基于RBI 技术的石油化工压力管道检测系统研究

郭绍强 张于宝(中国石油化工股份有限公司荆门分公司，湖北 荆门 448002)

0 引言

石油化工生产工况非常复杂，压力管道长期运行于高温、高压、高腐蚀的条件下，可能出现腐蚀减薄、环境开裂、材质劣化、机械损耗、疲劳等各类质量缺陷，损伤或失效严重威胁到压力管道的安全运行，因此需要通过基于风险的风险检验技术，对压力管道运行状况做有效检验与监控。RBI 技术用于特种设备的风险评估及管理优化，具备较高的可靠性和经济性，得到石化行业压力管道检验的重点关注。

1 RBI技术简介

RBI 技术即基于风险的检验技术，检验检测过程依次经历风险识别、失效概率评估、失效后果评价、风险量化计算、风险排序、风险再评估等环节。技术实践过程，全面采集特种设备运行有关信息，以粗略定位到失效设备，对其制造材料、运行环境等做分析评价，找出其失效机理并预估失效可能造成的后果，然后再依照企业生产实况进行影响要素的适当调整，由高到低做风险排序形成风险矩阵。在明确设备风险等级后，可针对性设计风险防控方案，如检验方案、检修周期等，以有效降低设备运行风险发生的可能。

RBI 风险检验的技术原理为：基于设备失效机理、可能性高低及影响程度，划定风险等级，从而科学选取检验周期、范围及方式，形成最佳维保计划。RBI 风险检验系统中，风险衡量指标主要为设备失效可能性及失效后果的严重性[1]。设备风险可用公式表示为：R=P0F·C0F，其中字母R、P0F、C0F分别表示风险、失效可能性及失效后果。其中，失效可能性被分为频繁、经常、可能、不可能和非常不可能5个级别，冠以数字5～1。失效后果主要有火灾、爆炸、毒性等，同样划分为不严重、不太严重、一般、比较严重和非常严重5个级别，采用字母A～E 代替。设备失效可能性及后果可构成风险矩阵，在该矩阵中，左下至右上风险等级逐渐提升，对应低、中、中高和高4个等级。在压力管道检验检测中，依照检测结果在风险矩阵中的位置即可选出最佳的风险防控方案。例如，若设备处于高风险模块，需立即进行停工检查；若为低风险模块，可适当延长检验周期。

2 RBI技术在压力管道检验检测中的应用

2.1 主要步骤

2.1.1 模型构建

结构可靠性指的是既定时间段及条件下，安全性、耐久性等属性的实现程度，可通过可靠度进行衡量。以Pf表示结构失效概率，有联合分布密度函数fx(1,2,…,n)(x1,x2,…,xn)，可得到结构失效概率表达式：

基于该式可进行失效概率的精确求解。实际工作中，可靠度分析中常同时出现多个随机变量，功能函数可能为非线性，若直接求解会带来更大的计算难度，因此需采用近似数值方法进行计算。设综合作用效应随机变量为S，均值为µR，综合抗力随机变量为R，均值为µS，且两随机变量均为正态分布，有结构功能函数Z=R-S，均值µZ=µR-µS，方差进而可得到概率密度函数引入标准化随机变量可得到失效概率计算公式为：

以上计算模型中，β与Pf之间为一一对应，在可靠性评估中，二者均可被用作可靠指标。引入安全系数n=r/s，得到可靠指标的计算公式为：

2.1.2 风险评估

石油化工压力管道检验中，引入RBI 技术进行风险定性分析，以找出需做进一步分析的指标再进行定量分析。为得出更可靠的压力管道风险检测结果，引入可靠度理论进行特种设备失效概率的计算，并对设备后期运行失效的概率做准确预估。压力管道检测风险评估完成后，充分规划管道维护资源。风险评估的具体流程为分析设备划定-操作条件设置-失效原因判断-失效概率计算及剩余使用寿命预估-RBI 定性分析-风险判断-RBI 定量计算-风险评价-审核校正。

2.1.3 概率计算

压力管道失效概率计算过程可适当参考同类设备的计算结果，经修正处理后，以管道设计使用年限及目前使用年数为基础进行RBI 评价，同时完成管道安全系数及可靠度的计算，得到最终的失效概率。

以储罐设备失效概率计算为例。该储罐设计强度为420MPa，壁厚10mm，初始结构承受应力为140MPa，储罐运行中，其泄漏及失效的原因主要为内部腐蚀，强度及应力异变系数分别在0.12和0.15。现场测量发现该储罐腐蚀速率在0.1mm/a，不计维护保养计算其失效概率，发现初始状态其安全系数为3，可靠指标为5.13。通过专业RBI 评估软件计算其失效概率为1.5×10-7。同理可计算储罐在不同使用年限的失效概率及可靠指标。

2.2 案例分析

2.2.1 背景简介

某石化企业对重油催化装置系统进行安全风险检测，其中包括压力管道265条，检测长度在12km。管道内输送介质主要为空气、瓦斯、汽油、柴油等。本次检测活动开展于2019年，待检测设备中，最早投产年限为1999年，最晚为2015年，投产时间跨度加大，部分管道设备已使用较长时间。该装置系统内的压力管道管材多为20#号钢及Q235A，大多数管道的压力在3.0MPa 以内，但存在较多的高温管道。该套重油催化装置运行过程中，并未发生较大安全事故，但随着部分管道设备使用寿命的邻近，不排除突发安全故障的可能，因此需要做全面的安全风险检测。

