定量風險評估技術在LNG 氣化站壓力管道定期檢驗中的應用

沈建民 張子健 柴軍輝 許 波 鐘軍平 鄭 磊

（1.寧波市特種設備檢驗研究院；2.寧波市勞動安全技術服務有限公司）

LNG（Liquefied Natural Gas）是液化天然氣的簡稱，主要成分為甲烷，是一種清潔、高效的生態型優質能源和燃料，相比于傳統的氣態天然氣，LNG 具有較多優點［1，2］。浙江省作為我國的清潔能源示范省，目前已經建成兩座LNG 接收站，LNG已成為浙江天然氣供應的重要來源，《浙江省煤炭石油天然氣發展“十四五”規劃》指出，到2025 年全省LNG 接收站總接收能力達3 000 萬噸以上。一般LNG 接收站裝置主要由LNG 接卸工段、LNG 存儲工段、BOG 處理工段、LNG 加壓氣化工段、NG 計量及外輸工段和LNG 裝車或船工段組成，其中LNG 氣化站中包含有大量的壓力管道，這部分的管道日常監管依據是TSG D0001—2009《壓力管道安全技術監察規程——工業管道》和TSG D7005—2018 《壓力管道定期檢驗規則——工業管道》，但LNG 壓力管道和石化企業的在役工藝管道存在諸多不同點［3，4］。對于LNG 管道，若采用目前常規的檢驗檢測方法和手段，在實施階段會存在較大難度，筆者通過API 581—2016《基于風險的檢驗方法》中的定量風險評估方法，科學有效地識別了LNG 氣化站壓力管道的損傷機理，計算出了24 條壓力管道的定量風險值，結合目前國內法律法規，給出了針對于LNG 管道的具體檢驗細則，可使LNG 管道在不停機的狀態下，有效降低風險值，對保障LNG 氣化站安全穩定運行、保障民生和工業生產具有重大的意義。

1 國內LNG 壓力管道的檢驗檢測現狀

LNG 管道在類別上屬于特種設備目錄中的壓力管道范疇，在檢驗檢測方面主要是依據TSG D0001—2009 《壓力管道安全技術監察規程——工業管道》和TSG D7005—2018《壓力管道定期檢驗規則——工業管道》［5］。首先，這兩條安全技術規范均指出了LNG 管道需要定期進行年度檢查和全面檢驗，年度檢查的周期一般為一年一次，全面檢驗的周期根據上次檢驗的安全狀況等級確定，一旦到達檢驗周期，需要使用單位的LNG裝置停車停產，這就會對整個LNG 產業鏈的平穩運行帶來一定的影響；其次，針對年度檢查的具體需要，一般LNG 管道使用單位可以自行完成，但對于全面檢驗的要求，例如：壁厚測定、表面缺陷檢測及埋藏缺陷檢測等，在實施時就存在較大困難，無法像傳統工業管道一樣，拆除隔熱層，焊縫和熱影響區打磨一定的寬度，目前國內大多數企業在進行LNG 管道全面檢驗時主要以宏觀檢查為主，超聲壁厚測定、表面缺陷和埋藏缺陷檢測的實施較為困難，相關檢測比例不符合技術規范要求［6］；最后傳統的LNG 管道全面檢驗沒有采用基于損傷模式識別的技術手段對管道的風險值進行計算，無法科學有效地區分高中低風險，因此無法科學分配有限的檢驗資源［7］。

基于上述LNG 管道的檢驗現狀，筆者采用損傷模式識別技術，通過定量風險評估計算，對某氣化站LNG 管道進行了風險評估，在充分考慮現行檢驗檢測技術規范的前提下，給出了基于定量風險評估的檢驗細則，可操作性強，檢驗針對性強，有效性高，對保障LNG 企業安全平穩運行具有重大的現實意義，可為今后開展LNG管道定期檢驗規則的制定提供一定的技術參考。

2 定量風險評估

2.1 管道概況

本次LNG 氣化站所評估的壓力管道可按管道材料、設計溫度、管道介質分為兩大類，即：-196 ℃的06Cr19Ni10 管道和-19 ℃的20# 管道，詳細參數見表1。

表1 管道參數表

2.2 損傷機理識別

損傷機理的識別是定量風險評估過程中較為重要的一環，不同的損傷機理會影響損傷因子的計算，進而影響設備失效可能性計算的結果，可以總結為：如果某臺設備的損傷機理相對較多，則這臺設備相對的失效可能性就越大。損傷機理的識別應以管道的參數為基礎數據，結和GB/T 30579—2022 《承壓設備損傷模式識別》、API 581—2016 和所采用的RBI 計算軟件進行綜合判斷。經過識別，參與RBI 計算的24 條壓力管道損傷機理識別結果見表2。

