**报告编号：2026-GJTJ-DSZSH-RBI-01** 中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司 储运二部液体储运装置部分压力容器 基于风险的检验(RBI)评估报告 国机特种设备检验有限公司 **报告编号：2026-GJTJ-DSZSH-RBI-01** 中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司 储运二部液体储运装置部分压力容器 基于风险的检验(RBI)评估报告 ---------- ----------------------------- 编制： 校对： 审核： 批准： ---------- ----------------------------- 国机特种设备检验有限公司 2026年7月 目　录 [1. 项目综述 [1](#项目综述)](#项目综述) [1.1 概况 [1](#概况)](#概况) [1.2 主要成果 [1](#主要成果)](#主要成果) [2. RBI技术概述 [2](#rbi技术概述)](#rbi技术概述) [3. 项目实施执行或参照的标准、法规和资料 [3](#项目实施执行或参照的标准法规和资料)](#项目实施执行或参照的标准法规和资料) [3.1 项目实施的主要依据 [3](#项目实施的主要依据)](#项目实施的主要依据) [3.2 其他参考标准、法规和资料 [4](#其他参考标准法规和资料)](#其他参考标准法规和资料) [4. 使用单位应用RBI条件审查 [4](#使用单位应用rbi条件审查)](#使用单位应用rbi条件审查) [5. 装置概况 [4](#装置概况)](#装置概况) [5.1 装置简介 [4](#装置简介)](#装置简介) [5.2 装置评估设备统计 [5](#装置评估设备统计)](#装置评估设备统计) [5.3 装置腐蚀定性分析 [5](#装置腐蚀定性分析)](#装置腐蚀定性分析) [5.4 装置运行状况、检验历史 [8](#装置运行状况检验历史)](#装置运行状况检验历史) [6. 物流划分 [10](#物流划分)](#物流划分) [7. 风险分析结果 [10](#风险分析结果)](#风险分析结果) [7.1 风险分布 [10](#风险分布)](#风险分布) [7.2 风险统计 [10](#风险统计)](#风险统计) [7.3 高风险、高失效可能性设备原因分析 [11](#高风险高失效可能性设备原因分析)](#高风险高失效可能性设备原因分析) [7.4 降险措施 [11](#降险措施)](#降险措施) [8. 检验策略 [11](#检验策略)](#检验策略) [8.1 检验策略制定的基本原则 [11](#检验策略制定的基本原则)](#检验策略制定的基本原则) [8.2 设备检验策略 [11](#设备检验策略)](#设备检验策略) [9. 结束语 [12](#结束语)](#结束语) [附录 [13](#附录)](#附录) [附录1. 液体储运装置设备基础数据表 [13](#附录1.-液体储运装置设备基础数据表)](#附录1.-液体储运装置设备基础数据表) [附录2. 液体储运装置设备风险等级、损伤机理及检验策略 [13](#附录2.-液体储运装置设备风险等级损伤机理及检验策略)](#附录2.-液体储运装置设备风险等级损伤机理及检验策略) # 1. 项目综述 ## 1.1 概况 受中国石油天然气股份有限公司独山子石化分公司(以下简称独山子石化)的委托，国机特种设备检验有限公司(以下简称国机特检)承担该公司储运二部液体储运装置部分压力容器基于风险的检验(Risk-Based Inspection，RBI)项目。该项目是在独山子石化公司领导与装置工作人员的大力支持与配合下，利用我公司自主开发的RBI软件《通用石化装置工程风险分析系统》，结合国机特检在设备检验检测方面的技术优势、丰富的检验数据以及对国内石化企业进行RBI工作所积累的经验来完成。 ## 1.2 主要成果 经过现场数据采集、录入、风险计算，国机特检对独山子石化储运二部液体储运装置部分压力容器进行风险评估，其中包括压力容器4台。经过风险评估得到： 1\) 装置腐蚀定性分析。经过专家对本装置腐蚀的定性分析，认为评估范围内的重点腐蚀部位可能会出现湿硫化氢破坏和大气腐蚀。详见本报告5.3节。 2\) 风险分布与统计。通过对装置评估范围内的设备进行风险计算，得到装置设备的风险分布情况与统计结果： +------------+---------------------+---------------------+---------------------+---------------------+ | **类型** | **高风险** | **中高风险** | **中风险** | **低风险** | | +----------+----------+----------+----------+----------+----------+----------+----------+ | | **数量** | **比例** | **数量** | **比例** | **数量** | **比例** | **数量** | **比例** | +:==========:+==========+==========+==========+==========+==========+==========+==========+==========+ | 设备（台） | \- | \- | 3 | 75.00% | 1 | 25.00% | \- | \- | +------------+----------+----------+----------+----------+----------+----------+----------+----------+ 3\) 风险评估期限。