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(合肥通用機械研究院 國家壓力容器與管道安全工程技術(shù)研究中心，安徽 合肥 230031)

完整性管理作為一種全新的管理模式，是在眾多油氣管道事故后應(yīng)運而生，并伴隨著檢測技術(shù)的發(fā)展[1]，在一些大型油氣公司和研究機構(gòu)實踐后，迅速推廣開的。但儲罐的完整性管理仍處于研究初期，系統(tǒng)的理論與指導(dǎo)文件只有英國健康與安全執(zhí)行局(HSE，Health & Safety Executive)頒布的指南PM86“熱塑性塑料容器完整性管理”(TTIM,Thermoplastic Tank Integrity Management) 及推薦做法“常壓儲存容器完整性”(IAST,Integrity of Atmospheric Storage Tanks)[2]。2013年，中國石油大學石磊[3]等人提出了“計劃—實施—檢查—改進”(PDCA)為運行模式的大型原油儲罐完整性管理體系(IMS)，結(jié)合該體系，在風險評估技術(shù)(RBI)應(yīng)用的基礎(chǔ)上進行體系深化及應(yīng)用。

1 儲罐的完整性管理

完整性是以安全和可靠為目標，以設(shè)備設(shè)施物理結(jié)構(gòu)完整和功能正常為表現(xiàn)形式的一種受控的服役狀態(tài)[4]。儲罐的完整性管理借助于科學的風險評價方法和先進的完整性檢測技術(shù)，掌握儲罐的損傷失效機理，識別運行中的風險，根據(jù)其風險和完整性等級，合理制定維修策略，以確保儲罐安全運行。

在役過程儲罐的完整性管理思路與途徑如圖1所示[5](圖中101個基本元素屬于RBI風險評估管理系數(shù),RCM為以可靠性為中心的維修技術(shù)，SIL是完整性水平評估技術(shù))。由圖1可以看出，設(shè)備完整管理體系為五層金字塔結(jié)構(gòu)。

1.1 信息化管理技術(shù)

建立先進的信息管理系統(tǒng)，搭建即時、準確、完整的信息平臺是完整性管理的基礎(chǔ)。應(yīng)詳細記錄、收集、整理和分析儲罐信息的過程，明確真實數(shù)據(jù)、假設(shè)數(shù)據(jù)和未經(jīng)更新的數(shù)據(jù)，標示出能夠有效反映儲罐危險狀況的數(shù)據(jù)，并分析這些數(shù)據(jù)對完整性評估產(chǎn)生的影響。

1.2 基于風險的檢驗

基于風險的檢驗主要運用于分析可能導(dǎo)致靜設(shè)備以及管線失效的可能性和后果，建立風險矩陣，有針對性地對高風險的設(shè)備或管道制定檢驗策略。

1.3 以可靠性為中心的維修技術(shù)

RCM是一種制定維修決策的方法。對系統(tǒng)內(nèi)的故障進行分析，明確系統(tǒng)內(nèi)各個故障的后果；使用標準化的邏輯決策過程來確定各故障后果所應(yīng)采取的預(yù)防性對策；在保證設(shè)備安全性和完整性的前提下，根據(jù)現(xiàn)場故障的數(shù)據(jù)統(tǒng)計、故障的分析評估以及對故障進行定量化的建模等方法，使得維修停機損失以及維修資源的消耗降到最小，從而優(yōu)化設(shè)備系統(tǒng)的維修策略。

1.4 安全聯(lián)鎖系統(tǒng)完整性水平評估(SIL)技術(shù)

SIL是針對工廠中的車間、系統(tǒng)、設(shè)備的每一個安全系統(tǒng)進行風險分析的基礎(chǔ)上評估安全完整性水平，并根據(jù)該準則來確定最低的設(shè)計要求和測試間隔，是評估系統(tǒng)能否保證安全的依據(jù)。

1.5 完整性操作技術(shù)

完整性操作技術(shù)(IOW,Intergrity Operating Window)是通過預(yù)先設(shè)定并建立一些操作邊界、工藝參數(shù)臨界值，使操作或工藝嚴格控制在這些界定的范圍內(nèi)，一旦操作或工藝超過這個范圍，IOW將反饋一個警報，提示操作已越界，從而起到預(yù)防設(shè)備提前劣化或突然破裂泄漏及裝置非計劃停車事故的作用，提高設(shè)備運行的可靠性。

2 完整性操作管理流程

參照國內(nèi)石化裝置風險管理經(jīng)驗與風險評估技術(shù)[6-8]，結(jié)合大型儲罐群的運行與管理模式，提出一種常壓儲罐基于風險的完整性管理方法并建立相應(yīng)的理論體系，如圖2所示。由圖2可以看出，設(shè)備完整性管理是一項復(fù)雜的系統(tǒng)性管理體系。

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)采集

2.1.1 數(shù)據(jù)收集

通用信息：工廠的相關(guān)信息及其他裝置的數(shù)據(jù);工藝信息：過程流體/其他流體特性和它們的潛在腐蝕性數(shù)據(jù);機械信息：設(shè)計/基建和設(shè)備安裝數(shù)據(jù)。

