在役储罐完整性管理关键技术研究与应用

2023-10-28李玉忠

石油化工自动化 2023年5期

李玉忠

(中海油石化工程有限公司,山东青岛 266101)

大型储罐是石油行业重要的基础设施,具有储罐大型化、集中布置和储存介质易燃易爆特点,如发生油品泄漏,极易导致火灾、爆炸、环境污染等严重事故,传统的储罐安全管理模式已不适用[1]。完整性管理是保证油气管道设施安全运行的可靠手段,已在长输管道领域广泛应用。中国对大型油库重大危险源安全监管日益重视,中国特种设备检测研究院牵头制定GB/T 37327—2019《常压储罐完整性管理》[2],但储罐完整性管理技术研究还处于初级阶段,对于储罐安全运营的支撑作用还未充分发挥[3]。为保障在役储罐安全高效运行,指导油库企业科学、高效开展储罐完整性管理工作,提出在役常压储罐完整性管理程序,结合国内储罐生产运行实践,提出提高储罐完整性管理水平的建议。通过控制储罐风险等级在可接受范围,实现储罐安全管理由“事故后处理”向“事故前预防”的转变,提高在役储罐的本质安全水平。

1 储罐完整性管理概念及涵义

“完整性”指系统处于安全可靠服役状态,包括: 设备在结构和功能上完整有效、风险可控,安全状态满足运行要求。实施技术路线是应用先进检测技术和风险评估方法,掌握储罐损伤失效机理,识别风险因素,制定消减措施,将风险控制在可接受范围内,持续改进,实现减少和预防事故的目的。研究表明储罐失效原因包括: 自然环境腐蚀因素、储存介质危险性、设计不合理、人为操作失误和材料缺陷等[4]。储罐完整性管理应重点关注罐顶失稳倾斜、罐壁板焊缝开裂泄漏、罐底板腐蚀渗漏、罐基础沉降以及如加热器、呼吸阀、中央排水管、密封系统等储罐附件设施损坏失效、仪表故障等。

储罐完整性管理遵循“计划-实施-检查-改进”(Plan-Do-Chenck-Attion, PDCA)四步法动态管理模式,构建数据收集与整合为基础,风险评价、完整性检测与评价为依据,完整性评价响应为保障,效能评价为验证的阶段过程。

2 数据收集与整合

数据收集是完整性管理的基础,数据越完整,检测评价结果真实有效性越高。应系统、全面收集储罐设计、施工、运行、维护和检验数据,完整性检测及决策响应后,数据进行更新补充,保证数据及时、准确,例如罐壁板厚度测试、罐底板检测、土壤电阻率测试和失效事故等。

1)基本参数。包括: 储罐直径、高度,壁板/底板材质、厚度,储存介质性质,焊缝类型,附件设施等。

2)环境条件。包括: 设计温度,气候条件,地质条件,土壤类型等。

3)施工数据,例如投产时间,水压试验,地基及土壤回填,防腐层/保温层,阴极保护等。

4)运行维护数据,例如油品充装速率,操作压力/温度,液位波动,即浮顶支柱落底频率,罐底积水排水状况。

5)失效事故数据,例如历史事故位置、原因、后果和经济损失。

6)检测维修数据,例如罐体检验,腐蚀监测,壁厚检测、沉降监测等。

3 风险评价

风险一般用事故可能造成安全、环境和商业方面的损失表征。储罐风险等级影响因素是泄漏油品性质/体积、油品泄流通道、土壤条件、事故持续时间、生态条件、人口密度等。

3.1 风险计算方法

美国标准API Publ353提出了储罐完整性管理的风险评价程序,储罐风险值R(t)是失效概率F(t)与失效后果C(t)的乘积,其中失效概率=基础失效概率×损伤因子。

基础失效概率是共性参数,表示特定类型设备平均失效概率。损伤因子是个性参数,与储罐服役年限、损伤机理/速率和检验措施有效性相关,通过对基础失效概率进行修正得到特定储罐失效概率。失效后果取决于失效形式,例如管壁板泄漏、底板渗漏、储罐破裂以及溢出防火堤造成环境污染等,考虑环境清理/赔偿、设备修理、人员伤亡赔偿和停产经济损失等。

3.2 风险等级

完整性管理按照安全、环境和经济风险可接受准则,根据失效概率等级和失效后果等级,建立风险矩阵图,风险分为低、中、中-高和高4个等级。低风险属于可忽略风险等级,可酌情减少关注和检查维护;中风险属于可接受风险等级,储罐运行管理中应定期维护及检验;中-高风险指设备应在严格审查程序和控制措施下运行,实施在线检测和无损检测,确定下次检测周期,评估是否属于不可接受风险。高风险属于不可接受风险,应立即实施检测并采取缓解措施,消除事故隐患。设备重新运行前,将风险降至可接受水平。

风险评价结论是给出风险优先级排序,确定储罐设施检验的优先级别,制定完整性检测策略,包括以下方面:

