0 概述

油田常压储罐材质以20号钢和Q235钢为主，储存介质一般为原油，储罐功能多为沉降、净化、缓冲、污水处理等，其操作温度一般介于60～90℃之间，罐容一般在5000m3以下，常压储罐发生保温层下腐蚀具有一定的普遍性、长期性和隐蔽性，缺陷分布具有随机性，常规无损检测方法无法在不拆除保温和搭设脚手架的情况下对罐壁及罐顶实施进行检测，检测辅助施工成本过高，导致基层采油厂储罐罐壁保温层下腐蚀不能得到有效检测，保温层下腐蚀给整个储罐的结构和功能的完整性及安全生产带来了巨大考验。

1 储罐保温层下腐蚀典型案例

油田常压储罐保温材料以岩棉、矿渣棉、复合硅酸盐板为主，外壁防腐层采用红丹防锈漆涂层，保护层为镀锌铁皮。根据多年来储罐腐蚀检测的情况来看，储罐保温层下腐蚀具有以下共同点：

（1）保温材料老化和粉化现象严重，粘结在罐体壁板上；

（2）受北疆大风天气因素影响，部分储罐罐壁保温层铁皮出现撕裂和脱落现象；

（3）由于防雨结构设计不合理，导致雨水及消防喷淋演习时消防水进入保温层后很难排出，形成腐蚀性极强的电解质溶液，造成保温层下罐壁母材严重腐蚀，金属分层、粉化直至腐蚀穿孔（腐蚀形貌如图1所示）；

（4）罐外壁大面积腐蚀减薄，最下层圈板靠近腐蚀严重（腐蚀形貌如图2所示）；

（5）罐底板基础外缘及大角焊缝处壁板腐蚀尤为严重；

（6）罐壁抗风圈部位，保温层加强圈，温度计、液位计、接管连接部位腐蚀严重；

（7）罐顶板保温层凹陷、脱落等失效部位，罐顶有积水存储部位腐蚀严重。

图1 壁板保温层下腐蚀形貌

图2 壁板角焊缝部位保温层下腐蚀形貌

2 储罐保温层下腐蚀原因

（1）保温层材料中含有大量无机盐、氯化物、氟化物、硫化物等有害成分，而且保温材料为疏松多孔的物理结构[1]，有丰富的毛细管和较大的表面积，具有很强的吸附能力和亲水性，同时大气中腐蚀性成分的存在、雨水和消防水中腐蚀性介质被保温材料吸收后形成了腐蚀性很强的电解质溶液，为储罐金属的电化学腐蚀创造了必要条件；

（2）储罐保温层结构设计不合理，防水材料和保温材料安装不当，保温层外防护层受外力损坏等因素，都能导致水分的渗入保温层致使局部形成腐蚀性较强的电解质溶液，油田常压储罐操作温度躲在90℃以下，研究表明，当设备温度低于150℃时[2]，保温层内形成的电解质溶液很难完全蒸发，从而使得金属发生电化学腐蚀，形成的腐蚀产物Fe（OH）3和Fe3O4又比较疏松，腐蚀介质能够轻松穿过这些疏松的腐蚀产物继续腐蚀储罐母材，这也是现场保温层下腐蚀多以金属分层、粉化脱落形貌为主的原因。

3 储罐壁板及顶板导波检测技术的应用

储罐壁板及顶板常规检测受储罐结构和辅助施工的成本影响，通常以宏观检验和壁厚检测为主，通过拆除底层圈板局部保温，沿盘梯壁板拆除少量保温层，罐顶板不同方位局部保温，对这些部位的保温层下腐蚀进行宏观检查和局部测厚，但由于保温层下腐蚀分布的随机性和隐蔽性，不能对罐体壁板和顶板整体腐蚀情况进行检测，存在极大的漏检区域，若整体拆除保温搭设脚手架进行检测，工作量大，成本过高，不能满足工程经济性要求[3]。因此，我们将导波检测技术应用到罐壁及罐顶板的检测中，该方法既能满足检测的覆盖率，避免缺陷漏检，对保温层下壁板和顶板的腐蚀情况进行完整性检测评估，又能避免搭设脚手架和拆除保温层，在保障检测质量的情况下又确保的工程的经济性。

3.1 储罐导波检测过程

（1）沿储罐盘梯拆除每层壁板拆除一块保温层，对该部位进行打磨除锈，将MsS板式探头沿着旋梯依次竖直放置，MsS板式探头将沿着罐壁环向产生水平剪切波，检测覆盖整个罐壁，无需搭建脚手架，也无需去除全部保温层；自下而上直至顶层壁板（探头布设示意图如图4所示）；

图3 导波壁板检测

（2）绘制储罐壁板图，标注接管、人孔、排污口、液位计、温度计等焊接部位位置和尺寸，检测时应设法尽可能避免这些因素的干扰，同时为后续图谱分析剔除伪缺陷做好准备工作；

（3）导波检测每次检测宽度为300mm，信号扩散角1.5°，罐壁周向检测长度可达100m，壁厚减薄10%以上的金属损失可被检出（导波壁板检测如图5所示）；