本次评估起始时间为设备最近一次定期检验时间，报告中设备的风险为基于2027年8月的风险计算结果。 4\) 检验策略。根据装置设备的风险状况及损伤机理分布状况，制定有针对性的检验策略，包括重点检测部位、检测方法与检测比例，为检验机构制定检验方案提供参考，详见附录2。 5\) 下次检验时间。根据风险分析结果，在运行和维护满足安全生产要求的条件下，液体储运装置本次评估范围内的设备296-V-0001J下次检验时间为2027年6月30日，296-V-0001C、296-V-0001I、95-V-9201B三台设备下次检验时间为2027年8月31日，详见附录2。 其他通过风险评估得到的结论，将在正文中逐一阐述。 # 2. RBI技术概述 基于风险的检验(Risk-Based Inspection，RBI)是一种追求系统安全性与经济性统一的理念与方法，它是在对系统中固有的或潜在的危险发生的可能性与后果进行科学分析的基础上，给出风险排序，找出薄弱环节，以确保本质安全和减少运行费用为目标，优化检验策略的一种管理方式。 20世纪90年代初期，欧美二十余家石化企业集团为了在安全的前提下降低运行成本，共同资助美国石油学会(API)开展RBI在石化企业(主要是炼油厂)的应用研究工作。1996年API公布了RBI基础资源文件API BRD 581的草案，2000年5月又公布API 581正式文件。2002年5月正式颁布了RBI标准API RP 580。十多年来，西方发达国家以及亚洲的韩国、新加坡等国家和地区的石化炼油厂广泛应用了RBI方法进行成套装置中的承压设备的检验与维修，使得风险和检验维修费用都大幅度下降，取得了良好的应用效果。 20世纪末期，中国有关高校与研究机构引入RBI概念。近年来，国家科技部及中石油、中石化也设立多项科研项目支持这项工作。国机特种设备检验有限公司等单位已成功将该技术应用于我国石化装置承压设备的风险评估，并自2003年起陆续在独山子石化、镇海炼化、大连西太平洋石化、大庆石化、抚顺石化、大连石化、独山子石化、齐鲁石化、扬子石化、福建炼化等石化企业完成了2000余套石化装置风险评估工作。 RBI技术在西方一些发达国家已陆续应用于石化装置评价，已有了大量定性、定量RBI案例。但国外的RBI技术成果是基于所在国的工业水平、设备管理水平和设备基础数据的，可以为RBI在我国石化装置系统的应用提供参考，但不能完全照搬。为在国内石化企业应用RBI技术，国机特种设备检验有限公司等单位在引进RBI技术的同时，不断进行适合我国国情的技术转化，通过2000余套石化装置的RBI实践，积累了丰富RBI工程应用的经验。 相对于RBI来说，传统的检验未能将经济性和安全性以及可能存在的失效风险有机地结合起来，检验的频率和程度与受检设备的风险不相称。通常，检验并不是系统地针对高风险设备。然而，运行的经济性要求延长每次停机检验的间隔周期。因此，随着检测、诊断技术的发展和设备多年的运行经验积累，一种新型的风险检验概念被引入国际上大中型石化能源工业，用于提高设备运行的可靠性并降低检验成本，经过实践被证明是一种高效的风险分析工具。对企业而言，进行RBI工作的主要意义体现在以下几方面： 1) 确保设备本质安全； 2) 提供优化的检验策略： - 识别潜在的高风险设备； - 采用针对性的检验技术来进行检验； - 编制与风险相适应的检验规程。 3) 降低在役运行费用： - 根据不同设备的危险程度来确定检验周期； - 检验费用重点投入装置中高风险设备； - 根据风险来确定停机范围。 4) 延长设备运行时间： - 减少停工时间； - 通过延长检验周期来减少停机检验次数； - 缩小停机检验的范围； - 提高检验的效率，优化检验计划和检验策略，减少可靠设备的不必要的例行检验内容，增加实施针对性的检验内容。 5) 判定和管理装置的安全水平，定义出风险大小、性质及实施的风险消除手段和验收准则。 但风险评估不能识别由于人为失误、自然灾害、外部事件、人为破坏、检测能力限制、设计错误、偏离设计工况等因素造成的风险。 # 3. 项目实施执行或参照的标准、法规和资料 ## 3.1 项目实施的主要依据 1) TSG 21-2016 《固定式压力容器安全技术监察规程》 2) GB/T 26610.1-2022 《承压设备系统基于风险的检验实施导则 第1部分：基本要求和实施程序》 3) GB/T 26610.2-2022 《承压设备系统基于风险的检验实施导则 第2部分：基于风险的检验策略》 4) GB/T 26610.3-2014 《承压设备系统基于风险的检验实施导则 第3部分：风险的定性分析方法》 5) GB/T 26610.4-2022 《承压设备系统基于风险的检验实施导则 第4部分：失效可能性定量分析方法》 6) GB/T 26610.5-2022 《承压设备系统基于风险的检验实施导则 第5部分：失效后果定量分析方法》 7) GB/T 30579-2022 