1)检测时间。检测时间应满足风险(或损伤因子)达到可接受准则之前。

2)检测类型。高风险储罐应选择开罐检测;中、低风险储罐应选择在线检测。

3)检测方法。检测方法应根据设施损伤机理确定。

4 储罐完整性检测与评价

4.1 完整性检测

储罐完整性检测是对风险评价结果的检测策略实施过程,分为在线检测和开罐检测。API RP 575: 2013《常压和低压储罐检验做法》[5]指出腐蚀是储罐及附件设施劣化主要原因,储罐完整性检测以壁板/底板腐蚀检测为主[6]。检测方法中宏观检查和超声波测厚是基本检测方法;声发射法是在线检测罐底板腐蚀状态和泄漏信号的首选方法;漏磁检测是开罐条件下检测罐底板腐蚀程度的首选方法,可以结合超声波C扫描和超声导波进行补充检测;储罐如存在损伤失效可能性,实施罐体变形/沉降检测;焊缝磁粉/渗透检测用于检测罐壁板焊缝裂纹缺陷。大型储罐完整性检测应充分考虑材质、工艺因素影响,以及腐蚀缺陷类型,选择适用的检验检测技术。

1)宏观检查。检查罐壁板、罐顶、罐基础、混凝土环墙和扶梯的损伤、锈蚀、破损等质量状况。

2)超声波测厚。重点检查罐壁板、罐底板和顶板厚度。

3)声发射检测。声发射法是实时动态检测技术,只显示、记录活性缺陷和正在扩展的缺陷,即缺陷与尺寸无关,只与危险程度相关。

4)超声导波检测。技术原理是高频导波在设备表面可得到双面检测结果,可探测储罐内表面腐蚀、裂纹缺陷,以及罐壁板/罐底边缘板腐蚀。超声导波既具有超声检测技术的高灵敏度,也具备导波技术大面积快速扫描特点。超声导波缺点是不能确定缺陷具体位置、深度信息,需要借助超声检测确定实际位置。

5)漏磁检测。罐底板体积型腐蚀缺陷检测。

6)射线检测。焊缝内部气孔、夹渣等埋藏型缺陷检测。

7)渗透、磁粉检测。泄漏检测和裂纹等表面缺陷检测。

8)涡流检测。罐底板上下表面缺陷检测。

9)基础沉降观测。沿罐周进行沉降观测,分析均匀沉降、平面倾斜和非平面沉降。

4.2 完整性评价

储罐完整性评价指应用适用的检验、检测技术,获得设备状况信息,利用材料和结构可靠性理论对其安全状态进行评价,确定其适用性和剩余寿命。储罐完整性评价结论包括:

1)储罐安全状态与标准的符合性。包括: 壁板/底板剩余厚度是否满足最小壁厚及在下次检测周期内腐蚀余量;罐体圆度、垂直度和局部变形量在允许范围内;储罐基础沉降是否处于稳定阶段,如满足标准规范要求,认为储罐可以继续运行,否则应采取维修措施。

2)储罐剩余寿命。如壁板/底板发生明显腐蚀,应计算其腐蚀速率,确定评估剩余寿命。

储罐完整性评价参照文献[7]中关于储罐底板、壁板、浮顶、附件设施、焊缝、防腐层和沉降的评定要求,其中罐底板评定要求如下:

a)边缘板腐蚀平均减薄量不大于设计板厚度的15%。

b)中幅板减薄量不大于设计板厚度的80%。

c)点蚀最大深度不大于设计壁厚的40%。

适用性评价指对含严重缺陷或者超过预期寿命的设备是否能继续使用而开展的定量评价。储罐完整性评价应给出适用性评价结论,储罐通过适用性评价可以继续运行,未通过适用性评价应采取维修/降险措施,或者在限制条件下继续运行。维修后仍未通过适用性评价或者无维修价值的储罐应报废。

4.3 储罐检测周期

针对大型原油储罐检测周期,国内外标准存在不一致、不统一的情况。文献[7]规定在役储罐检测周期为5～7 a,新建储罐第一次检测周期最长不超过10 a。调研国内油库企业做法各异,主要根据储罐实际情况确定检测周期,可能导致储罐含风险隐患超期运行,或者储罐提前检测缺乏科学依据造成资源浪费。国外推荐采用基于风险的检验技术(RBI)确定储罐内检测周期,API 581根据风险评价等级排序,采取针对性风险缓解措施,制定储罐整体检测策略。储罐检测尽可能减少不必要的无效检测,检测重点是罐底板、边缘板、角焊缝和中央排水管等。应根据储罐实际风险水平与企业风险可接受准则,综合考虑风险等级及驱动机理、储罐运行历史、检测数量及有效性以及类似案例等,适当延迟或者缩短储罐检测周期。研究表明,根据储罐实际安全状况确定检测周期,大部分情形可以延长,现行检测周期偏于保守[8]。

