Инспектирование с учётом факторов риска
Базовый технический документ
Публикация Американского Института нефти 581
ПЕРВАЯ РЕДАКЦИЯ, май 2000г.
Американский институт нефти
Помогает Вам правильно выполнять работу!
Современные стратегии для сотрудничества в области охраны окружающей среды
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
1
ЗАДАЧИ АМЕРИКАНСКОГО ИНСТИТУТА НЕФТИ ПО ОХРАНЕ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ, ОХРАНЕ ЗДОРОВЬЯ И ОБЕСПЕЧЕНИЮ
БЕЗОПАСНОСТИ.
РУКОВОДЯЩИЕ ПРИНЦИПЫ.
Члены Американского института нефти (API) прилагают постоянные усилия для того,
чтобы сделать свои технологии совместимыми с окружающей средой, при стремлении
создания энергосберегающих технологий и производства высококачественной
продукции и оказания высококачественных услуг для потребителей. Мы осознаем свою
ответственность за работу с общественностью, правительством и другими структурами
для развития и использования природных ресурсов с помощью экологически
безопасных технологий при одновременной охране здоровья и обеспечении
безопасности своих сотрудников и населения. Члены Американского института нефти
(API) обязуются вести дела компании в соответствии с нижеследующими принципами,
используя достижения науки для определения приоритетности рисков и внедряя
эффективные практики управления:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Признание и разъяснение по поводу обеспокоенности населения относительно
сырья, продукции и технологий.
Эксплуатация завода и установок, переработка сырья и продукции таким
способом, который позволяет защищать окружающую среду, обеспечивает
безопасность и защищает здоровье наших сотрудников и населения.
Установка приоритетов на обеспечении безопасности, охране здоровья и
окружающей среды при планировании и разработке новой продукции и
технологий.
Своевременно предоставлять информацию соответствующим должностным
лицам, сотрудникам, заказчикам и населению о серьезной промышленной
опасности, угрозе здоровью и окружающей среде, и также давать
рекомендации по серам защиты.
Консультировать заказчиков, перевозчиков и другие структуры относительно
безопасного использования, транспортировки и захоронению нашего сырья,
продукции и отходов производства.
Способствовать экономическому развитию и выработке природных ресурсов,
а также сохранению этих ресурсов с помощью эффективного использования
энергии.
Расширять знания с помощью проведения или поддержания исследований в
области безопасности, охраны здоровья и окружающей среды, относящиеся к
нашему сырью, продукции, технологиям и отходам.
Стремление снизить общий объем выбросов и отходов
Сотрудничество с другими для разрешения проблем, вызванных переработкой
и захоронением опасных веществ от наших технологий
Сотрудничество с правительством и другими структурами по созданию
соответствующих законов, норм и стандартов для охраны населения, рабочих
мест и окружающей среды
Способствовать внедрению этих принципов и практик с помощью обмена
опытом и оказания помощи другим организациям, которые производят,
перерабатывают, используют, транспортируют или ликвидируют подобное
сырье, нефтепродукты и отходы.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
2
Инспектирование с учётом факторов риска
Базовый технический документ
Нефтепереработка
Публикация Американского Института нефти 581
ПЕРВАЯ РЕДАКЦИЯ, май 2000г.
Американский институт нефти
Помогает Вам правильно выполнять работу!
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
3
СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПРИМЕЧАНИЯ
В публикациях Американского института нефти (API) обязательно рассматриваются проблемы
общего характера. С учетом конкретных условий должны учитываться местные, региональные
и федеральные законы и правила.
В задачу Американского института нефти не входит выполнение обязанностей
предпринимателей, изготовителей и поставщиков в части предупреждения и надлежащего
обучения и обеспечения их служащих и других работников касательно угрозы их здоровью и
безопасности и мер предосторожности, а также выполнения требований местных,
региональных и федеральных законов.
Информация об угрозе безопасности и здоровью, а также о необходимых мерах
предосторожности касательно конкретных материалов и условий должна быть предоставлена
предпринимателем, изготовителем или поставщиком этого материала или получена из паспорта
безопасности вещества.
Ничто, содержащееся в публикации Американского института нефти, не может быть
истолковано как предоставление каких-либо прав косвенно или иначе на изготовление,
продажу или использование любого метода, устройства или продукта, защищенных патентом
на изобретение. И ничто, содержащееся в публикации, не должно истолковываться как
освобождение от ответственности за нарушение патента.
Обычно стандарты API пересматриваются и изменяются, повторно утверждаются или
изымаются, по меньшей мере, каждые пять лет. Иногда этот период пересмотра дополняется
один раз сроком до двух лет. Данная публикация перестает действовать, как стандарт API через
пять лет после даты выпуска или в случае продления — после срока повторного выпуска. О
статусе публикации можно узнать по телефону Отдела нефтепереработки API (202) 682-8000.
Каталог публикаций, программ и услуг Американского института нефти издается ежегодно и
обновляется ежеквартально Американским нефтяным институтом, адрес 1220 L Street, N.W.,
Вашингтон, округ Колумбия, 20005.
Данный документ был разработан в соответствии с процедурами стандартизации API, которые
обеспечивают надлежащее извещение и участие в процессе подготовки документа, и
обозначен как стандарт API. Вопросы, связанные с интерпретацией содержания данного
стандарта или примечаний, а также вопросы, относящиеся к процедурам разработки данного
стандарта, следует направлять в письменном виде начальнику отдела нефтепереработки по
адресу: Американский институт нефти, 1220 L Street, N.W., Вашингтон, округ Колумбия, 20005.
Запросы относительно разрешения на копирование или перевод всего или части материала,
опубликованного здесь, должны направляться в адрес генерального директора.
Стандарты API предназначены для облегчения широкого доступа к надежной практике
проектирования и эксплуатации. Эти стандарты не устраняют необходимости в надлежащей
оценке относительно того, когда и где следует применять данные стандарты. Разработка и
публикация стандартов API ни коим образом не препятствует использованию другой практики
и правил.
Любой изготовитель, маркирующий оборудование или материалы в соответствии с
требованиями по маркировке стандарта API, сам отвечает за выполнение всех применимых
требований данного стандарта. Американский институт нефти не может объявить или
гарантировать, что подобные продукты действительно соответствуют применимому стандарту
API.
Все права сохраняются. Никакая часть данной работы не может копироваться, храниться в
информационно-поисковой системе или передаваться любыми средствами (электронные, механические,
фотокопирование, запись и т.д.) без предварительного письменного разрешения издателя.
Обращайтесь к издателю по адресу: API Publishing Services,
1220 L Street, N.W., Вашингтон, округ Колумбия, 20005.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
4
ПРЕДИСЛОВИЕ
Публикации API могут быть использованы любым желающим. Институт сделал все
возможное для обеспечения точности и надежности содержащихся в них данных.
Однако Институт не делает никаких заявлений и не дает гарантий в связи с данной
публикацией и настоящим решительно отказывается от любых обязательств или
ответственности за потери или ущерб, причиненные в результате ее применения, а
также за нарушение любых федеральных, региональных или местных нормативных
актов, с которыми может войти в противоречие настоящая публикация.
Просим присылать предложения по изменению документа по адресу: API, Отдел
нефтепереработки, 1220 L street, NW, Вашингтон, округ Колумбия 20005.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
5
СОДЕРЖАНИЕ
0
страница
ВВЕДЕНИЕ ............................................................................................................
0-1
0.1 История вопроса..................................................................................................................................... 0-1
0.2 Краткий обзор.......................................................................................................................................... 0-1
1 ОБЪЕМ ...................................................................................................................
1-1
1.1 Общие положения
..........................................................................................................................1-1
1.2 Инструмент комплексного управления.................................................................................................... 1-1
1.3 Применение of RBI
...................................................................................................................... 1-1
1.4 Определение и измерение риска..............................................................................................................1-3
1.5 Соотношение между инспектированием и риском..................................................................................1-3
1.6 Современные способы инспектирования................................................................................................1-5
1.7 Система инспектирования на основе факторов риска............................................................................1-6
1.8 Применения для качественной и количественной оценки .......................................................................1-6
1.9 Взаимодействие между RBI и другими инициативами в сфере безопасности.......................................1-6
2 ССЫЛКИ И БИБЛИОГРАФИЯ .............................................................................
2-1
2.1 Ссылки
.......................................................................................................................2-1
2.2 Библиография
............................................................................................................................ 2-1
3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ.....................................................................................................
3-1
4 АНАЛИЗ РИСКОВ.................................................................................................
4-1
4.1 Основные положения ....................................................................................................................... 4-1
4.2 Определение системы при традиционном подходе к анализу рисков ..................................................... 4-1
4.3 Выявление опасности
....................................................................................................................... 4-1
4.4 Оценка возможности при традиционном подходе к анализу рисков....................................................... 4-3
4.5 Анализ последствий при традиционном подходе к анализу рисков....................................................... 4-4
4.6 Способы отражения последствия риска ............................................................................. ' ................... 4-6
5
КАЧЕСТВЕННЫЙ ПОДХОД К ПРОГРАММЕ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ С УЧЕТОМ ФАКТОРОВ
РИСКА RBI (НА БАЗЕ ДЕЙСТВИЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ)
5-1
5.1 Введение
....................................................................................................................... 5-1
5.2 Качественный подход к применению RBI (на основе оборудования) .................................................... 5-4
6
ОБЗОР КОЛИЧЕСТВЕННОГО ПОДХОДА К ПРГРАММЕ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ С УЧЕТОМ
ФАКТОРОВ РИСКА RBI ................................................................................................................................. 6-1
6.1 Введение................................................................................................................................................... 6-1
6.2 Обзор последствий
...................................................................................................................... 6-1
6.3 Обзор вероятности
..........................................................................................................................6-4
6.4 Расчет риска
...................................................................................................................... 6-5
7
АНАЛИЗ ПОСЛЕДСТВИЙ...............................................................................................................................7-1
7.1 Введение
.......................................................................................................................7-1
7.2 Определение типичного вещества и его свойств .....................................................................................7-1
7.3 Выбор области размеров отверстий..........................................................................................................7-4
7.4 Оценка общего количества жидкой среды, доступной для выброса ........................................................7-4
7.5 Оценка расхода выброса .......................................................................................................................7-6
7.6 Определение типа выброса .......................................................................................................................7-7
7.7 Определение конечной фазы жидкости ...................................................................................................7-8
7.8 Подход к оценке систем смягчения воздействия утечки......................................................................... 7-8
7.9 Определение последствий выбросов ........................................................................................................ 7-9
7.10 Оценка финансовых рисков ................................................................................................................... 7-29
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
6
СОДЕРЖАНИЕ
страница
8
ВЕРОЯТНОСТНЫЙ АНАЛИЗ ........................................................................................................ 8-1
8.1 Обзор процессов для вероятностного анализа ...................................................................... 8-1
8.2 Характерная частота отказов.................................................................................................. 8-1
8.3 Коэффициент корректировки оборудования......................................................................... 8-3
8.4 Коэффициент оценки систем управления............................................................................8-22
9
РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ С ЦЕЛЬЮ СНИЖЕНИЯ РИСКА........... 9-1
9.1 Введения
............................................................................................................. 9-1
9.2 Разработка программ инспектирования ................................................................................. 9-1
9.3 Снижения риска путем инспектирования .............................................................................. 9-8
9.4 Подход к планированию инспектирования ...........................................................................9-13
10
СТРУКТУРА БАЗЫ ДАННЫХ ЗАВОДА......................................................................................10-1
10.1 Информация, необходимая для анализа RBI........................................................................ 10-1
10.2 Составные элементы таблицы с данными анализа RBI...................................................... 10-1
10.3 Рекомендованные источники данных для таблицы данных по анализу RBI .................... 10-8
10.4 Процедуры для расчета максимального количества среды ................................................ 10-8
11
ТЕХНИЧЕСКИЕ МОДУЛИ ........................................................................................................... 11-1
11.1 Технические модули. Введение............................................................................................. 11-1
11.2 Формат технического модуля ................................................................................................ 11-1
ПРИЛОЖЕНИЕ A РАБОЧАЯ КНИГА ДЛЯ КАЧЕСТВЕННОГО
АНАЛИЗА ИНСПЕКТИРОВАНИЯ РИСКОВ
A-l
ПРИЛОЖЕНИЕ В РАБОЧАЯ КНИГА АНАЛИЗА ИНСПЕКТИРОВАНИЯ РИСКА
ПО ПРИБЛИЗИТЕЛЬНОЙ ОЦЕНКЕ
B-l
ПРИЛОЖЕНИЕ С РАБОЧАЯ КНИГА КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
С УЧЕТОМ ФАКТОРОВ РИСКА
C-l
ПРИЛОЖЕНИЕ D РАБОЧАЯ КНИГА ОЦЕНКИ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
D-l
ПРИЛОЖЕНИЕ E ЗАКОН О ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ГИГИЕНЕ
ТРУДА (OSHA) 1910 и ПЕРЕЧЕНЬ ОПАСНЫХ ХИМИЧЕСКИХ
ВЕЩЕСТВ УПРАВЛЕНИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ
СРЕДЫ ................................................................................................................... E-l
ПРИЛОЖЕНИЕ F СРАВНЕНИЕ ПОДХОДОВ АМЕРИКАНСКОГО ИНСТИТУТА
НЕФТИ (API) И АМЕРИКАНСКОГО ОБЩЕСТВА ИНЖЕНЕРОВМЕХАНИКОВ (ASME) К ИСПЕКТИРОВАНИЮ С УЧЕТОМ
ФАКТОРОВ РИСКА
F-l
ПРИЛОЖЕНИЕ G ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ИСТОНЬШЕНИЯ ...............................................G-l
ПРИЛОЖЕНИЕ H ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ
ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ ........................................................................................H-l
ПРИЛОЖЕНИЕ I ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
ВОДОРОДНОЙ КОРРОЗИИ (HTHA)
I-1
ПРИЛОЖЕНИЕ J ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ТРУБОК ПЕЧИ .................................................... J-l
ПРИЛОЖЕНИЕ К ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ МЕХАНИЧЕСКОЙ УСТАЛОСТИ
(ТОЛЬКО ТРУБОПРОВОДЫ)
K-l
ПРИЛОЖЕНИЕ L ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ХРУПКОГО ИЗЛОМА......................................... L-l
ПРИЛОЖЕНИЕ M ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ОБЛИЦОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ .................... Ml
ПРИЛОЖЕНИЕ N ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ВНЕШНИХ РАЗРУШЕНИЙ ............................. N-l
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7
СОДЕРЖАНИЕ
страница
Рисунки
1-1
Управление рисками с использованием RBI.................................................... 1-2
1-2
Линия риска ........................................................................................................ 1-4
1-3
Взаимосвязь между существующими и разрабатываемыми
документами ........................................................................................................................... 1-7
1-4
Программа инспектирования на основе рисков для оборудования,
находящегося в эксплуатации ............................................................................................... 1-8
4-1
Обзор анализа риска........................................................................................... 4-2
4-2 События типового сценария ........................................................................ .4-3
4-3 Стилизованная диаграмма F/N..................................................................... 4-7
5-1 Матрица риска при качественном подходе.................................................. 5-3
6-1 Обзор количественного подхода по программе RBI..................................... 6-2
6-2 Обзор определения последствий .................................................................. 6-3
7-1
Обзор определения последствий по программе RBI ................................. 7-2
7-2 Процедура определения типа выброса ......................................................... 7-7
7-3 Дерево событий в соответствии с программой RBI...................................7-13
7-4
Вид сверху на шлейф токсического вещества для непрерывного
выброса.....................................................................................................................7-20
7-5
Зоны последствий для выбросов HF непрерывного типа.........................7-20
7-6 Зоны последствия для выбросов H2S непрерывного типа.........................7-21
7-7 Вид сверху на шлейф токсического вещества для мгновенного выброса . 7-21
7-8 Зоны последствия для мгновенных выбросов HF и H2S............................ 7-22
7-9 Непрерывный выброс хлора........................................................................ 7-23
7-10 Непрерывный выброс аммиака.................................................................... 7-24
7-11 Мгновенный выброс хлора.......................................................................... 7-25
7-12 Мгновенный выброс аммиака ..................................................................... 7-25
7-13 Результаты моделирования выброса щелочи/кислоты .............................. 7-26
7-14 Затраты, связанные с прерыванием деятельности .................................... 7-33
8-1
Расчет уточненной частоты отказов ..............................................................8-2
8-2
Общая схема коэффициента корректировки оборудования......................... 8-4
8-3 Достоверность интенсивности разрушения – корректирование
инспектирования в сравнении с эффективностью инспектирования
8-9
8-4 Частота отказов – влияние инспектирования на расчетную частоту
8-11
8-5 Баллы оценки систем управления в сравнении с фактором
корректировки обеспечения безопасности производственного процесса.... 8-24
9-1
Кривые POD для ультразвуковой дефектоскопии ................................................ 9-8
9-2
Вероятность отказа с течением времени ........................................................... 9-9
B-l Уровень II, Матрица Рисков ........................................................................ B-l
B-2 Матрица оценки качества риска, уровень П ............................................... B-3
F-l Матрица ASME для отражения риска в отношении качества .................. F-2
F-2 Матрица API для отражения риска в отношении качества ........................ F-3
G-1A Определение вспомогательных показателей технического модуля
истончения....................................................................................................G-4
G-1B Определение вспомогательных показателей технического модуля
истончения ....................................................................................................... G-5
G-1C Определение вспомогательных факторов технического модуля
истончения....................................................................................................G-6
G-2A Определение скорости коррозии под воздействием HC1 .......................... G-13
G-2B Определение скорости коррозии под воздействием................................... G-14
G-3 Определение скорости коррозии, вызываемой серной и нафтеновой
кислотой, при высоких температурах
G-21
G-4 Определение скорости коррозии, вызываемой H2S/H2S при высоких
температурах................................................................................................. G-26
G-5 Определение скорости коррозии в серной кислоте................................... G-31
G-6 Определение скорости коррозии в HF........................................................ G-36
G-7 Определение скорости коррозии в кислой воде ....................................... G-38
G-8 Определение скорости коррозии в амине .................................................. G-40
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
8
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
СОДЕРЖАНИЕ
страница
G-9 Определение скорости окисления.............................................................. G-45
H-l A Определение вспомогательного показателя технического
модуля для коррозионного растрескивания под напряжением
H-3
H-l В Определение вспомогательного показателя технического модуля
для коррозионного растрескивания под напряжением
H-4
H-2 Определение восприимчивости к щелочному коррозионному
растрескиванию ............................................................................................ H-9
H-3 График по работе с каустической содой ...................................................... H-10
H-4 Определение восприимчивости к аминовому растрескиванию................. H-13
H-5 Определение восприимчивости к сульфидному растрескиванию под
напряжением................................................................................................ H-l5
H-6 Определение восприимчивости к HIC/SOHIC............................................ H-18
H-7 Определение восприимчивости к карбонатному растрескиванию............H-20
H-8 Определение восприимчивости к растрескиванию в среде,
содержащей политионовую кислоту
(РТА) ....................................H-23
H-9 Определение восприимчивости к C1SCC ....................................................H-25
H-l 1 Определение восприимчивости к HSC-HF .................................................H-27
H-12 Определение восприимчивости к HIC/SOHIC HF ................................................. H-30
I-1
Определение скорости коррозии HTHA ............................................................................. I-4
J-l A Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля
по трубкам печи ............................................................................................................................... J-4
J-1B Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля
по трубкам печи .................................................................................................J-5
J-1С Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля
по трубкам печи ............................................................................................. J-6
K-l
Определение вспомогательного коэффициента технического модуля
по механической усталости трубопроводов
..
K-5
L-l
Кривые освобождения от динамических испытаний .......................................L-3
L-2 Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля для
низкотемпературного излома/ излома при низкой прочности
L-7
L-3 Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля для
отпускного охрупчивания
L-10
L-4 Кривые остановки разрушения ..............................................................................................L-12
L-5 Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля для
охрупчивания при 885°F
L-13
L-6 Ударные свойства нержавеющей стали с сигма фазой в сравнении с
нержавеющей сталью 304 (сигма фаза 2%) / 321 (сигма фаза 10%)
L-14
L-7 Тренды прочностных свойств в зависимости от температуры .....................................L-l6
L-8 Определение вспомогательного коэффициента технического модуля для
охрупчивания сигма фазы
L-16
M-l Определение вспомогательного коэффициента технического модуля по
облицовке оборудования ........................................................................................................... M-3
N-l Схема модуля по внешнему разрушению ........................................................................ N-2
N-2 Схема модуля внешней коррозии для углеродистой и
низколегированной стали .......................................................................................................... N-5
N-3A Схема модуля CUI для углеродистой и низколегированной стали ................. N-10
N-3B Схема модуля CUI для углеродистой и низколегированной стали ............ N-l 1
N-4 Схема модуля внешнего SCC аустенитной нержавеющей стали ............... N-12
N-5A Схема модуля внешнего SCC под изоляцией для аустенитной
нержавеющей стали............................................................................ ............. N-15
N-5B Схема модуля внешнего SCC под изоляцией для аустенитной
нержавеющей стали ........................................................................................ N-16
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
9
СОДЕРЖАНИЕ
страница
Таблицы
1-1
1-2
4-1
7-1
7-2
7-3
7-4
7-5
7-6
7-7
7-8
7-9
7-10
7-11
7-12
7-13
Основные элементы разгерметизации ............................................................................ 1-4
Компоненты осмотра транспортного средства .............................................................. 1-4
Типичные данные, собираемые для выполнения анализа рисков .............................. 4-4
Список материалов, смоделированных в Базовом техническом
документе RBI .................................................................................................................. 7-3
Свойства типичных сред Базового технического документа ....................................... 7-3
Размеры отверстий, используемые в количественном анализе RBI............................ 7-4
Предпосылки, используемые при расчете максимального количества сред,
содержащихся внутри определенных единиц оборудования.
7-5
Указания по определению фазы жидкости..................................................................... 7-8
Классификация систем обнаружения и изоляции ......................................................... 7-9
Продолжительность утечки на основании класса системы обнаружения
изоляции ............................................................................................................................ 7-9
Уравнения для определения последствий непрерывного выброса — самовозгорание
маловероятно
7-11
Уравнения для определения последствий мгновенного выброса —
самовозгорание маловероятно
7-11
Уравнения для определения последствий непрерывного выброса —
самовозгорание вероятно ............................................................................................... 7-12
Уравнение для определения последствий мгновенного выброса —
самовоспламенение
вероятно ....
7-12
Возможность специфических событий — самовозгорание непрерывного
выброса вероятно
7-14
Возможность специфических событий — самовозгорание мгновенного
выброса вероятно
7-14
Возможность специфических событий — самовозгорание непрерывного
выброса маловероятно
7-15
Возможность специфических событий — самовозгорание мгновенного
выброса маловероятно
7-16
Корректировки характеристик выброса на основании систем
7-17
7-18
7-19
7-20
7-21
7-22
7-23
7-24
7-25
7-26
7-27
смягчения воздействия
Значения констант продолжительности выброса непрерывного типа для хлора и
аммиака
7-15
7-16
7-17
7-17
7-23
Уравнения для определения зоны воздействия для выброса кислот/щелочей по
программе RBI.......................................................................................................................... 7-24
Затраты на очистку окружающей среды..................................................................................... 7-27
Свойства рабочих жидкостей, содержащихся в выбросах .......................................... 7-28
Вводные данных расчета стоимости очистки окружающей среды ............................ 7-28
Скорость утечки для подземных резервуаров для программы RBI............................ 7-28
Время обнаружения утечки из донной части емкостей хранения .............................. 7-28
Сравнение рисков типовой перегонной установки ....................................................... 7-30
Затраты вследствие разрушения оборудования ............................................................. 7-31
Коэффициенты затрат на материалы................................................................................ 7-31
Расчетное время простоя оборудования ......................................................................... 7-32
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
10
СОДЕРЖАНИЕ
8-1
8-2
8-3
8-4
8-5
8-6
8-7
8-8
8-9
8-10
8-11
8-12
8-13
8-14
8-15
8-16
8-17
8-18
8-19
8-20
8-21
8-22
8-25
8-23
8-24
8-26
8-27
8-28
8-29
8-30
9-1
9-2
9-3
9-4
9-5
9-6
9-7
9-8
9-9
9-10
9-11
9-12
9-13
9-14
9-15
9-16
страница
Предполагаемая характерная частота отказов оборудования.................................. 8-3
Преобразованный коэффициент корректировки оборудования .............................. 8-5
Уверенность в прогнозируемой интенсивности разрушения................................... 8-7
Типовые описания категорий состояния разрушения............................................... 8-7
Эффективность инспектирования для общей внутренней коррозии ...................... 8-8
Общая коррозия — эффективность инспектирования................................................ 8-8
Достоверность интенсивности разрушения после инспектирования ..................... 8-9
Расчетная частота отказов для различных состояний разрушения ....................... 8-10
Расчетный вспомогательный коэффициент технического модуля ........................ 8-10
Измеренная скорость коррозии составляет около 1/2 от ожидаемой
скорости ............................................................................................................................... 8-13
Измеренная скорость коррозии составляет около 1/4 от ожидаемой
скорости ........................................................................................................................ 8-14
Измеренная скорость коррозии составляет около 1/10 от ожидаемой
скорости ............................................................................................................................... 8-15
Присваивание категорий в соответствии с состоянием производственных
мощностей
8-16
Присваивание цифрового значения за эксплуатацию в холодных погодных
условиях
8-16
Присваивание цифрового значения за эксплуатацию в сейсмических зонах
8-16
Количество выпускных отверстий в сравнении с цифровым значением ...................8-17
Коэффициенты сложности ..........................................................................................8-18
Значения согласно состоянию норм
8-18
Цифровые значения срока службы оборудования ................................................... 8-19
Значения рабочего давления ........................................................................................ 8-19
Значения рабочей температуры ................................................................................... 8-19
Значения контроля вибрационного состояния насосов и компрессоров .................... 8-19
Цифровые значения категорий стабильности.............................................................. 8-20
Цифровые значения плановых остановов.................................................................... 8-20
Цифровые значения внеплановых остановов .............................................................. 8-20
Цифровые значения по техническому обслуживанию предохранительных
клапанов
8-22
Цифровые значения по тенденции к загрязнению для предохранительных
клапанов
8-22
Цифровые значения по работе в коррозионной среде .....................................................8-22
Цифровые значения по работе в очень чистой среде.......................................................8-22
Оценка систем управления ..............................................................................................8-24
9-2
Типы и характеристики дефектов
Механизмы коррозионного разрушения .............................................................................. 9-2
Механизмы разрушения вследствие коррозионного растрескивания под
напряжением
9-2
Водородные механизмы разрушения ........................................................................................... 9-3
Механизмы механического разрушения ......................................................................... 9-3
Металлургические и природные механизмы разрушения ............................................ 9-3
Эффективность методов инспектирования для различных типов
разрушения ......................................................................................................................... 9-4
Факторы, учитываемые при оценке эффективности инспектирования
9-5
Пять категорий эффективности ..................................................................................................... 9-6
Общие описания категорий состояния дефекта ..................................................................... 9-6
Эффективность инспектирования количества – вероятность того,
что результат инспектирования определит реальное состояние дефекта ......................... 9-7
Таблица вспомогательных коэффициентов разрушения
9-10
Коэффициенты разрушения по четырем планам инспектирования
9-12
Оценка программы инспектирования с целью снижения риска и
оптимизации ...................................................................................................................... 9-12
Взаимосвязь между уровнем инспектирования и вспомогательным
коэффициентом инспектирования технического модуля
9-14
Интервалы инспектирования печи с TMSF выше 10....................................................... 9-14
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
11
СОДЕРЖАНИЕ
страница
9-17
9-18
9-19
Интервалы инспектирования печи с TMSF ниже 10 ........
9-14
Действия, которые необходимо выполнить для кратковременного TMSF 9-15
Действия, которые необходимо выполнить для высокотемпературной
водородной коррозии HTHA.........................................................
9 - 15
10-1 Рекомендованные Источники данных для таблицы RBI
10- 9
11-1 Категории эффективности инспектирования ...................
11 - 2
B-l Диапазоны вместительности ..............................................
B-l
B-2 Описание категорий вместительности...............................
B- l
B-3 Категории Последствий областей ....................................
B-2
B-4 Изменчивость вспомогательного коэффициента Технического модуля
B-2
B-5 Преобразование вспомогательного коэффициента Технического модуля
B-2
E-l Перечень регламентируемых веществ и пороговые значения для
предотвращения случайных выбросов – требования к заявлениям согласно
Разделу 112 (r) Закона о Чистом Воздухе, с поправками
E-4
E-2 Перечень регламентируемых токсичных веществ и пороговые количества
для предотвращения несчастных случаев – Предписание по номеру согласно
КАС – 100 веществ
E-6
E-3 Перечень регламентируемых легковоспламеняющихся веществ и пороговые
количества для предотвращения случайных выбросов
E-8
E-4 Перечень регламентируемых легковоспламеняющихся веществ и
пороговые количества для предотвращения случайных выбросов –
Предписание по номеру согласно КАС – 62 вещества
E - 10
G-l Базовая информация, требуемая для проведения Анализа на истончение
(скорость коррозии установлена) .......................................
G-2
G-2. Шаги по определению расчетной скорости коррозии (скорость коррозии не
установлена) ..........................................................................
G-3
G-3 Функция предельного состояния в отношении пластической перегрузки
G-3
G-4 Классифицирующие вопросы касательно механизмов истончения
G-7
G-5 Тип истончения ..................................................................
G-7
G-6A Руководство по приданию эффективности инспектированию –
Общее истончение
G-8
G-6B Руководство по приданию эффективности инспектированию – Местное
истончение.
G-8
G-7 Вспомогательные показатели технического модуля истончения
G-9
G-8 Руководство по определению фактора проектирования с запасом
G-9
G-9 Таблица корректировочного коэффициента оперативного мониторинга
G -10
G-10 Базовая информация, требуемая для проведения анализа на солянокислую
коррозию ...........................................................................
G - l1
G-l 1 Определение числа pH исходя из концентрации Cl- .....
G - l1
G-12 Расчетные скорости коррозии в отношении углеродистой стали
G - l1
G-13 Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали марки 300 G -12
G-14 Расчетные скорости коррозии в отношении сплавов марки 825, 20, 625,
С-276 ....................................................................................
G-12
G-l5 Расчетные скорости коррозии в отношении сплавов марки В-2 и 400
G-12
G-16 Базовая информация для анализа, вызываемой нафтеновой кислотой,
при высоких температурах
G -17
G-17 Расчетные скорости коррозии в отношении углеродистой стали
G -17
G-18 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома
1 ¼ и 2 ¼ ............................................................................
G - l8
G-19 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 5% G - 19
G-20 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 7% G - 20
G-21 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 9% G - 22
G-22 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 12%G - 23
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
12
СОДЕРЖАНИЕ
страница
G-23 Расчетные скорости коррозии в отношении аустенитной нержавеющей стали,
не содержащей молибден
G-24
G-24 Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали марки 316 SS,
с содержанием молибдена < 2,5% ....................................
G-25
G-25 Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали марки 316 SS,
с содержанием молибдена > 2,5% и нержавеющей стали марки 317 SS
G-25
G-26 Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой H2S/H2,
при высоких температурах
G-26
G-27 Расчетные скорости коррозии в отношении углеродистой стали и стали
с содержанием хрома 1 ¼ и 2 ¼...
G-27
G-28 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 5%
G-27
G-29 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 7%
G-28
G-30 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 9%
G-28
G-31 Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием хрома 12% G-29
G-32 Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали марок 300
G-29
G-33 Базовая информация для анализа коррозии, вызываемой серной кислотой
G-30
G-34 Расчетная скорость коррозии углеродистой стали ........
G-32
G-35 Расчетная скорость коррозии углеродистой стали ........
G-32
G-36 Расчетная скорость коррозии нержавеющей стали марки 304
G-33
G-37 Расчетная скорость коррозии нержавеющей стали марки 316
G-33
G-38 Расчетная скорость коррозии сплава марки 20 ..............
G-33
G-39 Расчетная скорость коррозии сплава марки С-276 ........
G-34
G-40 Расчетная скорость коррозии сплава марки В-2 ............
G-34
G-41 Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой плавиковой
кислотой...............................................................................
G-35
G-42 Расчетная скорость коррозии (милов/год) углеродистой стали
G-35
G-43 Расчетная скорость коррозии (милов/год) Сплава марки 400
G-35
G-44 Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой кислой водой
..........................................................................................................
G-37
G-45 Расчетная скорость коррозии в отношении углеродистой стали
G-38
G-46 Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой амином
G-40
G-47 Скорость коррозии углеродистой стали в МЭА (<20 вес.%) и ДЭА (<30 вес.%) G-41
G-48 Скорость коррозии углеродистой стали в МДЭА (< 50 вес.%)
G-42
G-49 Множитель скорости коррозии для высококонцентрированных аминов
G-42
G-50 Расчетные скорости коррозии нержавеющей стали для всех аминов
G-43
G-51 Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой
высокотемпературным окислением
G-43
G-52A Расчетная скорость коррозии при окислении ..................
G-44
G-52B Расчетная скорость коррозии при окислении ..................
G-44
H-l
Исходные данные, необходимые для анализа коррозионного растрескивания
под напряжением ................................................................
H-2
H-2 Вопросы выбора для механизмов коррозионного растрескивания под напряжением
............................................................................................................
H-2
H-3 Определение показателя степени неблагоприятного воздействия
H-5
H-4A Эффективность инспектирования для щелочного растрескивания
H-5
H-4B Эффективность инспектирования для аминового и карбонатного растрескиваний
H-5
H-4C Эффективность инспектирования для растрескивания под действием напряжений в
сульфидсодержащей среде и водородное растрескивание под напряжением
H-6
H-4D Эффективность инспектирования для HIC/SOHIC и HIC/SOHIC-HF
H-6
H-4E Эффективность инспектирования для PTA ......................
H-6
H-4F Эффективность инспектирования для CISCC ..................
H-7
H-5 Определение вспомогательного коэффициента технического модуля
H-7
H-6 Исходные данные, необходимые для анализа щелочного растрескивания
H-8
H-7
Исходные данные, необходимые для анализа аминового растрескивания.
H-11
H-8 Исходные данные, необходимые для анализа сульфидного коррозионного
растрескивания под напряжением................................................
H-14
H-9 Неблагоприятное воздействие окружающей среды .......
H-14
H-10 Восприимчивость к SCC ..................................................
H-14
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
13
СОДЕРЖАНИЕ
страница
H-l 1
H-12
H-13
H-14
H-15
H-16
Исходные данные, необходимые для анализа HIC/SOHIC-H2S
H-l 6
Неблагоприятное воздействие окружающей среды .......
H-17
Восприимчивость к HIC SOHIC ......................................
H-17
Исходные данные, необходимые для анализа карбонатного растрескивания H-19
Восприимчивость к карбонатному растрескиванию ......
H-20
Исходные данные, необходимые для анализа растрескивания в средах, содержащих
политионовую кислоту.......................................................
H-21
H-17 Восприимчивость к PTA – Рабочие температуры = 800 ooF
H-22
H-18 Восприимчивость к PTA – Рабочие температуры > 800 F
H-22
H-19 Исходные данные, необходимые для анализа CISCC ..... H-24
H-20 Восприимчивость рабочей стороны к CISCC (для рН < или = 10)
H-24
H-21 Восприимчивость рабочей стороны к CISCC (для рН > 10)
H-24
H-22 Исходные данные, необходимые для анализа HSC-HF ..
H-26
H-23 Восприимчивость к HSC-HF для углеродистой и низколегированной стали H-26
H-24 Исходные данные, необходимые для анализа HIC/SOHIC-HF
H-29
H-25 Восприимчивость к HIC/SOHIC-HF .................................
H-29
I-1 Контрольные вопросы для модуля HTHA ................................
I-2
I-2 Исходные данные, необходимые для анализа HTHA ..............
I-2
I-3 Чувствительность к HTHA углеродистой и низколегированной стали
I-2
I-4 Нормы эффективности инспектирования для HTHA ..............
I-2
I-5 Технические вспомогательные коэффициенты с учетом эффективности
инспектирования...............................................................................
I-3
J-l Частота характерных отказов трубок печи ..................................
J-l
J-2 Контрольные вопросы технического модуля по печам ...........
J-l
J-3 Исходные данные, необходимые для анализа трубок печи......
J-2
J-4 Предельная температура металла для оценки ползучести ......
J-3
J-5 Предел упругого напряжения трубы в отношении ползучести ........
J-6
J-6 Выражения параметров Ларсона-Миллера ..............................
J-7
J-7 Нормы определения эффективности инспектирования ..........
J-7
J-8 Коэффициент понижения эффективности инспектирования ..
J-8
J-9 Нормы определения коэффициента непрерывного мониторинга
J-9
J-10 Перечень материалов, моделируемых для печей ........................
J-9
J-l I Диаметры отверстия, используемые для анализа RBI по печам ..
J-9
J-12 Нормы определения фазы среды ...............................................
J-10
J-13 Корректировки последствий возгорания на системы локализации
J-11
J-14 Вероятности конкретного события - Вероятность самовоспламенения
постоянного выброса ...
J-12
J-15 Формулы для расчета последствий постоянного выброса —
Вероятность самовоспламенения ...........................................
J-12
K-l Контрольные вопросы Технического модуля по механической усталости
трубопроводов ....
K-2
K-2 Исходные данные, необходимые для анализа механической усталости
трубопроводов .........................................................................
K-2
K-3 Предыдущие отказы от усталости .........................................
K-3
K-4 Слышимое или видимое подрагивание ................................
K-3
K-5 Поправочный коэффициент для подрагивания .....................
K-3
K-6 Тип циклической силы ............................................................
K-3
K-7 Выполненные корректирующие действия .......................................
K-3
K-8 Сложность структуры трубопровода .....................................
K-3
K-9 Конструкция соединений или патрубков ..............................
K-4
K-10 Состояние трубы .....................................................................
K-4
K-l 1 Диаметр патрубка ...................................................................
K-4
L-l Исходные данные, необходимые для анализа хрупкого излома
L-l
L-2 Контрольные вопросы для механизмов хрупкого излома ...
L-l
L-3 Исходные данные, необходимые для анализа низкотемпературного излома/
излома при низкой прочности
L-3
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
14
СОДЕРЖАНИЕ
страница
L-4
Вспомогательные коэффициенты технического модуля
при отсутствии послесварочной термообработки (PWHT)
L-4
L-5 Вспомогательные коэффициенты технического модуля
при наличии послесварочной термообработки ................................
L-4
L-6
Углеродистая и низколегированная сталь и кривые освобождения от динамических
испытаний
L-5
L-7 Контрольные вопросы по отпускному охрупчиванию ................
L-8
L-8 Исходные данные, необходимые для анализа отпускного охрупчивания
L-8
L-9 Материалы, чувствительные к отпускному охрупчиванию
L-9
L-10 Контрольные вопросы для охрупчивания при 885°F .......
L-11
L-l 1 Исходные данные, необходимые для анализа охрупчивания при 885°F
L-11
L-12 Материалы, подверженные охрупчиванию при 885°F .......
L-11
L-13 Вспомогательный коэффициент технического модуля по охрупчиванию при 885°F L-12
L-14 Контрольные вопросы для охрупчивания сигма фазы .....
L-14
L-15 Исходные данные, необходимые для анализа охрупчивания сигма фазы
L-14
L-16 Данные по изменению прочностных свойств в зависимости от температуры
L-15
L-l7 Вспомогательные коэффициенты технического модуля для охрупчивания
сигма фазы ................................................................................
L-15
M-l Типовые примеры внутренней защитной облицовки .........
M-1
M-2 Контрольные вопросы для общего подхода к облицовке оборудования
M-1
M-3 Исходные данные, необходимые для анализа облицовки оборудования
M-1
M-4 Типы и стойкость облицовки ..............................................
M-2
M-5A Коэффициенты отказа облицовки .......................................
M-4
M-5B Коэффициенты отказа облицовки—Органические покрытия
M-5
M-6 Поправка на состояние облицовки ..........................................
M-5
N-l Контрольные вопросы для внешней коррозии ....................
N-1
N-2 Исходные данные, необходимые для анализа внешней коррозии углеродистой и
низколегированной стали
N-3
N-3 Матрица значений скорости коррозии—Внешняя коррозия углеродистой стали
N-4
N-4 Поправки на качество покрытия ..........................................
N-4
N-5 Поправки на штраф за трубные опоры ...............................
N-4
N-6 Поправки на штраф за переходы .........................................
N-4
N-7 Эффективность инспектирования .......................................
N-4
N-8 Исходные данные, необходимые для анализа CUI углеродистой и
низколегированной стали .......................................................
N-7
N-9
Основные допущения и методы для анализа CUI углеродистой и
низколегированной стали
N-7
N-10 Поправки на покрытие ........................................................
N-7
N-l 1 Поправки на сложность .......................................................
N-8
N-12 Поправки на состояние изоляции ........................................
N-8
N-13 Поправки на штраф за трубные опоры ...............................
N-8
N-14 Поправки на штраф за переходы .........................................
N-8
N-l5 Категории инспектирования для CUI углеродистой низколегированной стали
N-9
N-l6 Исходные данные, требуемые для анализа внешнего SCC аустенитной
нержавеющей стали ................................................................
N-9
N-l 7 Чувствительность к SCC аустенитной нержавеющей стали
N-11
N-18 Поправка на покрытия .......................................................
N-11
N-l 9 Категории инспектирования внешнего SCC аустенитной нержавеющей стали
N-11
N-20 Индекс жесткости CI-SCC .................................................
N-12
N-21 Исходные данные, требуемые для модуля внешнего SCC под изоляцией
аустенитной нержавеющей стали
N-13
N-22 Чувствительность к SCC аустенитной нержавеющей стали
N-13
N-23 Поправки на покрытие .......................................................
N-13
N-24 Поправки на сложность .....................................................
N-13
N-25 Поправки на состояние изоляции .....................................
N-13
N-26 Поправки на изоляцию, не содержащую хлорида .............
N-14
N-27 Категории инспектирования CUI для нержавеющей стали
N-14
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
15
Инспектирование с учётом факторов риска Базовый технический документ
Раздел 0 — Введение
0.1
ИСТОРИЯ ВОПРОСА
Проект инспектирования с учетом факторов риска Американского
института нефти (API) начался в мае 1993 года группой исследователей при
поддержке промышленных компаний с целью разработки практических
методов инспектирования с учетом факторов риска. Данная спонсорская группа
создавалась и управлялась API и включала следующих членов: Amoco; ARCO;
Ashland; BP; Chevron; CITGO; Conoco; Dow Chemical; DNO Heather, DSM
Services; Equistar Exxon; Fina; Koch; Marathon; Mobil; Petro-Canada; Phillips;
Saudi Aramco; Shell; Sun; Texaco; и UNOCAL.
В Базовом техническом документе (BRD) отмечается, что существуют
ограничения по перечисленным в нем методам, и представляется перечень
некоторых таких ограничений. В документе BRD отмечается, что необходимо
"точно обрисовать риск на установке... возможно, будет необходим, более
тщательный анализ, такой как описываемый анализ традиционных рисков..."
В соответствии с предложением группы спонсоров проекта API, документ BRD
и описанные в нем методы были "нацелены на специалистов по
инспектированию и инженерно-техническим разработкам." Документ BRD
создается не для того, чтобы «стать полным справочником по технологии
Количественной Оценки Риска (QRA)."
Что касается оценки количества отказов оборудования, в предложении
указывается, что оно представляет "методологию по изменению частоты
отказов типового оборудования" с помощью "коэффициентов корректировки." В
дополнение, в предложении отмечается, что для данного вида работы,
"подрядчик будет привлекать специальных экспертов с помощью обращения к
рабочей группе API по нефтеперерабатывающему оборудованию для решения
данной задачи." В проекте это было сделано путем образования рабочих группn
с участием
спонсоров, которые направляют развитие коэффициентов
корректировки, при участии подрядчика.
Для расчета последствий, учитывались аспекты безопасности, денежные
потери, и воздействие на окружающую среду. Для оценки безопасности, с
предложении отмечалось, что существующие алгоритмы, принятые за основу в
Американском институте инженеров-химиков (AIChE) и нормативах
Количественной Оценки рисков химических технологий (CPQRA) являются
"сложными и лучше всего подходят для использования в форме компьютерных
вычислений." Было предложено, что для "облегчения использования
последствий безопасности следует ограничиться оценкой следующего:
возгорание хранилищ с жидкими продуктами, возгорание газа и утечек жидких
продуктов, взрыв пара, и воздействие ядовитых веществ".
Результатом проекта разработки BRD и последующих проектов была
разработка упрощенных методов оценки частоты отказов и последствий
разрушающего давления. Методы направлены на специалистов, которые не
являются экспертами по Количественной Оценке Риска (QRA). В дальнейшем
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
16
были разработаны компьютерные программы для облегчения применения
методов BRD.
0.2
КРАТКИЙ ОБЗОР
0.2.1. Инспектирование с учетом факторов риска (RBI) является методом, при
котором риск используется как основа для определения первоочередности и
направления усилий программы инспектирования. На действующем заводе
относительно высокий процент риска связан с небольшим процентом позиций
оборудования. Метод RBI позволяет изменить режим инспектирования и
обслуживания для обеспечения более высокого уровня покрытия позиций
оборудования,
наиболее
подверженных
риску,
и
уменьшения
соответствующего уровня обслуживания для оборудования, менее
подверженного риску. Потенциальным преимуществом программы RBI
является увеличение сроков службы и длины пробега технологического
оборудования при улучшении, или, по крайней мере, при поддержании такого
же уровня риска.
Цели программы инспектирования с учетом факторов риска обобщены
далее:
a. Проверка действующих установок завода для определения областей
высокого риска.
b. Оценка величины риска, связанной с работой каждой позиции
оборудования на нефтеперерабатывающем или нефтехимическом заводе на
базе последовательной методологии.
с Определение приоритетности оборудования на основе измеряемого риска.
d. Расчет подходящей программы инспектирования.
e. Систематическое управление рисками отказа оборудования.
Метод RBI определяет риск отказа действующего оборудования как
сочетание двух отдельных аспектов: последствия отказа и вероятность отказа.
Базовый технический документ включает качественный анализ, который
позволяет быстро определить приоритетность действующих установок для
проведения дальнейшего анализа риска. Результаты качественного анализа
вводят в матрицу риска пять на пять, которая определяет уровень риска от
более низкого до более высокого.
0.2.2 Анализ вероятности основывается на типовой базе данных частоты
отказов по типам оборудования, которые отличаются на основании двух
коэффициентов, отражающих идентифицируемые отличия от "типовых" для
анализируемого оборудования. Коэффициент корректировки оборудования
отражает конкретные условия эксплуатации каждого вида оборудования, а
коэффициент корректировки управления основывается на оценке практики
управления оборудованием, которые влияют на механическую целостность
оборудования. Инструмент оценки систем управления основывается на
методических рекомендациях API, и включен как сборник контрольных
вопросов в Базовом Техническом документе.
Анализ вероятности включает серию технических модулей, которые
оценивают влияние конкретных механизмов отказа на вероятность отказа.
Технические модули выполняют четыре функции:
a. проверка работы для определения активных механизмов разрушения.
b. определение интенсивности ущерба окружающей среды.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
17
с количественная оценка эффективности программы инспектирования.
d. расчет коэффициента корректировки для применения к частоте типовых
отказов.
0.2.3 Последствия выброса токсичных отходов рассчитывается на основании
следующего:
a. оценки скорости выбросов на основании разработанных сценариев.
b. прогнозирования результата.
с использования действующих моделей для оценки последствий.
В методику инспектирования с учетом факторов риска включается
воздействие воспламеняемых, токсичных, и вредных веществ, а также веществ,
вызывающих остановку производства. Сборник RBI с количественными
оценками предназначен для того, чтобы провести пользователя шаг за шагом
через расчеты на основе анализа вероятности и анализа последствий.
0.2.4 Затем анализ вероятности и последствий комбинируются для получения
оценки риска для каждой позиции оборудования. Затем определяется
приоритетность позиций оборудования на основании расчета риска, но анализ
вероятности, последствий, и риска все определяются независимо друг от друга,
что позволяет установить наивысший аспект риска.
Методические рекомендации приведены для разработки и изменения
программы инспектирования, чтобы она должным образом контролировала
риски, которые были определены в течение этапов расчета и определения
приоритетности оборудования. Представляется простой метод для разделения
эффективности инспектирования по категориям и оценки вероятности того, что
план инспектирования установит истинное состояние разрушения единицы
оборудования. Представлены также результаты использования альтернативных
планов инспектирования, а также подход к разработке программ
инспектирования.
Для того, чтобы продемонстрировать применение методики, приводятся
типовые примеры фактической работы оборудования. Исследование
инспектирования на основании факторов риска, спонсированное комиссией,
было проведено на заводе компании Shell. Данное исследование будет служить
в качестве опытной программы для группы.
В будущем возможно создание промышленной базы данных по отказам,
программного обеспечения для поддержки инспектирования с учетом факторов
риска, и расширения программы для приведения в соответствие с другими
целями промышленного использования, включая обслуживание,
сфокусированное на обеспечении надежности (RCM).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
18
Раздел 1 — Объем
1.1
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Данный документ описывает то, как использовать риск в качестве
основы для определения приоритетности действий и управления программой
инспектирования, где оборудование, которое должно быть
проинспектировано, оценивается в зависимости от степени риска. Почти в
каждой ситуации, как только определен риск, имеются альтернативные
возможности для его снижения. С другой стороны, почти все крупные
коммерческие потери являются результатом неспособности понять или
управлять риском.
Важно понять, что методология инспектирования на основе факторов
риска, как она представлена в данном Базовом Техническом Документе,
представляет только один из многочисленных возможных подходов к
использованию риска как критерия инспектирования. Что касается всех форм
оценки риска, многие подходы применимы в зависимости от целей оценки и
уровня необходимой детализации.
Методика RBI предоставляет основу для управления риском, указывая
на решение относительно частоты проведения инспектирования, уровня
детализации и типов неразрушающего контроля. На большинстве установок
большой процент общего риска будет сконцентрирован на относительно
маленьком проценте позиций оборудования. Эти компоненты потенциального
риска могут требовать большего внимания, возможно, за счет измененного
плана инспектирования. Стоимость повышенного уровня инспектирования
иногда может компенсироваться снижением работ по инспектированию тех
областей, которые определены как зоны более низкого риска. При
использовании программы RBI, инспекции будут проводиться, как
определено в существующих рабочих документах, но приоритетность и
частота будут управляться с помощью процедуры RBI.
Целями программы RBI являются следующие:
А). Обеспечение способности определения и измерения риска, создание
мощного инструмента управления многими важными элементами
технологического проекта;
Б). Позволить руководству на всесторонней основе проанализировать
безопасность, риск для окружающей среды, и риск приостановки бизнеса на
основе рентабельности;
В). Систематическое снижение вероятности отказов за счет улучшения
использования ресурсов инспектирования; и
Г). Определение областей высоких результатов, которые могут быть
использованы для модификаций установки в целях снижения риска
(предотвращение риска).
1.2. ИНСТРУМЕНТ КОМПЛЕКСНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Программа RBI, представленная в данном Базовом Техническом Документе,
является первым шагом к интегрированной программе управления рисками. В
прошлом, фокусировка оценки риска была на вопросах, относящихся к
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
19
безопасности на площадке. В настоящий момент, есть повышенное осознание
необходимости оценки риска, возникающего в результате нижеследующего:
А). риск персонала на площадке
Б). риск для населения за пределами площадки
В). Риск прерывания бизнеса
Г). Риск причинения ущерба окружающей среде
Подход RBI позволяет использовать любое сочетание данных типов рисков,
которые анализируются для принятия решений относительно того когда, где
и каким образом инспектировать технологическую установку
RBI – это гибкий метод и может применяться на нескольких уровнях. В
данном документе RBI применяется к оборудованию в пределах первичного
контура давления. Однако он может быть расширен до уровня системы и
может включать дополнительное оборудование, такое как приборы, системы
управления, системы распределения электроэнергии и критические объекты
энергообеспечения. Расширенные уровни анализа могут повысить
результативность работ по инспектированию.
Подход RBI может также быть рентабельным за счет объединения с
современными промышленными стандартами и правительственными
нормами, такими как API RP 750 Управление технологическими рисками,
Управление безопасностью процесса (Закон о технике безопасности и гигиене
труда 29 Свода Федеральных правил 1910ю119), или предлагаемыми
Программами Управления Рисками для предотвращения аварий с выбросами
химических реагентов Агентства по охране окружающей среды.
1.3. ПРИМЕНЕНИЕ RBI
1.3.1 Процедуры по оптимизации
Когда риск, связанный с отдельными позициями оборудования, определен, и
относительная эффективность различных методов инспектирования
высчитана, имеется соответствующая информация для разработки
инструментов оптимизации для планирования и внедрения инспектирования
на основе факторов риска.
Рисунок 1-1 представляет традиционные кривые с изображением снижения
риска, которое может ожидаться, когда увеличивается степень и частота
проведения инспектирования. Когда нет инспектирования, может быть более
высокий уровень риска. При первоначальных инвестициях в деятельность по
инспектированию, риск резко уменьшается. Достигается точка, когда
дополнительная работа по инспектированию начинает показывать
сокращение доходов и, в конце концов, может способствовать очень
незначительному дополнительному снижению риска.
Не все программы инспектирования одинаково эффективны в обнаружении
повреждений в процессе эксплуатации. Обычно имеется несколько различных
методов контроля для обнаружения любого имеющегося механизма разрушения,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
20
и каждый метод отличается по стоимости и эффективности. Верхняя кривая на
Рисунке 1-1 представляет собой типовую программу инспектирования.
Достигается снижение риска, но не при оптимальной эффективности. До сих
пор не было экономически целесообразного метода для определения сочетания
методов и частоты инспектирования, которые приведены на кривой,
расположенной чуть ниже на Рисунке 1-1.
RBI представляет методологию для определения оптимального сочетания
методов и частоты. Каждый имеющийся метод инспектирования может быть
проанализирован, а его относительная эффективность по снижению частоты
отказов может быть оценена. При наличии данной информации и стоимости
каждой процедуры, можно разработать программу оптимизации. Имеются
подобные программы для оптимизации инспектирования в других областях.
Ключом к разработке такой процедуры является способность измерения
риска, связанного с каждой позицией оборудования, и затем определение
наиболее подходящих методов инспектирования для данного типа
оборудования.
Улучшенное инспектирование снижает риск за счет снижения в будущем
частоты отказов с использованием корректирующих и предотвращающих мер
после того, как инспектирование определило проблемные участки.
Инспектирование не изменяет последствия, которые являются другим
компонентом риска. Последствия изменяются за счет изменения конструкции
или других корректирующих действий. Однако, методы RBI могут определить
области, где последствия возможных отказов могут быть снижены за счет
изменения системы или процедур предотвращения.
Как представлено на Рисунке 1-1, риск не может быть уменьшен до нуля
только за счет усилий инспектирования. Факторы, которые не поддаются
инспектированию, приводящие к разгерметизации, включают, но не
ограничиваются следующим:
a. ошибка человека.
b. природные катаклизмы.
с внешние влияния (например, крушение или падение объекта).
d. вторичные воздействия от ближайших установок.
e. преднамеренные действия (например, саботаж).
f. фундаментальные ограничения метода инспектирования.
g. ошибки расчетов и проектирования.
h. предыдущие неизвестные разрушающие механизмы.
Многие из этих факторов находятся под сильным воздействием системы
управления безопасностью процесса (PSM), которая имеется на установке. Как
описывалось в Разделе 1.9.2, программа RBI может также учитывать
эффективность систем управления.
1.3.2 Усовершенствование баз данных
Точность
и
применимость
исследований
риска
может
быть
усовершенствована, если бы имелись конкретные технологические данные по
отказам. Начальные усилия представителей перерабатывающих производств,
направленные на разработку таких баз данных, включают следующее:
a. Консорциум компаний, осуществляющих морскую разведку и добычу в
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
21
Северном море, в течение более десяти лет оказывали поддержку базе данных
под названием База Данных надежности морского оборудования (OREDA),
которая является базой данных по надежности оборудования.
b. Форум исследователей и производителей по добыче и переработке
Великобритании начал работу над базой данных по утечкам углеводородов и
возгоранию в 1993 году, с целью создания источника высококачественной
базы данных по утечкам и возгоранию, которая будет использоваться в оценке
рисков морских разработок.
с Американский институт Центра инженеров-химиков по безопасности
химических технологий начал опытный проект, с целью оценки существующих
данных и систем сбора данных, для поддержки базы данных по надежности
оборудования промышленности отрасли по образцу OREDA.
Рисунок 1-1 – Управление риском с использованием RBI
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
22
d. Совет по изучению свойств материалов предложил программу
представления в количественной форме данных об истории отказов по
специфической проблеме возможных хрупких разрушений в условиях
низких температур при авто-охлаждении светлых жидких
углеводородов.
e. Разрабатывается следующий этап данного проекта Американского
института нефти по инспектированию с учётом факторов риска, целью
которого является разработка базы данных по отказам оборудования с
использованием высококачественных данных в целях методики , описанной в
данном документе BRD.
В качестве исходного материала для конкретных технологических данных
по отказам можно дополнительно использовать следующую литературу:
-Что произошло не так, T.A.Kлец, Gulf Publishing Co., Хьюстон, шт. Техас,
1986 г.
- Руководство по опыту применения при анализе отказов, ASM International,
Maтериалз Парк, шт. Огайо, 1992 г.
- Избранные правила по технике безопасности на основе реальных ситуаций,
разделы 1-6, Американский институт нефти, Вашингтон, округ Колумбия.,
1982 г.
- Как компоненты оборудования выходят из строя, Д.Дж..Улпи,
Американское общество по изучению металлов, Maтериалз Парк, шт. Огайо ,
1987 г.
- Дефекты и отказы в резервуарах под давлением и трубопроводах, Х. Тилш,
Krieger Publishing Co., Maлабар, шт. Флорида, 1977 г.
Инспектирование с учётом факторов риска должно содержать конкретные
технологические данные по отказам, когда их источником становится либо
промышленная группа, либо какая-либо компания.
1.3.3 Другие сферы использования RBI
Таблица 1-1 показывает, как риск разгерметизации соотносится с
различными
категориями,
которые
могут
способствовать
отказу.
Разгерметизация случается только тогда, когда превышено предельное
давление. Однако, как показано на рисунке, отказу ограничителя превышения
предельного давления может предшествовать отказ любой категории
оборудования или человеческий фактор. Отказ в системе электроснабжения
или сбой в работе прибора может быть причиной сбоя технологического
процесса. Если оператор технологического процесса не предпримет
соответствующие меры, могут наступить такие условия, результатом которых
может быть нарушение целостности или разрушение компонента под
давлением. Таким образом, из этого следует, что действия по предотвращению
повреждений должны координироваться во всех этих областях.
Такой комплексный подход потребует существенного сдвига понятий в
обрабатывающей промышленности. Во-первых, приоритеты будут основаны
на рисках, а не на вероятности отказов, что сегодня является основой для
принятия многих решений в области инспектирования. Во-вторых,
организационные подходы нуждаются в пересмотре. Современная практика
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
23
обычно распределяет ответственность за содержание и инспектирование
оборудования по его категориям: электрооборудование, контрольноизмерительная аппаратура, стационарное и вращающееся оборудование.
Ответственность, связанная с окружающей средой, безопасностью, рисками и
технологическая ответственность, также распределяется по соответствующим
группам, каждая из которых относится к разной части организационной
структуры и отличается от групп, которые отвечают за эксплуатационные
характеристики оборудования. Некоторые компании начали организовываться
в Технологические команды, члены которых, имея специализированную
подготовку,
могут
сосредоточиться
на
повышении
надежности
технологического процесса. Инспектирование с учетом факторов риска, в
самом широком значении, может стать платформой, которая будет объединять,
направлять и оценивать деятельность этих специалистов.
Результаты анализа RBI могут быть также использованы в мероприятиях
по снижению риска, проводимых помимо планового инспектирования.
Традиционное инспектирование может задаваться той частью уравнения
риска, которое относится скорее к вероятности отказа, чем к последствию
отказа. Риски тяжелых последствий могут быть снижены путем использования
улучшенных возможностей изоляции или других смягчающих процедур. По
результатам анализа RBI, отсортированным по признаку последствий, можно
составить перечень приоритетных мероприятий по снижению риска.
1.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ И ИЗМЕРЕНИЕ РИСКА
Система RBI определяет риск как продукт двух отдельных терминов –
вероятности, что отказ произойдет и последствий отказа. Понимание
двухмерного аспекта риска позволяет по-новому взглянуть на использование
риска как на приоритетный инструмент инспектирования.
На рисунке 1-2 отображается риск, связанный с работой нескольких единиц
оборудования технологической установки. Вероятность и последствия отказа
были определены для каждой единицы оборудования, результаты отображены
на графике. Точки представляют собой риск, связанный с каждой единицей
оборудования. Ранжирование рисков дает приоритетность инспектирования
единиц оборудования на основе оценки риска. На основе этого перечня можно
составить план инспектирования, в котором внимание будет сосредоточено на
участках повышенного риска.
1.5 СООТНОШЕНИЕ МЕЖДУ ИНСПЕКТИРОВАНИЕМ И
РИСКОМ
Имея в виду, что «риск» несчастного случая состоит из двух компонентов вероятности и последствий - инспектирование, т.е. деятельность,
направленная на ограничение риска, должна снизить риск одного или обоих
компонентов. Мы существенно продвинемся в понимании взаимоотношений
между инспектированием и риском путем признания того, какой компонент
риска будет снижен при использовании той или иной инспекционной
деятельности. Прояснить эту мысль поможет аналогия.
Одним из самых серьезных рисков, которым подвергается современное
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
24
Вероятность отказа
общество, является риск получения увечья или смерти в автомобильной
аварии. Люди принимают этот риск индивидуально, но наше общество в
целом пытается контролировать этот риск. Очевидными примерами такого
контроля являются ограничения на возраст водителя, подготовку и
экзаменование водителей, запрет на вождение под воздействием алкоголя,
введение ограничений на максимальную скорость езды, а также других
законов и правил. Еще одна мера, предпринятая обществом – это требование
по прохождению всеми автомобилями ежегодного технического осмотра.
Интуитивно мы понимаем, что эта последняя мера важна, но какой эффект
имеет она? Влияет ли она на вероятность аварий, на их последствия, или и на
то, и на другое? Таблица 1-2 показывает некоторые выводы, которые можно
сделать, рассмотрев компоненты технического осмотра автомобиля.
Влияние технического осмотра каждого компонента на предмет
вероятности и последствий может оспариваться, но большинство людей все
же согласится, что эти осмотры важны. Для нашей личной безопасности мы
содержим автомобили в хорошем состоянии. Хотя государственный
технический осмотр может представлять неудобство, немногие проголосуют
за то, чтобы отменить его; мы хотим, чтобы «тот парень» обслуживал свой
автомобиль по самым высоким стандартам. Почему? Это уменьшает наш
риск!
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
25
Таблица 1-1 – Основные элементы разгерметизации
___________________________________________________
Разгерметизация
Категория
Предшествующий
фактор
Пороговое давление
Механическое
оборудование
Электрооборудование
Контрольноизмерительная
аппаратура
Системы безопасности
Человеческий фактор
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Таблица 1-2 – Компоненты осмотра транспортного средства
___________________________________________________
Компонент
Вероятность
Последствие
Звуковой сигнал
Фары
Сигналы поворота
Тормоза
Стеклоочистители
Шины
Ремни безопасности
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Х
Аналогично этому все виды осмотра за исключением одного являются
осмотрами функций; исключение составляет осмотр состояния. Осмотр
функций, например, звукового сигнала, осуществляется по принципу
«удовлетворительно/ неудовлетворительно». Если звуковой сигнал работает,
он проходит осмотр. Исключение составляет осмотр шин автомобиля. Если
автомобиль приезжает на станцию технического осмотра, значит, шины
заполнены
воздухом
и
исправно
работают.
Однако
критерий
«удовлетворительно/неудовлетворительно» в данном случае является не
функцией, а состоянием шин. Если износ протектора превысит определенный
предел, шины не пройдут осмотр. Есть много способов проверить функцию
компонента и много способов проверить состояние. Некоторые тесты могут
проверить и то, и другое. Самое важное заключается в том, что используемый
тест должен соответствовать желаемому результату. Проверка шин с целью
обнаружить в них воздух также бессмысленна, как визуальная проверка
звукового сигнала с целью выяснения, работает он или нет.
Вышеуказанная аналогия показывает, что инспектирование может влиять
на риск. Однако если распространить инспектирование на технологическую
установку, вопрос становится гораздо более сложным. С одной стороны все
транспортное средство можно проверить за несколько минут, тогда как
тщательное инспектирование всего одного компонента в технологической
установке может занять несколько дней. Когда мы рассмотрим количество
компонентов, которое должно быть проинспектировано, а также количество
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
26
способов их инспектирования, задача установления приоритетов может
оказаться очень значительной.
1.6 СОВРЕМЕННЫЕ СПОСОБЫ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
На технологической установке программы инспектирования и проверки
предназначены для обнаружения и оценки износа и повреждения вследствие
штатной эксплуатации. Однако эффективность программ инспектирования
имеет различную ценность. С одной стороны шкалы находятся программы с
обратной связью, которые сконцентрированы на известной области
исследования в противовес большой программе, способной проверять
различные виды оборудования. Самым крайним проявлением этого является
подход, который можно обозначить, как «не ремонтировать до тех пор, пока не
сломалось».
Где-то посредине шкалы эффективности инспектирования находится
подход, который предусматривает проведение инспектирования по графику, но
с применением ограниченного числа способов инспектирования, возможно,
это измерение толщины ультразвуком (UT) или рентгенография.
Самые сложные программы инспектирования способны осуществить
намерение API и других инспекционных стандартов выявить модели износа,
возникающие в процессе эксплуатации, и разработать программу по
обнаружению специфических дефектов. Эти программы основаны на
понимании всех потенциальных механизмов разрушения в каждом компоненте
оборудования.
Самые сложные способы проверки могут быть очень дорогостоящими, но в
то же время нерентабельными. С помощью RBI имеется возможность
сократить издержки таким образом, что система, определяющая
приоритетность проверок, будет полностью отвечать требованиям повышения
безопасности. Ранжирование всех компонентов оборудования на основе риска
создает основу для такого распределения инспекционных мероприятий, при
котором потенциально участки высокого риска могут получить сложное и
частое инспектирование, а участки низкого риска инспектируются способами,
соизмеримыми с их пониженным риском.
1.6.1 Техническая база
В целом износ и разрушение компонента под давлением.можно разбить на
восемь очень широких разновидностей:
а. Истончение
b. Металлургические изменения
с. Растрескивание поверхностных соединений
d. Изменения размеров
е. Растрескивание поверхностей
f. Томление металла
g. Образование микротрещин/микрополостей
h. Изменение свойств материала
i. Подтверждение марки материала (PMI)
Понимание вида износа может помочь инспектору в выборе приемлемого
способа инспектирования и определении места его применения.
Существующие стандарты инспектирования API (API 510, Стандарты
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
27
инспектирования резервуаров высокого давления, API 570, Стандарты
инспектирования трубопроводов и API 653, Инспектирование, ремонт,
модернизация и реконструкция хранилищ) представляют собой основу
принятых процедур инспектирования для оборудования, подвергающегося
предельному давлению. Процедуры RBI, представленные в данном Базовом
техническом документе, основаны на этих Стандартах API и на других
процедурах, принятых в промышленности, и предназначены для выявления
потенциальных проблемных областей и количественного определения
относительной серьезности каждой проблемы.
Стандарты инспектирования API определили правила для установления
минимальной частоты инспекций в ситуациях, когда механизм разрушении
равнозначен потере металла. Длительные интервалы допустимы, если
эксплуатация происходит в некоррозионных условиях.
Однако при
определении частоты инспектирования трещин и в ситуациях, когда свойства
материала изменяются, эти стандарты могут использоваться в ограниченных
пределах
Поскольку процедуры RBI и методические рекомендации по определению
пригодности для эксплуатации (FFS) включены в стандарты API, концепция
измерения риска и управления им становится ключевой частью
инспекционного планирования.
1.6.2. Частота инспектирования
Процедуры определения пригодности для эксплуатации могут
использоваться при установлении инспекционных интервалов для
обнаружения растрескивания и изменения свойств материала. Фактическая
скорость износа является функцией сложного взаимодействия свойств
материала, технологической среды, условий эксплуатации и степени нагрузки.
В процедуре FFS рассчитывается консервативная оценка скорости
разрушения. Также рассчитывается степень износа, которую компонент может
выдержать, и планируется следующее инспектирование задолго до
ожидаемого выхода компонента из строя. Каждая следующая инспекция более
точно определит фактическую скорость разрушения и, соответственно,
скорректирует частоту инспектирования.
1.6.3 Связь RBI со стандартами инспектирования
Между RBI и большим массивом информации, который определяет
современные инспекционные процедуры, существует еще более прямая связь,
чем между RBI и процедурами определения пригодности для эксплуатации.
Эти инспекционные процедуры, разработанные на основе таких рабочих
документов как API 510, API Std 653, API 570, хорошо вписываются в
процедуры приоритетности RBI. Стандарты API, ASME и других организаций
были максимально использованы в процедурах проверки и оценки, а также
при определении факторов, влияющих на частоту типовых отказов. В тех
случаях, когда не было четко установленных стандартов, опыт промышленных
предприятий и общепринятые процедуры использовались в качестве
основания для оценки.
Когда API опубликует
Методические рекомендации (RP 580) для
Инспектирования с учетом факторов риска, они тоже станут частью этого
обширного массива информации. Эта «замкнутая» концепция показана на
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
28
рисунке 1-3. При наличии RBI RP, инспектирование будет проводиться так,
как это указано в существующих рабочих документах, но его приоритетность
и частота будет определяться процедурой RBI.
1.6.4 Связь с
документами API
другими
существующими
и
разрабатываемыми
На рисунке 2-3 показана взаимосвязь между RBI
и другими
существующими и разрабатываемыми документами API. API RP 750
Управление технологическими рисками представляет собой всестороннее
описание системы управления безопасностью технологического процесса.
Кроме всего прочего, этот документ требует использования анализа
технологических рисков, сбора механических и эксплуатационных
статистических данных и процедур, и внедрения эффективной программы
инспектирования оборудования. RP 750 показана как «политика зонтика», под
которым работают существующие стандарты инспектирования и
разрабатываются новые процедуры.
Связь между RBI и другими разрабатываемыми процедурами показана
путем взаимодействия Базового технического документа (BRD) и Советом по
свойствам материалов (MPC). API и MPC близки к завершению разработки
Методических рекомендаций 579, Пригодность для эксплуатации. Эти и
другие разрабатываемые процедуры будут также по необходимости включены
в состав существующих процедур.
1.7
СИСТЕМА ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
ФАКТОРОВ РИСКА
НА
ОСНОВЕ
Комплексная система инспектирования на основе факторов риска должна
включать в себя следующие этапы, показанные на рисунке 1-4. В систему
входят мероприятия по инспектированию, сбору данных по инспектированию
и непрерывное усовершенствование системы. Анализ риска есть
специфическая «область знания» и, поскольку технологические процессы и
системы со временем меняются, любое исследование рисков может отражать
ситуацию только в то время, когда были собраны данные. Хотя любой системе
при начальном ее использовании может недоставать необходимых данных,
программа инспектирования на основе факторов риска
может быть
разработана на основе имеющейся информации, используя осторожное
допущение для неизвестных факторов. По мере того, как поступает
информации из программ по инспектированию и проверке, а база данных
совершенствуется, погрешность программы будет снижаться. Результатом
этого будет снижение погрешности рассчитываемых рисков.
Если в процессе инспектирования обнаружены дефекты оборудования, они
оцениваются с использованием соответствующего инженерного анализа или
новых методов определения пригодности для эксплуатации. На основании
этого анализа принимается соответствующее решение – произвести ремонт,
техническое обслуживание, или продолжить работу. Информация, полученная
в результате инспектирования, инженерного анализа и обслуживания,
суммируется и используется для обновления базы данных предприятия. Новые
данные будут влиять на расчеты риска и приоритетность риска в будущем.
Например, если подозревается, что емкость эксплуатируется при наличии
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
29
трещин от коррозии под напряжением, она будет иметь относительно высокую
приоритетность риска. После инспектирования, ремонтных работ, смены или
удаления неблагоприятной среды, риск, рассчитываемый для данной емкости,
будет значительно меньше, снижая приоритетность риска и позволяя
использовать измененный план инспектирования на основе факторов риска
для проверки других элементов оборудования.
На рисунке 1-4 показан также этап периодической ревизии системы. Это
свойство системы, содержащее рекомендации от ревизии системы, позволяет
инспектированию на основе факторов риска входить с состав процесса
повышения качества (QIP) и непрерывно усовершенствоваться.
1.8
ПРИМЕНЕНИЕ
ДЛЯ
КАЧЕСТВЕННЫХ ОЦЕНОК
КОЛИЧЕСТВЕННЫХ
И
Процедура RBI может применяться качественно, количественно или в
сочетании. Оба подхода предусматривают систематический способ поиска
риска, определение участков потенциальной опасности и составления перечня
приоритетных мероприятий по более глубокому инспектированию или
анализу. Оба подхода предлагают использовать определение приоритетности
риска для раздельной оценки вероятности отказа и потенциальных
последствий отказа. Затем две эти величины объединяются для оценки риска.
Главным отличием количественного подхода от качественного является
уровень разрешения. Качественный подход требует меньше детальной
информации об объекте и, соответственно, его уровень разрешения весьма
ограничен. Качественный метод используется обычно для определения
приоритетности риска для агрегатов или больших частей агрегатов установки
с целью установить приоритетность для количественных RBI изучений или
других подобных мероприятий.
С другой стороны количественный RBI анализ определяет величины риска
для каждого элемента оборудования и отрезка трубы. При таком уровне
информации возможна разработка всестороннего плана инспектирования
агрегата.
1.9. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ МЕЖДУ RBI И
ИНИЦИАТИВАМИ В СФЕРЕ БЕЗОПАСНОСТИ
ДРУГИМИ
Методика инспектирования на основе факторов риска разрабатывалась
таким образом, чтобы взаимодействовать, где это возможно, с другими
инициативами в сфере безопасности. Выводы этих нескольких инициатив
обеспечивает подход к разнообразию оценок RBI, а в некоторых случаях
определение приоритетности риска по методике RBI может использоваться
для усовершенствования некоторых систем безопасности. Некоторые примеры
приведены ниже.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
30
1.9.1 Анализ технологических факторов риска
Анализ
технологических
факторов
риска
(PHA)
использует
систематизированный подход к выявлению и анализу факторов риска в
технологической установке. исследование RBI может содержать обзор
результатов из любого РНА, который был проведен на оцениваемой установке.
На факторы риска, определенные во время РНА, можно ссылаться в RBI
анализе.
Потенциальные факторы риска, выявленные в РНА, часто могут влиять на
ту часть уравнения риска, которая называется вероятностью отказа. Фактор
риска может возникнуть в результате серии событий, которые могут вызвать
остановку технологического процесса, или это может быть результатом
снижения эффективности технологического процесса или контрольноизмерительных приборов. В обоих случаях фактор риска может увеличить
вероятность отказа, причем в этом случае RBI процедура отразит то же самое.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
31
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
32
Некоторые выявленные факторы риска влияют на ту часть уравнения риска,
которая называется последствие отказа. Например, потенциальный отказ
изолирующего клапана может увеличить количество материально-технических
ценностей на складе, готовых к отгрузке, в случае утечки. Вычисление
последствий в процедуре RBI может быть изменено с учетом этого
дополнительного фактора риска. Технологическая схема процесса и
конструкция установки могут быть оценены с точки зрения наличия
следующих характеристик:
а. Размещение оборудования и его ориентация, которые облегчают проведение
мероприятий по обслуживанию и инспектированию, и минимизирует число
увечий в случае пожара или взрыва.
b. Помещения, откуда осуществляется управление, и другие рабочие места
оператора, которые расположены и скомпонованы таким образом, чтобы
обеспечить должную защиту в случае пожара или взрыва.
