华油体系文件操作文件3——站场风险评价管理程序

华油体系文件操作文件3——站场风险评价管理程序内容摘要：

陷修复所必须的操作程序、基本要求、安全操作与预防程序。 本规定适用于公司输气管道缺陷修复操作的管理。 3 职责 技术服务部： （ 1） 负责工艺管道风险评价 （ 2）负责制定工艺管道的控制与消减方案 ； （ 3）负责组织开展运行管道的 HAZOP 分析； （ 4）负责开展站场定量风险评价。 防腐 部门： （ 1） 负责管道腐蚀风险评价， （ 2）负责制定腐蚀风险控制与消减方案的制定 （ 2）负责实施缺陷修复作业，编写缺陷修复报告； 项目部 负责开展新建站场的 HAZOP 分析 操作维修部门 负责风险控制与消减方案的实施。 2 4 评价流程 图 1 站场风险评价管理 流程图 5 站场工艺管道风险的控制与管理 工艺管道的超声导波检测 针对工艺管道存在缺陷风险，应定期开展超声导波检测，具体参见《 管线及站场完整性管理检测技术规程 》 超声导波检测 原理 该技术采用 23 种扭转波和纵波、横波 进行检测 ， 由于这种波 传播主要依赖于声波的频率和材料的厚度，在遇到管道壁厚发生变化 的位置，无论壁厚增加或减少，一定比例能量被反射回到探头。 直到能量消耗完毕。 当遇到管道的特征时，如环焊缝、壁厚的增加处，如果这些特征在管道周向是对称时，反射波的波峰被均匀的反射回来。 此时反射的声波缺陷是对称的。 在有腐蚀的区域，厚度的减少是主要特征，入射声波的散射发生模式转换，反射波模式也出现模式转换，信号出现频率变化，并且表现为信号曲线是不连续。 根据频率变化和曲线的形状，来判断缺陷的大小和方位。 管道环向的超声波探头均匀的间隔排列，使得声波以管道轴芯为对称传播 ,环向声波沿着管道传播，整个管道壁被声波的运动所激励 ，从而实现整个全管体的检测。 特点 是 数据采集 数据分析 风险分析与评价 结束 可接受否 风险控制与消减 否 3 超声导波可在一个测试点对于一个大的长距离的管道的材料进行 100%的检测。 检测范围 系统可检测直径 340 英寸的管道，常用于下列情形：穿路套管、穿越围墙、直管段的100%检测、各种支架下的管道检测、架空工程管道、防腐层下腐蚀检测（只需清除很小绝缘层）、低温工程管道、球形支架、护坡管线等。 检测分析 根据检测信号，分析出管道的焊缝、法兰、支撑等特征和管道上的各种缺陷，并对缺陷的严重程度作出大致的评估。 站场 工艺 管道缺陷评价 缺陷可分 为：平面、体积型和几何缺陷。 对于站内工艺管道 ， 主要缺陷为 裂纹缺陷（以强度损失为 SCC 特征，如裂纹、疲劳裂纹、蠕变等）和 体积缺陷（以质量损失为特征，如均匀腐蚀、局部腐蚀、槽沟腐蚀等）， 其量化准则见表 1。 具体评价参见《 管道缺陷评估技术规范 》。 表 1 腐蚀管道的缺陷分类和量化 分类 相应标准 量化原则 具体类型 计算参数 平面（裂纹）类 BS79101999 用缺陷所包络矩形的长度、高度表示。 穿透缺陷 表面缺陷 埋藏缺陷 多缺陷共存 长度 长度、高度、厚度 长度、高度、厚度、距表面距离 体积（腐蚀）类 API579 SY/T64772020 采用最危险厚度（ CTP）为门槛值 轴向 CTP 环向 CTP 缺陷轴向投影面最小厚度、长度 缺陷环向投影面最小厚度、长度 站场 工艺管道沉降风险控制 针对部分站内工艺管道沉降风险，应开展沉降风险和控制措施效果评价。 数据采集 主要采集如下几个方面的数据： 管道的设计参数包括壁厚、材料、管道长度、支撑的类型与位置等；管道的运行参数包括运行压力、管道流量等；管道的沉降数据，如沉降量、沉降位置等。 建立沉降分析模型 4 利用 ABQUS、 ANSYS、 CAPIP 建立沉降管网的模型 ，分析沉降对管道的影响，分析沉降风险 是否在可接受的范围； 如果沉超过可接受的范围，提出相应的风险消减措施。 消减措施评价 建立采取措施后的有限元模型，对风险消减 的效果进行分析。 