国内某石油储备库库容为2.50×106m3,含储存原油、柴油、汽油、航煤、燃料油储罐50多座,因罐容紧张,储罐长期连续运行,未进行全面检测,针对原油储罐开展完整性管理试点,实施声发射在线检测和开罐检验,罐底板漏磁检测只发现1处腐蚀深度超过设计板厚度41%的缺陷,以实测腐蚀速率进行风险评价,罐底板风险等级为中风险(3C),罐壁板风险等级为低风险(2B)。风险评价中通过计算损伤因子表明,储罐检测周期大于10 a,最后综合油库实际管理水平、风险可接受准则确定检测周期为9.6 a。

5 完整性评价响应

基于完整性检测和评价的响应分为决策响应和风险减缓措施。决策响应按照缺陷严重程度和时效性分为立即响应、计划响应和监控响应。风险减缓措施应主次分明、突出重点,实现合理配置检维修资源,分为以下类型:

1)日常巡检维护。制定巡检方案,包括路线、频次和重点关注的储罐设施。

2)缺陷修复。焊接接头裂纹打磨消除,不能打磨消除应返修补焊;底板腐蚀剩余厚度不足,坑蚀应补焊,底板局部更换或补板处理。

3)设施维修。例如防腐层修复、罐底板更换。针对无法修复的缺陷,例如罐壁板严重减薄,可设置加强圈或者降低操作液位,适当缩短检测周期;分析腐蚀规律趋势,腐蚀活性部位应采用缓解措施。

4)事故预防。降低储罐失效概率措施,例如安装阴极保护系统、设置罐周牺牲阳极、安装罐底油品泄漏监测系统和加强人员资质培训等。降低储罐失效后果措施,例如加固防火堤,预防事故状态下油品从防火堤流出造成事故扩大风险,制定应急预案并定期演练等。

5)关键点监测。例如储罐液位监测、温度监测和基础沉降监测等。

6)报废更新。设备适用性评价证明失效风险高于可接受标准且无修复价值时,应报废或更新设备。

6 效能评价

效能评价目的是评估设备完整性和安全性是否得到有效提升。目前储罐完整性管理效能评价还没有统一、公认做法,也是目前研究的热点问题。一般认为应考虑一定时间内储罐发生事故次数及用于事故处理的费用,完成缺陷维修的数量及面积,实施完整性管理后风险等级变化等方面的指标。长输管道完整性效能评价方法包括:

1)管理审核法。采用内部/外部审核,完整性管理基础资料和管道实际运行状况。

2)指标评价法。针对特定危害因素制定专项效能评价方法。

3)投入-产出法。根据专项工作投入的人力、物力、资金和产出的效益和效果进行评价。

4)对标法。与同行业对标,查找差距和不足之处,持续改进。

文献[9]提出了效能测试法和综合效能评价法。效能测试法研究管道危害因素控制及风险消减情况;综合效能评价法分析完整性管理工作投入-产出,评价管道完整性管理的效果、效率和效益。

7 储罐完整性管理工程应用案例

7.1 工程案例Ⅰ

以某集输联合站油库1.0×105m3原油储罐为例[10],功能为沉降脱水、净化处理和计量外输,2012年投产,罐壁板材质为12MnNiVr,罐底板材质为Q235B。储罐进行在线声发射检测,结合储罐宏观检查、罐壁/罐顶超声测厚、罐底板漏磁检测等,发现超声测厚无异常,声发射检测如图1所示。经风险评价,罐壁板为中风险(2C),罐底板为中-高风险(3D),罐底板失效风险等级更高,确定储罐下次检测重点是罐底板。制定检测策略是开罐检测复验,罐壁板宏观检查,罐底板宏观检查加90%漏磁检测,角焊缝内侧100%湿荧光磁粉检查加超声波探伤复验。

经完整性评价,随储罐服役时间延长,该类型储罐风险上升,5 a后部分储罐风险上升至高风险(4D)。制定了油库中该类1.0×105m3原油储罐检修周期为5～10 a;提出储罐运行管理建议,控制劣质原油中腐蚀杂质含量(硫、氯离子和水)。

7.2 工程案例Ⅱ

某石化公司的6座储罐分别储存原油、催化原料、重整汽油、柴油、溶剂油和石脑油,针对该6座储罐及附件设施实施完整性管理[11],风险评价等级见表1所列。

表1 储罐风险评价和完整性评价

按照英国健康安全管理委员会在风险管理领域的最低合理可行准则(ALARP),将储罐完整性等级评定为完好、待检和待修3个等级。完好指按照日常管理可持续使用;待检指服役时间已达检测周期;待修指已确认缺陷机理、故障类型和损坏情况需要进行故障排除和缺陷修复。6座储罐中评价结论为完好的,可按照现在操作维护要求继续运行3 a;评价结论为待检的,分别在3～7 a内进行下次检测。

该案例对于储存不同介质储罐的完整性管理的实施和检测重点具有指导意义,并简略划分储罐风险等级,即原油储罐风险等级最高,轻质油储罐风险最低,普通汽油、柴油储罐风险居中,可指导石化企业开展多策略层级完整性管理程序。