с. Необходимое внимание было уделено обнаружению утечек,
противопожарным системам и другому оборудованию на случай
чрезвычайных обстоятельств.
1.9.2 Управление безопасностью технологического процесса
Мощная система управления безопасностью технологического процесса
(PSM), которая описана в API RP 750, может существенно снизить риск
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
33
технологического процесса. Раздел 8.4 и Рабочая книга в Приложении С
содержат методику оценки эффективности систем безопасности в
поддержании механической целостности оцениваемого объекта. Результаты
оценки системы управления факторизуются в определение риска.
Некоторые функции хорошей программы PSM обеспечивают входные
данные для исследования RBI. Для проведения анализа RBI требуются
исчерпывающие данные по оборудованию и технологическому процессу, а
выводы докладов о расследованиях РНА и несчастных случаев повышает
достоверность исследования. В свою очередь процедуры RBI
могут
усовершенствовать программы PSM. Эффективная программа PSM должна
содержать хорошо структурированную программу инспектирования
оборудования. Система RBI уточнит план инспектирования, в результате чего
произойдет усовершенствование программы PSM. Применение комплексной
программы инспектирования должно снизить риск выбросов из объекта, а
также принести преимущество от соблюдения мер, связанных с обеспечением
безопасности.
1.9.3 Надежность оборудования
Программы надежности оборудования могут обеспечить входные данные
для той части любой программы RBI, которая связана с анализом вероятности.
В частности отчеты о надежности могут использоваться для разработки
данных по возможности отказов оборудования и по частоте утечек.
Надежность оборудования особенно важна, если утечки могут быть вызваны
вторичными отказами, такими как потеря полезности.
Будущие исследования могли бы связать мероприятия по повышению
надежности, такие как Техническое обслуживание с целью обеспечения
надежности (RCM), с RBI, в результате чего может появиться комплексная
программа, предназначенная для снижения простоев производственного
оборудования.
1.9.4 Традиционная количественная оценка риска
Количественная оценка риска (QRA) относится к нормативной
методологии, которая образовалась в результате применения методов анализа
риска на нефтехимических установках. QRA является традиционным методом
анализа риска для всех целей и задач. Поскольку частичным источником
происхождения RBI считается традиционный анализ риска, QRA во многом
разделяет требования RBI к данным. Если программа QRA разработана для
нефтехимической установки, программа RBI может многое взять из нее. Ниже
следует информация, которая является общей для QRA и программы RBI:
а. Типовые данные
b. Информация о населении
с. Источники воспламенения
d. Метеорологические данные
е. Дальность распространения дисперсии
f. Условные вероятности жизни пара
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
34
В разделе 4 представлено более подробное изложение процедуры QRA, а
также сравнение RBI с традиционным анализом риска.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
35
Раздел 2 – Ссылки и библиография
2.1 ССЫЛКИ
Если не указано иное, самые поздние издания и переиздания следующих
стандартов, и спецификаций составляют, насколько приемлемо, часть
настоящей публикации.
API
Стандарт
510
Стандарт
570
Стандарт
653
RP 521
RP 530
RP579
RP941
750
AIChE/CCPS
(1)
Стандарты инспектирования резервуаров высокого давления:
обслуживание, инспектирование, определение уровня риска,
ремонт и реконструкция
Инспектирование, ремонт, реконструкция и повторное
определение уровня риска находящихся в эксплуатации систем
трубопроводов
Инспектирование, ремонт, модернизация и реконструкция
хранилищ
Руководство по системам сброса давления
Расчет
толщины
трубы
нагревателя
на
нефтеперерабатывающем заводе
Пригодность для эксплуатации
Стали для водородной эксплуатации. при повышенных
температурах и давлениях на нефтеперерабатывающих и
нефтехимических заводах.
Управление технологическими рисками
Рекомендации по количественному анализу рисков в химических
процессах
Рекомендации по процедурам оценки опасности
Рекомендации по использованию моделей дисперсии пара
ASME (2)
Стандарты паровых котлов и резервуаров высокого давления,
Раздел VIII, «Резервуары высокого давления», Часть 1; Раздел
IX, «Типовые испытания при сварке и пайке»
ЕРА (3)
Программами Управления Рисками для предотвращения
аварий с выбросами химических реагентов, 40 CFR, часть 68,
Предложенное правило, Docket A-91-73
NFPA(4)
Руководство по противопожарной защите пожароопасных
материалов, 10-е издание, 1991 г.
OSHA (5)
Стандарты
контроля
безопасности
технологических
процессов при использовании высокоопасных химических
соединений, глава 29, Свод федеральных правил (CFR), часть
1910.119 (FR57(36);6356-6417
(1)
(2)
(3)
Американский институт инженеров-химиков/Центр по безопасности химических
технологий, 345 East 47th Street, Нью-Йорк 10017.
ASME International, 3 Park Avenue, Нью-Йорк , Нью-Йорк 10016.
Агентство по охране окружающей среды США, 401 M.Street, S.W., Вашингтон,
Округ Колумбия. 20406.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
36
(4)
(5)
Национальная ассоциация противопожарной защиты, 1 Batterymarch Park, Куинси,
шт. Массачусетс 02269.
Управление охраны труда, Министерство труда США. Издания имеются в наличии в
Правительственной типографии США, Вашингтон, Округ Колумбия 20402.
2.2 БИБЛИОГРАФИЯ
2.2.1 Фундаментальные труды по анализу рисков
Предотвращение потерь в перерабатывающих отраслях промышленности,
Ф.П. Лиз, Баттеруорт, Лондон, 1980 г.
Система контроля на основе факторов риска: новый инструмент для оценки
механической целостности, PVP - том 251, Надежность и риск в резервуарах
под давлением и при транспортировке по трубам, Дж.Е.Аллер, Р.Данлеви,
K.Р.Риггз, Д.Перри, ASME, 1993 г.
Стандарты контроля безопасности технологических процессов при
использовании высокоопасных химических соединений, глава 29, Свод
федеральных правил (CFR), часть 1910.119 (FR57(36);6356-6417, 24 февраля
1992 г.
Программы контроля риска по предотвращению выбросов при химических
авариях, 40 CFR, часть 68, Предложенное правило, Документ A-91-73,
Агентство по охране окружающей среды, Вашингтон, Округ Колумбия, 1993 г.
Данные по надежности морского оборудования, участники OREDA, OREDA92, распространяется ДНВ Текника, Ховик, Норвегия.
База данных по утечкам углеводородов и возгоранию, Доклад №658, ДНВ
Текника, подготовлен для Форума E&P, 1992 г.
Процедуры оценки годности для эксплуатации резервуаров под давлением,
емкостей и трубопроводов в нефтеперерабатывающих и нефтехимических
производствах, Доклад консультантов – Программа МРС по готовности к
эксплуатации, T.Л.Андерсон, Р.Д.Меррик, С.Юкава, Д.Е.Брэй, Л.Кейли, K.Ван
Скойк, Материалз Пропертиз Каунсил, Инк, Нью-Йорк, шт. Нью-Йорк,
сентябрь 1993 г.
Что произошло не так, T.A.Kлетц, Галф Паблишинг Ко., Хьюстон, шт. Техас,
1986 г.
Руководство по опыту применения при анализе отказов, АСМ Интернешенел,
Материалз Парк, шт. Огайо, 1992 г.
Избранные правила по технике безопасности на основе реальных ситуаций,
разделы 1-6, Американский институт нефти, Вашингтон, Округ Колумбия,
1982 г.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
37
Как компоненты оборудования выходят из строя, Д.Дж.Улпи, Американское
общество по изучению металлов, Meталз Парк, шт. Огайо, 1987 г.
Дефекты и отказы в резервуарах под давлением и трубопроводах, Х.Тильш,
Кригер Паблишинг Ко., Малабар, шт. Флорида., 1977 г.
Потери
от
причинения
большого
имущественного
ущерба
в
нефтеперерабатывающих
и
нефтехимических
производствах,
Тридцатилетний обзор, 14-е издание, Марш энд МакЛеннан, М энд М
Протекшн Консалтантс, 1992 г.
2.2.2 Анализ последствий
Справочник Перри по химическим технологиям, 6-е издание, Р.Х.Перри,
Д.Грин, (редакторы), Мак-Гро Хилл, Нью-Йорк, 1984 г.
Методы расчета физического воздействия при выделении опасных
материалов: жидкостей и газов, Апелдун, ТНО, Нидерланды, 1979 г.
Атмосферная диффузия: дисперсия материалов, переносимых ветром, из
промышленных и других источников, 2-е издание, Уайли, Нью-Йорк, 1974 г.
Руководство пользователя программных средств для анализа опасностей
технологического процесса (PHAST), версия 4.1, ДНВ Tекника, Темекула, шт.
Калифорния, 1993 г.
Выход из строя емкостей с вредными отходами (HWTF) и модель выпуска:
описание методики, Pope-Reide Associates, Inc., спонсировано Агенством по
охране окружающей среды, отдел твердых отходов, ЕРА/530/SW86/012,
промежуточный проект доклада, Вашингтон, Округ Колумбия, 1986 г.
Свойства газов и жидкостей, 4-е издание, Рид, Роберт С и др., Мак-Гро Хилл,
Нью-Йорк, 1987 г.
Классификатор опасностей по Доу- индексу пожаро- и взрывоопасности, 7-е
издание, Американский институт инженеров-химиков – Технический
справочник AIChE, Нью-Йорк, 1994 г.
2.2.3. Анализ вероятности
Контроль потерь в обрабатывающей промышленности, Ф.П.Лиз, 1980 г.
Обзор дефектов в резервуарах под давлением, Смит и Уорвик, 1981 г.
WASH-1400, 1970 г., изменено Пол. 4
регламентации,
Комиссии США по ядерной
Вероятность выхода из строя труб и резервуаров, Х.М.Томас, Журнал по
техническому обеспечению надёжности или безотказности, 1981 г.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
38
Сборник данных ENI по надежности, Справочник по надежности
компонентов, C. Гальванин, В.Колумбари, Г.Беллоуз, Италия, 1982 г.
Cистема обработки данных по надежности
Исследовательский институт Southwest, 1981 г.
ядерных
установок,
Вероятность, статистика и принятие решений для строителей,
Дж.Р.Бенджамин и А.Корнелл, Мак-Гро Хилл, Нью-Йорк, 1970 г.
Оценка результатов инспектирования с использованием теоремы Байеса, 3-я
международная конференция и выставка по улучшению надежности на
нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах, 15-18 ноября 1994 г.,
А.Таллин и М.Конли, ДНВ Ю Эс Эй, Инк., Галф Паблишинг Компани.
Разработка критерия нагрузки на основе фактора вероятности для
Американского национального стандарта А58, Специальная публикация 577
Национального бюро стандартов, Эллингвуд и др., 1990 г.
Анализ потерь от причинения большого имущественного ущерба в
нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах, Дж.Крембс,
Дж.Коннолли, М энд М Протекшен Консадтантс, Конференция по
обслуживанию нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, 23-25
мая 1990 г.
2.2.4 Развитие программ инспектирования
Вероятность, статистика и принятие решений для строителей,
Дж.Р.Бенджамин и А.Корнелл, Мак-Гро Хилл, Нью-Йорк, 1970 г.
Оценка результатов инспектирования с использованием теоремы Байеса, 3-я
международная конференция и выставка по улучшению надежности на
нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах, 15-18 ноября 1994 г.,
А.Таллин и М.Конли, ДНВ Ю Эс Эй, Инк., Галф Паблишинг Компани .
Ненадежность неразрушающего контроля, О.Форли и Б.Петтерсен, 4-я
Европейская конференция по неразрушающему контролю, Лондон 1987 г.
Неразрушающий контроль стальных структур – методы и надежность,
О.Форли. Конференция по неразрушающему контролю строительных
объектов и материалов, Боулдер, шт. Колорадо, 1990 г.
Оптимизация надежности ручного контроля качества сварных швов,
В.Х.Ван Лееувен, Голландский институт сварки (NIL) для заседания
правления PISC, Глазго, 1990 г.
Оценка материалов, стр. 812-821, № 47, Дж.Пердижон, июль 1989 г.
Доклад PISC-II, №№ 1-5, Программа для инспектирования компонентов из
стали, Агенство по ядерной энергии, Комитет по безопасности на ядерных
установках, CSNI, №№ 106-110.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
39
Роль неразрушающего контроля в оценке надежности структур, М.Мурата,
И.Аикава, М.Накаяма, Технический отчет компании Ниппон Стил, № 32, 1987
г.
Надежность обнаружения и удаления при использовании ультразвуковых и
рентгенографических методов контроля качества сварных швов, Р.ДеНале и
С.Лебовиц, Исследовательский центр Дэвида Тейлора, г. Аннаполис, шт.
Мерилэнд.
Вероятностная механика трещинообразования и надежность, Дж.В.Прован
(редактор), Дордехт, Нидерланды; Мартинус Ниджхофф Паблишерз 1987 г.,
стр. 276.
Оценка вероятностной долговечности резервуаров под давлением с
аммиаком, прогноз долговечности структур, подверженных коррозии,
О.Согеруд и С.Ангельсен, NACE, Хьюстон, шт. Техас, 1991 г.
Подтверждение марки материала., Х.А.Вулф, 2-й Международный симпозиум
по механической целостности системы трубопроводов, публикация MTI №48,
Хьюстон. 1996 г.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
40
Раздел 3 — определения
В данном документе используются следующие определения и термины:
3.1 affected area – подвергшийся воздействию участок: представляет собой площадь
поверхности, которая подвергается
воздействию большему, чем установочное
ограничивающее значение (доза токсичности, тепловое излучение, избыточное давление
взрывной волны, и т.д.).
3.2 auto-ignition factor (AF) – коэффициент самовоспламенения: учитывает повышенную
вероятность воспламенения жидкости, выходящей при температуре, выше температуры
самовоспламенения.
3.3 auto-ignition temperature – Температура самовоспламенения: температура, при
которой материал может воспламениться без наличия источника возгорания.
3.4 average individual risk – Средний индивидуальный риск: концепция подобная несчастному
случаю со смертельным исходом, но в течение периода равного одному году.
3.5 average rate of death – Средний показатель смертности: среднее количество
смертельных исходов в результате всех несчастных случаев, которые ожидаются за единицу
времени.
3.6 Bayes' theorem - теорема Байеса: статистический метод, который может эффективно
сопоставить неточный результат инспектирования с предыдущими "ожиданиями"
инспектирования и представить повышенный уровень надежности относительно прогнозов
частоты разрушения оборудования.
3.7 business interruption (financial risk) – приостановка технологического процесса (финансовый
риск): включает расходы, которые связаны с любым отказом оборудования на технологической
установке. Они включают, но не ограничиваются, следующими: стоимость ремонта и замены
оборудования; простой, связанный с ремонтом и заменой оборудования; затраты, связанные с
потенциальными повреждениями в результате отказа, и затраты на восстановление окружающей
среды.
3.8 Chemical factor (CF) – химический коэффициент:
сочетание коэффициента
расширения химического материала и коэффициента его реактивности. Коэффициенты
расширения соответствуют классификации материалов Национальной ассоциации пожарной
безопасности; коэффициент реактивности является функцией того, насколько быстро
материал может взорваться, когда он подвержен воздействию источника воспламенения.
3.9 Cold weather operation – эксплуатация в условиях низких температур:
дополнительные риски, которым подвергается установка вследствие суровых климатических
условий, так как они мешают проведения работ по обслуживанию и инспектированию
установки и могут привести к ухудшению контроля оператором работы внешнего
оборудования.
3.10 condition factor (CCF) – коэффициент состояния оборудования: физическое
состояние оборудования с точки зрения перспективы обслуживания и управления.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 119
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
3.11 Consequence - последствие: результат события или ситуации, выраженный
качественно ли количественно, являющийся потерей, повреждением, ущербом или прибылью.
3.12 consequence analysis – анализ последствий: проводиться для помощи в определении
относительной классификации позиций оборудования на основе риска.
3.13 consequence area – зона последствий: представляет собой участок, на котором
очевидны результаты отказа оборудования.
3.14 consequence category – категория последствий: смотрите категорию последствий
разрушения, химический коэффициент, Количественный коэффициент, Коэффициент
состояния, Коэффициент самовоспламенения, Коэффициент давления, компенсационный
коэффициент.
3.15 consequence modeling – моделирование последствий: прогнозирование последствий
отказа на основе ряда эмпирических формул, с использованием показателей мощности
выброса (для непрерывных выбросов) или массы (для кратковременных выбросов) как
вводных данных.
3.16 Continuous release - непрерывные выбросы: выброс, который происходит в течение
более длительного промежутка времени, позволяя рабочей среде вытечь в форме удлиненного
эллипса.
3.17 Corrosion, general - Общая коррозия: относится к коррозии, при которой происходит
общее истончение, происходящее без заметной локальной коррозии.
3.18 Corrosion, localized - Локализованная коррозия: описывает различные формы
коррозии, все из которых имеют общую характеристику, в соответствии с которой
коррозионное разрушение является более локализованным, чем равномерно распространенным
по поверхности металла, подвергаемой воздействию коррозии.
3.19 Cost - стоимость: прямых и косвенных работ, связанных с устранением любого
негативного воздействия, включая денежные затраты, трудозатраты, затраты времени,
нематериальные активы, политические и нематериальные потери.
3.20 credit factor (CRF) - компенсационный коэффициент: учитывает меры по
обеспечению безопасности, предусмотренные на установке.
3.21 damage consequence factor – коэффициент последствий разрушения: сочетание химического
коэффициента, Количественного коэффициента, Коэффициента Состояния, коэффициента
самовоспламенения, Коэффициента давления, и компенсационного коэффициента.
3.22 damage factor – коэффициент разрушения: мера риска, связанная с известным
механизмом разрушения на установке; включая уровни общей коррозии, усталостное
растрескивание, воздействие низких температур, и разрушение под воздействием высоких
температур.
3.23 damage mechanism - механизм разрушения: коррозионное или механическое
воздействие, приведшее к разрушению оборудования.
3.24 damage state – состояние разрушения: классификация оборудования, основанная на
его состоянии, уровне разрушения и повреждения.
3.25 Detection - обнаружение: система, направленная на уменьшение продолжительности
течи.
3.26 direct effect model – модель непосредственного воздействия: использует подход
да/нет для прогноза последствий данного события. Смотри критерии воздействия, Пробит.
3.27 Discharge- выброс: выброс материала вследствие отказа. Может быть либо
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 120
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
кратковременным, либо постоянным.
3.28 dispersibility factor (DIF) – показатель дисперсности: степень способности материала
к дисперсности.
3.29 Dispersion - дисперсия: образование облака пара после выброса пара или летучей
жидкости в окружающую среду. Облако пара диспергируется с помощью смешивания с
воздухом до тех пор, пока в конце концов концентрация не достигнет безопасного уровня или
воспламенится.
3.30 ductile overload – перегрузка : происходит, когда напряжение пластического сечения
превышается за счет нагрузки, вызванной приложенной нагрузкой.
3.31 Environment - среда: зона за пределами установки, на восстановление которой
потребуются значительные затраты в случае ее загрязнения. Это может включать уровень
подземных вод, которые проходят через границы сооружения и могут быть загрязнены стоками
с предприятия.
3.32 environmental consequence – последствия воздействия на окружающую среду: резкие
воздействия проливов на окружающую среду; а также воздействие жидких стоков на
окружающую среду.
3.33 environmental effect – воздействие на окружающую среду:
3.34 environmental impact – воздействие на окружающую среду: критерии проливов в окружающую
среду: загрязнение воды, поверхностное загрязнение почвы, и протекающие емкости хранения.
3.35 equipment complexity – сложность оборудования: показатель,
дифференциирует технологические емкости на основе их размера и сложности.
который
3.35.1 equipment factor – коэффициент отказа оборудования: количество компонентов
установки, которые имеют потенциал отказа.
3.36 equipment modification factor – коэффициент корректировки оборудования:
специальные условия, которые могут оказывать сильное воздействие на частоту отказов
оборудования. Эти условия делятся на четыре подкатегории коэффициентов. Смотрите
Вспомогательный коэффициент технического модуля, Универсальный вспомогательный
коэффициент, Вспомогательный
Механический коэффициент, и вспомогательный
технологический коэффициент.
3.37 Event - случай: несчастный случай или ситуация, которая происходит в особом месте в
течение конкретного периода времени.
3.38 event tree – дерево событий: визуально представляет возможную цепочку событий,
которые приводят к вероятности воспламенения; которые используются для того, чтобы
показать, как различные индивидуальные вероятности событий следует комбинировать для
расчета вероятности цепочки событий.
3.39 event tree analysis – анализ цепочки событий: техника, которая описывает возможный
диапазон и последствия событий, которые могут возникнуть из-за какого-либо случая.
3.40 Explosion - взрыв: событие, которое происходит при определенных условиях, когда фронт
распространения пламени очень быстро передвигается.
3.41 failure mode and effects analysis (FMEA) - анализ характера и последствий отказа: индуктивный
анализ, который подробно систематизирует, на уровне деталей, все возможные виды отказов и
определяет их результирующее воздействие на систему. Данная терминология наиболее
эффективна, так как она определяет отказ, вызванный неисправностью одного элемента в
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 121
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
системе.
3.42 fatal accident rate (FAR) – частота несчастных случаев со смертельным исходом:
расчетное количество несчастных случаев на 108 часов воздействия вредного вещества
(примерная продолжительность трудовой жизни 1000 сотрудников).
3.43 fault tree analysis – анализ дерева ошибок: дедуктивный подход к определению
опасности, который сфокусирован на причинах нежелательных событий.
3.44 Fireball – огненный шар: образуется, когда возгорается большое количество топлива
после того, как оно подверглось только временному смешиванию с окружающим воздухом.
3.45 flammability range - область воспламеняемости: разница между верхним и нижним
пределами воспламенимости.
3.46 flammable consequence – последствия
воспламеняемой жидкости в окружающую среду
возгорания:
результат
выброса
3.47 flammable effect – результат воздействия воспламеняющего вещества: физические
свойства опасных материалов, которые выбрасываются. Смотри Безопасный Выброс, Струя
пламени, Взрыв, Внезапная вспышка пожара, Огненный шар, и Пожар пролива.
3.48 flash fire – внезапная вспышка пожара: происходит, когда облако топливовоздушной
смеси горит в условиях, при которых не образуется избыточного давления.
3.49 flash temperature – температура вспышки: температура, при которой материал может
возгореться при наличии источника воспламенения.
3.50 fluid phase – жидкая фаза: определяется как либо газ, либо жидкость.
3.51 Frequency - частота: мера вероятности, выраженная как количество проявлений
события в данное время. Смотри также Вероятность и Возможность.
3.52 gas release rate – скорость выброса газа: рассчитывается как двухстадийный процесс.
Первая стадия определяет, какой выбран режим выброса газа (звуковой для более высокого
внутреннего давления, сверхзвуковой для более низкого давления). Вторая стадия оценивает
скорость выброса, используя уравнение для режима удельного потока.
3.53 generic failure frequency – частота отказа, характерная для данного изделия:
компоновка имеющихся записей по отказам оборудования, составленных для каждого типа
оборудования и каждого диаметра трубопровода; подготовленные с использованием записей
со всех установок одной компании или с разных установок одного производства, из
литературных источников, из прошлых источников, и коммерческих баз данных. Значения
представляют промышленность в целом и не отражают истинную частоту отказов для
конкретной установки или оборудования.
3.54 Hazard - опасность: источник потенциального вреда или ситуация с потенциалом
причинения вреда.
3.55 hazard and operability study (HAZOP) - исследование факторов опасности и
работоспособности: структурированное коллективное исследование, которое использует
перечень справочных слов для стимуляции групповых обсуждений. Справочные слова
сфокусированы на технологических параметрах, таких как поток, уровень, температура, и
давление, а затем открываются для того, чтобы включить другие задачи, такие как
человеческие факторы, и эксплуатация за пределами нормальных параметров.
3.56
health consequence category – категория последствий для здоровья: сочетание
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 122
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Показатель величины токсического выброса, Показателя дисперсности, Компенсационный
коэффициент для получивших тяжкие повреждения, и Демографический коэффициент.
3.57 IDLH value - значение непосредственной опасности для жизни и здоровья:
значение непосредственной опасности для жизни и здоровья.
3.58 impact criteria- критерии воздействия: используются для оценки последствий
результата; известные также как модели воздействия. Смотри также Модель
непосредственного воздействия, Пробит.
3.59 individual risk measures – меры индивидуального риска: учитывают риск для
человека, который может находиться в любой точке в зонах поражения в результате
несчастных случаев.
3.60 inspection effectiveness – эффективность инспектирования: оценивается качество
проведения с помощью отнесения методов инспектирования к одной из пяти описательных
категорий, начинающихся от высокоэффективного до неэффективного.
3.61 inspection factor – коэффициент инспектирования: мера эффективности текущей
программы инспектирования и ее способности определять активные или предполагаемые
механизмы повреждения установки.
3.62 instantaneous release – мгновенный выброс: выброс, который происходит так быстро, что
жидкость распространяется как единое большое облако или лужа.
3.63 Inventory – максимальное количество среды: верхний предел количества среды,
которая может быть выброшена из единицы оборудования.
3.64 inventory group – группа оборудования с жидкой средой: группа оборудования,
которое может способствовать передаче жидкой массы в протекающее оборудование.
3.65 Isolation - изоляция: использование систем изоляции, приводящее к снижению
времени продолжительности течи.
3.66 jet flame – струя пламени: появляется, когда возгорается газ высокого момента,
жидкость, или двухфазный выброс.
3.67 life cycle of equipment – срок жизни оборудования: это показатель, который основан
на расчетном сроке службы оборудования и на количестве лет, в течение которых данный вид
оборудования находился в эксплуатации.
3.68 Likelihood - вероятность: используется для качественного описания вероятности и
частоты.
3.69 likelihood analysis – анализ вероятности: база данных общей частоты отказов для
наземного технологического оборудования для нефтепереработки и нефтехимии; которое затем
корректируется с помощью коэффициента корректировки оборудования и Коэффициента
оценки систем управления. Смотри Частота отказа, характерная для данного изделия,
Коэффициент корректировки оборудования и Коэффициент оценки систем управления.
3.70 likelihood category - категория вероятности: определяется путем оценки шести
факторов, которые влияют на вероятность большой утечки. Каждый фактор взвешивается, и
их сочетание дает в результате коэффициент вероятности. Смотри Коэффициент отказа
оборудования, Коэффициент разрушения, Коэффициент инспектирования, Коэффициент
состояния оборудования, Технологический коэффициент и Коэффициент механической
конструкции.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 123
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
3.71 limit State function – функция предельного состояния: определяет режим отказа, g
(Zi), где Zi являются случайными переменными, связанными с отказом технологического
оборудования. Возможность отказа является вероятностью установки отказа, g (Zi) < 0.
3.72 Loss - потеря: любое негативное последствие, финансовое или какое-либо другое.
3.73 loss of containment - разгерметизация: происходит только тогда, когда превышается
пороговое давление.
3.74 management systems evaluation – оценка систем управления: оценка всех зон
технологической системы управления безопасностью установки, которые прямо или
косвенно влияют на механическую целостность технологического оборудования.
3.75 management systems evaluation factor – коэффициент оценки систем управления:
корректирует общую частоту отказа в зависимости от систем управления безопасностью
процесса. Этот коэффициент получается из результатов оценки сооружения или систем
управления работающей установки, которые способствуют возникновению рисков на
установке.
3.76 mechanical design factor – коэффициент механической конструкции: измеряет
коэффициент безопасности проекта установки, определяя запроектирована ли установка в
соответствии с современными стандартами безопасности, а также насколько уникальным,
сложным или инновационным является проект установки.
3.77 mechanical subfactor – вспомогательный механический коэффициент: относится к
условиям, связанным в первую очередь с конструкцией и изготовлением позиции
оборудования, таким как сложность, строительные нормы, срок службы, факторы
безопасности и мониторинг интенсивности вибраций.
3.78 mitigation systems – системы смягчения воздействия: рассчитаны для обнаружения,
блокировки и снижения воздействия выбросов вредных материалов.
3.79 Monitor - мониторинг: регулярная проверка, контроль, критическое наблюдение, или
запись хода работ, действий или системы для того, чтобы определить необходимые изменения.
3.80 NBP – нормальная точка кипения: нормальная точка кипения.
3.81 NFPA flammability index – индекс горючести Национального Агентства пожарной
безопасности: индекс горючести Национального Агентства пожарной безопасности.
3.82 operational boundaries – пределы эксплуатации: включает как нормальную
эксплуатацию, так и периоды внештатную эксплуатацию (пуски, остановки, нарушения
технологических параметров, и т.д.) исследуемой системы.
3.83 phase of dispersion – фаза рассеивания: "конечное состояние газа" или "конечное
состояние жидкости".
3.84 PHAST средство анализа опасности технологического процесса: средство анализа
опасности технологического процесса, интегрированный пакет технологического
оборудования, содержащий программы моделирования атмосферной дисперсии и
последствий.
3.85 physical boundaries – физические границы: все позиции оборудования, который
образуют компонент под давлением изучаемой системы.
3.86 piping complexity сложность трубопроводов: включает все соединения, точки ввода,
патрубки, и клапаны участка трубопроводов.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 124
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
3.87 plant condition – состояние установки: современное состояние оцениваемой
установки, на основе общего внешнего вида установки, эффективности программы
обслуживания установки, а также компоновки и строительства установки.
3.88 pool fire – пожар пролива: вызывается при возгорании жидких воспламеняемых
материалов.
3.89 population factor (PPF) – демографический коэффициент: показатель количества
людей, которые могут быть потенциально подвержены воздействию выброса отравляющих
веществ.
3.90 post-leak response systems – системы предотвращения последствий утечки: системы
предотвращения, которые рассчитаны на обнаружение, блокировку и снижение влияния выброса
опасных материалов.
3.91 pressure factor (PRF) – коэффициент давления: показатель того, как быстро жидкость
может вытечь.
3.92 primary containment – первичная защитная оболочка: относится ко всех видам
оборудования, которые содержат технологические среды.
3.93 Probability - возможность: вероятность конкретного результата, измеряемого
соотношением конкретного результата к общему количеству возможных результатов.
Вероятность выражается как количество между 0 и 1, где 0 указывает на невозможный
результат, а 1 указывает на то, что результат несомненен.
3.94 probability unit (probit) пробит: статистический метод оценки последствий. Смотри
Критерии воздействия, модель непосредственного воздействия.
3.95 process factor (PF) – технологический коэффициент: величина потенциала
нарушения нормальной работы или возникновения нештатных условий для начала
последовательности событий, приводящих к потере герметизации. Она зависит от количества
остановок или приостановок технологического процесса (запланированных или
незапланированных), стабильности процесса, и потенциала отказа защитных устройств из-за
закупорки или по другим причинам.
3.96 process subfactor – вспомогательный технологический коэффициент: численное
значение, определяемое для условий, которые подвергаются наибольшему влиянию
технологического процесса (непрерывность и стабильность), и того, как эксплуатируется
установка.
3.97 qualitative rick based inspection – инспектирование качества на основе рисков: обеспечивает
широкую оценку рисков технологической установки или части технологической установки.
Инспектирование качества требует менее подробной информации об установке и в
результате ее способность различения гораздо более ограничена.
3.98 quantitative inspection – инспектирование количества: обеспечивает показатели
риска для каждой позиции оборудования и участка трубопроводов установки. При таком
уровне информации можно разработать подробный план инспектирования установки.
3.99 quantitative risk assessment – количественная оценка риска: относится к
нормативной методологии, которая образовалась в результате применения методов анализа
риска на нефтехимических установках.
3.100 quantity factor (QF) – количественный коэффициент: самое большое количество
материала, которое может ожидаться, как наиболее вероятный выброс в результате
единичного события.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 125
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
3.101 release mass – масса выброса: количество материала (в фунтах), которое будет
выброшено во время мгновенного выброса.
3.102 release duration – длительность выброса: запас материалов в системе, деленный на
начальную скорость выброса.
3.103 release rate – скорость выброса: является относительно постоянной скоростью
выброса материала в течение длительного периода времени.
3.104 representative fluid – типичная среда: представляет собой смесь технологического
потока в анализе риска.
3.105 Risk - риск: возможность того, что что-то произойдет, что окажет влияние на цели. При
инспектировании на основе факторов риска, риск определяется как продукт двух отдельных
терминов— вероятности, что произойдет отказ и последствий отказа.
3.106 risk acceptance – принятие риска: обоснованное решение относительно того, чтобы
не быть вовлеченным в ситуацию, связанную с риском.
3.107 risk-based management - управление на основе факторов риска: процесс использования оценки
риска (включая понимание неопределенностей) для того, чтобы определить "лучшее" средство
снижения риска.
3.108 risk control – управление рисками: часть управления рисками, которая включает
применение норм, стандартов и правил для устранения, предотвращения или минимизации
неблагоприятных рисков, с которыми сталкивается предприятие.
3.109 risk identification – определение риска: процесс определения того, что может
случиться, почему и каким образом.
3.110 risk indices – показатели риска: величина измерения риска.
3.111 risk management – управление риском: систематическое использование политики
управления, процедур и практических методов для определения, анализа, оценки, обработки и
мониторинга риска.
3.112 safe dispersion – безопасный выброс: происходит,
воспламенимая среда и затем рассеивается без возгорания.
когда
выбрасывается
3.113 Scenario - сценарий: ряд событий, которые могут привести к нежелательному
результату.
3.114 secondary containment – вторичная защитная оболочка: система предотвращения,
рассчитанная на удержание технологической среды, в случае выброса из оборудования
первичной защитной оболочки.
3.115 seismic activity – сейсмическая активность: более высокая вероятность отказа
установки, находящейся в сейсмически активной зоне, даже когда установка была
запроектирована в соответствии с соответствующими стандартами.
3.116 societal risk measures – мера социального риска: учитывает риск для группы людей,
находящихся в зоне воздействия аварии.
3.117 State factor (SF) коэффициент состояния: показатель того, насколько быстро
материал превратиться в пар, когда его выбросят в атмосферу
3.118 technical module – технический модуль: систематические методы, используемые для
оценки влияния конкретных механизмов отказа на вероятность отказа. Он оценивает две
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 126
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
категории информации: скорость разрушения материала оборудования, в результате
воздействия рабочей среды; и эффективность программы инспектирования установки для
определения и мониторинга механизмов разрушения перед отказом.
3.119 technical module subfactor (TMSF) - вспомогательный коэффициент технического
модуля: соотношение частоты отказа вследствие разрушения и общей частоты отказа,
умноженное на вероятность того, что данный уровень опасности существует.
3.120 toxic consequence – токсические последствия: влияние токсического выброса.
3.121 toxic effect – токсическое воздействие: последствия токсического выброса.
3.122 toxic quantity factor (TQF) – показатель величины токсического выброса: мера
количества и токсичности материала. Количественная доля основывается на массе;
токсичность определяется с использованием коэффициента токсичности NH Национального
Агентства пожарной безопасности.
3.123 universal subfactor- универсальный вспомогательный коэффициент: цифровое
значение, принятое для определения условий, которые одинаково влияют на позиции
оборудования установки. Смотри Состояние установки, эксплуатация в условиях низких
температур, и Сейсмическая активность.
3.124 vibration monitoring element – элемент вибрационного мониторинга: значение,
определенное для мониторинга вращательного оборудования, такого как насосы и компрессоры
для обнаружения развивающихся проблем до того, как произошел сбой в работе оборудования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 127
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Раздел 4 – Анализ Рисков
4.1. Основные Аналитические Показатели
Программа инспектирования с учётом факторов риска (RBI), изложенная в данном Базовом
Техническом Документе (BRD), не является полным анализом рисков. По своей сути данная
программа представляет собой комбинированный метод, сочетающий в себе два алгоритма
анализа рисков и механической целостности оборудования. Некоторые из технологий
программы RBI подобны методам, традиционно применяемым в традиционном анализе
рисков, но два данных алгоритма не являются взаимозаменяемыми. До начала применения
данной программы, необходимо ознакомиться с некоторыми основными аналитическими
показателями традиционного анализа рисков. Знание основных аналитических показателей
анализа рисков поможет в понимании различий между данными двумя алгоритмами. Это
также поможет понять некоторую специфическую лексику, выработанную в процессе
проведения анализа рисков.
Данный раздел представляет собой краткий обзор основных концепций традиционного
подхода к анализу рисков. Схема 4-1 показывает общий алгоритм осуществления анализа.
При разложении на элементы, анализ рисков состоит из решения пяти задач:
a) Определение системы;
b) Выявление опасности;
c) Оценка возможности;
d) Анализ последствий;
e) Результаты риска.
К некоторым фазам выполнения анализа рисков в соответствии с программой
инспектирования с учётом факторов риска RBI применяется особый подход. Например,
несмотря на то, что выявление опасности является решающим шагом в традиционном
подходе к анализу рисков, программа RBI фокусируется на предельных значениях давления в
установке, предполагая, что отказы оборудования происходят по причинам, связанным с
выявляемыми механизмами разрушения в данных пределах. Вторичные причины утечек,
такие как отказ приборов или человеческий фактор, включены косвенно в обработку
программой систем управления, в то время как при традиционном подходе к анализу рисков
данные факторы отказов были бы непосредственно включены в расчет.
Основным фокусом традиционного подхода к анализу рисков является оценка разнообразия
сценариев, которые могут привести к нежелательным исходам. Как вероятность, так и
масштаб таких исходов, оцениваются и приводятся в качестве результатов.
В процессе выполнения анализа рисков, сценарий представляет собой цепочку событий,
которые могут привести к нежелательному исходу. На Схеме 4-2 показан порядок событий
типового анализа сценария:
a) Разгерметизация;
b) Обнаружение;
c) Изоляция;
d) Смягчение воздействия.
В зависимости от природы процесса и характеристик исследования, анализ рисков может
включать в себя тысячи различных сценариев, подобных вышеприведенному. Анализ рисков
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 128
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
оценивает как вероятность, так и последствия цепи событий, имеющих место в каждом
сценарии. Что касается программы RBI, вероятность и последствия также оцениваются, но
только для тщательно определенного и ограниченного числа сценариев.
4.2. Определение Системы при Традиционном Подходе к Анализу Рисков
На стадии определения системы, в процессе проведения анализа устанавливаются основные
правила и собирается вся релевантная информация. Основными правилами анализа приняты
следующие правила:
a) Цели и задачи – констатация мотивации для осуществления анализа рисков. Возможны
следующие цели: удовлетворение установленным требованиям, проведения анализа
затрат/выгоды, оценка рисков предлагаемого проекта увеличения мощности.
b) Требуемые измерения степени риска – разъяснение итоговых результатов, необходимых
для достижения цели.
c) Области системы – определение физических и операционных пределов системы.
Физические области определяют набор оборудования, включаемого в исследование.
Операционные области включают в себя функцию или рабочий режим системы.
d) Уровень детализации – определение порядка осуществления анализа установок внутри
системы. Такие вопросы как «Будет ли моделироваться каждый участок трубы?» или
«Будут ли трубопроводы объединяться в группы для более простого анализа?» должны
быть решены на ранней стадии осуществления программы.
e) Сбор данных – определение собираемой и обновляемой информации. Подбираются самые
последние чертежи и технологические схемы. Другая уместная информация, включая
информацию о погоде или населении, также может быть собрана в зависимости от целей
исследования. Если, например, исследование относится только к рискам возгорания, и
ближайшее жилье находится на расстоянии более мили, нет необходимости собирать
подробную информацию о населении. Пример типичной информации, собираемой для
подобного анализа рисков, приведен в Таблице 4-1.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 129
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 4-1 Обзор Анализа Риска
Рисунок 4-2 События Типового Сценария
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 130
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Таблица 4-1 Типичные Данные, собираемые для Выполнения Анализа Рисков
Информация об источниках опасности:
Ведомость данных о безопасности материалов
Существующие результаты исследования опасностей и пригодности к эксплуатации
Расположение источников воспламенения
Проектные данные и эксплуатационные характеристики:
Размеры ёмкостей
Диаметры и длины труб
Условия эксплуатации
Производительность насосов и компрессоров
Проектные характеристики стоков и дренажей
Технологические процессы
Данные о погоде:
Средние скорости ветра
Вероятные направления ветра (роза ветров)
Системы обнаружения:
Обнаружение газов
Обнаружение пламени, пожаров
Обнаружение токсических веществ
Противопожарные системы:
Вещества для пожаротушения
Расходы веществ
Процедура запуска
Исторические данные:
История пусков на площадке
Статистика производственных травм
Рассредоточение людей на площадке (день и ночь)
Внешние данные:
Население вне площадки
Использование земли в пределах 1-5 миль
Топография местности вокруг площадки
4.3. Выявление Опасности
На задачу выявления опасности в последние годы было направлено повышенное внимание. В
результате чего, данная задача, вероятно, является наиболее зрелой из всех разнообразных
алгоритмов, составляющих анализ рисков. Потенциальные сценарии рисков должны быть
выявлены, и существует множество технологий для данной цели.
4.3.1. Исследование Факторов Опасности и Работоспособности (HAZOP)
Исследование факторов опасности и работоспособности является структурированным
групповым методом решения сложных проблем, использующим список вводных терминов
для стимуляции командного обсуждения. Вводные термины изначально концентрируются на
параметрах процесса, таких как расход, уровень, температура, и давление, а затем, их список
расширяется, включая другие проблемы, такие как человеческий фактор и эксплуатация вне
областей нормальных параметров. В правильно структурированном плане, большинство
выявленных потенциальных отклонений обычно относятся к вопросам пригодности к
эксплуатации. Однако, также идентифицируются факторы потенциальной надежности и
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 131
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
безопасности для окружающей среды.
Исследование факторов опасности и
работоспособности обычно выполняется командой исследователей, знакомых с
технологическим процессом, но не одним человеком. Это делается для того, чтобы в
процессе обсуждений наиболее эффективно определить потенциальные риски.
4.3.2. Анализ Характера и Последствий Отказа (FMEA)
Анализ характера и последствий отказа является индуктивным методом, систематизировано
детализирующим на уровне элементов все возможные виды отказа и определяющим их
последствия для системы. Метод наиболее эффективен в идентификации отказа, вызванного
неисправностью одного элемента в системе. Анализ характера и последствий отказа обычно
осуществляется посредством заполнения таблицы со следующими данными:
a) Название;
b) номер оборудования;
c) описание / использование;
d) характер отказа;
e) последствия для системы;
f) возможность;
g) критичность.
Принято поручать выполнение анализа характера и последствий
отказа отдельным
сотрудникам, но возможно и привлечение группы экспертов для получения качественных
результатов.
4.3.3. Контрольные списки
Контрольные списки удобны для использования, если технологический процесс не является
экстремально сложным и риски достаточно хорошо известны. Контрольные списки обычно
разрабатываются на основе других детализированных исследований по выявлению рисков,
отчетов о предыдущих авариях, или экспертных мнений. Контрольные списки просты в
применении, но могут упустить риски, являющиеся уникальными для конкретного
технологического процесса или технологической линии.
4.3.4. Анализ Дерева Ошибок
Анализ дерева ошибок является дедуктивным подходом к выявлению рисков,
фокусирующимся на причинах нежелательных событий. Данный подход весьма трудоемок,
но может дать очень полезные результаты в определенных ситуациях. Этот подход особенно
эффективен в раскрытии рисков по вторичным причинам или причинам третьего порядка.
4.4. Оценка Возможности при Традиционном Подходе к Анализу Рисков
Оценка возможности - это оценка вероятности наступления сценария, идентифицированного
в предыдущей фазе анализа рисков. Если сценарий повторяется довольно часто, лучше всего
использовать исторические данные для оценки возможности события. Однако, часто
случается, что в нефтеперерабатывающей промышленности определенные нежелательные
события под вопросом настолько редки, что достаточного количества информации, чтобы
иметь возможность оценить вероятность наступления события, основываясь на одних только
на исторических данных, не существует.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 132
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Когда исторические данные отсутствуют, используется блочный подход. Выполняются
оценки возможности для всех элементов сценария, которые затем совмещаются для
предопределения возможности общего сценария.
Наиболее типичный показатель возможности сценария это его частота. Частота может
использоваться как для единичного события, так и для цепи событий. Обычно, в качестве
стандартного интервала времени для анализа частоты используется один год. Возможности
могут быть представлены очень малыми числами, такими как одна на миллион лет, для
событий с малой частотой, либо относительно высокими значениями, такими как одна в
месяц или четыре в день. Если, например, известно, что труба протекает приблизительно
один раз каждые пять лет, то данное событие будет иметь частоту протечек, равную одной в
пятилетний период или 0,2 в год. Термин «период повторения» иногда используется вместо
частоты. В нашем примере период повторения будет равен пяти годам.
Для того, чтобы получить частоту сценария (Fscenario), нужно умножить частоту протекания
(Fleak) на возможность всех последующих исходов (Рoutcome). Полученная величина
вероятности является частотой сценария. Ниже приведено математическое выражение
вероятности последовательности, с точки зрения частоты:
Fscenario = Fleak х Рoutcome
4.5. Анализ Последствий при Традиционном Подходе к Анализу Рисков
Последствия выбросов из технологического оборудования и трубопроводов колеблются в
зависимости от таких факторов, как физические свойства материалов, их токсичность и
воспламеняемость, погодные условия, длительность выброса, и меры по смягчению
воздействия. Последствия могут оказать воздействие на персонал предприятия или
оборудование, население в расположенных поблизости зданиях, а также окружающую среду.
Опасные последствия оцениваются в пять фаз:
1. Выброс
2. Дисперсия
3а. Результат воздействия воспламеняющего вещества
3b. Результат воздействия токсического вещества
3c. Воздействие на окружающую среду
В зависимости от высвобождающегося вещества, обычно определяется только одно из трех
воздействий (3а – 3с), несмотря на то, что возможны все варианты воздействий при выбросах
определенных смесей. См. Раздел 7 для получения дальнейшей информации по опасным
последствиям в контексте программы RBI.
4.5.1. Фаза 1 Последствий – Выброс
Источники опасных выбросов включают в себя утечки из труб и ёмкостей, включая разрывы,
утечки через изоляцию насосов и выбросы предохранительных клапанов. Масса вещества,
скорость (мощность) выброса, а также атмосферные условия в данный момент времени
являются ключевыми факторами в определении последствий.
Выброс может быть мгновенным, как в случае с аварийным разрывом ёмкости, или
непрерывным, как при постоянной утечке рабочей среды на протяжении более длительного
промежутка времени. Природа выброса также повлияет на результат. Используя
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 133
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
соответствующие уравнения, можно смоделировать условия для любого из двух видов
выбросов: мгновенного или непрерывного.
4.5.2. Фаза 2 Последствий – Дисперсия
Когда происходит выброс летучей жидкости или парообразного вещества, возникает облако
пара, которое может быть как видимым, так и невидимым. Облако пара перемещается в
воздухе в форме шара или жидкой взвеси из мелких капель. Облако диспергируется с
помощью смешивания с воздухом до тех пор, пока концентрация не достигнет безопасного
уровня, либо воспламеняется.
Изначально, облако пара быстро расширяется под воздействием внутренней энергии
вещества. Расширение продолжается до тех пор, пока давление вещества не достигнет
атмосферного значения. В случае с тяжелыми газами вещество распространяется над
поверхностью земли, и воздух засасывается внутрь облака под воздействием кинетической
энергии выброса. Турбулентность внутри облака способствует перемешиванию.
По мере того, как концентрация уменьшается, атмосферная турбулентность становится
доминирующим механизмом перемешивания, и профиль концентрации формируется поперек
парообразного облака. Данный профиль концентрации является важной характеристикой для
определения результатов воздействия парообразного облака.
Несколько факторов определяют явление дисперсии на Фазе 2:
a) Плотность – Плотность облака по отношению к плотности воздуха является весьма
важным фактором, определяющим поведение облака. Если плотность облака выше
плотности воздуха, облако оседает и расползается под своим собственным весом, как
только первоначальный импульс кинетической энергии выброса начинает ослабевать.
Облако лёгкого газа не оседает, а поднимается выше точки выброса.
b) Высота и Направление Выброса – Выбросы из высоких точек, таких как трубы, могут в
результате формировать непосредственно над земной поверхностью концентрации, как
легких, так и тяжелых газов.
Несмотря на это, направленные вверх выбросы
рассеиваются быстрее, чем направленные горизонтально или вниз, т.к. засасывание
воздуха в данном случае не ограничивается земной поверхностью.
c) Скорость (мощность) Выброса – В случае с веществами, представляющими опасность
только в высоких концентрациях, такими как легко воспламеняющиеся вещества,
первоначальная скорость выброса является чрезвычайно важным фактором.
Инжекционный выброс легко воспламеняющегося вещества может быстро рассеяться
посредством перемешивания под воздействием первоначального кинетического момента.
d) Погодные условия – Степень атмосферного перемешивания в высокой степени зависит от
погодных условий в момент выброса. Погодные условия определяются тремя
параметрами – направление ветра, скорость и стабильность. Скорость ветра имеет два
основных воздействия на выброс: она определяет общую скорость, с которой
высвобождаемый материал уносится ветром (суммарная скорость), и определяет уровень
турбулентности внутри облака, которая уменьшает концентрации веществ внутри
парообразного облака, т.к. вещества разбавляются воздухом. В основном, турбулентность
усиливается с увеличением скорости ветра.
4.5.3. Фаза 3а Последствий - Результат воздействия воспламеняющего вещества
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 134
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Пять видов воздействия воспламеняющего вещества могут иметь место в результате горения
углеводородов:
a) Внезапная вспышка;
b) Огненный шар;
c) Струя пламени;
d) Пожар пролива;
e) Взрыв.
Облако, содержащее легко воспламеняющиеся вещества, не обязательно взрывается
немедленно. Если концентрация первоначально выбрасываемого вещества превышает
верхний предел воспламеняемости, то возгорания не происходит, если вещество не будет
разбавлено и при этом не присутствует источник воспламенения. Пламя распространяется от
точки воспламенения далее через область облака, ограниченную верхним и нижним
пределами воспламеняемости.
Скорость горения и распространения пламени определяет тип воздействия огня. Вспышки
пожара возникают в больших, разбавленных облаках, внутри которых вещество сгорает со
скоростью, превышающей скорость выброса. Последствия вспышки пожара могут быть
существенными только внутри или вблизи периметра горящего облака.
Огненные шары возникают, когда воспламеняются большие количества относительно
высококонцентрированных веществ. Уровни теплового излучения от локализованного
источника довольно значительны за пределами облака, но обычно имеют кратковременный
эффект.
Струи пламени возникают при возгорании газа, жидкости или двухфазного вещества,
выбрасываемого с большой кинетической скоростью. Уровни теплового излучения в
основном достаточно высоки вдоль линии направления струи. Если выбрасываемое вещество
не воспламеняется немедленно, может образоваться легковоспламеняющийся шлейф или
облако. При воспламенении такой шлейф «вспыхивает» или прогорает, формируя струю
пламени.
Пожары проливы вызываются возгоранием проливов нелетучих или замороженных веществ.
Воздействие теплового излучения ограничено областью, непосредственно окружающей
пролив.
Как только облако разбавляется до своего нижнего предела воспламеняемости, оно больше не
может загореться.
При определенных условиях, фронт пламени может перемещаться очень быстро, формируя
перед собой волну повышенного давления. Если скорость распространения пламени меньше
скорости звука, происходит мгновенное сгорание. Если скорость распространения пламени
достигает скорости звука, возникает детонация. Эффект взрыва является результатом
возникновения волны избыточного давления вследствие мгновенного сгорания или
детонации. Сила взрыва измеряется через уровень избыточного давления и длительность его
воздействия.
Избыточное давление наиболее разрушительно для зданий и сооружений. Фактически, в
момент взрыва люди внутри зданий могут подвергаться большему риску, чем люди за
пределами зданий. Обрушающиеся строения, летящие кирпичи и стекла, а также другие
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 135
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
предметы, представляют чрезвычайную угрозу для жизни людей в момент взрыва.
4.5.4. Фаза 3в Последствий - Результат воздействия токсического вещества
При выбросе токсических веществ, последствия определяются как их концентрацией, так и
длительностью воздействия.
Другими словами, для возникновения токсического
воздействия, облако должно быть достаточной концентрации и должно задержаться на
данном участке достаточно долгий временной промежуток, для того чтобы проявилось
воздействие.
Требуемая
концентрация
и
длительность
воздействия
являются
характеристиками самого вещества.
В настоящее время для оценки последствий воздействия токсического облака пара
используется несколько методов на основе концентрации и длительности. По ряду различных
причин, довольно сложно точно оценить реакции на токсичность, вызванные острым
воздействием опасных веществ. Во-первых, люди испытывают на себе широкий спектр
негативных воздействий на здоровье от различных воздействий. Во-вторых, высока степень
отклонений в реакциях среди отдельных лиц обычного населения. Такие факторы, как
возраст, здоровье, уровень нагрузки, могут оказывать влияние на реакцию на токсичные
вещества. В-третьих, многие данные в области реагирования на токсические вещества были
получены по результатам исследований на животных, что не всегда точно применимо к
человеку.
Существует два общих подхода к оценке последствий токсических выбросов. Первый способ
использует единственный критерий, идентифицирующий специфический уровень, при
котором могут иметь место серьезные негативные последствия для здоровья людей. Второй
способ использует вероятностный подход, отражающий возможность вредных последствий
для населения на определенную дозу.
В последнем случае используется так называемая пробит-функция (6.2.3), отражающая
неопределенность в ответной реакции среди населения на определенную дозу.
4.5.5. Фаза 3с Последствий – Воздействие на Окружающую Среду
Выбросы опасных веществ по определенным типам сценариев, исследуемым программой
RBI, обычно имеют ограниченные последствия. Наиболее серьезные воздействия на
окружающую среду являются результатом объемных утечек непрерывно возобновляемых
веществ, таких как сырая нефть, которые могут причинить вред флоре и фауне, и требуют
значительных усилий по очистке окружающей среды.
Оценить причиненный окружающей среде ущерб весьма сложно из-за вовлечения большого
количество факторов в процесс очистки и оценки затрат на возможные гражданско-правовые
взыскания и штрафы. Причиненный окружающей среде ущерб обычно оценивается на
основании расчета «доллар-на-барель» для определенного вещества и зоны воздействия.
4.6. Способы отражения последствий рисков
Не существует единого способа измерить или рассчитать затраты на риск использования
химического технологического процесса. По историческим данным, ряд показателей
использовался для отражения риска в контексте анализа рисков. Для человека риски обычно
представлены одним из трех способов, описанных в нижеследующих разделах.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 136
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
4.6.1. Показатели риска
Показатели риска это единичные числа, отражающие степень риска. Некоторые из наиболее
распространенных показателей риска приведены ниже:
a) Частота несчастных случаев со смертельным исходом (FAR): Число несчастных случаев
согласно оценке на 108 часов воздействия вредного вещества (приблизительно 1000
работников, работающих на протяжении жизни).
b) Средний индивидуальный риск: концепция, идентичная FAR, но с периодом времени,
равным 1 году.
c) Средний уровень смертности: среднее число несчастных случаев со смертельным исходом
по всем несчастным случаям, которые могли бы произойти за определенную единицу
времени.
4.6.2. Показатели степени индивидуального риска
Для измерения степени индивидуального риска рассматривается риск для одного человека,
который может находиться в какой-либо точке зоны воздействия. Некоторые из наиболее
распространенных показателей степени индивидуального риска приведены ниже:
a) Контуры зоны индивидуального риска: географическое распределение зоны
индивидуального риска. Данные контуры показывают ожидаемую частоту наступления
события, которое может вызвать смертельный исход в определенной географической зоне
независимо от того, находится ли кто-нибудь в данной зоне.
b) Максимальный индивидуальный риск: индивидуальный риск для человека,
подвергающегося наибольшему риску среди населения, находящегося в зоне воздействия.
Данное значение может быть найдено посредством расчета индивидуальных рисков в
каждой географической зоне с присутствием людей и определением наибольшего
значения из всех найденных.
4.6.3. Социальный риск
Социальный риск – это степень риска для группы людей в зонах воздействия аварийной
ситуации. Наиболее часто социальный риск выражается через распределение вероятности
множественных несчастных случаев со смертельным исходом. Стандартная графическая
презентация показывает частоту событий, результатом которых является N или более
смертельных исходов. Данный вид графического выражения общеизвестен как Диаграмма
F/N (количество погибших – частота). См. рисунок 4-3.
Измерение степени социального риска обычно ограничивается определением единственного
показателя риска, что дает возможность проведения простого сравнения между различными
производствами. Существует, например, Показатель Социального Риска (SRI), который также
известен как Потенциальная Угроза Жизни (PLL). Данный показатель находится путем
суммирования всех пар F/N, используемых для составления Диаграммы F/N. На практике это
означает, что необходимо взять каждую точку Диаграммы, полученную путем традиционного
анализа рисков для частоты события (F) и соответствующее число несчастных случаев со
смертельным исходом (N), перемножить данные величины, а затем просуммировать
полученные результаты. Обратите внимание, что данная операция выполняется на основании
исходных данных F и N, которые взяты из количественной оценки риска. Существует общее
ошибочное мнение, что значения точек на Диаграмме F/N могут быть использованы для
прямого расчета SRI или PLL. Перемножение пар F/N не может быть выполнено
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 137
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
непосредственно по Диаграмме F/N, т.к. Диаграмма показывает частоту событий для числа N
или более несчастных случаев со смертельным исходом.
Понятие различия между
индивидуальным и социальным риском часто вводит
исследователей в заблуждение. Приведенный сценарий помогает наглядно разъяснить
различие:
В офисном здании, расположенном поблизости от чрезвычайно взрывоопасного хранилища,
находится 400 человек в течение рабочего дня и один охранник в ночное время. Если
вероятность взрыва в хранилище, ведущего к обрушению здания, величина постоянная в
течение 24 часов, тогда каждый человек в здании подвержен определенному
индивидуальному риску. Данный индивидуальный риск не зависит от количества
присутствующих; он одинаков для всех 400 человек, включая одного человека в ночное
время. В противоположность этому, социальный риск – это риск для целого населения
здания, и в дневное время, когда в здании находятся люди, он в 400 раз выше, чем в ночное,
когда в здании только один человек подвергается риску.
Рисунок 4-3 Стилизованная Диаграмма F/N
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 138
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Раздел 5 – Качественный Подход к Программе Инспектирования с Учётом
Факторов Риска (RBI) (на базе действующей технологической установки)
5.1. Введение
В данном разделе описан качественный подход к использованию факторов риска для
обследования нефтеперерабатывающего производства и нефтехимических технологических
процессов на наличие опасностей, связанных с целостностью оборудования, находящегося
под давлением.
Качественный подход аналогичен количественному анализу, за исключением того, что
качественный подход требует меньшей детализации и не требует значительных затрат по
времени. Не смотря на то, что результаты данного метода на так точны, как результаты
количественного анализа, он обеспечивает базу для определения приоритетов для программы
инспектирования с учётом факторов риска.
Качественный анализ может быть выполнен на любом из следующих уровней:
a) Технологическая установка – пример: Установка по полной переработке сырой нефти.
b) Основная площадь или функциональная секция технологической установки – пример:
вакуумная секция установки по переработке сырой нефти.
c) Система – (основной элемент оборудования и вспомогательное оборудование) – пример:
Атмосферная печь, включая теплообменники предварительного нагрева на подаче и
нагнетательный насос.
В данной главе термин установка будет использоваться в отношении любого из данных
уровней анализа. На качественный метод сильное влияние оказывает количество единиц
оборудования в исследуемой установке. Сравнительные исследования должны основываться
на равных количествах единиц оборудования.
Качественный анализ может быть выполнен при помощи обычной рабочей тетради, как
показано в Приложении А, когда ряд таблиц дает использующему данный метод направление
проведения оценки. Рабочая тетрадь подготовлена на основе философии, предполагающей,
что типовая нефтеперерабатывающая установка может быть оценена в течение нескольких
часов.
Процедуры качественного подхода по программе RBI имеют три функции:
a) Исследование оборудования в пределах видимости для определения требуемого уровня
анализа и необходимости применения дальнейших анализов (качественного анализа RBI
или других технологий).
b) Оценка степени риска в пределах установок и отнесение их на определенную позицию
внутри матрицы рисков.
c) Определение участков потенциальной опасности на предприятии, которые могут быть
включены в программы углубленного исследования.
В первую очередь анализ определяет показатель, представляющий вероятность отказа
оборудования в пределах данного участка, затем показатель, определяющий последствия.
Затем оба показателя комбинируются в матрице рисков для определения степени риска для
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 139
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
установки.
До того, как приступить к более подробным стадиям качественного анализа по программе
RBI, исследователь может выполнить простой осмотр для определения относительных
рисков среди установок.
5.1.1. Категории Установок на Основе Потенциальных Рисков
Качественный анализ определяет категории риска технологической установки посредством
группировки двух элементов риска: вероятности и последствий. Химические вещества,
участвующие в процессе, и физические границы участка исследования должны быть
определены до начала применения качественного анализа.
Следующие разделы представляют обзор показателей, выявленных в процессе проведения
качественного анализа в соответствии с приведенными в рабочей тетради характеристиками
(см. Приложение А).
5.1.2. Категория Вероятности
В Части А Рабочей Тетради рассматривается категория вероятности, которая принята в
результате оценки шести показателей, влияющих на вероятность масштабной утечки.
Каждый показатель взвешивается, и их комбинация дает показатель вероятности. Данный
показатель отмечается на вертикальной оси матрицы рисков (см. График 5-1). Шесть
показателей, определяющих категорию вероятности, приведены ниже:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
Количество единиц оборудования (Коэффициент Отказа Оборудования, ЕF);
Механизмы разрушения (Коэффициент Разрушения, DF);
Уместность проведения исследования (Коэффициент Инспектирования, IF);
Текущее состояние оборудования (Коэффициент Состояния Оборудования, ССF);
Природа процесса (Технологический Фактор, PF);
Конструктивные
особенности
оборудования
(Коэффициент
Механической
Конструкции, MDF).
Сумма данных шести элементов определяет общий коэффициент вероятности. Затем на
основании общего коэффициента вероятности определяется категория вероятности.
5.1.2.1. Коэффициент Вероятности Отказа Оборудования (ЕF) связан с количеством
элементов установки, подверженных потенциальной опасности отказа. ЕF имеет
максимальное значение 15 единиц.
5.1.2.2. Коэффициент Разрушения (DF) является мерой степени риска, связанного с
известными механизмами разрушения в установке. Данные механизмы включают в себя
уровни общей коррозии, растрескивание от усталости металла, воздействие низких
температур, а также деструкция под воздействием высоких температур. Данный коэффициент
набирает наивысшее значение, равное 20 единицам в общей оценке.
5.1.2.3. Коэффициент Инспектирования (IF) является мерой эффективности текущей
программы исследования и её способности выявить активные или ожидаемые механизмы
разрушения в установке. Он исследует виды инспектирования, их полноту, и управление
программой исследования. Данный коэффициент взвешивается отрицательными значениями,
поскольку качество программы исследования частично уравновешивает вероятность отказа,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 140
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
связанную с механизмами разрушения
инспектирования 15 единиц.
п. 5.1.2.2. Максимальное значение показателя
5.1.2.4. Коэффициент Состояния Оборудования (ССF) отвечает за физическое состояние
оборудования в результате технического обслуживания и административно-хозяйственной
деятельности. Выполняется простая оценка текущего состояния и содержания оборудования
посредством визуального осмотра. Показатель ССF имеет максимальное значение 15 единиц.
5.1.2.5. Технологический Фактор (РF) – служит мерой потенциала абнормальных процессов
или нарушений технологического режима, запускающих цепочку событий, ведущую к
разгерметизации. Это функция от числа аварийных остановок системы или прерываний
процесса (запланированных или незапланированных), стабильности процесса, и потенциала
отказа защитных устройств по причине засора, либо по каким-то другим причинам. Фактор
PF измеряется в пределах до15 единиц.
5.1.2.6. Коэффициент Механической Конструкции (MDF) – служит для изменения уровня
безопасности конструктивной части установки: соответствует ли дизайн конструкции
текущим стандартам, а также насколько уникален, сложен, или технически прогрессивен
данный проект. Показатель MDF измеряется в пределах до15 единиц.
5.1.3. Категория Последствий
Существует две основных потенциальных опасности, связанных с нефтеперерабатывающим
производством и нефтехимическими процессами: (a) риск возникновения пожара или взрыва
и (b) риск заражения токсическими веществами. При определении категории последствий
воздействия токсических веществ, программа RBI рассматривает только острое токсическое
воздействие.
Анализ последствий определяет степень разрушений, которые заносятся в Рабочую Тетрадь
Качественного Анализа, Часть В, а также фактор последствий для здоровья, который
заносится в Часть С Рабочей Тетради. Такие расчеты выполняются по каждому химическому
веществу. Многие химические вещества, однако, демонстрируют превалирующий риск (либо
пожар/взрыв, либо токсичность); таким образом, если превалирующий риск для
определенного химического вещества известен, необходимо определить только показатель
данного риска, а не обоих рисков. Последствие, которое составляет самое высокое буквенное
значение категории, используется для качественного определения степени риска. Обратите
внимание, что если химическое вещество не имеет характеристик воспламеняемости, Часть В
может не заполняться; если очевидно, что нет никакой токсической опасности, Часть С может
быть пропущена.
Если на определенном участке присутствуют несколько химических веществ в относительно
высоких процентных концентрациях, необходимо выполнить расчет несколько раз – по
одному разу для каждого химического вещества, присутствующего в достаточно высокой
концентрации. В соответствии с хорошим практическим правилом, необходимо рассмотреть
все химические вещества, имеющие высокий уровень опасности для здоровья, а также
вещества, составляющие порядка 90 – 95% общей массы химикатов на данном участке.
5.1.3.1. Категория Последствий в виде Разрушений, Часть В Рабочей Тетради Качественного
Анализа, выводится из комбинации пяти элементов, определяющих масштабность опасности
пожара и/или взрыва:
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 141
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
a) Присущая тенденция к воспламенению (Химический Коэффициент, CF).
b) Возможное количество выброса (Количественный коэффициент, QF).
c) Способность мгновенного испарения (Коэффициент состояния, SF).
d) Возможность самовозгорания (Коэффициент самовоспламенения, АF),
e) Воздействие избыточного давления (Коэффициент давления, PRF),
f) Инженерно-технические средства безопасности (Коэффициент компенсации, CRF),
g) Степень подверженности опасности (Коэффициент потенциальной степени
разрушений, DPF).
5.1.3.2. Химический коэффициент, CF, присущая химическому веществу тенденция к
воспламенению, выводится как комбинация коэффициента расширения материала и его
индекса реакционной способности. Коэффициенты расширения материалов соответствуют
классу материалов по Классификации 1 Национальной Ассоциации Пожарной Безопасности.
Индекс реакционной способности материала является функцией от показателя, насколько
легко материал взрывается при наличии источника воспламенения.
5.1.3.3. Количественный коэффициент, QF, представляет значение наибольшего количества
вещества, обоснованно ожидаемого при выбросе (утечке) из установки за одно событие.
Коэффициент основывается на наибольшей массе (в фунтах) по данным максимального
количества легковоспламеняющихся веществ в установке.
5.1.3.4. Коэффициент состояния, SF, является мерой того, насколько быстро вещество
испаряется при выбросе в атмосферу. Он определяется из отношения средней температуры
технологического процесса к температуре кипения при атмосферном давлении (в отношении
берутся абсолютные величины температур).
5.1.3.5. Коэффициент самовоспламенения, АF, вносится в Рабочую Тетрадь Качественного
Анализа для отражения возрастающей вероятности возгорания выбрасываемой жидкости при
температурах, превышающий температуру самовоспламенения данного вещества.
5.1.3.6. Коэффициент давления, PRF, является мерой того, насколько быстро может вытекать
жидкость. В основном, жидкости или газы, обрабатываемые при высоких давлениях (свыше
150 фунтов на кв. дюйм), с наибольшей вероятностью высвобождаются с более высокой
скоростью, в результате чего происходит мгновенный выброс с более серьезными
последствиями, чем при продолжительной утечке вещества.
5.1.3.7. Коэффициент компенсации, CRF, отражает запроектированные в установке
инженерно-технические средства, обеспечивающие безопасность технологического процесса.
Такие средства могут играть важную роль в уменьшении негативных последствий
потенциально катастрофических выбросов. Данный коэффициент включает в себя несколько
конструкционных и технологических аспектов:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
g.
h.
i.
Возможность обнаружения газа;
Инертирование окружающей среды;
Надежность систем пожаротушения;
Возможность изоляции;
Защита от взрыва;
Система быстрого слива;
Огнеупорная защита кабелей и конструкций;
Мощность подачи воды в системе пожаротушения;
Наличие стационарных установок пенопожаротушения;
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 142
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
j. Наличие мониторов подачи воды в системе пожаротушения;
k. Водяные завесы.
5.1.3.8. Затем определяется потенциальная опасность повреждения оборудования установки
от пожара или взрыва при помощи Коэффициента потенциальной степени разрушений DPF.
Это достигается посредством приблизительной оценки стоимости оборудования,
находящегося вблизи больших запасов взрывоопасных и легковоспламеняющихся
материалов.
5.1.3.9. Категория Последствий в виде Разрушений находится посредством комбинации
вышеперечисленных показателей и выбора категории из диапазонов данных
скомбинированных показателей.
5.1.3.10. Категория Последствий для Здоровья, Часть С Рабочей Тетради Качественного
Анализа, выводится из следующих элементов, комбинируемых для выражения степени
потенциальной опасности токсического воздействия в установке:
a. Количество и степень токсичности (Коэффициент величины токсического выброса,
TQF).
b. Способность рассеиваться при стандартных условиях процесса (Коэффициент
дисперсности, DIF).
c. Система обнаружения и смягчения воздействия (Коэффициент компенсации, CRF).
d. Наличие людей вблизи источника выброса (Демографический Фактор, PPF).
5.1.3.11. Коэффициент величины токсического выброса (TQF) является мерой, как
количества, так и токсичности вещества. Количественная часть основывается на массе
вещества и определяется аналогичным методом, как описано в разделе о показателе
величины, Часть В. Токсичность вещества определяется на основании приведенных
Национальной Ассоциацией Пожарной Безопасности индексах токсичности, NH.
5.1.3.12. Коэффициент дисперсности
(DIF) является мерой способности вещества
рассеиваться. Он непосредственно зависит от стандартной точки кипения вещества. Чем
выше температура кипения, тем меньше вероятность рассеивания вещества.
5.1.3.13. Коэффициент компенсации (CRF) определяется с целью отражения инженернотехнических устройств, обеспечивающих безопасность. Принимаются во внимание
следующие факторы:
a.
b.
c.
d.
Возможность обнаружения токсичных веществ;
Возможность изоляции;
Система быстрого слива;
Система обнаружения и смягчения воздействия (водяная завеса, и т.д.).
5.1.3.14. Демографический Фактор (PPF) является мерой количества людей, которые
потенциально могут оказаться в зоне выброса токсичных веществ. Значение
демографического фактора показывает, что чем большее число людей находятся в зоне риска,
тем меньший процент населения будет подвержен воздействию. Данное значение
подкреплено реальными данными, полученными из уже имевших место событий выбросов
токсичных веществ.
5.1.3.15. Таким образом, Категория Последствий для Здоровья определяется через
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 143
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
комбинацию вышеперечисленных показателей последствий и выбора категории из
диапазонов данных скомбинированных показателей. Категории последствий (в отношении
здоровья и разрушений) приписывается определенное количество баллов в виде букв, и
наибольшее значение отмечается на горизонтальной оси матрицы рисков для построения
категории риска для установки.
5.1.4. Результаты
Оценка категории вероятности и наивысшие значения категорий последствий для здоровья и
последствий в виде разрушений оборудования используются для помещения каждой
технологической установки в матрицу риска, состоящую из 25 квадратов (5 на 5),
изображенную на Рисунке 5-1. Когда результаты отмечены на матрице, они дают
представление об уровне риска для данной оцениваемой установки. Если качественный
анализ включает несколько материалов или многоэлементную рабочую среду, попадание на
какую-либо установку элемента наивысшего риска, служит лучшим индикатором
необходимости дальнейшей оценки, а также срочности выполнения такой оценки.
5.1.5. Выявление Участков для Проведения Инспектирования
Результаты построения матрицы риска могут быть использованы для выявления участков
потенциальной опасности и принятия решений по поводу того, какие участки
технологической установки наиболее нуждаются в обследовании или применении других
методов снижения риска. Они также могут быть использованы для принятия решения о
целесообразности проведения полного количественного анализа.
Плотность штриховки на рисунке 5-1 указывает на степень потенциального риска. Плотность
штриховки не симметрична, т.к. построена на предпосылке, что практически в любом случае
фактор последствий более весом для определения общего риска, чем элемент вероятности.
Без штриховки совершенно ясно, что по мере того, как точечное отражение на матрице
значений категорий вероятности и последствий движется в направлении верхнего правого
угла матрицы, величина риска возрастает. Обычно компании разрабатывают и применяют
свои собственные критерии для определения того момента, когда возникает необходимость
осуществления количественного анализа по программе RBI, либо адаптации своих практик
поведения анализа.
5.2. Качественный подход к применению RBI (на основе оборудования)
5.2.1. Выводы
Идентифицированные ключевые переменные, влияющие на последствия воспламенения, это
тип жидкости (в широком диапазоне), перечень материалов (снова в широком диапазоне) и
жидкое состояние в технологическом процессе (жидкость или газ). Оперируя только этими
тремя переменными, можно классифицировать последствия воспламенения. Имея
дополнительную информацию о давлении и температуре, классификация может быть
уточнена.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 144
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 5-1 Матрица Риска при Качественном Подходе
Токсические последствия в высокой степени зависят от процентного содержания токсических
жидкостей в технологическом процессе. Высокотоксичные технологические потоки, либо
содержащие определенный процент высокотоксичных элементов, могут быть
классифицированы, используя те же вводные параметры, что и в предыдущем параграфе,
плюс широкий спектр процентного содержания токсических элементов в общем потоке.
Приостановка технологического процесса (финансовый риск) оценивается простым методом
из трех категорий на основе влияния на производство, плюс информация о наличии
мощностей для производства сверх плана, либо нахождение продукта на «проданном рынке».
Вероятность определяется простой оценкой восприимчивости оборудования к одному или
более из шести механизмов разрушения, которые оказывают наибольшее влияние на отказы
оборудования на предприятии. Далее делаются поправки на период времени, истекший с
момента последнего обследования оборудования.