表2 損傷機理識別結果

2.3 腐蝕速率

腐蝕速率的確定也是定量風險評估過程中較為重要的一環，根據API 581—2016，腐蝕速率的選取原則主要是：首選需選擇設備定點測厚的數據進行計算，如果受條件限制，無法進行定點測厚，則需采用腐蝕專家的建議值，或者采用理論計算值，然而內部腐蝕的理論計算值需要所評估設備包含標準規定的12 種典型減薄腐蝕機理，滿足以上條件時才可使用，但針對于外部腐蝕的理論計算值則依據大氣腐蝕（有隔熱層）或大氣腐蝕（無隔熱層）進行。基于以上理論，本次24 條壓力管道的腐蝕速率設定見表3。

表3 腐蝕速率設定表

2.4 管理系統系數

有效的管理系統評估對防止危險物質釋放和維持工藝設備機械完整性具有重要的作用，基于API 581—2016 標準，評估過程一般采用面談和問卷調查的形式進行，主要從領導和管理、工藝安全信息、工藝危害性分析、變更管理、操作規程、安全生產實踐規程、人員培訓、機械完整性、投用前的安全檢查、應急響應、事故調查、承包商管理和管理系統評估13 個方面共計103 個問題進行打分，將所得總分數X換算成百分數Y，計算管理系統系數FMS：

根據式（1）、（2）可以看出，在管理評價過程中，總分數X越高，則FMS越低，說明企業在設備完整性管理方面水平較高，設備的失效可能性就越低。

對LNG 氣化站的實際管理水平進行打分，總分1 000 分，結果見表4。按式（1）計算得Y=89.2，按式（2）計算管理系統系數FMS=0.16。

表4 管理系統問題分值計算表

2.5 定量風險計算

采用挪威船級社專業風險評估軟件Synergi Plant RBI Onshore5.7，對24 條壓力管道進行定量風險評估，將24 條壓力管道劃分為24 個評價單元，在失效可能性計算方面，主要考慮內部減薄（包含介質沖刷腐蝕）、外部減薄（大氣腐蝕）、與泵設備相接管道的振動疲勞；失效后果方面主要考慮LNG 管道介質的特性以及泄放量、泄放速率等參數，以壓力管道泄漏后造成的傷害成本、單位時間停產損失、設備成本及環境清理費用等經濟指標來確定后果等級。評估時的相關時間節點設定如下：壓力管道投產時間為2019-06-29，當前評估時間也就是首次定期檢驗時間為2022-06-28，3 年后的評估時間為2025-06-28，6 年后也就是第2 次定期檢驗時間為2028-06-28，基于風險的檢驗最長可達9 年，時間設為2031-06-28。

2.5.1 當前時間節點風險

由圖1 可以看出，當前時間節點24 個評級單元中有23 個屬于中風險，1 個屬于低風險，整體風險水平較低。

圖1 LNG 氣化站壓力管道當前時間點定量風險分布

2.5.2 3 年后時間節點風險

通過圖2 可以看出，3 年后24 條壓力管道整體風險水平變化不大，均為中風險，產生這種情況的可能原因是：該氣化站投用時間短、介質腐蝕性速率低、公司完整性管理水平較高等。

圖2 LNG 氣化站壓力管道3 年后時間點定量風險分布

2.5.3 6 年后時間節點風險

根據TSG D7005—2018 《壓力管道定期檢驗規則——工業管道》的相關規定，本次24 條壓力管道均為GC2 級別，首次定期檢驗后，GC2 級管道通常下次檢驗周期為6 年。因此對6 年后的風險進行定量分析。由圖3 可以看出，6 年后24 條壓力管道整體風險水平變化不大，23 條管道為中風險，1 條管道為中高風險。

圖3 LNG 氣化站壓力管道6 年后時間點定量風險分布

2.5.4 9 年后時間節點風險

TSG D7005—2018 指出了管道的檢驗可以采用基于風險的檢驗，也就是風險的定量計算，基于風險的檢驗可以縮短檢驗周期，但是最長不超過9 年，對于風險超過可接受水平的管道，需采用一定的措施來進行降險操作，9 年后的風險計算結果如圖4 所示。由圖4 可以看出，9 年后24條壓力管道整體風險水平稍有提高，21 條管道為中風險，3 條管道為中高風險。