2.1.2 檢驗記錄

安全系統(tǒng)信息：現(xiàn)場的保護和緩沖裝置的數(shù)據(jù)。

2.1.3 工廠采取的有關(guān)管理措施

涉及到的資料包括：(1)工藝原則流程圖(PFD);(2)工藝描述及操作規(guī)程;(3)管道儀表流程圖(P&ID);(4)儲罐臺帳(設(shè)備表);(5)物流平衡表(硫平衡、標定報告等);(6)儲罐原始設(shè)計資料(竣工資料);(7)儲罐的歷史檢驗數(shù)據(jù)(設(shè)備變更登記前的檢驗報告);(8)閥門臺帳及校驗資料;(9)維修改造資料;(10)操作日記;(11)失效分析資料,及其他有關(guān)信息。

2.2 風險評價與基于風險的檢驗

常壓儲罐的風險按下式計算：

R(t)=F(t)×C(t)

(1)

式中：F(t)為失效概率;C(t)為失效后果。

其風險矩陣如圖3所示。由圖3可以看出，各種風險產(chǎn)生的可能性及失效的后果等級。

圖3 風險矩陣

儲罐基于風險的評價與檢驗還應(yīng)包括：定性分析與評價、在線檢測與評價、定量風險評估和制定基于風險的管理策略等要素。

2.2.1 定性分析

(1)儲罐內(nèi)壁介質(zhì)側(cè)腐蝕分析。包括頂部、中部、底部不同部位不同腐蝕介質(zhì)導(dǎo)致的各種損傷機理。

(2)儲罐底板外側(cè)的腐蝕分析。包括氣候、地基、鋪墊層、電解質(zhì)情況、滲水情況、雜散電流和附加電流等。

(3)其他附屬件的腐蝕分析與功能評價。包括中央排水管、閥門、浮頂、浮盤、進出油軟管、陰極保護系統(tǒng)、泄漏檢測系統(tǒng)和火災(zāi)預(yù)警系統(tǒng)等。

通過定性分析，制定針對罐底板、罐壁、罐頂、沉降及相關(guān)附屬設(shè)施的在線檢測，如宏觀、測厚、沉降、水平度、聲發(fā)射和導(dǎo)波等檢測。

2.2.2 在線檢測與評價

(1)外觀、幾何尺寸檢查。主要檢查儲罐的基礎(chǔ)、混凝土環(huán)墻、罐壁、罐壁附件、罐頂、罐頂附件、扶梯等的使用狀況、銹蝕情況。

(2)測厚。重點檢查罐壁根部與底部可能存在積水層、頂部或上部的氣相層等。

(3)聲發(fā)射檢測。聲發(fā)射法適用于實時動態(tài)監(jiān)控檢測，且只顯示和記錄擴展的缺陷，這意味著與缺陷尺寸無關(guān)，而是顯示正在擴展的最危險缺陷。應(yīng)用聲發(fā)射檢驗方法時對缺陷不按尺寸分類，而按其危險程度分類。

(4)超聲導(dǎo)波檢測。高頻導(dǎo)波技術(shù)在容器任一表面可以得到雙面的檢測結(jié)果，包括板材內(nèi)部。對在役容器的檢測，可以快速發(fā)現(xiàn)板材內(nèi)表面腐蝕坑、裂紋等缺陷。示波檢測不但具有常規(guī)超聲檢測技術(shù)的高靈敏度，而且具備導(dǎo)波技術(shù)的大面積 快速掃查的特點，但是在導(dǎo)波檢測中由于不能區(qū)分缺陷的深度信息，也不能區(qū)分缺陷位于工件的上表面或是下表面，因此需要通過宏觀表面檢測、超聲檢測等方法確定缺陷在壁厚方向的實際位置。

(5)沉降檢測。需要觀測罐基和罐壁的沉降，各沉降點的總沉降量包括均勻沉降、平面傾斜和非平面沉降。對罐底周圍進行了沉降觀測，取得的數(shù)據(jù)進行分析，確保了該罐能夠繼續(xù)安全地運行。

(6)另外還有儲罐土壤的雜散電流、土壤電阻率檢測。

2.2.3 定量風險評估

評價內(nèi)容包括各類風險發(fā)生的可能性、后果及風險等級,見圖4。由圖4可以看出風險接受與否的界限。通過定量風險評估，企業(yè)可以制定“不可接受”風險等級，并按風險高低排序進行分級管理。風險控制原則見表1。

圖4 風險矩陣與不可接受風險線

等 級風險區(qū)采取的對策Ⅰ低風險區(qū) 酌情減少檢查保養(yǎng)Ⅱ中風險區(qū) 應(yīng)進行定期保養(yǎng)及檢驗Ⅲ次高風險區(qū) 進行在線監(jiān)測和無損檢測(優(yōu)化檢驗周期)Ⅳ高風險區(qū) 重點加強管理,進行整改,徹底消除事故隱患