И наконец, определяется предполагаемая частота проведения обследований на основе обеих
категорий – вероятности и последствий отказа.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 145
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Раздел 6 – Обзор Количественного Подхода к Программе Инспектирования
с Учётом Факторов Риска (RBI)
6.1. Введение
Отказ работающего под давлением оборудования и, как следствие, выброс опасных
материалов может привести к множеству нежелательных последствий. Программа RBI свела
такие последствия в четыре основные категории риска:
a. Воспламенение материалов может вызвать повреждения двумя способами: тепловым
излучением и избыточным давлением от взрыва. Большинство разрушений от теплового
излучения происходит в непосредственной близости от очага, в то время как эффект
избыточного давления может вызвать разрушения на значительном расстоянии от очага
взрыва.
b. Выбросы токсических веществ, согласно подходу RBI, принимаются во внимание только
в тех случаях, когда это может повлиять на персонал. Кроме того, рассматриваются только
острые случаи воздействия в противовес длительному воздействию. Выбросы такого
характера могут вызвать последствия на гораздо более значительных расстояниях, чем
выбросы легковоспламеняющихся
веществ. В противоположность выбросам
легковоспламеняющихся
веществ, выбросы токсических веществ не требуют
дополнительных факторов (таких как, источник возгорания в случае с
легковоспламеняющимися материалами) для того чтобы вызвать нежелательные
последствия.
c. Риски, направленные на окружающую среду (экологические риски), являются важным
элементом для любого исследования общих рисков на нефтеперерабатывающем
предприятии. Программа RBI фокусируется на острых экологических рисках в большей
степени, чем на хронических рисках от выбросов низких концентраций. Вред
окружающей среде может быть нанесен в результате выбросов множества веществ;
однако, превалирующий экологический риск исходит от выброса большой массы жидких
углеводородов за пределы предприятия.
d. Потери от приостановки работы часто превышают затраты на оборудование и ущерб,
нанесенный окружающей среде и, следовательно, должны приниматься в расчет
программой RBI. Затраты на замену технологического оборудования (принимаемые в
расчет при оценке повреждений от рисков воспламенения) могут быть весьма
незначительными по сравнению с потерями от простоя ключевого оборудования на
протяжении определенного периода времени.
Обзор присвоенных приоритетов в соответствии с количественным подходом по программе
RBI приведен на Рисунке 6-1. Применение данного подхода начинается с подбора данных о
технологическом процессе, оборудовании, и другой информации, содержащейся в базе
данных RBI. Затем разрабатываются различные сценарии, для того чтобы смоделировать,
каким образом могут произойти утечки и как далее может развиваться ситуация вплоть до
возникновения нежелательных событий. В количественных расчетах RBI один из четырех
определяющих факторов сценария утечки это размер отверстия в оборудовании. Поскольку
существует прямая зависимость между размером отверстия и сценарием, данные
определения часто используют как взаимозаменяемые.
Расчет степени риска выполняется для каждого сценария для всех четырех категорий, при
необходимости. Затем, путем суммирования отдельных элементов риска из расчета по
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 146
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
каждому сценарию (размер отверстия), находится показатель степени риска для каждой
единицы оборудования.
Рисунок 6-1 Обзор Количественного Подхода по Программе RBI
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 147
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
6.2. Обзор Последствий
Последствия выбросов опасных веществ оцениваются в пять отчетливых ступеней:
a. Оценить скорость (мощность) выброса или общую доступную массу вещества.
b. Определить скорость распространения: рассеивается ли жидкость стремительно
(мгновенно) или медленно (продолжительное время).
c. Определить, диспергируется ли жидкость в атмосфере в жидком состоянии или
газообразном.
d. Оценить эффективность всех систем обнаружения и смягчения воздействия.
e. Оценить последствия.
Как показано на Рисунке 6-2, последствия для окружающей среды напрямую зависят от
скорости (мощности) выброса или массы вещества. Но, риски, связанные с потерями от
приостановки работы (финансовые риски) выводятся непосредственно из результатов,
найденных для событий воспламенения материалов.
6.2.1. Оценка Скорости (Мощности) Выброса
Методология RBI группирует все выбросы по двум типам: мгновенные и непрерывные.
Мгновенные выбросы – это те выбросы, которые опустошают содержимое емкости за
относительно короткий отрезок времени, как в случае разрыва от хрупкости сосуда.
Непрерывные выбросы это те выбросы, которые продолжаются длительное время с
относительно постоянной скоростью. Раздел 7.5. описывает правила, по которым выбросы
относятся к той или иной категории. Затем, при помощи уравнений моделируются сценарии
для двух данных типов выбросов.
6.2.2. Предсказание Исхода
В контексте анализа RBI, исход выброса относится к физическому поведению опасной среды.
Примеры исходов: безопасный выброс (рассеивание), взрыв, или струя пламени. Не следует
путать исходы с последствиями. Для анализа RBI, последствия (рассмотрены в следующем
разделе) относятся к негативному воздействию на людей, оборудование, и окружающую
среду как результат «исхода».
Фактический исход выброса зависит от природы и свойств вещества. Ниже приведено
краткое обсуждение возможных исходов событий различных типов.
6.2.2.1. Результат Воздействия Воспламеняющегося Вещества
Шесть возможных исходов могут быть результатом выброса легковоспламеняющегося
вещества:
a. Безопасное выброс (дисперсия) происходит, когда легковоспламеняющееся вещество
высвобождается и рассеивается без возгорания. Жидкость рассеивается до концентраций,
ниже его предела воспламенения до того, как сталкивается с источником воспламенения.
Несмотря на то, что воспламенения не происходит, все же возможно, что выброс
легковоспламеняющегося вещества (в основном жидкости) может нанести вред
окружающей среде. Вопросы вредного воздействия на окружающую среду
рассматриваются отдельно.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 148
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
b. Струя пламени возникает при поджигании газа, жидкости или двухфазного выброса с
высоким кинетическим импульсом. Уровень излучения обычно высок в
непосредственной близости к факелу. Если выброс не поджигается немедленно, может
образоваться легковоспламеняющееся облако или шлейф. При возгорании облако может
вспыхнуть или прогореть, образуя факел.
c. Взрывы происходят при определенных условиях, когда фронт пламени продвигается
очень быстро. Взрыв вызывает разрушения волной избыточного давления, вызванной
фронтом пламени.
d. Внезапная Вспышка огня возникает, когда облако вещества сгорает при условиях, не
вызывающих значительного избыточного давления. Последствия вспышки не столь
значительны внутри периметра и поблизости от горящего облака. Вспышки не создают
значительного избыточного давления, способного разрушить оборудование.
e. Огненный шар возникает, когда происходит возгорание большого количества топлива,
после того, как топливо лишь в ограниченной степени перемешивается с окружающим
воздухом. Термический эффект от огненного шара распространяется далеко за пределы
границ шара, но обычно огненный шар имеет кратковременное существование.
f. Пожар пролива возникает при возгорании проливов легковоспламеняющейся жидкости.
Влияние теплового излучения ограничено участком, окружающим пролив.
6.2.2.2. Токсическое Воздействие
При выбросе токсического вещества возможны два исхода: безопасное рассеивание или
проявление токсических воздействий.
Для того, чтобы токсическое воздействие имело место, должны выполняться два условия:
a. Выброс должен достичь места нахождения людей в достаточной концентрации.
b. Выброс должен быть достаточно длительным, чтобы проявилось влияние токсических
веществ.
Если одно из условий не выполняется, то выброс токсического вещества заканчивается
безопасным выбросом (рассеиванием) - технический термин, используемый в оценке риска
для обозначения того, что инцидент миновал порог прохождения/отказа (См. Раздел 6.2.3).
Если оба из вышеописанных условий (концентрация и длительность) выполняются, и при
этом присутствуют люди, происходит воздействие токсических веществ.
6.2.2.3. Воздействие на Окружающую Среду
С точки зрения экологии, безопасный выброс происходит, если выброс вещества полностью
остается в физических границах предприятия. Если вещество невозможно удержать в
границах предприятия, выброс становится разливом опасного вещества. Загрязнение
почвенных вод
рассматривается как выброс, выходящий за физические границы
предприятия.
6.2.2.4. Приостановка Процесса (Финансовый Риск)
Эффект от приостановки технологического процесса анализируется на основании
последствий события возгорания. Таким образом, возможные исходы, ассоциируемые с
анализом приостановки технологического процесса, совпадают с ранее перечисленными
исходами для результатов воздействия воспламенения веществ.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 149
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 6-2 Обзор Определения Последствий
6.2.3. Применение Моделей Воздействий для Оценки Последствий.
Первые два шага в определении последствий определяет исход с точки зрения физических
явлений. Третий шаг – конвертация исходов в последствия. Модели воздействий, известные
также как критерии влияния, используются для оценки последствий от определенного исхода.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 150
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Программа RBI использует два отчетливых типа критериев влияния для оценки последствий
данного исхода: прямая модель эффектов и пробит. Прямые модели воздействий
используются для определения последствий возгорания, загрязнения окружающей среды и
приостановки работы установки, а пробит используется для оценки последствий
токсических выбросов.
Прямые модели воздействий используют подход прохождения/отказа для предсказания
последствий от данного исхода. Предполагается, что никакого воздействия не наблюдается,
если исход ниже установленного порога. Предполагается единственной воздействие от
любого исхода, который находится выше установленного порога. Такой подход довольно
неточный, поскольку, в действительности наблюдается целый ряд воздействий для ряда
исходов.
Пробит (за исключением раздела вероятности) – это статистический метод оценки
последствий. Он отражает обобщенную зависимую от времени связь для переменной,
имеющей вероятностный исход, описанный методом нормального распределения. Пробит
имеет среднее значение, равное 5 единицам и отклонение, равное 1 единице.
6.3. Обзор Вероятности
Анализ вероятности начинается с базы данных частоты отказов, характерных для данного
типа оборудования. Данные частоты для специфического типа оборудования затем
корректируются двумя факторами – Коэффициент Корректировки оборудования (FE) и
Коэффициент оценки систем управления (FM). Скорректированная частота отказов
рассчитывается умножением частоты отказов для специфического типа оборудования на два
корректирующих коэффициента. Анализ вероятности выполняется при помощи следующего
уравнения:
Частота скорректированная = Частота для специфического типа х FE х FM (6.1)
База данных частот отказов для специфических типов оборудования основана на подборе
доступных историй отказов оборудования многочисленных предприятий. На основании этих
данных разрабатываются вероятности отказа для каждого типа оборудования и каждого
диаметра трубы.
Коэффициент корректировки оборудования исследует специфическую окружающую среду, в
которой эксплуатируется каждый тип оборудования, затем разрабатывается корректирующий
коэффициент, уникальный для данной единицы оборудования.
Коэффициент оценки систем управления подбирается для оценки влияния систем управления
безопасностью процесса на предприятии на механическую целостность производства.
Данная корректировка применяется одинаково ко всем единицам исследуемого оборудования.
Данный коэффициент дает различие только для анализа на разных предприятиях, либо
разных установках с различными системами управления. Тем не менее, процесс оценки
может быть использован для улучшения эффективности программы управления
безопасностью процесса, тем самым, уменьшая общий риск.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 151
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
6.4. Определение Риска
Если программа RBI определяет риск как продукт последствий и вероятности отказа, то с
математической точки зрения, риск для какого-либо сценария определяется следующим
образом:
Риск s = Сs x Fs
(6.2)
где
S = номер сценария
Сs = последствие (площадь в фут2 или $) для сценария, s
Fs = частота отказов (в год) для сценария, s
Для каждой единицы оборудования риск является суммой рисков для всех сценариев данной
единицы оборудования. Единицы измерения рисков определяются в зависимости от
интересующих последствий: согласно подходу RBI, фут2 в год - для последствий возгорания
или токсических последствий; $ в год – для экологических последствий или приостановок
технологического процесса. Риск для единицы оборудования определяется по формуле:
Риск единицы = ∑ Риск s
s
(6.2)
где
Риск s = риск для сценария (фут2 или $ в год)
Риск единицы = риск для единицы оборудования (фут2 или $ в год)
Ниже приведен пример расчета риска.
Предположим, что после проведения расчетов вероятности и последствий, мы получили
следующие результаты по единице оборудования:
Сценарий
Вероятность
Частота (в год)
Последствия
Риск
Разрушения
Разрушение
Оборудования
Оборудования
-6
утечка ¼ дюйма
6,9 х 10
540 кв. фут
.0037 кв.фут/год
утечка 1 дюйм
1,7 х 10 -5
7 500 кв.фут
.1275 кв.фут/год
утечка 4 дюйма
1,7 х 10 -6
17 500 кв.фут
.0289 кв.фут/год
Разрыв
1,0 х 10 -6
130 000 кв. фут
.13 кв.фут/год
Общий риск разрушения оборудования для данной единицы – 0.29 кв.фут/год
Примечание: при оценке рисков для каждого размера отверстия, практически в равной степени
доминируют риски для отверстия, диаметром 1 дюйм и разрыва емкости. На первый взгляд,
интуитивно, это может показаться несоответствующим действительности, но тщательное
исследование применяемых методов иногда может выявить неожиданные результаты,
подразумевающие действия, на первый взгляд не являющиеся очевидными.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 152
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Раздел 7 – Анализ Последствий
7.1. Введение
Анализ последствий по программе RBI выполняется для того, чтобы помочь построить
относительную классификацию единиц оборудования на основе степени риска.
Представленные в данном разделе средства измерения последствий предназначены для
упрощенной оценки расстановки относительных приоритетов для программы исследования.
Если необходимы более точные данные оценки последствий, следует прибегнуть к более
точным методам анализа, таким как те, которые используются в количественном анализе
рисков.
Обзор определения последствий по программе RBI показан на Рисунке 7-1. Последствия от
выброса опасной жидкости оцениваются в семь отчетливых ступеней:
a. Определение типичного вещества и его свойств (Раздел 7.2);
b. Выбор ряда размеров отверстий для определения возможного диапазона последствий в
оценке риска (Раздел 7.3);
c. Оценка общего количества жидкости, которое может высвободиться (Раздел 7.4);
d. Оценка потенциальной скорости (мощности) выброса (Раздел 7.5);
e. Определение типа выброса (Раздел 7.6);
f. Определение окончательной фазы вещества, т.е. жидкость или газ (Раздел 7.7);
g. Оценка ответной реакции от выброса (Раздел 7.8);
h. Определение участка, потенциально находящегося в зоне воздействия, либо
относительных затрат в связи с утечкой вещества по причине простоя производства или
необходимости очистки окружающей среды (Раздел 7.9).
7.2. Определение типичного вещества и его свойств
Поскольку лишь немногие потоки рабочей среды на нефтеперерабатывающих производствах
являются чистыми жидкостями, выбор вещества практически всегда построен на некоторых
предпосылках. Такие предпосылки и чувствительность результатов зависят в некоторой
степени от типа последствий, которые должны быть оценены. Таблица 7-1 представляет
список материалов, смоделированный программой RBI для Базового Технического
Документа (BRD).
Для смесей веществ, типичная среда должна определяться в первую очередь по показателям
нормальной точки кипения и молекулярного веса, и во вторую очередь плотностью вещества.
Если данные свойства неизвестны, необходимо рассчитать их следующим образом:
Свойство смеси = ∑ χi х Свойствоi
где
χi = мольная доля элемента, а Свойствоi может быть температурой точки кипения при
нормальных условиях, молекулярным весом или плотностью.
Свойства жидкостей обычно могут быть найдены в стандартных справочниках по химии.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 153
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7-1 Обзор Определения Последствий по Программе RBI
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 154
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Следует отметить, что в соответствии с моделью последствий RBI, температура точки
кипения при нормальных условиях используется в определении фазы материала после
выброса, а также либо молекулярный вес, либо плотность используются для определения
скорости выброса, в зависимости от исследуемого вещества (жидкость или газ). Однако, для
оценки последствий важно учитывать следующее:
Результаты оценки последствий возгорания не являются высокочувствительными для
выбранного конкретного материала, если молекулярный вес материалов идентичен,
поскольку свойства дисперсии в воздухе и теплота сгорания одинаковы для всех
углеводородов с одинаковым молекулярным весом. Это в особенной степени относится к
алканам с прямой цепью, и в меньшей степени относится к соединениям по мере того, как
они становятся менее насыщенными или ароматическими.
Следовательно, необходимо очень осторожно применять формулы RBI для оценки
последствий к материалам (таким как углеводороды ароматического ряда, хлорированным
углеводородам, и т.д.), еще не классифицированным в Базовом Техническом Документе
(BRD). В таких случаях рекомендуется проведение ряда тестов с использованием
количественного анализа последствий для более корректного выбора правильных
материалов, дающих аналогичные области значений последствий.
Свойства жидкостей, относящиеся к типичным средам Базовом Техническом Документе
(BRD), приведены в Таблице 7-2. Константы Ср (теплоёмкость газа при постоянном
давлении) используются в Уравнении Теплоемкости Идеального Газа: А + ВТ + СТ2 + DT3
(Дж/моль-К).
Например, применяя вышеописанный метод, вещество, содержащее 10 моль % С3, 20 моль %
С4, 30 моль % С5, 30 моль % С6, и 10 моль % С7 будет иметь следующие средние «ключевые»
свойства:
Молекулярный вес (mw) = 74,8
Температура самовоспламенения (AIT) = 629,8°F
Температура нормальной точки кипения (NBP) = 102,6°F
Плотность = 38,1 фунт/фут3
Таким образом, лучшим выбором вещества из списка типичных сред будет С3 –С5, поскольку
свойство первостепенной важности – NBP, и выбор типичной среды с показателем NBP
выше, чем у рассматриваемых жидкостей был бы неконсервативным.
Если смесь содержит неактивные вещества, такие как СО2, вода, и т.д.,
легковоспламеняющиеся / токсические вещества, являющиеся предметом исследования,
должны быть выбраны, исключая данные вещества. Это в некоторой степени
приблизительная предпосылка, результатом которой являются в некоторой степени
консервативные результаты, но в этом случае оценка для данного процесса будет довольно
корректной. Например, если вещество состоит из 93 молей % воды и 7 молей % С20,
необходимо просто принять вещество как С20, используя соответствующий кадастр
углеводородов.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 155
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Таблица 7-1 – Список материалов, смоделированных в Базовом техническом документе
(BRD) RBI
Представительные Соединения
Примеры Применяемых Материалов
С1-С2
С3-С5
Метан, этан, этилен, сжиженный природный газ
Пропан, бутан, изобутан, сжиженный нефтяной
газ
Пентан
Бензин, нафта, легкая фракция прямой гонки,
гептан
Дизель, керосин
Реактивное топливо, керосин, атмосферный
газойль или
Газойль, типичная сырая нефть
Остаток, тяжелая сырая нефть
Только водород
Только сероводород
Фтористый водород
Вода
Пар
Кислота низкого давления со щёлочью
Кислота низкого давления со щёлочью
Кислота низкого давления со щёлочью
Бензол, толуол, ксилол
Стирол
С5
С6-С8
С9-С12
С13-С16
С17-С25
С25+
Н2
Н2S
HF
Вода
Пар
Кислота (низкая)
Кислота (средняя)
Кислота (высокая)
Ароматические углеводороды
Стирол
Таблица 7-2 Свойства Типичных Сред Базового Технического Документа (BRD)
Жидкость
Молекулярный
вес
Плотность,
Фунт/фт3
Нормальная
точка
кипения, F°
Нормальное
состояние
Ср газа
Константа
А
Ср газа
Константа
В
Ср газа
Константа
С
Ср газа
Константа
D
Температура
самовозгорания,
F°
Примечание: Рейд, Роберт С. И другие «Свойства газов и жидкостей», 4-е Издание, МкГроу-Хилл, Нью-Йорк,
1987.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 156
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7.3. Выбор области размеров отверстий
Для расчета степени риска в соответствии с программой RBI на практике, необходимо
выбрать обоснованную область размеров отверстий. Было бы непрактично выполнять
расчеты степени риска для широкого диапазона размеров отверстий. Опыт показывает, что
ограничение размерного ряда позволяет осуществить анализ с реальными трудозатратами, но
в тоже время отражающий диапазон возможных исходов.
Метод RBI использует заранее определенный размерный ряд. Такой подход обеспечивает
возможность воспроизведения реальных условий и последовательности исследований, а
также облегчает автоматизацию процесса при помощи программного обеспечения.
Метод RBI определяет размеры, представляющие случаи с небольшими, средними, большими
отверстиями, а также случай с разрывом. Область значений размеров выбирается таким
образом, чтобы оценить потенциальные внутренние и внешние последствия. Для внутренних
последствий, небольшие и средние размеры обычно связаны с доминирующими рисками по
причине их большей вероятности и потенциалу для последствий внутри установки. Для
внешних последствий, средние и большие размеры будут связаны с доминирующими
рисками. Для оценки как внутренних, так и внешних рисков, и получения правильных
результатов для единиц оборудования, программа RBI обычно использует четыре варианта
размеров на одну единицу оборудования.
Таблица 7-3 представляет размеры отверстий, выбранные для программы RBI.
Таблица 7-3 определяет возможные размеры, используемые для определения степени риска.
В зависимости от конкретной единицы оборудования, не все размеры могут быть физически
применимы. Следующие параграфы представляют обзор, каким образом следует выбирать
размеры для специфического оборудования:
7.3.1. Выбор Размеров Отверстий для Труб
Для трубопроводов обычно используются четыре стандартных размера отверстий: ¼ дюйма,
1 дюйм, 4 дюйма, и разрыв трубы, при условии, что диаметр утечки не превышает диаметра
трубы (меньше или равен). Например, труба, диаметром 1 дюйм может иметь только два
размера отверстий – ¼ дюйма и разрыв, т.к. наибольший возможный выбор эквивалентен
размеру отверстия 1 дюйм. 4-дюймовая труба может иметь три вида размеров отверстий: ¼
дюйма, 1 дюйм, и разрыв по той же самой причине.
7.3.2. Выбор Размеров Отверстий для Емкостей под Давлением
Для всех видов и размеров емкостей под давлением принимается четыре вида размеров
отверстий. Типы оборудования, включенного в общую классификацию, следующие:
a. Емкость – стандартная емкость под давлением, такая как отбойный газожидкостный
сепаратор, аккумулятор, или реактор.
b. Фильтр – стандартные типы фильтров или сетчатый фильтр.
c. Колонна – ректификационные колонны, абсорберы, стрипперы.
d. Корпус теплообменника – межтрубная зона ребойлеров, конденсаторов,
теплообменников.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 157
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
e. Трубы теплообменника – внутритрубное пространство ребойлеров, конденсаторов,
теплообменников.
f. Лопастные вентиляторы – теплообменники лопастного типа.
Таблица 7-3 – Размеры Отверстий, Используемые в Количественном Анализе RBI
Размер Отверстия
Небольшое
Среднее
Большое
Разрыв
Диапазон
0 – ¼ дюйма
¼ - 2 дюйма
2 – 6 дюймов
> 6 дюймов
Представительное Значение
¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
Диаметр трубы вплоть до
максимума – 16 дюймов
7.3.3. Выбор Размеров Отверстий для Насосов
Предполагается, что насосы могут иметь три возможных размера отверстий: ¼ дюйма, 1
дюйм, и 4 дюйма. Если линия всасывания имеет диаметр меньше 4 дюймов, последний
возможный размер в ряду – полный диаметр линии всасывания. Разрывы не моделируются
для насосов, а использование трех значений размеров для насосов соответствует
историческим данным об отказах насосов.
7.3.4. Выбор Размеров Отверстий для Компрессоров
Как для центробежных компрессоров, так и для компрессоров поршневого типа, используется
две величины размеров отверстий: 1 дюйм и 4 дюйма (или полный разрыв трубы на
всасывающей линии, в зависимости от того, который из диаметров меньше). Выбор только
двух вариантов соответствует историческим данным об отказах компрессоров.
7.3.5. Выбор Размеров Отверстий для Резервуара хранения нефтепродуктов под
давлением, близким к атмосферному.
Резервуары для хранения нефтепродуктов под давлением, близким к атмосферному, имеют
уникальные характеристики, требующие специфических размеров отверстий. Обычно они
окружены бермой, создающей вторичную защитную оболочку для утечки. Дно резервуара
может протекать продолжительный период времени до того, как утечка будет обнаружена, что
ведет к заражению почв.
Программа RBI предполагает, что такие резервуары располагаются, по крайней мере,
частично, над поверхностью земли, и что время обнаружения утечки зависит от применяемых
методов обнаружения. Вследствие вышеуказанных причин и ограничений, принимаются
следующие значения отверстий и расположений для
резервуаров для хранения
нефтепродуктов под давлением, близким к атмосферному:
a. ¼ дюйма, 1 дюйм, и 4 дюйма – для утечек из надземных частей резервуаров.
b. Разрыв стенки резервуара, либо разрыв донной части, при условии, что при разрыве дна
содержимое может вытекать свободно на поверхность земли вокруг резервуара.
c. ¼ дюйма и 1 дюйм в донной части резервуара для хранения нефтепродуктов под
давлением, близким к атмосферному.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 158
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7.4. Оценка Общего Количества Жидкой Среды, Доступной для Выброса
Определение последствий по программе RBI требует установления верхнего предела для
количества жидкости, доступного для выброса из единицы оборудования (в соответствии с
данными о максимальном количестве среды). Теоретически, общее количество жидкости,
которое может быть высвобождено, - это то количество, которое содержится внутри
оборудования, находящегося под давлением, как, например, в резервуарах и трубопроводах
между изолирующими задвижками, которые могут быть быстро перекрыты. На практике,
операции при чрезвычайных обстоятельствах могут занимать определенный промежуток
времени, необходимый для закрытия задвижек с ручным приводом, освобождения секции,
или остановки утечки каким-либо другим способом. Кроме того,
дросселирование
трубопроводов и разницы высот отметок помогают эффективно замедлить или остановить
утечку.
Примечание: Расчет максимального количества среды, представленный в данном разделе, используется как
верхний предел и не дает значение количества жидкости, которое может быть высвобождено при всех сценариях
утечек.
Количественный подход RBI не использует подробного гидравлического моделирования для
каждой среды. Вместо этого, используется простая процедура определения массы жидкости,
которая могла бы практически высвободиться в случае утечки. Когда оценивается
определенная единица оборудования, соответствующее максимальное количество среды
комбинируется с соответствующими значениями для другого смежного оборудования, из
которого практически может быть добавлена масса жидкости к разгерметизировавшемуся
оборудованию. Эти единицы оборудования вместе формируют Группу Оборудования с
Жидкой Средой. Процедура оценивает доступную массу жидкости как меньшую из двух:
a. Масса жидкости на данную единицу оборудования плюс масса, которая может быть
добавлена к данной массе в течение 3 минут из Группы, принимая стабильный расход
жидкости из протекающей единицы оборудования, но ограничиваясь 8-дюймовой
утечкой в случае разрыва.
b. Общая масса моделируемой жидкости в Группе Оборудования с Жидкой Средой,
связанной с данной единицей оборудования.
Трехминутный предел для добавленной жидкости основан на динамике сценария большой
утечки. При большой утечке протекающая ёмкость начнет опустошаться, в то время как
дополнительная емкость будет поставлять содержимое для подпитки утечки. Большие утечки
могут длиться не более нескольких минут, поскольку оператор по многим параметрам может
определить существование утечки. Промежуток времени, в течение которого будет
подпитываться разрыв, ожидается в пределах от 1 до 5 минут. Трехминутный отрезок
времени был выбран как промежуточное значение данного интервала. Несмотря на то, что
данная предпосылка о трехминутном отрезке времени не может равнозначно применяться к
небольшим утечкам, гораздо менее вероятно, что небольшие утечки будут продолжаться
настолько долго, чтобы опустошить разгерметизировавшуюся ёмкость и продолжать
опустошать другие ёмкости.
7.4.1. Единицы Оборудования
Максимальные количества сред, содержащихся внутри определенных единиц оборудования,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 159
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
могут быть составлены посредством выполнения расчета. Следуя приблизительной
методологии определения рисков (некоторые из них содержатся в API RP 521), могут быть
использованы следующие предпосылки, представленные в Таблице 7-4 (обратите внимание,
что следует использовать нормальные рабочие уровни, при наличии информации):
Таблица 7-4 – Предпосылки, используемые при расчете максимального количества
сред, содержащихся внутри определенных единиц оборудования
Единица Оборудования
Жидкость/Колонны с жидкостью
Тарельчатая колонна (рассматривается как две
единицы)
Верхняя часть
Донная часть
Отбойники или Сушилки
Аккумуляторы и Гребенки
Сепараторы
Насосы и Компрессоры
Теплообменники
Топки
Трубопроводы
Процентная Масса
50% каждого материала
50% пара
50% жидкости
10% жидкости
50% жидкости
50% массы каждого материала/ фазы
Ничтожно малое количество
50% в межтрубном пространстве, 25% во
внутритрубном пространстве
50% жидкости/50% пара в трубах
100% наполненности
7.4.2. Системы Жидкостей
Для систем жидкостей, определяются типичные группы оборудования, для которых при
отказе внутри группы последствия могут быть идентичными. Примеры таких систем
жидкостей могут быть следующие:
a.
b.
c.
d.
e.
Донная часть ректификационной колонны, её ребойлер, и соответствующая обвязка.
Аккумулятор и его отводящие трубопроводы.
Длинный трубопровод питательной линии.
Резервуар для хранения и его отводящие трубопроводы.
Ряд теплообменников и соответствующая обвязка.
Когда группы трубопроводов и оборудования установлены, добавляются максимальные
количества сред на единицу оборудования с целью получения группы оборудования с жидкой
средой. Данная ведомость жидкостей будет использоваться для каждой единицы
оборудования, входящей в группу.
7.4.3. Паровые Системы
Для паровых систем, группа включает в себя следующее стандартное оборудование и
трубопроводы:
a. Верхняя часть ректификационной колонны, трубопроводы верхней разводки, и
верхний конденсатор.
b. Вентиляционный коллектор, его отбойник, и отводящая линия.
Для паровых систем, тем не менее, максимальное количество среды, вероятно, не будет
состоять из количества пара в единицах оборудования, а с наибольшей вероятностью из
потоков жидкостей, проходящих через систему. Следовательно, было бы целесообразно
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 160
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
использовать данные о расходах для определенного промежутка времени (предположим, 60
минут) и, далее, использовать соответствующее значение максимального количества среды.
Если расход неизвестен, поскольку испарение может иметь место также и из систем
жидкости, предпочтительно просто использовать максимальное количество среды для
группы оборудования с жидкой средой на входе в установку. Однако это может привести в
некоторой степени к более консервативному значению максимального количества среды.
7.4.4. Двухфазовые Системы
Для двухфазовых систем, таких как сепараторы, с большой долей вероятности будет
использоваться ведомость потенциальных продуктов утечки, основываясь на предпосылке,
что выброс происходит из нижней части единицы оборудования. Но и в данном случае
возможен некоторый консерватизм. Для двухфазных трубопроводов максимальное
количество потенциальных продуктов утечки на входе в установку может быть основано на
предпосылке, что если основная часть продукта жидкость, то определяться должно
максимальное количество жидкой среды. С другой стороны, если максимальное количество
потенциальных продуктов утечки на входе в установку в основном состоит из двухфазовых
веществ или газов, в таком случае может быть рассчитано максимальное содержание
парообразных веществ с поправкой на жидкую часть.
7.5. Оценка Расхода Выброса
Анализ последствий по программе RBI моделирует все выбросы по одному из двух типов:
a. Мгновенные – называемые также «выхлоп»;
b. Непрерывные – известные как «шлейф».
Мгновенный выброс происходит настолько быстро, что жидкость рассеивается как одно
большое облако или пролив. Непрерывный выброс происходит в течение более длительного
времени, позволяя жидкости разливаться в форме вытянутого эллипса (в зависимости от
погодных условий). В начале анализа, неизвестно, образует ли жидкость «выхлоп» или
«шлейф». Следовательно, в первую очередь необходимо определить теоретическую скорость
выброса, затем рассудить, какой тип выброса наиболее вероятен.
Расход выброса зависит от физических свойств материала, исходной фазы, и условий
процесса. Необходимо подобрать правильное уравнение для определения скорости выброса
на основании фазы, в которой вещество находится внутри установки, и режим выброса (со
скоростью звука и ниже скорости звука). Уравнения двухфазовых потоков не приводятся с
целью упрощения задачи.
Необходимо знать исходное состояние вещества – жидкость или газ. «Состояние» это фаза
опасного материала, который может оказаться за пределами емкости или трубопровода, до
контакта с атмосферным воздухом (т.е. испарение и аэрозолизация не принимаются в расчет
на данном этапе).
Для двухфазовых систем (конденсаторы, сепараторы, выпариватели, ребойлеры, и т.д.),
необходимо правильно определить, каким образом применить модель для анализа. В
большинстве случаев, выбор жидкости как исходного состояния более консервативен, но
может быть предпочтителен. Исключение может быть сделано для двухфазовых
трубопроводов. В данном случае, максимальное содержание потенциальных продуктов
утечки на входе в установку может быть основана на предпосылке, что если основная часть
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 161
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
продукта на входе, который может высвободиться парообразное вещество, то выбран должен
быть «пар». Результаты также должны быть соответственно проверены на консерватизм.
Предполагается также, что единицы оборудования, содержащие двухфазные веществ, имеют
весьма близкие максимальные содержания потенциальных продуктов утечки; данная
предпосылка должно помочь не переоценить результаты расчета. Уравнение скорости
(мощности) выброса выглядит следующим образом:
7.5.1. Расчет скорости (мощности) выброса жидкости
Выброс жидкости через отверстие с рваными краями описаны в работе Бернулли и
Торричелли (Пери и Грин, 1984) и может быть рассчитан по формуле:
Где
QL = скорость высвобождающейся жидкости (фунт/сек),
Сd = коэффициент выброса,
А = площадь поперечного сечения отверстия (кв. фут),
r = плотность жидкости (фунт/фут3),
DP = разность между давлением на входе в установку и атмосферным давлением (фунт/кв.
дюйм),
Gc = коэффициент перевода из фунтов силы в фунты массы (32,2 фунта массы – 1
фунт/фунт силы – сек2).
Коэффициент выброса для полностью турбулентного потока из отверстия с рваными
краями равен от 0,60 до 0,64. Для расчетов по программе RBI рекомендуется значение 0,61.
Вышеприведенное уравнение используется как для испаряющихся, так и неиспаряющихся
жидкостей.
7.5.2. Уравнение для расчета скорости выброса газа
Существует два режима потока газа через отверстие: звуковой (или приглушенный) для более
высоких значений внутреннего давления и дозвуковой для потоков более низкого давления.
Следовательно, скорость выброса газа рассчитывается в две ступени. На первой ступени
определяется тип режима потока. На второй ступени оценивается скорость выброса,
используя уравнение для специфического режима потока. Следующее уравнение помогает
определить давление, при котором режим потока переходит из звукового в дозвуковой:
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 162
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Ptrans = давление перехода (фунт/дюйм2),
Ра = атмосферное давление (фунт/дюйм2),
К = Ср/Сv
Ср = теплоемкость идеального газа при постоянном давлении (Брит.тепловая единица/-фунт моль °F),
Сv = теплоемкость идеального газа при постоянном объеме (Брит.тепловая единица/фунт моль °F).
В случае если давление внутри единицы оборудования выше, чем Ptrans, используется
уравнение для определения скорости выброса газа при звуковом режиме. Если давление ниже
или равно Ptrans , используется уравнение для определения скорости выброса газа при
дозвуковом режиме.
7.5.3. Расчет скорости выброса газа при звуковом режиме
Выброс газов со скоростью звука через отверстие (Пери и Грин, 1984) может быть рассчитан
следующим образом:
где
Wg (sonic) = скорость выброса газа, звуковой режим (фунт/сек),
Сd = коэффициент выброса (для газа Cd = 0,85 до 1),
А = площадь поперечного сечения отверстия (кв. фут),
Р = давление на входе (фунт/дюйм2),
М = молекулярный вес (фунт/фунт–моль),
R = газовая постоянная (10,73 фут3- фунт/дюйм2/фунт-моль°R),
Т = температура на входе (°R).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 163
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7.5.4. Расчет скорости выброса газа при дозвуковом режиме
Выброс газов со скоростью ниже скорости звука через отверстие может быть рассчитан
следующим образом:
где
Wg (subsonic) = скорость выброса газа, дозвуковой режим (фунт/сек)
Остальные параметры соответствуют параметром из предыдущей формулы.
7.6. Определение Типа Выброса
Для оценки воздействия от выброса мгновенного типа, по сравнению с воздействием от
выброса непрерывного типа, используются различные методы. Рассчитанные последствия
могут отличаться весьма значительно, в зависимости от выбранного типа того или иного
выброса. Следовательно, очень важно отнести выброс к правильной категории по типу
выброса.
Нижеприведенные критерии основаны на обзоре исторических данных о пожарах и взрывах,
которые показывают, что взрыв ничем не сдерживаемого парообразного облака имеет
большую вероятность, если за короткий промежуток времени высвобождается свыше 10 000
фунтов жидкости. В моделировании непрерывных выбросов используется более низкая
вероятность взрыва парообразного облака (VCE) вследствие утечки. Следовательно,
использование данного порога значений для определения последствий непрерывного выброса
отражает тенденцию для масс жидкости менее 10 000 фунтов, высвобождающихся за
короткий временной промежуток, заканчиваться внезапной вспышкой пожара облака пара с
большей вероятностью, чем взрывом.
Нижеследующая процедура приведена для определения соответствующего
моделирования выброса. Процедура изображена на Рисунке 7-2.
метода
Рисунок 7-2 Процедура Определения Типа Выброса
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 164
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7.7. Определение Конечной Фазы Жидкости
Характеристики дисперсии жидкости после выброса в высокой степени зависят от фазы
вещества (т.е. жидкой или газообразной) в окружающей среде. Если не происходит изменения
фазы жидкости, попадающей из устойчивого состояния рабочих условий в устойчивое
состояние условий окружающей среды, конечная фаза жидкости будет той же, что и исходная
фаза. Однако, если бы жидкость имела тенденцию к изменению фазы в момент выброса, то
фазу вещества было бы трудно оценить с целью определения последствий. Таблица 7-5 дает
доступные указания для определения фазы жидкости с целью определения последствий, в
случае если более сложные методы определения недоступны. При использовании данного
метода возможны консультации с техническим персоналом установки.
Таблица 7-5 Указания по Определению Фазы Жидкости
Фаза жидкости в устойчивом
состоянии рабочих условий
Газ
Газ
Жидкость
Фаза жидкости в устойчивом
состоянии внешних условий
Газ
Жидкость
Газ
Жидкость
Жидкость
Определение конечной фазы
для расчета последствий
Моделируется как газ
Моделируется как газ
Моделируется как газ, если
точка кипения жидкости в
условиях окружающей среды
не выше 80°F, в противном
случае
моделируется
как
жидкость
Моделируется как жидкость
a. Все «маленькие» (1/4 дюйма) отверстия моделируются как непрерывные утечки.
b. Если 10 000 фунтов вытекают менее, чем за 3 минуты, выброс из отверстия данного
размера считается мгновенным и моделируется как выброс типа «выхлоп».
c. Все выбросы, характеризующиеся меньшей скоростью, моделируются как
непрерывные.
7.8. Оценка Систем Смягчения Воздействия Утечки
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 165
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Оценка систем смягчения воздействия утечки является окончательным шагом анализа
последствий. На данной стадии, различные системы смягчения воздействия утечки
оцениваются на эффективность снижения влияния выброса опасных материалов.
7.8.1. Подход к Оценке систем смягчения воздействия утечки
Два ключевых параметра определены для оценки систем смягчения воздействия утечки:
продолжительность утечки и уменьшение распространения опасных материалов.
Продолжительность выброса является важным параметром для оценки последствий от
воздействия токсических веществ и последствий воздействия на окружающую среду.
Легковоспламеняющиеся материалы быстро достигают устойчивых концентраций,
следовательно, продолжительность утечки не является значительным фактором для
легковоспламеняющихся материалов.
Финансовые риски, связанные с приостановкой
работы, оцениваются непосредственно на основании результатов последствий от воздействия
легковоспламеняющихся материалов. Таким образом, эти риски также не являются
высокочувствительными к продолжительности утечек.
По вышеуказанным причинам, необходимо применение различных подходов для оценки
смягчения воздействия утечки для 4 типов последствий, анализируемых в соответствии с
программой RBI. Специфические подходы для каждого типа последствий кратко описаны
ниже.
7.8.1.1. Выброс легковоспламеняющегося материала
В случае выбросов легковоспламеняющихся материалов, изолирующие клапаны служат для
снижения скорости или объема выброса на определенную величину, в зависимости от
качества таких систем.
7.8.1.2. Выбросы токсических веществ
Продолжительность утечки оценивается по типу систем обнаружения и изоляции утечек.
Продолжительность в данном случае используется как прямой показатель для определения
последствий токсического выброса. Системы смягчения, такие как водяные завесы, служат
для снижения распространения материала, что, в свою очередь, уменьшает конечные
негативные последствия.
7.8.1.3. Выбросы в Окружающую Среду
Вредные последствия для окружающей среды предотвращаются двумя способами:
физические барьеры служат для сдерживания вредных веществ внутри установки, а системы
обнаружения и изоляции ограничивают продолжительность утечки. В соответствии с
программой RBI, масса среды, содержащейся внутри оборудования, прямо учитывается при
расчете массы пролива. Системы обнаружения и изоляции служат для уменьшения
продолжительности утечки и, таким образом, конечной массы выброса.
7.8.3. Оценка Систем Смягчения Воздействия Утечек
Все нефтехимические производства имеют в распоряжении ряд систем смягчения
воздействия, предназначенных для обнаружения, изоляции, и уменьшения воздействия
выбросов опасных материалов. Программой RBI разработана упрощенная методика оценки
эффективности различных типов систем смягчения.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 166
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Системы смягчения воздействия оказывают влияние на выбросы различными путями.
Некоторые системы уменьшают продолжительность воздействия посредством обнаружения и
изоляции утечки. Другие системы минимизируют шансы на воспламенение или
распространение материала. В соответствии с RBI, системы смягчения воздействия делятся
на два вида:
a. Системы, обнаруживающие и изолирующие утечку.
b. Системы, непосредственно воздействующие на опасные материалы с целью уменьшения
последствий.
7.8.3. Оценка Систем Обнаружения и Изоляции
Системы обнаружения и изоляции оцениваются двухступенчатым методом:
a. Определение класса применяемой системы обнаружения и изоляции.
b. Привлечение специфического раздела расчета последствий с целью оценки
воздействия системы обнаружения и изоляции на последствия.
Таблица 7-6 дает руководство по присвоению соответствующего рейтинга в буквенном
выражении (А, В, или С) системе обнаружения и изоляции определенной установки.
Данный буквенный рейтинг далее используется в разделе оценки последствий для
определения воздействия системы обнаружения и изоляции на конечные последствия.
Обратите внимание, что Система Обнаружения класса А обычно устанавливаются только
на
специальных
химических
производствах
и
редко
используются
в
нефтеперерабатывающей промышленности. В настоящем документе информация о них
приведена для полноты данных.
Информация, представленная в Таблице 7-6, используется только в процессе оценки
последствий выбросов непрерывного типа. Другими словами, если в течение 3 минут
вытекает более 10 000 фунтов углеводородов, процесс оценки эффективности
обнаружения и изоляции не применяется.
Используя технику анализа человеческого фактора, показатель качества систем
обнаружения и изоляции переходит в показатель продолжительности утечки. Общая
продолжительность утечки, представленная в Таблице 7-7, равна сумме следующих
показателей времени:
a. Время, затраченное на обнаружение утечки.
b. Время, затраченное на анализ инцидента и принятие решения по корректирующим
действиям.
c. Время на завершение соответствующих корректирующих действий.
Значения, приведенные в Таблице 7-7, предлагаются для применения программой RBI. Если
у пользователей имеется доступ к более корректной информации, относительно показателей
времени по работе операторов систем, можно использовать другие значения, вместо
приведенных в Таблице 7-7.
7.8.4. Оценка Систем Прямого Воздействия
Не существует стандартного подхода к оценке эффективности систем прямого воздействия на
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 167
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
опасные материалы с целью смягчения воздействия. По этой причине системы смягчения
воздействия данного типа предназначены для каждого типа последствий в отдельности.
Смотри подробности в разделе 7.9.
7.9. Определение Последствий Выброса
Следующие разделы документа представляют методику по определению степени
последствий для каждой из четырех основных категорий последствий: возгорания,
токсического воздействия, воздействия на окружающую среду, и приостановку процесса.
7.9.1. Обзор Оценки Последствий
Четыре основных категории последствий анализируются различными способами:
a. Последствия возгорания и воздействия токсических веществ определяются
посредством использования цепочек событий для определения возможностей
различных исходов (например, внезапных вспышек пожара, взрыва облака пара), в
комбинации с суммарными уравнениями на основе компьютерного моделирования с
целью определения масштабности последствий.
b. Приостановка процесса (финансовые риски) оцениваются как функция от результата
последствий возгорания.
c. Последствия воздействия на окружающую среду определяются непосредственно на
основании массы вещества, доступной для выброса или на основании скорости
выброса.
Таблица 7-6 Классификация Систем Обнаружения и Изоляции
Тип Системы Обнаружения
Приборы, специально сконструированные для обнаружения
потерь материалов по изменению рабочих условий (т.е.
потери давления или расхода) в системе.
Детекторы, расположенные таким образом, чтобы
определять присутствие материала за пределами
находящейся под давлением емкости.
Визуальное обнаружение, камеры, или детекторы с
предельным покрытием
Тип Системы Изоляции
Системы изоляции или перекрытия, активизирующиеся
непосредственно от приборов процесса или детекторов, без
вмешательства оператора
Системы изоляции или перекрытия, активизирующиеся
оператором из комнаты управления или других
соответствующих помещений, отдаленных от места утечки
Изоляция, осуществляющаяся при помощи задвижек с
ручным приводом
Классификация Систем
Обнаружения
А
В
С
Классификация Систем Изоляции
А
В
С
Таблица 7-7 Продолжительность Утечки на Основании Класса Системы Обнаружения и
Изоляции
Класс Системы
Класс Системы
Продолжительность Утечки
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 168
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Обнаружения
Изоляции
А
А
А
В
А
С
В
А или В
В
С
С
А, В, или С
20 минут для диаметра ¼ дюйма
10 минут для диаметра 1 дюйм
5 минут для диаметра 4 дюйма
30 минут для диаметра ¼ дюйма
20 минут для диаметра 1 дюйм
10 минут для диаметра 4 дюйма
40 минут для диаметра ¼ дюйма
30 минут для диаметра 1 дюйм
20 минут для диаметра 4 дюйма
40 минут для диаметра ¼ дюйма
30 минут для диаметра 1 дюйм
20 минут для диаметра 4 дюйма
1 час для диаметра ¼ дюйма
30 минут для диаметра 1 дюйм
20 минут для диаметра 4 дюйма
1 час для диаметра ¼ дюйма
40 минут для диаметра 1 дюйм
20 минут для диаметра 4 дюйма
Расчет последствий возгорания и воздействия токсических веществ был выполнен при
помощи программного обеспечения для выполнения анализа воздействия опасных веществ,
включая атмосферную дисперсию и режимы моделирования последствий. Как будет описано
в следующих разделах, данные на выходе обрабатываются таким образом, чтобы иметь
удобную для использования форму, т.е. последствия сопоставляются непосредственно с
параметрами выбросов. В результате, последствия оцениваются при помощи ряда
эмпирических уравнений, использующих в качестве вводных данных величины скорости
выброса (для непрерывных выбросов) или масса (для мгновенных выбросов). По желанию
пользователей программы RBI, можно заменять сопоставимые модели дисперсии и
последствий в стандартных обобщенных уравнениях, приведенных в данной разделе.
7.9.2. Типичные Вводные Данные
Компьютерное моделирование, используемое для определения конечных последствий,
требует ввода специфических данных о метеорологических условиях и выбросах. В качестве
метеорологических условий для анализа последствий по программе RBI были использованы
типичные для северной части побережья Мексиканского залива среднегодовые показатели.
Предположительные вводные данные приведены ниже:
a.
b.
c.
d.
e.
Температура окружающего воздуха 70˚F;
Относительная влажность воздуха 75˚F;
Скорость ветра 8 миль/час;
Класс стабильности D;
Параметр шероховатости поверхности 0,1 (типичный для перерабатывающих
производств);
f. Начальные величины давления и температур, типичные для условий переработки при
среднем давлении в пределах нефтеперерабатывающей установки.
g. Парообразные и жидкие выбросы из резервуара с насыщенной жидкостью,
ориентированные горизонтально по направлению ветра на высоте 10 футов над
бетонной поверхностью.
Анализ показывает, что данные предпосылки
диапазона производственных условий.
удовлетворяют требованиям широкого
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 169
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7.9.3. Последствия Возгорания / Взрыва
Относительно легковоспламеняющихся материалов, программа RBI измеряет последствия с
точки зрения размера подвергнувшегося воздействию участка в результате возгорания
выброса. Существует несколько потенциальных исходов в результате любого выброса
легковоспламеняющегося материала; однако, RBI определяет единый комбинированный
результат как среднее из всех возможных исходов, взвешенных с точки зрения возможности.
Возможность определенного исхода не следует путать с вероятностью выброса (см. Раздел 8).
Возможность определенного исхода предполагает такую возможность, что определенное
физическое явление (исход) будет иметь место после выброса, если он произойдет.
Потенциальный исход выброса для легковоспламеняющихся материалов может быть
следующим:
a.
b.
c.
d.
e.
f.
Безопасный выброс (дисперсия) SD;
Струя пламени JF;
Взрыв облака пара VCE;
Внезапная вспышка FF;
Огненный шар BL;
Пожар пролива РF.
Краткое описание каждого вида исхода было представлено в разделе 6.2.2.1.
7.9.3.1. Процедура Анализа Последствий Возгорания
Определение последствий возгорания было в огромной степени упрощено для данного
Базового Технического Документа, что позволяет исследователю определить
приблизительную меру последствий, располагая только следующей информацией:
a. Типичный материал и его общие свойства.
b. Тип и фаза дисперсии.
c. Скорость или масса выброса, в зависимости от типа дисперсии и компенсационных
мер по смягчению воздействия.
7.9.3.1.1. Результаты последствий выводятся, следуя нижеприведенной пошаговой
процедуре:
Шаг 1. Определить тип выброса и фазу дисперсии.
Шаг 2. Выбрать соответствующую типу выброса таблицу:
− Таблица 7-8 для выброса непрерывного типа, при котором самовозгорание
маловероятно.
− Таблица 7-9 для выброса мгновенного типа, при котором самовозгорание
маловероятно.
− Таблица 7-10 для выброса непрерывного типа, при котором самовозгорание вероятно.
− Таблица 7-11 для выброса мгновенного типа, при котором самовозгорание вероятно.
Шаг 3. Когда правильная таблица выбрана, необходимо выбрать нужную часть таблицы для
получения данных:
1. Левая часть для газов;
2. Правая часть для жидкостей.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 170
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Шаг 4. Выбрать нужную колонку на основании интересующего воздействия:
− Зона разрушения оборудования.
− Зона несчастных случаев с потенциальным смертельным исходом.
Шаг 5. Выбрать уравнение в нужной колонке, соответствующей типичному материалу.
Шаг 6. Заменить переменную Х в уравнении на скорость выброса или массу, в зависимости
от типа выброса. Полученное в результате значение - величина подверженного воздействию
участка в квадратных футах, полученная на основании взвешенной возможности.
Таблица 7-8 Уравнения для определения последствий Непрерывного Выброса –
а
Самовозгорание маловероятно
Материал
Конечная Фаза Газ
Зона разрушения Зона несчастных
оборудования
случаев с
(фут2)
потенциальным
смертельным
исходом, (фут2)
Конечная Фаза Жидкость
Зона разрушения Зона несчастных
случаев с
оборудования
потенциальным
(фут2)
смертельным
исходом, (фут2)
Примечание: Затененная область означает случаи, в которых уравнения неприменимы.
х = общая скорость выброса, фунт/сек;
А = площадь, фут2;
а
Маловероятно, если температура процесса менее температуры самовозгорания плюс 80°F.
Таблица 7-9 Уравнения для определения последствий Мгновенного Выброса –
а
Самовозгорание маловероятно
Материал
Конечная Фаза Газ
Зона разрушения Зона несчастных
оборудования
случаев с
(фут2)
потенциальным
смертельным
исходом, (фут2)
Конечная Фаза Жидкость
Зона разрушения Зона несчастных
оборудования
случаев с
(фут2)
потенциальным
смертельным
исходом, (фут2)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 171
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Примечание: Затененная область означает случаи, в которых уравнения неприменимы.
х = общая масса выброса, фунт;
А = площадь, фут2;
а
Маловероятно, если температура процесса менее температуры самовозгорания плюс 80°F.
Таблица 7-10 Уравнения для Определения Последствий Непрерывного Выброса –
а
Самовозгорание Вероятно
Материал
Конечная Фаза Газ
Зона разрушения Зона несчастных
оборудования
случаев с
2
(фут )
потенциальным
смертельным
исходом, (фут2)
Конечная Фаза Жидкость
Зона разрушения Зона несчастных
оборудования
случаев с
2
(фут )
потенциальным
смертельным
исходом, (фут2)
Примечание: Затененная область означает случаи, в которых уравнения неприменимы.
х = общая скорость выброса, фунт/сек;
А = площадь, фут2;
а
Температура процесса должна быть, по крайней мере, на 80°F выше температуры самовозгорания.
Таблица 7-11 Уравнения для определения последствий Мгновенного Выброса –
а
Самовозгорание Вероятно
Материал
Конечная Фаза Газ
Зона разрушения Зона несчастных
оборудования
случаев с
(фут2)
потенциальным
смертельным
Конечная Фаза Жидкость
Зона разрушения Зона несчастных
оборудования
случаев с
(фут2)
потенциальным
смертельным
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 172
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
исходом, (фут2)
исходом, (фут2)
Примечание: Затененная область означает случаи, в которых уравнения неприменимы.
х = общая масса выброса, фунт;
А = площадь, фут2;
а
Температура процесса должна быть, по крайней мере, на 80°F выше температуры самовозгорания
7.9.3.2. Таблицы последствий, к которым мы обращались в вышеописанной процедуре,
были составлены посредством трехступенчатого процесса:
Шаг 1. Предсказание возможностей различных исходов.
Шаг 2. Расчет последствий для каждого типа исходов.
Шаг 3. Комбинирование последствий в единое эмпирическое уравнение на основании
взвешенной возможности.
a. Шаг 1 – Предсказание Возможностей Исходов Возгорания.
Каждый исход – это результат дерева событий. Дерево событий, как показано на Рисунке 7-3,
были использованы RBI для визуального изображения возможных цепочек событий, которые
ведут к каждому исходу. Дерево событий также используются для того, чтобы показать, как
разнообразные индивидуальные возможности событий следует комбинировать для расчета
возможности для всей цепочки событий.
Для определенного типа выброса фактором, определяющим исход выброса
легковоспламеняющегося материала, является возможность и время возгорания. Три
возможности, изображенные в виде дерева событий, выглядят следующим образом:
возгорания не происходит, раннее возгорание, и позднее возгорание.
Возможные исходы в соответствии с Цепочкой событий для всех типов выбросов
представлены в Таблицах 7-12 и 7-13 (по типам выбросов и материалов). Каждый табличный
ряд содержит возможности для каждого потенциального исхода по каждому материалу.
Цепочки событий, разработанные для стандартного анализа рисков, были использованы для
разработки относительных возможностей исходов. Возможности возгорания были основаны
на ранее разработанных корреляциях. В целом, возможности возгорания находятся как
функция от следующих параметров жидкости:
Температура самовоспламенения (AIT);
Температура вспышки;
Индекс горючести Национальной Ассоциации Пожарной Безопасности.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 173
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Область воспламеняемости (область, лежащая между верхним и нижним пределами
воспламеняемости).
Если жидкость вытекает при температуре намного выше её температуры самовоспламенения
(минимум на 80°F), то возможности возгорания изменяется значительно. Это отражено в
Таблицах 7-12 и 7-13.
b. Шаг 2 – Расчет Последствий для Каждого Исхода
Чтобы рассчитать последствия определенного события, в первую очередь необходимо
определить пороговые значения, необходимые для того, чтобы вызвать специфические
последствия. Такие пороговые значения называют критериями воздействия.
Программой RBI используются 2 набора критериев воздействия для определения размера
участка, подверженного воздействию: разрушения оборудования и количество смертельных
исходов среди персонала.
Критерии Разрушения Оборудования:
•
•
•
Избыточное давление при взрыве - 5 фунтов на кв. дюйм;
Тепловой излучение – 12 000 брит. тепловых ед. /час-фут2 (струя пламени и пожар
пролива);
Внезапная вспышка огня – 25% площади внутри нижних пределов воспламеняемости
(LFL) облака в момент возгорания.
Критерии количества смертельных исходов среди персонала:
•
Избыточное давление при взрыве - 5 фунтов на кв. дюйм;
• Тепловой излучение – 4 000 брит. тепловых ед. /час-фут2 (струя пламени и пожар
пролива, огненный шар);
• Внезапная вспышка огня внутри нижних пределов воспламеняемости (LFL) облака в
момент возгорания.
Набор типичных материалов был подвергнут анализу по программе анализа опасностей для
определения зон последствий для всех потенциальных исходов. Зоны последствий затем
сопоставляются со значениями скорости или массы выбросов (отмечаются точками на
графике) для получения соответствующей кривой. Если отмечать данные точки на двойной
логарифмической шкале, кривые последствий превращаются в прямые линии, которые могут
быть подставлены в уравнение, связывающее зоны последствий со значениями скорости или
массы выбросов.
Уравнения последствий представлены в следующей форме:
А=axb
(7.5)
где
A = зона последствий (фут2),
a, b = постоянные, зависящие от материала и последствий,
х = скорость выброса (фунт/сек для непрерывных выбросов) или масса выброса (фунт для
мгновенных выбросов).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 174
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Последствия выбросов легковоспламеняющихся материалов не зависят в высокой степени от
продолжительности выброса, поскольку большинство жидкостей достигают стабильного
состояния размера или «пятна» в течение короткого отрезка времени при рассеивании в
атмосфере. Единственное исключение составляет пожар пролива, возникающий в результате
непрерывной утечки жидкости. Если легковоспламеняющиеся жидкости вытекают
непрерывно, последствия от пожара пролива будут зависеть от продолжительности утечки и
общей массы выброса.
Для пожаров проливов, программой RBI принимается размер защитной дамбы 100 на 100
футов (10 000 кв. футов) и оцениваются последствия от возгорания участка пролива данной
площади.
Шаг 3 – Расчет Комбинированной Зоны Последствий
Уравнение, представляющее единственную зону последствий для комбинации возможных
исходов, может быть выведено для каждого их четырех типов выбросов и конечных фаз
веществ. Комбинированная зона последствий определяется при помощи двух шагов:
1. Умножение величин зоны последствий для каждого исхода (результат Уравнения
7.5) на соответствующие возможности из дерева событий (из Таблицы 7-12 или 713). Если критерий воздействия использует только часть зоны последствий
(например, вспышка огня занимает только 25% зоны в пределах LFL для
разрушения оборудования), необходимо использовать в уравнении эту величину.
2. Сложение всех результатов последствие-возможность, найденных в процессе Шага
1.
Уравнение, суммирующее результат процесса, приведено ниже:
А comb = P1A1 + P2A2 +…. + PiAi
(7.6)
где
А comb = комбинированная зона последствий (кв. фут),
Pi = возможность специфического события, из Таблицы 7-8 или 7-9,
Ai = зона последствий индивидуального исхода, из Уравнения 8.5 (кв.фут).
Процедура комбинирования уравнений последствий для всех потенциальных исходов
представлена для ряда типичных материалов. Результаты приведены в Таблице 7-14 для
непрерывного типа выбросов и Таблице 7-15 для мгновенных выбросов.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 175
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7-3 Дерево Событий в соответствии с программой RBI
Мгновенный Выброс
Непрерывный Выброс
Таблица 7-12 Возможности Специфических Событий – Непрерывный Выброс а
Самовозгорание Вероятно
Конечная Фаза Жидкость – Температура процесса выше температуры самовоспламенения
(AIT)
Жидкость
Возможности Исходов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 176
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Возгорание
Взрыв
Огненный
шар
Вспышка
Струя
пламени
Пожар
пролива
Конечная Фаза Газ – Температура процесса выше температуры самовоспламенения (AIT)
Жидкость
Возгорание
Взрыв
Возможности Исходов
Огненный
Вспышка
шар
Струя
пламени
Пожар
пролива
Примечание: Затененные области представляют физически невозможные исходы
а
Температура процесса должна быть, по крайней мере, на 80°F выше температуры самовозгорания
Таблица 7-13 Возможности Специфических Событий – Мгновенный Выброс а
Самовозгорание Вероятно
Конечная Фаза Жидкость – Температура процесса выше температуры самовоспламенения
(AIT)
Жидкость
Возгорание
Взрыв
Возможности Исходов
Огненный
Вспышка
шар
Струя
пламени
Пожар
пролива
Конечная Фаза Газ – Температура процесса выше температуры самовоспламенения (AIT)
Жидкость
Возгорание
Взрыв
Возможности Исходов
Огненный
Вспышка
шар
Струя
пламени
Пожар
пролива
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 177
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Примечание: Затененные области представляют физически невозможные исходы
а
Температура процесса должна быть, по крайней мере, на 80°F выше температуры самовозгорания
Таблица 7-14 Возможности Специфических Событий – Непрерывный Выброс а
Самовозгорание Маловероятно
Конечная Фаза Жидкость – Температура процесса ниже температуры самовоспламенения
(AIT)
Жидкость
Возгорание
Взрыв
Возможности Исходов
Огненный
Вспышка
шар
Струя
пламени
Пожар
пролива
Конечная Фаза Газ – Температура процесса ниже температуры самовоспламенения (AIT)
Жидкость
Возгорание
Взрыв
Возможности Исходов
Огненный
Вспышка
шар
Струя
пламени
Пожар
пролива
Примечание: Затененные области представляют физически невозможные исходы
а
Маловероятно, если температура процесса менее температуры самовозгорания плюс 80°F.
Таблица 7-15 Возможности Специфических Событий – Мгновенный Выброс а
Самовозгорание Маловероятно
Конечная Фаза Жидкость – Температура процесса ниже температуры самовоспламенения
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 178
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
(AIT)
Жидкость
Возгорание
Взрыв
Возможности Исходов
Огненный
Вспышка
шар
Струя
пламени
Пожар
пролива
Конечная Фаза Газ – Температура процесса ниже температуры самовоспламенения (AIT)
Жидкость
Возгорание
Взрыв
Возможности Исходов
Огненный
Вспышка
шар
Струя
пламени
Пожар
пролива
Примечание: Затененные области представляют физически невозможные исходы
а
Маловероятно, если температура процесса менее температуры самовозгорания плюс 80°F.
7.9.3.2. Корректировка Масштабности Выбросов на Основании Систем Смягчения
Воздействия
Корректировки характеристик выброса на основании систем обнаружения, изоляции и
смягчения воздействия приведены в Таблице 7-16. Данные значения основаны на инженерной
оценке и опыте эксплуатации в определении мер по смягчению в количественном анализе
рисков. См. 7.8.2. характеристики процесса.
Таблица 7-16 Корректировки характеристик выброса на основании систем смягчения
воздействия
Классификация Систем предотвращения последствий утечки
Обнаружение
Изоляция
Корректировка Последствий
А
А
Уменьшает скорость или массу выброса на 25%
А
В
Уменьшает скорость или массу выброса на 20%
А или В
С
Уменьшает скорость или массу выброса на 10%
В
В
Уменьшает скорость или массу выброса на 15%
С
С
Последствия не корректируются
Система смягчения воздействия
Корректировка Последствий
Сброс давления в системе одновременно с
Уменьшает скорость или массу выброса на 25%
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 179
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
системой изоляции класса В или выше
Система разбавления противопожарной водой и
мониторинг
Система Мониторинга с противопожарной
водой (только)
Система разбрызгивания противопожарной
пены
Уменьшает площадь зоны последствий на 20%
Уменьшает площадь зоны последствий на 5%
Уменьшает площадь зоны последствий на 15%
7.9.3.3. Предпосылки и Ограничения
Процедура моделирования последствий по программе RBI является в высокой степени
упрощенным подходом к относительно сложному предмету. Вследствие уровня
симплификации, процедура включает в себя значительное число подразумеваемых
предпосылок, в дополнение к тем, которые могли бы быть частью более глубокого анализа. В
данном разделе будет выделено несколько из наиболее важных предпосылок, связанных с
упрощением подхода, но, тем не менее, мы не ставим перед собой цели всестороннего
подхода к рассмотрению данного вопроса.
a. Зона Последствий не отражает информации по поводу того, где именно происходит
разрушение. Струя пламени и пожар пролива имеют тенденцию создавать зоны
разрушений, локализованные вокруг точки выброса, а взрывы паров и вспышки огня
могут вызвать разрушения на большом расстоянии от точки выброса.
b. Использование фиксированного набора условий для метеорологии и ориентации
выброса является значительным упрощением подробного расчета последствий, т.к.
данные факторы могут иметь серьезное влияние на результат.
c. Использование стандартизированного дерева событий для различных исходов и их
последствий, а также возможности возгорания, является ограничением метода RBI.
Данные факторы узко специфичны для конкретной площадки, и использующий
данную программу должен понимать, что они выбраны для отражения типичных
условий нефтехимической промышленности.
7.9.4. Последствия от Воздействия Токсических Веществ
Токсические жидкости подобны легковоспламеняющимся веществам в том плане, что не все
токсические выбросы заканчиваются единственным типом последствий. Сами по себе
фторид водорода (HF), аммиак и хлор представляют только токсическую опасность. С другой
стороны, некоторые токсические вещества, такие как сероводород H2S, одновременно и
токсичны и легковоспламеняемы. Однако, любое токсическое вещество при смешивании с
углеводородами, может представлять как опасность воспламенения, так и токсического
воздействия. Программа RBI предусматривает любые из этих возможностей.
Программа RBI оценивает риски, ассоциируемые с четырьмя токсическими веществами, с
которыми обычно связаны токсические риски в нефтеперерабатывающей промышленности:
фторид водорода (HF), сероводород (H2S), аммиак (NH3), и хлор (Сl). Идентичный подход
может быть использован для оценки рисков от воздействия других токсических веществ.
7.9.4.1. Развитие Сценария
Выбор сценария выполняется в соответствии с методикой, представленной в разделе 7.2, на
основании выбранных размеров отверстий – ¼ дюйма, 1 дюйм, 4 дюйма и разрыв.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 180
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Продолжительность выброса принимается исследователем в зависимости от обстоятельств
выброса. Скорость выброса (жидкости или паров) рассчитывается, как показано в разделе
7.4.
7.9.4.2. Предельные Концентрации Веществ
Общим правилом является то факт, что нет необходимости оценивать токсический выброс,
если концентрация вещества внутри единицы оборудования находится на уровне значения
IDLH (Непосредственной опасности для жизни или здоровья) или ниже. Для фторида
водорода (HF) – это значение 30 миллионных долей, для H2S – 300 миллионных долей, для
NH3 - 300 миллионных долей, и для Cl - 30 миллионных долей.
7.9.4.3. Типичные Материалы
Если высвобождающийся материал не является чисто токсическим веществом, необходимо
использовать типичный материал с целью моделирования выброса. Типичный материал
необходимо выбирать на основании таких свойств, как средняя температура точки кипения,
плотность, и молекулярный вес смеси. Поскольку HF подавляет пламя, последствия
возгорания могут не приниматься в расчет для концентраций HF, превышающих 65 моль %.
7.9.4.4. Скорость / Масса Выброса
7.9.4.4.1. В большинстве случаев фторида водорода HF хранится, транспортируется и
перерабатывается в форме жидкости. Тем не менее, токсическое воздействие, связанное с
выбросом жидкого HF в атмосферу, имеет место вследствие рассеивания (дисперсии)
токсического облака пара. Токсическое облако паров HF может возникать непосредственно
вследствие выброса жидкости, либо вследствие испарения из жидкого пролива. В
соответствии с программой RBI, начальной фазой HF принимается жидкость; модели для
зоны расчета токсического воздействия выбросов жидкого HF принимают во внимание как
возможность непосредственного выброса, так и испарение пролива. Для моделирования
выбросов фторида водорода, программа RBI использует следующие рекомендации:
a. Если в выбросе содержится фторида водорода (HF) как элемент смеси, находится
массовая доля HF, и
b. Для расчета значения зоны токсического воздействия используются только скорость
(или масса) выброса для элемента HF.
7.9.4.4.2. Поскольку сероводород (H2S) по причине его низкой температуры точки кипения
перерабатывается в виде газа или, в случае, когда H2S перерабатывается под высоким
давлением, выброс бывает стремительным. В обоих случаях выброс H2S в атмосферу
сопровождается стремительным формированием токсического облака пара. Для
моделирования выбросов сероводорода программа RBI использует следующие
рекомендации:
a. Если в выбросе содержится сероводород (H2S) как элемент смеси, находится массовая
доля H2S, и
b. Если начальная фаза вещества – газ, то для определения скорости выброса (или
массы) используется массовая доля только H2S; полученное значение скорости (или
массы) выброса используется для определения значения зоны токсического
воздействия, или
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 181
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
c. Если начальная фаза вещества – жидкость, массовая доля H2S используется для
нахождения скорости (или массы) выброса газообразного облака, состоящего только
из H2S; полученное значение используется для определения зоны воздействия.
7.9.4.4.3. Для непрерывных выбросов скорость выброса рассчитывается в соответствии с
разделом 7.4. Программа RBI использует упрощенный подход к моделированию выбросов
смесей. Если вещество является смесью, итоговая скорость выброса токсического вещества
должна определяться посредством умножения массовой доли токсического элемента смеси на
предварительно рассчитанную скорость выброса. Например, если начальная фаза материала
выброса 1 весовой % H2S в газойле, вещество имеет потенциал как для токсического
воздействия, так и для возгорания от паров, а также потенциал возгорания от жидкости.
Следовательно, необходимо выполнить следующую процедуру, используя С17 как типичный
материал:
a. Рассчитать скорость выброса жидкости для С17 в соответствии с разделом 7.4.
b. При оценке последствий от возгорания, необходимо рассчитать потенциальную зону
последствий в соответствии с разделом 7.8.1. и выбрать худшие показатели из
следующих:
1. Результат воздействия легковоспламеняющегося вещества С17, используя 100%
скорость выброса;
2. Результат воздействия легковоспламеняющегося вещества H2S на основании
1% скорости выброса.
c. Рассчитать результат токсического воздействия H2S, используя 1% скорости выброса.
Для мгновенных выбросов используется вышеописанная процедура с заменой скорости
выброса на максимальную массу вещества.
7.9.4.5. Продолжительность Выброса
7.9.4.5.1. Потенциальные последствия от воздействия токсических веществ
оцениваются по программе RBI на основании обоих показателей:
продолжительности выброса и скорости (мощности) выброса, в то время
как последствия возгорания по программе RBI зависит только от скорости
выброса. Продолжительность выброса зависит от следующих факторов:
a. Общая масса среды в единице оборудования и связанной с ней группе оборудования.
b. Время на обнаружение утечки и изоляцию.
c. Любые ответные меры, принимаемые в данном случае.
7.9.4.5.2. По программе RBI максимальная продолжительность выброса принимается
равной 1 часу по следующим двум причинам:
Ожидается, что персонал предприятия, принимающий меры к ликвидации аварии,
выполнит процедуру изоляции аварийного участка и приведет в действие систему по
смягчению воздействия для сокращения длительности выброса.
Данные по токсичности HF, используемые в оценке воздействия токсической дозы,
основаны на тестировании, проводимом на животных во временном промежутке от 5
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 182
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
до 60 минут.
7.9.4.5.3. Как изложено в разделе 7.5., продолжительность выброса может быть
оценена как общее количество среды в системе, деленное на начальную
скорость выброса. Поскольку найденная величина может превысить 1 час, в
расчет могут приниматься различные системы, значительно уменьшаемые
это время (изоляционные клапаны и быстродействующие системы
обнаружения утечки). Время должно рассчитываться для каждого
конкретного случая. Реальная продолжительность выброса принимается как
минимальное из следующих значений:
a. Один час.
b. Общая масса среды, деленная на скорость выброса.
c. Значения, приведенные в Таблице 7-7 (продолжительности выбросов на основании
класса систем обнаружения и изоляции), плюс время, требуемое для полного
опустошения изолированного участка через отверстие.
7.9.4.6. Критерии Токсического Воздействия
Токсическое воздействие является функцией от двух компонентов: время воздействия и
концентрация. Данные два компонента совмещаются для получения результата воздействия,
называемого токсическая доза.
В соответствии с программой RBI, степень вреда, нанесенного токсическим выбросом,
напрямую зависит от значения токсической дозы. RBI связывает токсическую дозу со
степенью вреда, используя функцию пробит. С целью определения токсического воздействия
паров, пробит (укороченная форма статистического метода оценки) представлена следующим
образом:
где
Pr = мера процентного показателя населения, подвергающегося определенному уровню
вредного воздействия,
С = концентрация вещества (частиц на миллион),
t = время воздействия (минут),
А, В, N = математические константы, используемые для формулирования уравнения пробит
функции, каждая токсическая жидкость имеет свое значение – А, В, или N.
Программа RBI использует фиксированное значение вероятности смертельного исхода (50%)
для определения токсического воздействия. Такой уровень соответствует значению пробит
5.0.
7.9.5. Оценка Последствий
Инструмент анализа последствий используется для ряда значений скорости и
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 183
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
продолжительности выброса для построения графика зоны последствий токсического
воздействия. Продолжительность мгновенных (менее 3 минут), 5-минутных (300 сек), 10минутных (600 сек), 20-минутных (1200 сек), 40 минутных (2400 сек), и 1-часовых выбросов
оценивается для получения зон последствий воздействия токсических веществ для
различных значений скорости выброса.
7.9.5.1. Зона Последствий
Зона воздействия токсических паров теоретического непрерывного выброса приблизительно
имеет форму эллипса, как показано на Рисунке 7-4. Следовательно, зона воздействия облака
на основании консервативного предположения покрывает эллиптическую поверхность и
рассчитывается по формуле площади эллипса:
Площадь = πаb
(7.8)
a = ½ ширины облака (малая ось), измеренная в наибольшей точке (в пределах 50%
вероятности фатальной дозы),
b = ½ расстояния подветренной дисперсии (большая ось), измеренное в точке 50%
вероятности фатальной дозы,
π = 3.14157
Зоны последствий для выбросов токсических веществ непрерывного типа представлены на
Рисунках 7-5 и 7-6.
Что касается мгновенных выбросов, дисперсия облака с течением времени изображена на
Рисунке 7-7. Зона, покрываемая облаком, на основании консервативного предположения
представляет собой эллипс, за исключением того, что расстояние Х (а) принимается как ½ от
максимальной ширины облака, как показывают результаты дисперсии. Кривые зон
последствий как функция от массы выброса представлены на Рисунке 7-8 для выбросов
токсических веществ мгновенного типа.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 184
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7-4 Вид сверху на Шлейф Токсического Вещества для Непрерывного Выброса
Рисунок 7-5 Зоны Последствий для Выбросов HF Непрерывного Типа
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 185
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7-6. Зоны Последствий для Выбросов H2S Непрерывного Типа
Рисунок 7-7. Вид сверху на Шлейф Токсического Вещества для Мгновенного Выброса
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 186
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7-8 Зоны Последствий для Мгновенных Выбросов HF и H2S
7.9.5.2. Возможности Исходов
В случае если выброс может иметь как исходы с токсическими последствиями, так и исходы
от воздействия легковоспламеняющихся веществ, предполагается, что либо возгорание
поглощает токсическое вещество, либо токсическое вещество рассеивается, и последствия от
легковоспламеняющихся материалов могут быть незначительными. В данном случае,
возможность токсического события - это остающаяся частота «невоспламенения» для
данного события (т.е. возможность «безопасного рассеивания», как объясняется в разделе
5.2.2.1).
7.9.5.3. Расчет Комбинированных Последствий Выбросов Токсических веществ
Результаты последствий от воздействия токсических веществ могут быть усреднены путем
использования методов, аналогичных представленным в разделе 7.8.1., с использование
Уравнения 7.6.. Аналогично расчету результатов воздействия легковоспламеняющихся
веществ, зоны последствий для индивидуальных событий воздействия токсических веществ
умножаются на соответствующую величину вероятности события. Результатом является
единая зона последствий, представляющая среднюю величину для всех возможных исходов
для данной единицы оборудования. Данная процедура выполняется для каждой единицы
оборудования.