圖4 LNG 氣化站壓力管道9 年后時間點定量風險分布

2.5.5 小結

為了更直觀地看出管道從當前時間到9 年后風險定量數值的變化情況，選取典型管道1#管道（304 不銹鋼，有隔熱層）和22# 管道（20#，無隔熱層）為例進行說明（在本次評估過程中，失效后果類型選擇經濟后果，主要考慮設備失效后導致的企業經濟損失，因此定量計算的風險值就是基于經濟后果的風險值，單位為美元/年）。1# 管道內部減薄損傷因子為6.266 96，外部減薄損傷因子為5.579 05，振動疲勞損傷因子為0.2，總損傷因子為12.046，屬于3 級，對應的失效可能性為6.05086×10-5，失效后果為394 999 美元，失效后果等級為C 級，風險值為23.900 80 美元/年，屬于中風險；22# 管道內部減薄損傷因子4.336 71，外部減薄損傷因子12.95，總損傷因子17.286 7，屬于3 級，對應的失效可能性為8.68331×10-5，失效后果為88 921 美元，失效后果等級為B 級，風險值為7.721 33 美元/年，屬于低風險。對4 個時間節點的風險值進行統計匯總，見表5。由表5 可知，以1#管道為代表的304 不銹鋼管道在未來9年內，風險值只是小幅度范圍內有所上升，變化不大，但以22# 管道為代表的20# 管道在未來9年內，風險值大幅上升，需要重點關注，必要時采用針對性的檢驗、檢測方法和措施來降低風險。

表5 典型管道定量風險變化情況表

3 基于定量風險評估的檢驗計劃

3.1 檢驗目標

檢驗目標是指設備風險在無任何降險措施的情況下持續運行可接受的最高水平。一旦達到或超過所設定的檢驗目標，就會觸發檢驗檢測，在風險定量評估計算過程中通常會設定如下目標：

a.總風險目標。為進行檢驗計劃而設定的可接受最高風險水平，一般根據設備使用單位的具體情況進行設置，風險目標可以用影響面積（m2/年）或經濟數值（美元/年）大小來表示。其中基于影響面積的風險目標主要考慮設備的失效可能性和設備失效后影響區域面積的大小，包括設備破壞面積和人員傷害面積；基于經濟數值的風險目標主要考慮設備的失效可能性和設備失效后導致的企業經濟損失。

b.失效可能性目標。失效可能性目標是使用單位不可接受并觸發檢驗過程的最大失效概率（次/年）。

c.損傷因子目標。損傷因子目標是使用單位不可接受并觸發檢驗過程的最大損傷因子，是對設備破壞狀態的表征。

d.剩余壽命目標。剩余壽命目標是設備所設定的最小厚度目標，一旦設備壁厚腐蝕達到最小厚度，則會觸發檢驗過程。

e.最大檢驗周期目標。最大檢驗周期目標是使用單位或者相關主管部門所設定的不可接受特定檢驗頻率，一旦設備服役年限達到所設定的檢驗周期，則會觸發檢驗過程。

在LNG 管道定量風險評估中，通常設定失效可能性或風險等級目標，一般情況下，失效可能性等級大于等于4 級，或風險等級為中高風險、高風險的管道應列入檢驗計劃，實施檢驗降險。

3.2 檢驗有效性

在確定檢驗有效性時，主要考慮的因素有：設備或部件的類型、相關的損傷機理和識別置信度、損傷敏感性、無損檢測方法以及范圍和比例等。檢驗有效性被分為A 級到E 級，A 級檢驗提供了最有效的檢驗，E 級代表無效檢驗。對于高風險設備，應采用B 級（含）以上的檢驗方法；對于中高風險和中風險設備，應采用C級（含）以上的檢驗方法；對于低風險設備，應采用D 級（含）以上的檢驗方法。針對承壓設備常見的損傷機理，歸納總結了涉及LNG 管道內部減薄和外部破壞的檢驗有效性等級與相關檢驗方法，見表6～10。

表6 承壓設備全面減薄檢驗有效性等級

表7 承壓設備局部減薄檢驗有效性等級

表8 承壓設備外部破壞（無隔熱層）檢驗有效性等級

表9 承壓設備外部破壞（碳鋼有隔熱層）檢驗有效性等級

表10 承壓設備外部破壞（不銹鋼有隔熱層）檢驗有效性等級

3.3 檢驗策略

LNG 氣化站壓力管道基于風險的檢驗時間依據章節3.1 確定，基于損傷模式的檢驗策略見表11，檢驗策略的編制主要考慮管道的主要損傷模式，次要損傷模式，失效部位，停機檢驗、在線檢驗等方面，結合章節3.2 的要求，并考慮國內外目前針對LNG 管道的檢驗技術發展水平，給出了一套針對LNG 壓力管道可操作性強的檢驗策略，同時對API 518—2016 不銹鋼有隔熱層時外部破壞的檢驗方法進行了補充，完善了標準。

表11 基于定量風險評估技術的檢驗策略

4 結束語

針對LNG 氣化站壓力管道定期檢驗時無法停機且有效檢驗手段較少這一問題，采用API 581—2016《基于風險的檢驗方法》中的定量風險評估技術，對某LNG 氣化站24 條壓力管道進行了評估，結合法規標準要求與現有檢驗檢測技術，最后給出了不同風險等級LNG 管道的檢驗策略，該策略可操作性強，可將有限的檢驗資源合理化分配，為今后開展LNG 壓力管道定期檢驗方案的制定提供一定的技術參考，同時也為國內LNG 管道風險評估標準的再次修訂提供一定的數據積累。