基于RBI的站场完整性评价技术研究

杨洪丽贾明德陈文贤王宏武梁昌晶

1.中海油石化工程有限公司 （山东 青岛 266101）2.中国石油管道局工程有限公司 第四分公司 （河北 廊坊 065000）3.中石油管道有限责任公司 西部塔里木输油气分公司 （新疆 库尔勒 841000）4.中国石油青海油田分公司 管道输油处 （青海 格尔木 816000）5.河北华北石油港华勘察规划设计有限公司 （河北 任丘 062552）

目前，油气管道和站场的经济性、安全性越来越受到关注，我国对长输管道、油气田集输管道完整性管理开展较早，检测和评价手段也比较完善，形成了一整套管道完整性管理模式。但对于油气站场的完整性管理尚处于初级阶段，一些管道和油气田企业还没有开展相应的技术研究和现场应用。同时站场与管道相比，具有设备种类繁多、自动化程度不一致、系统繁杂、管理难度大等特点，站内设备和管道失效后可能在短时间内造成较大影响，因此有必要对站场完整性的相关检测评价技术进行研究。

1 RBI技术

RBI（基于风险的检验）技术是目前国外发达国家通用的一种满足经济性和安全性的评价管理手段[1-2]。RBI技术最早由英国原子能协会提出，初期主要用于核工业相关设备的安全评价，后来经挪威船级社（DNV）的深入研究，颁布了API580和API581两个RBI标准，总结了风险计算、流体泄漏量计算、常见设备失效概率以及各类工况下（应力腐蚀开裂、高温氢腐蚀、机械疲劳、脆性断裂等）的定量计算等，是建立RBI模型的基础。RBI评价技术的作用主要体现在两方面，一是对检验周期的调整优化，二是对维护策略的制定优化。根据28原则可知，80%的高风险点存在于20%的设备上，但常规的检测手段（宏观检查、超声波壁厚检查、磁粉探伤等）通常采用周期性检查，易存在过度检测或检测不足，对站场内的设备和管道进行RBI评价后，可有针对性地制定维护维修策略，重点检测高风险点，优化检测周期，使下次检测时设备和管道正好处于风险可接受的最高水平[3-4]。

2 RBI风险评价

整个RBI风险评价的技术流程包括：建立RBI数据库、物流回路和腐蚀回路划分、损伤机理分析、风险计算、风险减缓措施等。由于RBI适用于静设备失效模式明显（内部腐蚀、外部损伤、应力腐蚀开裂、疲劳损伤等）、工艺较复杂的场站，因此评估对象主要为静设备和站内管道。

以某天然气处理站为例，处理工艺为来气进入冷却器及分离器分离出轻油。分离后的天然气通过干气复热器、氨冷却器、液烃冷却器、主换热器降温，进入第一低温分离器，分离出的天然气经膨胀机进一步降温，进入第二低温分离器分离，第一低温分离器、第二低温分离器分离出的混合轻烃经主换热器、液烃冷却器回收冷量后进入储罐，分离后的天然气经主换热器、干气复热器冷量回收后，进膨胀机加压后进入外输系统。本文主要评价站内的工艺系统和部分辅助工艺系统（如排污系统和放空系统等）内的工艺管道、压力容器等，不包括紧急关断系统、发电机、消防水系统、仪表风等系统，最终确定评价对象为工艺管道143条、压力容器57台，安全阀74个，共计274个设备项。

2.1 建立RBI数据库

RBI评价过程要经过大量计算，每个基础数据的完整性和准确性直接影响到风险的计算和评价结果，因此该步是整个评价体系的基础。数据包括但不限于表1中所列，在数据录入的过程中要不断核对和补充相关数据，保证数据的真实可靠。

2.2 物流回路和腐蚀回路划分

根据设计图纸说明和工艺流程图，将物料发生泄漏时两个切断阀之间的管线或设备划分为一个物流回路。该回路内的泄漏不会影响其他回路。根据历史检测数据及专家判断结果，按照腐蚀因素将失效机理一致的回路划分为一个腐蚀回路，根据物流回路和腐蚀回路综合判断各设备项的失效后果。其中，失效后果跟泄漏量和泄漏速率有关，而泄漏量和泄漏速率与泄漏孔径的大小、物料的性质（主要是黏度和密度）、运行压力、运行温度等有关。依据API 581相关规定，分别对小、中、大和破裂的泄漏孔径的泄漏量和泄漏速率进行计算，再根据泄漏类型（瞬时或持续），将计算结果按照发生概率的不同进行加权平均后得到失效后果，从失效后的伤亡影响面积、人员伤亡数量、经济损失3个方面对后果等级进行划分，具体见表2。

表1 RBI数据库

表2 失效后果等级的划分

2.3 损伤机理分析

根据介质分析报告，原料气中含有少量CO2，质量分数在1.66%～4.51%之间，未检测到H2S有效含量。因此，结合天然气处理站装置工艺和站内腐蚀情况，并参考同类装置的失效分析资料，听取相关专家的意见，经综合分析后确定站内可能的损伤类型有以下几个方面。

1）内部腐蚀减薄包括均匀腐蚀和局部腐蚀[5]。内部腐蚀减薄是指流程中腐蚀介质所引起的壁厚均匀减薄或局部减薄。由于处理站物料中含CO2，因此工艺管线和设备可能发生以CO2、H2O腐蚀为主的均匀腐蚀，在有水、杂质积聚的部位可能发生局部腐蚀。