7.9.5.4. Моделирование Выброса Аммиака /Хлора
За вещество, вытекающее из резервуара, принимается насыщенная жидкость при температуре
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 187
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
окружающей среды (75°). Высота резервуара 10 футов.
Для решения уравнения определения зоны последствий от непрерывного выброса аммиака и
хлора просчитываются 4 варианта отверстий (0,25 дюймов, 1 дюйм, 4 дюйма, и 16 дюймов)
для различных вариантов продолжительности выброса (10, 30 и 60 минут). На графике
отмечаются точками значения скорости выброса (по горизонтальной оси) и значения
площадей зон последствий (по вертикальной оси), при значении пробит, равном 5 (Рис. 7-9 и
7-10).
Связь между скоростью выброса и площадью зоны последствий определяется по следующей
формуле:
А = схb
где
А = зона воздействия в кв. футах,
Х = скорость выброса, фунтов/сек,
Константы с и b приведены в Таблице 7-17 для различных вариантов.
Выбросы мгновенного типа были смоделированы для 4-х вариантов значений массы аммиака
и хлора (10, 100, 1000 и 10 000 фунтов), и установлена следующая связь между общей массой
среды и площадью зоны последствий, при значении пробит, равном 5:
А = 14,97х1,177 для хлора,
А = 14,17х0,9011 для аммиака.
На графике отмечены точками значения массы выброса (по горизонтальной оси) и значения
площадей зон последствий (по вертикальной оси) для выброса мгновенного типа (Рис. 7-11 и
7-12).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 188
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7-9 Непрерывный Выброс Хлора
Рисунок 7-10 Непрерывный Выброс Аммиака
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 189
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7-11 Мгновенный Выброс Хлора
Рисунок 7-12 Мгновенный Выброс Аммиака
Таблица 7-17 Значения Констант Продолжительности Выброса Непрерывного Типа для
Хлора и Аммиака
Вещество
Продолжительность
Выброса
c
b
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 190
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Хлор
Аммиак
60 минут
30 минут
10 минут
60 минут
30 минут
10 минут
46,563
27,711
15,147
11,049
7,852
2,690
1,01
1,10
1,10
1,16
1,16
1.19
7.9.6. Последствия Утечек Пара
Пар представляет собой опасность для персонала, находящегося вблизи источников пара
высокой температуры. В целом, пар имеет температуру 212°F непосредственно в точке
утечки. В пределах нескольких футов, в зависимости от давления, пар начинает
перемешиваться с воздухом, охлаждаться и конденсироваться. При концентрации
приблизительно 20%, смесь пара с воздухом охлаждается приблизительно до 140°F. Суть
используемого данной программой подхода заключается в предпосылке, что телесные
повреждения могут быть получены только при температуре, превышающей 140°F. Данной
значение было принято как пороговое для оценки вероятности телесных повреждений
персонала, поскольку согласно требованиям Управления США по охране труда и
промышленной гигиене, горячие поверхности при температуре, превышающей 140°F,
должны изолироваться для защиты персонала от ожогов.
Для решения уравнения определения зоны последствий от непрерывного выброса пара,
просчитываются 4 варианта отверстий (0,25 дюймов, 1 дюйм, 4 дюйма, и 16 дюймов) для
различных значений давления пара. На графике отмечаются точками значения скорости
выброса (по горизонтальной оси) и значения площадей покрытия паром 20% концентрации
(по вертикальной оси). График показывает линейную зависимость, выраженную следующим
уравнением:
А = 0,6 х
где
А = зона воздействия в кв. футах,
х = скорость выброса, фунт/сек.
Для выбросов мгновенного типа, моделируются варианты с 4 значениями масс пара (10, 100,
1000, и 10 000 фунтов), и находится зависимость между общей массой вещества и площадью
покрытия при 20% концентрации пара:
А = 63,317х0,6384
где
А = зона воздействия в кв. футах,
х = масса выброса в фунтах.
7.9.7. Последствия Утечек Кислоты/Щелочи
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 191
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Для щелочей и кислот, выбросы которых могут иметь только последствия от выплеска,
типичной средой для определения зоны последствий для персонала была выбрана вода.
Данная зона последствий была определена как полукруг 180°, покрытый брызгами жидкости
или дождевыми каплями. Моделирование было выполнено для 3-х значений давления (15, 30,
и 60 фунтов на кв. дюйм) и 4-х размеров отверстий (0,25 дюймов, 1 дюйм, 4 дюйма, и 16
дюймов). Были смоделированы только выбросы непрерывного типа, поскольку выбросы
мгновенного типа не могут вызвать дождевой эффект. Результаты были проанализированы
для получения зависимости между скоростью выброса и зоной воздействия. Итоговые
уравнения были получены из Рисунка 7-4. Итоговые уравнения приведены в Таблице 7-18.
Таблица 7-18 Уравнения для определения зоны воздействия для выбросов
кислот/щелочей по программе RBI.
Область давлений
Низкое давление – 0-20 фунтов на кв. дюйм
Уравнение
Среднее давление – 21-40 фунтов на кв. дюйм
Высокое давление > 40 фунтов на кв. дюйм
Как видно на Рисунке 7-13, каждое значение давления может быть описано уникальной
зависимостью:
где
у = зона воздействия на персонал (фут2),
х = скорость выброса (фунт/сек),
а и b – константы для данного давления
Прямые, отражающие основные тенденции для значений 45 и 60 фунтов на кв. дюйм,
расположены очень близко друг к другу, по сравнению с другими. Следовательно, данные
значения давления были совмещены в один широкий диапазон (> 40 фунтов на кв. дюйм).
Уравнение прямой для значения 60 фунтов на кв. дюйм было выбрано для данного
диапазона, т.к. он включает все возможные значения скорости выброса. Диапазоны были
также выбраны для значений 15 и 30 фунтов на кв. дюйм.
Выбранные диапазоны представляют значения давления, при которых щелочь/кислота
обычно используются:
•
Низкое давление (15 фунтов на кв. дюйм) – представляет диапазон значений от 0 до 20
фунтов на кв. дюйм.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 192
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
•
•
Среднее давление (30 фунтов на кв. дюйм) - представляет диапазон значений от 21 до 40
фунтов на кв. дюйм.
Высокое давление (60 фунтов на кв. дюйм) - представляет диапазон значений > 40 фунтов
на кв. дюйм.
Рисунок 7-13 Моделирование Выброса Щелочи/Кислоты
psig - фунтов на кв. дюйм (изб.)
7.9.8. Меры по Смягчению Воздействия
До настоящего момента, возможности изоляции и обнаружения утечки принимались в расчет
при определении количества материала, которое может быть высвобождено в течение
события разгерметизации. Однако, могут применяться дополнительные системы, такие как
водяные завесы, которые могут смягчить опасные последствия выброса в момент попадания
вещества в атмосферу.
Эффективность систем смягчения воздействия может быть отражена программой RBI
простым уменьшением скорости выброса и продолжительности выброса в случае с выбросов
непрерывного типа, и уменьшением массы выброса в случае с мгновенным выбросом.
Исследователь должен вывести свои собственные понижающие коэффициенты на основании
эффективности конструкции конкретной системы водяных завес или пассивной технологии
смягчения.
7.9.9. Затраты на Очистку Окружающей Среды
Последствия для окружающей среды выражаются в виде затрат на их устранение;
следовательно, последствия для окружающей среды должны рассчитываться отдельно и
добавляться к другим видам затрат Раздела «Приостановка технологического процесса» как
часть финансового риска. Методы Базового Технического Документа позволяют выполнить
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 193
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
строгий расчет, но также позволяют принять определенные симплификации и другие
предпосылки на основании мнения исследователей. Таблицы 7-19 – 7-23 помогают упростить
метод насколько это возможно.
7.9.9.1. Методы расчета затрат на очистку окружающей среды для оборудования, за
исключением донной части резервуаров
Исследователь имеет выбор, включать или не включать затраты на очистку окружающей
среды в уравнение расчета риска. По умолчанию принимается «Нет» (не включать).
Большинство единиц технологического оборудования расположено на специальных
вымощенных площадках, оборудованных сливными устройствами таким образом, чтобы
любая неиспарившаяся и несгоревшая жидкость стекала в специальные устройства для
стоков, сконструированные специально во избежание причинения вреда окружающей среде.
На выбор, можно принять в расчет некоторый процент жидкости, просочившейся за пределы
ограждений.
Если исследователь желает принять в расчет негативное воздействие на окружающую среду,
он может выбрать, попадет ли пролившаяся жидкость в почву, либо попадет в воду. Это очень
важно для предприятий с хранилищами и сливно-наливными устройствами, расположенными
вдоль водоемов.
В первую очередь необходимо определить, будет ли конечная фаза жидкостью или газом.
Если конечная фаза – газ, выйдите из модуля. Затем определите, возможно ли
самовоспламенение. Если да, также выйдите из модуля (жидкость, вероятно, воспламенится и
сгорит).
Просчитывать необходимо только вариант «конечная фаза – жидкость, самовоспламенение
маловероятно». Если точка кипения при нормальных условиях ниже 200°F, выйдите из
модуля. (См. Раздел 7.2, предположительно, жидкости, закипающие при более низких
температурах, будут испаряться).
Проверьте, является ли данный выброс непрерывным или мгновенным. Выбросы
мгновенного типа вовлекают всю жидкую среду группы оборудования. Для выбросов
непрерывного типа необходимо рассчитать продолжительность выброса (Таблица 7-7).
Проверьте, ограничивается ли продолжительность выброса скоростью потока для каждого
размера отверстия. Используйте минимальное значение продолжительности выброса.
Используйте продолжительность выброса, скорость выброса, и плотность среды для расчета
количества высвободившейся жидкости в галлонах. Физические свойства типичных
жидкостей в рамках Базового Технического Документа приведены в Таблице 7-2. Вычтите из
полученной величины процент жидкости, которая должна испариться (т.е. за 24 часа) как
видно из Таблицы 7-20.
Умножьте полученное значение (оставшуюся жидкость) на стоимость очистки, на основании
того, попадают ли загрязнения в почву или в воду. Умножьте полученное значение на частоту
случаев для данного размера отверстия и комбинированные вспомогательные факторы
технических модулей. Сложите все полученные значения для получения суммы затрат по
экологическому риску в долларах США в год. Умножьте данное значение на 0,9 для
отражения выбросов, которые воспламеняются и не вызывают загрязнения окружающей
среды.
7.9.9.2. Методы расчета затрат на очистку окружающей среды для донной части
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 194
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
резервуаров
Если тип оборудования – дно резервуара, только маленькие (1/4 дюйма) и средние (1 дюйм)
отверстия принимаются в расчет. При отсутствии более точных данных, может быть
использована частота отказов для определенного типа оборудования, в данном случае –
резервуаров (данные обязательно должны включать информацию об утечках из донной
части).
Исследователь выбирает тип основания и тип обнаружения утечки (см. Таблицы 7-22 и 7-23).
Обратите внимание, что для испытания на герметичность (обычно не выполняется; требуется
очистка, наполнение водой и ожидание в течение определенного промежутка времени)
должно определяться время между испытаниями (например, 1 год).
Используйте скорость потока, принимая во внимание основание резервуара, и время между
испытаниями или пороговое значение для метода обнаружения утечки для определения
количества жидкости, вытекшей из резервуара, как показано в Таблице 7-23. Умножьте
полученное значение количества жидкости на стоимость очистки окружающей среды от
загрязнений при подземной утечке. Умножьте полученное значение на частоту случаев для
данного вида оборудования и комбинированные вспомогательные факторы технических
модулей. Полученный результат отражает риск подземных утечек.
Таблица 7-19 Затраты на Очистку Окружающей Среды
Вводные Переменные
Принимается ли в расчет воздействие
на окружающую среду?
Выброс попадает в почвы или в воду?
Коэффициент разрушения из каждого
расчетного модуля
Типичная среда
Конечная фаза: жидкость или газ
Тип выброса: мгновенный или
непрерывный
Модуль определения последствий
Источник
Вводится исследователем
Единица измерения
Да/нет
Вводится исследователем
Модуль расчета разрушений
Почва / Вода
Отсутствует
Вводится исследователем
Модуль определения последствий
Модуль определения последствий
Отсутствует
Отсутствует
Отсутствует
Самовоспламенение: вероятно или Отсутствует
маловероятно
Плотность жидкости, переведенная в См. таблицу
фунт/галлон
фунты/галлон
Нормальная точка кипения
См. таблицы
°F
Продолжительность выброса
Расчет по таблице 7-7 Базового Минут
Технического Документа
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 195
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Скорость выброса для каждого
размера отверстия
Соединенная Группа Оборудования с
жидкой средой
Процент испарившейся жидкости
Тип оборудования
Тип основания под резервуаром
Модуль определения последствий
Фунтов/сек
Модуль определения последствий
Фунтов
Таблица 7-20
Вводится исследователем
Вводится
исследователем
из
Таблицы 7-22
Время обнаружения утечки из донной См. Таблицу 7-23
части резервуара
Частота отказа для определенного См. таблицы
типа оборудования
Новый тип оборудования, донная Добавьте в таблицу оборудования
часть резервуара
Метод обнаружения
Вводится исследователем
Интервал между испытаниями на Вводится исследователем
герметичность
Процент жидкости, удерживаемой Вводится исследователем
вторичной
защитной
оболочкой
(защитная дамба)
Затраты на очистку, подземные См.
таблицы
(вводится
загрязнения
исследователем)
Затраты на очистку, поверхностные См.
таблицы
(вводится
загрязнения
исследователем)
Затраты на очистку, водная среда
См.
таблицы
(вводится
исследователем)
%
Отсутствует
Отсутствует
Отсутствует
Событие в год
%, (по умолчанию
– 50%)
$/галлон
$/галлон
$/галлон
Таблица 7-20 Свойства Рабочих Жидкостей, содержащихся в выбросах
Жидкость
Молекулярный
вес
Плотность
Нормальная
точка кипения
% испарения за
24 часа *
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 196
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
* согласно оценке
Таблица 7-21 Вводные данные Расчета Стоимости Очистки Окружающей Среды
Вид данных
Первичные/Вторичные
Ед. измерения
Объем выброса для каждого размера
отверстия
Объем выброса в окружающую среду для
каждого размера отверстия
Стоимость очистки для каждого размера
отверстия
Общая стоимость очистки
Финансовый риск (очистка) для каждого
размера отверстия
Общий финансовый риск
Вторично
Галлон
Вторично
Галлон
Вторично
$
Вторично
Вторично
$
$ /год
Первично
$ /год
Таблица 7-22 Скорость утечки для подземных резервуаров для Программы RBI
Вид Основания
Глина
Ил
Песок
Гравий
Скорость Утечки (галлонов в день)
¼ дюйма
1 дюйм
0,038
0,15
5,25
24
6,5
29
42
192
Таблица 7-23 Время обнаружения утечки из донной части емкостей для хранения
Метод Обнаружения
Время Обнаружения (дней)
Или пороговое значение (галлонов)
Испытание на герметичность
Мониторинг содержимого
U-образные трубки
Пароотводные колодцы
Время – интервал между испытаниями
Порог – 10% от общего объема
Порог – 500 галлонов
Время – 1 месяц
7.10 Оценка финансовых рисков
Согласно Базовому техническому документу от апреля 1995 года, риск может быть
рассчитан с использованием стоимости как критерия, имеющего определенные последствия.
Данный подход получил название метод “расчета прерывания деятельности”. Использование
данного метода выявило несколько возможных серьезных недостатков:
a.
Данный метод использует только пораженный участок в качестве основы для
определения затрат, обусловленных отказом. Это приводит к нулевой стоимости затрат для
оборудования, у которого нулевая пораженная зона (например, невоспламеняющиеся,
нетоксичные выбросы).
b.
Данный метод рассматривает только прерывание деятельности как основу оценки
стоимости отказа.
Данные проблемы вынесены в подходе “Уровня Ш”, где определяется, что существуют
различные затраты, обусловленные каким-либо отказом оборудования в технологической
установке. Они включают в себя, но не ограничиваются, следующее:
a.
Затраты на ремонт и замену оборудования
b.
Простой, обусловленный ремонтом и заменой оборудования
с.
Затраты, связанные с возможным травматизмом, вызванным отказом
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 197
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
d.
Затраты, связанные с устранением негативным последствий для
производственной среды.
Измененный подход для Уровня Ш представляет собой рассмотрение всех указанных
затрат, как с точки зрения непосредственно оборудования, так и с точки зрения пораженного
участка. Таким образом, любой отказ приводит затратам, связанным с ним, вне зависимости от
того привел ли отказ к фактическому выбросу опасной жидкости. Понимание и использование
данного вывода дает практическое значение риска, связанного с отказом. Поскольку затраты
включают в себя не только прерывание деятельности, то данный подход, используемый для
Уровня Ш, называется подход “оценки финансовых рисков”.
7.10.1 Выводы: Риски, обусловленные пораженным участком, в сравнении с
финансовыми рисками
В таблице 7-24 показаны методы, схожие с вышеуказанными методами Уровня Ш,
представленные на примере стандартной перегонной установки. Необходимо отметить, что
оценка рисков дана при сравнении оценки рисков, обусловленных пораженным участком, и
финансовых рисков. Существует лишь малое отличие по единицам оборудования с высокой
степенью риска за одним важным исключением. Оборудование P-31 – это труба, содержащая
невоспламеняющуюся и нетоксичную жидкость. Если рассматривать пораженный участок, то
последствия являются нулевыми, а, следовательно, риск равен нулю. Использование только
оценки пораженного участка дает данной единице оборудования очень низкую степень риска,
ниже, чем у остальных единиц оборудования. Однако если учитывать затраты, связанные с
отказом данного оборудования, то данная единица будет сразу же перемещена в самый верх
списка. Это в первую очередь обусловлено высокой технологичностью модуля. Труба
подвергается механизму разрушения, и согласно вводимым данным по степени разрушения
технологического модуля и проведенным контрольным проверкам, труба имеет большую
вероятность отказа. Допуская необходимость рассмотрения затрат, обусловленных отказом,
финансовый риск указывает на то, что должен быть учтен потенциальный риск, обусловленный
ремонтом, заменой и простоем оборудования.
7.10.2 Методы финансовых рисков
Основной метод анализа рисков, представленный в Базовом техническом документе, для
анализа финансовых рисков не меняется. Риск по-прежнему рассчитывается как последствия
(теперь выражаемые как затраты в долларах) отказа с учетом вероятности отказа. При
тщательном и гибком анализе последствия (затраты) оцениваются на уровне размера отверстия.
Также риск рассчитывается на уровне размера отверстия, беря вероятность отказа по каждому
диаметру ствола. Общий риск рассчитывается как сумма всех рисков по каждому размеру
отверстия.
7.10.2.1 Затраты, связанные с разрушением оборудования — по конкретным
единицам оборудования
Наиболее серьезной проблемой по методу “расчета прерывания деятельности”,
изложенному в исходном Базовом техническом документе (апрель, 1995), является тот факт, что
стоимость оцениваемой единицы оборудования напрямую не была учтена. А, следовательно,
любой отказ с нулевым пораженным участком вел к нулевому риску. Это не соответствует
действительности, поскольку отказ паропровода без сомнения ведет к определенным затратам,
даже если он не приводит большей зоне разрушения по сравнению с углеводородным
паропроводом.
Решением данной проблемы является оценка стоимости отказа оборудования, вне
зависимости от того, имеется ли в наличии поврежденный участок. Затем могут быть
добавлены любые другие затраты. Опробование данного метода привело к тому, что
невоспламеняемый трубопровод переместился с нижней части списка ранжирования рисков
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 198
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
практически на самый верх, особенно в тех случаях, когда существует большая вероятность
отказа, вызванного каким-либо механизмом разрушения. Таким образом, данный трубопровод
должен быть рассмотрен в ходе инспектирования с учетом коэффициентов риска как
наилучший для подобного контроля кандидат.
Данный метод был опробован с использованием составного финансового анализа по
различным сценариям протечек (размерам отверстий) и с использованием анализа затрат,
связанных с каждым размером отверстия и конкретных для каждой единицы оборудования.
Данный подход был выбран на основе существенных различий в затратах, оцененных для
самых малых диаметров в сравнении с самыми большими диаметрами. Небольшое отверстие в
трубопроводе может иногда быть ликвидировано при отсутствии или с очень малым
воздействием на производство, например, используя временный зажим до того момента, когда
будет запланирован регулярный ремонт в ходе планового останова на техническое
обслуживание. Крупные отверстия часто не дают возможности временного решения проблемы,
а, следовательно, затраты, связанные с остановом и ремонтом, значительно возрастают. В
таблице 7-25 представлены затраты на разрушение оборудования, которые предлагаются для
оборудования, включенного в Базовый технический документ.
Следует отметить, что оценка затрат по трубопроводам дана из расчета на фут. Для
оценки относительных затрат на установку оборудования использовались цитируемые
источники. Поскольку ремонт и замена оборудования обычно не включает в себя замену всех
опор, оснований и т.д., затраты на ремонт и замену не отражают фактические затраты на
установку.
Оценка затрат, представленная в Таблице 7-25, дана в ценах на углеродистую сталь. Для
похода “Уровня III” предлагается умножать данные затраты на коэффициент материальных
затрат по иным материалам. В Таблице 7-26 показаны предлагаемые значения стоимостных
коэффициентов, которые основаны на различных источников из информации производителей
и ценовых предложений.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 199
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Таблица 7 – 24 Сравнение рисков стандартной перегонной установки
Иденти
фикаци
Тип
онный оборудования
код
P-30
P-41
P-42
C-l
E-33
E-37
E-39
Трубопровод-6
Трубопровод >16
Трубопровод 10
Верх колонны
Теплообменник
- TS
Теплообменник
- TS
Теплообменник
- TS
Ранжиров
Риск
ание
фут2/год
риска
фут2/год
Риск
$/год
Ранжи
Пораженн
Итоговый
рован
ый
коэффициент
ие
участок технического
риска
(фут2)
модуля
$/год
Типичная
жидкость
Состояние
жидкости
Частота
разрушений
C3-C5
Жидкость
1092
1
$ 5 573 859
1
1296
3205.1
8.42E-01
C17-С25
Жидкость
193
2
$ 936 178
2
6487
170.6
2.97E-02
C17-С25
Жидкость
154
3
$ 754 536
3
5562
185.0
2.78E-02
C6-C8
Пар
133
4
$ 651 147
4
1322
646.9
1.01E-01
C6-C8
Жидкость
31
5
$ 166 135
5
1692
115.7
1.80E-O2
C6-C8
Жидкость
31
6
$ 166 135
6
1692
115.7
1.80E-02
C6-C8
Жидкость
31
7
$ 166 135
7
16.92
115.7
1.80E-02
E-52
Теплообменник
C25+
Жидкость
22
9
$ 161 306
8
203
683.3
1.07E-01
P-3
Трубопровод 12
C25+
Жидкость
16
11
$ 126 325
10
190
641.6
8.66E-02
P-40
Трубопровод -8
C9-C12
Жидкость
19
10
$ 100 906
11
1713
80.7
1.13E-02
P-l
Трубопровод 12
C25+
Жидкость
8
14
$ 75 669
12
93
653.6
8.82E-02
D-4
Барабан
C6-C8
Жидкость
12
12
$ 69 461
13
711
110.2
1.72E-02
D-10
Барабан
C3-C5
Жидкость
9
13
$ 44 980
14
1493
37.7
5.88E-03
P-11
Трубопровод 12
C13-C16
Жидкость
8
15
$ 41 432
15
1086
51.5
6.95E-03
P-31
Трубопровод -1
разное
Жидкость
0
200
$ 40 907
16
0
3846.2
9.72E-01
P-23
Трубопровод >16
C9-C12
Жидкость
6
16
$ 34 437
17
1539
23.9
4.16E-03
E-100
Теплообменник
C25+
Жидкость
5
17
$ 24 630
18
6194
5.2
8.16E-04
E-54
Теплообменник
C25+
Жидкость
3
21
$ 24 254
19
203
102.7
1.60E-02
P-8
Трубопровод -8
C13-C16
Жидкость
4
18
$ 22 944
20
1610
18.9
2.73E-03
E-42
Теплообменник
C25+
Жидкость
3
22
$ 22 895
21
198
98.6
1.54E-02
7.10.2.2 Затраты, связанные с разрушением оборудования — иное поврежденное
оборудование
Согласно Базового технического документа необходимым по-прежнему является
проведение подсчета затрат от повреждения оборудования по отношению к другому
оборудованию вблизи отказа, в случае если отказ приводит к возможному возгоранию.
Необходимо иметь ввиду, что для подхода “Уровня III” в качестве значения по умолчанию для
всего оборудования установки используется постоянное значение стоимости оборудования
технологической установки на фут2. Иными словами, в качестве отправной точки отсчета
средняя стоимость остального оборудования, окружающего данную конкретную единицу
оборудования, является одинаковой. Для конкретных единиц оборудования данное значение по
умолчанию может быть изменено в большую или меньшую сторону. Для наглядности: средняя
стоимость оборудования, используемого в пробном исследовании, составляла $ 550 / фут2.
Данное значение умножается на площадь пораженного участка для получения стоимости иного
оборудования, поврежденного при отказе.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 200
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7.10.2.3 Затраты на прерывание деятельности – по конкретным единицам
оборудования
Другим слабым местом подхода “расчет прерывания деятельности” согласно исходному
Базовому техническому документу от апреля 1995 является время простоя, связанное с отказом
конкретного оборудования, которое также рассчитывалось на основе площади пораженного
участка. Таким образом, не учитывалось непосредственное время простоя отказавшего
оборудования, и в случае если отказ имел нулевой пораженный участок, то связанные с отказом
затраты были также нулевыми.
Данный недостаток был исправлен аналогично тому, как были исправлены недочеты,
связанные с тем, что ранее не учитывалось повреждение и ремонт оборудования. Для каждого
размера отверстия в Таблице 7-27 представлено оценочное время простоя для каждой единицы
оборудования.
Предполагается, что для центробежных насосов существует постоянная подача
запчастей, таким образом, отсутствует время простоя, связанное с отказом данного типа
оборудования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 201
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Таблица 7 – 25 – Затраты вследствие разрушения оборудования
Описание
Затраты
вследствие
отказа,
небольшие*
Затраты
вследствие
отказа,
средние*
Затраты
вследствие
отказа,
крупные*
Затраты
вследствие
отказа,
разрыв*
Насос 1
Центробежный насос, одинарное уплотнение
$1 000
$2 500
$5 000
$5 000
Насос 2
Центробежный насос, двойное уплотнение
$1 000
$2 500
$5 000
$5 000
Низ колонны
Верх колонны
Компрессор С
Компрессор R
Фильтр
Ребристый
охладитель /
Колонна
Колонна
Центробежный компрессор
Поршневой компрессор
Фильтр
Ребристый охладитель / охладитель с
вентилятором
Корпус теплообменника
Трубопровод, 0.75" диаметр, на фут
Трубопровод, 1" диаметр, на фут
Трубопровод, 2" диаметр, на фут
Трубопровод, 4" диаметр, на фут
Трубопровод, 6" диаметр, на фут
Трубопровод, 8" диаметр, на фут
Трубопровод, 10" диаметр, на фут
Трубопровод, 12" диаметр, на фут
Трубопровод, 16" диаметр, на фут
Трубопровод, >16" диаметр, на фут
Сосуды под давлением
Реактор
Поршневые насосы
Атмосферные баки хранения
Экранные трубы огневого подогревателя
$10 000
$10 000
$10 000
$5 000
$1 000
$25 000
$25 000
$20 000
$10 000
$2 000
$50 000
$50 000
$100 000
$50 000
$4 000
$100 000
$100 000
$300 000
$100 000
$10 000
$1 000
$2 000
$20 000
$40 000
$1 000
$5
$5
$5
$5
$5
$5
$5
$5
$5
$10
$5 000
$10 000
$1 000
$40 000
$1 000
$2 000
$0
$0
$0
$10
$20
$30
$40
$60
$80
$120
$12 000
$24 000
$2 500
$40 000
$10 000
$20 000
$0
$0
$0
$0
$0
$60
$80
$120
$160
$240
$20 000
$40 000
$5 000
$40 000
$30 000
$60 000
$10
$20
$40
$60
$120
$180
$240
$360
$500
$700
$40 000
$80 000
$10 000
$80 000
$60 000
Тип
Теплообменник
Трубопровод-0.75
Трубопровод-1
Трубопровод-2
Трубопровод-4
Трубопровод-6
Трубопровод-8
Трубопровод-10
Трубопровод-12
Трубопровод-16
Трубопровод ->16
Барабан
Реактор
Насос R
Бак
Подогреватель
* Источники:
1. Yamartino, J. "Installed Cost of Corrosion Resistant Piping-1978", Chemical Engineering, Nov. 30, 1978 / Дж.Ямартино “Затраты на установку
коррозионностойких трубопроводов”, Chemical Engineering, 30 ноября, 1978
2. Peters, M. S., Timmerhaus, K.D., Plant Design and Economics for Chemical Engineers, McGraw-Hill, 1968 / М.С.Петерс, К.Д.Тиммерхаус,
Разработка установок и их экономический расчет для инженеров-химиков, McGraw-Hill, 1968
Таблица 7-26 — Коэффициенты затрат на материалы
Материал
Коэффициент
затрат
Материал
Коэффициент затрат
7.0
7.8
Углеродистая сталь
1 ¼ Cr ½ Mo
1.0
1.3
2 ¼ Cr ½ Mo
5 Cr ½ Mo
7 Cr ½ Mo
Плакированная нержавеющая сталь 304
9 Cr ½ Mo
Нержавеющая сталь 405
Нержавеющая сталь 410
Нержавеющая сталь 304
Плакированная нержавеющая сталь 316
Углеродистая сталь, обложенная пленкой
Саран
Гуммированная углеродистая сталь
Нержавеющая сталь 316
Остеклованная углеродистая сталь
1.7
1.7
2.0
2.1
2.6
2.8
2.8
3.2
3.3
Сплав 600, с плакировкой
Углеродистая сталь с тефлоновым
покрытием
Плакированный никель
Сплав 800
70/30 Cu/Ni
904L
Сплав 20
Сплав 400
Сплав 600
Никель
Сплав 625
3.4
Титан
28
4.4
4.8
5.8
Сплав "C"
Цирконий
Сплав "B"
29
34
36
8.0
8.4
8.5
8.8
11
15
15
18
26
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 202
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Плакированный сплав 400
6.4
90/10 Cu/Ni
6.8
Тантал
535
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 203
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Таблица 7 – 27 – Расчетное время простоя оборудования
Описание
Простой,
небольшой
Простой,
средний
Простой,
длительный
Простой,
разрыв
Насос 1
Центробежный насос, одинарное уплотнение
0
0
0
0
Насос 2
Центробежный насос, двойное уплотнение
0
0
0
0
Низ колонны
Колонна
2
4
5
21
Верх колонны
Колонна
2
4
5
21
Компрессор С
Центробежный компрессор
2
3
7
14
Компрессор R
Поршневой компрессор
2
3
7
14
Фильтр
Фильтр
Тип
0
1
1
1
Ребристый охладитель /
Ребристый охладитель / охладитель с
охладитель с
вентилятором
вентилятором
1
1
3
5
Теплообменник
Корпус теплообменника
1
1
3
5
Трубопровод-0.75
Трубопровод, 0.75" диаметр, на фут
0
0
0
1
Трубопровод-1
Трубопровод, 1" диаметр, на фут
0
0
0
1
Трубопровод-2
Трубопровод, 2" диаметр, на фут
0
0
0
2
Трубопровод-4
Трубопровод, 4" диаметр, на фут
0
1
0
2
Трубопровод-6
Трубопровод, 6" диаметр, на фут
0
1
2
3
Трубопровод-8
Трубопровод, 8" диаметр, на фут
0
2
3
3
Трубопровод-10
Трубопровод, 10" диаметр, на фут
0
2
3
4
Трубопровод-12
Трубопровод, 12" диаметр, на фут
0
3
4
4
Трубопровод-16
Трубопровод, 16" диаметр, на фут
0
3
4
5
Трубопровод ->16
Трубопровод, >16" диаметр, на фут
1
4
5
7
Барабан
Сосуды под давлением
2
3
3
7
Реактор
Реактор
4
6
6
14
Насос R
Поршневые насосы
0
0
0
0
Бак
Атмосферные баки хранения
0
0
0
7
Подогреватель
Экранные трубы огневого подогревателя
1
2
4
5
Дней простоя
7.10.2.4
Затраты на прерывание деятельности — иное поврежденное
оборудование
Если отказ привел к образованию поврежденного участка, то необходимо учитывать
стоимость простоя для замены и ремонта иного поврежденного оборудования. Подход
“Уровня III” по-прежнему использует время простоя, обусловленное общей стоимостью
повреждения иного оборудования. На рисунке 7-14 представлен данный метод.
Имущественный ущерб (мил.долларов)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 204
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рисунок 7 – 14 Затраты, связанные с прерыванием деятельности
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 205
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7.10.2.5
Затраты, связанные с возможным травматизмом
Затраты, связанные с возможным травматизмом, представляют собой еще один вид
затрат, которые необходимо учитывать при отказах. Это достаточно спорный вопрос, который,
однако, должен быть вполне понятным. Когда предприятие учитывает данный вид затрат в
схеме управления рисками, то могут быть потрачены соответствующие ресурсы для того,
чтобы предотвращать случаи травматизма.
Как и в случае с затратами, связанными с отсутствием поврежденного участка, так и в
случае затрат, связанных с травматизмом, риск, связанный с ними, может быть недооценен и
может возникнуть риск, что они не будут учтены в соответствующих ресурсах при контроле.
Для метода подхода “Уровня III” в качестве величины по умолчанию для всего
оборудования той или иной установки используется постоянная величина плотности
персонала технологической установки. Данное значение по умолчанию может быть изменено
в большую или меньшую сторону в зависимости от конкретного размещения оборудования с
учетом помещений пульта управления, проходов, дорог, и т.д. Помимо плотности персонала
необходимо также ввести единицу затрат на одного работника. Данное значение должно быть
значительно выше по сравнению со стандартными затратами предприятия по травматизму и
включая в том числе компенсации в связи с гибелью работника. В примере, который
представлен ниже, плотность персонала составляла 0,0001 человек на фут2 (один человек на
10000 фут2), а затраты, связанные с возможным травматизмом, определены в сумме 10 000 000
долларов.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 206
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Раздел 8 — Вероятностный анализ
8.1 ОБЗОР ПРОЦЕССОВ ДЛЯ ВЕРОЯТНОСТНОГО АНАЛИЗА
Ниже представленная информация дана в соответствии с предлагаемой методологией,
как и все остальные способы контроля на основе оценки рисков в Базовом техническом
документе. Более тщательный анализ может дать более точные результаты. Вероятностный
анализ начинается с базы данных частоты характерных отказов для берегового
перерабатывающего и химического оборудования. На частоту отказов, характерную для данной
единицы оборудования, оказывают влияние два показателя: коэффициент корректировки
оборудования (FE) и коэффициент оценки систем управления (FM), что в итоге дает
уточненную частоту отказов согласно следующей формуле:
(8.1)
Frequencyadjusted= Frequencygeneric x FE x FM / Частота уточненная = Частота характерная x FE x FM
На рисунке 8.1 данный расчет представлен графически.
Коэффициент корректировки оборудования отражает идентифицируемые отличия
между технологическими установками или между единицами оборудования внутри одной
установки. При первой наладке, как коэффициенте корректировки оборудования, оцениваются
конкретные характеристики каждой единицы оборудования и окружения, в котором она
функционирует с тем, чтобы определить коэффициент корректировки для конкретной единицы
оборудования. При второй корректировке, как коэффициенте оценки систем управления,
оценивается влияние систем управления мощностями на интегрированность всего машинного
оборудования завода в целом. Вторая оценка применяется для всех единиц оборудования. Если
применяются различные системы управления для различных установок или участков завода, то
необходимо определить данные различия и соответственно уточнить коэффициент оценки
систем управления.
Коэффициенты корректировки со значением выше 1.0 увеличивают уточненную частоту
отказов, а, соответственно, коэффициенты со значением ниже 1.0 – уменьшают. Оба
коэффициента всегда являются положительными величинами.
8.1.1 Частота отказов, характерная для данной единицы оборудования
База данных характерной частоты отказов основана на анализе и сборе всех доступных
записей из истории отказов оборудования. Данные записи могут быть получены от различных
источников. Характерная частота отказов разрабатывается на основе данных по каждому типу
оборудования и для каждого диаметра труб. В Разделе 8-2 и таблице 8-1 представлена
подробная типовая база данных.
8.1.2 Коэффициент корректировки оборудования
Коэффициент корректировки оборудования определяет условия, которые имеют
основное влияние на частоту отказов единицы оборудования. Данные условия могут быть
разбиты на четыре категории:
a.
технический модуль, который оценивает строительные материалы, условия
эксплуатации и программу контроля.
b.
единые условия, которые влияют на все единицы оборудования на
производственных мощностях.
с.
механические особенности, которые являются различными для разных единиц
оборудования.
d.
технологическое воздействие, которые может повлиять на целостность
оборудования
Более подробно коэффициент корректировки оборудования рассматривается в пункте
8.3.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 207
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Коэффициент корректировки
оборудования
Характерная частота отказов
Коэффициент оценки систем
управления
Частота отказов, характерная для данного оборудования
Тип оборудования
Источ.
Разрыв
Центробежный насос
Колонна
Фильтр
Теплообменники
Трубопроводы (8”)
Сосуды под давлением
Баки хранения
Вспомогательный коэффициент
технического модуля
Коэффициент оценки систем управления (Fm)
Скорость разрушения
Эффективность инспектирования
Универсальный вспомогательный
коэффициент
Состояние площадки
Эксплуатация в условиях
низких температур
Сейсмическая активность
Механический вспомогательный
коэффициент
Баллы оценки систем управления (%)
Сложность оборудования
Конструктивные нормы
Срок службы
Коэффициенты безопасности
Контроль вибрационного
состояния
Технологический вспомогательный
коэффициент
Непрерывность
Стабильность
Предохранительные
клапаны
Рисунок 8-1 – Расчет уточненной частоты отказов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
208
8.1.3 Коэффициент оценки систем управления
Эффективность системы управления безопасностью технологических процессов может иметь
четко выраженное влияние на целостность машинного оборудования. Процедура
Инспектирования с учётом коэффициентов риска включает в себя инструмент оценки, который
позволяет оценивать те части систем управления производственными мощностями, которые
напрямую влияют на частоту отказов единиц оборудования. Данная оценка состоит из серий
интервью с персоналом, отвечающим за контроль, техническое обслуживание,
технологический процесс и безопасность. Вопросы в основном основаны на руководствах АИН
(Американский Институт Нефти), таких как Методические рекомендации 750, стандарт 510,
стандарт 570 и т.д.
Данная оценка должна быть достаточной для того, чтобы тщательно определить
различия между системами управления. Данная оценка подробно описана в пункте 8.4, а в
Приложении С дана рабочая книга. Шкала, представленная на рисунке 8-5, позволяет
перевести полученную оценку в коэффициент оценки систем управления.
8.2 ХАРАКТЕРНАЯ ЧАСТОТА ОТКАЗОВ
Если по конкретной единице оборудования получено достаточно данных, то на основе
фактически наблюдаемых отказов можно просчитать вероятность фактических отказов. Даже
если на данной единице оборудования отказы не наблюдались, из опыта известно, что
вероятность фактических отказов выше нуля, а единица оборудования не проработала еще
достаточно долго для возникновения отказа.
В качестве первого шага для оценки не-нулевой вероятности, необходимо обратиться к
более крупным комплексам оборудования для определения достаточного количества отказов с
тем, чтобы можно было бы оценить истинную вероятность. Подобный типовой комплекс
оборудования используется для определения характерной частоты отказов.
Характерная частота отказов определяется посредством анализа записей, полученных
ото всех заводов в рамках компании или различных заводов определенной отрасли, включая
литературные источники, отчеты прошлых лет, коммерческую базу данных. Таким образом,
типовые значения дают понимание об отрасли в целом и не отражают фактическую частоту
отказов для конкретного предприятия или установки.
Предполагаются, что характерная частота следует логарифмически нормальному
распределению с коэффициентом появления ошибок от 3 до 10. Медианные значения
представлены в Таблице 8-1.
В соответствии с методом Инспектирования с учётом коэффициентов риска, аналитик
должен использовать характерную частоту отказов для “запуска” анализа вероятности.
Источник данных должен быть выбран таким образом, чтобы он соответствующим образом
представлял установку или оборудование, схожее с тем, которое моделируется. Например, из
отчетных баз данных атомных станций можно получить типовые данные более высокого
качества. Однако из-за различий в качестве контроля, технического обслуживания, вида
функционирования не всегда такие данные могут быть использованы надлежащим образом для
перерабатывающей установки. Аналитик должен всегда быть в курсе того, какие источники
были использованы для получения типовых данных и применимы ли эти данные для
анализируемого оборудования.
Предлагаемый перечень характерной частоты отказов и их источников представлен в
Таблице 8-1.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 209
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Таблица 8 – 1 Предполагаемая характерная частота отказов оборудования
Тип оборудования
Источники
данных
(ссылочно)
Частота протечек (в год для четырех
размеров отверстий)
¼
1 дюйма
4 дюйма
1
6x10-2
5x10-4
lx10-4
1
6x10-3
5х10-4
lx10-4
2
8x10-5
2х10-4
2x10-5
1
1x10-3
1x10-4
Поршневой компрессор
6
6x10-3
6x10-4
Фильтр
Ребристый охладитель / охладитель с
вентилятором
Корпус теплообменника
1
9x10-4
1x10-4
5х10-5
lx10-5
3
2x10-3
3х10-4
5x10-5
2x10-8
1
4x10-5
1x10-4
lx10-5
6x10-6
1
4x10-5
1x10-4
lx10-5
6x10-6
3
1x10-5
3x10-7
Трубопровод, 1" диаметр, на фут
3
5x10-6
5x10-7
Трубопровод, 2" диаметр, на фут
3
3х10-6
6x10-7
Трубопровод, 4" диаметр, на фут
3
9x10-7
6x10-7
7x10-8
Трубопровод, 6" диаметр, на фут
3
4x10-7
4x10-7
8x10-8
Трубопровод, 8" диаметр, на фут
3
3х10-7
3x10-7
8x10-8
2x10-8
Трубопровод, 10" диаметр, на фут
3
2x10-7
3x10-7
8x10-8
2x10-8
Трубопровод, 12" диаметр, на фут
3
1x10-7
3x10-7
3x10-8
2x10-8
Трубопровод, 16" диаметр, на фут
3
1x10-7
2x10-7
2x10-8
2x10-8
Трубопровод, >16" диаметр, на фут
3
6x10-8
2x10-7
2x10-8
1x10-8
Сосуды под давлением
2
4x10-5
lx10-4
1x10-5
6x10-6
Реактор
2
1x10-4
3x10-4
3x10-5
2x10-5
Поршневые насосы
7
0.7
.01
.001
.001
Атмосферные баки хранения
5
4x10-5
1x10-4
1x10-5
2x10-5
Центробежный насос, одинарное
уплотнение
Центробежный насос, двойное
уплотнение
Центробежный насос, одинарное
уплотнение
Центробежный компрессор
Теплообменник, внутритрубное
пространство
Трубопровод, 0.75" диаметр, на фут
Разрыв
6x10-6
8.3 КОЭФФИЦИЕНТ КОРРЕКТИРОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ
Коэффициент корректировки оборудования, или FE, разрабатывается для каждой
единицы оборудования в соответствии с конкретными условиями эксплуатации, в которых
данная единица функционирует. Коэффициент корректировки оборудования состоит из четырех
вспомогательных коэффициентов, которые описаны ниже. Обзорное представление о
коэффициенте корректировки оборудования дано на Рисунке 8-2.
Каждый вспомогательный коэффициент состоит из нескольких элементов, которые
анализируются согласно четко определенных правил. Для каждого элемента присваиваются
цифровые значения, которые показывают, насколько частота отказов отличается от характерной
частоты, как результат проанализированных условий. Положительные значения присваиваются
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 210
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
условиям, которые считаются более губительными, чем характерные. Негативные значения
используются для того, чтобы указать уменьшение в ожидаемой частоте отказов. Значение +10
присваивается в том случае, если ожидается, что условия приведут к повышению частоты
отказов на порядок величины.
В данной части анализа Инспектирования с учётом коэффициентов риска
предполагается, что все единицы оборудования, если отсутствует четко обоснование в
обратном, были разработаны и изготовлены в соответствии со стандартными технологиями
компании и отрасли. Данные стандартные технологии обычно основаны на таких известных
отраслевых стандартах, как ASME, ТЕМА и ANSI. Подтверждение точности разработки в
объем анализа Инспектирования с учётом коэффициентов риска не входит. Анализ
Инспектирования с учётом коэффициентов риска выделяет те условия, которые могут иметь
неблагоприятное воздействие на разработанное соответствующим образом оборудование.
Полученные цифровые значения отражают воздействие данных условий на частоту отказов.
Все цифровые значения, которые должны количественно определить интенсивность
разрушений, являются положительными значениями, поскольку вероятность отказа не может
быть уменьшена при существовании механизма разрушения. Однако, по определению, данные
характерные частоты отказов включают в себя данные по всем единицам оборудования,
имеющие и не имеющие постоянно действующие механизмы разрушения. Это означает, что
если единица оборудования не имеет действующего механизма разрушения, то его частота
отказов будет ниже, чем характерная. Для расчетов каждой единице оборудования
присваивается цифровое значение -2.0, а также добавляются соответствующие значения
механизма разрушения. Основное корректирующее значение -2.0 было разработано в ходе
подтверждения централизованного исследования Инспектирования с учётом коэффициентов
риска. В случае если механизмы разрушения не определены, то для единицы оборудования
система в результате выводит отрицательное цифровое значение (и значит, более низкое, чем
характерная частота отказов), при этом все остальные коэффициенты считаются равными.
Если суммированный коэффициент оборудования имеет отрицательное значение, оно
переводится, как указано ниже, с тем, чтобы получить положительный окончательный
коэффициент корректировки оборудования.
В разделе 9 определены требуемые данные для исследования Инспектирования с учётом
коэффициентов риска и даны рекомендации по источникам для получения данных. В данном
разделе также представлен типовой бланк данных, который может использоваться для
получения информации, необходимой для определения коэффициента корректировки
оборудования.
После того как все вспомогательные коэффициенты проанализированы, цифровые
значения для отдельных подсчетов складываются для получения окончательного цифрового
значения по каждой единице оборудования. Сумма может быть как положительной, так и
отрицательной, и обычно находится в диапазоне от – 10 до + 20. В начале проекта данное
значение может быть выше из-за высокой интенсивности разрушения оборудования и
малоэффективной истории наблюдений и контроля. Окончательное цифровое значение
переводится в коэффициент корректировки оборудования, как показано в Таблице 8-2.
Полученный в результате коэффициент корректировки оборудования является
уникальным для каждой единицы оборудования и основан на конкретных условиях
эксплуатации данной единицы оборудования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке 211
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Коэффициент корректировки
оборудования
Вспомогательный
коэффициент технического
Универсальный
вспомогательный
Механический
вспомогательный
Скорость разрушения
Состояние площадки
Сложность оборудования
Эффективность инспектирования
Эксплуатация в условиях
низких температур
Сложность трубопроводов
Технологический
вспомогательный
Непрерывность
Сейсмическая активность
Плановые остановы
Соединения
Внеплановые остановы
Точки ввода
Стабильность
Отводы
Предохранительные клапаны
Клапаны
Программа технического обслуживания
Конструктивные нормы
Работа в грязной среде
Срок службы
Работа в коррозионной среде
Коэффициенты безопасности
Работа в очень чистой среде
Давление
Температура
Контроль вибрационного состояния
Рисунок 8-2 – Общая схема коэффициента корректировки оборудования
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
212
Таблица 8-2 — Преобразованный коэффициент корректировки оборудования
Если сумма цифровых значений ……….
Меньше - 1.0
- 1.0 до + 1.0
Больше + 1.0
то коэффициент корректировки
оборудования
равен обратной величине абсолютного
значения цифрового значения
равен 1.0
равен цифровому значению
8.3.1 Технические модули
Технические модули – это систематические методы, используемые для оценки
воздействия конкретных механизмов отказа на возможность отказа. Они выполняют четыре
функции:
a. поверхностная проверка механизмов разрушения в нормальных и нарушенных
условиях эксплуатации.
b. определение интенсивности разрушения в условиях эксплуатации
с. количественное определение эффективности программы контроля
d. расчет коэффициента корректировки, применяемого для “характерной” частоты
отказов
Технические модули оценивают две категории информации:
1. Степень
износа
материала
единицы
оборудования
как
результат
функционирования в условиях эксплуатации.
2. Эффективность программы контроля для определения и отслеживания
механизмов разрушения до отказа.
Техники контроля, требуемые для обнаружения и отслеживания механизма
разрушения, являются специфичными для каждого механизма. Создание отдельного
технического модуля для каждого механизма разрушения позволяет определять данные
различия. Для некоторых механизмов разрушения интенсивность разрушения может быть
значительно выше при определенных нестандартных условиях эксплуатации, таких как
резкий скачок температуры или нетипичные изменения концентрации отдельного
загрязняющего вещества. Данные условия часто возникают во время нарушений
технологических процессов, пусков или остановов. Технический модуль учитывает такие
условия и соответствующим образом корректирует вероятность отказа. Пример процесса
разработки технического модуля представлен в данном разделе. Полностью разработанные
технические модули представлены в Приложениях от F до N.
Пользователь системы Инспектирования с учётом коэффициентов риска не должен
считать, что представленные в данной главе процедуры являются всеобъемлющими и
непреложными. В данной главе определяется метод для систематического и регулярно
повторяемого анализа коэффициентов, которые влияют на частоту отказов. В то же время,
исследование Инспектирования с учётом коэффициентов риска должно проводиться под
контролем лица или лиц, обладающих требуемыми техническими знаниями.
Анализ воздействия разрушения и контроля в ходе эксплуатации на вероятность отказа
включает в себя следующие семь шагов:
a.. поверхностная проверка механизмов разрушения и определение ожидаемой
интенсивности разрушений
b. определение уровня достоверности для интенсивности разрушений
с. определение эффективности программ контроля для подтверждения уровней и
интенсивности разрушения.
d. расчет влияния программ контроля по улучшению уровня достоверности
интенсивности разрушения.
e. расчет вероятности того, что данный уровень разрушения превысит допустимое
разрушение оборудования и приведет к отказу.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
165
f. расчет вспомогательного коэффициента технического модуля.
g. расчет составного вспомогательного коэффициента технического модуля для всех
механизмов разрушения.
В данном разделе представлен общий обзор подхода, а также пример технического
модуля по общей внутренней коррозии. Общая коррозия определяется как единообразное
утоньшение значительной части стенки оборудования. С локализованной коррозией имеют
дело различные технические модули, что связано с неустойчивостью скорости
локализованной коррозии, со сложностью выявления локализованной коррозии, со
способностью оборудования под давлением выдерживать более глубокие трещины в случае,
если пораженная область небольшая. В качестве примера, демонстрирующего данный метод,
может быть рассмотрен следующий сосуд под давлением.
Сосуд:
Материал
Толщина
Расчетное давление
Допуск на коррозию
Диаметр
Расчетная скорость коррозии
Возраст
Предыдущая дата контроля
Сборник атмосферного дистиллята
SA 285-Gr.C
3/8 дюйма
50 дюймов на квадратный дюйм
3/16 дюйма
6 футов 6 дюймов
10 милов в год
6 лет
Нет
Ниже описаны семь этапов, необходимых для анализа.
8.3.1.1 Поверхностная проверка для механизма разрушения и определение
ожидаемой скорости разрушения
Этап поверхностной проверки состоит из оценки комбинации технологических
условий и строительных материалов по каждой единицы оборудования с тем, чтобы
определить, какие механизмы разрушения являются потенциально активными. Если
механизмы разрушения не обнаружены, то к данной единице оборудования применяется
вспомогательный коэффициент технического модуля –2, что дает уменьшение вероятности
отказа по сравнению с характерной частотой. Для технического модуля общей коррозии
используются два проверочных вопроса:
a.
Известный уровень коррозии меньше чем 1 мил в год? Или
b.
Оборудование спроектировано с допуском на коррозию?
Если ответ на первый вопрос - нет, или если ответ на второй вопрос – да, то аналитик
должен приступить к оценке единицы оборудования.
Там где выявлен механизм разрушения, интенсивность разрушения обычно известна
или может быть оценена для технологического оборудования.
Источники информации по интенсивности разрушения включают в себя:
a.
опубликованные данные.
b.
лабораторные испытания.
c.
испытания на рабочем месте.
d.
данные по схожему оборудованию.
e.
данные предыдущего контроля.
Для особых комбинаций материалов-условий эксплуатации разрабатываются
дополнения к техническим модулям, а также предоставляются ссылочные данные,
описывающие конкретные механизмы.
Пример: для общей внутренней коррозии интенсивность разрушения - это скорость
коррозии, используемая в расчете API (АИН) 510 или API (АИН) 570 для определения
оставшейся продолжительности срока службы и частоту контроля. В некоторых случаях
может отсутствовать измеренная скорость коррозии. Технические модули предоставляют
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
166
значения по умолчанию, обычно получаемые из опубликованных данных или опыта по
аналогичным технологическим процессам. Эти данные по умолчанию используются до тех
пор, пока не будут получены результаты контроля.
Анализ проблемы: В нашем примере с сосудом под давлением этап поверхностной
проверки подтвердил, что ожидается, что технологический процесс приведет к общей
внутренней коррозии в сосуде. Без данных инспектирования расчетные данные по коррозии
в 10 милов в год являются наилучшей оценкой, которая имеется по интенсивности
разрушения.
8.3.1.2 Определение уровня достоверности для интенсивности разрушения
Для технологического оборудования интенсивность разрушений часто достоверно
неизвестна. Возможность точно определить интенсивность разрушения ограничена
сложностью оборудования, металлургическими и технологическими параметрами,
отсутствием доступа для проведения инспектирования, ограничениями по методам
контроля и испытаний.
Неточность в ожидаемой интенсивности разрушений может быть обусловлена
историческими данными по частоте того, какая интенсивность разрушения ранее
встречалась. Реальное понимание уровня неопределенности в ожидаемой интенсивности
включает в себя рассмотрение истории проблемы, которая возникала на сходном
оборудовании и по сходным технологическим процессам. Лучшая информация может быть
получена на основе опыта эксплуатации, особенно когда условия эксплуатации привели к
наблюдаемой интенсивности разрушения и когда сходные условия эксплуатации могут
возникнуть и для рассматриваемого оборудования. Другие источники информации могут
включать базы данных опыта эксплуатации установок или уверенность во мнении
экспертов. Последнее используется чаще всего, поскольку зачастую существующие базы
данных не содержат достаточно подробную информацию.
Пример: Экономический расчет оборудования обычно требует, чтобы скорость
внутренней коррозии была меньше 5 милов в год. Однако иногда наблюдается и более
высокая скорость коррозии. Иногда наблюдается коррозия, скорость которой превышает в
два раза ожидаемую или ранее наблюдаемую скорость. Обычно такая высокая скорость
коррозии обнаруживается входе контроля. Однако иногда даже такая высокая скорость
коррозии не выявляется до тех пор, пока не произойдет сбой в работе оборудования под
давлением, вызванный коррозией.
Реже встречается коррозия, скорость которой превышает ожидаемую скорость в
четыре раза. Еще реже по сплошной коррозии встречается скорость, которая превышает
ожидаемую более чем в четыре раза (локализованная коррозия является более изменчивой,
и поэтому она должна оцениваться в отдельном техническом модуле). Представленные здесь
значения по умолчанию могут быть применены для различных технологических процессов.
Необходимо отметить, что уровень неопределенности в скорости коррозии зависит от
источника и качества данных по скорости коррозии.
Для общей внутренней коррозии информационные источники, использованные для
определения скорости коррозии, и их надежность могут быть подразделены на три
категории:
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
167
8.3.1.2.1
Информационные источники по скорости коррозии с низкой
надежностью
a. Опубликованные данные.
b. Таблицы скорости коррозии.
с. Значения "по умолчанию".
Хотя данные источники обычно используются для принятия проектных решений,
фактическая скорость коррозии, которая будет наблюдаться в технологическом процессе,
может значительно отличаться от проектного значения.
8.3.1.2.2
Информационные источники по скорости коррозии со средней
надежностью
a. Лабораторные испытания при моделированных технологических условиях.
b. Ограниченные испытания коррозионного образца по месту.
Данные по скорости коррозии, получаемые от источников, которые имитируют
фактические условия, обычно представляют больший уровень уверенности в
прогнозируемой скорости коррозии.
8.3.1.2.3
Информационные источники по скорости коррозии с высокой
надежностью
a. Расширенные полевые данные, полученные в ходе тщательных проверок.
b. Данные по коррозионному образцу, отражающие пять и более лет наблюдений на
технологическом оборудовании (предполагая, что изменений в технологическом процессе
не было).
Если получено достаточно данных по фактической эксплуатации, то вероятность
того, что фактическая скорость коррозии намного превысит ожидаемое значение при
нормальных условиях эксплуатации, невелика.
В Таблице 8-3 отражена степень уверенности в том, что истинная интенсивность
отказов подпадает в диапазоны интенсивности разрушения, которые основаны на
надежности данных интенсивности разрушения.
Анализ проблемы: В нашем примере с сосудом под давлением ожидаемая
интенсивность коррозии основана на проектной информации. В этом случае были учтены
также опубликованные данные, а проектировщик имел большой опыт по данному
технологическому процессу. Уверенность в информации по интенсивности коррозии
основана на суждении, что данные имеют “низкую надежность”.
8.3.1.3 Определение эффективности программ контроля для подтверждения
уровней и интенсивности разрушения
Программы контроля (комбинации методов неразрушающего контроля, таких как
визуальный, ультразвуковой и т.д., используемых для определения состояния
оборудования) отличаются по эффективности обнаружения места и определения размера
разрушения, а таким образом, определения интенсивности разрушения. Ограничения
возможности программы по усилению уверенности в уровне разрушения связаны с
невозможностью провести контроль 100% поверхности, подверженной разрушениям, а
также с ограниченной возможностью некоторых методов испытаний обнаружить и
количественно определить разрушения.
Кривые возможности обнаружения предоставляют информацию по некоторым
ограничениям испытаний и более подробно рассмотрены в пункте 8.2.3.
Технические модули основаны на трех состояниях разрушения, которые
определены в Таблице 8-4.
Эффективность программы контроля может быть количественно выражена как
вероятность того, что наблюдаемое состояние разрушения (а, таким образом, и
прогнозируемая интенсивность разрушений) фактически отражает истинное состояние.
Как было ранее указано при оценке интенсивности разрушений, информации по
технологическим установкам и экспертное мнение дают вместе информацию, которая
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
168
позволяет выразить эффективность программы контроля.
Таблица 8-3 — Уверенность в прогнозируемой интенсивности разрушения
Фактический диапазон
интенсивности разрушения
Прогнозируемая
интенсивность или ниже
Прогнозируемая
интенсивность или
превышающая в два раза
Интенсивность,
превышающая в два –
четыре раза
Данные низкой
надежности
Данные средней
надежности
Данные высокой
надежности
0,5
0,7
0,8
0,3
0,2
0,15
0,2
0,1
0,05
В целом, программы контроля подразделяются на пять категорий:
a.
Высоко эффективные.
b.
Обычно эффективные.
с.
Сравнительно эффективные.
d.
Слабо эффективные.
e.
Неэффективные.
На данном этапе в Базовом техническом документе поясняется разработка
технического модуля с приведением общих примеров по внутренней коррозии.
В Разделе 8.2.2 объясняется, каким образом разрабатывается оценка эффективности
контроля и каким образом назначаются категории. Пример: для общей внутренней
коррозии интенсивность разрушения может быть эффективно определена посредством
тщательного контроля, но даже “точечные” произвольные измерения дают значительный
объем информации, поскольку интенсивность коррозии обычно незначительно отличается
от полученных значений, за исключением очень крупных участков.
Следует также отметить, что по нормам и процедурам контроля предусматривается
проведение измерений толщины в одних и тех же местах для повышения точности
расчетов интенсивности коррозии.
В Таблице 8 – 4 описаны три программы контроля и их категории эффективности.
В Таблице 8 – 6 представлены значения по умолчанию, основанные на экспертном
мнении и указывающие уровень достоверности, на котором каждый из трех уровней
эффективности контроля может определить интенсивность коррозии.
Анализ проблемы: В нашем примере с сосудом под давлением контроль не
проводился.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
169
Таблица 8 – 4 — Типовые описания категорий состояния разрушения
Категория состояния разрушения
Состояние разрушения 1
Разрушение оборудования не хуже, чем
ожидалось, учитывая модели
интенсивности разрушений и опыт
эксплуатации
Состояние разрушения 2
Разрушение оборудования немного хуже,
чем ожидаемое. Уровень разрушения иногда
встречается на схожих единицах
оборудования.
Состояние разрушения 3
Разрушение оборудования значительно
хуже, чем ожидаемое. Данный уровень
разрушения редко встречается на схожих
единицах оборудования, но в целом по
отрасли встречается.
Пример: общая коррозия
Интенсивность общей коррозии меньше или
такая же, как интенсивность, ожидаемая
после последнего контроля или в
соответствии с историческими данными,
если ранее контроль не выполнялся.
Интенсивность общей коррозии в два раза
выше, чем прогнозируемая интенсивность
Интенсивность общей коррозии в четыре
раза выше, чем прогнозируемая
интенсивность
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
170
Таблица 8-5 — Эффективность инспектирования для общей внутренней
коррозии
Категория эффективности количественного
инспектирования
Примеры общей коррозии
Высоко эффективные
Оценка общей коррозии полным внутренним
Методы инспектирования правильно определяют визуальным контролем, объединенным с
прогнозируемую интенсивность разрушения
ультразвуковым измерением толщины
практически в каждом случае (90%).
Обычно эффективные
Оценка общей коррозии частичным внутренним
Методы инспектирования правильно определяют визуальным контролем, объединенным с
фактическое состояние разрушения в
ультразвуковым измерением толщины
большинстве случаев (70%).
Сравнительно эффективные
Оценка общей коррозии посредством внешних
Методы инспектирования правильно определяют точечных ультразвуковых измерений толщины
реальное состояние разрушения в половине
случаев (50%).
Слабо эффективные
Оценка общей коррозии при помощи
Методы инспектирования дают мало информации обстукивания, контрольных отверстий.
для правильного определения реального
состояния разрушения (40%).
Неэффективные
Оценка общей внутренней коррозии посредством
Методы инспектирования не дают или дают очень внешнего визуального контроля
мало информации для правильного определения
реального состояния разрушения (33%).
Таблица 8-6 — Общая коррозия — эффективность инспектирования
Состояние
интенсивности
разрушения
1
2
3
Диапазон фактической
интенсивности разрушения
Измеряемый диапазон
или менее
От измеряемого
диапазона до
превышения в два раза
Превышение
измеряемого диапазона
в два – четыре раза
Вероятность, что результаты контроля определят реальное состояние
разрушения
Слабая
Слабая
Обычная
Высокая
эффективность /
эффективность эффективность эффективность
ее отсутствие
0,33
0,5
0,7
0,9
0,33
0,3
0,2
0,09
0,33
0,2
0,1
0,1
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
171
8.3.1.4 Расчет влияния программ инспектирования на улучшение уровня
достоверности интенсивности разрушения
На данном этапе технический модуль установил необходимость определить
вероятность данного состояния разрушения, возникающего в единице оборудования,
которая подвергается оценке. Это проблема общей формы: "Учитывая ожидания по
текущему состоянию и учитывая то, что испытание может быть проведено для повышения
уровня достоверности в ожидаемом состоянии, какое ожидается состояние после
проведения испытаний, если испытание не даст убедительных результатов?"
Подобные проблемы могут быть решены по известному статистическому методу,
именуемому также теоремой Байеса. Данная теорема совмещает априорные вероятности
p[Ai] (ожидаемое состояние) с условными вероятностями, p[Bk/Ai] (эффективность
инспектирования) для получения выражения вероятности для единицы оборудования в
любом состоянии Ai , принимая во внимание, что единица оборудования наблюдалась в
состоянии Ak, что привело к наблюдению Bk.
(8.1)
Вероятности p[Ai/Bk] называются апостериорные вероятности.
Для тех, кто не знаком с данным уравнением, его можно объяснить словами
следующим образом: “вероятность истинного состояния, учитывая состояние образца равно
[(вероятность, состояния образца, учитывая истинное состояние), умноженное на
(априорная вероятность состояния)], поделенное на [сумма всех состояний (вероятность
состояния образца, учитывая истинное состояние) умноженное на (априорная вероятность
состояния)]".
Сила данной теоремы в том, что она дает формальные средства для объединения
неточных результатов инспектирования с информацией по ожидаемому состоянию,
полученной на основе анализа или мнения.
На основе ожидания вероятностей интенсивности различных разрушений и на основе
результатов инспектирования, которые указывают на ту или иную интенсивность, теорема
Байеса используется для уточнения априорных ожиданий.
Частота инспектирования и общее количество инспектирований используются для
корректировки результатов инспектирования. Применение теоремы Байеса может четко
определить “значение” инспектирования в повышении достоверности интенсивности
разрушения. Скорректированная достоверность интенсивности разрушения используется
для расчета количества разрушения, которое может быть на данной единице оборудования.
Пример: Для вышеуказанных примеров ожидаемой интенсивности разрушения и
эффективности инспектирования может быть определена скорректированная достоверность
интенсивности разрушения после инспектирования:
a.
Скорость коррозии для нового завода оценивается на основе таблиц по
коррозии
b.
После некоторой эксплуатации проводится тщательное инспектирование
c.
Подтверждается ожидаемая скорость коррозии
Как показано в Таблице 8-7, достоверность ожидаемой скорости коррозии может быть
скорректирована теоремой Байеса.
Анализ проблемы: в нашем примере сосуда под давлением первое инспектирование
является наиболее эффективным инспектированием.
На рисунке 8-3 представлена Таблица 8-7 в графическом виде. Следует отметить, что
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
172
инспектирование должно снижать неопределенность по ожидаемой скорости коррозии.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
173
Таблица 8-7 – Достоверность интенсивности разрушения после инспектирования
Состояние
интенсивности
разрушения
1
2
Измеренная интенсивность или
ниже
Измеренная интенсивность или
в два раза выше
Измеренная интенсивность в
два или 4 раза выше
0.66
0.814
0.940
0.24
0.140
0.056
0.10
0.046
0.004
Достоверность
интенсивности
3
Диапазон интенсивности
разрушения
После
обычно После высоко
относительно После
эффективного эффективного
эффективного инспектирован
инспектирова
инспектирова
ния
ия
ния
Скорость коррозии, милов в год
нет инспектирования
относительно эффективное
высоко эффективное
обычно эффективное
Источник данных с низкой надежностью, одно инспектирование
Рисунок 8-3 Достоверность интенсивности разрушения
инспектирования в сравнении с эффективностью инспектирования
–
корректирование
8.3.1.5 Расчет частоты, при которой заданный уровень разрушения превысит допустимое
значение разрушения оборудования и приведет к отказу
Потенциальные
уровни
разрушения,
представленные
неопределенностью
оцениваемой интенсивности разрушения, приведут к различным уровням разрушения после
заданного периода эксплуатации. Следующим шагом технического модуля является расчет
частоты hотказов, связанный с заданным состоянием разрушения.
Отказ технологического оборудования, связанный с состоянием разрушения, зависит
от случайных переменных, Z1, Z2 ….ZN, таких как максимальное давление, максимальный
размер трещины, предел текучести или изломостойкость. Интервал данных величин может
быть поделен на 2 зоны:
a.
безопасное множество – это зона интервала, которая содержит комбинацию
основных переменных Zi, которые не приведут к отказу.
b.
множество отказов - это зона интервала, которая содержит все комбинации
переменных Zi, которые приведут к отказу.
Характер отказа определяется функцией предельного состояния g(Zi). Площадь,
описанная g(Zi) = 0, делит переменную на безопасное множество, где g(Zi) > 0 и множество
отказов, где g(Zi) < 0. Например, функция предельного состояния для сосуда под давлением
будет:
g=S-L
где S = сопротивление, L = нагрузка.
Когда бы нагрузка не превышала сопротивление, сосуд теряет работоспособность и
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
174
g(S,L) < 0.
Для характера отказа, который описывается функцией предельного состояния,
вероятность отказа – это вероятность находится во множестве отказов g(Zi) < 0. Для расчета
вероятности отказа могут быть использовано несколько подходов. Для Инспектирования с
учётом коэффициентов риска, который является инструментом принятия решений, были
выбраны относительно простые методы коэффициента надежности.
Цель используемой процедуры - "выверить" рассчитанную вероятность отказа по
отношению к характерной частоте отказов, скорректировав вводимую информацию по
индексу надежности таким образом, чтобы "допустимый" уровень разрушения
соответствовал характерной частоте отказов. Данная "выверенная" модель индекса
надежности используется для расчета частоты отказов для повышенных состояний
разрушения.
Пример: Для случая общей коррозии характер отказа представляет собой перегрузку,
которая возникает в тех случаях, когда напряжение, вызванное нагрузками, превышает
напряжение пластического сечения в утонченной стенке.
Для примера, приведенного выше, по различным потенциальным скоростям коррозии,
состояние разрушения (потеря в стенках) рассчитывается для каждой скорости. Затем частота
отказа для каждого состояния рассчитывается с использованием простого метода индекса
надежности.
Анализ проблемы: В примере с сосудом под давлением следует помнить о том, что
сосуд находится в эксплуатации уже 6 лет. В Таблице 8.8 показаны вероятности отказа,
которые соответствуют трем различным состояниям разрушения.
Таблица 8 – 8 – Расчетная частота отказов для различных состояний разрушения
Состояние
разрушения
Скорость коррозии
Потеря в
стенках
Оставшаяся стенка
Частота отказов
1
0.010 дюймов в год
0.06
0.315
8x10-6
2
0.020 дюймов в год
0.12
0.255
2xl0-5
3
0.040 дюймов в год
0.24
0.135
5xl0-3
8.3.1.6 Расчет вспомогательного коэффициента технического модуля
Следующим шагом в техническом модуле является расчет “вспомогательного
коэффициента технического модуля”, который используется для сравнения частоты отказов,
вызванных состоянием разрушения, с характерной частотой отказов для рассматриваемого
типа оборудования в целом. Вспомогательный коэффициент технического модуля
представляет собой соотношение частоты отказов, вызванных состоянием разрушения, к
характерной частоте отказов, умноженное на вероятность наличия уровня разрушения.
Частота отказов для состояния разрушения поделена на “характерную” частоту отказов.
Полученное в результате соотношение показывает, насколько вероятен отказ
рассматриваемого оборудования в результате данного состояния разрушения по отношению к
типовой единице оборудования. Затем данное соотношение умножается на вероятность
существования состояния разрушения, которое корректируется согласно данным
инспектирования.
Анализ проблемы: Для сосуда под давлением, подвергающегося общей коррозии, в
Таблице 8-9 представлен вспомогательный коэффициент технического модуля. В качестве
иллюстрации влияния скорректированных после инспектирования данных вспомогательный
коэффициент рассчитан для двух случаев:
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
175
a.
Возраст сосуда – 6 лет, и инспектирование не проводилось.
b.
Возраст сосуда – 6 лет, было проведено одно инспектирование, оцененное как
“обычно эффективное”.
Следует отметить снижение вспомогательного коэффициента технического модуля
после инспектирования.
В графическом виде таблица представлена на Рисунке 8-4. Следует отметить,
инспектирование проводилось в целях значительного снижения вероятности серьезных
состояний разрушения.
Вспомогательный коэффициент технического модуля является суммой коэффициентов
частичного разрушения для различных состояний разрушения. Нижнее значение
вспомогательного коэффициента технического модуля - 1.0, поскольку в анализе рисков
отсутствие любого конкретного типа разрушения не учитывается.
Таблица 8 – 9 Расчетный вспомогательный коэффициент технического модуля
Вероятность
Соотношение к
Характерная
разрушения
Состояние Вероятност
(перед
вероятность характерной
разрушения ь отказа
отказа
частоте отказов инспектирование
м)
Коэффициент
Коэффициент
Вероятность
частичного
частичного
разрушения
разрушения
разрушения
(после
(одно
(без
инспектирования
инспектировани
инспектир.)
)
е)
1
8x10-6
1x10-4
0.08
0.5
0.04
0.81
0.06
2
2x10-5
1x10-4
0.2
0.3
0.06
0.14
0.03
3
5x10-3
1x10-4
50
0.2
10
0.05
2
10
2
Вероятность
состояния
разрушения
Итого вспомогательный коэффициент технического модуля
Соотношение расчетной частоты отказов к характерной частоте
отказов
без инспектирования
одно инспектирование
Одно "обычно" эффективное инспектирование
Рисунок 8-4 – Частота отказов – влияние инспектирования на расчетную частоту
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
176
8.3.1.7
Расчет составного вспомогательного коэффициента технического
модуля для всех механизмов разрушения
Вспомогательный коэффициент технического модуля рассчитывается для каждого
механизма разрушения, которое действует для данной единицы оборудования. Для расчета
составного (итогового) вспомогательного коэффициента технического модуля для всего
оборудования в целом необходимо сложить все отдельные вспомогательные коэффициенты.
Данный подход имеет преимущество в том, что он показывает количественное изменение в
итоговом коэффициенте, если изменяется один из вспомогательных коэффициентов. Данный
подход также показывает, что различные механизмы разрушения не являются полностью
независимыми. То есть, разрушение, вызванное одним механизмом, может повлиять на
серьезность разрушения, вызванного другим механизмом (например, коррозионное
растрескивание под напряжением может начаться в концентраторах напряжения, вызванных
точечной коррозией).
8.3.1.8 Использование измеренной скорости коррозии при отсутствии
экспертного мнения или данных
В применении технологии Инспектирования с учётом коэффициентов риска
существует значительный недостаток, как указано в данном разделе, в случае если
надлежащим образом не рассмотрен источник данных по скорости коррозии. В
представленной модели предполагается, что скорости коррозии всегда имеют потенциальное
значение выше, чем ожидается, до тех пор, пока не будет подтверждено обратное в результате
тщательного или многократного инспектирования. Таблицы вспомогательного коэффициента
технического модуля по утоньшению основаны на упрощенной версии теоремы Байеса,
которая подразумевает, что для определения коррозионных данных обычно используется
экспертное мнение. Поскольку подобные экспертные мнения являются относительно
надежными и обычно ошибочными в сторону приуменьшения, то и используемый метод
зачастую приводит к ошибочным оценкам в сторону приуменьшения. Однако многие
предприятия не имеют или не используют экспертные мнения для определения скорости
коррозии, а вместо этого полагаются целиком на измерения толщины, проведенные
специалистами, имеющими мало или не имеющими совсем знаний о процессе коррозии. В
таких случаях измеренная скорость коррозии может быть намного меньше, чем фактическая
(в зависимости от степени ее локализации и от уровня эффективности инспектирования). В
таких случаях настойчиво рекомендуется проводить оценки скорости коррозии опытными
специалистами с использованием данных и инструментов, таких как Дополнения
технического модуля.
Для определения скорости коррозии при отсутствии коррозионных данных,
экспертного мнения или предыдущих данных по типу и скорости коррозии в конкретном
оборудовании предлагается два способа.
8.3.1.8.1 Способ 1 — Упрощенный подход
Когда для инспектирования на основе коэффициентов риска должна использоваться
скорость коррозии при отсутствии коррозионных данных и информации и локализованной
коррозии, обычно возникает вопрос: "Какое требуется инспектирование для определения
скорости и типа коррозии?" Рискованным для данных целей является использование точечных
внешних измерений толщины, однако, применение более тщательных способов может
оказаться совершенно напрасной тратой денег, в случае если необходимости в таких способах
нет. Для содействия в принятии решения предлагается воспользоваться следующим
руководством:
a. Локализованная коррозия – вероятнее всего: используйте "высоко эффективный"
метод положительного определения наличия или отсутствия локализованной коррозии.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
177
Данные методы описаны в техническом модуле по утоньшению, Приложение
F.