《承压设备损伤模式识别》 ## 3.2 其他参考标准、法规和资料 1) 《中华人民共和国特种设备安全法》 2) 《特种设备安全监察条例》 3) API 581 Risk-Based Inspection Methodology 4) CRTD-Vol.20 Risk-Based Inspection - Development of Guidelines 5) API 580 Risk-Based Inspection 6) API 571 Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry 7) API 579 Fitness for Service 8) API 750 Management of Process Hazards 9) OSHA规范1910.119 Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals Standard 10) 装置设计、制造、安装、检验、运行记录等有关资料 # 4. 使用单位应用RBI条件审查 经资料审核，使用单位通过了上级主管单位对其进行的安全管理评价，符合TSG 21-2016《固定式压力容器安全技术监察规程》第8.10.1条的要求，可以应用基于风险的检验（RBI）技术。 # 5. 装置概况 ## 5.1 装置简介 液体储运装置位于厂区的西北角，北面为新建北线铁路走行线，南面为炼油成品油罐区，东面为化工罐区预留发展用地，西面为化工原料汽车卸车区停车场。下设三大区域，分别是存储区、装卸车区、火炬系统。分为3个平面区域进行布置。 （1）"存储区"位于装置东半部，包括常压罐区、卸车常压储罐（位于卸车区）、球罐区，下设储罐、泵房、冷冻站、污水池、控制室、配电室、换热站、CEB350焚烧炉设施。 （2）"装卸车区"位于装置西半部，包括汽车装卸车区、火车装卸车区及地衡站，轻烃尾气回收设施、泡沫站、外操室、泵房、配电室。 （3）"火炬系统"火炬设施建于炼油火炬设施区内。火炬筒为可拆卸式，火炬头DN450，高4.5m，火炬筒体为DN450，高145.5m(与炼油火炬同高)。液体储运装置火炬头设计放空量为50t/h，消烟蒸汽设计量4t/h（max），操作处理负荷控制≯42t/h。 火炬排放气可通过DN250跨线去炼油火炬气柜回收，炼油气柜无法回收可由炼油火炬水封罐后侧DV450跨线，直接进入炼油火炬筒体进行燃烧。 新建轻烃球罐区、乙烷系统球罐区、汽化设施火炬排放直接并入炼油火炬主管网。 本次评估的296-V-0001C、296-V-0001I、296-V-0001J三台球罐为轻烃球罐，2020年1月投用；95-V-9201B球罐为乙烷球罐，2020年5月投用，四台球罐分别于2021年8月和2022年8月完成首次定期检验。 ## 5.2 装置评估设备统计 表5-1评估数量统计 ------------------------------------------------------------------ **装置名称** **换热器** **容器** **反应器** **设备小计** -------------- ------------ ---------- ------------ -------------- 液体储运装置 0 4 0 4 合计 0 4 0 4 ------------------------------------------------------------------ ## 5.3 装置腐蚀定性分析 **说明：** 腐蚀分析是RBI工作中的一个重要步骤，基于PHA(工艺过程危害分析)方法，识别物料中所含腐蚀性介质，并对其可能引发的设备材料腐蚀机理开展定性分析。腐蚀分析应尽可能找出有关的腐蚀机理，与定量分析软件结果的腐蚀机理进行对比。 **5.3.1 损伤机理** 液体储运装置本次评估范围内主要的潜在损伤模式有：内部腐蚀减薄（包括均匀腐蚀减薄和局部腐蚀减薄）、环境开裂、外部腐蚀。装置主要的损伤模式和损伤机理具体见表5-2。 表5-2装置主要潜在损伤机理表 +---------------------+------------------------------------------------+ | **损伤模式** | **损伤机理** | +:===================:+================================================+ | 减薄 | 1) 酸性酸水腐蚀 | +---------------------+------------------------------------------------+ | 环境开裂 | 2) 湿硫化氢破坏 | +---------------------+------------------------------------------------+ | 外部腐蚀 | 3) 保温层下腐蚀 | +---------------------+------------------------------------------------+ 1) 酸性酸水腐蚀 含有硫化氢且pH值介于4.5\~7.0之间的酸性水引起的金属腐蚀，介质中也可能含有二氧化碳。一般为均匀腐蚀，有氧存在时易发生局部腐蚀或沉积垢下局部腐蚀，含有二氧化碳的环境还可能同时出现碳酸盐应力腐蚀。