》中的评定方法，可知该罐的检测结果为B级，对应区域的腐蚀状态为少量或轻微，可2～3 年后再进行声发射检测，并参考图12中所示位置进行重点复检。该罐目前投用时间为7年，已到达清罐大修的周期年限。该实例证明，可以通过检测手段来评价储罐的现实风险度，根据检测结果来制定和优化相应的管理与维护办法，使维修计划更为合理，减少运行风险和成本。

2.3储罐底板导波检测

对储罐在在用状况下进行完整性评价，是现阶段储罐评价的难题。根据储罐的结构特点，边缘板为底板最低处，也是储罐中污水等腐蚀介质沉积的地方，所以储罐底板腐蚀往往出现在边缘板，罐底板检测主要是对边缘板的检测。

超声导波检测是利用超声高频导波成像检测技术，将导波探头放置在壁板外的底板延接板上，以罐底板作为超声导波传导体，借助导波技术的物理特性，快速发现罐内底板上下表面腐蚀等壁厚突变信号。配合声定位技术使用，可实现以点带面的检测效果，即通过罐外底板延接板上的一个检测点来覆盖一个扇形扫查区域，检测非常具有代表性。如图13所示。

 

 

图13 储罐底板导波检测示意图

以某10万方储罐底板导波检测为例，该储罐共设置导波检测点30个，检测点平均长度约为1000mm，宽度约为100mm，检测点分布如图14所示。

 

图14 储罐底板导波检测点分布示意图

经对30个检测点的检测结果（检测数据略）进行统计，未发现明显缺陷，储罐底板防腐状况良好。

2.4 储罐剩余壁厚检测

储罐剩余壁厚测量，是一种最简单且最有效的掌握储罐腐蚀情况的检测手段。对上文提到的某10万方储罐进行剩余壁厚检测，其中罐底板超声波壁厚检测30处，罐顶板超声波壁厚检测12处，以便掌握该储罐的腐蚀现状。图15为该储罐剩余壁厚检测点分布情况。

 

图15 储罐剩余壁厚检测点分布图

检测发现，储罐壁厚最大减薄0.8mm，腐蚀速率0.14mm/年。综合壁厚检测结果、运行年限和罐内介质腐蚀速率，建议把该储罐检测周期定为5年，对检测发现的缺陷进行定期监测，主要监测缺陷是否进一步扩展，监测周期为1年[3]。

3 储罐检测管理经验

检测是储罐完整性管理的重要组成部分，储罐的现场检测需要关注以下问题：

（1）建立储罐完整性管理体系，制定实施储罐完整性管理计划，注意保管好储罐的原始设计、制造及操作细节资料，将每次检测结果纳入储罐原始档案，建立储罐数据库，为储罐的完整性管理提供参考和依据。

（2）选择技术和服务可靠的检测单位，要求其根据风险评估结果对储罐的检测维修给出合理建议，并提出日常管理的重点。

（3）储罐检测前应明确检测单位的安全责任，采取适当的检测方法，制定相应的检测策略。检测方法必须和安全风险消减计划一起制定，以便将储罐的运行风险控制在可接受范围。

（4）应加强与国内外先进储罐运行单位的交流与合作，对相关人员进行完整性管理培训，以提高整个行业的管理水平。

4  结束语

本文以大型石油储罐的实际检测为例，通过对储罐几种常用检测技术方法的研究探讨，提出了储罐风险管理和检测的相关建议，说明了检测数据越多，检测有效性越高，数据越完整，结果就越接近真值。管理者应综合评价各类检测数据，做出准确的风险评价，合理安排储罐的维修检测计划，以做到安全和成本兼顾。

参考文献：

[1] 石磊，帅健.大型原油储罐完整性管理体系研究.中国安全科学学报，2013，23(6)：151-157.

[2] 中国石油集团工程技术研究院.《鄯善储备库G1016#储罐底板腐蚀声发射检测报告》，2016.

[3 ] 吐哈石油技术监测中心管道检测公司.《鄯善原油储备库G1002#储罐检测报告》，2014. 

作者：高原，男，工程师，1987年11月生，2010年7月毕业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，现主要从事长输管道安全管理方向的工作。 

《管道保护》2016年第6期（总第31期）