Технологические потоки в данной категории включают в себя любые, содержащие воду или
иную проводящую жидкость плюс:
Хлориды или иные галоидные соединения
Соединения серы.
Органические кислоты
b. Локализованная коррозия – возможно: используйте "обычно эффективный" метод
положительного определения наличия или отсутствия локализованной коррозии. Данные
методы описаны в техническом модуле по утоньшению, Приложение F. Технологические
потоки в данной категории включают в себя любые, несодержащие воду или иную
проводящую жидкость, но содержащие:
Хлориды или иные галоидные соединения
Соединения серы.
Органические кислоты
c. Локализованная коррозия – маловероятно: используйте "относительно
эффективный" метод положительного определения наличия или отсутствия локализованной
коррозии. Данные методы описаны в техническом модуле по утоньшению, Приложение F.
Технологические потоки в данной категории включают в себя любые, несодержащие воду или
иную проводящую жидкость, а также не содержащие:
Хлориды или иные галоидные соединения
Соединения серы.
Органические кислоты
"Иная проводящая жидкость" относится к некоторым классам органических веществ,
таких как вода, которые проводят электричество. Такие жидкости (например,
диметилформамид, н-бутиловый спирт) обычно не являются частью технологических
потоков, однако присутствуют на некоторых предприятиях. Обычно жидкости с
проводимостью менее 10 -1 Ом-1 см-1 являются непроводящими и поэтому чаще всего
являются не коррозионными.
8.3.1.8.2 Способ 2 — Строгий поход
Иногда возникают ситуации, когда коррозионные данные, экспертное мнение и
предыдущие знания о типе и скорости коррозии не согласуются с обнаруженным в ходе
инспектирования. Если инспектирование выявляет скорость коррозии выше, чем ожидалось,
то мало сомнений в существовании подобной более высокой скорости коррозии и она должна
приниматься во внимание, если не будет доказано, что она не вызвана каким-либо
нарушением технологических параметров или нестандартными условиями, которые должны
быть скорректированы. С другой стороны, если в ходе инспектирования выявляется более
низкая скорость коррозии, то возникает конфликт, какие данные являются правильными.
Если измеренная скорость коррозии ниже, чем ожидаемая, то необходимо
использовать повторяющиеся наблюдения для "замещения" ожидаемой скорости тем же
образом, что и повторные инспектирования устраняют возможности более высокой скорости
коррозии, используя текущие методы. Чем больше и чем более высокоэффективных
инспектирований проводится, тем ближе скорость коррозии, которая должна использоваться,
приближается к измеренной скорости. Скорость коррозии, которая должна использоваться,
будет зависеть от количества и типа инспектирования, от того насколько измеренная скорость
ниже по сравнению с ожидаемой, а также от уровня уверенности в экспертном мнении и
данных, которые использовались для определения ожидаемой скорости коррозии.
Корректировка по методу Байеса использовалась для разработки нижеследующих
таблиц. Из таблиц выводится коэффициент, полученный на основе количества и типа
инспектирований. Данный коэффициент умножается на измеренную скорость для получения
скорости, которая должна быть введена в программу.
Степень несоответствия между ожидаемой и измеренной скоростью частично зависит
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
178
от уверенности в ожидаемой скорости. В Таблицах 8 - 9 – 8 – 11 уровень уверенности описан
одним из трех способов:
a. высокая уверенность — экспертное мнение или данные носят едва консервативный
характер, более низкие скорости не ожидаются.
b. средняя уверенность — экспертное мнение или данные носят весьма
консервативный характер, существует вероятность более низкой скорости.
с.
низкая уверенность — экспертное мнение или данные носят сильно
консервативный характер, существует значительный шанс более низкой скорости.
Пример: Данные по скорости коррозии для системы трубопроводов являются
общепринятыми и точно определенными на основе данных по эксплуатации подобных
систем, опубликованных данных и лабораторных испытаний. Ожидаемая максимальная
скорость коррозии составляет 10 милов в год. Также известно, что коррозии очень часто
является локализованной. Подрядчик проводит точечные измерения толщины и докладывает
о скорости коррозии 1 мил в год. Очевидно, что следует скептично подойти к
предоставленной информации. Подрядчик провел только точечные измерения и не
ознакомился в достаточной мере о том, где конкретно необходимо проводить подобные
измерения, а, следовательно, инспектирование считается "низко эффективным".
В Таблице 8-12 коэффициент для одного низко эффективного инспектирования,
которое привело к результату в 1/10 от ожидаемой скорости, полученной от данных с высоким
уровнем достоверности, составляет 8.3. Данный коэффициент, умноженный на измеренную
скорость в 1 мил в год, дает вводимое значение скорости, равное 8,3 милов в год. Иными
словами, данные, полученные по результатам измерений, не привели к значительному
изменению экспертного мнения. Следует отметить, что повторные инспектирования и более
эффективные инспектирования (если они по-прежнему выявляют низкую скорость коррозии)
в результате приблизят вводимую скорость коррозии по Инспектированию с учётом
коэффициентов риска с измеренной скорости. Коэффициенты из Таблиц 8-10 и 8-11
используются аналогичным образом.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
179
Таблица 8 – 10 – Измеренная скорость коррозии составляет около 1/2 от ожидаемой скорости
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/2 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.4
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.8
1.5
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.9
1.8
1.7
1.5
1.3
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.9
1.9
1.9
1.8
1.8
1.7
1.7
1.6
1.6
1.5
1.4
1.3
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/2 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.5
1.2
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.7
1.5
1.4
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.8
1.7
1.6
1.6
1.5
1.4
1.4
1.3
1.2
1.2
1.2
1.1
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/2 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.2
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.4
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.4
1.4
1.3
1.3
1.2
1.2
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
180
Таблица 8 – 11 – Измеренная скорость коррозии составляет около 1/4 от ожидаемой скорости
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/4 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2.0
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
3.4
2.4
1.4
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
3.6
3.4
3.0
2.5
2.0
1.5
1.3
1.1
1.1
1.0
1.0
1.0
3.7
3.7
3.6
3.5
3.3
3.2
3.0
2.8
2.5
2.3
2.1
1.9
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/4 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.3
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
2.4
1.5
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
2.9
2.4
1.9
1.6
1.3
1.2
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
3.1
3.0
2.8
2.6
2.4
2.1
1.9
1.8
1.6
1.5
1.4
1.3
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/4 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.5
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.9
1.6
1.3
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
2.1
2.0
1.8
1.6
1.5
1.4
1.3
1.3
1.2
1.2
1.1
1.1
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
181
Таблица 8 – 12 – Измеренная скорость коррозии составляет около 1/10 от ожидаемой скорости
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/10 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
4.2
1.2
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
8.3
5.3
2.3
1.3
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
9.0
8.3
7.2
5.7
4.0
2.8
1.9
1.5
1.3
1.1
1.1
1.0
9.3
9.1
8.8
8.5
8.1
7.7
7.1
6.5
5.8
5.2
4.5
3.9
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/10от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
2.2
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
5.4
2.5
1.3
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
7.0
5.6
4.1
2.8
2.0
1.6
1.3
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
7.7
7.2
6.6
6.0
5.3
4.7
4.1
3.6
3.1
2.7
2.3
2.1
Оцененная средняя скорость коррозии, измеренная скорость = 1/10 от ожидаемой,
Уровень инспектирования
№ инспектирования
Высоко
эффективный
Обычно эффективный
Относительно
эффективный
Слабо
эффективный
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1.5
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
2.7
1.5
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
4.0
2.9
2.1
1.6
1.4
1.2
1.1
1.1
1.0
1.0
1.0
1.0
4.8
4.2
3.7
3.2
2.8
2.5
2.2
2.0
1.8
1.7
1.5
1.4
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
182
8.3.2 Универсальный вспомогательный коэффициент
Универсальный вспомогательный коэффициент выражает состояние и условия,
которые в равной мере влияют на все единицы оборудования конкретной производственной
площадки. В результате, информация, касающаяся условий на предприятие, собирается и
фиксируется только один раз. Цифровые значения, присваиваемые каждому из трех элементов
вспомогательного коэффициента, в равной степени влияют на все единицы оборудования:
Как показано на Рисунке 8-2, Универсальный вспомогательный коэффициент включает
в себя следующие элементы:
a. Состояние производственных мощностей.
b. Эксплуатация в условиях низких температур.
с. Сейсмическая активность.
8.3.2.1 Состояние производственных мощностей
Данный элемент выражает текущее состояние производственных мощностей, которые
подвергаются оценке. Присваивание категорий должно основываться на профессиональном
суждении оценивающего, исходя из следующих характеристик:
a. Общий вид предприятия, оцениваемый в ходе обзорного обхода. Оцениваются
следующие коэффициенты:
1. Общее состояние административно-хозяйственной деятельности.
2. Свидетельства временных ремонтов, особенно в случаях, когда "временные"
условия используются на протяжении значительного периода времени.
3. Разрушающееся лакокрасочное покрытие, чрезмерное количество утечек пара,
другие свидетельства того, что происходит пренебрежение текущим обслуживанием.
b. Эффективность программы технического обслуживания производственных
мощностей, которая оценивается по результатам бесед с операторами и обслуживающим
ремонтным персоналом. Эффективная программа подразумевает:
1. полное проведение всех надлежащих работ по техническому обслуживанию и
ремонту с редкими вызовами ремонтного персонала в другое время.
2. избежание чрезмерного и растущего количества невыполненных заявок на
проведение работ по техническому обслуживанию и ремонту.
3. поддержание конструктивных отношений между операторами и обслуживающим
ремонтным персоналом.
с. Компоновочный план и структура предприятия. В текущем состоянии размещение и
местонахождение всех единиц оборудования на предприятии должны облегчать проведение
работ по техническому обслуживанию и ремонту, а также инспектирования.
Присваивание категорий производственным мощностям должно основываться на
критериях, указанных в Таблице 8-13.
Таблица 8 – 13 — Присваивание категорий в соответствии с состоянием
производственных мощностей
Состояние производственных мощностей
Значительно лучше, чем стандарты по отрасли
Примерно в соответствии со стандартами по отрасли
Ниже стандартов по отрасли
Значительно ниже стандартов по отрасли
Категория
А
В
С
D
Цифровое значение
- 1.0
0
+ 1.5
+4.0
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
183
8.3.2.2 Эксплуатация в условиях низких температур
Холодные климатические условия накладывают дополнительный риск на
эксплуатацию предприятия. Экстремально низкие температуры затрудняют проведение работ
по техническому обслуживанию и ремонту, а также проведение инспектирования, и могут
привести к снижению контроля оператора за расположенным вне помещений оборудованием.
Зимние условия также могут напрямую влиять на состояние оборудования.
Нарастание льда и снега может вызывать деформирование или отказ небольших линий, отказ
приборов или электропроводки. Кроме того, типичными зимними проблемами являются
замерзшие контроллеры уровня, трещины в водопроводных линиях, потрескавшиеся или
замерзшие подводки трубопроводов, заглушенные технологические линии. Проблемы зимней
эксплуатации могут быть минимизированы при правильном проекте и планировании, однако,
полностью избежать их невозможно.
Как показано в Таблице 8-14, цифровое значение присваивается в зависимости от
максимально низкой средней дневной температуры на производственной площадке. Для
установок, размещенных внутри помещений, должна приниматься во внимание максимально
низкая температура внутри помещения.
Таблица 8 – 14 — Присваивание цифрового значения за эксплуатацию в холодных
погодных условиях
Зимняя температура
Цифровое значение
Выше 40°F
0
От +20°F до +40°F
1.0
От –20°F до +20°F
2.0
Ниже –20°F
3.0
8.3.2.3 Сейсмическая активность
Производственные мощности, расположенные в сейсмически-активной зоне, имеют
несколько более высокую вероятность отказа, чем мощности, расположенные вне подобных
зон, даже если предприятие спроектировано в соответствии с надлежащими стандартами.
Цифровые значения Таблицы 8-15 основаны на нумерации сейсмических зон,
представленных в ANSI A58.1, 1982.
Таблица 8 – 15 — Присваивание цифрового значения за эксплуатацию в сейсмических
зонах
Сейсмическая зона
0 или 1
2 или 3
4
Цифровое значение
0
1.0
2.0
8.3.3 Механический вспомогательный коэффициент
Механический вспомогательный коэффициент относится к условиям, имеющим
отношение к проектированию и изготовлению той или иной единицы оборудования. Обычно
информация для анализа может быть обнаружена в схемах обвязки и КИП, инженерных
документах и т.д. Обычно для каждой единицы оборудования разрабатывается свое цифровое
значение. Как показано в Таблице 8-2, данный вспомогательный коэффициент состоит из
следующих пяти элементов:
a.
сложность.
b.
конструктивные нормы.
с.
срок службы.
d.
коэффициенты безопасности.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
184
e.
контроль вибрационного состояния.
Как будет показано ниже, некоторые из этих элементов имеют свои вспомогательные
элементы.
8.3.3.1 Сложность
Элемент сложности по-разному применяется для оборудования и трубопроводов, то
есть данный элемент рассматривается как два вспомогательных элемента.
8.3.3.1.1 Сложность оборудования
База данных характерных частот отказов обычно не учитывает размер и сложность
сосудов под давлением, колонн, теплообменников и т.д. Единственный способ оценить
сложность единицы оборудования и в большинстве случаев размер оборудования - это
определить количество выпускных отверстий на нем. Количество выпускных отверстий легко
поддается подсчету и применимо для всех типов оборудования.
В Таблице 8-16 представлены цифровые значения для различного количества
выпускных отверстий для всех типов сосудов под давлением. В подсчете используются все
выпускные отверстия диаметром 2 и более дюйма, включая незадействованные в текущий
момент. В подсчет включены также люки-лазы.
Таблица 8-16 – Количество выпускных отверстий в сравнении с цифровым значением
Цифровое значение
Единица оборудования
-1.0
0
+1.0
+2.0
Колонна — в целом
<20
20-35
36-46
>46
Колонна — половина
Компрессор
Оболочка теплообменника
<10
2
<7
10-17
3-6
7-12
18-23
7-10
13-16
>23
>10
>16
Трубки теплообменника
Насос
<4
—
4-8
2-4
9-11
>4
>11
—
Сосуд
<7
7-12
13-16
>16
8.3.3.1.2 Сложность трубопроводов
В типичном исследовании по Инспектированию с учётом коэффициентов риска около
60-80% анализируемых единиц оборудования занимают сегменты трубопроводов.
Исследования показали, что около одной трети всех отказов основного оборудования
приходится на трубопроводы, что больше чем для какой-либо иной категории оборудования.
Поэтому так важно проводить различия между сегментами трубопроводов аналогично тому,
как различаются единицы иной категории оборудования.
Характерная база данных обеспечивает разграничение, основанное на диаметре труб и
длине линий, частота отказа для каждого диаметра выражена через количество
отказов/год/фут на длину. Дальнейшее разграничение, основанное на сложности сегмента,
достигается присваиванием коэффициента сложности. Данный коэффициент является суммой
характеристик сегмента трубопровода, который может увеличить вероятность отказа.
Сложность трубопроводов включает в себя:
a.
количество соединений.
b.
количество точек ввода.
с.
количество отводов.
d.
количество клапанов.
8.3.3.1.3
Количество соединений
Фланцевые соединения имеют большую вероятность протечки, чем сварные
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 185
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
соединения. Каждый фланец сегмента трубопровода получает коэффициент сложности 10.
(Предполагается, что на технологической линии отсутствуют болтовые соединения,
временные хомуты или иные не-типовые соединения. В случае использования подобных
соединений сегменту должен присваиваться более высокий коэффициент).
8.3.3.1.4
Количество точек ввода
Точки ввода – это места, где относительно небольшое количество потенциально
коррозионных материалов вводятся в технологические потоки для контроля состава потока
или иных переменных потока. Примером точек ввода являются: ввод хлора в
преобразователи, ввод воды в подвесные системы, ввод полисульфидов в жирный газ
каталитического крекинга, ввод противовспенивающей присадки и т.д. (места, где
соединяются два технологических потока, например, Т-образные соединения, местами ввода
не являются).
Опыт показывает, что трубопровод в зоне точек ввода может подвергаться ускоренной
или локализованной коррозии, даже при нормальных условиях эксплуатации. Каждая точка
ввода добавляет коэффициент сложности 20.
8.3.3.1.5
Количество отводов
Любая линия, присоединенная Т-образным соединением к оцениваемому сегменту
трубопровода, рассматривается как отвод. Также к отводам относятся сливные линии, Тобразные соединения, отводы предохранительных клапанов и т.д. Каждый отвод создает риск
отказа в связи с накладываемым напряжением, коррозией отростков трубопровода,
усталостью и т.д. Каждый отвод имеет коэффициент сложности 3.
8.3.3.1.6
Количество клапанов
В анализе инспектирования на основе коэффициентов риска клапаны рассматриваются
как часть трубопровода. Для последовательности анализа все клапаны непосредственно ниже
по потоку от сегмента трубопровода, включая стопорный клапан, клапан управления,
дренажный клапан, выпускной клапан, считаются частью данного сегмента. Не учитываются
только предохранительные клапаны.
Утечки небольшого и среднего размера на уплотнениях клапанов нетипичны. Каждый
клапан добавляет коэффициент сложности 5.
Коэффициент сложности для сегмента трубопровода представляет собой сумму
вышеописанных значений:
Коэффициент сложности = (соединения x 10) + (точки ввода x 20) + (отводы x 3) +
(клапаны x 5)
Поскольку характерная частота отказов выражается в единицах на фут длины трубы,
то коэффициент сложности также должен применяться к длине труб. Для того чтобы
определить коэффициент сложности на фут, коэффициент сложности, определенный выше,
должен быть поделен на длину трубы. Цифровые значения затем присваиваются каждому
трубному сегменту, как это показано в Таблице 8-17.
Таблица 8-17 — Коэффициенты сложности
Коэффициент
Коэффициент
Цифровое значение
сложности /фут
сложности /фут
< 0.10
-3.0
2.0 до 3.49
0.10 до 0.49
-2.0
3.50 до 5.99
0.50 до 0.99
-1.0
6.00 до 10.00
1.00 до 1.99
0
>10.0
Цифровое значение
1.0
2.0
3.0
4.0
8.3.3.2 Конструктивные нормы
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
186
Нормы представляют собой накопленное знание и опыт поколений в
перерабатывающей промышленности. И хотя проектирование и производство единиц
оборудования в соответствии с нормами не может полностью обеспечить безотказную
эксплуатацию, нормы являют собой проверенную и общепринятую основу для сведения к
минимуму большинство возникающих проблем.
Не все нормы имеются в наличии, особенно для специализированного оборудования и
при применении в перспективных технологиях. Оборудование, разработанное и
изготовленное для данных целей, может эксплуатироваться также безопасно, как и более
традиционное оборудование, изготовленное в соответствии с нормами. Однако в отсутствие
наработанных знаний и опыта, достаточных для улучшения основных принципов разработки,
зачастую страдает надежность и предсказуемость такого оборудования. Кроме того, поскольку
по такому оборудованию существует лишь небольшое количество руководств по
проектированию и разработке, то различия между оборудованием разных производителей
могут быть существенными.
Следующие категории выделяются для единиц оборудования, разработанного согласно
текущим нормам, устарелым нормам, или при отсутствии необходимых норм. В случае если
сосуд, разработанный согласно нормам, был изменен, проведенное изменение должно также
соответствовать нормам, либо он уже будет считаться сосудам, разработанным не по нормам.
Цифровые значения для каждой категории даны в Таблице 8-18.
В определенных случаях для категории С целесообразнее использовать различные
цифровые значения. Если значительный опыт по отрасли продемонстрировал очень хорошую
(или очень плохую) службу отдельного типа оборудования, то цифровое значение может быть
соответствующим образом скорректировано. Однако ни при каких случаях оно не должно
быть менее 2.0. Значение выше 10.0 указывают на критическую проблему.
Таблица 8-18 — Значения согласно состоянию норм
Состояние норм
Категория
Цифровое значение
Оборудование соответствует последней редакции норм.
A
0
Нормы для данного типа оборудования были
значительно изменены со времени изготовления данного
оборудования.
В
1.0
Официальные нормы для данного типа оборудования в
период его изготовления не существовали, или
оборудование не было изготовлено в соответствии с
действующими нормами.
С
5.0
8.3.3.3 Срок службы оборудования
Очень часто в первые месяцы службы надежность единицы оборудования ниже, а
вероятность отказа выше. После разрешения исходных проблем при проектировании,
дефектов изготовления, эксплуатационных проблем и т.д. частота отказа единицы
оборудования остается на одинаковом уровне почти до самого конца срока службы, когда
частота отказов вновь повышается.
Данная оценка основана на расчетном сроке службы единицы оборудования и на
количестве лет эксплуатации данного оборудования. Количество лет эксплуатации
оборудования может отличаться от срока эксплуатации всей производственной площадки:
меньше – если оборудование было заменено или добавлено, больше – если оборудование
ранее использовалось на другой площадке.
Срок службы оборудования представляет собой функцию его эксплуатации в
процессе. Единицы оборудования, которые подвергаются агрессивным механизмам
разрушения, таким как сильная коррозия или проблемы, связанные с усталостью,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 187
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
спроектировано часто на ограниченный срок службы. Вероятность отказа подобного
оборудования увеличивается при приближении к окончанию данного срока. Оборудование,
которое эксплуатируется в более благоприятных условиях, может не иметь четко
обозначенного или предполагаемого срока службы. Однако и для данных единиц
оборудования по истечению продолжительного периода можно ожидать увеличение частоты
отказов. В процедуре инспектирования на основе коэффициентов риска данный период
установлен как 40 лет.
Расчетный срок службы, рассматриваемый в данном контексте, не равен наиболее
экономичному сроку службы. Так для некоторых процессов при разработке
предусматривается относительно короткий экономичный срок службы, и это может
повлиять на некоторые конструктивные решения. Однако до тех пор, пока не станут
известны механизмы разрушения, которые могут укоротить срок службы, полагается, что срок
службы подобного оборудования составляет 40 лет.
Для элемента Срок службы по каждой единице оборудования определяется
"количество лет в эксплуатации" и "расчетный срок службы". Цифровые значения для
корректировки Срока службы основаны на процентном отношении от истекшего расчетного
срока службы с момента ввода единицы оборудования в эксплуатацию (Таблица 8-19).
Таблица 8-19 — Цифровые значения срока службы оборудования
% от истекшего расчетного срока службы
Цифровое значение
0 до 7
7 до 75
76 до 100
>100
2.0
0
1.0
4.0
8.3.3.4 Коэффициенты безопасности
Коэффициент безопасности состоит из двух вспомогательных элементов:
a.
Рабочее давление.
b.
Рабочая температура.
8.3.3.4.1
Рабочее давление
Соотношение эксплуатационного давления к расчетному давлению представляет
собой коэффициент безопасности при нормальных условиях эксплуатации. Оборудование,
эксплуатирующееся под давлением, значительно ниже, чем расчетное, будет иметь
вероятность отказа ниже, чем оборудование, эксплуатирующееся при полном расчетном
давлении. Значения, представленные в Таблице 8-20, отражают данный подход.
Таблица 8-20 — Значения рабочего давления
Pэкспл /Pрасч
Цифровое значение
>1.0
5.0
0.9 до 1.0
1.0
0.7 до 0.89
0
0.5 до 0.69
-1.0
<0.5
-2.0
8.3.3.4.2
Рабочая температура
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
188
Когда оборудование эксплуатируется при температурах, значительно выше
стандартных по отрасли и находящихся у верхнего допустимого предела температур для
материалов изготовления, частота отказов увеличивается.
Аналогично, частота отказов становится выше при эксплуатации в экстремально
низких температурах. В случаях, когда оборудование охлаждается значительно ниже, чем
температура окружающей среды, накладываются дополнительные напряжения и возникает
опасность протечек на фланцах и т.д. Данный коэффициент рабочей температуры не
учитывает хрупкий излом углеродистой или низколегированной стали в результате
эксплуатации при низких температурах. Вероятность хрупкого излома должна оцениваться
как часть оценки технического модуля.
Значения, представленные в Таблице 8-21, отражают данный подход.
Для рабочих температур выше и ниже указанных пределов, цифровое значение
элемента рабочей температуры равно 0.
Таблица 8-21 — Значения рабочей температуры
Тэкспл
Цифровое значение
Для углеродистой стали: > 550°F
2.0
Для 1% - 5% хромистой стали: > 650°F
2.0
Для >5% - 9% хромистой стали: > 750°F
2.0
Для 304/316 нержавеющей стали: >
2.0
Для всех типов стали: <-20°F
1.0
8.3.3.5 Контроль вибрационного состояния
Износ является одной из наиболее часто встречающихся причин отказа вращающегося
оборудования, такого как насосы и компрессоры. Разрушения, связанные с износом, приводят
к нарушению герметичности, повреждению вала или в сложных случаях даже к разрыву
корпуса насоса. Контроль вибрационного состояния позволяет выявить возникающие
проблемы до отказа оборудования. Значения, представленные в Таблице 8-22, присваиваются
всем насосам и компрессорам, которые рассматриваются в данном исследовании.
Для мощностей, для которых основной проблемой является риск, связанный с эрозией
или износом деталей вращающегося оборудования, работающих под давлением, специалистаналитик, проводящий исследование на основе коэффициентов риска, может использовать
технический модуль для утоньшаюшихся механизмов, представленный в Приложении V.
Данный модуль может представить более высокие коэффициенты корректировки, которые
будут основаны на характеристиках материалов, условиях эксплуатации, специфичных
способах контроля и т.д.
Механический вспомогательный коэффициент рассчитывается путем сложения
коэффициентов всех пяти элементов, рассмотренных в данном разделе.
Таблица 8-22 — Значения контроля вибрационного состояния насосов и компрессоров
Цифровое значение
Способ контроля
Насосы
Компрессоры
Отсутствие программы контроля
вибрационного состояния
0.5
1.0
Периодический контроль
вибрационного состояния
-2.0
0
Оперативный (on-line) контроль
вибрационного состояния
-4.0
-2.0
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
189
8.3.4 Вспомогательный технологический коэффициент
Условия, которые подвергаются наиболее сильному воздействию технологического
процесса, и то, каким образом эксплуатируются производственные мощности, составляют
вспомогательный технологический коэффициент. Информация для анализа данных условий
собирается от эксплуатационных записей, обсуждений с эксплуатационным персоналом и т.д.
Получаемые в результате цифровые значения могут носить как универсальный характер, так и
быть специфичными для конкретной единицы оборудования, в зависимости от обстоятельств.
Данный вспомогательный коэффициент имеет три элемента, которые приведены ниже,
каждый из которых имеет несколько вспомогательных элементов:
a.
Непрерывность технологического процесса.
b.
Стабильность технологического процесса.
с.
Предохранительные клапаны.
Многие исследования показывают непропорционально большую долю отказов
оборудования вне рядового течения эксплуатации, то есть во время пусков, остановов,
некритических отказов. Консультанты M & M Protection устанавливают значение в 25% для
больших потерь, о которых они заявляют. Данный элемент устанавливает характерную
частоту отказов при различиях в непрерывности технологического процесса и базовой
стабильности.
Для многих производственных площадок значения непрерывности и стабильности
технологического процесса являются постоянными для всех единиц оборудования. Однако,
когда различные секции установки могут эксплуатироваться независимо или иметь в своей
основе различные характеристики стабильности, то для каждой секции вырабатываются
отдельные значения. В некоторых случаях отдельные единицы оборудования могут
требовать более высоких или более низких значений, чем остальное оборудование на
площадке - таким примером может служить экзотермический корпус реактора.
8.3.4.1 Непрерывность технологического процесса
8.3.4.1.1
Плановые остановы
Плановые остановы включают в себя все остановки работы, к которым применимы
Стандартные Процедуры по эксплуатации. Точный объем оповещения, необходимого для
классификации останова как "плановый", варьируется в зависимости от сложности
технологического процесса. Однако основным принципом является классификация как
плановых только тех остановов, к которым применимы процедуры проведения нормальных,
систематических остановов. Среднее количество плановых остановов в год за последние три
года используется для определения цифрового значения, за исключением случаев, когда
данный период был нетипичным.
Любой останов, даже тщательно спланированный и проведенный, имеет
потенциальный риск эксплуатационных ошибок и механических сбоев. Чем больше число
остановов, тем выше вероятность подобных сбоев. Однако увеличение вероятности сбоев не
является прямо пропорциональным количеству плановых остановов. Для минимизации
воздействия подобных остановок в работе прорабатываются периодические операции и
операции с плановыми остановами. Данный подход представлен в виде цифровых значений в
Таблице 8 - 23.
Таблица 8-23 — Цифровые значения плановых остановов
Количество плановых остановов
Цифровое значение
0 до 1 в год
1.1 до 3 в год
3.1 до 6 в год
-1.0
0
1.0
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
190
> 6 в год
1.5
8.3.4.1.2
Внеплановые остановы
Внеплановые остановы представляют собой остановки в работе с минимальным
предварительным планированием и включают в себя такие ситуации, как отключение
электропитания, утечки, пожары и т.д. Даже при лучших процедурах действий в
чрезвычайной обстановке, внеплановые остановы являются более рискованными, чем
плановые остановы. Цифровые значения в Таблице 8-24 отражают данный принцип.
Для определения цифрового значения используется среднее количество внеплановых
остановов в год за последние три года.
Таблица 8-24 — Цифровые значения внеплановых остановов
Количество внеплановых остановов
Цифровое значение
0 до 1 в год
1.1 до 3 в год
3.1 до 6 в год
-1.5
0
2.0
> 6 в год
3.0
8.3.4.2 Стабильность технологического процесса
Некоторые технологические процессы протекают гладко, день за днем, с
минимальным вмешательством со стороны операторов. Другие процессы требуют
постоянного внимания операторов для настройки уставок, контроля качества продукта или
изменения сорта продукта. В динамике по времени нестабильность технологического
процесса приводит в результате к значительным сбоям или внеплановым остановкам в работе,
что тем самым увеличивает частоту отказов.
Цифровые значения, присваиваемые данному элементу, основаны на собственной
стабильности процесса. Для понимания сути стабильности процесса специалисты
исследования на основе коэффициентов риска должны провести беседы с технологическим,
операционным и ремонтным персоналом, проанализировать имеющиеся эксплуатационные
записи и отчеты, а также другую первичную документацию. Присваивание категории
стабильности будет основано на профессиональном суждении наблюдающего.
При выносе данного суждения необходимо учесть следующие факторы:
a.
Является ли химический процесс особенно сложным? Включает ли
химический процесс экзотермические реакции или экстремальные температуры или
давления?
b.
Был ли вовлечен процесс в крупные внештатные ситуации на данной
производственной площадке или иной площадке?
с.
Включает ли данный процесс непроверенные технологии производственных
процессов или конструкторских решений или требует ли он особых материалов для
изготовления для трубопроводов или оборудования?
d.
Соответствует ли система управления текущим стандартам, включая
компьютерное управление с надлежащими характеристиками безопасности?
Необходима ли / имеется ли в наличие система аварийного останова и дополнительное
электропитание для систем управления?
e.
Обладают ли операторы и начальники смены надлежащим опытом управления
технологическим процессом и прошли ли они соответствующее обучение?
Во многих случаях все единицы оборудования на производственной площадке получат
одну и ту же категорию. Однако если одна из секций площадки является значительно более
или менее стабильной, чем остальные секции, и стабильность данной секции не влияет
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
191
значительно на оставшуюся часть площадки, то единицы оборудования данной секции
получат другую категорию, чем другие секции площадки.
Категории, присваиваемые единицам оборудования, представлены в виде цифровых
значений в таблице 8-25.
Таблица 8-25 — Цифровые значения категорий стабильности
Категория стабильности
Цифровое значение
Более стабильное, чем в среднем по процессу
-1.0
Процесс имеет среднюю стабильность
0
Менее стабильное, чем в среднем по процессу
1.0
Значительно менее стабильное, чем в среднем по процессу
2.0
8.3.4.3 Элемент предохранительных клапанов
Следующие четыре вспомогательных элемента выделяют для предохранительных
клапанов на производственной площадке:
a.
Программа технического обслуживания.
b.
Работа в грязной среде.
c.
Работа в коррозионной среде.
d.
Работа в очень чистой среде.
Процедура исследования на основе коэффициентов риска напрямую не учитывает
размер или размещение предохранительных клапанов. Считается, что данные параметры
были требуемым образом учтены при исходном проектировании площадки или включены как
часть подробного анализа опасностей технологического процесса. Данные вопросы
оценивают проектные и технологические условия, которые влияют на то, будут ли
предохранительные клапаны работать надлежащим образом в случае необходимости.
Очевидно, что наиболее вероятно, что предохранительные клапаны будут работать в
соответствии с проектными условиями в чистой среде при надлежащем инспектировании и
техническом обслуживании. Отклонения от данных условий увеличивают вероятность отказа.
Во многих случаях условия, влияющие на предохранительные клапаны, являются
универсальными (для всей производственной площадке), чем конкретные для той или иной
единицы оборудования. Один предохранительный клапан обычно защищает два или более
сосудов и весь прилегающий трубопровод. С другой стороны, некоторые секции площадки
могут представлять более сложную задачу для клапанов, чем другие. Необходимо исходить
из конкретной ситуации при принятии решений о том, будут ли они универсальные для всей
площадки или конкретными по той или иной единице оборудования.
8.3.4.3.1 Программа технического обслуживания предохранительных клапанов
В соответствии с API 510 предохранительные клапаны должны периодически
выводиться из эксплуатации для проведения технического обслуживания и инспектирования с
целью убедиться, что они функционируют надлежащим образом. В объем процедуры
исследования на основе коэффициентов риска не входит анализ пригодности программы
технического обслуживания предохранительных клапанов в целом. Цифровые значения для
данного вспомогательного элемента присваиваются на основе соответствия уровня
площадки программе технического обслуживания предохранительных клапанов,
разработанной для данной площадки.
Для определения предохранительных клапанов, которые уже пропустили срок для
планового технического обслуживания и инспектирования используются отчетные записи по
площадке. Процентное соотношение должно показать соотношение клапанов и истекшим
сроком технического обслуживания к общему количеству клапанов на площадке. Если для
технического обслуживания предохранительных клапанов четкого расписание составлено
не было или если на площадке не ведутся отчетные записи по клапанам с истекшим сроком
технического обслуживания, то всем единицам оборудования присваивается значение по
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
192
умолчанию, то есть категория D.
Если на площадке было решено установить стопорные клапаны под некоторыми или
всеми предохранительными клапанами, что позволит снимать их для технического
обслуживания в ходе эксплуатации площадки, то должна существовать четко определенная и
строго соблюдаемая процедура для обеспечения того, что подобные стопорные клапаны не
могут быть случайно закрыты, когда предохранительные клапаны проходят техническое
обслуживание. Данная процедура должна включать требование по опломбированию или
закрытию всех стопорных клапанов под действующими предохранительными клапанами в
открытом положении. Если на площадке установлены стопорные клапаны под
предохранительными клапанами и отсутствует надлежащая письменная процедура, то всем
единицам оборудования на площадке присваивается категория D (Считается, что
предохранительный клапан может быть выведен из эксплуатации только после
соответствующей установки дублирующего клапана.)
В ходе обзора производственной площадки наблюдающий должен осмотреть
несколько стопорных клапанов под предохранительными клапанами для определения того,
могут ли они быть закрыты по неосторожности. Если стопорные клапаны не опломбированы
в открытом положении или что-либо иное препятствует их закрытию, то всем единицам
оборудования присваивается категория D.
В Таблице 8-26 представлены цифровые значения, присваиваемые в соответствии с
указанным выше, в том числе и возможные сбавки.
Таблица 8–26 — Цифровые значения по техническому обслуживанию
предохранительных клапанов
Состояние технического обслуживания предохранительных
Цифровое
Категория
клапанов
значение
Менее 5% предохранительных клапанов с пропущенным сроком
технического обслуживания
A
-1.0
От 5% до 15% предохранительных клапанов с пропущенным
сроком технического обслуживания
B
0
От 15 % до 25% предохранительных клапанов с пропущенным
сроком технического обслуживания
C
1.0
Более 25% предохранительных клапанов с пропущенным сроком
технического обслуживания, или неполная программа
технического обслуживания предохранительных клапанов или
стопорных клапанов
D
2.0
8.3.4.3.2
Работа в грязной среде
Для единиц оборудования, расположенных в технологических потоках, содержащих
значительные количества полимеров или иных крайне вязких веществ, гораздо сложнее
обеспечить защиту, чем для единиц оборудования, размещенных в чистом водотоке. Даже при
надлежащем проектировании систем данные материалы откладываются около и вокруг
предохранительного устройства и подводящих труб, тем самым, блокируя или ограничивая
доступ к предохранительному клапану.
Присваиваемое цифровое значение показывает, подвергается ли предохранительный
клапан загрязнению компонентами технологического потока (Таблица 8-27). Если тенденция
к загрязнению разная по разным установкам производственных мощностей, то необходимо
выносить данный вопрос на отдельное рассмотрение.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
193
Таблица 8-27 - Цифровые
предохранительных клапанов
значения
по
тенденции
к
загрязнению
для
Категория
Цифровое
значение
Значительное количество загрязнений отсутствует
A
0
Наличие полимеров или иных загрязняющих веществ с редкими
зафиксированными случаями отложений в системе
B
2.0
Высокий уровень загрязнений, частые случаи отложений в
предохранительных клапанах и иных частях системы
C
4.0
Тенденция к загрязнению
8.3.4.3.3
Работа в коррозионной среде
Особую сложность для предохранительных систем представляют коррозионные
технологические потоки. Без сомнения, что технологическая сторона системы должны быть
спроектирована таким образом, чтобы выдерживать коррозионные потоки, однако, зачастую
внутренние поверхности предохранительных клапанов являются менее стойкими. Небольшие
подтеки около клапанных гнезд приводят к коррозии клапанных пружин, направляющих и
т.д., что в результате делает работу предохранительного клапана непредсказуемой.
Если технологический поток считается коррозионным для углеродистой и
низколегированной стали (как показано в Таблице 8-28), то снимается определенный
коэффициент до тех пор, если не станет достоверно известно, что внутренние поверхности
предохранительных клапанов такие же коррозионно-стойкие, как и технологическая сторона
или до тех пор, пока не будут установлены под предохранительными клапанами коррозионностойкие разрывные мембраны.
Таблица 8-28 - Цифровые значения по работе в коррозионной среде
Работа в коррозионной среде (при отсутствии
Цифровое
коррозионностойкой конструкции)
значение
Да
3.0
Нет
0.0
8.3.4.3.4
Работа в очень чистой среде
Предохранительные клапаны на технологических потоках, которые не имеют
распознаваемых тенденций к отложениям, не имеют коррозионных веществ или иных
загрязнителей, являются более надежными, чем в среднем по всем предохранительным
клапанам. В тех случаях, когда технологический поток соответствует данным требованиям,
присваиваются следующие значения, см. Таблицу 8-29.
Таблица 8-29 - Цифровые значения по работе в очень чистой среде
Работа в очень чистой среде
Цифровое значение
Да
-1.0
Нет
0.0
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
194
8.3.5 Краткие выводы – Коэффициент корректировки оборудования
В предыдущих разделах данного документа был определен Коэффициент
корректировки оборудования, который состоит из четырех вспомогательных коэффициентов:
технический модуль, универсальный вспомогательный коэффициент, механический
вспомогательный коэффициент и технологический вспомогательный коэффициент. В свою
очередь каждый из вспомогательных коэффициентов состоит из нескольких элементов,
которые также были описаны выше.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
195
8.4 КОЭФФИЦИЕНТ ОЦЕНКИ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
Вопросу важности эффективной оценки систем управления давно уделяется особое
внимание. Вопрос предотвращения выбросов опасных материалов и поддержания
механической целостности технологического оборудования получил освещение в документах
API's Recommended Practice 750 / Методические рекомендации 750, АИН (Американский
Институт Нефти), Management of Process Hazards / Управление технологическими
опасностями, в серии документов CMA's Responsible Care© / Ответственный подход CMA,
различных публикациях Центра по безопасности химических процессов. Соответствие
стандартам обеспечения безопасности производственного процесса стало обязательным в
1992 году после выхода Закона о технике безопасности и гигиене труда 29 CFR 1910.119,
"Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals / Обеспечение безопасности
производственного процесса по крайне опасным химическим соединениям".
Процедура Инспектирования с учётом коэффициентов риска использует
коэффициент оценки систем управления для корректировки частоты отказов, характерной для
оборудования, для различий в системах обеспечения безопасности производственного
процесса. Данный коэффициент выводится из результатов оценки производственных
мощностей или систем управления функциональным участком, которые оказывают влияние
на риски. Различные методики, используемые на разных блоках производственных
мощностей, приводят к различным коэффициентам оценки систем управлении. Однако в
рамках одного исследования коэффициент оценки систем управления должен быть
одинаковым. Данный коэффициент в равной мере применяется для всех единиц оборудования
в рамках исследования и, как результат, он не меняет порядок ранжирования с учётом
коэффициентов риска рассматриваемых единиц оборудования. Коэффициент оценки систем
управления может оказывать значительное влияние на общий уровень риска, рассчитываемый
для каждой единицы оборудования и суммарный риск, рассчитываемый в рамках
исследования. Данные значения играют важную роль при сравнении уровней риска
производственных участков или при сравнении значений риска аналогичных единиц
оборудования на разных производственных участках или разных производственных
площадках.
8.4.1 ОЦЕНКА СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
Оценка систем управления, разработанная для процедуры Инспектирования с учётом
коэффициентов риска, охватывает все области системы обеспечения безопасности
производственного процесса, которую прямо или косвенно влияют на механическую
целостность технологического оборудования. Оценка систем управления большей частью
основана на требованиях, содержащихся в Методических рекомендациях и Правилах
инспектирования АИН. В них также содержатся другие проверенные методы эффективного
управления безопасностью.
Перечень тем, охватываемых оценкой систем управления и значение, присваиваемое
каждой теме, представлены в Таблице 8-25. Следует отметить, что темы охватывают все
основные параграфы документа Методические рекомендации 750, АИН (а также раздел по
руководству и административно-хозяйственное управлению и раздел по подрядчикам).
Однако целью оценки систем управления не является измерение общего соответствия со
всеми рекомендациями АИН или требованиями Закона о технике безопасности и гигиене
труда.
Основной упор в оценке делается на вопросы механической целостности.
Механическая целостность представляет собой самый большой раздел, и большинство
вопросов в других тематических областях так или иначе связано с механической
целостностью или могут повлиять на общий уровень риска.
Оценка систем управления приложена к настоящему отчету в виде Рабочей книги
(Приложение Ш). Она состоит из 101 вопроса, большая часть которых состоит из нескольких
частей. Большинство вопросов построено таким образом, что на них надо дать точный ответ:
да или нет, выбрать a, b или c; указать процент выполнения. Каждому возможному ответу на
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
196
каждый вопрос может быть присвоен определенный вес в зависимости от данного ответа и
важности вопроса. Таким образом, данная система дает количественную воспроизводимую
оценку систем управления в виде определенного количества баллов. Данная система также
упрощает анализ результатов, позволяя инспектору-ревизору точно определить сильные и
слабые области системы обеспечения безопасности производственного процесса.
Количество вопросов в оценке систем управления и полнота охвата позволяет при
оценке систем управления разграничить системы обеспечения безопасности
производственного процесса с разной эффективностью.
Отдельной оценки, которая указывает на соответствие или несоответствие, нет. В
Таблице 8-30 показана оценка качества систем управления, которые влияют на механическую
целостность. Оценка в 1000 баллов приравнивается к достижению отличных результатов по
вопросам обеспечения безопасности производственного процесса, которые влияют на
механическую целостность. Многие измеряемые вопросы могут быть за пределами того, что
требуется для соответствия нормам и предписаниям.
8.4.2 Приемы ревизионных проверок
Оценка систем управления охватывает широкий перечень вопросов, а, следовательно,
для ответов на все вопросы требуются вводные данные от разных процессов
производственной площадки. В идеале должны быть опрошены представители следующих
функций на площадке:
a.
управление производственной площадкой.
b.
эксплуатация.
с.
техническое обслуживание.
d.
безопасность.
e.
инспектирование.
f.
обучение.
g.
инженерно-конструкторские работы.
Количество отдельных интервью, необходимое для выполнения оценки систем
управления, зависит от области применения. Во многих случаях один опрашиваемый может
дать ответы на вопросы по двум и более функциям. Однако обычно проводится как минимум
четыре интервью.
Количество вовлеченных инспекторов-ревизоров является произвольным, однако,
преимущественно привлекается более одного человека. Команда по оценке систем
управления, состоящая из двух или более специалистов, может проводить сравнение своих
наблюдений, что позволит избежать неправильной интерпретации или игнорирования важной
информации.
Лица, участвующие в опросе, должны быть соответствующим образом назначены. Для
каждого из них выбирается круг вопросов, соответствующий его компетенции, из общей
оценки систем управления. На все вопросы оценки систем управления должны быть даны
ответы, но ничто не мешает задавать некоторые вопросы в более чем одном интервью. В ходе
интервью иногда важно дать пояснение или обеспечить последовательность. Показательным
может оказаться сравнение ответов, данных представителями разных функций. Кандидаты
могли давать честные и откровенные ответы на задаваемые вопросы, но уровень восприятия
может существенно отличаться.
Цель оценки систем управления – получить единственно правильный ответ на каждый
вопрос. Кроме того, помимо сравнения ответов, данных в ходе различных интервью,
происходит пересмотр соответствующих письменных процедур, документов и отчетов.
Инспектор должен убедиться, что ответ подтвержден фактами и что цель вопроса достигнута
до выставления баллов за ответ.
8.4.3 Перевод баллов оценки систем управления в коэффициент оценки систем
управления
Для определения коэффициента пересчёта баллов оценки систем управления в
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 197
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
коэффициент оценки систем управления необходимы, как минимум, два блока информации:
(1) какое количество баллов оценки систем управления получила бы “средняя”
производственная площадка? (2) насколько был бы снижен общий уровень рисков, если бы
производственная площадка со средней системой обеспечения безопасности
производственного процесса ввела бы “идеальную” систему обеспечения безопасности
производственного процесса?
К сожалению, ни по одному из данных вопросов нельзя получить значения,
выраженные количественно. Однако можно сделать обоснованные предположения.
Проведенный обзор вопросов по оценке систем управления организацией,
обладающей широкими знаниями и опытом, показал, что средний нефтехимический завод в
США получил бы оценку в 50%.
Также сложно подчитать в количественном выражении, на сколько может быть снижен
общий уровень рисков при реализации усовершенствований в системе обеспечения
безопасности производственного процесса компании. Следует отметить, что у некоторых
компаний уровень травм с временной потерей трудоспособности на порядок меньше, чем в
среднем по отрасли. Логично предположить, что улучшенная производительность таких
компаний во многом зависит от четко выстроенной системы обеспечения безопасности
производственного процесса. Но также логично предположить, что даже компании с самым
низким уровнем травм с временной потерей трудоспособности не имеют “идеальную”
систему обеспечения безопасности производственного процесса и не смогут получить оценку
систем управления в 100%.
Шкала, рекомендованная для перевода баллов оценки систем управления в
коэффициент оценки систем управления, основана на допущении, что “средняя”
производственная площадка наберет оценку систем управления в 50%, а оценка в 100%
приравнивается к снижению общего уровня рисков на порядок величины. Данные значения
показаны в виде графика на полулогарифмической диаграмме, Рисунок 8-5. Данный график
показывает коэффициент оценки систем управления по баллам оценки систем управления.
Рассмотренные выше допущения могут быть с течением времени изменены и
дополнены по мере получения данных по результатам оценки систем управления.
Необходимо помнить о том, что коэффициент оценки систем управления
прикладывается в равной мере для всех единиц управления, и, следовательно, не меняет
ранжирование рисков единиц оборудования для определения приоритетов инспектирования.
Значение коэффициента рассматривается в сравнении одной эксплуатационной установки или
производственной площадки с другой.
Таблица 8-30 — Оценка систем управления
Раздел
Название
Вопросы
Баллы
1
Руководство и административно-хозяйственное
управление
6
70
2
Информация по технологической безопасности
10
80
3
Анализ опасностей технологического процесса
9
100
4
Управление изменениями
6
80
5
Эксплуатационные процедуры
7
80
6
Приёмы безопасной работы
7
85
7
Обучение
8
100
8
Механическая целостность
20
120
9
Предпусковой анализ безопасности
5
60
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
198
10
Пожарная аварийно-спасательная служба
6
65
11
Расследование предпосылок к происшествию
9
75
12
Подрядчики
5
45
13
Ревизионные проверки
4
40
ИТОГО
101
1000
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
199
Фактор корректировки
Баллы (%)
Рисунок 8-5 – Баллы оценки систем управления в сравнении с
фактором
корректировки
обеспечения
безопасности
производственного процесса
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
200
Раздел 9 – Разработка программ инспектирования с целью снижения риска
9.1. ВВЕДЕНИЕ
Данный раздел включает два основных подраздела.
a. Разработка программ инспектирования для типов повреждений, которые будут
выявляться при данном инспектировании, а также соответствующие приемы
инспектирования для выявления дефекта.
b. Снижение риска путем инспектирования подразумевает применение инструментов
инспектирования с учетом факторов риска для его снижения, а также для
оптимизирования программ инспектирования.
Инспектирование воздействует на риск главным образом путем снижения вероятности
отказа. Многие факторы (ошибки в конструкции, производственный брак, неисправное
функционирование устройств управления) могут привести к отказу оборудования, но
инспектирование, проводимое в процессе работы, главным образом связано с
выявлением развивающегося дефекта. Вероятность отказа вследствие такого дефекта
зависит от 4-х факторов:
a. Механизм разрушения и тип дефекта (образование трещин, истончение и т.п.).
b. Степень прогрессирования дефекта.
c. Вероятность выявления дефекта и прогнозирование его последующего развития с
помощью приема(ов) инспектирования.
d. Устойчивость оборудования к данному типу дефекта.
Инспектирование количества с учетом факторов риска (RBI) учитывает все эти
факторы. Оно отличается от управления традиционным инспектированием тем, что
предоставляет концепции и методы для обеспечения принятия решений даже при
наличии неопределенных данных или при полном их отсутствии.
Для принятия рациональных решений, необходимо обратиться к количественным
методам, представленных в Разделах 6 - 8. В данном разделе рассматривается
применение таких методов принятия решений и возможности их использования для
снижения риска в программе инспектирования.
Данные концепции и методы описаны далее в Отчете рабочих примеров, который
является Приложением VI к данному документу.
9.2. РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ.
Целью программы инспектирования является определение и осуществление действий,
необходимых для выявления повреждений оборудования в процессе работы, до того
как может возникнуть отказ. Программа инспектирования разрабатывается путем
систематического определения следующего:
a. Какой тип дефекта необходимо обнаружить?
b. Где его можно обнаружить?
c. Каким образом его можно обнаружить (какой метод инспектирования
использовать)?
d. Когда (или как часто) необходимо осуществлять поиск дефекта?
Для того чтобы приступить к осуществлению вышеуказанных действий, пользователю
необходимо иметь определенные данные. Эти данные включают в себя информацию о
проектировании и производстве оборудования, условия работы оборудования и
история его эксплуатации.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
201
Для определения механизмов наибольшего дефекта, достаточно иметь следующие
основные данные:
Данные проектирования и производства:
a. Тип оборудования (теплообменный, массообменный, импульсообменный) и
функция (кожухотрубный теплообменный аппарат, тарельчатая дистилляционная
установка, центробежный насос и т.д.)
b. Материал изготовления.
c. Термообработка.
d. Толщина.
Данные обработки, включая изменения:
a. Температура
b. Давление
c. Использование химикатов, включая микрокомпоненты (такие как хлориды,
хлорацетофенон, соли аммония и т.д.).
d. Скорость потока
История эксплуатации оборудования:
a.
b.
c.
d.
e.
Дата последнего инспектирования
Анализ отказа
Работы по техническому обслуживанию
Информация по замене
Модификации.
9.2.1. Какой тип дефекта необходимо обнаружить и где осуществлять его поиск?
Типы дефектов - это физические характеристики разрушений, которые могут быть
выявлены с помощью методов инспектирования. Механизмами разрушений являются
либо коррозия, либо механические воздействия, порождающие дефект. Типы
разрушений и их характеристики приведены в Таблице 9-1. Таблицы с 9-2 по 9-6
иллюстрируют типы механизмов разрушения по общим категориям. Также приведены
типы дефектов, которые могут ассоциироваться с ними. Эти списки механизмов
разрушения были разработаны группой участников программы Fitness For Service API.
Дефект может распределиться равномерно по всей секции того или иного
оборудования, или появится в определенном месте, в зависимости от того, какой
механизм разрушения действует. Равномерно распределяющийся дефект может быть
инспектирован и оценен в любом удобном месте, если в результате предполагается
получить полную картину состояния. Дефект, возникающий в определенном месте,
требует более тщательного инспектирования. Допускается инспектирование большего
участка для того, чтобы убедиться в том что, локализованный дефект выявлен. Если
механизм разрушения достаточно хорошо изучен, чтобы предвидеть, на каком участке
он возникнет, все усилия во время инспектирования могут быть сосредоточены на
данных участках.
9.2.2. Как осуществить поиск дефекта (Метод инспектирования)
Выбор метода инспектирования зависит от того, возможно ли с его помощью обнаружить
соответствующий тип дефекта, однако, на выбор метода инспектирования может повлиять
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
202
и механизм, вызвавший дефект.
Таблица 9-1 – Типы и характеристики дефектов
Тип разрушения
Истончение (в том числе общее, местное
(локализованное) и точечное)
Описание
Удаление материала с одной и более поверхностей
может быть общим или локализованным
Растрескивание на поверхности
Образование трещин, связанное с одной или более
поверхностями
Подповерхностное растрескивание
Образование трещин под металлической
поверхностью
Образование микротрещин / микропустот
Микроскопические трещины или пустоты под
металлической поверхностью
Металлургические изменения
Изменения в микроструктуре металла
Габаритные изменения
Изменения в физических размерах или ориентации
объекта
Образование вздутий
Водородные вздутия, образующиеся на включениях
металла
Изменения в свойствах материала
Изменения в свойствах металла
Таблица 9-2 – Механизмы коррозионного разрушения
Механизм разрушения
Коррозия, вызванная воздействием HCI
Коррозия, вызванная органическими хлоридами
Коррозия, вызванная неорганическими хлоридами
Коррозия, вызванная органической серой
Сульфидирование H2S/H2
Коррозия, вызванная углекислым газом
Коррозия, вызванная нафтеновой кислотой
Коррозия, вызванная кислыми стоками
Коррозия, вызванная серной кислотой
Коррозия, вызванная фтористоводородной кислотой
Коррозия, вызванная фенолом/NMP
Коррозия, вызванная фосфорной кислотой
Щелочная коррозия
Аммиачная коррозия
Коррозия, вызванная хлором/гипохлоритом натрия
Коррозия под изоляцией/огнеупорным материалом
Коррозия охлаждающей воды
Атмосферная коррозия
Почвенная коррозия
Высокотемпературное окисление
Высокотемпературная коррозия
Коррозия, вызванная дымовым газом
Распад сплава
Электрохимическая коррозия
Щелевая / под слоем твердых осадков коррозия
Биокоррозия
Коррозия точки нагнетания
Ручьистая коррозия / коррозия под воздействием
котловой воды
Коррозия точки росы дымового газа
Примечание: Все последующие механизмы разрушения относятся к истончению металла коррозией.
Типом разрушения для всех этих механизмов является истончение.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
203
Таблица 9-3 – Механизмы разрушения вследствие коррозионного растрескивания под
напряжением
Механизм разрушения
Амин
Аммиак
Каустик
Карбонат
Хлорид
Политионовая кислота
Охрупчивание расплавленным металлом
Фтористоводородная кислота
Коррозионная усталость
Примечание: Все последующие механизмы повреждения относятся к поверхностному
трещинообразованию в металле.
Последующие механизмы могут образовывать более одного типа разрушения.
Соответствующие типы разрушения перечислены ниже.
Таблица 9-4 – Водородные механизмы разрушения
Механизм разрушения
Образование вздутий
Типы разрушения
Образование вздутий, подповерхностное
растрескивание, поверхностное растрескивание,
габаритные изменения
Водородное растрескивание, включая постепенное
растрескивание
Подповерхностное растрескивание, поверхностное
растрескивание
Водородное растрескивание под напряжением
(SOHIC)
Образование микротрещин / микропустот,
подповерхностное растрескивание, поверхностное
растрескивание
Сульфидное растрескивание под напряжением
Поверхностное растрескивание
Наводороживание
Подповерхностное растрескивание, поверхностное
растрескивание, металлургические изменения
Водородная коррозия
Водородное охрупчивание
Образование микротрещин / микропустот,
металлургические изменения, растрескивание
Поверхностное растрескивание, изменения свойств
материала
Таблица 9-5 – Механизмы механического разрушения
Механизм повреждения
Эрозия – твердые тела
Эрозия – капельная
Порообразование
Износ при трении скольжения
Типы повреждения
Истончение
Истончение
Истончение
Истончение
Усталость
Подповерхностное растрескивание, поверхностное
растрескивание
Термическая усталость
Коррозионная усталость
Поверхностное растрескивание
Поверхностное растрескивание
Разрушение при ползучести и при испытании на
прочность
Образование микротрещин / микропустот,
подповерхностное растрескивание, поверхностное
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
204
растрескивание, металлургические изменения,
габаритные изменения
Растрескивание при ползучести
Образование микротрещин / микропустот,
подповерхностное растрескивание, поверхностное
растрескивание
Тепловое защемление
поверхностное растрескивание, габаритные
изменения
Перегрузка (пластическое разрушение)
Габаритные изменения, истончение
Хрупкий излом
металлургические изменения, изменения свойств
материала
Таблица 9-6 – Металлургические и природные механизмы разрушения
Механизм повреждения
Начинающееся плавление
Сфероидизация и графитизация
Затвердевание
Охрупчивание сигма и хи-фаз
Охрупчивание при 885oF
Отпускная хрупкость
Типы повреждения
Образование микротрещин / микропустот,
подповерхностное растрескивание, поверхностное
растрескивание, металлургические изменения и
изменения свойств материала
Образование микротрещин / микропустот,
подповерхностное растрескивание, поверхностное
растрескивание, металлургические изменения и
изменения свойств материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Растрескивание при вторичном подогреве
Поверхностное растрескивание, металлургические
изменения и изменения свойств материала
Охрупчивание карбидным осадком
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Цементация
Децементация
Металлическое пылеобразование
Истончение
Азотирование
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Металлургические изменения и изменения свойств
материала
Механическое старение
Разупрочнение вследствие превышения срока
эксплуатации
Охрупчивание вследствие высокотемпературного
старения
Таблица 9-7 демонстрирует эффективность методов контроля качества для каждого
типа разрушения, указанного в Таблице 9-2. Для некоторых сочетаний «тип
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
205
дефекта/метод инспектирования» эффективность представлена на основе примечаний,
взятых из разных источников, включая подкомитет API по инспектированию. Выбор
метода инспектирования будет зависеть не только от эффективности метода, но и от
наличия оборудования, а также от того, может ли быть проведена внутренняя ревизия.
9.2.2.1 Эффективность инспектирования.
Таблица 9-7 представляет собой описание эффективности различных методов
инспектирования.
Следует отметить, что ни один из методов инспектирования для такого типа
разрушения как «образование микротрещин / микропустот», не может считаться
высокоэффективным. Следует также отметить, что ни один из методов
инспектирования не может всегда считаться высокоэффективным для всех типов
разрушения. Почти для всех типов разрушения может быть использовано более одного
метода инспектирования, и с каждым примененным методом эффективность
увеличивается. Например, измерение толщины с помощью ультразвука при выявлении
внутренней коррозии принесет больший эффект, если оно проводится совместно с
внутренним визуальным контролем. Повреждение при ползучести и связанное с ним
образование микрополостей, а также образование мелких трещин и габаритные
изменения не могут быть эффективно выявлены ни одним из методов
инспектирования. Однако при использовании нескольких методов (ультразвук,
рентгенография, измерение габаритов и металлографический анализ с помощью
получения реплик), инспектирование обычно дает удовлетворительные результаты.
RBI требует количественной оценки эффективности инспектирования для
использования в Технических модулях, как описано в Разделе 8.3.1. В следующем
подразделе рассматривается процесс оценки эффективности инспектирования.
9.2.2.2 Качественная оценка эффективности инспектирования
При осуществлении специалистом соответствующих процедур: от анализа
эффективности методов инспектирования до оценки эффективности плана
инспектирования по той или иной части оборудования, необходимо определить
следующие 5 факторов:
a.
b.
c.
d.
e.
Интенсивность и изменяемость разрушения
Пригодность образца для инспектирования
Размер образца
Способность методов инспектирования к обнаружению дефектов
Достоверность прогнозов, сделанных на основе предыдущих наблюдений.
Строго количественный подход может потребовать вероятностного описания каждого
из пяти факторов, что позволит представить эффективность инспектирования как
вероятностное выражение. Подобный подход подразумевает большие затраты и
слишком сложен для общего подхода инспектирования с учетом факторов риска.
Подход RBI к оценке эффективности инспектирования определяет категории типов
инспектирования или комбинации типов инспектирования по выявлению и оценке
разрушений в процессе эксплуатации. Примером является комбинация визуального и
ультразвукового инспектирования для выявления и измерения общей коррозии.
Категории эффективности определяются на основании оценки пяти вышеуказанных
факторов. Учитывая данные факторы, виды инспектирования подразделяются на
категории в соответствии с их способностью выявления и оценки ожидаемого
прогрессирующего дефекта.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
206
По эффективности, инспектирование делится на следующие категории:
a. Высокоэффективное
b. Эффективное
c. Средне эффективное
d. Малоэффективное
e. Неэффективное
Таблица 9-7 – Эффективность методов инспектирования для различных типов
разрушения
Метод инспектирования
Истончение
Визуальный контроль
1-3
Поверхностно
е
растрескивани
е
2-3
X
X
1-3
1-3
Ультразвуковой волнами
прямолинейным пучком
Ультразвуковой контроль
поперечными волнами
Магнитно-люминесцентная
дефектоскопия
Цветная дефектоскопия
1-3
3-Х
3-Х
2-3
X
X
1-2
X
1-2
1-2
2-3
X
X
X
X
1-2
3-Х
X
X
X
X
X
1-3
X
X
X
X
X
Акустическая эмиссия
X
1-3
1-3
3-Х
X
X
3-Х
Вихревой ток
1-2
1-2
1-2
3-Х
X
X
X
Рассеивание магнитного потока
1-2
X
X
X
X
X
X
Рентгенография
1-3
3-Х
3-Х
X
X
1-2
X
Измерения габаритов
1-3
X
X
X
X
1-2
X
Металлография
X
2-3
2-3
2-3
1-2
X
X
Подповерхно
стное
растрескиван
ие
X
Образование
микротрещин/
микропустот
Металлургич Габаритные
еские
изменения
изменения
Образование
вздутий
1 = Высокоэффективный, 2 = Средне эффективный, 3 = Малоэффективный, 4 = Обычно не применяется
Поскольку использование строго количественного подхода с имеющимися данными
обычно невозможно, RBI всецело полагается на профессиональную оценку и
заключение экспертов. В Таблице 9-8 приведены факторы, которые будут учтены как
при подходе RBI, так и при строго количественном подходе, сопровождающиеся
примером общей коррозии сосуда.
Эффективность инспектирования качества оценивается с помощью правильного
определения категории, т.е. выбора одной из пяти описанных категорий, приведенных
в Таблице 9-9. Для большей дифференциации число категорий увеличено до 5-ти, по
сравнению с 4-мя в таблице 9-7. Разделение по категориям построено на
профессиональной оценке и заключениям экспертов.
В Таблице 9-9 по каждой категории представлены примеры воздействия общей
внутренней коррозии на сосуд.
9.2.2.3 Определение эффективности инспектирования
С целью качественного инспектирования оборудования на вероятность отказа,
необходимо разработать метод преобразования вышеупомянутых категорий качества в
количественные меры определения эффективности инспектирования. Применяемый
подход приведен после примера в Технических Модулях (см. 8.3.1.). Целью является
показать, насколько эффективным может быть инспектирование при правильном
определении состояния повреждения исследуемого оборудования. Этот процесс можно
упростить, если учесть то, к какой категории относится дефект. Точное определение
категории отличается для каждого технического модуля, но ниже представлено
обобщенное описание, с тем же примером общей коррозии, приведенным в Разделе 8.
Данный подход позволяет эффективно использовать теорему Байеса (см. 8.3.1.4) для
количественной обработки информации, основанной на заключении экспертов. Когда
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 207
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
эти заключения пересматриваются, основываясь на испытаниях, которые сами по себе
могут быть неубедительными, теорема Байеса может вновь оказаться эффективной.
Эффективность инспектирования из категорий качества определяется на основе
усовершенствованных приемов Байеса.
В первую очередь, рассмотрим категорию инспектирования, называемую
«высокоэффективная». Методы инспектирования, подходящие под данную категорию,
не смогут определить состояние дефекта лишь в некоторых случаях. Если какая-либо
часть оборудования инспектируется данным методом, вероятность состояния дефекта,
которое является «крайне неудовлетворительным» (состояние 3) в отличие от
результатов инспектирования, составит 1% или менее (т.е. с последующим анализом
лишь одно из сотни инспектирований сможет определить состояние дефекта как
«крайне неудовлетворительное»). Категории качества инспектирования
«высокоэффективная» присвоено количественное значение эффективности 0,01 для
Состояния дефекта 3.
Таким образом, в течение 99% времени, фактическое состояние дефекта оборудования
находится в Состоянии 1 или Состоянии 2: 90% времени, фактическим состоянием
дефекта является то, что было определено методом инспектирования, и оставшиеся 9%
времени дефектом является «нечто худшее» чем то, что определяется
инспектированием (Состояние 2).
Таблица 9-8 – Факторы, учитываемые при оценке эффективности инспектирования
Оцениваемый фактор
Строго количественный подход
Подход RBI
Пример подхода RBI по общей
коррозии
Общая коррозия охватывает
значительную часть
поверхности и является
относительно равномерной.
Интенсивность и изменяемость
дефекта
Интенсивность, среднее значение
и экстремальное значение
распределения дефекта
1. Дефект охватывает
большую или маленькую
площадь.
2. Дефект может возникнуть
случайно, или его
местоположение можно
спрогнозировать.
Пригодность образца
Образец должен представлять
номенклатуру, о которой
необходимо сделать
статистический вывод
Программа инспектирования
разработана для того, чтобы
сосредоточиваться на
участках, наиболее
подверженных разрушению.
Для общей коррозии,
большинство образцов будут
типичными, однако, скорость
коррозии может значительно
меняться в пределах одной из
частей оборудования.
Размер образца
Размер образца должен быть
статистически значительным.
Инспектируемый участок
должен подходить для
строго локализованных
механизмов разрушения
Визуальный контроль в
комбинации с ультразвуковым
контролем повышает
значимость образца по
сравнению с одними
показаниями ультразвукового
измерения толщины участка
Способность к обнаружению
Кривые вероятности
обнаружения(POD) описывают
возможности метода
Оценивается способность
типа инспектирования
качества
См. таблицу 9-7. Визуальный
контроль оценен как
«возможно» или «высоко»
эффективный; измерения
толщины ультразвуком
оценены как «средне» и
«высоко» эффективные.
Достоверность прогнозов,
сделанных на основе
предыдущих наблюдений.
Дефект смоделирован с указанием
степени изменения со временем и
т.д.
Предыдущее изучение
дефекта осуществляется с
целью прогнозирования,
основываясь на увеличении
или уменьшении степени
дефекта, или основываясь на
изменениях в параметрах
процесса, повлиявшего на
дефект.
Предполагается, что общая
коррозия происходит в равной
степени, как в будущем, так и в
прошлом, если не происходит
изменений в технологии
(исходное сырье, температура и
т.д.)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
208
Таблица 9-9 – Пять категорий эффективности
Категория эффективности инспектирования качества
Высокоэффективная
Методы инспектирования точно определяют ожидаемый дефект в
процессе эксплуатации практически в каждом случае (90%)
Эффективная
Методы инспектирования точно определяют фактическое
состояние дефекта в большинстве случаев (70%)
Средне эффективная
Примеры общей коррозии
Оценка общей коррозии путем полного внутреннего визуального
контроля в комбинации с измерением толщины ультразвуком
Оценка общей коррозии путем частичного внутреннего
визуального контроля в комбинации с измерением толщины
ультразвуком
Оценка общей коррозии путем измерения толщины внешнего
участка ультразвуком
Методы инспектирования точно определяют реальное состояние
дефекта в половине случаев (50%)
Малоэффективная
Оценка общей коррозии путем ударного испытания, контрольных
отверстий
Методы инспектирования предоставят мало информации для
корректного определения реального состояния дефекта (40%)
Неэффективная
Оценка общей внутренней коррозии путем внешнего визуального
контроля.
Методы инспектирования не предоставят никакой или же
минимум информации, которая поможет корректно определить
реальное состояние дефекта (33%)
Таблица 9-10 – Общие описания категорий состояния дефекта
Категория состояния дефекта
Состояние дефекта 1
Дефект на оборудовании является не более значительным, по
сравнению с тем, каким он будет определен, основываясь на
модели степени дефекта и имеющийся опыт.
Состояние дефекта 2
Пример – общая коррозия
Если никаких инспектирований не осуществлялось, скорость
общей коррозии меньше или равна скорости, прогнозированной в
предыдущих отчетных материалах инспектирования или данных
протекания процесса.(0-1Х)
Скорость общей коррозии вдвое превышает ожидаемую
скорость.(1Х-2Х)
Дефект на оборудовании является заметно более значительным,
чем ожидается. Данный уровень дефекта часто можно заметить на
похожих деталях оборудования.
Состояние дефекта 3
Скорость общей коррозии вчетверо превышает ожидаемую
скорость.(2Х-4Х)
Дефект на оборудовании является крайне значительным по
сравнению с ожидаемым дефектом. Данный уровень дефекта
можно редко заметить на похожих деталях оборудования, но
периодически его можно наблюдать во многих сферах
промышленности.
Если метод инспектирования считается «неэффективным», то, по крайней мере, можно
опираться на усовершенствованные методы Байеса, согласно которым вероятность
возникновения любого из состояний дефекта одинакова. В таком случае,
количественными значениями эффективности будут являться 0,33 для каждого из
состояний дефекта. Руководствуясь этим, можно сделать вывод: если метод будет
считаться чуть более эффективным, нежели совсем неэффективный, то вероятность
прогнозирования реальной степени будет чуть выше, чем 0,33, а вероятность того, что
степень будет чуть ниже 0,33, возрастает в 4 раза.
Затем эти цифры могут быть подкорректированы на основе вышеописанного
заключения экспертов, и согласованы с цифрами из предыдущих прогнозов.
В таблице 9-11 приведены количественные значения эффективности по каждому из
вышеуказанных примеров, а также иные промежуточные категории эффективности:
эффективная, средне эффективная и малоэффективная.
Данные значения могут использоваться для усовершенствования инспектирования на
основе методов Байеса, приведенных в 8.3.1.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
209
9.2.3 Вероятность выявления
Методы инспектирования различаются в их точности, зависящей от навыка оператора
и условий испытания.
Таблица 9-11 – Эффективность инспектирования количества– вероятность того,
что результат инспектирования определит реальное состояние дефекта
Категория эффективности
Категория
состояния дефекта
Первое состояние
дефекта:
измеренная степень
Второе состояние
дефекта: высшая
степень
Третье состояние
дефекта: высшая
степень
Высокоэффективная
Эффективная
0,9
0,7
Средне
эффективная
0,50
0,09
0,2
0,01
0,1
Малоэффективная
Неэффективная
0,40
0,33
0,30
0,33
0,33
0,20
0,27
0,33
Точность может быть измерена путем повторного изучения известных дефектов
разных размеров и фиксирования результатов. Фактические испытания, проведенные
циклами, раскрывают вероятность обнаружения дефектов на испытательном стенде.
Использование этих данных в инспектировании оборудования в процессе эксплуатации
весьма ограничено, так как они основаны на изучении готовых испытательных стендов
в удобных лабораторных условиях. Однако они представляют два типа очень важных
сведений:
a. Согласно им, имеется вероятность обнаружения дефекта (POD). Даже при
контролируемых условиях, неразрушающее испытание имеет ограничения и
раскрывает возросшую вероятность обнаружения дефектов по мере их увеличения
в размере.
b. Они создают основу для максимальной эффективности, ожидаемой от
инспектирования. «Практическая» вероятность обнаружения может приблизиться к
этой эффективности, но вряд ли превысит ее.
Некоторые организации пытались определить вероятность обнаружения путем
осуществления циклических испытаний:
a. Nordtest в Европе (ультразвуковая дефектоскопия (UT), магнитная дефектоскопия
(MT) и рентгенография (RT)).
b. PISC (Италия).
c. EPRI (CША).
d. CIPS в США (ультразвуковая дефектоскопия – для ядерной промышленности).
e. Nippon Steel Japan (магнитная дефектоскопия).
f. ВМС США (ультразвуковая дефектоскопия и рентгенография – для подводных
лодок).
Образец кривой POD, выведенной этими испытаниями, приведен на рис. 10-1.
Трехпараметрическое распределение Вейбула было подогнано под данные.
Согласно предыдущему разделу по эффективности инспектирования, данные POD могут
быть использованы в количественной оценке эффективности инспектирования
посредством анализа экстремального значения, в случае наличия достаточно подробной
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
210
информации по распределению состояния дефекта.
Данные POD, там, где они имеются, также могут помочь в размещении методов
инспектирования в соответствующей категории эффективности инспектирования.
9.2.4. Когда (как часто) необходимо осуществлять поиск дефекта.
Частота инспектирования определяется совокупностью 4-х факторов инспектирования
с учетов факторов риска, приведенных в Разделе 8.1 и предыдущих разделах:
a.
b.
c.
d.
Механизм разрушения и тип дефекта (растрескивание, истончение и т.п.).
Степень прогрессирования дефекта.
Устойчивость оборудования к данному типу дефекта.
Вероятность выявления дефекта и прогнозирование последующих состояний
дефекта с помощью приема(ов) инспектирования.
Частота определяется как некая доля остаточного срока службы оборудования.
Остаточный срок службы определяется следующим путем:
Остаточный срок (годы)
= Устойчивость к повреждению (единица)
Степень дефекта (единиц/в год)
Для простого примера общей коррозии в пункте 8.2.3., применяя знакомое уравнение,
получаем:
Сосуд: сборник верхов атмосферной колонны
Материал: SA 285 – Gr.C
Толщина – 3/8 дюймов
Расчетное давление – 50 фунтов на кв. дюйм (изб.)
Допуск на коррозию - 3/16 дюймов
Диаметр – 6 футов 6 дюймов
Расчетная скорость коррозии – 10 мил/год
Срок службы – 6 лет
Дата последнего инспектирования: не указана
Более сложный пример прогрессирующего дефекта приведен на рис. 9-2. Деталь
оборудования, находящаяся под нагрузкой, приступает к работе с силой, превышающей
нагрузку неким фактором безопасности.
Механизм дефекта начинает постепенно ослаблять оборудование. Предположим на
данном примере, что в некоторых случаях наблюдается более стремительное
прогрессирование дефекта на одинаковых деталях оборудования (нижняя пунктирная
линия), и менее стремительное в других случаях (верхняя пунктирная линия) с некоторой
средней степенью (сплошная линия между двумя пунктирными).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
211
Результаты вероятности обнаружения ультразвуковой дефектоскопией 20 Nordtest.
