大型储罐腐蚀剩余寿命预测方法研究及对比

时间：2024-08-31

张华龙

（浙江浙能石油新能源有限公司，浙江杭州 310000）

0 引言

随着我国国民经济的增长，储罐逐渐呈大型化、集中化和自动化的趋势发展。在服役的过程中，一旦发生泄漏，在明火和高温等外界条件的刺激下，将会引发池火、蒸气压爆炸、喷射火、闪火等一系列危险后果。目前，储罐内部腐蚀是造成储罐灾难性事故的主要原因[1]。根据储罐内介质液位的不同，腐蚀区域可分为底部含油污水区、中部油相区和顶部气相区。底部含油污水中的硫酸盐还原菌（SRB）和硫离子会使内壁防腐涂层脱落，致使罐底板和圈板与腐蚀介质直接接触，SRB形成胞外生物膜，促使膜下贫氧、膜外富氧，形成氧浓差的电化学腐蚀。中部油相与罐壁长期接触，油品中含有的低分子硫醇、硫化氢等活性物质，对罐壁造成均匀腐蚀。顶部气相通常与饱和原油蒸气压有关，蒸气压越高，原油中C1～C4的轻组分含量越多，在外界温差的作用下，逐渐在罐顶形成冷凝水膜，腐蚀性介质溶于水膜中发生点蚀或坑蚀[2]。综上，储罐腐蚀主要集中罐底和罐顶，目前我国针对含腐蚀缺陷储罐剩余寿命的预测还处在起步阶段，对不同寿命预测方法的对比还鲜有报道。基于此，分别梳理极值分布法、折线替代法和常规方法的计算流程，以实际储罐的检测结果为依据，对比不同剩余寿命计算方法的准确性。

1 极值分布法

经研究表明，储罐的最大腐蚀深度服从Gumbel I型分布，该分布属于极值分布，设一段时间的最大腐蚀深度为x，则累积概率分布函数为：

式中：F（x）为最大腐蚀深度不超过x的概率；k和η分别为位置变量和尺度变量。

在计算式（1）的数学期望、方差和变异系数的基础上，假设腐蚀深度与时间呈线性关系，在可靠度0.999的条件下，得到储罐的剩余寿命T为：

式中：δ为腐蚀余量，mm；Vx为腐蚀速率，mm/a；Cx为变异系数，无量纲。

2 折线替代法

假设投入时间点的服役时间为0，此时的表面深度x0=0，则当时间趋于可使用总寿命时，腐蚀深度趋于壁厚，服役时间与腐蚀深度呈曲线关系。每次检修均对最严重的部位进行处理，则从原始点到检测点再到临界壁厚点形成一条折线，预测可使用总寿命为：

式中：xi为第i次检测得到的腐蚀深度，mm；ti为第i次检测后的预测可使用寿命，a。

3 常规方法

常规方法是通过腐蚀余量、腐蚀速率和安全系数C来计算剩余寿命，见下式：

4 实例分析

以某常压立式固定顶储罐为例，该储罐容积104m3，直径28.5，高度16m，充装系数0.85～0.90，采用声发射技术进行了不停产的无损检测，随后利用站场检修时刻，通过HCH-3000C型超声波测厚仪进行了开罐验证，测量精度0.1mm，得到罐顶板、罐底圈板和罐底中幅板的腐蚀深度数据，分别为127、78和213个。其中罐顶板的设计厚度为5mm，罐底圈板的设计厚度10mm，罐底中幅板的设计厚度8mm。统计腐蚀数据的累积概率分布情况，可见罐顶板的腐蚀深度远小于罐底圈板和罐底中幅板，罐底中幅板中有20%腐蚀深度2～3mm的点，说明中幅板的腐蚀情况最为严重。

取85块中幅板中测点的最大腐蚀深度进行剩余寿命预测，如表1所示。中幅板的最小允许壁厚为2.5mm，则腐蚀余量δ为设计厚度减去最小允许壁厚和最大腐蚀深度，δ=8-2.5-3.3=2.2mm。由表1的数据统计得到，均值为1.634mm，标准差为0.488mm，则Cx=0.488/1.634=0.29865，该储罐已经服役20a，则腐蚀速率Vx=1.634/15=0.0817mm/a。

表1 中幅板最大腐蚀深度（部分）

通过式（2）计算基于极值分布法的剩余寿命和预测可使用寿命：

得到储罐剩余寿命为13.9a，预测可使用寿命为34.75a。

通过式（3）计算基于折线替代法的剩余寿命和预测可使用寿命分别为13a和33a；通过式（4）计算基于常规方法的剩余寿命和预测可使用寿命分别为24.23a和60.58a，其中安全系数取0.9。

通过上述分析可知，由极值分布法和折线替代法计算得到可使用寿命与设计寿命相符，用常规方法得到的结果过于乐观，无法指导储罐检验周期的制定。折线替代法的折线次数与检验时机有关，因案例中只进行了单次检测，同时假设维修状态为完全维修，故计算结果可能存在系统误差和偶然误差。计算结果的保守程度从大到小依次为折线替代法、极值分布法和常规方法。考虑到高含硫油田的深入开发，对国内大型油罐的维护保养提出了一定深度的要求，极值分布法得到的剩余寿命更符合实际工况。建议油罐的检修周期为6～8a，新建油罐的检修周期不超过10a。