300系列不锈钢易发生点蚀，还可能出现缝隙腐蚀，以及氯化物应力腐蚀开裂。 阳极反应： Fe→Fe^2+^+2e 阴极反应： 2H^+^+2e→H~2~ 主要影响因素包括：a)硫化氢浓度：随酸性水中硫化氢浓度的升高，腐蚀速率增大。酸性水中硫化氢浓度取决于气相中硫化氢分压、温度和pH值，在一定的压力下，酸性水中的硫化氢浓度随温度升高而降低；b)pH值：硫化氢浓度增加会降低溶液的pH值，最低可达4.5，形成较强的酸性环境，腐蚀明显。pH值高于4.5时，可能会形成硫化亚铁保护膜，减小腐蚀速率；但有些时候则可能形成一层多孔的硫化物厚膜，不仅不能减小均匀腐蚀速率，甚至会促进垢下点蚀；c)杂质：氯化氢和二氧化碳会降低pH值，即酸性变强，氨会使pH值升高且可能形成碱式酸性水腐蚀。空气或氧化剂的存在可能会增加腐蚀作用，常形成点蚀或垢下腐蚀；d)流速：高流速冲刷易使硫化亚铁保护膜被破坏，腐蚀速率增大。 2) 湿硫化氢破坏 湿硫化氢破坏是在含水和硫化氢环境中碳钢和低合金钢所发生的损伤，包括氢鼓泡(HB)、氢致开裂(HIC)、应力导向氢致开裂(SOHIC)和硫化物应力腐蚀开裂(SSC)4种形式。氢鼓泡是指金属表面硫化物腐蚀产生的氢原子扩散进入钢中，在钢中的不连续处（如有夹杂物、裂隙等）聚合形成氢分子，当氢分压超过临界值时会引发材料的局部变形，形成鼓泡；氢致开裂是氢鼓泡在材料内部不同深度形成时，鼓泡长大导致相邻的鼓泡不断连接，形成阶梯状裂纹；应力导向氢致开裂是在焊接残余应力或其他应力作用下，氢致开裂裂纹沿厚度方向不断相连并形成穿透至表面的开裂；硫化物应力腐蚀开裂是由于金属表面硫化物腐蚀过程中产生的原子氢吸附，在高应力区（焊缝和热影响区）聚集造成的一种开裂。 主要影响因素包括：a)pH值：当溶液的pH值小于4.0或大于9.5并溶解有硫化氢时，湿硫化氢破坏易发生；b)硫化氢分压：溶液中溶解的硫化氢浓度\>50ppm，或潮湿气体中硫化氢气相分压\>0.0003MPa时，湿硫化氢破坏易发生，且分压越大，敏感性越高；c)温度：氢鼓泡、氢致开裂、应力导向氢致开裂损伤发生的温度范围为室温到150℃，有时可以更高，硫化物应力腐蚀开裂通常发生在82℃以下；d)硬度：硫化物应力腐蚀开裂跟硬度有关，炼油厂常用的低强度碳钢应控制焊接接头硬度在HB200（布氏硬度）以下，氢鼓泡、氢致开裂、应力导向氢致开裂与钢的硬度无关；e)钢纯净度：提高钢纯净度能提升钢材抗氢鼓泡、氢致开裂、应力导向氢致开裂能力；f)焊后热处理：焊后热处理可以有效地降低焊缝发生硫化物应力腐蚀开裂的可能性，对防止应力导向氢致开裂有一定的减缓作用，但对氢鼓泡、氢致开裂不起作用； g)杂质：加氢装置的溶液中，如果硫氢化铵的浓度达到2%（质量分数），会增加氢鼓泡、氢致开裂、应力导向氢致开裂的敏感性。 3) 保温层下腐蚀 保温层下腐蚀是敷设隔热层等覆盖层的金属在覆盖层下发生的腐蚀。碳钢和低合金钢发生腐蚀时主要表现为覆盖层下局部腐蚀。将碳钢和低合金钢的隔热材料拆除后，隔热层下腐蚀常形成覆盖在腐蚀部件表面的片状疏松锈皮。300系列不锈钢、400系列不锈钢及双相不锈钢会产生点蚀和局部腐蚀。对于300系列不锈钢，尤其是当隔热材料为老旧硅酸盐（含氯化物）时，还可能发生氯化物应力腐蚀开裂，在80℃\~150℃范围内尤为明显，而双相不锈钢对此开裂敏感性较低。在一些局部腐蚀的情况中，腐蚀呈现为痈状点蚀（常见于油漆或涂层系统破损处）。隔热层和油漆或涂层明显发生破损的部位，经常伴有隔热层下腐蚀。 主要影响因素包括：a)大气成分：在海洋环境或水汽充沛的地方，发生隔热层下腐蚀的温度上限还可能远远超过121℃；多雨、温暖和沿海地区的装置比干燥、寒冷和内陆地区的装置更容易发生隔热层下腐蚀；产生空气污染物，如氯化物（海洋环境、冷却塔飘落）或二氧化硫（烟囱排放物）的环境，可能加速腐蚀；b)结构和覆盖层质量：结构设计和/或安装不良，形成积水，将会加速隔热层下腐蚀；如果覆盖层的防护不严密，覆盖层的间隙处或破损处容易渗水，水的来源比较广泛，可能来自雨水、冷却水塔的喷淋、蒸汽伴热管泄漏冷凝等。吸湿（虹吸）的隔热材料可能会面临隔热层下腐蚀问题；从隔热层渗出的杂质，如氯化物、硅酸盐等，会加速损伤；c)温度：若隔热层内蓄积的水分在使用温度下很难蒸发，隔热层就会长时间处于潮湿状态，对承压设备金属造成腐蚀；在水露点以下运行的设备容易在金属表面结露，形成潮湿环境，增加腐蚀可能性；当金属温度未超过水快速蒸发的温度点时，随温度升高，腐蚀速率增大；当钢材温度在100℃\~121℃时，腐蚀可能非常严重；d)运行：冷热循环运行或间歇使用可能加速腐蚀。 **5.3.2原料分析** 液体储运装置，轻烃总硫含量≤44.3ppm，乙烷总硫含量≤45.9ppm；原料中的腐蚀元素主要包括：硫化物，原料中可能含有微量硫化氢，运行中对设备主要出现湿硫化氢破坏。 **5.3.3 腐蚀分析** 通过现场数据采集、腐蚀定性分析以及与装置工作人员的交流，掌握液体储运装置的运行情况。经分析得到评估范围内的重点腐蚀区域为： 4台压力容器的主要损伤机理为湿硫化氢破坏、保温层下腐蚀。重点关注工卡具焊迹部位的制造缺陷。 ## 5.4 装置运行状况、检验历史 液体储运装置3台轻烃罐于2020年1月投用，乙烷罐于2020年5月投用。最近一次检验时间为2021年8月和2022年8月，检验单位为中国石油独山子石化分公司压力容器检验所。 