2.2.2 检测方案

(1)资料收集。采集该装置系统内各压力管道及设备各类有关信息。①技术资料，包括管理台账、竣工图纸、质量说明书、材料检测报告等。②工艺资料，如操作说明、维护手册、PFD 流程图、物料平衡表等。③维护资料，如管道及设备检修维护记录、零部件更换记录、系统技术改造记录等。④腐蚀资料，如系统投产过程中产生的腐蚀检测报告、现场技术检测结果等。注意资料收集过程应确保所获取资料信息的完整性和准确性。

(2)失效机理。RBI 评估中，压力管道失效可能性及失效后果均被划分为5个等级，利用RBI 分析软件进行风险评估，可得到该系统压力管道的风险分布矩阵，发现在265条目标管道中，高风险管道数为0，中高风险管道数为32、中风险管道数为120、低风险管道数为114。

该装置系统内，压力管道的损伤模式主要是腐蚀和壁厚变薄，主要失效机理为大气腐蚀、保温层下腐蚀及不明腐蚀。当以回炼油、油浆等物质为传输介质时，管道失效机理为高温酸腐蚀，主要是由于以上物质中均存有一定的活性硫化物成分，在高温条件下，环烷酸与硫化物之间发生相互腐蚀，使得管道腐蚀进一步加剧，进而导致此类管道的风险评级较高。

(3)检测方案。科学设计管道检测方案是确保检测结果可靠基础，具体检测工作的开展需遵照如下原则：第一，依照失效机理划定缺陷类型；第二，依照受损位置划定检测位置；第三，依照待检测缺陷的类型适当选取检测方式；第四，方案设计同时兼顾经济性和安全性。该系统内并未出现高风险压力管道，因此依照一般保守程度划定检测范围，其中，中高风险管道的检测范围≥50%；中风险管道检测范围≥30%，低风险管道检测范围≥10%[3]。对于传输介质为回炼油和油浆的两类管道，因其运行情况特殊，决定将检测范围分别提高至≥60%和≥80%。

在具体检测方法的选择上中风险及中高风险等级的管道采用中度及以上有效的检测方法，低风险等级管道则采用低度及以上有效的检测方法，常见检测方法包括超声波壁厚测量、超声检测、磁粉检测、渗透检测、射线成像检测、导波检测、漏磁检测等，系统内全部管道均开展宏观检查。

(4)现场检测。压力管道宏观检查内容有外部腐蚀、泄漏检测、防腐层检测、变形检测、支吊架检测等，观察并记录系统内各类管线的运行状态，查看其外观有无腐蚀、破损、漏油等问题，重点关注阀门节点。除宏观检查外，进行管道壁厚测量，测量对象包括弯头、支管连接节点、异径管及经过质量处理的管道，检测过程中未发现管壁厚度异常情况。

依照RBI 系统给出的失效机理及检测方案，结合管道实际运行位置及条件，对富气管、液化气管、汽油管等做MT 检测，同样未发现显著质量缺陷。重油催化装置系统各管线内传输介质非常复杂，对射线检测结果干扰性较强，因此决定仅在液化气管和干气管的焊缝进行抽检，各道焊缝从不同方位进行射线扫描，获取6张图像。在被抽检的25道焊缝中，有6道存在焊接程度不足的问题，8道焊缝存在圆形缺陷，5道焊缝存在条形缺陷。

(5) RBI 再评估。将系统管道检测结果及有关信息输入到RBI系统内，进行数据更新，并以本次检测结果为基础，预估2022年系统管道风险发生情况，预估结果为：高风险管道数为0、中高风险管道数为38、中风险管道数为127、低风险管道数为101。对比发现，中高风险及中风险管道分别增加6条和7条，低风险管道减少13条，仍未出现高风险管道。从整体上看，该系统压力管道的质量风险变化幅度不大，处于合理范围。

2.2.3 效益评估

采用如上方案评估重油催化装置系统压力管道安全风险等级，并采取对应措施进行处理，综合分析风险检测的经济效益水平。

RBI 评估检验费用开支主要用于风险评估、现场检验检测和辅助工程，其中，评估与检测费用总和与其他常规检测方案基本一致，辅助工程包括脚手架安装、保温设备拆装等，可降低工作量约70%。经综合计算，本次检测总费用在298万元，并帮助节约辅助工程费用108.5万元。另外，RBI 检测过程少涉及停工操作，相较于传统离线检测方案，因未停工导致装置系统经济效益增加3232万元。从以上数据足以看出RBI 技术在石化企业压力管道检测中的优势性。

3 结语

RBI 技术可对石油化工压力管道安全风险同时做定性和定量分析，以准确了解各类管道及设备的运行状态，评估其可靠性及风险等级，进而制定合理的维护方案，及时将安全风险消除。通过压力管道检测项目验证，相较于常规检测方案，RBI检测在全面性、精确性及经济性方面均占明显优势，为一项综合性较高的管道在线监测技术，值得大面积推广。