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常压储罐腐蚀的风险分析

2011-6-29 13:49| 发布者: wangxiaoling| 查看: 4846| 评论: 0

摘要: 程四祥,蒋金玉 (合肥通用机械研究院,合肥 230088) 摘 要:介绍了采用基于风险的检验(RBI)评价技术对常压储罐腐蚀进行风险分析的方法,通过对常压储罐的腐蚀进行风险分析,可以科学地对常压储罐的腐蚀状况进行预 ...

程四祥,蒋金玉

(合肥通用机械研究院,合肥 230088

  :介绍了采用基于风险的检验(RBI)评价技术对常压储罐腐蚀进行风险分析的方法,通过对常压储罐的腐蚀进行风险分析,可以科学地对常压储罐的腐蚀状况进行预测,得出储罐腐蚀的风险等级。并依据风险分析的结果合理地制定储罐的检验策略,并对有较高风险的储罐进行有重点、有针对性的风险管理,从而提高储罐的运营效益及安全性。

关键词:常压储罐;基于风险的检验;风险分析;风险等级;检验周期

中图分类号TE972    文献标志码:A    文章编号1001-4012(2011)06-0356-05

 

随着我国石油化工工业的发展以及国家原油战略储备库项目的实施,油罐的大型化成为发展的必然趋势。大型立式金属储罐具有容积大、分布集中以及可储存易燃、易爆、有毒介质等特点,然而如其一旦发生泄漏或爆炸事故往往会造成灾难性后果以及严重的环境污染,给社会经济、生产和人民生活带来巨大的损失和危害。

由于储罐需要停工、倒罐、清罐和置换后才能对其进行检测,费时费力,检测费用高,且可能引起一定的环境污染。同时考虑到生产需要等原因,许多储罐不能得到及时检查。此外定期开罐普查也仅能发现少量存在的问题,同时还造成大量浪费。因此,如何将储罐的安全性与经济性结合起来是现在面临的一个难题。

笔者采用基于风险的检验(RBI)评价技术对常压储罐的腐蚀状况进行了风险分析,综合考虑储罐的失效可能性等级和失效后果等级,区分出储罐群的高风险项和低风险项,根据储罐的风险等级和损伤机理来制定储罐的检验策略。在降低成本的同时也能提高设备的安全性和可靠性。

1 常压储罐风险分析技术简介

风险分析是一种追求系统安全性与经济性统一的理念与方法,它是在对设备中固有的或潜在的危险发生的可能性与后果进行科学分析的基础上,给出风险排序,找出薄弱环节,以确保本质安全和减少运行费用为目标,优化检验策略的一种管理方式[1-2]。常压储罐风险评估的原理与一般压力容器相同,都是由失效可能性和失效后果组成,既风险(RISK=失效可能性(LOF)×失效后果(COF),通过对常压储罐各个部件的风险计算,可以得到常压储罐各部件的风险分布,不同的失效可能性和失效后果的组合对应不同的风险等级,具体风险等级划分如图1所示。

一般常压储罐是由壁板、底板和浮顶三部分组成,浮顶一般不直接接触储存介质,且发生泄漏不会造成什么危害,因此只需评估常压储罐壁板和底板两个部件,分别计算出壁板和底板的失效可能性以及失效后果,并根据壁板及底板的风险等级以及潜在的损伤机理制定相应的降低风险的检验策略。

2 常压储罐主要失效模式和腐蚀机理

常压储罐常见的失效模式主要包括腐蚀减薄、应力腐蚀开裂和脆性断裂。在由于脆性断裂造成常压储罐失效的所有事故报告中,失效不是发生在安装以后不久的水压试验期间,就是在寒冷气候中系统变为低温工况或经过修理/改建以后进行的第一次充油期间。这些经验表明一旦一座储罐证明具有经受最高液位(最大应力)和最低操作温度综合作用的能力而没有发生失效,则继续工作时由于脆性断裂而失效的可能性是极低的[2],因此对于在役常压储罐的风险分析中不考虑储罐应力腐蚀开裂的损伤模式,只考虑腐蚀减薄的损伤模式。