Трехпараметрическая кривая Вейбула
Рис. 9-1 – Кривые POD для ультразвуковой дефектоскопии
Более того, наблюдаются некоторые колебания в приложенной нагрузке, обозначенной
пунктирными линиями.
Первые несколько отказов происходят там, где случаи наиболее быстроразвивающихся
дефектов совпадают с максимально приложенными нагрузками. «Средняя» деталь
оборудования служит до тех пор, пока средние результаты прогрессирования дефекта в
приведенной силе соответствует средней нагрузке. Это описывает «средний» отказ.
Некоторые детали оборудования демонстрируют медленный рост дефекта, а также
испытывают слабо приложенные нагрузки. Такие детали служат дольше остальных. Со
временем в работе оборудования наблюдается растущая вероятность отказа, с
появлениями неточностей в темпе роста дефекта, стойкость оборудования к дефектам, и
приложенным нагрузкам. Инспектирование дает возможность «взглянуть в карты
соперника», то есть точно определить, где конкретная деталь оборудования находится в
определенный момент времени относительно прогрессирования дефекта. «Реальная»
вероятность отказа может затем быть оценена в зависимости от того, быстро или медленно
развивается дефект. Решение о некотором продлении срока службы или замене
оборудования может быть принято на основе этих новых данных.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
212
9.3 СНИЖЕНИЕ РИСКА ПУТЕМ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
Данный раздел построен на нормах разработки программы инспектирования, взятых из
предыдущего раздела, и включает инструменты из Раздела 8 для иллюстрации путей
снижения риска с помощью инспектирования.
9.3.1 Измерение риска, связанного с существующей системой инспектирования
Для того чтобы оценить снижение риска с помощью программ инспектирования, следует
измерить риск, связанный с существующей программой. Раздел 8 определяет вероятность
отказа, основываясь на вероятности того, что существуют разные состояния дефекта, при
определенном уровне инспектирования данного оборудования. Это используется в
качестве исходной точки для оценки различных программ, использующих разные методы
и периодичность проверок. Чтобы продемонстрировать рассматриваемый подход, снова
приводится пример из Раздела 9.
В данном конкретном случае, «эффективное» инспектирование было проведено через 6 лет. Для следующего
анализа, предполагается, что инспектирование выявило фактическую степень коррозии 5 мил в год, по
сравнению с прогнозируемой степенью 10 мил/год. Рис. 9-3 представляет таблицу вспомогательного
коэффициента разрушения из технического модуля для общей коррозии.
РИСУНОК 9.2. Вероятность отказа с течением времени
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
213
Жирная линия на таблице обозначает «путь», прослеженный согласно плану
инспектирования (этот момент рассмотрен в следующем разделе). Используя Таблицу 919, рассмотрим, как с помощью следующих шагов можно высчитать вспомогательный
коэффициент разрушения для оценки риска.
Шаг 1: Высчитать коэффициент ar/t.
Это срок службы оборудования (или время текущей работы) (a) умноженной на скорость
коррозии (r) в дюймах/год, деленный на исходную толщину (или толщину на момент ввода
оборудования в текущую эксплуатацию)(t).
Пример: 5 мил/год (0,005 дюймов/год), 6 лет, исходная толщина 0,375 дюймов. ar/t= 6 х
0,005/0,375 = 0,08.
Шаг 2: Определить коэффициент расчета с запасом
Это поправочный коэффициент, взятый из Таблицы 9-12, который будет применен к
вспомогательному коэффициенту разрушения. Поправка необходима, так как
вспомогательные коэффициенты, взятые из таблицы, рассчитаны на сосуде, толщина
стенки которого имеет допуск на коррозию 25%, тогда как толщина стенки данного сосуда
имеет допуск на коррозию 50%. Сосуды, имеющие больший допуск на коррозию, должны
иметь более низкий вспомогательный коэффициент разрушения, а имеющие меньший
допуск на коррозию – более высокий вспомогательный коэффициент разрушения.
Пример:
Исходная толщина = 0,375 дюймов,
Допуск на коррозию = 0,1875.
tфактическая / (tфактическая – допуск на коррозию ) = 0,375 / 0,1875 = 2,0.
Коэффициент расчета с запасом, взятый из таблицы – 0,5, т.е. вспомогательный
коэффициенты разрушения должны быть умножены на половину (для коэффициентов
выше 1).
Шаг 3: Используйте рис. 9-3 для определения вспомогательного коэффициента
разрушения для данного сосуда. При одном инспектировании (любой эффективности) и
при ar/t = 0,08, вспомогательный коэффициент разрушения = 1.
Шаг 4: Умножить результаты Шага 3 на результаты Шага 2.
9.3.2. Оценка альтернативных программ инспектирования.
Необходимо рассмотреть 4 следующих варианта программы инспектирования:
План 1. Продолжайте проводить обычное «эффективное» инспектирование каждые 3 года.
При данном инспектировании совместно применяются считывания данных определения
точечной толщины участка с частичным внутренним инспектированием.
План 2. Продолжайте проводить обычное «эффективное» инспектирование, но увеличьте
его периодичность до одного раза в 6 лет.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
214
Таблица 9-12—Таблица вспомогательных коэффициентов разрушения
1 Инспектирование
2 Инспектирования
3 Инспектирования
4 Инспектирования
5 Инспектирований
6 Инспектирований
Эффективность
инспектирования
Эффективность
инспектирования
Эффективность
инспектирования
Эффективность
инспектирования
Эффективность
инспектирования
Эффективность
инспектирования
Ar/t
Нулевая
Малая
Средняя
Обычная
Высокая
Малая
Средняя
Обычная
Высокая
Малая
Средняя
Обычная
Высокая
Малая
Средняя
Обычная
Высокая
Малая
Средняя
Обычная
Высокая
Малая
Средняя
Обычная
Высокая
0
0.02
0.04
0.06
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0.08
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0.10
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0.12
0.14
0.16
0.18
0.20
6
20
90
250
400
5
17
70
200
300
3
10
50
130
210
2
6
20
70
110
1
1
3
7
15
4
13
50
170
290
2
6
20
70
120
1
1
4
10
20
1
1
1
1
1
3
10
40
130
260
1
3
10
35
60
1
1
1
3
5
1
1
1
1
1
2
7
30
100
180
2
5
15
20
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
2
5
20
70
120
1
1
2
7
10
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
4
14
50
100
1
1
1
3
6
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0.25
520
450
290
150
20
350
170
30
2
240
80
6
1
200
30
2
1
150
15
2
1
120
7
1
1
0.30
650
550
400
200
30
400
200
40
4
320
110
9
2
240
50
4
2
180
25
3
2
150
10
2
2
0.35
750
650
550
300
80
600
300
80
10
540
150
20
5
440
90
10
4
350
70
64
4
280
40
5
4
0.40
900
800
700
400
130
700
400
120
30
600
200
50
10
500
140
20
8
400
110
10
8
350
90
9
8
0.45
1050
900
810
500
200
800
500
160
40
700
270
60
20
600
200
30
15
500
160
20
15
400
130
20
15
0.50
0.55
0.60
0.65
1200
1350
1500
1900
1100 970 600
1200 1130 700
1400 1250 850
1700 1400 1000
270
350
500
700
1000 600
1100 750
1300 900
1600 1105
200
300
400
670
60 900
100 1000
230 1200
530 1300
360
500
620
880
80
130
250
550
40 800
90 900
210 1000
500 1200
270
350
450
700
50
100
220
530
40 700
90 800
210 900
500 1100
210
260
360
640
40
90
210
500
40 600
90 700
210 800
500 1000
180
240
300
600
40
90
210
500
40
90
210
500
Инструкции:
1. Найдите ряд с подсчитанным значением ar/t или следующим наиболее высоким значением или используйте интерполяцию между рядами.
2. Определите вспомогательный коэффициент под соответствующим столбцом для числа инспектирований с самой высокой эффективностью.
3. Умножьте вспомогательный коэффициент разрушения на нижеуказанный поправочный коэффициент. (Не применяйте поправочные коэффициенты к вспомогательным коэффициентам разрушения 1.)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
215
Поправочные коэффициенты:
Коэффициент расчета с
запасом:* T(acl)/T(мин)
*
Коэффициент
< 1,1
2,0
1,1-1,5
1,0
> 1,5
0,5
T(acl)/(T(acl)-C.A.)
P(расчетное)/P(рабочее)
или:
План 3. Измените на «высокоэффективное» инспектирование,
проводимое каждые 6 лет. Данное инспектирование предполагает
исчерпывающий внутренний осмотр с многочисленными измерениями
толщины.
План 4. Проводите исключительно внешние измерения толщины детали
с помощью ультразвука («средне эффективные»).
Эти 4 вышеперечисленных плана должны быть оценены на основе их
воздействия на риск. Поскольку последствия отказа одинаковы для всех
планов инспекций, для того чтобы оценить один план относительно
другого, необходимо сравнивать исключительно вспомогательные
коэффициенты разрушения. Соответствующий плану риск может быть
сравнен с другими планами по другим сосудам, а также приоритетам,
установленным на основе риска, как описано в следующем разделе.
Сначала оцените План 1. Согласно Таблице 9-1, вспомогательный
коэффициент разрушения в настоящее время (после первого
инспектирования) составляет 1. Следующий шаг – определить
вспомогательные коэффициенты разрушения для каждого будущего
момента времени согласно плану. Оценка плана основывается на
предположении, что результаты будущего инспектирования не особо
отличаются от результатов прошлого. Если же изменения происходят,
план должен быть пересмотрен таким образом, как это описано здесь.
Рассчитайте коэффициент ar/t для числа инспектирований по Плану 1.
Они происходят каждые 3 года, начиная от текущего срока службы
сосуда (6 лет). Коэффициент высчитывается для 9 лет (0,12), 12 лет
(0,16), 15 лет (0,20), и 18 лет (0,24). При следующем инспектировании по
Плану 1, срок службы сосуда будет составлять 9 лет, и для него будет
проведено лишь одно инспектирование до планового контроля.
Вспомогательный коэффициент разрушения определяется для случая
одной инспекции (эффективной) и при ar/t = 0,12. Вспомогательный
коэффициент разрушения это 2 х 0,5 (коэффициент расчета с запасом) =
1. Теперь горизонтально продвигаемся по таблице к двум обычным
эффективным инспектированиям. Вспомогательный коэффициент
разрушения – 1. Повторите этот процесс при проведении последующих
инспектирований. «Путь», отслеженный данным планом
инспектирования, изображен на Рис. 8-5 жирной линией.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
188
Получаем результаты:
Как можно увидеть, вспомогательный коэффициент разрушения
остается близким к 1 на протяжении всего рассматриваемого периода
инспектирования. Планы 2, 3 и 4 оценены подобным же образом.
Таблица 9-13 демонстрирует коэффициенты разрушения по четырем
программам.
Планы 1 и 3 удерживают коэффициенты разрушения на низком уровне
на протяжении всего рассматриваемого периода, когда ни 2-ой, ни 4-ый
Планы не осуществляют нужное количество инспектирований с
достаточной эффективностью с целью исключить высокую вероятность
того, что скорость коррозии превышает наблюдаемые 5 мил/год. Затраты
на типы инспектирования Плана 1 и 3 не особо отличаются, так как оба
они включают внутренний осмотр. План 3 является наиболее
экономичным вариантом, так как он осуществляет меньшее количество
действий, хотя коэффициент разрушения, и, следовательно, уровень
риска, не значительно отличается от вышеперечисленных значений
Плана 1.
9.3.3 Оптимизация Программы инспектирования
Вышеописанный пример использования инструментов
инспектирования с учетом факторов риска для оценки вариантов
программ инспектирования показывает то, как планирование
инспектирования может быть оптимизировано путем:
a. Увеличения уровня или частоты действия, в случае если риск
недостаточно снижен, или
b. Снижение уровня или частоты действия, если инспектирование
высочайшего уровня не дает никакого прогресса в снижении риска.
Далее приведены общие инструкции, которым необходимо следовать
для обеспечения оптимизации программы:
a. Коэффициенты разрушения могут держаться близко к 1 при средне
выполняемых действиях инспектирования. Значения свыше 10
Год (срок службы
сосуда)
ar/t
Кол-во
инспектирований
6 (начальная точка)
0,08
1
Вспомогател
ьный
коэффициент
1
9
0,12
1
1
9
0,12
2
1
12
0,16
2
2
12
0,16
3
1
15
0,20
3
3
15
0,20
4
1
18
0,24
4
1
18
0,24
5
1
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
189
b.
c.
d.
e.
обычно в расчет не принимаются.
Коэффициенты разрушения, значительно превышающие 10, могут
быть высчитаны, в случаях, когда программа инспектирования,
которая прежде не была основана на факторах риска, проводит
первую оценку. Детали оборудования, показывающие такие высокие
значения, должны иметь высший приоритет для оптимизации
инспектирования. Прежде всего, должны быть оценены те из них,
которые имеют наиболее высокую степень риска.
Некоторое оборудование, которое подвергалось инспектированию
множество раз и подтвердившее низкую степень риска, может быть
подвергнуто повторному инспектированию. Альтернативные планы
по снижению активности и частоты инспектирования могут быть
оценены с помощью технических модулей для определения
воздействия на риск. Прежде всего, должно быть оценено то
оборудование данного типа, которое имеет наиболее низкую степень
риска.
Оборудование, степень дефекта которого не определена (как
описано в техническом модуле), будет подвержено частным или
тщательным инспекциям с целью удержания низкого уровня риска,
как минимум до тех пор, пока не составлена достаточная история
эксплуатации.
Оборудование, срок службы которого истекает вследствие коррозии
или иных повреждений, подвергается наиболее тщательному
инспектированию для того, чтобы убедиться в том, что масштаб
повреждения (например, допуск на коррозию) не превышен. Тщательное
инспектирование не будет способствовать снижению коэффициента разрушения в
случае истечения срока службы.
f. Варианты программ инспектирования должны быть нацелены на значительную
часть, как минимум, на половину оставшегося срока службы оборудования. Со
временем, в случае проведения недостаточных инспекций, коэффициенты
разрушения могут иметь тенденцию к повышению.
Данные инструкции суммированы в Таблице 9-14.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
190
Таблица 9-13— Коэффициенты разрушения по четырем планам инспектирования
Коэффициент разрушения, до/после
инспектирования
Год
(ar/t)
План 1
1
6
(0,08)
9
(0,12)
1/1
12
(0,16)
2/1
15
(0,20)
3/1
18
(0,24)
1/1
План 2
1
10/2
15/3
План 3
1
2/1
1/1
Комментарии по факторам дефекта
План 4
1
Все 4 плана начинаются одинаково.
1/1
1/1 означает, что коэффициент разрушения оставался одинаковым до и
после инспектирования
10/5
План 2 и План 4 начинают показывать более высокие коэффициенты
разрушения до инспектирования.
30/10
План 4 не осуществил достаточно инспектирований. Достоверность скорости
коррозии не перевешивает вероятности существования более высокой
скорости.
15/8
План 2 не осуществил достаточно инспектирований. Достоверность скорости
коррозии не перевешивает вероятности существования более высокой
скорости.
Таблица 9-14— Оценка программы инспектирования с целью снижения риска и оптимизации
Шаг 1
Начальное определение
категории риска
Определить категорию риска текущей системы.
Шаг 2
Снижение риска
Из ряда деталей, подверженных наибольшему риску, выберите те, которые имеют
высокую вероятность отказа вследствие высокого коэффициента разрушения. Оцените
дополнительные планы инспектирования для снижения риска и осуществите
выбранный план.
Шаг 3
Оптимизация
инспектирования
Из ряда деталей, подверженных наименьшему риску, выберите те, которые имеют
низкую вероятность отказа вследствие низкого коэффициента разрушения. Оцените
дополнительные планы инспектирования для выбора оптимального варианта, усилий
которого будет достаточно для поддержания низкой степени риска.
9.3.4 Инструкции по присваиванию приоритетности оборудованию
для подтверждения марки материала (PMI)
Инспектирование с учетом факторов риска предоставляет мощный
инструмент для оценки различных альтернативных сценариев типа «а
что если». К примеру, завод пожелает оценить такие сценарии
следующим образом:
a. Что, если увеличить температуру процесса?
b. Что, если сменить сырье нефтепереработки?
c. Что, если в строительстве или ремонте по небрежности
использовали неподходящий материал?
Последний из этих примеров особенно примечателен, если контроль
качества материалов, используемых в строительстве или ремонте,
проведен сомнительно. Как только материалы получены и отправлены
на склад, при их нетщательной идентификации и маркировке можно
легко спутать неподходящий материал с подходящим из-за их
схожести. Такая путаница с похожими материалами происходит из-за
использования углеродистой стали там, где требуется
низколегированная, и использования нержавеющих сталей там, где
требуется сплавы на никелевой основе.
Инспектирование с учетом факторов риска может помочь в
определении приоритетности в поиске ошибочных материалов, если на
это имеются подозрения. RBI идентифицирует те детали оборудования,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
191
которые наиболее подвержены отказу, на основе их смешанности, и
расположит их в порядке степени риска, используя как вероятность,
так и последствия отказа. Это позволяет осуществить программу
Подтверждения марки материала (PMI) таким образом, чтобы она
согласовывалась с принципами Контроля с учетом риска.
Шаг 1: Начальная оценка
Создание схемы назначения приоритетов PMI начинается с тщательной
оценки намеченных участков, типов или деталей оборудования перед
началом работы:
a. Имеются ли какие либо проекты по строительству или ремонту, по
которым имеется некоторое подозрение на ошибочность в контроле
качества материала?
b. Имеются ли случаи смешивания известных материалов, которые
могут бросить подозрение на дополнительное оборудование,
произведенное или отремонтированное в тех же условиях?
c. Имеется ли путаница, связанная с определенным компонентом,
таким как материал для сварки, комплектом кованых фитингов или
определенных отливок?
При вышеописанных случаях просто необходимо проведение полной
программы PMI.
Шаг 2: По возможности, определить конкретную путаницу (ошибку).
Следующим шагом в процессе назначения приоритетов PMI является
определение типов ошибок, которые возникнут или могут возникнуть.
Например, был ли использован неподходящий класс материала
низколегированного сплава? (напр., использование 11/4 хромистой
стали, там, где спецификация требовала 21/4 хромистой стали), или
был ли использован неподходящий класс материала
высоколегированного сплава? (напр., использование нержавеющей
стали 316 там, где спецификация требовала использование сплава 20)?
Или вы не уверены в том, какой материал мог быть использован, зная
или предполагая, что произошла путаница?
Шаг 3: Определите механизм разрушения, который окажет воздействие
на неподходящий материал.
Использование материала, который не предназначен для
запланированных работ, часто приводит к высоким степеням
разрушения при эксплуатации. Такая путаница также может привести
к различным типам разрушения, которые не допускаются для данной
конструкции. Вот некоторые примеры:
a. Высокотемпературная водородная коррозия: использование
углеродистой или низколегированной стали вместо назначенной
приведет к высокому темпу разрушения.
b. Коррозия под действием серы (сульфидирование): Использование
углеродистой стали или низко-хромированной стали вместо
заданной приведет к высокому темпу коррозии.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
192
c. Кислотная коррозия или коррозия под воздействием окружающей
среды: во многих высококоррозионных средах используют
высоколегированные стали или сплавы на основе цветных
металлов для коррозийной стойкости. Использование материала
неподходящего класса может привести к более высоким темпам
коррозии, чем ожидается.
Коррозионное растрескивание под напряжением: использование
аустенитных нержавеющих сталей вместо сталей никелевого сплава
может привести к коррозионному растрескиванию, что может быть
сочтено невозможным для заданного материала.
Воздействие водорода: Использование материала неподходящего
класса может привести к ряду проблем, включая растрескивание зон
твердого шва, подверженных нагреву, или образование вздутий на
листовых материалах.
Шаг 4. Альтернативный анализ (Анализ «а что если»)
Используйте инструменты RBI, описанные в данном Базовом
техническом документе (BRD), для проведения альтернативного
анализа. Проведите оценку намеченного оборудования, используя
соответствующие технические модули для механизмов разрушения,
определенных в Шаге 3. Убедитесь что используемые материалы,
темпы коррозии, подозрения на растрескивание и т.п. свойственны для
предположительно «ошибочного», а не для установленного материала.
Если вы не уверены в том, какой материал мог быть ошибочно
использован, предполагается, что альтернативный анализ использовал
сценарий наихудшего случая, к примеру, замененная в системе
углеродистая сталь, подверженная высокотемпературной водородной
коррозии. В зависимости от точности используемого сценария, при
анализе могут быть высчитаны вспомогательные коэффициенты
высокого технического модуля для всего оборудования. Однако
некоторые будут выше остальных, и последствия, связанные с
некоторым оборудованием, будут более серьезные, чем с другим. Это
поможет провести классификацию с учетом факторов риска для
оценки оборудования, прежде всего, основываясь на самом высоком
риске.
Шаг 5. Процесс подтверждения марки материала (PMI).
Процесс подтверждения марки материала может использовать
несколько методов для определения неподходящего материала. Если
подозреваемая ошибка является заменой ферритной нержавеющей
стали на аустенитную нержавеющую сталь, простое использование
магнита может помочь быстро обнаружить ошибку. Другие методы
включают устройства рентгенофлуоресцентного анализа на
приблизительное содержание тяжелых элементов, таких как железо,
никель, хром и молибден.
В других случаях, где требуется большая точность, сейчас имеются
комплекты переносных устройств спектроскопии светового излучения
(OES) . Данные инструменты способны анализировать содержимое
более легких элементов, в частности углерода, для определения
правильности используемого класса стали. Если имеется вероятность
ошибки, связанной со сварочными материалами, с помощью
рентгенографии можно определить местонахождение шва в
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
193
изолированной трубе без удаления всей изоляции.
Точные методы, используемые для PMI, и объем требуемых испытаний
будут зависеть от конкретной ситуации и не входят в данный Базовый
технический документ.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
194
9.4 Подход к планированию инспектирования
Это один из многих возможных подходов к планированию
инспектирования. При необходимости, для разных механизмов
разрушения используются разные методы планирования. Например,
механизм истончения подразумевает то, что оборудование имеет
ограниченный срок службы, во время которого необходимо проводить
инспектирование. Коррозионное растрескивание под напряжением, в
случае если оно подвергалось инспектированию, было обнаружено и
исправлено, не обязательно подразумевает то, что оборудование имеет
фиксированный остаточный ресурс.
9.4.1 Метод – механизмы истончения.
В справочной таблице ar/t рассматривается остаточная долговечность.
Когда коэффициент разрушения достигает 10 или выше, при
проведении 4-х или более «высокоэффективных» инспекций,
оборудование находится на грани истечения срока службы. Другими
словами, было проведено достаточно инспекций, чтобы иметь
относительную уверенность в скорости коррозии, и дополнительные
инспектирования уже не уменьшат коэффициент разрушения. Метод
планирования инспектирования работает некоторое число лет, в
которые достигается это значение (ориентировочно ar/t = 0,4 с
корректировками на давление и допуск на коррозию). Если данная
величина составляет один год или менее, модуль «диагностики» делает
предупреждение, опираясь на фиксированную скорость коррозии, срок
службы и количество инспектирований, оборудование находится на
грани истечения срока службы. Рекомендуется осуществить
тщательную проверку данных и /или подтверждение состояния
оборудования.
Если остаточный ресурс составляет больше года, определите
количество инспектирований, необходимых для полной уверенности в
скорости коррозии на остаточный ресурс оборудования. Это
выражается в проведении некоторого числа инспектирований любой
эффективности в прошлом, предполагая, что данный тип
инспектирования является предпочтительным для данного завода.
Некоторое число инспектирований может легко быть преобразовано в
такое же число инспектирований с иной эффективностью, опираясь на
следующие соотношения:
Одно «высокоэффективное» равнозначно двум «эффективным» и
четырем «средне эффективным».
Если коррозия под изоляцией (CUI) возникает в дополнении к
внутреннему истончению, заданному коэффициенту разрушения
присваивается значение 5 для каждого механизма таким образом,
чтобы механизмы совместно не привели к коэффициенту разрушения
свыше 10.
9.4.2 Метод – коррозионное растрескивание под давлением:
Определите текущий вспомогательный коэффициент технического
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
195
модуля. Если он менее 10, используйте коэффициент «эскалации» 1,1
(лет с последнего инспектирования) модуля коррозионного
растрескивания (SCC) для определения числа лет до тех пор, пока
вспомогательный коэффициент технического модуля (TMSF) не
достигнет 10. По умолчанию, проведите «средне эффективное»
инспектирование в данный период в качестве проверки на состояние
коррозионного растрескивания.
Если текущий коэффициент TMSF выше 10, используйте соотношения
из Таблицы 9-15 для определения требуемого уровня инспектирования.
Рекомендуется проводить инспектирование в течение 3-х лет после
последнего, или когда посчитаете его проведение целесообразным по
истечении трехлетнего срока.
9.4.3 Метод – планирование инспектирования печей:
Часть 1: долговременный дефект:
Если текущий коэффициент TMSF ниже 10, увеличьте ti (часы работы)
Таблица 9-15 — Взаимосвязь между уровнем
инспектирования и вспомогательным коэффициентом
технического модуля
Текущий TMSF SCC
10<TMSF<= 100
100 < TMSF < = 1000
1000 < TMSF
Рекомендуемый уровень
инспектирования
Проведите «средне эффективное»
инспектирование
Проведите «эффективное»
инспектирование
Проведите «высокоэффективное»
инспектирование
на 10000 (приблиз. 1 год) до тех пор, пока коэффициент TMSF не
достигнет 10. Число увеличений - это время до следующего
инспектирования, Tинсп.. С помощью Таблицы 9-16, определите
требования по инспектированию:
Если текущий коэффициент TMSF выше 10, используйте следующие
соотношения для определения требуемого уровня инспектирования:
Рекомендуется проводить инспектирование в течение 3-х лет после
последнего, или когда посчитаете его проведение целесообразным по
истечении трехлетнего срока.
Часть 2. Кратковременный дефект:
Для определения коэффициента TMSF кратковременного дефекта,
выполните следующие действия:
9.4.4 Метод – высокотемпературная водородная коррозия (HTHA):
Для HTHA, коэффициент TMSF может уже обозначать возникновение
дефекта, либо подозрение на его возникновение.
На основе коэффициента TMSF, выполните действия, указанные в
Таблице 9-19.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
196
Таблица 9-16— Интервалы инспектирования печи с TMSF ниже 10
Tинсп
> = 20 лет
> = 10 лет, < 20
> = 5 лет, < 10
лет
< 5 лет
Метод инспектирования
Время инспектирования
Средне эффективное
5 лет
Эффективное
Высокоэффективное
10 лет
20 лет
Средне эффективное
3 года
Эффективное
Высокоэффективное
6 лет
12 лет
Средне эффективное
Не допускается
Эффективное
Высокоэффективное
3 года
6 лет
Средне эффективное
Эффективное
Не допускается
Высокоэффективное
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Не допускается
Tинсп лет
197
Таблица 9-17— Интервалы инспектирования печи с TMSF выше 10
Текущий TMSF печи
10<TMSF< = 50
Рекомендуемый уровень инспектирования
Проведите "Эффективное" инспектирование
50<TMSF< = 500
Проведите "Высокоэффективное" инспектирование
Проведите "Высокоэффективное" инспектирование, а
также оценку остаточного срока службы.
500 < TMSF
Таблица 9-18— Действия, которые необходимо выполнить для кратковременного TMSF
Кратковременный
TMSF
Действие
Изменение на
долговременную частоту
инспектирований
10 < TMSF < = 500
Проводите ежедневную визуальную регулировку и
настройку горелки
Нет изменений
500 < TMSF < = 1000
Проводите ежедневную визуальную регулировку и
настройку горелки
Увеличьте частоту на 1 1/2
10 < TMSF < = 500
Проводите термографию или добавьте
поверхностные термопары, проводите ежедневную
визуальную регулировку и настройку горелки
Увеличьте частоту на 2.
Таблица 9-19— Действия, которые необходимо
выполнить для высокотемпературной водородной
коррозии HTHA
TMSF
= 10,000
Действие или инспектирование
Частота
Техническая оценка с соответствующим
ремонтом СРОЧНО
"Эффективное" инспектирование
СРОЧНО
500 < = TMSF < 2000
"Эффективное" инспектирование
"Средне эффективное" инспектирование
6 лет
3 года
100 < = TMSF < 500
"Эффективное" инспектирование
"Средне эффективное" инспектирование
"Эффективное" инспектирование
"Средне эффективное" инспектирование
Инспектирование не требуется
12 лет
6 лет
20 лет
10 лет
нет
= 2,000
10< = TMSF< 100
TMSF < 10
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
3 года
198
РАЗДЕЛ 10—СТРУКТУРА БАЗЫ ДАННЫХ ЗАВОДА
10.1 ИНФОРМАЦИЯ, НЕОБХОДИМАЯ ДЛЯ АНАЛИЗА RBI
Для проведения количественного анализа RBI требуется оценить
полное описание конструкции, изготовления, условий обслуживания и
программы осмотра для каждой единицы оборудования. Чтобы
добиться точности, воспроизводимости и последовательности в каждом
случае проведения исследования, по каждой единице оборудования
следует составить четкую информацию об использованных в анализе
данных. Сбором всех данных должны заниматься подготовленные и
компетентные сотрудники.
Количество необходимых данных для проведения количественного
анализа намного меньше, однако, к точности предъявляются такие же
требования. Если используется последовательное определение для
собранных данных, информация, которая собирается для проведения
качественного анализа может в последующем стать основой для
количественного анализа.
Таблицы с данными, представленными в качестве Приложения в
конце настоящего раздела, являются примером инструментов, которые
можно использовать при сборе данных для проведения анализа RBI.
Полная таблица с данными состоит из 4-х страниц и по каждой единице
оборудования требуется отдельная таблица с данными. В разделе 10.2
обсуждается вопрос использования таблиц с данными, и даются
определения по внесенным данным с целью приведения анализа к
стандарту. В разделе 10-2 приводится перечень ряда предлагаемых
источников данных.
В ряде случаев группы возможных ответов, которые именуются как
«Категории» создаются для описания условия или характеристики для
оценки (т.е., < 10, от 10 до 30, > 30, и т.д.). Благодаря созданию
категорий данного типа облегчается сбор данных и улучшается
последовательность оценки.
На базе таблицы с данными в качестве образца можно получить всю
необходимую информацию для большинства оценок. Однако иногда
при оценке специального механизма разрушения могут потребоваться
некоторые дополнительные данные. При возникновении необходимости
в этих данных, в Техническом Модуле будут определены требования к
данным по механизму разрушения.
Можно разработать и выпустить специальную таблицу с данными для
проведения исследования. В данной таблице должны содержаться
данные по всем ожидаемым механизмам разрушения и исключаться те
вводные данные из таблицы-образца, которые не применимы.
Считается, что анализ RBI будет проводиться с использованием
компьютера. В данном разделе, представлены протоколы, которые
позволят правильно подготовить программу анализа RBI. Для
проведения правильного компьютерного анализа следует методически
соблюдать разрабатываемые протоколы.
10.2
СОСТАВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ТАБЛИЦЫ С ДАННЫМИ
АНАЛИЗА RBI
Таблица с данными в Приложении к данному разделу состоит из
следующих шести подразделов:
a. Заголовок—Описание специальной единицы оборудования и список
ряда основных источников данных.
b. Общая Информация — Информация, которая применяется ко всем
единицам оборудования в ходе исследования. Данный раздел следует
заполнить только один раз.
c. Информация по Механической части – данные, которые определяют
конструкцию и способ изготовления единицы оборудования.
d. Технологическая информация—Информация, касающаяся технологии,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
199
технологических (рабочих) сред и степени воздействия технологических
процессов на единицу оборудования.
e. Информация по результатам Осмотра / Текущего обслуживания —
Краткая информация по основным результатам инспектирования и
история текущего обслуживания.
f. Информация по системе безопасности—Фиксирование любых фактов
обнаружения и/или использование защитных устройств для защиты
единицы оборудования.
Ниже приводится описание вводных данных, которые необходимы
для каждого из разделов. Числа, заключенные в круглые скобки, в
следующем разделе соответствуют числам в полях данных в таблице с
данными.
10.2.1 Заголовок
10.2.1.1 Номер оборудования (1)
Номер оборудования является основным идентификатором единицы
оборудования на протяжении всего анализа RBI. По возможности
следует применять номер оборудования, который дается на заводеизготовителе. В случае отсутствия номера (например, у секций
трубопровода), следует установить систему нумерации, и присвоить
отдельный номер каждой единице оборудования. Для ряда единиц
оборудования требуется суффикс для полной идентификации,
например: чтобы различать между трубным и межтрубным
пространством теплообменников. Примеры данных суффиксов
приведены ниже. При определенных обстоятельствах могут
потребоваться другие суффиксы.
Теплообменник - межтрубное пространство Е – ХХХ - S
Теплообменник - трубное пространство Е- ХХХ
-Т
Теплообменник – многоходовой Е- ХХХ – 1n…
Верхняя часть колонны - Т-ХХХ-TOP
Нижняя часть колонны – T-XXX-BTM
Реактор в рабочем состоянии - R-XXX-OP
Реактор-регенерация – R-XXX-REG
Каждую единицу оборудования, которая обычно встроена в
технологическую цепочку и уже применяется, следует включать в
отдельный список. Например, если на заводе имеется два рибойлера
башенного типа, и оба находятся в эксплуатации. Кроме того, оба
теплообменника следует указывать как отдельные единицы
оборудования. С другой стороны, если один из теплообменников был
установлен в качестве резервного и обычно не работает, следует
указывать в списке только одну единицу оборудования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
200
10.2.1.2 Категория (2)
Каждая единица оборудования должна относиться к определенной
категории, в которой имеются значения
частоты отказов,
отличительные для данной единицы. Данные, характерные для единиц
оборудования, по категориям оборудования перечисляются ниже.
Следует записать наименование категории, которая дает наиболее
точное описание оцениваемой единицы оборудования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
201
Категория
Колонна
Единица оборудования
Ректификационная колонна,
абсорбционная колонна, десорбер, и
подобные аппараты
Компрессор-1
Компрессор, центробежный
Компрессор -2
Компрессор, возвратнопоступательный
Стандартные фильтры и сетчатые
фильтры
Теплообменники с лопастным
вентилятором
Межтрубное пространство
конденсаторов, рибойлеров, и других
теплообменников
Трубное пространство
холодильников, рибойлеров и других
теплообменников
Трубопровод любого типа
Фильтр
Лопастной
вентилятор
HXМежтрубное
HX- Трубное
пространство
Трубопровод
Насос-1
Насос-2
Насос-3
Реактор
Резервуар
Сосуд
Центробежный насос, одинарное
уплотнение
Центробежный насос,
тандем/двойное уплотнение
Поршневой насос
Реакционный аппарат
Резервуар для хранения под низким
давлением
Сосуд под давлением любого типа
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
202
10.2.1.3 Описание (3)
Описание единицы оборудования должно быть достаточно ясным и подробным,
чтобы исследователь, слабо знакомый с процессом, имел бы о нем четкое
представление. Как только терминология и система условных обозначений,
используемых на заводе, получат описание на достаточном уровне, их уже можно
будет использовать (т.е., Бутаноотгонная колонна, Насос сплиттера орошения,
Испаритель сырьевого этана и т.д.). Иногда может понадобиться дополнить
терминологию и систему условных обозначений.
Для трубопровода рекомендуется дать описание типа "из", "в" (т.е., из V-402 в P411). Во всяком случае, номер одной единицы оборудования следует включить в
описание для того, чтобы облегчить нахождение участка трубопровода на P&ID.
10.2.1.4 Номера позиций оборудования (4)
Исходя из того, что каждая единица оборудования в эксплуатации указана отдельно в
списке, как определено в номере оборудования (см.10.2.1.1), этим вводным данным
будет соответствовать номер 1.0.
В случае если рабочие условия, конструкция оборудования либо реальные размеры
единицы оборудования требуют, чтобы система была представлена в виде двух и
более подсистем, необходимо сделать исключения.
Например, если в работе
реакционного аппарата имеются отличия между функцией реактора, функцией
регенерации катализатора и различия в рабочих условиях двух функций, работу
аппарата следует рассматривать в рамках работы двух подсистем. Анализ каждой
подсистемы должен осуществляться отдельно на основании своих рабочих условий,
вероятности возникновения внештатной ситуации, и т.д. По количеству времени, когда
сосуд выполнял ту или иную функцию, определяется № ввода данных по единицам
оборудования в каждой подсистеме. Вместе обе записи соответствуют номеру 1.0.
Часто изучение работы ректификационных колонн следует проводить через анализ
работы двух и более подсистем. Если у колонны имеются секции с различными
параметрами либо различными материалами, которые используются в конструкции,
каждую часть следует рассматривать отдельно. Номер ввода данных по единицам
оборудования определяется по доле от всей длины в каждой части колонны.
Даже когда колонна имеет один диаметр, и в ней использованы одинаковые
материалы, ее все равно следует рассматривать в рамках двух полуколонн, если
разница в рабочей температуре между верхней и нижней частями превышает 50°F
(28°C). Температурные различия этой величины в итоге приводят к существенным
различиям в составе верхнего и нижнего потоков, которые в свою очередь влияют на
расчет последствий, уровень развития механизмов разрушения и т.д.
10.2.1.5 Номер монтажно-технологической схемы PID (5)
При наличии Чертежей Технологического процесса и аппаратуры, необходимо
записать номер PID, который используется для обозначения рассматриваемой
единицы оборудования. Данная информация может оказаться полезной в ходе
проведения анализа.
10.2.1.6 Номер монтажной схемы PFD (6)
При наличии Схем по Технологическому Процессу, следует записать номер схемы,
которая отображает рассматриваемую единицу оборудования.
10.2.1.7 Номер потока (7)
Схемы нефтехимического процесса обычно служат для обозначения основных
технологических потоков и дают сведения о составе потока, условиях, скорости потока
и т.д. При наличии данной информации следует записать обозначение
технологического потока, который указан на Схеме нефтехимического процесса.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
203
Для тех единиц оборудования, где происходит подача и выход технологических
потоков, следует записать данные по входящему потоку, отражающие основную часть
потока либо его остатки.
10.2.2 Общая информация 10.2.2.1 Проект (8)
Даная запись используется для идентификации проекта. Для этого можно использовать
наименование проекта, номер проекта, номер компьютерного файла, либо любой иной
вид идентификатора.
10.2.2.2Состояние Завода (9)
Данный параметр рассматривает существующее состояние производства, которое
проходит оценку. В Разделе 8.3 представлены факторы для рассмотрения, и
определены 4 категории. Следует обвести в кружок букву, обозначающую каждую
категорию.
10.2.2.3Ежедневная низкая температура в зимнем цикле (10)
Данный показатель используется для определения целесообразности применения
штрафа за работу в холодных погодных условиях. При определении размера штрафа
используется среднее значение дневной низкой температуры на производственной
площадке в течение самого холодного месяца года. При наличии метеорологических
сводок по площадке, где расположено производство, их следует использовать для
определения среднего значения дневной низкой температуры. При отсутствии сводок
среднее значение температуры можно получить путем обращения в местное
метеорологическое бюро с использованием данных из соседних регионов, либо путем
проведения опроса сотрудников предприятия.
10.2.2.4Сейсмическая активность (11)
Завод, расположенный в сейсмически активной зоне
по сравнению с
предприятиями в других зонах, лишь немногим больше подвержен аварии, даже если
завод был спроектирован в соответствии со всеми необходимыми стандартами.
Уровень опасности соответствует степени вероятности землетрясения, которое в свою
очередь обозначается в Сейсмической зоне. Если Сейсмическая зона не известна, ее
можно найти в публикациях Американского института стандартов ANSI, A58.1,1982.
Следует записать данные Сейсмической зоны по месту расположения завода.
10.2.3 Информация по механической части
В этом разделе дана информация, касающаяся конструкции и изготовления всех
единиц оборудования. Более подробно об этом рассказывается в Разделе 8.3, чтобы
помочь при заполнении таблицы с данными.
Где необходимо, следует указать единицу измерения (в дюймах, миллиметрах, и
т.д.). В общем, в расчетах по анализу RBI были использованы единицы английской
метрической системы.
10.2.3.1
Толщина (12)
Следует записать параметры оригинальной толщины стенки.
Если толщина стенки варьируется по всей длине оборудования, что характерно для
ректификационной колонны, то колонну следует разделить на части (т.е. верхняя и
нижняя) и записать значение толщины каждой секции.
10.2.3.2
Длина (13)
Основной целью при записи реальных размеров единиц оборудования является
обеспечение расчета объема оборудования и в свою очередь технологических
остатков. Для достижения необходимых результатов не требуется высокой точности.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
204
Гораздо важнее соблюдение последовательности при определении того, что следует
измерять.
Следующие правила содержат ряд обобщающих предположений для облегчения
процесса сбора данных:
Тип оборудования
Объект измерения
Сосуд под давлением
Длина секции цилиндрической формы, за
исключением верхних частей.
Колонны
Для колонн одного диаметра, которые
рассматриваются как одна единица
оборудования
принимается общая длина за исключением верхних частей.
Для
колонн
одного
диаметра,
которые
рассматриваются как совокупность
двух полуколонн
принимается одна половина всей длины за исключением
верхних частей.
Для колонн с уменьшенной секцией длина специальной
секции. В том числе включает переходную секцию с
большим диаметром.
Межтруб. пр-во теплооб-ика
Длина, за исключением канал(ов) и верхнюю часть.
Труб. пр-во теплооб-ика
Длина канал(ов) а также длина трубы внутри
внешней оболочки.
Насосы и компрессоры
Нулевой уровень (считается, что данные единицы
оборудования
имеют нулевой объем).
Резервуары
Трубопроводы
патрубки.
Высота
Общая длина звена трубопровода в том числе
10.2.3.3 Основной Диаметр (14)
(См. Тип Оборудования и результаты измерения в следующей таблице.)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
205
Тип оборудования
Объект измерения
Сосуды, колонны
Внутренний диаметр.
Межтруб. простр-во теплооб-ика Для кожуха одного диаметра принимается диаметр
внутреннего пространства.
Для оболочки котлообразного типа максимальный размер
перпендикулярен длине. Для
двойной трубы принимается диаметр внешней трубы.
Труб. простр-во теплооб-ика
Для двойной трубы принимается диаметр внутренней
трубы. Для всех остальных типов теплообменников
принимается значение канала. (Внимание: диаметр части
трубного пучка без трубы компенсируется при расчете объема)
Насосы, компрессоры
Ноль
10.2.3.4 Другой Диаметр (15)
Этот раздел касается только внешней оболочки теплообменников разного диаметра,
сюда относятся, например, теплообменники котлообразного типа. Значение диаметра
канала следует записать.
10.2.3.5 Количество тарелок (16)
Количество тарелок в ректификационной колонне используется при расчете
максимального количества среды в колонне. При анализе колонна представляется в
виде двух отдельных секций, при этом предполагается, что в каждой секции находится
по половине тарелок. В случае с колоннами с уменьшенной секцией, следует
фиксировать фактическое количество тарелок в каждой секции.
10.2.3.6 Дата изготовления (17)
Дата изготовления единицы оборудования используется при рассмотрении
временных факторов и для определения Кода, который находился на рабочем участке
во время изготовления.
10.2.3.7 Код изготовления (18)
Следует зафиксировать Код изготовления, под которым была разработана и
изготовлена единица оборудования.
10.2.3.8 Статус Кода (19)
Статус Кода (если есть), под которым единица оборудования была разработана и
изготовлена, размещается здесь. Определения категорий также даны в Разделе 8.3.
10.2.3.9 Облицовка сосуда (20)
Данный раздел определяет, имеет ли единица оборудования внутреннее покрытие
или облицовку. Следует записать материалы, составляющие облицовку.
10.2.3.10 Расчетное давление (21)
Следует записывать расчетное давление единицы оборудования. Если в результате
изменений в единице оборудования изменилось расчетное давление, следует указать
фактическое значение.
10.2.3.11 Расчетная температура (22)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
206
Следует записывать расчетную температуру единицы оборудования. Те единицы
оборудования, спроектированные для работы в условиях низкой температуры, могут
иметь минимальную расчетную температуру металла. Если возможно, то следует
записать оба температурных значения.
10.2.3.12 Расчетный срок службы (23)
Единицы оборудования, которые подвергаются воздействию механизмов
разрушения, таких как сильная коррозия либо усталость металла, часто имеют
ограниченный срок службы (ресурс), что предусмотрено проектом. Если
анализируемая единица оборудования является таковой, то следует указать расчетный
срок ее службы.
При отсутствии доказательств того, что единица оборудования была разработана с
ограниченным сроком службы, следует указать, что срок службы составляет 40 лет.
10.2.3.13 Время в Текущей работе (24)
Понятно из заголовка.
10.2.3.14
Изоляция (25)
Единицы оборудования с изоляцией могут подвергаться внешней коррозии под
изоляционным слоем. «Да» следует обводить в кружок, если единица оборудования
частично либо полностью изолирована при любой толщине изоляционного слоя.
10.2.3.15
Наружное покрытие (26)
Ответ на данный вопрос можно получить лишь при анализе единиц оборудования с
изоляцией. Вопрос относится к внешнему покрытию под изоляционным слоем и
позволяет определить, понадобится ли для оборудования дополнительная защита от
коррозии под изоляционным слоем или нет. Если «Да», то потребуется
высококачественное покрытие, наносимое посредством погружения, которое описано в
публикации NACE 6H189, т.е. не просто один слой грунтовки.
10.2.3.16
Трубный теплообменник (27)
Для теплообменника типа «труба в трубе» требуется иная формула расчета объема
по сравнению с обычными теплообменниками. Данный раздел посвящен
теплообменникам типа «труба в трубе».
10.2.3.17
Конструкционный материал (28)
При анализе ряда разрушающих механизмов в первую очередь следует думать о
конструкционном материале. Необходимо записывать полное обозначение материала
(A-516-70, A-240-304, и т.д.) для проведения правильного анализа.
Для большинства единиц оборудования название конструкционного материала
пишется в первой строке в виде "Кожух". В дополнительных строках указываются
понятия различных компонентов в конструкции теплообменников.
По каждой строке можно понять, подвергалась ли единица оборудования
закаливанию на воздухе, либо закаливанию с последующим отпуском, подвергалась ли
она послесварочной термообработке, и действительно ли материал был создан по
технологии мелкозернистой структуры. Необходимые ответы по каждому выбору
следует обвести в кружок.
10.2.3.18
Сложность изготовления (29)
Степень сложности при изготовлении единицы оборудования влияет на вероятность
возникновения отказов в его работе. Чем больше количество потенциальных участков
сбоя, тем выше ожидаемая частота отказов.
Определения по каждому из условий, указанных в данном пункте, представлены в
Разделе 8.3.3. Следует вести учет по каждому из указанных свойств.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
207
10.2.4 Информация по технологическому процессу
Данный раздел посвящен вопросам технологического процесса и режиму работы
оборудования по всем единицам оборудования. Он также содержит определения
условий и указаний для полного заполнения таблиц с данными.
Там где необходимо следует указывать единицу измерения (кг/м3, фунт/дюйм², и
т.д.).
Поскольку расчеты в ходе анализа RBI производились на базе Британских
(неметрических) единиц измерения, то результаты измерений в метрической системе
следует переводить.
10.2.4.1 Группа оборудования с жидкой средой (30)
Термином «Группа оборудования с жидкой средой» обозначается группа единиц
оборудования, которая в случае возникновения аварийной ситуации может быть
изолирована на расстояние от других участков завода. Концепция по данной группе
оборудования используется при расчете зоны последствий. Как считается, все
количество среды всего оборудования в составе Группы оборудования с жидкой
средой подвержено выбросу в случае возникновения ситуации, когда возникает угроза
сбоя давления на любом участке Группы оборудования с жидкой средой.
Когда задвижки с сервоприводом установлены так, что ими можно управлять из
комнаты управления либо из аналогичного удаленного пункта, они должны
определить границы групп оборудования с жидкой средой.
Обычно когда задвижки с сервоприводом управляются на месте либо отсутствуют,
можно изолировать участки завода, закрыв распределительные клапаны
дистанционного управления и клапаны с ручным управлением, расположенные в
соседних участках. В то время как надежность изоляции при использовании
распределительных клапанов и клапанов с ручным управлением хуже, чем в случае
использования задвижек с сервоприводом, можно ожидать, что при применении
данного метода поток из других участков будет ограничен достаточно для того, чтобы
определить Группу оборудования с жидкой средой.
При этом всегда следует учитывать план–схему завода при использовании
распределительных клапанов, задвижек с сервоприводом, либо клапанов из соседних
участков для определения Группы оборудования с жидкой средой. Например, в случае
с системой ректификации, при которой колонны расположены далеко друг от друга,
одна колонна и ее обслуживающее оборудование могут рассматриваться в качестве
Группы оборудования с жидкой средой. И наоборот, если колонны в составе одной
структуры близко расположены друг к другу, все технологическое звено из
последовательно
расположенных
ректификационных
колонн
необходимо
рассматривать в качестве единой Группы оборудования с жидкой средой.
10.2.4.2 Свойства сырой нефти или Состав потока (31)
Состав технологической среды, применяемой в оборудовании, является ключевым
фактором в определении возможных механизмов разрушения. В зависимости от типа
потока в качестве вводной информации может служить перечень двух или трех
основных компонентов, диапазон точки кипения либо описание фактов с
использованием общеизвестной терминологии. Если в составе потока входит какойлибо компонент, известный как источник коррозии либо других проблем, информация
о данных компонентах должна быть помещена в строке 35 (Концентрация
%).Дополнительная информация располагается в Разделе 8.2.
10.2.4.3 Типовой компонент (32)
Как показал опыт, анализ некоторых видов оборудования должен осуществляться в
виде двух отдельных единиц. Это особенно касается оборудования, где используется
жидкость и газ в двух определенных фазах. Обычно, колонны разделены на две части
– одна часть имеет собственные типовые среды в различных технологических
условиях.
При выборе типовой среды требуется ряд ключевых физических свойств жидкости
при технологических параметрах :
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
208
a. Нормальная точка кипения (в атмосферных условиях).
b. Температура самовоспламенения.
c. Молекулярный вес.
d. Константы Теплоемкости.
e. Плотность.
f. Вредная концентрация.
На примере моделей последствий в анализе RBI для расчета темпов выброса можно
использовать любую жидкую среду при условии, что вышеуказанные свойства уже
известны. Для последней стадии анализа последствий (расчет области разрушения)
жидкость требуется соединить с предписанной жидкостью. Данный перечень
появится в Разделе 7. Если интерес к жидкости пропал по отношению к жидкости из
предписанного перечня, важно, подобрать жидкость, имеющую аналогичную точку
кипения и молекулярный вес, поскольку оба этих параметра очень важны для
реализации последней фазы анализа последствий.
У смесей свойства типичной среды можно определить, применяя следующую
аппроксимацию:
Σ хi x Свойство ,
Где
i = компонент смеси и Х I – МОЛЯРНАЯ ДОЛЯ КОМПОНЕНТА
В качестве обобщающего вывода в процедуре RBI анализа, расчет зоны последствий
может быть скорее основан на свойствах одного типового компонента, чем на
свойствах фактической смеси потока, которую можно представить. Компонент,
выбранный в качестве типового компонента среды, скорее всего будет являться
компонентом самой высокой концентрации, если только в результате использования
другого компонента не придется столкнуться с гораздо большей по размеру зоной
последствий.
10.2.4.4 Рабочий режим
Для различных стадий анализа RBI следует подготовить описание как обычного
рабочего режима, так и внештатных условий, о чем говорится в нижеследующих
параграфах :
10.2.4.5 Давление (33)
Вводными данными по нормальному рабочему давлению оперируют при различных
расчетах последствий и при определении фактора безопасности, о котором говорилось
в Разделе 8.3.3. Когда в технологическом процессе используется ряд рабочих
давлений, как в случае с промышленным производством ряда сортов продукции,
следует записывать самое высокое значение давления, соответствующее
спецификации.
Также следует фиксировать любые предельные значения давления во время
внештатных ситуаций, если они значительно отличаются от рабочего давления. В
качестве примера можно привести ситуацию, когда в камере высокого давления
создается вакуум, либо когда регулировка предохранительного клапана гораздо выше в
сравнении с обычным рабочим давлением. Вероятность возникновения внештатной
ситуации следует оценивать на основании определений , представленных в разделе
Вероятность (36) ниже. Для оборудования, которое создает большие изменения в
давлении (насосы, холодильники) имеет смысл создавать давление нагнетания.
10.2.4.6 Температура (34)
Значение нормальной рабочей температуры также используется в расчете
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
209
последствий и может являться важной переменной в ряде механизмов разрушения.
При использовании диапазона рабочих температур, как и в случае с сортами
продукции у завода изготовителя, необходимо записать самые жесткие значения
температур согласно обычным техническим условиям (самая высокая температура для
работ в условиях высокой температуры, самая низкая температура для
низкотемпературных процессов). Предельные значения температуры во внештатных
условиях могут иметь значительный эффект на уровень повреждений для ряда
разрушающих механизмов. Следует записывать значения самых высоких и низких
температур. Вероятность установления таких температур также следует учесть в
перечне, как об этом говорится в разделе Вероятность (36), ниже. Для оборудования,
которое вызывает большие температурные изменения (теплообменники, печи и т.д.)
лучше всего внести данные по среднему температурному показателю, который
применим для всего оборудования.
10.2.4.7 Концентрация Загрязняющих веществ (35)
Данная вводная запись используется для записи информации о наличии
компонентов, которые создают либо способствуют механизму отказа.
Значительные изменения в концентрации ключевых компонентов либо загрязняющих
веществ могут существенно изменить темп коррозии, процесс растрескивания под
напряжением и т.д. При наличии подобных условий также следует учитывать
процентное соотношение концентрации критических компонентов при внештатной
ситуации.
10.2.4.8 Категория Вероятности (36)
Способность внештатной ситуации повлиять на возникновение отказа в работе
оборудования является характеристикой, как жесткости воздействия, так и вероятности
отказа из-за внештатной ситуации. Согласно следующим руководящим принципам
следует распределить все три условия внештатной ситуации, указанные выше, по
категориям (давление, температура и концентрация) категория вероятности отказа, от
А до D.
Категория Вероятности наступления отказа
А В прошлом соблюдалось условие при работе оборудования на производстве.
B По оценкам, условие скорее всего наступит в течение срока эксплуатации
оборудования производства.
C По оценкам, условие скорее всего наступит один раз в течение срока службы
оборудования на 10 производствах.
D Наступление условия теоретически возможно, однако, по оценкам, вероятность его
наступления крайне мала.
10.2.4.9 Исходное состояние материала (37)
В расчетах отказов определение количества выхода рабочей жидкости очень сильно
зависит от того, является ли выделяющийся материал жидкостью или газом в
условиях,
в которых находится единица оборудования в точке выброса.
Подразумевается, что это Исходное состояние материала.
Процедура анализа RBI предполагает, что все потоки являются либо жидкостью,
либо газом в точке выброса, а не являются смесью жидкости и газа.
Для большинства единиц оборудования при определении Исходного состояния
первое с чего начинают анализ, это с оценки физического состояния главного
входящего потока. (входящий поток используется потому что он всегда находится под
более высоким давлением) Что касается двухфазных систем (таких как холодильники,
фазоразделители, испарители, ребойлеры), то здесь требуется определенный анализ
для определения изначальной фазы. Назначение исходного состояния в основном
основано на том, каким образом итоговая модель воспримет ввод данных по исходному
состоянию. В большинстве случаев обычно выбирают жидкость, что может быть
предпочтительным. Иногда данный выбор может не стать выбором по умолчанию,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
210
особенно если труба, в которой находится жидкая среда из двух фаз, соединяется с
технологическим узлом, в основном содержащим пары, особенно когда давление в
системе начинает падать. Для последовательности оценки предлагаются следующие
правила определения, считается ли поток жидкостью или газом.
a. Для металлических Сборников, Резервуаров, Реакторов, межтрубного пространства
теплообменников, трубного пространства теплообменников и Фильтров:
Поставьте галочку под словом Жидкость или Газ, на основании физического
состояния основного входящего потока.
b. Для Колонн, Насосов и Компрессоров:
Не требуется никаких вводных данных.
c. По всем Трубопроводам:
дайте обозначение Жидкости или Газу на основании физического состояния материала
в трубе. Для трубопровода, содержащего смесь жидкости и газа, укажите состояние
первичного компонента.
10.2.4.10 Конечное состояние (38)
Расчеты последствий также зависят от физического состояния среды после выхода в
атмосферу (Окончательное состояние). При обозначении Окончательного состояния в
первую очередь следует учитывать значение температуры окружающей среды и
температуры кипения при атмосферном давлении. В летнее время на побережье
Персидского залива метан C4 и более легкие газы будут считаться Газом. В зимнее
время на севере C3 и более тяжелые газы могут рассматриваться в качестве Жидкости.
При определении типа вещества следует исходить из местоположения завода и
физических свойств типового компонента.
Процедура анализа RBI предполагает, что Окончательное состояние всех сред на
100% является либо жидкостью, либо газом.
10.2.4.11 % Жидкая среда (39) % Парообразная среда (40)
Данные значения используются для определения количества жидкости в резервуарах,
камерах, теплообменниках и т.д. Когда уровень в сосудах контролируется, следует
записывать данные по работе регулятора уровня.
Для большинства типов оборудования за исключением колонн, регулятор уровня
обычно располагается рядом с центром камеры, таким образом, считывание данных
позволяет приблизительно рассчитать процентное соотношение жидкости в камере.
Как следует ниже, колонны рассматриваются отдельно.
Считается, что во всех трубах будет либо только жидкость, либо только пар в
зависимости от обычного рабочего режима. Следует вносить только один из двух
показателей.
10.2.4.12 Для Колонн, Нижний уровень жидкости (41)
Данный раздел посвящен только ректификационным и другим колоннам.
Ввод данных «% отношение Жидкости» само по себе не может определить уровень
жидкости в нижней части колонны. Эти данные основаны на считывании обычных
данных регулятора нижнего уровня, поэтому общее количество жидкости
представляет собой характеристику положения сопел регулятора уровня, также как и
заданное значение регулятора уровня. Для расчета нижнего уровня жидкости,
значение расстояния от нижней части колонны до нижнего сопла регулятора уровня
необходимо добавить к полученному значению расстояния между нижними и
верхними соплами и умножить на показание значения «% соотношение Уровня».
Данный расчет следует сделать по каждой колонне и записать данные в таблицу
данных по соответствующим колоннам.
10.2.4.13 Плотность Жидкости (42) Плотность Паров (43)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
211
Для расчета максимального количества среды используются данные по плотности в
нормальных рабочих условиях. Эти величины используются только для этой цели и
поскольку расчеты максимального количества среды не очень сильно зависят от
величин плотности, обоснованной оценки будет достаточно.
10.2.4.14 Количество Остановов за год (44)
Остановы часто создают благоприятную обстановку для эксплуатационных
просчетов и механических отказов. Чем выше количество остановов, тем выше
вероятность возникновения подобных отказов.
В данном разделе необходимо записать данные по среднему количеству
запланированных и незапланированных остановов за год. Как указано в Разделе 8.3.4,
запланированные остановы относятся к типу простоев производства, по которым
применяются Стандартные Рабочие процедуры. Незапланированные остановы - это
те, которые осуществляются при минимальном предварительном планировании.
Вводная запись должна основываться на среднем значении количества остановов по
каждой категории за последние три года.
10.2.4.15 Классификация Устойчивости (45)
Лицо, которое проводит анализ RBI, должно определить классификацию
устойчивости по каждому разделу, посвященному производству, согласно указаниям,
представленным в Разделе 8.3.4. Следует внести в таблицу с данными информацию по
классификации устойчивости раздела завода, куда входит анализируемая единица
оборудования.
10.2.4.16 Условия, которые влияют на работу Предохранительных
клапанов (46)
Четыре вводных записи на таблице с данными, которые касаются
предохранительных клапанов, предназначены для того, чтобы оценить, насколько
способна сама конструкция либо сложившиеся технологические условия прекратить
работу предохранительной системы, когда это необходимо. По Разделу
8.3.4
необходимо провести консультации на предмет инспектирования определений по
каждой из четырех категорий.
Вводные записи по каждой таблице с данными по единице оборудования должны
учитывать условие, когда предохранительный клапан защищает эту единицу
оборудования.
10.2.4.17 Данные для Технических Модулей (47)
Для ряда механизмов темп разрушения является характеристикой уровня
концентрации или периода нахождения определенных компонентов или примесей в
технологическом потоке. Любые данные, необходимые для оценки подобных
механизмов разрушения записываются в этот раздел в таблице данных.
Специально необходимая информация будет приведена в Техническом Модуле по
механизму разрушения.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
212
10.2.5 Информация по инспектированию/Техническому обслуживанию
Данный раздел таблицы данных включает в себя план инспектирования и
результаты фактически проведенных осмотров по каждой единице оборудования.
Перечислено большинство процедур инспектирования, которые обычно применяются,
а на листках можно указывать, какие испытания проводятся и как часто. Также есть
место, чтобы указывать в процентном отношении уровень выполнения испытания,
если это необходимо.
Следует проанализировать записи осмотра по единице оборудования для
определения фактического уровня проведения инспектирования. Запланированные, но
не проведенные инспекции не будут оцениваться, если только в записях будет указано,
что испытание проводилось на достаточно регулярной основе за определенный
период времени.
Также есть место для внесения данных записей по соответствующей истории
технического обслуживания единицы оборудования. В разделе Комментарии следует
указывать и давать краткое описание разного рода ремонтов или переделках
конструкции.
Если в результате инспектирования либо мероприятий по техническому
обслуживанию было установлено, что возникла коррозия либо иное разрушение
материала, этот показатель должен записываться в таблицу как Уровень Разрушения.
Также в данные следует включить информацию о типах разрушения и механизмах
разрушения, которые являются его причиной.
10.2.6 Информация о Системах Безопасности
Полученные в результате расчета значения последствий в процедуре RBI
корректируются для того, чтобы объяснить эффективность любого устройства
обнаружения на заводе, а также эффективность всех установленных устройств,
снижающих вредное воздействие от коррозии.
Как и в случае с предохранительными клапанами одна группа устройств
обнаружения и снижения воздействия от коррозии могла бы служить защитой для
ряда единиц оборудования. Уровень защиты не одинаков от участка к участку завода,
однако в форме записи данных по каждой единице оборудования содержится раздел
Системы Безопасности. Необходимо указать в определениях Таблицы 7-6
информацию о категории в таблице, которая лучше всего дает описание средствам
защиты для данного оборудования.
Следует указывать данные о любых устройствах, снижающих воздействие коррозии,
которые необходимы для защиты оборудования. В перечне указаны некоторые более
известные устройства. В таблицу с данными необходимо включить информацию о
дополнительно установленных устройствах, снижающих воздействие коррозии.
10.3 РЕКОМЕНДОВАННЫЕ ИСТОЧНИКИ ДАННЫХ ДЛЯ ТАБЛИЦЫ ДАННЫХ
ПО АНАЛИЗУ RBI
В таблице 10-1 можно увидеть обычный перечень источников данных, которому
отдано предпочтение для внесения каждой записи в таблицу данных RBI , а также
первый и второй альтернативный источник, который можно использовать при
отсутствии информации из предпочтительного источника.
В показанные рекомендации необходимо внести изменения лицом, которое
пользуется процедурой RBI, как это требуется для того, чтобы предоставить источники
данных для анализируемого средства. В качестве наиболее предпочтительного
источника данных следует указывать наиболее точный и легкодоступный источник.
Целью разработки полного списка источников данных является стандартизация
процедуры анализа. Нет сомнений, что к сбору данных и анализу будут привлечены
несколько человек. Разнообразие между лицами можно снизить до минимума,
предоставив корректные правила и указания по каждому этапу анализа.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
213
10.4 ПРОЦЕДУРЫ ДЛЯ РАСЧЕТА максимального количества
среды
Обычное максимальное количество среды по каждой единице оборудования
необходимо для проведения расчета последствий. Ниже представлены стандартные
процедуры для создания данных определений. Во многих случаях были сделаны
обобщающие выводы для минимизации необходимых усилий при расчете. При этом
абсолютная точность при расчете максимального количества среды по своей
важности, с точки зрения риска, уступает сущности самой процедуры.
Процедуры представлены по типу оборудования. В каждом случае даются методы
для расчета общего объема оборудования и объема жидкости. Объем паров считается
общим объемом единицы за вычетом объема жидкости; объем любых внутренних
узлов оборудования не учитывается.
10.4.1 Колонна
10.4.1.1 Общий Объем
Для колонн общего диаметра, при расчете объема следует исходить из значения
длины и диаметра, о чем указывается в таблице с данными. Объем верхней и нижней
частей в расчет не берется. При раздельном анализе нижней и верхней частей весь
объем разделяется поровну между двумя долями.
Для колонн с уменьшенной секцией, объем каждой секции необходимо определять
раздельно в зависимости от фактической длины и диаметра. Переходная зона между
двумя диаметрами должна рассматриваться как часть с более крупным значением
диаметра. И снова, объемы у верхней и нижней части не принимаются в расчет.
10.4.1.2 Объемы жидкости
В случае с колоннами с тарелками, жидкость на тарелках подается в нижнюю часть
колонны для определения общего объема жидкости. Данные по объему жидкости в
нижней части колонны берутся исходя из вводной записи «Уровень Жидкости в
нижней части» в таблице данных, которая представляет собой расчет высоты уровня
жидкости в нижней части колонны. Количество жидкости на каждой тарелке
рассчитывается исходя из значения средней плотности жидкости, составляющее 3
дюйма, а также полезную площадь одной половины площади поперечного сечения
башни (этим объясняется наличие зоны для сливного стакана и аэрация жидкости в
тарелке). Информация о количестве тарелок фиксируется в таблице.
В ректификационных колоннах насадочного типа объем жидкости в насадочной зоне
области не принимается в расчет, пока колонну полностью не наполнят жидкостью для
работы. В случае если колонна полностью заполнена жидкостью, то рассчитывается
весь объем жидкости. Если колонна не полностью заполнена жидкостью, то
учитывается только количество вещества в нижней части колонны.
10.4.2 Компрессор
Считается, что Компрессоры не имеют объема. Однако в ходе расчетов последствий
считается, что они соединяются с соответствующей Группой оборудования с жидкой
средой.
10.4.3 Теплообменник—межтрубное пространство
10.4.3.1 Чистый Объем
a. Говоря о всех типах теплообменников считается, что Чистый Объем представляет
собой разницу между общим объемом корпуса и объемом, который занимает пучок
труб. Считается, что объем на пучок труб составляет половину объема, рассчитанного
из диаметра канала и длины корпуса.
b. Полный объем кожуха теплообменника одинакового диаметра определяется на
основании длины цилиндра и диаметра, указанного в Таблице. Объем верхней части не
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
214
принимается в расчет. В данном типе теплообменника диаметр оболочки и канала
одинаковы.
c. Значение общего объема корпуса теплообменников котлообразного типа с
нестандартным диаметром считается равным объему цилиндра «Основного Диаметра»
из таблицы данных. Данная величина является самым крупным параметром,
перпендикулярным к длине теплообменника. Диаметр канала, который дается как
«Другой Диаметр» в Таблице, используется для расчета объема пучка труб.
10.4.3.2 Объем Жидкости
Считается, что объем жидкости на корпус теплообменника равен произведению
значения Чистого Объема корпуса на величину «% соотношение Жидкости», которое
дано в таблице данных.
10.4.4 Теплообменник—трубное пространство
10.4.4.1 Чистый Объем
Считается, что Чистый объем составляет одну половину от объема цилиндра,
полученного на основании диаметра канала и длины трубы, как указано в Таблице
данных.
Таблица 10-1—Рекомендованные Источники данных для таблицы RBI
Переменная
Заводское условие
Зимняя Температура
Сейсмическая Зона
Переменная
Общая информация
Информация механического характера
Предпочтительный
1-й Источник по выбору
источник
Профессионал
Мнение Наблюдателя
Записи Метеоцентра
Заводские Записи
ANSI A58.1,1982
Предпочтительный
1-й Источник по
2-й Источник по
Источник
выбору
выбору
U-1
Чертеж изготовителя. Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
Конструкторская карта
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
Конструкторская
—
—
Записи технического
—
—
обслуживания
Конструкторская карта
P&ID
—
Конструкторская карта
Чертеж
—
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
U-1
Чертеж изготовителя Конструкторская карта
Конструкторская карта
Чертеж
P&JJD
Изоляция труб
Рассчитано на
Инспектирование в
основании P&ID процессе
P&ID
PFD
—
Толщина
Длина
Основной Диаметр
Другой Диаметр
№ Тарелок
Дата изготовления
Шифр изготовителя
Расчетное давление
Расчетная температура
Расчетный срок службы
Время в существующей
службе
Изоляция
Внешнее покрытие
Трубчатый
Конструкционный
Термообработка
Мелкозернистый
№ Сопел
№ сварки, фланцев,
патрубков и клапанов
Группа оборудования с
жидкой средой
Сырой тип или Поток
Технологическая схема
Работы
—
Компонент типичной
Технологическая схема
Работы
—
Конструкторская карта
Рабочее давление
Технологическая схема
Работы
215
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Рабочая температура.
Технологическая схема
Сбой давления
Operations
Сбой температурного
Operations
режима
Вероятность отказа
Указания
Начальное состояние
PFD
Конечное состояние
Guideline
% соотношения
Работы
% соотношение Пара
Работы
Плотность Жидкости
PFD
Плотность Пара
PFD
Уровень Жидкости
Работы
№. Запланированного
Заводские записи
№. Незапланированного
Заводские записи
останова
Стабильная Категория
Профессиональная
Программа тех.
Записи тех.
обслуживания
обслуживания
выпускных клапанов
Служба по
Работы
Служба по коррозии.
Работы
Дата Технической
См. Техническая модель
Модели
для поиска Источника
Инспектирования
Записи
История технического
Записи тех.
обслуживания
обслуживания
Информация по системе
Конструкторская
безопасности
информация
Работы
—
—
Конструкторская карта
Работы
—
—
—
—
Работы
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Записи
Записи
—
—
—
—
План
—
—
—
Работы
_
Конструкторская карта
—
—
—
Конструкторская карта
Конструкторская карта
—
—
10.4.4.2 Объем Жидкости (или Газа)
Считается, что трубное пространство теплообменника заполнено на 100%
жидкостью или газом. Поэтому объем жидкой или газовой среды соответствует
Чистому Объему.
10.4.5 Трубчатый теплообменник—Межтрубное пространство
10.4.5.1 Чистый Объем
Внешняя труба входит в состав кожуха. Чистый Объем соответствует внешнему
объему трубы, который основан на его номинальном объеме и длине, за вычетом
внутреннего объема трубы, который указан в таблице с данными.
10.4.5.2 Объем Жидкости (или Газа)
Считается, что межтрубное и трубное пространство трубчатых теплообменников
заполнены на 100% объема, поэтому объем жидкой или газовой среды соответствует
Чистому объему.
10.4.6 Трубчатый теплообменник—Трубное пространство
10.4.6.1 Общий Объем
Объем зависит от номинального диаметра внутритрубного пространства и длины
трубы.
10.4.6.2 Объем Жидкости (или Газа)
Считается, что трубное пространство теплообменника заполнено на 100%, поэтому
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
216
объем жидкой или газовой среды соответствует Общему объему внутритрубного
пространства.
10.4.7 Труба
10.4.7.1 Общий объем
Внутренний диаметр труб является характеристикой реестра труб. Он составляется
после получения информации из технических условий по трубам на заводе. Если
данная информация не имеется в прямом доступе, информацию в реестр заносят
исходя из рабочих условий завода.
10.4.7.2 Объем Жидкости (или Газа)
Считается, что все трубы на 100% заполнены либо жидкой, либо газовой средой.
Объем жидкой или газовой среды соответствует общему объему.
10.4.8 Насос
10.4.8.1 Общий Объем
Считается, что, как и компрессоры, все насосы имеют нулевой объем, но они входят
в состав Группы оборудования с жидкой средой и на случай сбоя или аварии они
обладают максимальным количеством среды.
10.4.9 Сосуд
10.4.9.1 Общий Объем
Объем определяется по длине цилиндра и его диаметру, значение которого дается в
Таблице данных.
10.4.9.2 Объем Жидкости
Объем жидкой среды соответствует произведению значения общего объема и значения
«% соотношение Жидкости», которое вносится в таблицу данных.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
217
Таблица RBI
Стр.1
Оборудование № ___________________
Заголовок
1.Оборудование_______________________ 2. Категория_______________________
3.Описание___________________________ 4. Единиц__________________________
5. № PID________________6.№ PFD_______________ 7. № Потока_______________
Общая информация
8.
Проект____________________________________________________________________
_
9. Заводские условия A B C D
10. Значение ежедневной низкой температуры ______ F 11. Cейсмическая
зона______
Информация механического характера
кПа
12.Толщина______________мм-дюйм 21. Расчетное давление ________
Манометр./psi
13. Длина________________м –фут 22. Расчетная температура_____________ ºС ºF
14. Основной диаметр_____мм-дюйм 23. Расчетный срок службы ______________
лет
15. Другой диаметр _______мм-дюйм 24. Срок эксплуатации___________________
лет
16. № Тарелок____________________ 26. Изоляция
Да
Нет
17. Дата изготовления _____________ 27. Внешнее покрытие
Да
Нет
18. Код изготовителя______________ 28. Трубчатый теплообменник Да
Нет
19. Статус кода A B C D
20. Внешняя отделка камеры Да Нет
Если Да, _______________ MOC _____________
28. Конструкционный
Стандартная закалка PWHT Стандартная
Температура
Материал
закалка
ударного
отпуском
испытания
Кожух ___________________ Да или Нет
Да или Нет Да или Нет
Да или
Нет
Трубная решетка____________Да или Нет
Да или Нет Да или Нет
Да или
Нет
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
218
Трубы___________________
Нет
Да или Нет
Да или Нет
Да или Нет
Да или
29. Сложность изготовления оборудования
№ Сопел ______________
Для трубопроводов
№
Соединений
_____________________________
№
Нагнетательных
клапанов_______________
№
Патрубков______________________________
№
Клапанов_______________________________
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
219
Таблица RBI
Стр.2
Оборудование № ___________________
Технологическая информация
30.
Инвентарная
________________________________________________________
31.
Характеристики
сырой
нефти
или
потока______________________________
32.
Репрезентативный
_______________________________________________
Рабочие условия
группа
состава
компонент
Нормальная работа Внештатные условия
33. Давление
возник-ия
(кПа метрический /psi)
____________________
________________________
34. Температура
(ºС -ºF) __________
_______________
35. Концентрация
Загрязнителя (%) _____________
________________
Жидкость
37. Вероятность
внештатной ситуации
38. Начальное состояние
(в оборудовании)
39. Окончательное состояние
(после выхода)
40
Жидкая среда (%)
фунт/фут3
41
Пар
фунт/фут3
Макс./Мин.