表5-3历史检验情况 +----------+--------------+------------------------+------------------+--------------+------------------+------------------+----------------------------------------+------------------+------------------------+------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+ | **序号** | **设备位号** | **设备名称** | **安全状况等级** | **投用时间** | **定期检验时间** | **下次检验时间** | **检验机构** | **建造壁厚(mm)** | **实测最小壁厚（mm）** | **检验发现的问题** | +:========:+==============+========================+==================+==============+==================+==================+========================================+==================+========================+==============================================================================================================================================================================================================================+ | 1 | 296-V-0001C | 轻烃优化3500m3轻烃球罐 | 2 | 2020年01月 | 2022年08月 | 2026年8月 | 中国石油独山子石化分公司压力容器检验所 | 50 | 48.99 | 检验未发现异常。 | +----------+--------------+------------------------+------------------+--------------+------------------+------------------+ +------------------+------------------------+------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+ | 2 | 296-V-0001I | 轻烃优化3500m3轻烃球罐 | 3 | 2020年01月 | 2021年08月 | 2026年8月 | | 50 | 49.9 | 内表面宏观检查发现多处十字焊缝(十字焊缝产生原因：为修复丁字焊缝处的缺陷在纵、环焊缝挖补补焊后产生），经检验未查出新生缺陷。 | +----------+--------------+------------------------+------------------+--------------+------------------+------------------+ +------------------+------------------------+------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+ | 3 | 296-V-0001J | 轻烃优化3500m3轻烃球罐 | 3 | 2020年01月 | 2021年08月 | 2026年8月 | | 50 | 49.96 | 内表面宏观检查发现多处十字焊缝(产生原因：为修复丁字焊缝处的缺陷对纵、环焊缝挖补补焊后产生），经检验未查出新生缺陷：超声检测发现3处Ⅲ级超声缺陷，采用TOFD超声检测复检3处缺陷，发现2处Ⅱ级缺陷，1处Ⅲ级条形缺陷，L=54.1mm,H=4.6mm | | | | | | | | | | | | ，用户委托中国特种设备检测研究院对该缺陷进行了合于使用评价，评价结论为该缺陷在当前操作参数下可以通过基于GB/T19624- 2019的安全性评价，可以继续运行至下一检验周期(2027年6月），具体内容见合于使用评价报告19R0044-QQ01。 | +----------+--------------+------------------------+------------------+--------------+------------------+------------------+ +------------------+------------------------+------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+ | 4 | 95-V-9201B | 乙烷2000m3球罐 | 2 | 2020年05月 | 2022年09月 | 2026年9月 | | 40 | 39.06 | 检验未发现异常。 | +----------+--------------+------------------------+------------------+--------------+------------------+------------------+----------------------------------------+------------------+------------------------+------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------+ # # 6. 物流划分 按照装置的工艺流程划分物流，物流组分的来源及确定主要依据装置初始工艺设计资料、馏程以及采样等。微量的工艺杂质可能会导致设备产生腐蚀，如RSH、水等，这些数据通过装置工艺人员采样得到，对于无法采样的，则一般通过工艺人员与RBI现场数据采集人员的讨论，确定是否含少量腐蚀性有害杂质，并根据工艺情况，估计其含量。评估范围内装置的物流组分详见表6-1 (wt%)。 表6-1 物流表 ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- **物流名称** **物流编号** **典型物流** **PH** **C1-C2** **C3-C4** **H~2~S** **H~2~O** **硫化物** -------------- -------------- -------------- --------- ----------- ----------- ----------- ----------- ------------ 轻烃 CY二-01 C3-C4 6.5 100% 1ppm 10ppm 43.1ppm 轻烃 CY二-02 C3-C4 6.5 100% 1ppm 10ppm 44.3ppm 轻烃 CY二-03 C3-C4 6.5 100% 1ppm 10ppm 36.7ppm 乙烷 CY二-04 C1-C2 6.5 100% 1ppm 10ppm 45.9ppm ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- # 7. 风险分析结果 ## 7.1 风险分布 本次评估范围内设备风险矩阵见图7-1。 ![](media/image1.png) 图7-1 设备风险矩阵图 ## 7.2 风险统计 表7-1　设备风险统计 ----------------------------------------------------------------------------- **类型** **高风险** **中高风险** **中风险** **低风险** **合计** ------------ ------------ -------------- ------------ ------------ ---------- 设备（台） 0 3 1 0 **4** ----------------------------------------------------------------------------- ## 7.3 高风险、高失效可能性设备原因分析 根据评估结果（见图7-1），本次评估范围无高风险、高失效可能性（失效可能性大于等于4）设备。 ## 7.4 降险措施 本次评估范围内的设备，应加大现场巡检力度、完善泄漏报警设置、做好泄漏应急预案等。持续监测介质中硫化物和硫化氢含量。必要时增加在线检验或状态监测。如果在线检验或状态监测中发现影响安全运行的异常腐蚀情况，则需进行整改。 # 8. 检验策略 通过风险评估制定的检验策略为推荐性的，《固定式压力容器安全技术监察规程》 （TSG 21-2016）中对此有专门说明。风险评估无法识别因人为错误、自然灾害、外部事件、人为破坏、检测能力限制、设计错误等因素导致的风险（见图8-1），检验本身也不能改变设备的状况，无法替代修理、更换服役的受损设备或超出工艺条件的要求。因此，所制定的检验策略并不能完全覆盖和解决这些影响因素所造成的实际问题，本策略所要求的检验手段及检验比例为最低标准，现场检验人员还应综合设计、制造及实际使用情况，在本策略的基础上做适当的调整，是否采用本策略应由现场检验人员与厂方协商决定。 遇到某种无法通过检验程序降低风险的情况时，工厂有责任采取必要的补救措施：补救措施可以是返修、更换设备或者调整操作条件(降低等级)来降低风险或提高安全防范等级。 ## 8.1 检验策略制定的基本原则 - 根据损伤模式和损伤机理来确定应检查的缺陷类型。 - 根据损伤发生的情况来选择检验部位。 - 根据需检测缺陷类型来选择采用何种检测方法。 - 根据安全性与经济性协调统一的原则来确定检验周期。 ## 8.2 设备检验策略 - 以设备部件为基本单元编制检验策略； - 由于壁厚是每次进行风险评估与再评估的关键数据，因此一般情况下宏观检查和测厚作为必检项目； - 插入式接管角焊缝、设备进出料接管及接管正对方位器壁、液位波动部位等，应加以重点检验； - 对仅存在减薄可能性的设备，应以宏观检查和测厚为主； - 对存在环境开裂失效模式的设备部件，应尽可能进入设备内部对焊缝部位进行湿荧光磁粉检测或渗透检测；不能进入的设备则进行外壁超声（或射线）检测； - 检验中发现分层，怀疑有氢鼓包或氢致开裂时，建议采用超声波进行扫查，必要时可辅以相控阵检测验证； - 对存在材料性能退化可能性的设备，应进行必要的金相和硬度检测或其他材质分析方法； - 对存在外部腐蚀可能性的设备（尤其是设备接管），重点拆除保温层对保温层异常部位（破损、脱落、潮湿、跑冷）进行检查，检查方式以宏观检查、超声测厚为主。