由于储罐各部位所处的环境不同,所以腐蚀程度也各异,具体可分为储罐外腐蚀和内腐蚀两类[3]

2.1 储罐的外腐蚀

1)储罐外壁的腐蚀

储罐外壁的腐蚀属于大气腐蚀,主要是指大气中的水分、氧、沿海的盐雾、化工大气等腐蚀性气体对储罐外壁造成的腐蚀,以及紫外线辐射引起涂层的老化破坏等。

2)储罐外罐顶的腐蚀

储罐外罐顶直接受紫外线照射;另顶部钢板加工时难免有凹凸不平,因此下雨降雪后易积水,故储罐外罐顶的腐蚀属电化学腐蚀。

3)储罐外底板的腐蚀

储罐安装时要有刚性的砼基础,再铺一层沥青石英砂以隔绝地下水和盐分。但由于存在毛细现象,储罐罐底经常受较大水分、盐分和微生物的侵蚀,因而腐蚀速度较快。

4)储罐底部边缘板的侵蚀

储罐底部边缘板常被腐蚀成千层饼状态,它是储罐失效的一个主要原因。图2为某储罐底部边缘板的腐蚀形貌。

2.2 储罐的内腐蚀

1)罐顶内表面腐蚀

储罐罐顶一般不直接接触油品,所以罐顶内表面腐蚀属于气相腐蚀。根据大气腐蚀机理,其实质属电化学腐蚀范畴,腐蚀是通过凝结水膜,在有害气体(如SO2,H2S,CO2O2等)的作用下形成的电化学腐蚀。

2)罐壁内腐蚀

罐壁内腐蚀主要包括油品的化学腐蚀和油品中所含电解质的电化学腐蚀。因油品中的水多沉积在储罐底部,所以这个部位的腐蚀程度较轻。但对于液位经常变化的储罐,在这一部位应注意气、液界面和油、水界面处的氧浓差电池腐蚀。图3为某储罐的罐壁内腐蚀形貌。

3)罐底板内腐蚀

罐底板是储罐内腐蚀最为严重的部位,主要是电化学腐蚀。由于在储存和运输过程中,油品中的水分都积存在罐底板上,形成矿化度较高的含油污水层,从而造成电化学腐蚀。通常含油污水中还含有Cl-SRB(硫酸盐还原菌),同时溶有SO2,H2S,CO2O2等有害物质,使得罐底部介质的腐蚀性极强。在罐底下部和罐底上表面油、水结合面处,还存在氧浓差腐蚀。当采用加热盘管时,由于温度和焊接时形成的电偶因素也会加剧局部腐蚀。另由于罐底存在着向外的坡度,因此在罐壁和罐底结合处,腐蚀最为严重。罐底板上表面除了存在均匀腐蚀外,局部腐蚀(如点状腐蚀和坑状腐蚀等)也非常严重,这是造成罐底板穿孔的主要因素。图4为某储罐底板的腐蚀形貌。

3 常压储罐底板腐蚀风险分析过程

常压储罐壁板腐蚀的风险分析与一般压力容器的计算过程一致,在此不再赘述。而常压储罐的底板与土壤接触,具有一定的特殊性,在风险分析过程中既需要考虑产品侧的腐蚀,还需要考虑同土壤侧的腐蚀。因此,下面重点介绍储罐底板的风险分析过程。常压储罐的风险分析技术原理见图5

风险分析的第一步是常压储罐一些相关数据的采集,数据采集的质量与可靠性直接关系到风险分析结果的可靠性[2]。对于常压储罐罐底腐蚀的风险分析来说需要采集的罐底参数包括:①与油品温度和环境有关的建造材料,包括衬里和涂层;②储罐建造和修理所使用的设计规范或标准;③用于确定罐底板厚度的方法;④检测方法的适用性和有效性及数据的质量;⑤用于确定油品侧、土壤侧和外腐蚀速率的分析方法,以及这些方法和确定的腐蚀速率的准确性;⑥腐蚀减缓方法的有效性;⑦维护质量;⑧储罐泄漏或发生事故的可能性和对环境可能产生的影响。