2.2.4 制定基于風險的管理策略

(1)基于RBI的檢驗周期。相關(guān)的技術(shù)規(guī)范或規(guī)程SY/T 6620—2014《石油儲罐的檢驗、修理、改建及翻建》與AQ 3053—2015《立式圓筒形鋼制焊接儲罐安全技術(shù)規(guī)程》中都提出通過風險評估的方法確定儲罐檢驗(首檢)周期，因此國內(nèi)已有相應(yīng)的規(guī)范對儲罐的完整性管理的部分環(huán)節(jié)作出了要求。通過風險評估，根據(jù)儲罐的風險水平與企業(yè)的“不可接受風險”原則，可以適當延長或縮短儲罐的檢驗周期。

(2)基于RBI的檢驗策略。根據(jù)損傷機理來確定應(yīng)檢查的缺陷類型；根據(jù)損傷發(fā)生的情況來選擇檢驗部位；根據(jù)需檢測缺陷類型來選擇檢測方法。盡可能減少不必要的無效檢驗，減少儲罐檢測的輔助工程費用，把檢驗重點放在罐底板、邊緣板、大角焊縫、中央排水管等關(guān)鍵部位。

3 應(yīng)用案例

以一臺100 000 m3的原油儲罐為例，壁板材質(zhì)為12MnNiVR，底板材質(zhì)為Q235B，投用時間為2005年。利用RBI軟件對壁板和底板分別進行風險計算，結(jié)果見表2。

對該儲罐進行在線檢測，測厚無異常，輕微沉降，聲發(fā)射檢驗情況見圖5，參照相關(guān)標準定為Ⅲ類。

表2 風險等級計算

圖5 T103聲發(fā)射監(jiān)測圖

由圖5和表2可以看出綜合風險計算與在線檢測情況。此原油儲罐壁板風險為2C，處于中風險區(qū)域，而底板風險為3D，處于中高風險區(qū)域。底板風險等級和失效可能性都高于壁板，因此需要把下次開罐檢驗的重點放在儲罐底板上。

檢驗策略制定如下：盡快開罐復(fù)驗，壁板主要進行壁板宏觀檢查，底板需要進行100%的宏觀檢查，并輔以90%以上的漏磁掃描；100%大角焊縫內(nèi)壁濕熒光磁粉檢查，必要時進行超聲波探傷進行復(fù)驗。

整個儲罐群的風險排序情況如圖6所示。由圖6可以看出，隨著使用時間的延長，儲罐的風險在明顯上升，時間越長風險越大。

5年后,部分儲罐的風險上升到“4D”，使用單位認為該風險“不可接受”，根據(jù)腐蝕分析，應(yīng)建立在線降險措施，建立完整性操作管理方法，控制劣質(zhì)原油，減少硫、氯、水等雜質(zhì)；或調(diào)整檢驗策略，降低風險。

經(jīng)風險排序并采取各項降險措施后，確定該儲罐群的檢修周期,見表3。

檢修周期/a101112131415儲罐數(shù)量/臺237343

4 結(jié)論及建議

(1)借鑒承壓設(shè)備完整性管理方法以及國內(nèi)提出的儲罐完整性管理思路，結(jié)合儲罐群風險評估技術(shù)應(yīng)用，建立了一種更全面的大型儲罐完整性管理方法。該方法通過建立管理組織、信息化管理、風險評價與基于風險的檢驗、完整性操作管理等，實現(xiàn)大型儲罐群的完整性管理。

(2)應(yīng)盡快制定國家層面統(tǒng)一的、適合國情的儲罐技術(shù)規(guī)范及完整的儲罐管理體系，指導(dǎo)國內(nèi)石化企業(yè)儲罐管理。

(3)開展儲罐群完整性管理技術(shù)的應(yīng)用推廣。

(4)開展儲罐的風險評估與再評估工作。通過不斷循環(huán)評估，并在今后油罐檢修中進行驗證來完善相關(guān)數(shù)據(jù)庫。

[1] 陳學東，崔軍，范志超,等.我國高參數(shù)壓力容器的設(shè)計、制造與維護[C].壓力容器先進技術(shù)(第八屆全國壓力容器學術(shù)會議論文集),2013:9-19.

[2] The Health & Safety Executive.Integrity of Atmospheric Storage Tanks[EB].[ 2013-02-20].http://www.hse.gov.uk/foi/internalops/hid_circs /technical_general /spctechgen35.htm.

[3] 石磊,帥健.大型原油儲罐完整性管理體系研究[J].中國安全科學學報，2013，23(6)：151-157.

[4] DNV-RP-F116.Integrity Management of Submarine Pipeline Systems[S].DET NORSKE VERITAS,2009:10.

[5] 陳煒，陳學東，顧望平，等.石化裝置設(shè)備操作完整性平占(10W)技術(shù)及應(yīng)用[J].壓力容器，2010，27(12)：53-58.

[6] 陳煒，莊力健,朱建新,等.基于(石化裝置)系統(tǒng)RBI-SIL分析的承壓設(shè)備完整性評估技術(shù)[J].壓力容器，2012，29(9)：43-49.

[7] 國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗檢疫總局.常壓儲罐基于風險的檢驗與評價：GB/T 30578—2014[S].北京:中國質(zhì)檢出版社，2014：12.

[8] America Petroleum Institute，Risk-based Inspection Base Resource Documentation：API 581[S],2008.