36.Вероятность
_____________
_____________
Газ
42. Плотность жидкой среды____ кг/м3 –
43. Плотность газообразной среды___ кг/м3 –
41. Только для колонн нижний уровень
жидкой среды _____________________________________________________ м-ft
45. Количество перерывов за год
45. Классификация стабильности
Запланированных ______________
Незапланированных____________
46. Условия, влияющие на предохранительные клапаны
RV Программа тех. обслуживания
A B C
Обслуживание от
Нет
Обслуживание от загрязнения
A B C
коррозии
Нет
47. Данные по техническим модулям
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
ДА
Да
220
Разновидности коррозии либо загрязнения
% Концентрации
Этап
________________
_________________
_______________
________________
_________________
_______________
________________
_________________
_______________
_________________
_________________
________________
№
Оборудования
________________________________________________________________
Интервал между тестами
Процедура проверки
По плану
Текущий
% охвата
Визуальная внешняя
___________
___________
__________
Визуальная внутренняя
___________
___________
__________
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
221
Таблица с данными по анализу RBI
Внешняя ультразвуковая дефектоскопия
_______
Внутренняя ультразвуковая дефектоскопия
_______
Автоматизированная ультразвуковая дефектоскопия
_______
Ультразвуковая дефектоскопия поперечными волнами
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
Испытание акустической эмиссии
_______
Радиографический контроль
_______
Электроиндуктивная дефектоскопия
_______
Флуоресцентная магнитная дефектоскопия
_______
Капиллярная дефектоскопия
_______
Внутренний экран инфракрасного порта
_______
Гидравлическое испытание
_______
_______
_______
_______
_______
Для изолированных единиц оборудования:
Выборочное десорбирование
_______
Полное десорбирование
Радиография
_______
Для вращающегося оборудования:
Измерение периодической вибрации
_______
Измерение непрерывной вибрации
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
_______ _______ _______
_______
_______
_______
_______
_______
_______
Другие мероприятия _________________
_____________________________________
_____________________________________
Не проведенные проверки _____________
Отсутствует
Отсутствует
Отсутствует
История технического обслуживания:
Крупные ремонты
Да/Нет
Степень разрушения
_________
Крупные внесенные изменения
Да/Нет
Тип разрушения
_________
Замененные узлы и детали
Да/Нет
Механизмы разрушения
_________
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
222
Замечания
___________________________________________________________________
___________________________________________________________________________
_____
№
Оборудования
________________________________________________________________
Информация по безопасности системы
Классификация
по
выявлению:___________________________________________________
А.Производственная
контрольно-измерительная
аппаратура
________________________
В.
Удобно
расположенные
дефектоскопы
__________________________________________
С. Визуальное обнаружение или периферийные устройства обнаружения
_____________
Система изоляции :
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
223
Таблица с данными по анализу RBI
А.
Система
изоляции
прямого
включения
/
___________________________
В.
Система
изоляции
против
утечки,
___________________________
оператором дистанционно
С.
Изоляция
с
помощью
клапанов
с
ручным
__________________________
Стационарно установленные устройства подавления :
Лафетные
стволы
водного
___________________________
Спринклерная
противопожарная
___________________________
Система
залива
в
крупных
___________________________
Система пенного пожаротушения
___________________________
Взрывозащитные
___________________________
Локализация
защита
__________________________
Противопожарная защита конструкционной стали
Другое (определить)
__________________
___________________________
__________________
__________________________
стр.4
выключения
активируемая
управлением
действия
система
объемах
стены
жидкости
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
224
Раздел 11—Технические Модули
11.1 Технические модули. Введение
В нефтехимической промышленности отсутствует специальная опытная база
данных в отношении частоты отказов, классифицированных по типу оборудования и
специальным технологическим условиям. В результате в ходе составления Базового
Ресурсного документа (БРД) изменяется изначальная сущность понятия частоты
отказов по каждому типу оборудования из-за коэффициента возможного ухудшения
качества оборудования в ходе эксплуатации, которое происходит при определенных
условиях эксплуатации, зависящее от качества осмотров и технического
обслуживания. В данном документе БРД используется термин «Технический Модуль»,
служащий для описания методологии, по которой осуществляется расчет данного
коэффициента. Нижеследующие Технические Модули выступают в качестве
приложений к данному документу:
• Истончение—Приложение G
• Коррозионное растрескивание под напряжением—Приложение H
• Высокотемпературная водородная коррозия (HTHA)—Приложение I
• Трубки печей—Приложение J
• Механическая усталость (Только для труб)—Приложение K
• Хрупкий излом—Приложение L
• Облицовка оборудования—Приложение M
• Внешнее разрушение - Приложение N
Данные Технические Модули включают в себя общие процедуры по работе с
процессами ухудшения качества материала, подробную дополнительную техническую
информацию по специальным разрушающим механизмам. Благодаря Техническим
Модулям процедуры сделали возможным
усовершенствовать коэффициенты
изменения (в дальнейшем именуемое, как «вспомогательный коэффициент
технического модуля» либо TMSF) на основе самой последней доступной
информации по проверке и контролю. Если есть потенциальная возможность
присутствия более одного коэффициента разрушения, то вспомогательные
коэффициенты технического модуля используются дополнительно.
Например:
TMSF-истончение + TMSF подверженность коррозии -scc + TMSF HTHA
Если используется модель Печь для определения TMSF (TMSFпечь ), TMSF
(TMSFпечь ) должен заменить TMSF-истончение, например:
TMSF(TMSF печь )+ TMSF КР + TMSF ВТВК
Далее приводится все уравнение для определения совокупного значения TMSF :
TMSF конечный = TMSF-истончение + TMSF КР + TMSF HTHA + TMSF Усталость + TMSF
BF + TMSF Отделка* + TMSFвнешний
*Чем меньше TMSF отделка либо TMSF-истончение, тем больше следует применять оба
вспомогательного коэффициента, если оба активны.
Технические Модули призваны оказывать поддержку процессу применения
методики Осмотров на основе риска путем предоставления инструмента отбора для
определения приоритета инспектирования и для оптимизации усилий при проверке.
Технические Модули не дают точной оценки «Пригодности для эксплуатации»
оборудования. Основной функцией модуля является проведение статической оценки
объема фактических повреждений и эффективности проверок. Рассчитанные
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
225
вспомогательные коэффициенты технических модулей основаны на теории
вероятности, однако они не рассчитаны на то, чтобы показывать наличие фактической
возможности наступления отказа, как это необходимо для анализа надежности.
Вспомогательные коэффициенты технического модуля могут дать лишь
относительную картину уровня сложности ситуации по оборудованию из-за
вышеуказанных мнений по модулю.
11.2 Формат технического модуля
В каждый Технический Модуль входят следующие разделы. Ниже приводится
краткое описание каждого раздела:
11.2.1 Область применения
Данный раздел дает описание области и границ применения Технического Модуля,
в том числе типы разрушающих факторов и используемые механизмы.
11.2.2 Контрольные Вопросы Технического Модуля
Все оборудование должно быть рассчитано на воздействие процессов истончения и
коррозионного растрескивания. Обычные вопросы по отбору появляются в начале
модулей HTHA, Печь, Хрупкий излом, Механическая усталость, Внешнее разрушение
и Облицовка используются для определения необходимости их использования. Целью
Технических Модулей является определение вспомогательного коэффициента
технических модулей на основании специальных сведений об оборудовании, таких
как уровень измеряемой коррозии либо подверженность Коррозионному
растрескиванию, в основе которых лежит опыт и/или история осмотров.
В случае, если имеется нехватка либо отсутствие надежной информации, то в этом
случае поступают дополнительные контрольные вопросы Технического Модуля на
предмет утончения слоя и Коррозионного растрескивания (КР) для того, чтобы
определить, возможно ли появление разрушающих механизмов в оборудовании.
Дополнения к Техническим Модулям позволяют дать консервативную оценку уровня
коррозии, если другие методы эффективного инспектирования не позволили выявить
этот уровень. На данные контрольные вопросы следует давать только утвердительный,
либо отрицательный ответ. При получении положительного ответа, потребуется
дополнительные данные, чтобы дать консервативную оценку уровня коррозии.
11.2.2.1 Исходные данные
Требуемые данные необходимы для того, чтобы определить вспомогательный
коэффициент Технического Модуля, краткое описание которого дано в таблицах с
данными.
Таблицы с исходными данными описывают информацию, которая
требуется для описания TMSF.
11.2.2.2Исходные допущения
Дается описание применяемых моделей, показывающих скорость и жесткость
разрушения, наряду с предположениями, которые даются по модулям. Данные модели
применяются при расчете вспомогательных коэффициентов технического модуля.
Сделанные допущения применимы для разработки инструмента отбора, однако не
могут применяться для оценки пригодности для эксплуатации.
11.2.2.3Определение Вспомогательного коэффициента Технического
Модуля
Даны инструкции по пользованию таблицами для определения вспомогательного
коэффициента технического модуля. Для определения вспомогательного коэффициента
технического модуля предоставляется блок-схема с использованием наглядных таблиц
и формул, которые включаются в Технический Модуль.
11.2.2.4Определение уровня коррозии или чувствительности к
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
226
коррозии и индекса жесткости
Кратко изложены методы, применяемые для определения уровня коррозии либо
степени подверженности разрушению в результате коррозии
(либо наличие
разрушения) с учетом рабочих или технологических условий.
11.2.2.5Контрольные Вопросы Технического Дополнения
При отсутствии результатов эффективного инспектирования, по которым можно
судить об уровне разрушения, задаются контрольные вопросы, чтобы направить
пользователя в специальный раздел, посвященный специальным механизмам
разрушения.
11.2.2.6 Категория эффективности Инспектирования
Дается описание эффективности инспектирования по категориям, которые
используются для определения вспомогательного коэффициента технического модуля.
Представлены предлагаемые примеры типовых методов инспектирования по каждой
категории.
Таблица
11-1 описывает 5 категорий эффективности инспектирования.
Представленные категории эффективности инспектирования играют роль примеров и
помогают определиться со степенью эффективности фактического инспектирования.
Фактическая эффективность любой методики инспектирования зависит от многих
факторов, таких как компетенция и уровень подготовки проверяющих, а также уровень
экспертизы, используемый при выборе мест для проведения инспектирования.
11.2.3 Определение Вспомогательного Коэффициента Технического
Модуля
Таблицу, содержащую вспомогательный коэффициент технического модуля, можно
найти в конце каждого Технического Модуля.
11.2.4 Корректировка Вспомогательного технического модуля
Может понадобиться внести поправки в TMSF на потенциальную коррозию в точках
нагнетания / тупиках, либо появления коррозии под изоляцией. Кроме того, можно
сделать поправку для непрерывный мониторинг.
11.2.5 Разделы, посвященные специальному механизму разрушения
В каждом разделе, посвященном специальному механизму разрушения, даются
рекомендации в отношении существования (или чувствительности) потенциального
механизма разрушения, и может указываться предполагаемая скорость разрушения (т.е.
предполагаемая скорость коррозии). В одном Техническом Модуле может быть как
один, так и несколько механизмов разрушения.
Taблица 11-1—Категории эффективности инспектирования
Категория эффективности качественного инспектирования
Высокоэффективный
Эффективный
Данные инспектирования позволят правильно
определить истинное состояние разрушения
практически в каждом случае (либо гарантирует
обнаружение в 80-100% случаях).
Методы инспектирования позволят
правильно определить истинное состояние
разрушения практически всегда (либо
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
227
Средне эффективный
Малоэффективный
Неэффективный
гарантирует обнаружение в 60-80% случаях).
Методы инспектирования позволят
правильно определить истинное состояние
разрушения в половине случаев (либо
гарантирует обнаружение в 40-60% случаях).
Методы инспектирования дают мало
информации для правильного определения
истинного состояние разрушения (либо
гарантирует обнаружение в 20-40% случаях).
Методы инспектирования не дают или почти не
дают информации, которая позволит правильно
определить
истинное
состояние
уровня
повреждения, и считаются неэффективными для
выявления конкретного механизма разрушения
(менее чем в 20% случаях).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
228
ПРИЛОЖЕНИЕ A—РАБОЧАЯ КНИГА ДЛЯ КАЧЕСТВЕННОГО
АНАЛИЗА ИНСПЕКТИРОВАНИЯ РИСКОВ
A.1 Общий обзор рабочей книги качественного анализа
Данная рабочая книга представляет подробные данные процедуры проведения
качественного анализа RBI. Он оформляется на рабочих листах для заполнения.
Рабочая книга используется для того, чтобы дать описание по категориям Вероятности
отказа и Последствий для того или иного механизма. В зависимости от характера
химического состава механизма Категорию Последствий можно определить исходя из
факторов риска воспламенения и токсичности. В самой рабочей книге данные по
последствиям воспламеняемости представляются в Категории Последствия ущерба,
поскольку самым тяжелым результатом случая воспламенения (пожара либо взрыва)
является повреждение оборудования. Последствия токсичности подпадают под
Категорию Последствий, поскольку их влияние обычно ограничивается негативным
влиянием на здоровье.
Рабочая книга подразделяется на следующие разделы:
• Часть A: Категория Вероятности
• Часть B: Категория последствий разрушения
• Часть C: Категория последствий для здоровья
При определении окончательной Категории Последствий необходимо удостовериться,
что Вы используете категорию под буквой, находящейся дальше в алфавитном порядке
(A самая низкая, E самая высокая), которая образуется из Части B или C.
Если механизм использует ряд технологических сред, действия в рабочая книгае
следует повторить по каждому материалу для выведения отдельных категорий по
рискам для каждого опасного материала. Материал, который несет наибольшую степень
риска (от процесса отбора в Разделе 3.2) следует рассматривать в первую очередь, пока
механизм проходит оценку в ходе Качественного анализа RBI.
В общем, когда в вопросе предлагается альтернатива, то аналитику следует выбрать
один из альтернативных вариантов, нежели пытаться вносить улучшения в
существующие. Данный подход придаст результатам больше последовательности в
ходе различных исследований.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
229
Часть A. Определение Категории Вероятности
Коэффициент Оборудования (КО)
В рамках исследования будет затрагиваться вопрос о вероятности
отказа компонента. Качественный анализ рисков предназначен для
использования в трех различных уровнях:
1.Механизм — проходит оценка полностью работоспособного
механизма. Обычно это делается для сравнения и выделения в
качестве приоритетных эксплуатирующихся механизмов с учетом
рисков в работе.
2.Секция функционального блока — функциональный блок можно
разделить на логические (функциональные) секции для выявления
секции
блока
с
высокой
степенью
риска
Система работы функционального блока—это деталь самого
высокого уровня, где применяется качественный метод.
Для определения коэффициента оборудования следует
следующую таблицу:
В случае, если происходит оценка функционального блока
(обычно больше 150 единиц главного оборудования), КО =
15.
Если
происходит
оценка
основной
секции
функционального механизма, (обычно 20-150 основных
единиц оборудования) КО = 5 Если система либо работа
блока проходят оценку (обычно 5-20 основных единиц
оборудования)
КО
=
0
Необходимо
выбрать
соответствующую величину для
КО исходя из
вышесказанного.
использовать
Это общий коэффициент оборудования
1
Часть A. Определение Категории Вероятности
Коэффициент Разрушения (КР) Коэффициент разрушения показывает степень риска,
связанного с известными механизмами разрушения, которые проявляют активность либо
потенциально активны в ходе оцениваемой работы. Выбор Механизма определяется на
основании его потенциала разрушения.
Если известные виды механизмов разрушения могут вызвать коррозионное
растрескивание в углеродистых и низколегированных сталях, то КР1 = 5.
2
Если есть вероятность хрупкого разрушения, в том числе материалов из углеродистой
3
стали по причине низкотемпературного режима работы либо наступления внештатной
ситуации, следует закалять те участки стали, которые подверглись охрупчиванию, либо те
материалы, по которым получены неудовлетворительные результаты динамического
КР2 4которые подверглись усталостному разрушению по
Если в оборудовании есть участки,
4
механическим и температурным причинам и механизмы усталостного разрушения все
еще активны, то КР3 = 4.
Если происходит высокотемпературная водородная коррозия, то КР4 = 3.
5
Если происходит известный тип коррозионного растрескивания аустенитных
нержавеющих сталей в результате процесса, то КР5 = 3.
Если процесс коррозии локализован, то КР6 = 3.
6
Если происходит обычный вид коррозии, то КР7 = 2.
8
Если происходит деформация металла в ходе высокотемпературного процесса, в том
числе в печах и нагревательных устройствах, то КР8 = 1.
Если происходит ухудшение качества материалов из-за воздействия таки механизмов как
образование сигма фазы, науглероживание стали, сфероидизация и т.д., то КР9 = 1.
9
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
7
10
230
Если были выявлены другие механизмы разрушения, то КР10 = 1.
Если потенциальные механизмы разрушения оборудования в рабочем состоянии не
были проанализированы и не проходили периодический осмотр квалифицированным
инженером по материалам, то КР11 = 10.
Общее значение Коэффициента Разрушения будет равен общей сумме значений строк со
2 по 12, но не более 20
11
12
13
Часть A. Определение Категории Вероятности
Коэффициент инспектирования (КИ-IF) Данный Коэффициент показывает степень
эффективности программы инспектирования для выявления действующих либо ожидаемых
механизмов разрушения оборудования.
Шаг 1. Инспектирование сосудов—Проведите расчет степени эффективности программы 14
инспектирования сосуда для обнаружения механизмов разрушения, о которых говорилось
выше. • Если программа инспектирования обширная, и используются различные методы
инспектирования и контроля, то Коэффициент Инспектирования 1 =5. • Если проводится
формальное инспектирование и ряд других проверок, среди которых основными являются
визуальный контроль и считывание данных по толщине методом ультразвуковой
дефектоскопии, то Коэффициент инспектирования 1 = -2. • При отсутствии программы
формального инспектирования, то Коэффициент инспектирования 1 = 0.
С
е 2.е Инспектирование
бра соо е струбопроводов—
ю ее з а е еПроведите
Коэфф расчет
е а степени
с е ро
а
1 з
Шаг
эффективности
15
программы проверок труб для выявления механизмов разрушения, о которых говорилось
выше. • Если программа инспектирования обширна, и используются различные методы
инспектирования и контроля, то Коэффициент Инспектирования2 = 5. • Если проводится
формальное инспектирование и ряд других проверок, среди которых основными являются
визуальный контроль и считывание данных по толщине методом ультразвуковой
дефектоскопии, то Коэффициент инспектирования2 = -2. • При отсутствии программы
формального инспектирования, то Коэффициент инспектирования2 = 0.
С
б программа инспектирования—показывает
К фф
2
Шаг 3. Общая
полноту структуры программы
16
инспектирования и позволяет понять, дается ли оценка результатам инспектирования, и
используются ли они для внесения изменений в программу. • Если по каждой единице
оборудования были выявлены механизмы разрушения и программа инспектирования
изменяется на основании результатов используемой программы, в которой участвует
компетентный проверяющий либо инженер по материалам, то КИ3 =5.
• Если структура программы инспектирования исключает выявление механизмов
усталости металла либо не дает критической оценки всем результатам инспектирования,
либо выполняет ту или иную функцию, но не обе сразу, то КИ3 = 2.
• Если программа инспектирования не соответствует ни одному из критериев
Общее значение Коэффициента Инспектирования будет соответствовать общей
17
сумме значений строк с 14 по 16, но его абсолютное значение не может
превысить значение Коэффициента разрушения (строка 13).
Часть A. Определение Категории Вероятности
Условный Коэффициент (УК -CCF) Условный Коэффициент отражает степень
эффективности технического обслуживания на заводе и общехозяйственных
Шаг 1. При йкритическом анализе следует уяснить, каким образом будут оцениваться
общехозяйственные мероприятия (в том числе программы по тех. обслуживанию
окраске и изоляции )? • Значительно превышает промышленный стандарт, Условный
Коэффициент 1 = 0. • По промышленному стандарту, УК1 = 2. • Значительно уступает
промышленному стандарту, УК1 = 5.
Выберите соответствующее значение для УК1 из вышеперечисленного
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
18
231
Шаг 2. Качество конструкции и проектирования завода: • Значительно превышает
19
промышленные стандарты, там где владелец применяет боле жесткие стандарты, УК2 =
0. • По промышленному стандарту, где использовались типичные контрактные
стандарты, УК2 = 2. • Значительно уступает промышленным стандартам, УК2 = 5.
Выберите соответствующее значение для УК2 из вышеперечисленного
Шаг 3. При обзоре степени эффективности программы технического обслуживания
20
завода, подлежат оценке, в том числе процесс производства, программы PM и
обеспечения и контроля качества: • Значительно превышает промышленные
стандарты, УК3 = 0. • По промышленному стандарту, УК3 = 2. • • Значительно
уступает промышленным стандартам, УК3 = 5.
Выберите соответствующее значение для УК3.
Общее значение УК соответствует сумме значений строк с 18 по 20.
21
Часть A. Определение Категории Вероятности
Технологический коэффициент (ТК - PF) отражает вероятность появления аномальной
работы либо наступления внештатных условий, приводящих к потере целостности.
Шаг 1. Количество запланированных либо незапланированных технологических 22
перерывов в среднем за год. (Это касается нормальных продолжительных
технологических операций.) Значение ТК1 берется из следующей Таблицы: Количество
перерывов ТК1:
0-1
1
2-4
2
5-8
3 } ТК
9 - 12
4
более 12
5
Определите соответствующее значение ТК1 из указанного выше.
Шаг 2. Оцените возможность превышения основных технологических переменных 23
значений в процессе оценки функционирования (ТК2). • Если процесс слишком
стабилен и нет признаков, что наступил ряд внештатных условий, способных вызвать
резкий рост реакции либо другие небезопасные условия, ТК2 = 0. • Только очень
нестандартные обстоятельства могут вызвать наступление внештатных условий,
ускоряющих небезопасную ситуацию, то в этом случае ТК2 = 1. Если внештатные
условия могут вызвать ускорение разрушения оборудования либо другие
небезопасные условия, то ТК 2 = 3. • Если технологический процесс характеризуется
Шаг 3. Проведите оценку вероятности поломки защитных устройств, таких как
24
предохранительные устройства и
сенсорные элементы для критических
условий в результате засорения или загрязнения рабочей среды. • В случае
регулярной очистки, отсутствует риск засорения ТК3 = 0. • Присутствует
небольшая вероятность загрязнения или засорения ТК3 = 1. • Присутствует
большая вероятность загрязнения или засорения ТК3 = 3. • Защитные
устройства получили повреждения в ходе эксплуатации ТК = 5.
Выберите соответствующее значение для ТК3.
Общее значение Коэффициента технологического процесса соответствует сумме
значений в строках с 22 по 24
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
25
232
Часть A. Определение Категории Вероятности
Коэффициент Проектирования
(КП - MDF) Коэффициент
проектирования отражает определенные аспекты конструкции
применяемого оборудования.
Шаг 1. • Если можно найти оборудование, которое было спроектировано не по 26
существующим правилам или стандартам, КИ1 = 5. Примеры: углеродистая сталь, не
прошедшая динамических испытаний, при эксплуатации в условиях низких
температур, материалы, работающие в водородной среде в диапазоне, превышающем
область последней кривой Нельсона, материалы с отпуском без напряжения в
конкретных условиях эксплуатации (например, каустик), либо утолщения стальных
листов, которые потребуют отпуск с напряжением согласно существующего кода либо
оправдавших себя методик. • Если все рассматриваемое оборудование спроектировано
согласно действующим правилам, так же как и его техническое обслуживание в момент
конструирования, значение КИ 1 = 2.
• Если все рассматриваемое оборудование
спроектировано согласно действующим правилам, так же как и его техническое
Шаг 2. • Если технологический процесс, который проходит оценку, является
27
необычным, либо исключительным, либо условия схемы технологического процесса
являются предельными, то значение КИ 2 = 5. По проекту предельными условиями
считаются: a. Уровень давления, превышающий 10 000 psi. b. Уровень температуры
превышает 1500 °F. c. Коррозионные условия, требующие материалы из
высоколегированного сплава (еще более редкого и необычного, чем нержавеющая
сталь 316). • Если технологический процесс общий со стандартными условиями по
проекту, КИ2 = 0.
Выберите соответствующее значение из вышеуказанной таблицы. Это значение КИ2.
Шаг 3. Сложите строки 26 и 27. Это Коэффициент Проектирования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
28
233
Часть A. Определение Категории Вероятности
Категории Вероятности коррозии
Шаг 1. Определите Коэффициент вероятности коррозии. Коэффициент вероятности
представляет собой сумму значений предварительно определенных коэффициентов.
Сложите строки 1, 13, 17, 21, 25 и 28. Это и будет значение Коэффициента вероятности
коррозии
29
Шаг 2. Категория вероятности определяется из Коэффициента вероятности (строка
29) с помощью следующей таблицы:
Коэффициент вероятности
Категория вероятности
0-15
1
16-25
2
26-35
3
36-50
4
51-75
5
Введите Категорию вероятности.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
234
Часть В. Определение Категории последствия
разрушения.
Данный раздел посвящен огнеопасным материалам,
даже если присутствуют только токсические химикаты,
переходите к Части С.
Химический Коэффициент (ХК) Химический Коэффициент показывает степень
готовности химикатов к воспламеняемости. Ответы на данный раздел должны исходить
из господствующего либо типового материала в потоке. Отдельные анализы должны
проводиться, если оборудование обладает рядом различных технологических потоков.
Шаг 1. Определите "Коэффициент вспышки" с использованием
рейтинга 31
Международного агентства по противопожарной защите опасных огнеопасных
источников (Красный ромбик на символе Системы выявления огнеопасных
источников из рейтинга Международного агентства по противопожарной защите ).
Введите данные по рейтингу опасных огнеопасных источников Международного
агентства по противопожарной защите.
Шаг 2. Определите "Коэффициент Реактивности" с применением данных по 32
реактивности рейтинга Международного агентства по противопожарной защите
(желтый ромбик на символе Системы выявления огнеопасных источников из рейтинга
Международного агентства по противопожарной защите). Введите данные по рейтингу
опасных огнеопасных источников Международного агентства по противопожарной
Шаг 3. Определите "Химический Коэффициент" Коэффициент Реактивности
(строка 32)
1
2
3
4
1
7
9
12
15
2
10
12
15
20
Коэффициент вспышки (строка 31)
3
12
15
18
25
4
3
15
20
25
Выберите Химический Коэффициент из вышеуказанной схемы.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
33
235
Часть B. Определение Категории Последствий разрушения
Количественный коэффициент (КК - QF)
Количественный коэффициент отражает самый
большой объем материала, который можно получить в
ходе одного сценария.
Количественный коэффициент можно напрямую получить из
нижеуказанной таблицы. Для объема выброшенного
материала, используйте самое большое количество
огнеопасных средств, которые можно потерять во время
одного случая утечки.
Полученный
Количественны
Материал
й коэффициент
< 1000 фунтов
15
1K-2K фунтов
20
2K-10K фунтов
25
10K-30K фунтов
28
30K-80K фунтов
31
80K-200K фунтов
34
200K-700K фунтов
37
700K-1 миллион
39
1—2 миллион
41
2-10 миллион
45
> миллион
50
Введите соответствующую величину из вышеуказанной таблицы. Это
Коэффициент состояния
Коэффициент состояния зависит от нормальной точки кипения жидкой среды,
указывает на подверженность жидкой среды к испарению и рассеиванию, при
попадании в окружающую среду.
34
Выберите Коэффициент состояния на основании нормального значения температуры
кипения (атмосферное давление) (Tt,) в градусах по Фаренгейту.
Tb(°F)
Коэффициент Состояния
ниже -100
8
-100 - 100
6
100 - 250
5
250 - 400
1
свыше 400
-3
Выберите соответствующую величину из вышеуказанной таблицы. Это Коэффициент
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
35
236
Часть B. Определение Категории Последствий Разрушения
Коэффициент самовоспламенения (КС-AF) Коэффициент самовоспламенения
является отрицательной характеристикой жидкой среды, если рабочая температура
ее использования превышает температурный порог самовоспламенения.
Если жидкая среда эксплуатируется ниже этого порога, тогда введите —10
Если же жидкая среда эксплуатируется выше этого порога, то для определения КС
обращайтесь к таблице, которая приведена ниже, на основании нормальной точки
кипения жидкой среды (в градусах по Фаренгейту). Tbf°F1: КС ниже 0 – 3; от 0
до300 – 7, выше 300 – 13
Введите соответствующую величину из вышеуказанной таблицы. Это КС.
36
Коэффициент давления (КД - PRF) КД отражает степень готовности жидкой
среды для быстрого выделения, что увеличивает вероятность наступления
быстрых эффектов.
• Если жидкая среда в оборудовании представляет собой жидкость, то
введите —10. • Если же жидкая среда является газом внутри
оборудования и уровень давления превышает 150 psi, тогда введите -10. •
Если ни одно из вышеуказанных условий не подтвердится, тогда введите
15
Выберите соответствующую величину из вышеуказанной таблицы. Это Коэффициент 37
Часть B. Определение Категории Последствий разрушения
Коэффициент Доверия (КДо-CF) Коэффициент доверия является общим результатом
действия нескольких вторичных факторов инженерно-технических систем на месте, в
результате чего удается снизить разрушающий эффект от неблагоприятного события.
При выявлении газа на месте, объем обнаруженных утечек от 50% и выше, введите —1, 38
в противном случае введите 0
Если технологическое оборудование обычно эксплуатируется в инертной среде, введите 39
1 иначе
введите 0
Если
противопожарные
системы «надежно защищены» при возникновении крупного
40
инцидента (т.е. в случае взрыва, его последствия не затронут противопожарные
системы)
введите 1 иначе
введите 0 управления оборудованием,
Если есть возможность
дистанционного
41
находящемся в отдалении, И: • есть изоляция оборудования и соответствующая
аппаратура защищены от пожаров и взрывов, то в этом случае введите —1, •
ЛИБО, если есть изоляция оборудования и соответствующая аппаратура
защищены только от пожаров, тогда введите —1, • ЛИБО, если отсутствует
защита ввиду удаленности оборудования от эпицентра пожаров и взрывов,
тогда введите —1,
Если присутствуют стены, защищающие от ударной волны вокруг самых уязвимых
42
(обычно это самый высокий уровень давления) единиц оборудования, то введите —1, в
При наличии системы нейтрализации мусора, дренажной системы, или вытяжной
43
системы, которые удаляют 75% от максимального количества среды или больше
материала через 5 минут или меньше при степени надежности 90%, то введите —1, в
противном
случаеместе
введите
0
Если на рабочем
существует
противопожарная защита конструкций и кабелей,
44
введите -1, если же противопожарная защита уже установлена на конструкциях или
кабелях, тогда введите 0.95, в противном случае введите 0.
Если есть запасы воды на случай пожара, которых хватит не менее чем на 4 часа, то
введите 1 в противном случае введите 0
Если на рабочем месте стационарная система пенотушения, то введите —1, в
противном случае введите 0
Если присутствуют лафетные стволы, которые могут охватить все участки
пострадавшего оборудования, то введите —1, в противном случае введите 0.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
45
46
47
237
Сложите строки с 38 по 47. Это соответствует Коэффициенту Доверия.
48
Часть B. Определение Категории Последствий
разрушения
Категория Последствий разрушения
Шаг 1. Определите Коэффициент последствий разрушения.
Сложите строки 33, 34, 35, 36, 37 и 48. Это соответствует Коэффициенту последствий
разрушения.
Шаг 2. Коэффициент последствий разрушения (строка 49) затем преобразуется в
Категорию последствий разрушения, исходя из данных нижеследующей таблицы :
Коэффициент последствийКатегория Последствий
0-19
20-34
35-49
50-79
>70
A
B
C
D
E
Введите Категорию Последствий разрушения .
Коэффициент Токсичности (КТо-TQF). КТо является характеристикой
количества химикатов и степени их токсичности.
Шаг 1. КТо можно просто получить из следующей таблицы. В зависимости от объема
образуемых химикатов следует использовать наибольшее количество токсических
веществ, которые могут выводиться наружу за одну утечку. Полученный Материал
Количественный фактор <1000 фунтов – 15
1K-10K фунтов – 20
10K-100K фунтов – 27
>1 млн. фунтов – 35
Введите значение фактора из вышеуказанной таблицы, это КТо 1.
Шаг 2. Оцените Коэффициент токсичности (КТо2) из нижеуказанной таблицы,
на основании СИНЕГО ромбика на символе Системы выявления опасных
источников
NFPA. NFPA Nh
Коэффициент токсичности (ФТ2) 1
1
-20
2
-10
3
0
4
20
В
К фф строки 51 и 52. Это соответствует Коэффициенту токсичности.
Шаг 3. Сложите
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
51
52
53
238
Часть C. Категория степени влияния на здоровье. Если для рассматриваемой
технологической среды характерны только последствия воспламенения, тогда
перейдите к Части С.
Часть C. Категория степени влияния на здоровье
Коэффициент дисперсности (КДи-DIF)
Коэффициент Дисперсности отражает степень способности
материала к дисперсии в обычных рабочих условиях
Шаг 1. Определите Коэффициент Дисперсности из таблицы
(К)
Коэффициент
Точка кипения
Дисперсность
<30
1
30-80
0.5
80-140
0.3
140-200
0.1
200-300
0.05
>300
0.03
Введите Коэффициент дисперсности
54
Компенсационный коэффициент для получивших тяжкие повреждения (ККТП-CRF)
ККТП отвечает за описание характеристик безопасности, которые снижают
последствия выброса токсических веществ путем выявления, изоляции и уменьшения
вредного влияния
Шаг 1. • Если на рабочем месте имеются индикаторы технологической жидкой среды,
55
способные выявить утечку на начальной стадии в 50% и более случаев, то в этом
случае введите -1,• в противном случае введите 0.
Шаг 2. • Если крупные сосуды имеют в своем составе данный тип материала, то их
56
можно изолировать благодаря автоматике, и изоляция приводится в действие при
получении считываемых данных более высокого порядка от индикатора токсических
материалов, в этом случае введите —1, • ЛИБО, если изолированный объект находится
на расстоянии, то можно использовать ручное управление, введите -5, • ЛИБО, если
изоляция управляется только в ручном режиме, тогда введите -25,
В 3. • Если на рабочем месте0есть система (водяная завеса, и т.д.) которая доказала
Шаг
57
свою эффективность при снижении вредного воздействия хотя бы на 90% от объема
рабочей жидкости, введите -5, • В противном случае введите 1,0.
Шаг 4. Сложите строки с 55 по 57. Это Коэффициент Доверия.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
58
239
Часть C. Категория степени влияния на здоровье
Демографический коэффициент (ДК-PPF)
ДК показывает потенциальное количество людей, которые могут пострадать в
результате воздействия токсичного вещества
Проведите оценку Человеческого фактора, основываясь на данных из нижеследующей
таблицы. В основе оценки лежит количество людей, находящихся в среднем на
расстоянии одной четверти мили от точки выброса. В расчет принимаются люди,
находящиеся как на рабочей площадке, так и за ее пределами. Используйте подсчеты
количества людей в дневное время.
Количество людей
Демографический коэффициент
В радиусе одной четверти мили
<10
0
59
Категория влияния на здоровье
Шаг 1. Сложите строки 53, 54 и 59. Это Коэффициент влияния на здоровье
60
Шаг 2. Коэффициент влияния на здоровье (строка 60) затем помещается в Категорию
влияния на здоровье, как следует ниже:
Коэффициент влияния на здоровье Категория Влияния на здоровье
<10
10-19
20-29
30-39
>40
A
B
C
D
E
Введите Категорию влияния на здоровье.
61
Общая категория влияния на здоровье.
Выберите самую старшую букву по алфавиту в строках с 50 или 61 (A самая младшая
, E самая старшая). Это соответствует Общей категории влияния на здоровье.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
240
ПРИЛОЖЕНИЕ B—РАБОЧАЯ КНИГА АНАЛИЗА
ИНСПЕКТИРОВАНИЯ РИСКОВ ПО ПРИБЛИЗИТЕЛЬНОЙ ОЦЕНКЕ
B.1 Введение
После завершения первого пилотного проекта RBI был разработан
упрощенный подход к анализу RBI для получения наибольшей
пользы, который не требует большого объема входных данных. Также
было желание представить результаты в упрощенной манере, т.е. в
виде матрицы в масштабе 5 x 5 Вероятности коррозии, в которой
значения представляются в виде категорий. Подобная матрица в
масштабе 5 x 5 показана на Рис. B-l. Упрощенный метод называется
методом "Уровня II"; качественный метод (См. Раздел 5) является
"Методом I"; а метод, который охватывает все методы БРД,
соответствует "Уровню II".
B.2 Анализ Последствий
Для Уровня II RBI, модель последствий практически ничем не
отличается от той, которая показана в Разделе 7. Самое большое
упрощение состоит в определении вместительности. В рамках
пилотного проекта для определения количества жидкой среды
(вместительности) было потрачено много времени и усилий. При
методе Уровня II, для упрощения данного процесса, вместительность
можно оценить на основе порядка величины с использованием
следующих указаний:
Вместительность можно выбрать среди пяти категорий «порядок
величины», как показано в Таблице B-l.
Таблица B-1—Диапазоны вместительности
Величина
Категория
Диапазон
расчетов
A
B
C
D
E
100 - 1000 фунтов
1000 - 10000 фунтов
10000 - 100000
100000 - 1000000
фунтов
1000000 - 10000000
фунтов
500
5000
50000
500000
5000000
Пользователь может выбрать категорию на основании оценочной
оценки по каждой категории, как показано в Таблице B-2:
Taблица B-2—Описание категорий вместительности
Качественное описание
A
B
C
D
Выброс приведет к практически полному выбросу
максимального количества среды оцениваемой
единицы оборудования.
Выброс приведет к полному выбросу максимального
количества среды оцениваемой единицы оборудования.
Выброс приведет к полному выбросу максимального
количества среды оцениваемой единицы оборудования,
а также от 1 до 10 единиц оборудования.
Выброс приведет к полному выбросу максимального
количества среды оцениваемой единицы оборудования,
а также от 10 и более единиц оборудования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по
обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
241
E
Выброс приведет к полному выбросу максимального
количества среды единицы оборудования.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
242
A B C D E
Категория последствий
Рисунок B-1—Уровень II,
Матрица Рисков
При этом лицо, осуществляющее анализ, может использовать любой
параметр для максимального количества среды. Например, если был
проведен расчет максимального количества среды, то данный параметр
можно ввести.
Область последствий рассчитывается по каждому диаметру отверстия
точно так же, как это описывается в Разделе 7. Для того чтобы
рассчитать одно общее последствие отказа по каждой единице
оборудования, следует рассчитать значение средней области
«Оцениваемая Вероятность коррозии». Это можно сделать путем
умножения значения области последствий для каждого диаметра
отверстия на отношение «характерной» частоты диаметра отверстия к
сумме «характерных» частот всех диаметров отверстий. (См. Формулу
B-l.)
FREQnn=4 x AREAn
FREQnn=1
Данное математическое отношение определяет "оценку", которую
следует дать рассчитываемой области по каждому диаметру отверстия
в зависимости от степени относительной вероятности отверстия по
отношению ко всем остальным отверстиям. При данном подходе
показатель каждой «характерной» частоты не имеет значения, значение
имеют только относительные величины по отношению друг к другу.
Значение оцениваемой области таким образом рассчитывается по
каждому диаметру отверстия, результаты которых затем складываются,
чтобы в конечном итоге получить значение единой области
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
243
последствий. (См. Уравнение B-2) Данную величину можно
рассматривать как показатель, отражающий область, которая сильнее
всего подверглась влиянию при условии, что наблюдались многие
события, следующие за распределением характерных размеров
отверстия.
Среднее значение области оценки вероятности=
Taблица B-4—Изменчивость вспомогательных факторов
Технического модуля
(В-2)
Однако общее мнение Группы API RBI состоит в том, что необходимо
провести сравнительный анализ всех нефтеперерабатывающих заводов
с использованием таких же распределений областей по категориям.
Обычный порядок величины показан в Таблице B-3. Переход средней
области оцениваемой вероятности в категорию последствий
выполняется путем обычного распределения категорий по параметрам
области. В зависимости от выбранных результатов распределения
допускается иметь область, которая связана с любой категорией в
соответствии с потребностями исследования
Taблица B-3—Категории Последствий областей
Категория последствий
A
B
C
Средняя область оцениваемой вероятности
< 10 фут2
10-100 фут2
100-1 000 фут2
1 000-10 000 фут2
> 10 000 фут2
При сохранении философии на Уровне II, которая предполагает
упрощенный подход для достижения целей классификации
оборудования в зависимости от степени риска, информация по
приостановкам технологического процесса и последствиям для
окружающей среды не включаются в рамки данного подхода.
B.3 Анализ вероятности
В ходе проведения начального исследования было обнаружено, что
часто вспомогательные коэффициенты технического модуля значительно
превосходят все остальные вспомогательные коэффициенты вместе
взятые. Значения вспомогательных коэффициентов технического модуля
могут достигать 1000 или более, в то время как другие дополнительные
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
244
коэффициенты относительно невелики (< 10). Кроме того, по другим
дополнительным коэффициентам (за исключением механического
дополнительного коэффициента) в рамках предприятия или единицы
оборудования сохраняется стабильность в количестве, и поэтому здесь
отсутствует какое-либо неравномерное распределение по единицам
оборудования в рамках предприятия или внутри единицы оборудования.
В этом случае данные дополнительные коэффициенты можно
использовать для сравнения между различными производственными
участками, однако они не помогают при создании
плана
инспектирования, основанного на рисках. Остальные дополнительные
коэффициенты перечислены для справки:
На основании данных результатов наблюдений было решено, что степень
вероятности должна определяться только с помощью вспомогательных
коэффициентов риска. Это единственный тип вспомогательного
коэффициента, который подвергается прямому инспектированию и
благодаря которому можно будет сформировать основу плана
инспектирования. Преобразование вспомогательного коэффициента
технического модуля в категорию вероятности осуществляется путем
обычного назначения показателей вспомогательных коэффициентов для
категорий. Определение соответствия порядка величины было выбрано и
это видно из Таблицы B-5.
Таблица В-4 Вспомогательный коэффициент Изменчивость
Общий Вспомогательный коэффициент
Заводские Условия
Постоянная для завода
-Холодная погода
Постоянная для завода
- Сейсмическая активность
Постоянная для завода
Механический вспомогательный коэффициент
- Сложность оборудования
Изменяется в зависимости от типа
оборудования
- Код Конструкции
Изменяется от типа
оборудования
- Жизненный цикл
Изменяется от типа
оборудования
- Факторы Безопасности
Изменяется от типа
оборудования
- Контроль Вибрации
Обычно постоянна для оборудования
Вспомогательный коэффициент технологического процесса
- Продолжительность
Постоянная для узла
- Устойчивость
Постоянная для узла
- Предохранительные клапаны
Постоянная для узла
- Управление системой безопасности Постоянная для узла или
установки
технологического процесса
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
245
Таблица В-5 Преобразование вспомогательного коэффициента
Технического модуля (TMSF)
Категория Вероятности коэффициента TMSF
1
<1
2
1-10
3
10-100
4
100-1000
5
> 1000
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано
службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
246
.
B.4 Анализ рисков
Анализ рисков для метода 2-го Уровня - это в чистом виде определение соответствия значения
вероятности и последствий определенным категориям и их отражение в матрице в масштабе 5 x
5. Различные зоны матрицы затушеваны для отражения различных категорий рисков "Высокий",
"Высокий среднего уровня", "Средний” и "Низкий". Данные назначения показаны на Рисунке B2.
Следует отметить, что определения соответствия рисков асимметричны для классификации
рисков более высокого порядка по событиям последствий более высокого уровня. Это обычно
делается при создании планов–графиков рисков для отражения усиления неприятия, как к
событиям последствий высокого уровня, так и к событиям последствий низкого уровня.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
247
248
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Функциональный блок:
Оборудование No:
Описание:
Часть A РАСЧЕТ СКОРОСТИ ВЫБРОСА Оценка скорости выброса для
различных размеров отверстий и типов выбросов и длительности выброса для
каждого размера отверстия.
Этап I РАСЧЕТ СКОРОСТИ ВЫБРОСА
1. Введите типовой материал, содержащийся в
оцениваемом оборудовании (Таблица 7.1 раздел 7.1)
Введите категорию максимального выброса среды для
оборудования на основе руководства в разделе 2
приложения VIII.
Введите значение максимального выброса среды как
фунто
2a. среднюю
точку диапазона или как расчетную
в.
величину.(См приложение VIII, таблица B-l).
На
основе
Таблицы
7.4
введите
параметр
3.
обнаружения, применимый к системе
обнаружения, расположенной на данной
4. На основе Таблицы 7.4 введите параметр изоляции,
применимый к системе изоляции, расположенной на
данной территории.
Не менее Не
Не менее НеРазрыв
5. На основе Таблицы 7.5 оцените
менее
продолжительность пропуска на основе
¼
менее 4 дюймов
систем обнаружения и изоляции.
дюйма
1
дюйма
ф/д2
6. Введите значение рабочего напряжения.
Газ
Жидкость
7. Обведите газ или жидкость, в зависимости от
фазы среды в оборудовании. Если жидкость,
переходите на строку 15.
СКОРОСТЬ ВЫБРОСА ГАЗА
2.
8.
9.
10.
11.
12.
Введите температуру технологического процесса
Из таблиц по стандартам свойств жидкой среды
введите теплоемкость (Cp) газа при температуре,
заданной в строке 8.
Рассчитайте и введите K[K = Q, II (Cp-R)] где R
– постоянная идеального газа. (1.987 британская
тепловая ед (BTU)/фунт-молекула °F)
Рассчитайте и введите значение переходного
давления (PnansX используя формулу 7.2
глубина спуска прибора (hi) Раздел 7.4)
Давление жидкости внутри оборудования выше
переходного давления (строка 6 > строка 11)?
Если да, выделите "звуковой" переходите на
°F
BTU/фунтмолекула °F
ф/д2
Звуковой
Дозвуковой
строку 13. если нет, выделите "дозвуковой” и
переходите на строку 14.
13.
14.
¼ 1 дюйм
4
Размер отверстия
й
й
Используйте формулу 7.3 в разделе 7.4 для расчета
фунт/се фунт/се фунт/се
скорости выброса для каждого перечисленного
к
к
к
размера отверстия.
Используйте формулу “дозвуковой” 7.4 в разделе 7.4 фунт/се фунт/се фунт/се
для расчета скорости для каждого из перечисленных
к
к
к
размеров отверстий и введите скорость. Переходите на
строку 16.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Разрыв
фунт/се
к
фунт/се
к
249
15.
этап
II
16.
17.
18.
19.
СКОРОСТЬ ВЫБРОСА ЖИДКОСТИ
Используйте формулу выброса 7.1 в разделе 7.4 для
расчета скорости выброса. Введите скорости.
Переходите на строку 16.
ОПРЕДЕЛИТЕ ТИП ВЫБРОСА ДЛЯ КАЖДОГО
ДИАМЕТРА СТВОЛА
Разделите максимально допустимое количество
выброса среды на соответствующую скорость
выброса = строка 2 - r (строки 13,14 или 15).
Разделите на 60 для получения количества минут.
Введите значение. Это время, которое необходимо
для удаления среды на основе начального расхода
жидкости.
Расход жидкости (строки 13, 14 или 15) в течение 3
минут > 10 000 фунтов? Если ответ да, обведите "inst",
что значит “мгновенный”. В обратном случае
выделите "cont", что значит “продолжительный”.
Учитывайте, при размере диаметре отверстия ¼
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАЗЫ ПОСЛЕ ВЫБРОСА
фунт/с
ек
фунт/се
к
фунт/
сек
фунт/с
ек
мин
мин
мин
мин
inst
inst
inst
inst
cont
cont
cont
con
t
Введите точку кипения жидкости при атмосферном
давлении, Tnbp
На основе Таблицы 7.3 определите фазу
жидкости после выброса. Введите фазу
Введите заглавные буквы обведенных терминов в
строках 17 и 19. Это тип выброса (т.е IL для
мгновенной жидкости).
Посмотрите на строки 5 и 16. Для каждого диаметра
мин
21. отверстия
введите наименьшее значение из двух. Это
длительность выброса. Для мгновенного выброса
длительность предполагается равной 0.
(Длительность выброса в строке 5 основана на
обнаружении/изоляции, а в строке 16 длительность
б МГНОВЕННОГО ВЫБРОСА
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАССЫ
22. Введите максимальный объем выпускаемой среды
оцениваемого оборудования из строки 2а. Это масса
мгновенного выброса.
°F
20.
мин
мин
мин
фунто
в.
Часть B АНАЛИЗ ВЕРОЯТНОСТИ Анализ вероятности проводится на
основе нескольких коэффициентов, которые обозначают вероятность отказа
Этап I
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ТЕХНИЧЕСКОГО МОДУЛЯ (См. раздел
8.3.1)
Экран для выявления механизмов разрушения. Используйте соответствующий технический
модуль механизма разрушения (см. приложение VIII) для определения отдельных факторов. Если
не выявлены механизмы разрушения, введите 2 в качестве вспомогательного фактора
1.
Выявленные механизмы разрушения
1a. Истончение/Коррозия (Да/Нет)
1b. HTHA (Да/Нет)
1c. SCC (Да/Нет)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
250
Примечание: пункты с 2-ого по 7-й образуют сектор для записи
определенной базовой информации, применимой к техническим
модулям. Не все пункты и не все данные, которые представлены
ниже, требуются для каждого технического модуля.
2.
1a
1b
1c
Срок эксплуатации оборудования
2A. Скорость предполагаемой/измеряемой коррозии
2B. Температура по кривой Нельсона
2C. Размер трещины или чувствительность при
коррозионном растрескивании под напряжением
3.
4.
Сосчитайте значения левой колонки таблицы технического
модуля
Определите эквиваленты осмотра (H, U, F, P, I)
4A. количество Осмотров
5.
6.
Вспомогательный коэффициент технического модуля из
таблицы
Коррекция для повторного проектирования
7.
Внесение изменений в данные степени повреждения данных,
обладающие высокой достоверностью
8.
Скорректированный вспомогательный коэффициент
е
ес о о о
Совокупный вспомогательный коэффициент технического
модуля
Категория вероятности из Таблицы B-6 Приложения VIE
9.
10.
Часть
C.I
РАСЧЕТЫ ПОСЛЕДСТВИЯ ВОЗГОРАНИЯ Оценка области последствия
возгорания для оборудования и персонала в связи с выбросом углеводорода при
ТИПОВОЙ МАТЕРИАЛ
типовой материал (Строка 1 из
1. Скопируйте
таблицы расчета скорости выброса, часть А).
ТИП ВЫБРОСА
ДИАМЕТР ОТВЕРСТИЯ —
¼ 1 дюйм
>
дюйма
Скопируйте тип выброса (Строка 23 из таблицы расчета
скорости выброса, часть А).
СКОРОСТЬ ВЫБРОСА ИЛИ МАССА
3. Скопируйте скорость выброса или массу (Строка 13
или 14 или 15 или 22 таблицы расчета скорости
выброса, часть А), в зависимости от типа выброса
ПАРАМЕТР ОБНАРУЖЕНИЯ
строку 3 из таблицы скорости выброса
4. Скопируйте
(параметр обнаружения, применимый к системам
обнаружения, находящимся на данной территории).
ПАРАМЕТР ИЗОЛЯЦИИ
4 Разрыв
дюйма
2.
Фунт или
фунт/мин
Фунт или
фунт/мин
Фунт или
фунт/мин
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Фунт или
фунт/мин
251
Скопируйте строку 4 из таблицы скорости выброса
(параметр изоляции, применимый к системам
изоляции, находящимся на данной территории).
ВНЕСЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЙ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ВОЗГОРАНИЯ
таблицу 7.14 в разделе 7.8 для
Фунт или
Фунт или
Фунт или
6. Посмотрите
корректировки скорости выброса на основе строки 4
фунт/мин
фунт/мин
фунт/мин
и 5. Введите скорректированную скорость выброса
или массу. Для систем предотвращения,
уменьшающих зону последствий (дренчерная
система, лафетный ствол или система пенного
пожаротушения) внесите поправку в строку 9
ЗОНА РАЗРУШЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
на формулы разрушения оборудования в
фт2
фт2
фт2
7. Посмотрите
таблицах формул расчета последствий 7.10 - 7.13 и
замените x на скорректированную скорость выброса или
массу (строка 6) в соответствующих формулах.
(Используйте информацию в строках 1, 2 и 3 для выбора
правильной формулы). Используйте информацию из
таблицы 7.12 или 7.13, если температура жидкости 80°F
или выше температуры самовозгорания, в противном
случае используйте таблицы 7 10 или 7 11
ФАТАЛЬНЫЕ ЗОНЫ
Посмотрите на фатальную зону в таблицах формул
8. расчета
последствий 7.10 - 7.13 и замените "x"
скорректированной скоростью выброса или массой
(строка 6) в соответствующих формулах. (Используйте
информацию в строках 1, 2 и 3 для выбора правильной
формулы). Используйте информацию из таблицы 7.12 или
7.13, если температура жидкости 80°F или выше
температуры самовозгорания, в противном случае
используйте таблицы 7 10 или 7 11
СНИЖЕНИЕ ПОСЛЕДСТВИЙ
Если последствие может быть снижено благодаря одной
фт2
фт2
фт2
9. из
систем предотвращения в таблице 7.14, раздел 7.8,
уменьшите зону повреждения оборудования (строка 7) на
рекомендуемый процент. Это зона повреждения
б дпоследствие может быть снижено благодаря одной
Если
фт2
фт2
фт2
10. из
систем предотвращения в таблице 7.14 раздела 7.8,
уменьшите скорректированную фатальную зону (Строка
8) на рекомендуемый
процент. Это фатальная зона.
—>
5.
Часть C.2
Фунт или
фунт/мин
фт2
фт2
фт2
РАСЧЕТ ТОКСИЧНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ
Оценка зоны токсических последствий при выбросе HF и
1.
2.
3.
4.
Скопируйте наименование материала (Строка 1 из
таблицы расчета скорости выброса, часть А).
Примечание: справочные таблицы разработаны
только для HF & H2S
ДИАМЕТР ОТВЕРСТИЯ —
¼
1 дюйм
4
Разрыв
>
дюйма
дюйма
Скопируйте тип выброса (строка 20 из таблицы расчета
скорости выброса, часть А).
Скопируйте скорость выброса (строка 13 или 14
фунт/се фунт/с фунт/се фунт/се
или 15 из таблицы расчета скорости выброса,
к
ек
к
к
часть А). При мгновенном выбросе переходите на
строку 8.
Скопируйте длительность выброса из строки 21 таблицы
расчета скорости выброса.
мин
мин
мин
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
мин
252
5.
6.
7.
8.
Для "продолжительного" выброса см. Рисунок 7.5 (HF)
или Рисунок 7.6 (H2S). Выберите кривую с
продолжительностью выпуска, которая соответствует
или превышает длительность, указанную в строке 4
выше, вплоть до 1 часа. Используйте выбранную кривую
для нахождения зоны последствий, соответствующей
скоростям
выброса указанным
в строке
3 общий
Для
"продолжительного"
выброса
введите
объем выпущенной среды (строка 22 из таблицы
расчета скорости выброса, часть A).
Для "мгновенного" выброса см рисунок 7.8. разместите
кривую, применимую к выбранному материалу.
Введите зону последствий для выпускаемой массы,
указанной в строке 6.
Введите результаты либо строки 5, либо строки 7 в эту
строку. Это зона токсических последствий.
—>
фт2
фт2
фт2
фт2
фунт
фунт
фунт
фунт
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке
информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
253
ЧАСТЬ D
РАСЧЕТ РИСКА Значения риска
для сценария выброса из одной единицы
оборудования
1.
2.
ДИАМЕТР
ОТВЕРСТИЯ —>
Введите частоту отказов, характерную для данного
диаметра отверстия из таблицы 8.1.
Подсчитайте сумму частот отказов
долевой объем для каждого
3. Сосчитайте
отверстия путем деления типовой частоты
отказов на сумму типовых частот отказов.
¼
1
дюйма дюйм
4 Разрыв
дюйма
/yr
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
Умножьте каждое значение в строке 4 на
соответствующее значение дроби в строке 3.
6. Скопируйте результаты токсичных
последствий (строка 10 таблицы
токсических последствий, часть C.2)
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
фт2
7. Умножьте каждое значение строки 6 на
соответствующее значение дроби в строке 3 .
8. Просуммируйте значения из строки 5. Это значение
зоны последствий возгорания.
9. Просуммируйте значения из строки 7. Это значение
зоны токсических последствий
10. Переведите значение либо из строки 7, либо из
строки 8 в категорию в соответствие с
приложением VIII, таблица B-3. Это категория
последствий.
11. Скопируйте категорию вероятности из части B, строка
10 таблицы.
Переведите категории из строк 10 и 11 в
12. категорию
риска, используя приложение VIII,
рисунок 2.
фт2
фт2
фт2
фт2
4.
Скопируйте результаты последствий возгорания
(строка 9 – разрушение оборудования или строка
10—фатальная зона из таблицы Расчета последствий
возгорания, часть C. 1)
5.
фт2
фт2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
239
ПРИЛОЖЕНИЕ С – РАБОЧАЯ КНИГА КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ
ИНСПЕКТИРОВАНИЯ С УЧЕТОМ ФАКТОРОВ РИСКА
С.1 ОБЗОР РАБОЧЕЙ КНИГИ КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ
Данная книга количественной оценки предназначена в качестве ведомости учета, которая
связана с подходом к инспектированию с учетом факторов риска при помощи Базового
Технического Документа. В ней представлены информация и расчеты, определенные в
Разделах 6-8, и она направляет пользователя на каждой стадии оценки факторов риска.
Рабочая книга разработана применительно к одной единице оборудования. С ее помощью
рассчитываются четыре различных вида последствий, приведенных в Базовом Техническом
Документе, для инспектирования с учетом факторов риска:
а. огнеопасность;
b. токсичность;
c. последствия для окружающей среды;
d. последствия, приводящие к приостановке технологического процесса.
Результаты последствий возгорания и токсичности приведены как участки, подвергшиеся
воздействию. Последствия для окружающей среды и последствия, приводящие к
приостановке технологического процесса, рассчитываются как экономические потери (в
долларах).
Для того чтобы осуществить количественные оценки инспектирования с учетом факторов
риска, следует определить некоторые характеристики выброса. В Части А данной рабочей
книги приведены начальные формы расчета для определения скорости выброса, его типа и
длительности и т.п.
Далее проводится вероятностный анализ (Часть В) для того, чтобы получить данные по
частоте отказов устройства, используя частоту отказов, характерных для данного изделия,
как исходную точку. Эти данные по характерным отказам модифицируются на основании
нескольких факторов, которые могут увеличить или уменьшить частоту отказов. Факторы,
принимаемые во внимание, более точно представляющие вероятность отказов конкретного
оборудования на данном предприятии:
а. технический модуль – мера степени повреждения и эффективность инспектирования.
b. универсальные – факторы, которые в основном относятся к производству в целом.
с. механические – факторы, относящиеся к конкретному оборудованию.
d. технологические – оценка стабильности технологии и предохранительной арматуры.
е. управления технологической безопасностью – модифицирующий фактор Оценки
Систем Управления.
Риск рассчитывается в последнюю очередь (Часть D), как продукт фактора вероятности и
каждого из четырех последствий. Четыре типа риска, представляющие интерес для данного
исследования (т.е. огнеопасность, токсичность, последствия для окружающей среды и
простановка технологического процесса) рассчитываются в отношении конкретного
оборудования. Вышеуказанный процесс, повторяемый для всех единиц оборудования внутри
установки или завода, позволит измерить риски, таким образом, помогая задавать приоритет
для оборудования, основываясь на потенциальных рисках в его отношении.
Проект №:
Эксплуатационная установка:
Оборудование №:
Описание:
Часть А. Расчет темпов выброса
Раздел 7.4
Оценка темпов выброса для различных размеров отверстий и типов выброса и
длительности выброса для каждого размера отверстий.
Шаг 1. Проведите расчет скорости выброса
1. Запишите типичный материал,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
240
содержащийся в оборудовании,
которое подвергается оценке
(Таблица 7.1 в Разделе 7.1)
2. Запишите максимальный
объем жидкости оборудования,
используя максимальное
потенциальное количество
выброса. Включите сюда
объемы жидкости из емкостей,
которые не могут быть быстро
изолированы (в течение 5
минут).
3. Используйте Таблицу 7.4 для
внесения скорости
обнаружения, применительно к
системам обнаружения,
действующим в данном месте
4. Используйте Таблицу 7.4 для
внесения значения степени
изоляции, применительно к
изолирующим системам,
действующим в данном месте
5. Используйте таблицу 7.5 для
оценки времени утечки с
учетом систем обнаружения и
изоляции
6. Запишите рабочее давление
7. Обведите кружком газ или
жидкость, в зависимости от
фазы жидкости в
оборудовании. Если это жидкая
фаза, то перейдите к строке 15.
Скорость выделения газа
8. Запишите температуру
технологического процесса.
9. Из стандартных таблиц
свойств жидкости запишите
теплоемкость (Ср) газа при
температуре, приведенной в
строке 8.
10 Рассчитайте и внесите К
.
[K=Cp(Cp-R)], где R
постоянная идеального газа.
(1,987 БТЕ/фунт-моль ºF)
11. Рассчитайте и внесите
переходное давление (P/trans),
используя Уравнение 7.2 в
Разделе 7.4.
12 Превышает ли давление
.
жидкости внутри оборудования
переходное давление (Строка
фунтов
¼ дюймов
мин.
1 дюйм
мин.
4 дюйма
мин.
Разрыв
мин.
Абс. давление (фунтов на кв. дюйм)
газ
жидкость
ºF
БТЕ/фунт-моль ºF
Абс. давление (фунтов на кв. дюйм)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
241
6>Строка 11)?
Скорость звука
Если да, то обведите кружком
Дозвуковая скорость
слова «скорость звука» и
перейдите на Строку 13,
Если нет, то обведите кружком
слова «дозвуковая скорость» и
перейдите на Строку 14.
Часть А. Расчет скорости выброса
Раздел 7.4
Оценка скорости выброса для различных размеров отверстий и типов и длительности
выброса для каждого размера отверстий
Размеры отверстий
¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
13 Используйте уравнение 7.3 в
Футов/сек
Футов/сек
Футов/сек
Футов/сек
.
Разделе 7.4 для скорости звука
для того, чтобы рассчитать
скорость выброса для каждого
приведенного размера
отверстий и внесите данные.
Перейдите на Строку 16.
14 Используйте уравнение 7.4 в
Футов/сек
Футов/сек
Футов/сек
Футов/сек
.
Разделе 7.4 для дозвуковой
скорости для того, чтобы
рассчитать скорость выброса
для каждого приведенного
размера отверстий и внесите
данные. Перейдите на Строку
16.
Скорость выброса жидкости
15 Используйте уравнение
Футов/сек
Футов/сек
Футов/сек
Футов/сек
.
выброса жидкости 7.1 в
Разделе 7.4 для расчета
скорости выброса. Внесите
данные. Перейдите на Строку
16.
Шаг II. Определите тип выброса для каждого размера отверстия
16 Разделите максимально
.
разрешенный предельный
уровень выброса на
соответствующую скорость
выброса = Строка 2 (Строка
13, 14 или 15). Разделите на 60 минут
минут
минут
минут
для получения минут.
Запишите значение. Получим
время, требуемое для
снижения предельного уровня
выброса, на основании
начальной скорости потока.
17 Является ли длительность
.
выброса (Строка 16) менее 3
минут? Если да, то он
«мгновенный», если нет, то
«продолжительный».
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
242
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
18
.
19
.
20
.
21
.
22
.
23
.
24
.
25
.
26
.
Умножьте скорость выброса на фунтов
3 минуты. [(Строка 13, 14 или
15) х 180 секунд]. Запишите
значение.
Показатель строки > 10 000
фунтов? Если да, то выброс
мгновенный, если нет, то
продолжительный
Запишите нормальную точку
ºF
кипения материала
Запишите характеристики
окружающей среды
Обратитесь к Таблице 7.3 для
определения окончательного
состояния жидкости.
Если обе строки 17 и 19
показывают на
«продолжительный», запишите
продолжительный, в
противном случае, запишите
мгновенный.
Внесите слова в кружках в
Строке 22 и 23. Тип выброса
(т.е.
продолжительный/мгновенный
и газ/жидкость).
Посмотрите на Строку 5 и
Строку 16. Для каждого
размера отверстия внесите
меньший из двух. Это будет
длительностью выброса. Для
мгновенного выброса,
длительность принимается как
равная 0.
(Длительность выброса в
Строке 5 приведена с учетом
обнаружения/изолирования и в
Строке 16, основываясь на
предельном уровне
мин.
выброса/скорости выброса).
Размеры отверстий
Рассчитайте максимальную
фунтов
массу выброса при
мгновенном выбросе,
учитывая тип оборудования и
ограничиваясь общим объемом
предельных значений выброса
(строка 2);
• Трубопроводы – Рассчитайте
предельный уровень объема
выброса в цепи трубопровода и
приплюсуйте предельный
фунтов
фунтов
Газ
фунтов
Жидкость
мин.
мин.
мин.
фунтов
фунтов
фунтов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
243
объем выброса, имевший
место в течение 3 минут
потока через самый большой
диаметр трубопровода в цепи.
• Насосы – Рассчитайте
предельный уровень объема
выброса в течение 3 минут
через наибольший диаметр
форсунок насоса.
• Другое оборудование –
Рассчитайте общий
предельный уровень объема
(верхний и нижний) и
приплюсуйте объем 3-х
минутного потока через
наибольший диаметр
форсунок.
Часть В. Вероятностный анализ
Вероятностный анализ является продуктом нескольких факторов, которые указывают на
вероятность сбоя оборудования.
Данные по отказу, характерному для конкретного изделия
1. Внесите тип оборудования
Размеры отверстий
¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
2. Внесите частоту характерного
отказа согласно размеру
отверстия в Таблице 8.1
Фактор модификации оборудования
Шаг I. Вспомогательный показатель технического модуля (Раздел 8.3.1)
Осмотрите на предмет определения механизмов повреждения. Используйте соответствующий
технический модуль механизмов повреждения (см. Приложение V) для определения
конкретных факторов.
Если не установлено механизмов повреждения, тогда проставьте цифру -2, в качестве
вспомогательного показателя технического модуля (Строка 11).
3. Установленные механизмы повреждения
3а. истончение/коррозия (Да/Нет) Локализованная (Да/нет)
3b. Водородная коррозия при высоких температурах (Да/Нет)
3c. Коррозионное растрескивание (Да/Нет)
Примечание: Пункты 4-7 предназначены для записи 3а
3b
3c
определенной базовой информации, имеющей
отношение к Техническим Модулям. Не все пункты
требуются для каждого модуля; не все данные,
представленные ниже, требуются для каждого
Технического Модуля.
4. Возраст эксплуатируемого
оборудования
4А. Расчетная/измеренная
степень повреждения
4В. Кривая Нельсона
4С. Размер коррозионных
трещин или
предрасположенность
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
244
5.
Рассчитайте левый столбец
таблицы Технического Модуля
6. Определите эквиваленты
инспектирования
(высокоэффективное, обычное,
удовлетворительная, плохое,
неэффективное)
6A. Количество инспекций
7. Вспомогательный показатель
технического модуля из
таблицы
8. Поправка на проектирование с
запасом
9. Поправка на высоконадежные
данные по степени
повреждения
10 Скорректированный
.
вспомогательный показатель
технического модуля
11. Комбинированный
вспомогательный показатель
технического модуля
Шаг II. Универсальный вспомогательный показатель (Раздел 8.3.2) – Все цифровые значения можно
найти в Разделе 8.3.2
12 Элемент Заводских Условий
.
основывается на текущем
состоянии оцениваемой
установки, согласно
профессиональному суждению
наблюдателя. Установка
подпадает в категорию____.
Запишите цифровое значение.
13 Элемент Холодных Погодных
.
Условий предполагает, что
чрезвычайно низкие
температуры приводят к
дополнительной вероятности
сбоя оборудования. Внесите
цифровое значение.
14 Элемент Сейсмической
.
Активности имеет отношение
к увеличению вероятности
сбоя в соответствии с
сейсмическими зонами.
Внесите сейсмическую
зону________. Внесите
цифровое значение.
15 Комбинированный
.
универсальный
вспомогательный показатель (Σ
Строки 12, 13 и 14)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
245
Шаг III. Механический вспомогательный показатель (Раздел 8.3.3) – Все цифровые значения могут
быть найдены в Разделе 8.3.3. Элемент Сложности Оборудования – это либо под-элемент Сложности
Трубопровода, либо под-элемент Сложности Емкости.
16 Только для емкостей: Под.
элемент Сложности Емкостей
имеет отношение к размеру
форсунок. Внесите размер
форсунки_______. Внесите
значение из Размера Форсунки
против Таблицы Цифровых
Значений.
Только для трубопроводов: Под-элемент Сложности Трубопроводов требует 5 единиц информации.
Строки с 17 по 21 имеют отношение только к трубопроводам.
17 (i) Внесите количество соединений
.
х 10
18 (ii) Внесите количество точек
.
впрыска х 20
19 (iii) Внесите количество
.
ответвлений х 3
20 (iv) Внесите количество клапанов х
.
5
21 (v) Внесите длину трубы (в футах)
.
22 Только для трубопроводов:
.
рассчитайте под-элемент
Сложности Трубопроводов (Σ
Строки 17, 18, 19, 20/длина трубы (в
футах)
23 Под-элемент Сложности
.
Оборудования: (Строка 22 или
Строка 16)
24 Элемент Строительных Норм
.
предполагает опыт безопасной
эксплуатации оборудования,
спроектированного согласно
данным нормам. Оборудование
изготовлено согласно категории
строительных норм_________.
25 Элемент Срока эксплуатации
.
предполагает, что частота отказов
выше в течение раннего и позднего
срока эксплуатации оборудования.
Срок эксплуатации
(лет)______/Проектный срок
эксплуатации________=____%
Элемент Безопасности имеет отношение к увеличенной вероятности отказа оборудования,
эксплуатируемого с большим давлением, нежели проектное или при температурах,
существенно выше или ниже, чем температура помещения.
26 (i) Под-элемент
.
Эксплуатационного Давления
Рэкспл._____/
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
246
Ррасчетн.______=______
27 (ii) Под-элемент
.
Эксплуатационной
Температуры Т экспл._____
28 Элемент Безопасности (Σ
.
Строки 26 и 27)
29 Для вращающегося
.
оборудования: Элемент
Мониторинга Вибрации
определяет программу
диагностического
обслуживания (см. Таблицу
8.18)
30 Комбинированный
.
Механический
вспомогательный показатель (Σ
Строки 23, 24, 25, 28 и 29)
Шаг IV. Вспомогательный показатель технологического процесса (Раздел 8.3.4) – Все цифровые
значения могут быть найдены в Разделе 8.3.4. Вспомогательный показатель Технологического
Процесса отображает озабоченность тем, что проблемы с технологией могут оказать сильное
воздействие на механическую целостность.
31 (i) Под-элемент
.
Запланированных Остановок
предполагает, что даже
запланированные остановки
могут увеличить частоту
отказов (см. Таблицу 8.19).
32 (ii) Под-элемент Внеплановых
.
Остановок требует усреднение
числа внеплановых остановок в
год (см. Таблицу 8.20). Среднее
число остановок в
год___________.
Элемент непрерывности (Σ
Строки 31, 32)
34 Элемент Стабильности
.
Технологического Процесса
(см. Таблицу 8.21)
разрабатывается на основе
руководящих указаний,
призванных охарактеризовать
степень стабильности завода.
Степень стабильности________.
Элемент Предохранительной Арматуры отражает важность предохранительной арматуры для
защиты оборудования.
35 Элемент Обслуживания
.
Предохранительной Арматуры
(см. Таблицу 8.22) измеряет
ключевые параметры
программы. Категория
обслуживания
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
247
предохранительной
арматуры__________.
36 Состав технологического
.
потока может повлиять на
надежность предохранительной
арматуры (см. Таблицу
8.23).Категория под-элемента
Загрязнения_________.
37 Под-элемент Коррозионной
.
Системы (см. Таблицу 8.24)
Да__ Нет___
38 Под-элемент Очень Чистой
.
Работы
(см. Таблицу 8.25) Да___
Нет___
39 Элемент предохранительной
.
арматуры (Σ Строки 35, 36, 37,
38)
40 Комбинированный
.
вспомогательный показатель
Технологического Процесса (Σ
Строки 33, 34, 39)
41 Фактор Модификации
.
Оборудования (Σ Строки 11, 15,
30, 40)
Фактор Модификации Организации Обеспечения Техники Безопасности
42 Внесите баллы Фактора
.
Модификации Обеспечения
ТБ____. Из рисунка 8.5, Фактор
Модификации Обеспечения ТБ
Скорректированная частота отказов
Размеры отверстий
¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
43 Умножьте Частоту Типичных
.
Отказов на Фактор
Модификации Оборудования и
на Фактор Модификации
Обеспечения ТБ (Строка 2 х
Строка 41 х Строка 42).
Часть С.1 Расчет Последствий Возгорания
Раздел 7.8
Оценка области последствий возгорания для оборудования и персонала из-за воспламенения
выбросов углеводородов
Типичный материал
1. Скопируйте типичный материал (Строка 1 из Рабочей книги по расчету скорости выброса,
Часть А).
Размер отверстий ¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
Тип выброса
2. Скопируйте
тип
выброса
мгновенный
(Строка 23 из рабочей книги
расчета
скорости
выброса,
Часть А).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
248
Скорость выброса или масса
3. Скопируйте скорость выброса Фунтов
Фунтов
или массу (Строка 13 или 14 или
или
или 15 или 28 из рабочей книги фунтов/мин
фунтов/мин
расчета
скорости
выброса,
Часть А), в зависимости от типа
выброса.
Скорость обнаружения
4. Скопируйте Строку 3 из
рабочей
книги
скорости
выброса
(
скорость
обнаружения, применительно к
системам
обнаружения,
имеющимся на данном участке).
Скорость изолирования
5. Скопируйте Строку 4 из
рабочей
книги
скорости
выброса
(скорость
изолирования, применительно к
системам
изолирования,
имеющимся на данном участке).
Корректировки для минимизации последствий случаев возгорания
6. Посмотрите на Таблицу 7.10 в Фунтов
Фунтов
Разделе 7.8 для корректировки или
или
скорости выброса или массы, на фунтов/мин
фунтов/мин
основании Строк 4 и 5 выше.
Внесите
скорректированную
скорость выброса или массу.
В
отношении
систем
минимизации,
которые
сокращают область последствий
(пожарная система затопления,
стволы пожарные лафетные или
система
пенного
пожаротушения), произведите
корректировку в Строке 9.
Область повреждения оборудования
7. Посмотрите
на
уравнения кв. футов
Повреждения Оборудования в
Таблице 7.10 и 7.13 Уравнения
Последствий и замените «х» на
скорректированную
скорость
выброса или массу (Строка 6) в
соответствующих уравнениях.
(Используйте информацию в
Строках 1, 2 и 3 для выбора
правильного
уравнения).
Используйте Таблицу 7.12 или
7.13, если жидкость на 80ºF
выше, чем температура ее
самовоспламенения,
в
кв. футов
Фунтов
или
фунтов/мин
Фунтов
или
фунтов/мин
Фунтов
или
фунтов/мин
Фунтов
или
фунтов/мин
кв. футов
кв. футов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
249
противном случае, используйте
Таблицу 7.10 или 7.11.
Область потенциальных случаев с летальным исходом
кв. футов
кв. футов
8. Посмотрите
на
Область кв. футов
Потенциальных
Случаев
с
Летальным Исходом в Таблицах
7.10
и
7.13
Уравнения
Последствий и замените «х» на
скорректированную
скорость
выброса или массу (Строка 6) в
соответствующих уравнениях.
(Используйте информацию в
Строках 1, 2 и 3 для выбора
правильного
уравнения).
Используйте Таблицу 7.12 или
7.13, если жидкость на 80ºF
выше, чем температура ее
самовоспламенения,
в
противном случае, используйте
Таблицу 7.10 или 7.11.
Смягчение последствий
9. Если последствие может быть кв. футов
кв. футов
кв. футов
смягчено с помощью какихлибо систем минимизации в
Таблице 7.14, Раздел 7.8, то
уменьшите
Область
Повреждения
Оборудования
(Строка 7) на рекомендуемый
процент. Это и будет являться
Областью
Повреждения
Оборудования.