当有怀疑时（尤其是外保温损坏的不锈钢设备），应进行表面裂纹检测。 - 换热器管束检验方法以试压(检漏)为主； - 在具备条件的前提下，可采用远场涡流检测方法对空冷器、换热器的管束壁厚减薄情况进行检测； - 对于剩余壁厚报警的设备部件应进行在线壁厚监测，当剩余壁厚小于允许壁厚但又不能及时更换的设备应进行安全分析。 详见附录2。 ![](media/image2.png) 图8-1 不可检测出的风险 # 9. 结束语 本次风险评估项目是在独山子石化公司领导及机动设备部的大力支持与帮助下，在液体储运装置领导及相关工作人员的大力合作下，得以顺利完成。在此，对独山子石化的领导及各成员表示衷心感谢！通过本次风险评估项目，我们希望厂方对此工作能持续关注，同时提出如下建议： 1、RBI技术与节省检修费用两者的关系并不是充分必要的。优化检验策略、节约检修资源、节省检验费用只是RBI技术的一部分。RBI技术的目的是保障设备的安全、提高企业的管理水平、提高技术人员的技术水平、优化检验策略等。因此，希望通过本次RBI项目，能切实提高本企业的风险管理水平。 2、 风险评估和再评估结果的持续更新。RBI是一个动态的技术，可以对目前和未来的风险进行评估。评估是基于当前的数据和认识，随着时间的推移，风险会发生变化。风险评估应该用最新的检测数据、工艺数据与维护数据来进行持续的更新，这对装置风险管理的精细化、完整化具有重要意义。 3、基于风险的检验是风险管理的一部分，企业应尽量将RBI、RCM(以可靠性为中心的维护)与SIL(安全连锁系统定量安全评估)协同发展，建立横向完整的风险管理体系。 **备注：** 1. 本次风险评估的范围主要为装置部分压力容器，不包括加热炉等其他非压力容器、阀门以及泵、压缩机等其他动设备。 2. 本次风险评估主要根据装置RBI数据采集阶段的工况进行分析计算。如装置在使用过程中改变操作参数或工艺条件并超过设计条件的，需要重新进行风险评估。 3. 风险评估主要考虑的是装置在运行过程中工艺介质对设备可能产生的风险，不包括装置设计、制造、安装过程中可能存在的风险。 # 附录 ## 附录1. 液体储运装置设备基础数据表 | 序号 | 装置名称 | 设备位号 | 设备名称 | 设备部件 | 投用年份 | 容积(L) | 建造壁厚(mm) | 腐蚀裕度(mm) | 材料 | 设计压力(MPa) | 设计温度(℃) | 操作压力(MPa) | 操作温度(℃) | 焊后热处理 | 物流编号 | 介质 | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 1 | 液体储运装置 | 296-V-0001C | 轻烃优化3500m³轻烃球罐 | 296-V-0001C-球壳 | 2020年01月 | 3507000 | 50 | 3 | Q345R | 1.77 | 65 | 1.5 | 50 | 是 | CY二-01 | 轻烃 | | 2 | 液体储运装置 | 296-V-0001I | 轻烃优化3500m³轻烃球罐 | 296-V-0001I-球壳 | 2020年01月 | 3507000 | 50 | 3 | Q345R | 1.77 | 65 | 1.5 | 50 | 是 | CY二-02 | 轻烃 | | 3 | 液体储运装置 | 296-V-0001J | 轻烃优化3500m³轻烃球罐 | 296-V-0001J-球壳 | 2020年01月 | 3507000 | 50 | 3 | Q345R | 1.77 | 65 | 1.5 | 50 | 是 | CY二-03 | 轻烃 | | 4 | 液体储运装置 | 95-V-9201B | 乙烷2000m³球罐 | 95-V-9201B-球壳 | 2020年05月 | 2026300 | 40 | 1.5 | 07MnNiMoDR | 1.7 | -45 | 1.1 | -35 | 是 | CY二-04 | 乙烷 | **注**：以上数据来源于设备设计资料和现场数据采集。 ## 附录2. 液体储运装置设备风险等级、损伤机理及检验策略 ### 2.1 风险等级及损伤机理汇总 | 序号 | 装置名称 | 设备位号 | 设备名称 | 上次检验时间 | 下次检验时间 | 设备部件 | 材料 | 设备风险 | 部件风险 | 损伤模式 | 主导损伤机理 | 损伤因子 | 速率/敏感性 | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 1 | 液体储运装置 | 296-V-0001C | 轻烃优化3500m³轻烃球罐 | 2022年08月 | 2027年08月 | 296-V-0001C-球壳 | Q345R | 2E | 2E | 环境开裂 | 氢致开裂/应力导向氢致开裂(硫化氢环境) | 5.87 | 低 | | | | | | | | | | | | 外部腐蚀 | 保温层下腐蚀 | 1 | 0.0068 mm/yr | | | | | | | | | | | | 减薄 | 酸性酸水腐蚀 | 1 | 0.03 mm/yr | | 2 | 液体储运装置 | 