基于RBI的站場完整性評價技術(shù)研究

楊洪麗賈明德陳文賢王宏武梁昌晶

1.中海油石化工程有限公司 （山東 青島 266101）2.中國石油管道局工程有限公司 第四分公司 （河北 廊坊 065000）3.中石油管道有限責任公司 西部塔里木輸油氣分公司 （新疆 庫爾勒 841000）4.中國石油青海油田分公司 管道輸油處 （青海 格爾木 816000）5.河北華北石油港華勘察規(guī)劃設(shè)計有限公司 （河北 任丘 062552）

目前，油氣管道和站場的經(jīng)濟性、安全性越來越受到關(guān)注，我國對長輸管道、油氣田集輸管道完整性管理開展較早，檢測和評價手段也比較完善，形成了一整套管道完整性管理模式。但對于油氣站場的完整性管理尚處于初級階段，一些管道和油氣田企業(yè)還沒有開展相應(yīng)的技術(shù)研究和現(xiàn)場應(yīng)用。同時站場與管道相比，具有設(shè)備種類繁多、自動化程度不一致、系統(tǒng)繁雜、管理難度大等特點，站內(nèi)設(shè)備和管道失效后可能在短時間內(nèi)造成較大影響，因此有必要對站場完整性的相關(guān)檢測評價技術(shù)進行研究。

1 RBI技術(shù)

RBI（基于風險的檢驗）技術(shù)是目前國外發(fā)達國家通用的一種滿足經(jīng)濟性和安全性的評價管理手段[1-2]。RBI技術(shù)最早由英國原子能協(xié)會提出，初期主要用于核工業(yè)相關(guān)設(shè)備的安全評價，后來經(jīng)挪威船級社（DNV）的深入研究，頒布了API580和API581兩個RBI標準，總結(jié)了風險計算、流體泄漏量計算、常見設(shè)備失效概率以及各類工況下（應(yīng)力腐蝕開裂、高溫氫腐蝕、機械疲勞、脆性斷裂等）的定量計算等，是建立RBI模型的基礎(chǔ)。RBI評價技術(shù)的作用主要體現(xiàn)在兩方面，一是對檢驗周期的調(diào)整優(yōu)化，二是對維護策略的制定優(yōu)化。根據(jù)28原則可知，80%的高風險點存在于20%的設(shè)備上，但常規(guī)的檢測手段（宏觀檢查、超聲波壁厚檢查、磁粉探傷等）通常采用周期性檢查，易存在過度檢測或檢測不足，對站場內(nèi)的設(shè)備和管道進行RBI評價后，可有針對性地制定維護維修策略，重點檢測高風險點，優(yōu)化檢測周期，使下次檢測時設(shè)備和管道正好處于風險可接受的最高水平[3-4]。

2 RBI風險評價

整個RBI風險評價的技術(shù)流程包括：建立RBI數(shù)據(jù)庫、物流回路和腐蝕回路劃分、損傷機理分析、風險計算、風險減緩措施等。由于RBI適用于靜設(shè)備失效模式明顯（內(nèi)部腐蝕、外部損傷、應(yīng)力腐蝕開裂、疲勞損傷等）、工藝較復(fù)雜的場站，因此評估對象主要為靜設(shè)備和站內(nèi)管道。

以某天然氣處理站為例，處理工藝為來氣進入冷卻器及分離器分離出輕油。分離后的天然氣通過干氣復(fù)熱器、氨冷卻器、液烴冷卻器、主換熱器降溫，進入第一低溫分離器，分離出的天然氣經(jīng)膨脹機進一步降溫，進入第二低溫分離器分離，第一低溫分離器、第二低溫分離器分離出的混合輕烴經(jīng)主換熱器、液烴冷卻器回收冷量后進入儲罐，分離后的天然氣經(jīng)主換熱器、干氣復(fù)熱器冷量回收后，進膨脹機加壓后進入外輸系統(tǒng)。本文主要評價站內(nèi)的工藝系統(tǒng)和部分輔助工藝系統(tǒng)（如排污系統(tǒng)和放空系統(tǒng)等）內(nèi)的工藝管道、壓力容器等，不包括緊急關(guān)斷系統(tǒng)、發(fā)電機、消防水系統(tǒng)、儀表風等系統(tǒng)，最終確定評價對象為工藝管道143條、壓力容器57臺，安全閥74個，共計274個設(shè)備項。