工艺管道失效后果评价 根据输气管道系统完整性管理分析 该方法计算步骤比较简单，计算结果也比较单一，计算步骤如下： 受影响区域的半径： pdpdr **7*)*(*  （ 1） 假设影响区域为圆形，得到影响区域面积： pdr 22 0 3 1   （ 2） 根据超压 冲量准则法分析 超压 冲量准则得出的计算法将损失分成死亡、重伤、轻伤和财产损失四种情况，后果区域划分更加详细，但只适用于天然气燃烧爆炸。 ① 死亡半径 )4520*1000 *10*5*( ff WWr  （ 3） ② 重伤半径 312 fWr  （ 4） ③ 轻伤半径 313 fWr  （ 5） ④ 财产损失半径 42464 4 8 510*   ff WWr （ 6） fW 为介质质量 根据 API 581 规范分析 API 581 推荐做法步骤比较复杂，但它可以针对不同种情况计算人员死亡面积和设备损失面积。 5 xA （ 7） x，气体泄放质量， Kg A，致死区域面积， m2 ① 热辐 射对人和建筑物的影响 当发生火灾后，喷射 火苗可以被理想化为一系列的点源热量发射器沿着火苗的长度传播（见图 2） ，每个点源都被假设为发射同等的总热量片断，其在给定点源 i以热流形式 iI 发射： 24 ip ceffgi xn HQXI  （ 8） 式中： Hc 为燃烧热，甲烷为 50000KJ/Kg； η为燃烧效率参数  对喷射火为 ； Xg为发射率参数  对喷射火为 ； np 为点源数量； Qeff 为有效气体释放率； xi 为从热源 i到事故点的距离； 总热流通过每个喷射点源加和而得到。 图 2 热辐射模型 ② 概念上的火灾危险模型 一个简化的设想就是通常服从一个总流量的保守估计，这是通过地面受体损坏得到的，包括将热源简化为地面上的一点（见图 3）。 总热流 I 的结果方程（ r 为距火源的水平距离）： 6 24 r HQXI ceffg （ 9） 对于有效气体释放率 effQ 的计算，我们使用公式： 02422 apdC dine f f   （ 10） 其中： 024 apdCQ din  （ 11） 式中： effQ 为有效气体释放率；  释放因子dC ；  =气体具体的热度比率 =对于甲烷是 ； R=气体常数 =8310J/(kg mol)K； T=气体温度 =288K 或 150C； m=气体分子量 =对于甲烷为 16kg/mol； d=有效孔径 =管线直径； p=压力差 =管线压力；  为释放率延迟因子，这个因子与管线型号、失效时的线路压力、假定点火时间等因素有关对于这个因子我们可以用图表查出。 但在大多数情况下我们可以保守的取为。 综上所述，对于热流值的计算，我门未知的因素只有，管线压力、管线直径和距火源点的距离，这就我们编制输气设备失效后果方面的应用软件提供了可能。 7 图 3 简化了的火灾 危险模型 表 2 热辐射对人体的影响 辐射强度或热流值（ kw/m2） 辐射强度或热流值(Btu/hr ft2) 达到 1%死亡率的时间 (秒 ) 达到 50%死亡率的时间（秒） 达到 100% 死亡率的时间（秒） 1600 2020 3000 4000 5000 8000 10000 12020 表 3 热辐射对木质结构的作用 辐射强度或热流值（ kw/m2） 辐射强度或热流值 (Btu/hr ft2) 点燃时间（ s） 自燃时间（秒） 4000 不燃烧 不燃烧 5000 不燃烧 8000 不燃烧 10000 12020 注：试验基于美国白木（ whitewood） 6 站场管道 腐蚀 风险与控制 概述 为控制管道的内腐蚀风险，应开展内腐蚀检测，以掌握输送介质及杂质对管道腐蚀的影响。 6. 1. 1 内腐蚀监测系统的技术特点 8 管道 内腐蚀监测系统 应 具有响应时间短，灵敏度高、感应元件分辨率高、不受硫化氢影响、受温度变化影响小 、能够检测地腐蚀速率 等特点。 