296-V-0001I | 轻烃优化3500m³轻烃球罐 | 2021年08月 | 2027年08月 | 296-V-0001I-球壳 | Q345R | 2E | 2E | 减薄 | 酸性酸水腐蚀 | 1 | 0.03 mm/yr | | | | | | | | | | | | 环境开裂 | 氢致开裂/应力导向氢致开裂(硫化氢环境) | 7.18 | 低 | | | | | | | | | | | | 外部腐蚀 | 保温层下腐蚀 | 0.14 | 0.0068 mm/yr | | 3 | 液体储运装置 | 296-V-0001J | 轻烃优化3500m³轻烃球罐 | 2021年08月 | 2027年06月 | 296-V-0001J-球壳 | Q345R | 2E | 2E | 减薄 | 酸性酸水腐蚀 | 1 | 0.03 mm/yr | | | | | | | | | | | | 外部腐蚀 | 保温层下腐蚀 | 0.08 | 0.0068 mm/yr | | | | | | | | | | | | 环境开裂 | 氢致开裂/应力导向氢致开裂(硫化氢环境) | 8.50 | 低 | | 4 | 液体储运装置 | 95-V-9201B | 乙烷2000m³球罐 | 2022年09月 | 2027年08月 | 95-V-9201B-球壳 | 07MnNiMoDR | 2D | 2D | 机械损伤 | 再热裂纹(应力松弛开裂) | 10 | 低 | | | | | | | | | | | | 减薄 | 酸性酸水腐蚀 | 1 | 0.01 mm/yr | | | | | | | | | | | | 环境开裂 | 氢致开裂/应力导向氢致开裂(硫化氢环境) | 5.87 | 低 | ### 2.2 检验策略 | 序号 | 设备位号 | 宏观检查 | 测厚 | 磁粉/渗透(%) | 超声/射线(%) | 金相和硬度 | 重点检验部位与方法 | | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | --- | | 1 | 296-V-0001C | √ | √ | 100 | 100 | 硬度 | 重点工卡具焊迹、内表面无损检测、支柱角焊缝无损检测 | | 2 | 296-V-0001I | √ | √ | 100 | 100 | 硬度 | 重点工卡具焊迹、内表面无损检测、支柱角焊缝无损检测 | | 3 | 296-V-0001J | √ | √ | 100 | 100 | 硬度 | 重点工卡具焊迹、内表面、十字缝部位无损检测，埋藏缺陷处重点检验、支柱角焊缝无损检测 | | 4 | 95-V-9201B | √ | √ | 100 | 100 | 硬度 | 重点工卡具焊迹、内表面无损检测、支柱角焊缝无损检测 | ### 2.3 检验策略说明 1. **宏观检查**：对所有设备部件进行100%宏观检查（VT），重点关注焊缝外观、表面腐蚀状况、保温层破损/脱落/潮湿异常部位。 2. **壁厚测定**：对所有设备部件进行100%超声测厚（UTT），作为壁厚基准数据，为后续再评估提供依据。 3. **表面无损检测**：对存在环境开裂和机械损伤机理的设备，对全部焊缝（含接管角焊缝）进行100%湿荧光磁粉检测（WFMT）或渗透检测（PT）。296-V-0001J的十字焊缝部位为必检重点。 4. **埋藏缺陷检测**：对所有焊缝进行100%超声检测（UT）或射线检测（RT）。296-V-0001J上次检验中发现的III级条形缺陷部位，采用TOFD或相控阵（PAUT）进行精确复验和尺寸对比。 5. **硬度检测**：对所有球罐的焊缝、热影响区及母材进行硬度抽查，验证硬度值是否满足湿硫化氢环境HB≤200的控制要求（API 571 §3.67.6(f)）。 6. **金相检测**：若硬度检测发现异常，或95-V-9201B（07MnNiMoDR材质）在焊缝热影响区发现可疑开裂迹象，应进行现场金相复膜或取样分析，判断是否存在再热裂纹扩展。 7. **保温层下腐蚀专项检查**：对所有球罐支柱角焊缝、接管根部、人孔周边等易积水部位的保温层进行局部拆除检查，辅以宏观检查和超声测厚。 8. **内部检验**：具备进入条件时，应对球罐内表面进行100%宏观检查，重点检查液位波动区域是否存在氢鼓泡、氢致开裂迹象；对内部焊缝进行WFMT/PT抽检。 **风险提示**： - **296-V-0001J**的合于使用评价有效期至2027年6月，建议在2027年3月前完成检验，预留至少3个月安全裕量。 - **296-V-0001I和296-V-0001J**均存在多处十字焊缝，属TSG 21-2016 §4.2.1.3(2)明确不推荐的结构，十字焊缝部位为SOHIC高风险区域，检验时应予以100%表面和埋藏缺陷检测覆盖。 - **95-V-9201B**材料为07MnNiMoDR（低合金调质高强度钢），再热裂纹（应力松弛开裂）损伤因子为10，应重点检查焊缝热影响区的表面和近表面裂纹。该设备安全状况等级为2级，风险等级2D（中风险），在制定长期检验策略时应持续关注再热裂纹敏感性。 - 本次附录补充后，正文5.3节"装置腐蚀定性分析"中仅识别了酸性酸水腐蚀、湿硫化氢破坏和保温层下腐蚀三种机理，但附录结果中95-V-9201B新增了"再热裂纹"机理（损伤因子10），建议在正文5.3节补充该机理的分析说明。