2.1 建立RBI數(shù)據(jù)庫

RBI評價過程要經(jīng)過大量計算，每個基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的完整性和準確性直接影響到風險的計算和評價結(jié)果，因此該步是整個評價體系的基礎(chǔ)。數(shù)據(jù)包括但不限于表1中所列，在數(shù)據(jù)錄入的過程中要不斷核對和補充相關(guān)數(shù)據(jù)，保證數(shù)據(jù)的真實可靠。

2.2 物流回路和腐蝕回路劃分

根據(jù)設(shè)計圖紙說明和工藝流程圖，將物料發(fā)生泄漏時兩個切斷閥之間的管線或設(shè)備劃分為一個物流回路。該回路內(nèi)的泄漏不會影響其他回路。根據(jù)歷史檢測數(shù)據(jù)及專家判斷結(jié)果，按照腐蝕因素將失效機理一致的回路劃分為一個腐蝕回路，根據(jù)物流回路和腐蝕回路綜合判斷各設(shè)備項的失效后果。其中，失效后果跟泄漏量和泄漏速率有關(guān)，而泄漏量和泄漏速率與泄漏孔徑的大小、物料的性質(zhì)（主要是黏度和密度）、運行壓力、運行溫度等有關(guān)。依據(jù)API 581相關(guān)規(guī)定，分別對小、中、大和破裂的泄漏孔徑的泄漏量和泄漏速率進行計算，再根據(jù)泄漏類型（瞬時或持續(xù)），將計算結(jié)果按照發(fā)生概率的不同進行加權(quán)平均后得到失效后果，從失效后的傷亡影響面積、人員傷亡數(shù)量、經(jīng)濟損失3個方面對后果等級進行劃分，具體見表2。

表1 RBI數(shù)據(jù)庫

表2 失效后果等級的劃分

2.3 損傷機理分析

根據(jù)介質(zhì)分析報告，原料氣中含有少量CO2，質(zhì)量分數(shù)在1.66%～4.51%之間，未檢測到H2S有效含量。因此，結(jié)合天然氣處理站裝置工藝和站內(nèi)腐蝕情況，并參考同類裝置的失效分析資料，聽取相關(guān)專家的意見，經(jīng)綜合分析后確定站內(nèi)可能的損傷類型有以下幾個方面。

1）內(nèi)部腐蝕減薄包括均勻腐蝕和局部腐蝕[5]。內(nèi)部腐蝕減薄是指流程中腐蝕介質(zhì)所引起的壁厚均勻減薄或局部減薄。由于處理站物料中含CO2，因此工藝管線和設(shè)備可能發(fā)生以CO2、H2O腐蝕為主的均勻腐蝕，在有水、雜質(zhì)積聚的部位可能發(fā)生局部腐蝕。

2）外部損傷。處理站的外部損傷主要包括大氣腐蝕，埋地管道外腐蝕和架空管道部分保溫層浸水后造成的外腐蝕。

3）應(yīng)力腐蝕開裂。硫化物應(yīng)力腐蝕開裂，由于處理站除凝析油含有少量酸質(zhì)不含H2S，因此發(fā)生SSC的可能性極低。

4）此外，還存在內(nèi)部出砂沖蝕，地基下沉引起的應(yīng)力破壞，特殊工藝高低溫溫差引起的應(yīng)力疲勞等損傷類型。

根據(jù)損傷機理，可以修正損傷因子Df，由此計算設(shè)備項的失效概率：

式中：gf為設(shè)備項的通用失效概率；Df為損傷因子；Fms為企業(yè)管理系數(shù)，國內(nèi)一般取1.0～1.5。

DNV在搜集了大量的失效數(shù)據(jù)和案例后，建立了4種泄漏尺寸下的常見設(shè)備通用失效概率，該數(shù)據(jù)代表數(shù)個行業(yè)的真實失效概率，具有一定的可靠性，見表3。

表3 API 581中設(shè)備項每年通用失效概率

2.4 風險計算

將失效概率和失效后果數(shù)據(jù)導(dǎo)入DNV開發(fā)的專業(yè)計算軟件Orbit Onshore后，可以得到風險的大小[6]。根據(jù)失效后果的不同，風險的單位不同。運用5×5的風險評價矩陣表示識別到的設(shè)備項風險，風險矩陣分為高風險、中高風險、中風險和低風險4個級別，計算結(jié)果如圖1所示。

圖1 靜設(shè)備評價風險矩陣圖

由圖1可知，該處理站的失效概率評價結(jié)果為：165個設(shè)備項處于第1類（低）失效可能性，36個設(shè)備項處于第2類（較低）失效可能性，30個設(shè)備項處于第3類（中）失效可能性，43個設(shè)備項處于第4類（較高）失效可能性。