3.1 罐底失效可能性分析

失效可能性(LOF=通用设备失效频率(GFF)×损伤因子(DF)。对于常压储罐罐底来说,通用设备失效频率(GFF)是一定的[1],对于储罐底板来说损伤机理只有腐蚀减薄,因此储罐底板损伤因子(DF=储罐底板腐蚀减薄损伤因子。

腐蚀减薄损伤因子主要由投用时间、建造壁厚、腐蚀减薄速率和历史检验有效性四个因素决定,而储罐的投用时间、建造壁厚和历史检验有效性是一定的,因此腐蚀减薄速率计算是储罐罐底失效可能性计算的关键。

常压储罐底板基本由碳钢制造,罐底腐蚀分为产品侧腐蚀和土壤侧腐蚀,产品侧腐蚀为内部腐蚀,导致均匀或者局部减薄。影响产品侧腐蚀的因素主要包括储存产品的腐蚀特性、操作温度、蒸汽盘管的布置和储存产品里的水分等。土壤侧腐蚀为外部腐蚀,能导致局部减薄。影响土壤侧腐蚀的因素主要有土壤类型、衬垫类型、排出的水、阴极保护、罐底的设计以及储存过程的操作温度等。

因此常压储罐底板的腐蚀评估需要收集产品侧和土壤侧两部分的基础数据。其中,分析产品侧腐蚀所需的基础数据主要有:①测量或者估计的腐蚀速率(CRPB,mm·y-1),如果可以获得测量或者估计的产品侧腐蚀速率,那么就需要使用它来取代产品侧的基本腐蚀速率;②产品侧条件调节因子(FPC),干燥的或者潮湿的,如果底部有沉淀物或者有水存在,就需要用潮湿的条件;③操作温度调节因子(FPT),操作中的最高操作温度,需要考虑正常状态和非正常状态下的两种操作条件;④储罐蒸汽盘管加热器调节因子(FSC),有或者没有,如果使用了蒸汽盘管加热器,考虑到额外的加热和蒸汽泄露的可能性,内部腐蚀需要向上调整;⑤吸湿器调节因子(FWD),通常使用吸湿器可以减小储罐底部水的破坏力。分析土壤侧腐蚀所需的基础数据主要有:①测量或者估计的腐蚀速率(CRSB,mm·y-1),如果可以获得测量或者估计的土壤侧基本腐蚀速率,那么就需要使用它来取代土壤侧的基本腐蚀速率;②土壤条件调节因子(FSR),在储罐底部和周围或者堤防区域的土壤的电阻系数,测量土壤电阻系数的方法可在ASME G57中查阅;③储罐衬垫调节因子(FPA),储罐支座上面的衬垫类型(土壤、沙子等),如果储罐靠一个环形墙支撑,则需要用材料充满这个墙;④储罐排水系统调节因子(FTD),雨水的效力主要从储罐中被排放出去,以防聚集到储罐底部;⑤阴极保护调节因子(FCP),储罐底部阴极保护系统的存在和正确安装以及操作系统都基于API651-2007;⑥底部类型调节因子(FTG),单一的底部或者有RPB的底部,RPB可以是一种纺织品或者塑料类型的屏障,或者是二级基底;⑦操作温度调节因子(FST),操作中的最高操作温度,需要考虑正常状态和非正常状态下的两种操作条件。

需要根据储罐的实际状况,来确定储罐的基础数据,如土壤侧操作温度调节因子FST,不同温度范围可根据表1选取不同的调节因子。

确定好上述储罐基础数据的调节因子后,可以结合式(1)和(2)分别估算储罐产品侧的腐蚀速率CRP和土壤侧的腐蚀速率CRS

CRP = CRPB·FPC·FPT·FSC·FWD1

             CRS = CRSB·FSR·FPA·FTD·FCP·FTC·FST2

如果产品侧腐蚀是均匀腐蚀,则储罐底部腐蚀速率CR=CRP+CRS,如果产品侧为局部腐蚀(产品侧腐蚀减薄的类型需要根据储罐具体腐蚀机理来进行判断,例如为盐酸腐蚀,则为局部腐蚀),则储罐底部腐蚀速率取CRPCRS中的较大值,即CR=maxCRP·CRS)。