2）外部损伤。处理站的外部损伤主要包括大气腐蚀，埋地管道外腐蚀和架空管道部分保温层浸水后造成的外腐蚀。

3）应力腐蚀开裂。硫化物应力腐蚀开裂，由于处理站除凝析油含有少量酸质不含H2S，因此发生SSC的可能性极低。

4）此外，还存在内部出砂冲蚀，地基下沉引起的应力破坏，特殊工艺高低温温差引起的应力疲劳等损伤类型。

根据损伤机理，可以修正损伤因子Df，由此计算设备项的失效概率：

式中：gf为设备项的通用失效概率；Df为损伤因子；Fms为企业管理系数，国内一般取1.0～1.5。

DNV在搜集了大量的失效数据和案例后，建立了4种泄漏尺寸下的常见设备通用失效概率，该数据代表数个行业的真实失效概率，具有一定的可靠性，见表3。

表3 API 581中设备项每年通用失效概率

2.4 风险计算

将失效概率和失效后果数据导入DNV开发的专业计算软件Orbit Onshore后，可以得到风险的大小[6]。根据失效后果的不同，风险的单位不同。运用5×5的风险评价矩阵表示识别到的设备项风险，风险矩阵分为高风险、中高风险、中风险和低风险4个级别，计算结果如图1所示。

图1 静设备评价风险矩阵图

由图1可知，该处理站的失效概率评价结果为：165个设备项处于第1类（低）失效可能性，36个设备项处于第2类（较低）失效可能性，30个设备项处于第3类（中）失效可能性，43个设备项处于第4类（较高）失效可能性。

失效后果评价结果为：80个设备项处于B（较低）类失效后果，51个设备项处于C（中）类失效后果，138个设备项处于D（较高）类失效后果，5个设备项处于E（高）类失效后果。

根据该处理站的设计、检测、维修数据，对各设备项进行评价，总的风险分布如图1所示。通过风险评价结果可知，低风险的设备项有62个，占22.63%；中风险设备项有170个，占62.04%；中高风险设备项有42个，占15.33%；无高风险设备项。

2.5 风险减缓措施

由上述风险矩阵结果知，中高风险的设备只占总设备项的15%左右，但却集中了近90%的风险，因此可重点针对风险较高的设备项加密检测周期，并使用合适的检测方法。

对于压力容器的定期检验，由国家授权具有相应资质的检验单位按照TSG R0004—2009《固定式压力容器安全技术监察规程》、TSG R7001—2004《压力容器定期检验规则》并结合压力容器定期检验报告规定的检验周期进行。其中检验方法以宏观检查和超声波壁厚测定为主，必要时采用表面无损检测、漏磁检测。宏观检查应以容器本体，对接焊缝，接管角焊缝的裂纹、变形、泄漏以及排污装置的检查为重点；测厚部位以液位波动处、进出口接管对应筒壁、排污装置处筒壁为重点；表面无损检测、漏磁检测以宏观检查有问题的部位及错边量和棱角度超过制造标准的部位为重点。

对于工艺管道的定期检验由管理部门自行组织，检验周期根据其风险等级和失效概率确定。检验方法选择：①对风险等级为高、中高的管线以宏观检查、壁厚测定、无损检测、安全保护装置检验为主，必要时进行材料表征分析、应力分析计算等；②对风险等级为中、低的管线以宏观检查、壁厚测定、安全保护装置检验为主，必要时进行无损检测；③外部宏观检查以管道和管件的损伤、变形、腐蚀，管道与管架连接部位的局部腐蚀，焊接接头的表面裂纹检查为重点；④无损检测以外部宏观检查有问题、长期承受明显交变载荷、支架损坏部位附近焊接接头为检测重点。

3 应用效果

通过技术应用，降低了安全环保的风险隐患。通过资料分析、检测、风险评估等工作，掌握了集中处理站的机泵、管道、储罐、压力容器、阀门等设备设施运行状况及高风险管控点，科学制定了检测、监测、维护维修计划，使风险受控，为高效安全运行提供保证。基于风险点的检测、以可靠度为中心的维护，使今后的检测和设备维护更有针对性，可以降低后续生产成本，单个站点每年检测费用约节省120万元。

4 结束语

通过对某天然气集中处理站站内设备和工艺管道的RBI评价分析，发现损伤机理与长输管道有明显不同。除常规的主要腐蚀因素外，还可能存在内部出砂冲蚀、地基下沉引起的应力破坏、特殊工艺高低温温差引起的应力疲劳等。此外，RBI数据库中数据的可靠性和完整性是进行RBI评价的基础，但大部分站场压力容器和工艺管道数据不全，存在数据台账缺失、检测报告资料不全、检测周期未按计划实施、抽检比例和内容无法保障等问题。因此应建立常态化机制，一是建立设备项的定点超声波测厚机制，二是建立在线腐蚀监测机制。将多种腐蚀监测技术（腐蚀挂片、电阻探针、FSM等）有机结合在一起，根据相关数据及时对数据库进行更新和完善，进行RBI再评价，优化检测、维护、维修方案，实现科学检测、合理投入，为站场完整性的管理提供理论和实践依据。