失效后果評價結(jié)果為：80個設(shè)備項處于B（較低）類失效后果，51個設(shè)備項處于C（中）類失效后果，138個設(shè)備項處于D（較高）類失效后果，5個設(shè)備項處于E（高）類失效后果。

根據(jù)該處理站的設(shè)計、檢測、維修數(shù)據(jù)，對各設(shè)備項進行評價，總的風險分布如圖1所示。通過風險評價結(jié)果可知，低風險的設(shè)備項有62個，占22.63%；中風險設(shè)備項有170個，占62.04%；中高風險設(shè)備項有42個，占15.33%；無高風險設(shè)備項。

2.5 風險減緩措施

由上述風險矩陣結(jié)果知，中高風險的設(shè)備只占總設(shè)備項的15%左右，但卻集中了近90%的風險，因此可重點針對風險較高的設(shè)備項加密檢測周期，并使用合適的檢測方法。

對于壓力容器的定期檢驗，由國家授權(quán)具有相應(yīng)資質(zhì)的檢驗單位按照TSG R0004—2009《固定式壓力容器安全技術(shù)監(jiān)察規(guī)程》、TSG R7001—2004《壓力容器定期檢驗規(guī)則》并結(jié)合壓力容器定期檢驗報告規(guī)定的檢驗周期進行。其中檢驗方法以宏觀檢查和超聲波壁厚測定為主，必要時采用表面無損檢測、漏磁檢測。宏觀檢查應(yīng)以容器本體，對接焊縫，接管角焊縫的裂紋、變形、泄漏以及排污裝置的檢查為重點；測厚部位以液位波動處、進出口接管對應(yīng)筒壁、排污裝置處筒壁為重點；表面無損檢測、漏磁檢測以宏觀檢查有問題的部位及錯邊量和棱角度超過制造標準的部位為重點。

對于工藝管道的定期檢驗由管理部門自行組織，檢驗周期根據(jù)其風險等級和失效概率確定。檢驗方法選擇：①對風險等級為高、中高的管線以宏觀檢查、壁厚測定、無損檢測、安全保護裝置檢驗為主，必要時進行材料表征分析、應(yīng)力分析計算等；②對風險等級為中、低的管線以宏觀檢查、壁厚測定、安全保護裝置檢驗為主，必要時進行無損檢測；③外部宏觀檢查以管道和管件的損傷、變形、腐蝕，管道與管架連接部位的局部腐蝕，焊接接頭的表面裂紋檢查為重點；④無損檢測以外部宏觀檢查有問題、長期承受明顯交變載荷、支架損壞部位附近焊接接頭為檢測重點。

3 應(yīng)用效果

通過技術(shù)應(yīng)用，降低了安全環(huán)保的風險隱患。通過資料分析、檢測、風險評估等工作，掌握了集中處理站的機泵、管道、儲罐、壓力容器、閥門等設(shè)備設(shè)施運行狀況及高風險管控點，科學制定了檢測、監(jiān)測、維護維修計劃，使風險受控，為高效安全運行提供保證?；陲L險點的檢測、以可靠度為中心的維護，使今后的檢測和設(shè)備維護更有針對性，可以降低后續(xù)生產(chǎn)成本，單個站點每年檢測費用約節(jié)省120萬元。

4 結(jié)束語

通過對某天然氣集中處理站站內(nèi)設(shè)備和工藝管道的RBI評價分析，發(fā)現(xiàn)損傷機理與長輸管道有明顯不同。除常規(guī)的主要腐蝕因素外，還可能存在內(nèi)部出砂沖蝕、地基下沉引起的應(yīng)力破壞、特殊工藝高低溫溫差引起的應(yīng)力疲勞等。此外，RBI數(shù)據(jù)庫中數(shù)據(jù)的可靠性和完整性是進行RBI評價的基礎(chǔ)，但大部分站場壓力容器和工藝管道數(shù)據(jù)不全，存在數(shù)據(jù)臺賬缺失、檢測報告資料不全、檢測周期未按計劃實施、抽檢比例和內(nèi)容無法保障等問題。因此應(yīng)建立常態(tài)化機制，一是建立設(shè)備項的定點超聲波測厚機制，二是建立在線腐蝕監(jiān)測機制。將多種腐蝕監(jiān)測技術(shù)（腐蝕掛片、電阻探針、FSM等）有機結(jié)合在一起，根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)及時對數(shù)據(jù)庫進行更新和完善，進行RBI再評價，優(yōu)化檢測、維護、維修方案，實現(xiàn)科學檢測、合理投入，為站場完整性的管理提供理論和實踐依據(jù)。