内腐蚀管理系统的特性 应具有 腐蚀数据综合管理、强大的网络能力、能与 DCS/SCADA系统数据库通信、能将腐蚀数据和工艺参数相结合、多种监测和检测方式产生的数据直接输入、与数据采集变送器和单点监测系统兼容、多数据叠加比较图、数据相关性绘图、生成数据分析报告、包括警报等级的多点显示形式、生成定制报表、表格与关键性能指标结合、条状图管理报告等特性。 评价依据 主 要依据我国石油天然气行业标准 《 钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》 、《钢制管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准》 、《钢质管道内腐蚀控制标准》 对管道内腐蚀情况进行评价。 站场管道外 腐蚀风险 站场发生外腐蚀以后，应开展 于以下 几个方面 的工作 ：表面检测；腐蚀产物分析；腐蚀类型分析（细菌型腐蚀、 PH值腐蚀等）； 进而有针对性的开展防腐。 含细菌土壤的腐蚀程度的判定，应执行表 4 的规定。 表 4 土壤细菌腐蚀评价指标 腐蚀级别 强 较强 中 小 氧化还原电位 mV 100 100～ 200 200～ 400 400 站场土壤腐蚀性评价 土壤腐蚀性的测定可采用原位极化法和试片失重法，并按表 5 的规定划分等级。 一般地区也可采用工程勘察中常用的土壤电阻率，并按表 6 的规定进行分级。 表 5 土壤腐蚀性分级 等 级 极 轻 较 轻 轻 中 强 电流密度 (原位极化法 ) μ A/cm2 ～ 3 3～ 6 6～ 9 9 平均腐蚀速率 (试片失重法 ) g/(dm2 a) 1 1～ 3 3～ 5 5～ 7 7 9 表 6一般地区土壤腐蚀性分级 等 级 强 中 弱 土壤电阻率 Ω m 20 20～ 50 50 站场阴极保护状况评价 对于有区域阴极保护的站场，应每年开展如下几个方面的工作 标准管地电位测试；阴极保护保护率、运行率；保护度统计；阴极保护参数测试；干扰电位测试； IR降检测； DCVG阴极保护状况检测和阴极保护有 效性评价。 防腐层 评价 对于站内埋地管道， 应五年一个周期，开展以 下几个方面 的工作 ：防腐层外观检测；防腐层厚度检测；防腐层粘接力检测；电火花检测和防腐层性能指标检测；如发生防腐层失效或管道所处环境腐蚀性较强的站场，应适当缩短检测周期。 7 站场工艺 HAZOP分析 为了降低站场运行风险，应在新建和已有站场开展 HAZOP 分析。 详见附件 1。 新建站场的设计 1） 新建站场在 概念设计阶段 ， 开展 HAZOP分析以 广泛地查找危险和风险，以便从一开始就建立起安全的基础； 2） 基本设计阶段 ，开展 HAZOP分析以 细地考虑报警、安全脱离、压力释放、消防等方面的需要； 3） 详细设计阶段 ，开展 HAZOP分析以 确立预防性和保护性措施，并检查这些措施的适用性； 4） 施工和试运阶段 ，开展 HAZOP分析以 评审是否遵守了有关规范和法律的要求； 已有站场 1）应至少开展一次 HAZOPF分析，以确保 报警、安全脱离、压力释放、消防等 设施的有10 效性和适用性。 2） 在已有站场进行重要工艺变更时或改扩建时，应在设计和验收阶段开展 HAZOP分析。 11 附件 1 站场工艺 HAZOP评价 1 分析的准备 确定分析目的、对象 和范围 确定 分析 目的、对象和范围是极其关键的，必须尽可能的清楚明确。 应当按照正确的方向和既定目标开展分析工作，而且要确定着重考虑的后果。 分析对象通常由该装置和项目的负责人确定的。 1） 确定研究节点 研究 节点 通常由正常的工艺流程来驱动并在大多数情况下仅与一种工艺操作有关 (传送、热交换、物性分离、蒸馏，计量等等 )。 研究节点决不能包括一套以上的主要功能设备总成。 对研究节点必须进行限制以便易于理解操作条件和设计条件。 2） 确定专用的引导。