3.2 罐底失效后果分析

常压储罐失效后果是以API 581-2008中的第一级后果分析为基础的。对罐底失效的后果只考虑金融后果,而不考虑毒性后果、燃烧以及爆炸后果。

罐底失效后果分析第一步要确定储罐内的代表性流体以及流体性质,同时还需确定土壤性质;第二步要确定罐底的一般失效概率和泄漏孔大小;第三步估计液体泄漏的有效容量,后果计算当中对液体的量或有效容量有一个上限的要求,有效容量即组成中能泄漏有效的量;第四步确定泄漏类型,对于罐底的泄漏类型都假定为持续型;第五步确定环境后果,环境后果与泄漏种类、体积、介质的撞击以及清除的成本有关,环境后果分析还包括罐底失效对场所的影响,见图6.

根据上述确定的参数分别计算常压储罐罐底失效的环境清理成本(Fenviron)、设备维修成本(Fprod)和成分损失成本(Fcmd)。总金融成本Ftotal= Fenviron+  Fcmd+ Fprod

4 常压储罐风险分析的应用

以一台容量为5 000m3的原油储罐为例,盛装液体介质为原油,壁板材料为16MnR钢,底板材料为A3F钢,投用时间为1979年,储罐底板曾在1991年进行过改造。利用RBI软件分别对该储罐壁板和底板进行风险计算,结果见表2[3]

由表2可见,该原油储罐壁板风险等级为3B,处于低风险区域,而底板风险等级为4C,处于中高风险区域。可见底板的风险等级和失效可能性都高于壁板,因此需要把下次检验的重点放在对储罐底板的检验上。

根据上述风险分析结果,制定该原油储罐检验策略如下:检验周期3a,壁板主要进行内壁宏观检查,底板则需要进行100%的宏观检查,并辅以90%以上的漏磁扫描,必要时还需要用超声波探伤方法进行复验。

5 常压储罐基于风险分析的检验周期确定

合理的检验周期的确定应该是尽可能的保证储罐的长周期运行,同时也要确保在下一次检验前,储罐的损伤劣化不会影响其安全使用。针对常压储罐的特殊性,对常压储罐风险区域的分布进行了重新划分如图7所示,并按照以下原则确定处于不同风险区域的常压储罐的检验周期。

以下三种情况储罐的检验周期可定为9 a:①低风险的储罐;②失效可能性等级不大于2的中风险储罐;③失效可能性等级为1的中高风险储罐,见图7中所示的Ⅰ区。

对于失效可能性等级大于3但失效后果等级为AB的中风险和中高风险的储罐,如通过实施在线检验后其失效可能性等级可降低到3或以下,则检验周期可定为6~9 a,见图7中所示的Ⅱ区。

对于失效可能性等级等于3的中风险和中高风险储罐以及失效可能性不大于3的高风险储罐,检验周期可定为6 a,见图7中所示的Ⅲ区。

对于失效可能性等级大于3,失效后果等级为CD的中高风险储罐的检验周期可定为3~6 a,并加强事故预防和监控措施(包括加强现场巡检、严格工艺操作等),见图7中所示的Ⅳ区。

对于失效可能性大于3且风险等级为高的储罐,检验周期定位3 a,并加强事故预防和监控措施(包括加强现场巡检、严格工艺操作等),见图7中所示的Ⅴ区。

6 结论

通过对常压储罐腐蚀的风险分析,可以对常压储罐的风险有一个直观的了解,对常压储罐的腐蚀状况有一个科学的预测。依据风险分析的结果来制定常压储罐的检验策略,可以更好地确定储罐的检验周期和最合适的检验方法,降低常压储罐的开罐率。同时依据风险分析的结果也可以有针对性地制定预防和减缓方法,降低储罐泄漏或发生事故的可能性,并减轻后果。

 

参考文献:

[1]API RP580-2009 Risk-based inspection[S].

[2]SY/T 6620-2005油罐检验、修理、改建和翻建[S].

[3]袁国建,徐成裕,王伟华,.定量RBI技术在大型储罐群的应用[J].石油化工安全环保技术,2009,25(3):23-26.

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