10 Если последствие может быть кв. футов
кв. футов
кв. футов
.
смягчено с помощью какихлибо систем минимизации в
Таблице 7.14, Раздел 7.8, то
уменьшите
нескорректированную Область
Потенциальных
Летальных
Случаев
(Строка
8)
на
рекомендованный процент. Это
и будет являться Областью
Потенциальных
Летальных
Случаев.
Часть С.2 Расчет Последствий Токсичности
Раздел 7.8.2
Оценка области последствий токсичности для выбросов HF или H2S.
1. Внесите токсичный материал и
процент токсичного материала.
Примечание:
справочные
таблицы разработаны только
для HF и H2S.
кв. футов
кв. футов
кв. футов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
250
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Размеры отверстий
Скопируйте
тип
выброса
(Строка 24 из Рабочей Книги
Расчета Скорости Выброса,
Часть А).
Умножьте скорость выброса
(Строка 13 или 14 или 15 из
Рабочей
Книги
Расчета
Скорости Выброса, Часть А) на
процент токсичного материала.
Для «мгновенного» выброса
перейдите на Строку 8.
Скопируйте
длительности
выбросов (Строка 25 в Рабочей
Книге
Расчета
Скорости
Выброса, Часть А).
Имеется ли в наличии система
пожаротушения
затоплением/распылением?
Да___ Нет_____.
Если Строка 5 – «да», то
используйте
проектную
информацию
системы
пожаротушения распылением
для
оценки
уменьшения
скорости выброса или массы.
Для
«продолжительного»
выброса см. Рисунок 7-5 (HF)
или Рисунок 7-6 (H2S).
Постройте
кривую
при
следующей
максимальной
длительности выброса.
Внесите область последствия,
соответствующую
скоростям
выброса, приведенным в Строке
6 (при наличии системы
затопления) или в Строке (если
такой системы нет).
Для «мгновенного» выброса
внесите общий предельный
объем
выброса
жидкости
(Строка 28 из Рабочей Книги
Расчета Скорости Выброса,
Часть А).
Для «мгновенного» выброса
смотрите
Рисунок
7-8.
Постройте
кривую
применительно к выбранному
материалу. Внесите область
последствия
для
массы
выброса, приведенной в Строке
¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
Фунтов/сек
Фунтов/сек
Фунтов/сек
Фунтов/сек
мин.
мин.
мин.
мин.
Фунтов/сек
Фунтов/сек
Фунтов/сек
Фунтов/сек
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
фунтов
фунтов
фунтов
фунтов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
251
8.
Внесите результаты Строки 7 кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
или Строки 9 в данную строку.
Это будет область последствий
токсичности.
Часть С.3 Расчет Последствий для Окружающей Среды
Раздел 7.8.3
Оценка экономических потерь (в долларах) из-за разлива жидкости и связанной с ним
очисткой
Шаг I. Подсчитайте объем разлива
1. Скопируйте
нормальную ºF
температуру кипения (НТК)
материала (Строка 20 из
Рабочей
Книги
Расчета
Скорости Выброса, Часть А).
Если НТК < - 300ºF то внесите
«не применимо». Не будет
существенных последствий для
окружающей среды при отказе
данного
оборудования.
В
противном
случае,
продолжайте.
2. Скопируйте
имеющийся фунтов
максимальный
предельный
объем жидкости (Строка 28 из
Рабочей
Книги
Расчета
Скорости Выброса, Часть А).
3. Внесите плотность жидкости фунтов/галлон
материала при атмосферном
давлении и температуре.
4. Умножьте плотность жидкости галлонов
на имеющийся максимальный
предельный объем жидкости
(Строка 2-Строка 3). Это будет
являться
максимально
разрешенным
объемом
жидкости, которая может быть
разлита (Vмакс.).
Подземный выброс
¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
5. Имеется ли выброс из стенки
емкости,
который
осуществляется ниже уровня
земли? Если ответ «нет», то
перейдите на строку 10. Да___
Нет____
6. Внесите
соответствующие галлонов/день галлонов/ден галлонов/ден галлонов/де
скорости утечки на основании
ь
ь
нь
типа фундамента.
(См. Таблицу 7.13 в Разделе
7.8.3).
Для
случаев
мгновенного
10
.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
252
выброса используйте скорости
утечки
для
имеющихся
наибольших размеров отверстий
(4 дюйма).
Мгновенные
выбросы
под
землей
расцениваются
как
продолжительные,
поскольку
окружены почвой со всех
сторон емкости, таким образом,
предотвращая
мгновенный
выброс.
7. Внесите
соответствующее
время обнаружения или порог
массового
выброса,
на
основании метода обнаружения
(См. Таблицу 7.13 в Разделе
7.8.3).
8. Рассчитайте объем выброса,
умножив Строку 6 на Строку 7.
Внесите значение. Это будет
объемом подземного выброса.
9. Является ли объем подземного
выброса
>
максимально
имеющегося объема?
(Строка 8>Строки 4)? Да___
Нет___
Если «да», то внесите значения
в Строку 4.
Если «нет», то внесите значения
в Строку 8.
Если другие стенки емкости –
выше уровня земли, перейдите
на Строку 10. В противном
случае, перейдите на строку 12.
Поверхностный выброс
10 Умножьте скорость выброса
.
жидкости
на
время
изолирования. (Строка 15 х
Строка 5 из Рабочей Книги
Расчета Скорости Выброса,
Часть А). Не превышайте
значения в Строке 2, Части С.3.
11. Умножьте плотность жидкости
на выброс материала (Строка 3
х Строка 10) для получения
объема разлива. Внесите объем
разлива. Если объем выброса
материала
превышает
максимально
разрешенный
уровень
объема
жидкости
(Строка 10> Строки 2), то
используйте
максимально
дней
дней
дней
дней
галлонов
галлонов
галлонов
галлонов
¼ дюйма
фунтов
1 дюйм
фунтов
4 дюйма
фунтов
Разрыв
фунтов
галлонов
галлонов
галлонов
галлонов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
253
разрешенный уровень объема
жидкости для расчета объема
разлива.
Шаг II. Устраните сценарии с отсутствием воздействия на окружающую среду
(только подземный разлив, с организацией насыпи, продолжительный)
12 Внесите
вторичный
объем галлонов
.
изоляции (например, защитная
насыпь), если таковой нет –
внесите 0 и перейдите на
Строку 17.
13 Представив
насыпь
.
прямоугольной
формы,
определите, какая из 4 ее сторон
является
критической
преградой (т.е. такая стенка
линии
ограждения,
при
перетекании
разлива
через
которую, потребуется очистка;
не критическими будут те
стенки,
которые
являются
общими
с
прилегающими
насыпями).
Внесите
коэффициент
критической (Ккрит.) стенки
(0._._._.1).
Если Ккрит.=0, то сценарий
можно отменить. Перейдите на
Строку 30 и запишите 0 для
всех размеров отверстий.
14 Вычтите объем выброса из галлонов
галлонов
галлонов
.
объема насыпи (Строка 11 –
Строка 12)
15 Объем выброса < объема Да
Да
Да
.
насыпи? (Строка 14 < 0)
Нет
Нет
Нет
Обвести кружочком Да или Нет.
16 Является ли насыпь замкнутой Да
.
и непроницаемой? (т.е. ее Нет
невозможно преодолеть).
Обвести кружком Да или Нет.
17 Если обе Строки 15 и 16 – «да»,
.
то внесите 0 в этой Строке и в
Строке 30 для соответствующих
размеров
отверстий.
Пропустите данные размеры
отверстий в Строке 18 и Строке
19. В противном случае,
продолжайте.
Шаг
III.
Рассчитайте
объем, ¼ дюйма
1 дюйм
4 дюйма
высвободившийся в окружающую
среду
19 При поверхностном выбросе
галлонов
Да
Нет
Разрыв
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
254
.
без ограждающих насыпей,
объем
такого
выброса
в
окружающую среду (Vсреда.)
будет равен объему в Строке 11.
19 Внесите вероятность того, что
.
дренаж насыпи может быть
открыт
(предполагаемое
значение 0,025).
20 Умножьте объем насыпи на галлонов
.
Строку 19.
21 Приплюсуйте Строку 20 к галлонов
.
Строке 14. Это будет являться
объемом
выброса
в
окружающую
среду
из
протечек, не имеющих характер
разрыва.
22 Для случаев продолжительного галлонов
.
выброса, если Строка 14 < 0,
внесите значение Строки 14 в
качестве объема выброса в
окружающую среду (Vсреда. ).
Объем перетекания через стенку защитной насыпи
23 Рассчитайте
соотношение
.
максимально
разрешаемого
объема выброса и объема
насыпи (Строка 4/Строку 12).
Запишите значение.
24 Из Таблицы 7-19 в Разделе
.
7.8.3. получите коэффициент
Кобъем.,
соответствующий
значению в Строке 20. Внесите
Кобъем.
25 Внесите среднее расстояние от футов
.
центра
протечки
до
критических стенок насыпи.
26 Внесите радиус емкости
футов
.
27 Внесите соотношение среднего
.
расстояния от центра емкости
до критических стенок и
радиуса емкости (Красст.=Строка
25/Строку 26).
28 Умножьте Строку 4 х Строку 13 галлонов
.
х Строку 24 х Строку 27. Это
будет объемом разлива в
окружающую
среду
при
мгновенном выбросе
(Vсреда.= Vмакс. х Ккрит. х Кобъем. х
29
галлонов
галлонов
галлонов
галлонов
галлонов
галлонов
К расст.).
Сложите Строки 22 и 28 выше галлонов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
255
.
для определения общего объема
наземного выброса.
Шаг IV. Рассчитайте Окончательный Объем Жидкости – Только для наземного выброса.
30 Внесите константу испарения
.
для материала (К)
(См. таблицы 7-19 или Рисунки
с 7-10 по 7-13 в Разделе 7.8.3
31 Внесите
расчетное
время, часов
.
необходимое для завершения ½
усилий по очистке (t ½)
32 Рассчитайте
показатель
.
окончательного
объема
жидкости Fжидк. (количество
неиспарившейся
жидкости).
Используйте уравнение 7.12 в
Разделе 7.8.3, которое будет
функцией К и t ½.
Если выброс был подземным, то
Fжидк. = 1.
Шаг V. Определите Стоимость Очистки за единицу объема
33 Внесите расчетную стоимость долларов/галлон
.
очистки за единицу объема при
подземном выбросе (если нет
данных,
то
предлагаются
стоимостные
значения,
приведенные в Таблице 7.16 в
Разделе 7.8.3).
34 Внесите результат расчета для долларов/галлон
.
наземного выброса, Таблица
7.20
35 Определите стоимость очистки $
$
$
$
.
подземного выброса путем
умножения
Строки
9
на
стоимость очистки подземного
выброса (Строка 33)
36 Для наземного выброса - $
$
$
$
.
умножить Строку 32 на Строку
34 для определения стоимости
очистки наземного выброса.
37 Сложите Строки 35 и 36 для $
$
$
$
.
определения общей стоимости
очистки
для
единицы
оборудования.
Часть С.4 Расчеты по Приостановке Технологического Процесса
Подход с точки зрения ежедневной потери стоимости – Раздел 7.8.4
Оценка экономических потерь из-за приостановки технологического процесса, если
ежедневные потери при остановке известны.
1. Внесите значение потерь в день, долларов/день
если
установка/устройство
остановлено.
2. Рассчитайте
стоимость долларов/кв. фут
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
256
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
оборудования в установке в
пересчете на квадратные футы.
Запишите значение в данной
строке.
Размеры отверстий
Внесите
последствия
возгорания,
в выражении
объема
потерянного
оборудования,
из
Рабочей
Книги Последствий Возгорания
(Часть С1, Строка 9).
Умножьте Строку 2 на Строку 3
и запишите результат. Это будет
являться
Потерей
на
Повреждение
Оборудования
из—за возгорания.
Используя
Рисунок
7.14
Приостановка
Технологического Процесса по
отношению к Повреждению
Оборудования,
внесите
количество дней простоя из-за
повреждения оборудования в
Строке 4.
Является ли поврежденное
оборудование уникальным и
трудно заменимым, что может
привести к продолжительной
остановке установки? Если да,
то внесите расчетное время
простоя.
Если нет, то внесите 0.
Для каждого размера отверстия
используйте Таблицу 7.21 для
оценки возможности возгорания
данного
оборудования,
влекущего
повреждение
соседнего
критического
оборудования,
такого
как
силовые
кабели,
кабели
управления и т.п. Используйте
область в Строке 3 для оценки
вероятности.
Рассчитайте время простоя изза
повреждения
соседнего
критического оборудования и
внесите количество дней в
данную строку.
Умножьте Строку 7 на Строку 8.
Это будет ожидаемым временем
простоя
установки
из-за
повреждения
соседнего
¼ дюйма
кв. футов
1 дюйм
кв. футов
4 дюйма
кв. футов
Разрыв
кв. футов
4 доллара
долларов
долларов
долларов
дней
дней
дней
дней
дней
дней
дней
дней
дней
дней
дней
дней
дней
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
257
оборудования.
Внесите наибольшие значения
Строк 5, 6 и 9. Повторите для
каждого размера отверстий. Это
будет
являться
временем
простоя
установки
из-за
возникновения возгорания.
11. Умножьте каждую колонку
Строки 10 на Строку 1. Это
будет являться потерями из-за
приостановки технологического
процесса
в
результате
последствий
возгорания
в
отношении каждого размера
отверстия
12 Внесите число 5 в данную
.
колонку.
Это
базовый
множитель по умолчанию.
Размеры отверстий
13 Рассчитайте
способность
.
компании
к
замене
поврежденного оборудования.
Обратитесь к Таблице 7.22 в
Разделе 7.8.4.
14 Рассчитайте вероятность того,
.
что
данное
происшествие
нанесет ущерб критическому
оборудованию,
такому
как
силовые
кабели,
кабели
управления и т.п. Произведите
оценку для каждого размера
отверстия,
основываясь
на
области
повреждения,
показанной
в
Строке
3.
Используйте Таблицу 7.23 для
расчета вероятности.
15 Рассчитайте
показатель
.
последствий происшествия для
соседнего
критического
оборудования. Это значение
также может быть получено из
Таблицы 7.24.
16 Умножьте Строку 14 на Строку
.
15 и внесите результат в данную
строку.
17 До какой степени потеря
.
продукта из данной установки
влияет на работу другой
установки/оборудования?
Внесите
одно
число
на
основании
информации
Таблицы 7.25.
10
.
дней
дней
дней
дней
долларов
долларов
долларов
долларов
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
5
¼ дюйма
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
258
18
.
Сложите значения в строках 12,
13, 16 и 17. Запишите результат
в данной строке. Это будет
являться
суммарным
множителем для выбросов для
каждого размера отверстий.
19 Внесите
стоимость
.
оборудования
на
единицу
площади.
20 Внесите
последствия
.
возгорания,
в
выражении
площади
потерянного
оборудования, из Строки 3 в
данном разделе Рабочей Книги.
21 Умножьте Строку 19 на Строку
.
20. Это будет являться Потерей
при
Повреждении
Оборудования для каждого
размера отверстий при выбросе.
22 Умножьте значение в Строке 18
.
на количество в долларах в
Строке 21. Запишите результат в
данной строке. Это будет
являться
потерей
из-за
приостановки технологического
процесса
для
выброса
в
отношении каждого размера
отверстия.
Часть D. Расчет риска – Раздел 6.3
Значения риска в отношении
сценария выброса из одной
единицы оборудования
Размеры отверстий
1. Скопируйте результаты частоты
(Строка 43 из Части В, Рабочей
Книги Анализа Вероятности).
2. Скопируйте
результаты
последствий
возгорания
(Строка 9 – Повреждение
Оборудования или Строка 10 –
Область летального исхода из
Рабочей Книги Последствий
Возгорания, Часть С.1).
3. Скопируйте
результаты
последствий
токсичности
(Строка 10 из Рабочей Книги
Последствий
Токсичности,
Часть С.2).
4. Скопируйте
результаты
последствий для окружающей
среды (Строка 37 из Рабочей
Книги
Последствий
для
долларов / кв. фут
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
долларов
долларов
долларов
долларов
¼ дюйма
/ год
1 дюйм
/ год
4 дюйма
/ год
Разрыв
/ год
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
кв. футов
долларов
долларов
долларов
долларов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
259
Окружающей Среды, Часть
С.3).
5. Скопируйте
результаты долларов
долларов
долларов
приостановки технологического
процесса (Строка 11 или Строка
12
из
обоих
методов
определения
Последствий
Приостановки
Технологического Процесса в
соответствующей
Рабочей
Книге, Часть С.4).
Шаг I. Рассчитайте результаты риска
6. Умножьте
результаты кв. футов/год кв. футов/год кв. футов/год
последствия возгорания на
результаты частоты (Строка 1 х
х Строка 2).
7. Умножьте
результаты кв. футов/год кв. футов/год кв. футов/год
последствий токсичности на
результаты частоты (Строка 1 х
х Строка 3).
8. Умножьте
результаты
последствия для окружающей
среды на результаты частоты
(Строка 1 х Строка 4).
9. Умножьте
результаты
последствия
приостановки
технологического процесса на
результаты частоты (Строка 1 х
Строка 5).
10. Суммируйте риски возгорания кв. футов/год
для всех размеров отверстий (Σ
Строка 6)
11. Суммируйте риски токсичности кв. футов/год
для всех размеров отверстий (Σ
Строка 7)
12. Суммируйте
риски
для долларов/год
окружающей среды для всех
размеров отверстий (Σ Строка
8)
13. Суммируйте
риски долларов/год
приостановки технологического
процесса для всех размеров
отверстий (Σ Строка 9)
Шаг II. Рассчитайте индивидуальные последствия с различной степенью риска
14. Суммируйте частоту для всех /год
размеров отверстий (Σ Строка
1)
15. Определите
последствия кв. футов
возгорания
с
различной
степенью риска (Строка 10 /
Строку 14).
долларов
кв. футов/год
кв. футов/год
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
260
16.
Определите
последствия кв. футов
токсичности
с
различной
степенью
риска
(Строка
11/Строку 14).
17. Определите последствия для долларов
окружающей среды с различной
степенью
риска
(Строка
12/Строку 14).
18. Определите
последствия долларов
приостановки технологического
процесса с различной степенью
риска (Строка 13/Строку 14).
ПРИЛОЖЕНИЕ D – РАБОЧАЯ КНИГА ОЦЕНКИ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ
Раздел
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Содержание
Наименование
Руководство и администрирование
Информация по безопасности
технологического процесса
Анализ опасности технологического
процесса
Управление изменениями
Инструкции по эксплуатации
Приемы безопасной работы
Подготовка
Механическая целостность
Обзор предпусковой безопасности
Аварийное реагирование
Расследование происшествий
Подрядчики
Оценки системы управления
ВСЕГО:
1. Руководство и администрирование.
Руководство считается решающим фактором
применения и поддерживания усилий по эффективному
Управлению Безопасностью Технологического
Вопросы
6
10
Баллы
70
80
9
100
6
7
7
8
20
5
6
9
5
4
101
80
80
85
100
120
60
65
75
45
40
1000
Возможное
количество
баллов
Реальное
количество
баллов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
261
Процесса.
1.1 Имеет ли организация на корпоративном или
местном уровне общую директивную политику,
отражающую приверженность руководства
принципам Управления Безопасностью
Технологического Процесса, с постановкой упора на
вопросы безопасности и управления потерями?
1.2 Общая директивная политика –
а. отражена в инструкциях?
b. вывешена в различных местах?
c. включена во все нормативные буклеты?
d. включена в качестве отправной точки во все
основные программы подготовки?
e. используется другим способом? (Опишите)
1.3 Дается ли четкое определение ответственности за
вопросы безопасности технологического процесса и
охраны здоровья в должностных инструкциях
каждого управленца?
1.4 Установлены ли цели в области безопасности
технологического процесса и охраны здоровья для
всего управленческого персонала и включены ли
они в качестве важной составляющей при ежегодной
оценки его деятельности?
1.5. Какой процент от всей управленческой команды
принимал участие в формальных курсах подготовки
или в нештатных конференциях или семинарах по
Управлению Безопасностью Технологического
Процесса в течение последних трех лет?
1.6 Действует ли на площадке Комитет по безопасности
или его эквивалент?
a. Представляет ли состав комитета диагональный
срез организации?
b. Собирается ли комитет на регулярной основе и
документирует ли он в качестве рекомендации
соответствующие решения.
Всего баллов:
2. Информация по безопасности технологического
процесса
2.1
Имеются ли в наличии сертификаты безопасности
материала (СБМ) для всех химических веществ,
используемых или применяемых в каждой
установке?
a. Приведено ли максимальное количество среды
для каждого применяемого химиката?
b. Доступна ли данная информация для
эксплуатационного и обслуживающего персонала и
для соответствующего персонала подрядчиков на
объекте?
c. Указаны ли в ясной форме в Стандартных
Методах Работы и в программах подготовки
10
2
2
2
2
2
2
2
10
15
% х 10
5
5
5
70
Возможное
количество
баллов
5
Реальное
количество
баллов
2
2
2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
262
операторов опасные воздействия, если таковые
имеются, при неосторожном смешивании
различных материалов на объекте?
2.2 Имеются ли в наличии и применяются ли
процедуры контроля качества в обеспечение
соответствия всех полученных и используемых
материалов техническим условиям?
2.3 Имеется ли в наличии новейшая письменная
информация на установке, которая:
a. обобщает химическую составляющую
технологического процесса?
b. перечисляет верхний и нижний безопасный
уровень таких параметров, как температура,
давление, поток и состав?
c. констатирует последствия в отношении
безопасности при отклонении от таких уровней?
2.4 Имеется ли в наличии технологическая блок-схема
или упрощенная схема технологических потоков для
оказания помощи в понимании технологического
процесса оператором?
2.5 Имеются ли в наличии монтажно-технологические
схемы для всех установок на объекте?
2.6 Показано ли в документации все оборудование
установки, которое спроектировано и построено в
соответствии с всеми применимыми нормами,
стандартами и общепринятой добросовестной
инженерной практикой?
2.7 • Было ли все оборудование проверено на
соответствие проектным и строительным нормам,
стандартам или практикам, которые вышли из
употребления?
• Было ли документировано, что конструкция,
обслуживание, осмотр и проверка данного
оборудования позволят эксплуатировать его в
безопасном режиме?
2.8 Были ли составлены письменные протоколы для
каждой единицы технологического оборудования и
включают ли они следующее:
a. строительный материал
b. применяемые стандарты и нормы проектирования
c. классификация электрической части
d. конструкция системы сброса и технические
условия проектирования
e. проектирование системы вентиляции
f. системы безопасности, включая блокировку,
обнаружение и системы стравливания?
2.9 Существуют ли процедуры обеспечения того, что
каждое лицо с наличием ответственности за
управлением технологическим процессом имеет
реальное знание безопасности технологического
процесса, применительно к своим обязанностям?
2.10 Ведется ли документация сводной Информации о
10
3
3
3
5
10
8
4
4
1
1
1
1
1
1
5
8
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
263
безопасности технологического режима, как
указывалось выше, в качестве эталонной?
Отдельные элементы Информации могут
существовать в различных формах и местах, но
сводная информация должна подтверждать наличие
и местоположение каждого элемента.
Всего баллов:
3. Анализ опасности технологического
процесса
3.1
3.2
3.3
3.4
В отношении какого процента всех технологических
установок, которые имеют дело с опасными
химикатами на объекте, был проведен формальный
Анализ опасности технологического процесса в
течение последних пяти лет?
Был ли установлен приоритетный порядок для
проведения анализов опасности технологического
процесса в будущем?
Учитываются ли следующие факторы в качестве
основы для установления приоритетов:
a. количество токсичных, легковоспламеняющихся
или взрывоопасных материалов на объекте
b. уровень токсичности или реактивности
материалов
c. число людей в непосредственной близости к
установке, включая как внутриплощадочные, так и
внеплощадочные места
d. сложность технологического процесса
e. сложные условия эксплуатации или условия,
которые могут вызвать коррозию или эрозию?
Выполнялись ли анализы опасности
технологического процесса в отношении:
a. опасностей процесса?
b. обзора предыдущих отчетов о
происшествии/несчастном случае на
анализируемых установках для определения какихлибо предыдущих происшествий, которые имели
вероятность катастрофических последствий?
c. инженерного и административного контроля,
применительно к опасностям и взаимосвязям?
d. последствий провала инженерного и
административного контроля?
e. местоположения установок?
f. человеческого фактора?
g. количественной оценки возможных последствий
для безопасности и здоровья в результате не
осуществления контроля за персоналом?
Основываясь на самом последнем анализе
опасности технологического процесса:
a. имел ли руководитель команды опыт в
80
Возможное
количество
баллов
% х 10
Реальное
количество
баллов
5
1
1
1
1
1
2
2
2
2
2
2
2
3
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
264
применяемом технологическом приеме?
b. получил ли руководитель команды формальную
подготовку в отношении применяемого метода?
c. был ли хотя бы один член команды экспертом в
области применяемого технологического процесса,
который анализируется?
d. были ли представлены все соответствующие
дисциплины или привнесены согласно требованиям
в процессе анализа?
e. являлся ли хотя бы один из членов команды тем
лицом, которое не принимало участие в
первоначальном проектировании установки?
3.5 Имеется ли в наличии формальная система, быстро
реагирующая на результаты и рекомендации
анализа опасности технологического процесса, с
тем, чтобы обеспечить своевременную их
реализацию с соответствующим
документированием?
a. Если да, то оформлены ли расписания для их
реализации?
b. требует ли система, чтобы решения относительно
рекомендаций в анализах опасности
технологического процесса и статус их применения
были доведены до всего эксплуатационного,
обслуживающего и другого персонала, который
может пострадать?
3.6 Соответствует ли методология, применяемая в
прошлых и/или планируемых будущих анализах
опасности технологического процесса, сложности
процесса?
3.7 Проводится ли анализ опасности технологического
процесса лицом, которое прошло подготовку для
применения методов?
3.8 Основываясь на самом последнем проведенном
анализе опасности технологического процесса являются ли средние показатели анализа
соответствующими сложности анализируемой
системы? (Обычно, 2-4 монтажно-технологические
схемы средней трудности будут анализироваться в
течение дня).
3.9 После определения опасностей технологического
процесса, были ли оценены вероятность и
последствия сценариев отказа, с использованием
количественного или качественного метода?
Всего баллов:
4. Управление изменениями
4.1
Имеется ли на предприятии письменно
3
3
3
3
8
3
3
10
12
10
5
100
Возможное
количество
баллов
9
Реальное
количество
баллов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
265
прописанная процедура Управления Изменениями,
которая должна соблюдаться в случаях, когда
добавляются новые установки или осуществляются
изменения в технологии?
Являются ли утвержденные процедуры ясно
обозначенными на соответствующем уровне?
4.2
Задействуют ли следующие типы «изменений»
процедуру Управления изменениями?
a. физические изменения в установке, другие
нежели чем просто замена (расширения,
модификация оборудования, изменения систем
КИП и сигнализации и т.п.)
b. изменение химикатов технологического
процесса (сырье, катализаторы, растворители и
т.п.)
c. изменение состояния технологического
процесса (рабочие температуры, давление,
объемы выпуска и т.п.)
d. существенные изменения эксплуатационных
режимов (последовательности запуска или
остановки, изменение в персонале установки или
ее задач и т.п.)
4.3
Имеется ли ясное понимание на предприятии о
том, что представляет собой «временное
изменение»?
a. включает ли в себя Управление изменениями
временные изменения в такой же степени, как и
постоянные изменения?
b. отслеживаются ли устройства, установленные
как «временные», на предмет их удаления после
соответствующего периода времени или перевода
в постоянные?
4.4
Требуют ли процедуры Управления Изменениями
конкретно следующие действия при внесении
изменений в технологический процесс?
a. требуют соответствующего Анализа Опасности
технологического процесса установки
b. обновление всех затронутых методов
эксплуатации
c. обновление всех затронутых программ
обслуживания и графиков обследования
d. изменение монтажно-технологических схем,
инструкции по эксплуатационным ограничениям,
сертификатов безопасности материала и любой
другой затронутой информации по безопасности
технологического процесса
e. уведомление всего эксплуатационного и
обслуживающего персонала, работающего в
области изменения и обеспечение
соответствующей подготовки
f. уведомление всех подрядчиков, затронутых
изменением
5
4
4
4
4
5
4
5
3
3
3
3
3
3
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
266
g. исследование воздействия предложенного
изменения на все отдельные, но взаимосвязанные
установки вверх и вниз по технологическому
потоку
4.5
Когда изменения произведены в технологическом
процессе или в методе эксплуатации, то имеются
ли письменно прописанные процедуры,
требующие чтобы воздействие таких изменений
на оборудование и строительные материалы было
бы изучено для того, чтобы определить, вызывают
они ускорение износа или отказа или приведут к
различным видов отказа механизмов в
технологическом оборудовании?
4.6
При изменении оборудования или строительных
материалов путем замены или при техническом
обслуживании имеется ли система формального
отслеживания металлургических изменений,
чтобы быть уверенным в том, что новый материал
годен для технологического процесса?
Всего баллов:
5. Инструкции по эксплуатации
5.1
5.2
5.3
Имеются ли в наличии в письменной форме
инструкции по эксплуатации, доступные для
эксплуатационного и обслуживающего персонала
на всех установках?
Имеется ли в инструкциях по эксплуатации ясное
определение должностных обязанностей лица или
лиц, ответственных за эксплуатацию каждого
соответствующего участка?
Учитываются ли следующие эксплуатационные
процедуры в Стандартных Инструкциях по
Эксплуатации?
a. начальный запуск
b. нормальная (равно как и аварийная)
эксплуатация
c. нормальная остановка
d.1. аварийная остановка
d.2. определены ли должностные обязанности
лица или лиц, которые могут инициировать
данные процедуры?
e. шаги, необходимые для корректировки или во
избежание отклонения от эксплуатационных
ограничений и последствий отклонений
f. запуск после эксплуатационного цикла
g. системы безопасности и их функции
3
10
5
80
Возможное
количество
баллов
10
Реальное
количество
баллов
5
2
2
2
2
2
2
2
2
Учитываются ли следующие положения в
отношении безопасности и охраны здоровья в
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
267
5.4
5.5
5.6
составе Стандартных Инструкций по
Эксплуатации для химикатов, используемых в
технологическом процессе?
a. свойства и опасность химикатов
b. предосторожность, требуемая для
предотвращения контакта, включая контроль и
персональные средства защиты
c. меры по обеспечению контроля, которые
следует предпринять при наличии физического
контакта
Составлены ли Стандартные Инструкции по
Эксплуатации на предприятии в ясной и краткой
форме для обеспечения эффективного понимания
и соблюдения пользователями?
Имеются ли адекватные процедуры для
передачи/обменом информацией между сменами?
Как часто инструкции по эксплуатации формально
изучаются с целью обеспечения отражения
текущих технологических режимов и как часто
они обновляются согласно требованиям?
(Выберите один из следующих ответов):
- по крайней мере, ежегодно или по мере
осуществления изменений
- каждые два года
- только когда осуществляются серьезные
технологические изменения
- нет установленного графика
Как часто осуществляется непредвзятая оценка
уровня соответствия письменным инструкциям по
эксплуатации? (Выберите один из ответов):
- каждые 6 месяцев
-ежегодно
-каждые 3 года
- не осуществляется
Всего баллов:
3
4
3
10
10
11
6
3
0
5.7
6. Приемы безопасной работы
6.1
Были ли разработаны и применены приемы
безопасной работы для работников и подрядчиков
для обеспечения контроля опасных факторов в
процессе эксплуатации или обслуживания,
включая:
a. огневые работы
b. работы с электрическими кабелями
c. ограничение доступа/вывешивание
предупреждающих плакатов
d. вход в закрытое пространство
e. открывание технологического оборудования или
трубопроводов
8
4
2
0
80
Возможное
количество
баллов
Реальное
количество
баллов
2
2
2
2
2
2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
268
6.2
6.3
6.4
6.5
6.6
6.7
f. вход на установку обслуживающего и
лабораторного персонала, персонала подрядчика и
другого вспомогательного персонала
g. въезд транспортных средств
h. работа крана
i. работа с особенно опасными материалами
(токсичными, радиоактивными и др.)
j. осмотр или обслуживание работающего
оборудования
Требуют ли все приемы безопасной работы,
перечисленные в пункте 6.1, санкции или
разрешения на осуществление работы перед ее
началом?
Если да, то включены ли в разрешающие
процедуры следующие положения?
a. формы, которые адекватно охватывают
предметную область
b. ясные инструкции с обозначением количества
выпущенных копий и получателя каждой копии
c. санкции, требуемые для выдачи
d. процедура сдачи работы по ее завершении
e. процедура продления или перевыдачи после
пересмены
Была ли проведена формальная подготовка лиц,
выдающих вышеперечисленные разрешения?
Были ли подготовлены соответствующие
работники в отношении вышеупомянутого
разрешения и требований к процедуре?
Как часто осуществлялась независимая оценка
(например, Отделом Безопасности или
аналогичным органом) с доведением результатов
до соответствующих управленцев для
определения степени соответствия требованиям в
отношении разрешений на работу и
специализированных процедур касательно
основных установок внутри организации?
(Выберите один ответ):
- каждые 3 месяца
- каждые 6 месяцев
- ежегодно
- не осуществляется
Предусмотрена ли процедура, которая требует,
чтобы все процедуры выдачи разрешений на
работу и правила эксплуатации, были бы
формально пересмотрены, по крайней мере,
каждые три года и обновлены, если потребуется?
Показывают ли записи, что такие пересмотры
проводятся на своевременной основе?
Проводились ли исследования с целью
определения соответствия рабочих условий
стандартам эргономики?
Были ли обнаружены какие-либо недостатки при
2
2
2
2
10
1
1
1
1
1
10
10
8
4
2
0
10
5
4
4
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
269
проведении исследования и если таковые имели
место, то были ли они исправлены?
Всего баллов:
7. Подготовка
7.1
7.2
7.3
7.4
7.5
7.6
Имеется в наличии письменная инструкция,
которая определяет общую подготовку в
отношении общезаводских мероприятий по
безопасности, методов работы и т.п., которую
получит только что принятый на работу персонал?
Имеется в наличии письменная инструкция,
которая определяет количество и содержание
специального обучения на площадке в дополнение
к общей подготовке согласно пункту 7.1, которое
вновь нанятый на операционные должности
персонал получит перед осуществлением своих
обязанностей?
Предполагает ли инструкция, упомянутая в пункте
7.2, что подготовка должна включать в себя
следующее?
a. обзор технологии и ее особенности в части
безопасности и охраны здоровья
b. подготовка для всех эксплуатационных
процедур
c. подготовка к аварийным внутриплощадочным
процедурам
d. упор на вопросы обеспечения безопасности,
такие как разрешения на работу, важность
блокировки и другие системы безопасности и т.п.
e. приемы безопасной работы
f. соответствующие базовые навыки
По завершении формальной подготовки персонала,
какой метод применяется для проверки понимания
персоналом представленной информации?
(Выберите один ответ)
- эксплуатационные испытания с последующим
документированным наблюдением
- только эксплуатационные испытания
- без проверки на понимание
Как часто оперативный персонал получает
формальную обновленную подготовку? (Выберите
ответ)
- по крайней мере, один раз в три года
- только в случае осуществления серьезных
изменений в технологии
- никогда
Каков средний объем подготовки, осуществляемой
для каждого члена оперативного персонала в год, в
среднем по всем категориям? (Выберите ответ)
- 15 дней/год или больше
85
Возможное
количество
баллов
10
Реальное
количество
баллов
10
3
3
3
3
3
3
10
3
0
10
5
0
10
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
270
- от 11 до 14 дней/год
- от 7 до 10 дней/год
- от 3 до 6 дней/год
- менее 3 дней/год
7.7
Применялся ли систематический подход
(например, инспектирование персонала, анализ
задач и т.п.) для определения необходимости
подготовки персонала на предприятии, включая
программы подготовки, упомянутые в пп. 7.1 и
7.2?
a. установлены ли соответствующие программы
подготовки для каждого выделенного аспекта?
b. пересматриваются и обновляются ли аспекты
подготовки периодически?
7.8
Включены ли следующие вопросы в заводскую
формальную программу подготовки?
a. квалификация для инструкторов определена и
документирована для каждого инструктора
b. используются учебные планы в письменной
форме, которые пересмотрены и утверждены с
целью полного покрытия темы
c. учебные пособия и тренажеры используются,
где необходимо, для организации практического
обучения
d. каждым инструктором ведутся записи с
указанием даты подготовки и средств,
применяемых для проверки понимания темы
обучения
Всего баллов:
8. Механическая целостность
8.1
8.2
Был ли разработан письменный план осмотра
технологической установки, включающий в себя
следующие элементы:
a. определено ли все оборудование, подлежащее
осмотру?
b. были ли обозначены обязанности по
проведению осмотра?
c. установлена ли частота проведения осмотров?
d. определены ли методы и места проведения
осмотров?
e. определены ли требования по информированию
о проведенных осмотрах?
Включает ли в себя план осмотра, упомянутый в
пункте 8.1, программу формального, внешнего
визуального осмотра для всех технологических
установок?
a. учтены ли все нижеприведенные факторы при
осуществлении программы визуального осмотра:
внешнее состояние оборудования, изоляция,
7
5
3
0
4
4
4
5
5
5
5
100
Возможное
количество
баллов
Реальное
количество
баллов
2
2
2
2
2
2
1
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
271
8.3
8.4
8.5
8.6
окраска/покрытия, опоры и крепления, а также
факторы, определяющие механические
повреждения, коррозию, вибрацию, утечку или
несправные компоненты или ремонт?
b. основываясь на плане осмотра, упомянутом в п.
8.1, осуществлялся ли такой визуальный осмотр
всех емкостей под давлением на установке хотя
бы каждые 5 лет?
c. основываясь на данном плане осмотра, все ли
внутриплощадочные системы трубопроводов,
которые имею дело с летучими,
легковоспламеняющимися, токсичными,
кислотными и щелочными продуктами, а также с
аналогичными материалами, подвергались
визуальному осмотру хотя бы каждые 5 лет?
Основываясь на плане осмотра, все ли емкости
под давлением на установке были подвергнуты
внутреннему или детальному осмотру, при
помощи неразрушающих методов хотя бы каждые
10 лет?
Была ли осмотрена каждая единица
технологического оборудования
соответствующим персоналом для определения
возможных причин разрушения или отказа?
a. была ли использована эта информация для
установления методов осмотра, мест и частоты
осмотра и программ профилактического
технического обслуживания?
b. были ли установлены пределы дефектов на
основании подхода к годности к работе?
Используется ли формальная программа замера
толщины трубопроводов и емкостей?
a. в случае выбора мест для замера толщины:
1. является ли вероятность и последствие отказа
существенным фактором?
2. принимается ли во внимание локализованная
коррозия и эрозия?
b. отмечены ли точно места замера толщины на
чертежах для осмотра и на емкостях и системе
трубопроводов для осуществления повторных
замеров именно в тех же местах?
c. являются ли данные по толщинам свежими?
d. используются ли результаты для
прогнозирования оставшегося эксплуатационного
срока и для корректировки частоты будущих
осмотров?
Установлено ли максимально-допустимое рабочее
давление (МДРД) для всех систем трубопроводов,
используя соответствующие нормы и текущие
рабочие условия?
Были ли расчеты по МДРД обновлены после
каждого замера толщины, принимая во внимание
2
2
5
5
1
1
3
1
1
2
2
2
3
2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
272
8.7
8.8
8.9
8.10
8.11
8.12
8.13
последние данные по толщине стенок и степени
коррозии?
Существует ли письменная инструкция,
требующая соответствующего уровня
исследования и утверждения перед любыми
изменениями в частоте осмотров или методов и
процедур испытаний?
Были ли разработаны соответствующие
ведомости проверки и использовались ли они?
Пересматриваются и обновляются ли они при
изменении оборудования или технологии?
Документируются ли своевременно все осмотры,
испытания и ремонты, выполненные на
технологическом оборудовании?
Включена ли в документацию вся следующая
информация?:
a. дата проведения осмотра
b. имя лица, проводившего осмотр
c. наименование осматриваемого оборудования
d. описание осмотра или испытания
e. результаты осмотра
f. все рекомендации по результатам осмотра
g. дата и описание всех выполненных работ по
обслуживанию
Имеется ли письменная инструкция, требующая,
чтобы все установленные в процессе осмотра
неполадки технологического оборудования, были
исправлены безопасным образом и своевременно
отслеживаются ли они с последующим контролем
их выполнения?
a. используется ли система, помогающая
установить приоритеты для действий?
b. при обнаружении дефектов – принимаются ли
решения в отношении продолжения работы
оборудования на основании должной инженерной
оценки пригодности его к эксплуатации?
Имеется ли полный, современный и
централизованный файл для всей информации и
отчетов по программе осмотра?
Доступен ли данный информационный файл для
всех участников технологического процесса?
Прошли ли подготовку все работники, занятые в
обслуживании и осмотре технологического
оборудования, в отношении рассмотрения
технологии на предмет опасности?
Прошли ли подготовку все работники, занятые в
обслуживании и осмотре технологического
оборудования, в отношении инструкций,
применяемых касательно их должностных
обязанностей для того, чтобы они могли
выполнять такие обязанности безопасным и
эффективным образом?
5
3
2
3
3
5
1
2
3
2
5
3
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
273
8.14
8.15
8.16
8.17
8.18
8.19
Прошли ли инспекторы сертификацию в
соответствии с применимыми промышленными
нормами и стандартами (например, согласно
стандартам Американского Института Нефти API
510, 570 и 653)?
Проводились ли программы подготовки для
персонала подрядчика в части развития особых
навыков и умений, требуемых для безопасной
работы на данной установке или заводе?
Был ли составлен график для проведения
осмотров или испытаний всех клапанов сброса
давления на установке?
a. соблюдался ли график?
b. были ли полностью документированы все
осмотры и ремонт?
c. проводился ли ремонт персоналом, прошедшим
полную подготовку и имеющим опыт в
обслуживании клапанов сброса давления?
Соответствовала ли применяемая программа
профилактического обслуживания на установке
следующим критериям?:
a. все критические, с точки зрения безопасности,
элементы и другое ключевое оборудование, такое
как коммутационные устройства и вращающееся
оборудование, соответствующим образом
охвачены
b. ведомости проверки и листы осмотра
использовались
c. работа была завершена во время
d. программа постоянно модифицируется, на
основании данных осмотра
e. ремонт предписывается, отслеживается и
осуществляется в результате применения
программы профилактического технического
обслуживания
Имеется ли на предприятии программа
обеспечения качества строительства и
обслуживания с целью обеспечения:
a. применения соответствующих материалов?
b. соответствующих методов изготовления и
осмотра?
c. соответствия технического обслуживания
оборудования нормам и стандартам?
d. правильной сборки и плотной затяжки
фланцев?
e. правильного предписания, осмотра и хранения
сменных материалов и материалов для
технического обслуживания?
Ведется ли постоянный и прогрессивный учет
всех емкостей под давлением, который включает в
себя следующее?:
a. данные производителя и другие
5
5
3
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
5
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
274
соответствующие данные
b. идентификационные номера емкостей
c. информация о клапанах сброса давления
d. результаты всех осмотров, ремонтов,
изменений или изменений характеристик,
имевших место по настоящий момент
8.20
Являются ли достаточными имеющиеся системы,
такие как письменные требования, листы
списания контролера, для обеспечения
соответствия всех ремонтных работ по проекту и
изменений в отношении емкостей под давлением
или систем трубопроводов нормам, согласно
которым оборудование было построено, или
согласно нормам эксплуатационного ремонта и
осмотра?
Всего баллов:
9. Обзор предпусковой безопасности
9.1
9.2
9.3
9.4
Требует ли политика компании формальный
Анализ Опасности технологического процесса на
концептуальной стадии и/или стадии
проектирования всех новых проектов разработки,
строительства и серьезной модификации?
Имеется ли письменная инструкция, требующая,
чтобы все нижеперечисленные пункты были бы
выполнены перед запуском новой или существенно
модифицированной установки?
a. выданы письменные инструкции по
эксплуатации
b. проведена подготовка всего персонала,
задействованного в технологическом процессе
c. соответствующее техническое обслуживание,
осмотр, противоаварийные процедуры и меры
обеспечения безопасности имеют место
d. любые рекомендации на основании
проведенного Анализа Опасности
технологического процесса выполнены
Имеется ли письменная инструкция, требующая,
чтобы все оборудование было осмотрено пред
запуском для того, чтобы убедиться, что оно
установлено в соответствии с проектными
спецификациями и рекомендациями изготовителя?
a. требует ли инструкция формальных отчетов о
осмотрах на каждой соответствующей стадии
изготовления и строительства?
b. определяет ли инструкция корректирующие
действия и контроль исполнения в случае
обнаруженных неисправностей?
В предпусковом обзоре безопасности требуются ли
физические проверки для подтверждения:
120
Возможное
количество
баллов
10
Реальное
количество
баллов
10
10
5
5
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
275
a. устойчивости на утечку всего механического
оборудования перед введением в технологический
процесс высоко-опасных химикатов?
b. правильной работы всего контрольного
оборудования перед запуском?
c. правильной установки и эксплуатации всего
оборудования обеспечения безопасности (клапана
сброса давления, блокировки, оборудование по
обнаружению утечки и т.п.)?
9.5
Существует ли требование формального
документирования реализации пунктов в Вопросах
9.1, 9.2, 9.3 и 9.4 перед запуском, с копией
сертификации, направляемой руководству
предприятия?
Всего баллов:
10. Аварийное реагирование
10.1
10.2
10.3
Имеется ли на установке аварийный план в
письменной форме для реагирования на все
возможные аварийные ситуации?
Существует ли требование по формальному
пересмотру и обновлению аварийного плана,
согласно установленному графику?
a. включены ли в регламент Управления
Изменениями предприятия требования учитывать
возможное воздействие на аварийный план
предприятия?
b. пересматриваются ли результаты всех новых
или обновленных Анализов Опасности
технологического процесса для того, чтобы
определить, не потребуется ли внести изменения
в заводской аварийный план в результате вновь
обнаруженных опасностей?
Включено ли в аварийный план, по крайней мере,
следующее:
a. инструкции, обозначающие одно лицо в
качестве Координатора в аварийных ситуациях, с
ясным определением его/ее обязанностей
b. регламент по аварийной эвакуации и
определение путей эвакуации
c. регламенты, которые должны выполнять
работники, которые продолжают выполнять
работы, критические для завода, перед своей
эвакуацией
d. регламенты, отвечающие за весь персонал
после аварийной эвакуации
e. обязанности по спасению и оказанию
медицинской помощи тех членов персонала, кто
их выполняет
f. предпочтительные средства сообщения о
5
5
5
5
60
Возможное
количество
баллов
10
Реальное
количество
баллов
2
2
2
2
2
2
2
2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
276
возгораниях и других аварийных ситуациях
g. регламенты по контролю за опасными
материалами
h. план поиска и спасения
i. регламент отбоя и регламент возвращения к
работе
10.4
Был ли организован центр аварийного управления
для установки?
Обладает ли он следующими минимальными
ресурсами?:
a. аварийный источник питания
b. соответствующие средства связи
с. копии монтажно-технологических схем,
постоянно действующих рабочих инструкций,
сертификатов безопасности материала, планов
участка и другой критической для безопасности
информации для всех технологических установок
на предприятии
10.5
Назначены ли лица, к которым можно обратиться
за дополнительной информацией или
объяснениями в отношении обязанностей каждого
при реализации аварийного плана?
Размещен ли список имен во всех подходящих
местах (операторских, центрах безопасности,
центрах аварийного управления и т.п.)?
10.6
Проводятся ли регулярные тренировки для
оценки и усиления аварийного плана?
Всего баллов:
11. Расследование происшествий
11.1
11.2
11.3
Имеется ли инструкция в письменной форме по
проведению расследования
происшествий/несчастных случаев,
охватывающая как несчастные случаи, так и
близкие к этому происшествия?
Имеется ли в инструкции требование о том,
чтобы результаты расследований и рекомендации
доводились адресно и решались своевременно?
Имеется ли в инструкции требование, чтобы в
состав команды расследования включались:
a. член команды, подготовленный в области
методов расследования чрезвычайных ситуаций?
b. линейный контролер или кто-нибудь, в равной
степени знакомый с технологией?
Укажите, требует ли процедура расследования
изучения следующих пунктов, проводимого
непосредственным контролером, с
фиксированием результатов в стандартной форме?
a. возгораний и взрывов
b. потерю собственности в размере или выше
2
2
2
5
2
2
2
5
2
10
65
Возможное
количество
баллов
10
Реальное
количество
баллов
5
3
3
2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
277
размера ее начальной цены
c. все не травмирующие ранения или
производственные заболевания
d. выбросы опасных веществ
e. другие несчастные случаи/происшествия
(случаи, близкие к ним)
11.4
Имеется ли стандартная форма для фиксации
расследований несчастных
случаев/происшествий, в которую включена
следующая информация?:
a. дата происшествия
b. дата начала расследования
c. описание происшествия
d. причины, приведшие к происшествию
e. оценка потенциальной серьезности и вероятной
частоты повторений
f. рекомендации по предотвращению повторений
11.5
На основании пересмотра заводских записей, до
какой степени, как вам кажется, соблюдаются
установленные процедуры расследования?
11.6
Если происшествие/несчастный случай имели
место вместе с отказом компонента или части
оборудования, то потребуются ли
соответствующие специалисты по осмотру или
инженеры для анализа отказа с целью
установления условий или режимов, которые
вызвали такой отказ?
11.7
Изучаются ли отчеты о расследовании
происшествий в отношении всего затронутого
персонала, чьи должностные обязанности имеют
отношение к обнаруженным происшествиям,
включая персонал подрядчиков, где это
применимо?
11.8
В течение периода последних 12 месяцев,
предавались ли отчеты о каких-либо
происшествиях или несчастных случаях на другие
участки производства этой же компании, где
эксплуатируются аналогичные установки?
11.9
Предписывают ли процедуры сообщения о
происшествиях и/или анализа опасности
технологического процесса рассмотрение и
включение в будущие Анализы Опасности
технологических процессов результатов всех
соответствующих докладов о происшествиях?
Всего баллов:
12. Подрядчики
12.1
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
5
10
5
6
6
75
Возможное
количество
баллов
Реальное
количество
баллов
Включают ли процедуры выбора подрядчиков
следующие действия перед подписанием
контракта?:
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
278
a. рассмотрение существующих программ
подрядчика по обеспечению безопасности и
охране здоровья
b. рассмотрение предыдущего опыта подрядчика в
отношении потерь
c. рассмотрение документации опыта и навыков,
необходимых для подтверждения выполнения
работы подрядчиком безопасным и эффективным
образом
12.2
Перед началом работы, сообщается ли подрядчику
в письменной форме следующее:
a. все известные потенциальные опасности
технологии и работы подрядчика?
b. заводские примы безопасной работы?
c. контроль входа/доступа?
d. все соответствующие положения плана по
аварийному реагированию?
12.3
Проводились ли с подрядчиком предварительные
совещания для рассмотрения фронта подрядных
работ и для доведения до него требований
компании в отношении безопасности,
обеспечения качества и рабочих характеристик?
12.4
Проводятся ли периодические оценки для того,
чтобы подрядчик обеспечил для своего персонала
подготовку, обучение, мониторинг и т.п.,
требуемые для того, чтобы персонал подрядчика
соблюдал все заводские регламенты безопасной
работы?
12.5
Охвачены ли все подрядчики, выполняющие
техническое обслуживание или ремонт,
профилактический ремонт, крупные обновления
или специальные работы, процедурами,
описанными в данном разделе?
Всего баллов:
13. Оценки системы управления
13.1
13.2
13.3
Как часто проводится формальная оценка в
письменной форме заводской системы
Управления Безопасностью технологического
процесса? (Выберите ответ)
- ежегодно
- каждые три года
- не проводится
Был ли разработан план действий для
удовлетворения потребностей программы в
соответствии с результатами последней оценки?
Основываясь на самой последней оценке, были ли
включены в оценочную команду люди со
следующими навыками:
a. формальная подготовка в технике оценки?
3
3
3
2
2
2
2
9
9
10
45
Возможное
количество
баллов
Реальное
количество
баллов
10
7
0
10
5
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
279
b. глубокое знание оцениваемого
технологического процесса?
13.4
Основываясь на рассмотрении самой последней
оценки – являлась ли охват и глубина оценки
подходящими для предприятия?
Всего баллов:
5
10
40
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
280
ПРИЛОЖЕНИЕ Е – ЗАКОН О ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ГИГИЕНЕ ТРУДА
(OSHA) 1910 и ПЕРЕЧЕНЬ ОПАСНЫХ ХИМИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ УПРАВЛЕНИЯ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Перечень особо опасных химикатов, токсических веществ и реактивов.
(Обязательный) (OSHA 1910. 119, Приложение А).
Данное Приложение содержит перечень токсичных и реактивных особо опасных
химикатов, которые представляют потенциальную возможность для развития
катастрофических событий, при пороговых концентрациях или при превышении пороговых
концентраций.
Химическое название
Номер по «КАС»а
Общее количество
(фунтов)b
2500
75-07-0
Ацетальдегид
150
107-02-8
Акролеин (2-акролеин)
250
814-68-6
Акрилоилхлорид
1000
107-05-1
Аллилхлорид
1000
107-11-9
Аллиламин
5000
Варьируется
Алкилалюминий
10000
7664-41-7
Аммиак безводный
15000
7664-41-7
Растворы аммиака (> 44% по массе)
7500
7790-98-9
Хлорнокислый аммиак
7500
7787-36-2
Перманганат аммиака
100
7784-42-1
Арсин (также называется
Мышьяковистым Водородом)
100
542-88-1
Хлорометиловый эфир
2500
10294-34-5
Трихлорид бора
250
7637-07-2
Трифторид бора
1500
7726-95-6
Бром
1500
13863-41-7
Хлорид брома
2500
7789-30-2
Пентафторид брома
15000
7787-71-5
Трифторид брома
100
106-96-7
3-бромопропин (также называется
пропаргил бромид)
5000
75-91-2
Бутил гидропероксид (третичный)
7500
614-45-9
Бутил пербензоат (третичный)
100
75-44-5
Хлорокись углерода (см. Фосген)
2500
353-50-4
Фторид карбонила
2500
9004-70-0
Нитрат целлюлозы (концентрация >
12,6% азота)
1500
7782-50-5
Хлор
1000
10049-04-4
Двуокись хлора
1000
13637-63-3
Пентафторид хлора
1000
7790-91-2
Трифторид хлора
500
107-30-2
Хлорметил метиловый эфир
500
76-06-2
Хлорпикрин
1500
Нет
Смесь хлорпикрина и метил бромида
1500
Нет
Смесь хлорпикрина и метил хлорида
5000
80-15-9
Гидропероксид кумена
аНомер по «Кемикл Абстракт
Сервис»
bПороговое количество в фунтах
(количество, на которое
распространяется данный стандарт).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
281
Химическое название
Цианоген
Хлорид цианогена
Цианурфторид
Диацетилпероксид (концентрация >
70%)
Диазометан
Дибензоилпероксид
Диборан
Дибутилпероксид (третичный)
Дихлорацетилен
Дихлорсилан
Диэтилцинк
Диизопропил перкарбонат
Диауроилпероксид
Диметилдихлорсилан
Диметилгидразинб 1,1Безводный диметиламин
2,4-динитроанилин
Этилметилкетонпероксид (также
метилэтилкетонпероксид:
концентрация > 60%)
Этилнитрит
Этиламин
Этиленфторгидрин
Этиленоксид
Этиленимин
Фтор
Формальдегид (Формалин)
Фуран
Гексафторацетон
Соляная кислота, обезвоженная
Плавиковая кислота, обезвоженная
Бромводород
Хлорводород
Циановодород, обезвоженный
Фторводород
Пероксид водорода (52% по массе
или больше)
Селеноводород
Сульфид водорода
Гидроксиламин
Пентакарбонил железа
Изопропиламин
Кетен
Метакрилальдегид__________
аНомер по «Кемикл Абстракт
Сервис»
bПороговое количество в фунтах
(количество, на которое
распространяется данный стандарт).
Номер по «КАС»а
460-19-5
506-77-4
675-14-9
10-22-5
Общее количество
(фунтов)b
2500
500
100
5000
334-88-3
94-36-0
19287-45-7
110-05-4
7572-29-4
4109-96-0
57-20-0
105-64-6
105-74-8
75-78-5
57-14-7
124-40-3
97-02-9
1338-95-5
500
7500
100
5000
250
2500
10000
7500
7500
1000
1000
2500
5000
5000
109-95-5
75-04-7
371-62-0
75-21-8
151-56-4
7782-41-4
50-00-0
110-00-9
684-16-2
7647-01-0
7664-39-3
10035-10-6
7647-01-0
74-90-8
7664-39-3
7722-84-1
5000
7500
100
5000
1000
1000
1000
500
5000
5000
1000
5000
5000
1000
1000
7500
7783-07-5
7783-06-4
7803-49-8
13463-40-6
75-31-0
463-61-4
78-85-3
150
1500
2500
250
5000
100
1000
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
282
Химическое название
Метакрилоилхлорид
Метакрилоил-оксиэтил-изоцианат
Метилакрилонитрил
Метиламин, безводный
Метилбромид
Метилхлорид
Метилхлорформиат
Метил-этил-кетон-пероксид
(концентрация > 60%)
Метилфторацетат
Метилфторсульфат
Метилгидразин
Йодистый метил
Метилизоцианат
Метилмеркаптан
Метил-винил-кетон
Метилтрихлорсилан
Карбонил (тетракарбонил) никеля
Азотная кислота (94,5% от массы
или более)
Окись азота
Нитроанилин (пара-Нитроанилин)
Нитрометан
Двуокись азота
Оксиды азота (NO, NO2, N2O4, N2O3)
Тетроксид азота
Трехфтористый азот
Триокись азота
Олеум (65% - 80% по массе; также
называется дымящейся серной
кислотой)
Тетроксид осмия
Двухфтористый кислород (Моноксид
фтора)
Озон
Пентаборан
Перуксусная кислота (концентрация
> 60% уксусной кислоты; также
называется надуксусной кислотой)
Перхлорная кислота(концентрация >
60% по массе)____
аНомер по «Кемикл Абстракт
Сервис»
bПороговое количество в фунтах
(количество, на которое
распространяется данный стандарт)
Номер по «КАС»а
920-46-7
30674-80-7
126-98-7
74-89-5
74-83-9
74-87-31
79-22-1
1338-23-4
Общее количество
(фунтов)b
150
100
250
1000
2500
5000
500
5000
453-18-9
421-20-5
60-34-4
74-88-4
624-83-9
74-93-1
79-84-4
75-79-6
13463-39-3
7697-37-2
100
100
100
7500
250
5000
100
500
150
500
10102-43-9
100-01-6
75-52-5
10102-44-0
10102-44-0
10544-72-6
7783-54-2
10544-73-7
8014-94-7
250
5000
2500
250
250
250
5000
250
1000
20816-12-0
7783-41-7
100
100
10028-15-6
19624-22-7
79-21-0
100
100
1000
7601-90-3
5000
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
283
Химическое название
Перхлорметилмеркаптан
Перхлорил фтора
Гидроперекись ацетила
(концентрация > 60% уксусной
кислоты, также называется
надуксусной кислотой)
Фосген (также называется хлорокись
углерода)
Фосфин (фосфористый водород)
Хлороксид фосфора (также
называется хлорокись фосфора)
Трихлорид фосфора
Хлорокись фосфора (также
называется хлороксид фосфора)
Пропаргилбромид
Пропилнитрат
Зарин
Гексафторид селена
Стибин (сурьмянистый водород)
Двуокись серы (жидкая)
Пентафторид серы
Тетрафторид серы
Триоксид серы (также называется
ангидрид серы)
Ангидрид суры (также называется
триоксид серы)
Гексафторид теллура
Тетрафторэтилен
Тетрафторгидразин
Тетраметилсвинец
Хлористый тионил
Трихлоросилан (хлорметил)
Трихлорсилан (дихлорпрофенил)
Трихлорсилан
Трифтор-хлор-этилен
Триметиоксисилан__________
аНомер по «Кемикл Абстракт
Сервис»
bПороговое количество в фунтах
(количество, на которое
распространяется данный стандарт)
Номер по «КАС»а
594-42-3
7616-94-6
79-21-0
Общее количество
(фунтов)b
150
5000
1000
75-44-5
100
7803-51-2
10025-87-3
100
1000
7719-12-2
10025-87-3
1000
1000
106-96-7
627-3-4
107-44-8
7783-79-1
7803-53-3
7446-09-5
5714-22-7
7783-60-0
7446-11-9
100
2500
100
1000
500
1000
250
250
1000
7446-11-9
1000
7783-80-4
116-14-3
10036-47-2
75-74-1
7719-09-7
1558-25-4
27137-85-5
10025-78-2
79-38-9
2487-90-3
250
5000
5000
1000
250
100
2500
5000
10000
1500
Таблица Е-1 – Перечень регламентируемых веществ и пороговые значения для
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
284
предотвращения случайных выбросов – требования к заявлениям согласно Разделу 112
(r) Закона о Чистом Воздухе, с поправками.
Химическое название
Номер по
Пороговое
Основание для
«КАС»
количество
внесения в
(фунтов)
перечень
(b)
5000
Ацетонциангидрин
75-86-5
(b)
1000
Акролеин
107-02-8
(b)
10000
Акрилонитрил
107-13-1
(b)
1000
Акрилоилхлорид
814-68-6
(b)
5000
Аллиловый спирт
107-18-6
(b)
1000
Аллиламин
107-11-9
(a,b)
1000
Аммиак безводный
7664-41-7
(a,b)
5000
Аммиак (водный раствор,
7664-41-7
концентрация 20% или выше)
(b)
5000
Анилин
62-53-3
(b)
1000
Пятифтористая сурьма
7783-70-2
(b)
5000
Трихлористый мышьяк
7784-34-1
(b)
500
Арсин
7784-42-1
(b)
1000
98-87-3
Бензальхлорид
(b)
1000
Бензоламин, 3- (трифторметил) –
98-16-8
(b)
500
98-07-7
Бензотрихлорид
(b)
1000
100-44-7
Бензолхлорид
(b)
1000
140-29-4
Бензолцианид
(b)
1000
10294-34-5
Трихлорид бора
(b)
1000
7637-07-2
Трифторид бора
(b)
5000
353-42-4
Состав трифторида бора с
метилэфиром (1:1)
(b)
1000
7726-95-6
Бром
(b)
10000
75-15-0
Дисульфид углерода
(a,b)
1000
7782-50-5
Хлор
(d)
500
10049-04-4
Двуокись хлора
(b)
1000
107-07-3
Хлорэтанол
(b)
10000
67-66-3
Хлороформ
(b)
500
542-88-1
Хлорметиловый эфир
(b)
1000
107-30-2
Хлорметил-метиловый эфир
(b)
10000
4170-30-3
Кротоновый альдегид
(b)
10000
123-73-9
Кротоновый альдегид, (Е) –
(d)
1000
506-77-4
Хлорциан
(b)
1000
110-57-6
Транс-1,4-дихлорбутен
(b)
10000
111-44-4
Дихлорэтиловый эфир
(b)
1000
75-78-5
Диметилдихлорсилан
(b)
5000
57-14-7
Диметилгидразин
(b)
1000
2524-03-0
Диметил-фосфорохлоридтиоат
(b)
10000
106-89-8
Эпихлоргидрин
(b)
10000
107-15-3
Этилендиамин
(b)
1000
151-56-4
Этиленимин
(a,b)
5000
75-21-8
Этиленоксид
(b)
500
7782-41-4
Фтор
(b)
500
50-00-0
Формальдегид
Таблица Е-1 – Перечень регламентируемых веществ и пороговые значения для
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
285
предотвращения случайных выбросов – требования к заявлениям согласно Разделу
112 (r) Закона о Чистом Воздухе, с поправками (продолжение).
Циангидрин формальдегида
Фуран
Гидразин
Соляная кислота (раствор с конц.
25% или выше)
Синильная кислота
Хлорид водорода (обезвоженный)
Плавиковая кислота
Пероксид водорода (конц.> 52%)
Селенид водорода
Сульфид водорода
Пентакарбонилжелезо
Изобутиронитрил
Хлорформиат изопропиловый
Лактонитрил
Метакрилонитрил
Метилбромид
Метилхлорид
Метиловый хлорформиат
Метилгидразин
Метилизоцианат
Метилмеркаптан
Метилтиоцианат
Метилтрихлорсилан
Карбонил никеля
Азотная кислота
Оксид азота
Нитробензол
Паратион
Перуксусная кислота
Перхлорметилмеркаптан
Фенол (жидкий)
Фосген
Фосфин
Фосфорный оксихлорид
Фосфорный трихлорид
Пиперидин
Пропионитрил
Пропилхлороформиат
Пропиленимин
Окисд пропилена
Пиридин, 2-метил-5-винилДвуокись серы
Серная кислота
Тетрафторид серы
Триоксид серы
Тетраметилсвинец
Тетранитрометан
Тиофенол
107-16-4
110-00-9
302-01-2
7647-01-0
5000
1000
5000
5000
(b)
(b)
(b)
(c)
74-90-8
7647-01-0
7664-39-3
7722-84-1
7783-07-5
7783-06-4
13463-40-6
78-82-0
108-23-6
78-97-7
126-98-7
74-83-9
74-87-3
79-22-1
60-34-4
624-83-9
74-93-1
556-64-9
75-79-6
13463-39-3
7697-37-2
10102-43-9
98-95-3
56-38-2
79-21-0
594-42-3
108-95-2
75-44-5
7803-51-2
10025-87-3
7719-12-2
110-89-4
107-12-0
109-61-5
75-55-8
75-56-9
140-76-1
7446-09-5
7664-93-9
7783-60-0
7446-11-9
75-74-1
509-14-8
108-98-5
500
1000
500
5000
500
1000
500
10000
5000
5000
1000
5000
10000
1000
5000
1000
1000
10000
1000
500
5000
1000
10000
1000
1000
1000
10000
500
1000
1000
5000
5000
1000
5000
10000
10000
1000
1000
5000
1000
1000
1000
1000
1000
(a,b)
(a,b)
(a,b)
(b)
(b)
(a,b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(a)
(b)
(b)
(a,b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(c)
(c)
(b)
(b)
(с)
(a,b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(b)
(a,b)
(c)
(b)
(a,b)
(b)
(b)
(b)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
286
Тетрахлорид титана
2,4-диизоцианат толуола
2,6-диизоцианат толуола
Диизоцианат толуола (не
установленный изомер)
Трихлорэтилсилан
Триметилхлорсилан
Ацетатный момомер винила
Винилхлорид
7550-45-0
584-84-9
91-08-7
26471-62-5
500
1000
1000
1000
(b)
(a)
(a)
(a)
115-21-9
75-77-4
108-05-4
75-01-4
1000
1000
5000
10000
(b)
(b)
(b)
(a)
Основания для включения в
перечень:
(a) Санкционировано Конгрессом
для внесения в перечень.
(b) По перечню стандарта Гигиены
и Безопасности Окружающей
Среды (EHS) – давление пара 0,5
мм. рт. ст. или выше
(c) По перечню стандарта Гигиены
и Безопасности Окружающей
Среды (EHS) – давление пара
меньше 0,5 мм. рт. ст., но также с
этим были связаны несчастные
случаи, приводившие к летальному
исходу или травмам.
(d) Токсичный газ.
(e) Включены в перечень на
основании токсичности соляной
кислоты, вероятности выброса
соляной кислоты и истории
происшествий.
Таблица Е-2 – Перечень регламентируемых токсичных веществ и пороговые
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
287
количества для предотвращения несчастных случаев – Предписание по номеру
согласно КАС – 100 веществ
Номер по
Химическое название
Пороговое
Основание для
«КАС»
количество
внесения в
(фунтов)
перечень
Формальдегид
500
50-00-0
(b)
Паратион
1000
56-38-2
(с)
Диметилгидразин
5000
57-14-7
(b)
Метилгидразин
5000
60-34-4
(b)
Анилин
5000
62-53-3
(b)
Хлороформ
10000
67-66-3
(b)
Метилбромид
74-83-9
5000
(b)
Метилхлорид
10000
74-87-3
(a)
Синильная кислота
500
74-90-8
(a,b)
Метилмеркпатан
74-93-1
1000
(b)
Винилхлорид
75-01-4
10000
(a)
Дисульфид углерода
75-15-0
10000
(b)
Этиленоксид
75-21-8
5000
(a,b)
Фосген
75-44-5
(a,b)
500
Пропиленимин
75-55-8
(b)
10000
Оксид пропилена
75-56-9
(b)
10000
75-74-1
(b)
1000
Тетраметилсвинец
75-77-4
(b)
1000
Триметилхлорсилан
75-78-5
(b)
1000
Диметилдихлорсилан
75-79-6
(b)
1000
Метилтрихлорсилан
75-86-5
(b)
5000
Цианогидрин ацетона
78-82-0
(b)
10000
Изобутиронитрил
78-97-7
(b)
5000
Лактонитрил
79-21-0
(b)
1000
Перуксусная кислота
79-22-1
(b)
1000
Метилхлороформиат
91-08-7
(a)
1000
Толуол 2,6-диизоцианат
98-07-7
(b)
500
Бензотрихлорид
98-16-8
(b)
1000
Бенлоамин, 3-(трифторметил)
98-87-3
(b)
1000
Бензальхлорид
98-95-3
(с)
10000
Нитробензол
100-44-7
(b)
Бензилхлорид
1000
106-89-8
(b)
Эпихлоргидрин
10000
107-02-8
(b)
Акролеин
1000
107-07-3
(b)
Хлорэтанол
1000
107-11-9
(b)
Аллиламин
1000
107-12-0
(b)
Пропионитрил
1000
107-16-4
(b)
Цианогидрин формальдегида
5000
107-18-6
(b)
Аллиловый спирт
5000
107-30-2
(b)
Хлорметил-метиловый эфир
1000
108-05-4
(b)
Мономер винилового ацетата
5000
108-23-6
(b)
Изопропилхлорформиат
5000
108-91-8
(b)
Циклогексиламин
5000
108-95-2
Фенол (жидкий)
(с)
10000
108-98-5
Тиофенол
(b)
1000
109-61-5
(b)
Пропилхлорформиат
5000
110-00-9
(b)
Фуран
1000
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
288
Таблица Е-2 – Перечень регламентируемых токсичных веществ и пороговые
количества для предотвращения несчастных случаев – Предписание по номеру
согласно КАС – 100 веществ (продолжение)
Номер по
Химическое название
Пороговое
Основание для
«КАС»
количество
внесения в
(фунтов)
перечень
Транс-1,4-дихлорбутен
(b)
110-57-6
1000
Пиперидин
(b)
5000
110-89-4
Дихлорэтиловый эфир
(b)
10000
111-44-4
Трихлорэтилсилан
(b)
115-21-9
1000
(b)
123-73-9
10000
Кротональдегид, (Е)
(b)
126-98-7
1000
Метакрилнитрил
(b)
1000
140-29-4
Цианистый бензил
(b)
140-76-1
1000
Пиридин, 2-метил-5-винил
(b)
151-56-4
1000
Этиленимин
(b)
302-01-2
5000
Гидразин
(b)
5000
353-42-4
Состав трифторида бора с метиловым
эфиром (1:1)
(d)
506-77-4
1000
Хлорциан
(b)
1000
509-14-8
Тетранитрометан
(b)
500
542-88-1
Хлорметиловый эфир
(b)
556-64-9
10000
Метилтиоцианат
(a)
584-84-9
1000
Толуол 2,4-диизоцианат
(b)
1000
594-42-3
Перхлорметилмеркаптан
(a,b)
624-83-9
1000
Метилизоцианат
(b)
814-68-6
1000
Акрилилхлорид
(b)
2524-03-0
1000
Диметилфосфорохлоридтиоат
(b)
4170-30-3
10000
Кротональдегид
(a,b)
7446-09-5
1000
Двуокись серы
(a,b)
7446-11-9
1000
Триокись серы
(b)
7550-45-0
500
Тетрахлорид титана
(b)
7637-07-2
1000
Трифторид бора
7647-01-0
(a,b)
1000
Соляная кислота (безводная)
7647-01-0
(с)
5000
Соляная кислота (раствор,
концентрация 25% или выше)
(a,b)
7664-39-3
500
Плавиковая кислота
(a,b)
7664-41-7
Аммиак (безводный)
1000
7664-41-7
(a,b)
5000
Аммиак (водный раствор,
концентрация 20% или выше)
7664-93-9
(с)
5000
Серная кислота
7697-37-2
(b)
5000
Азотная кислота
(b)
7719-12-2
5000
Трихлорид фосфора
7722-84-1
(b)
5000
Пероксид водорода (конц.> 52%)
7726-95-6
(a,b)
1000
Бром
(b)
7782-41-4
500
Фтор
7782-50-5
1000
Хлор
(a,b)
7783-06-4
1000
Сульфид водорода
(a,b)
7783-07-5
500
Селенид водорода
(b)
7783-60-0
1000
Тетрафторид серы
(b)
7783-70-2
1000
Пентафторид сурьмы
(b)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
289
Таблица Е-2 – Перечень регламентируемых токсичных веществ и пороговые
количества для предотвращения несчастных случаев – Предписание по номеру
согласно КАС – 100 веществ (продолжение)
Номер по
Химическое название
Пороговое
Основание для
«КАС»
количество
внесения в
(фунтов)
перечень
Трихлорид мышьяка
7784-34-1
5000
(b)
Мышьяк
7784-42-1
500
(b)
Фосфин
7803-51-2
1000
(b)
10025-87-3 Оксихлорид фосфора
1000
(b)
10049-04-4 Диоксид хлора
500
(d)
10102-43-9 Оксид азота
1000
(b)
10294-34-5 Трихлорид бора
1000
(b)
13463-39-3 Карбонил никеля
500
(b)
13463-40-6 Пентакарбонил железа
500
(b)
19287-45-7 Диборан
500
(b)
26471-62-5 Диизоцианат толуола
1000
(a)
(неустановленный изомер)
Основание для включения в перечень:
(a) Санкционировано Конгрессом для внесения в перечень.
(b) По перечню стандарта Гигиены и Безопасности Окружающей Среды (EHS) – давление
пара 0,5 мм. рт. ст. или выше
(c) По перечню стандарта Гигиены и Безопасности Окружающей Среды (EHS) – давление
пара меньше 0,5 мм. рт. ст., но также с этим были связаны несчастные случаи,
приводившие к летальному исходу или травмам.
(d) Токсичный газ.
(e) Включены в перечень на основании токсичности соляной кислоты, вероятности
выброса соляной кислоты и истории происшествий.
Таблица Е-3 – Перечень регламентируемых легковоспламеняющихся веществ и
пороговые количества для предотвращения случайных выбросов
Химическое название
Номер по
Пороговое
Основание для
«КАС»
количество
внесения в
(фунтов)
перечень
75-07-0
10000
(g)
Уксусный альдегид
74-96-2
10000
(f)
Ацетилен
598-73-2
10000
(f)
Бромтрифторэтилен
106-99-0
10000
(f)
1,3-Бутадиен
106-97-8
10000
(f)
Бутан
106-98-9
10000
(f)
1-Бутен
107-01-7
10000
(f)
2-Бутен
25167-67-3
10000
(f)
Бутен
590-18-1
10000
(f)
2-Бутен-цис
624-64-6
10000
(f)
2-Бутен-транс
463-58-1
10000
(f)
Сероокись углерода
7791-21-1
10000
(f)
Моноокись хлора
557-98-2
10000
(g)
2-Хлорпропилен
590-21-6
10000
(g)
1-Хлорпропилен
Цианоген
460-19-5
10000
(f)
Циклопропан
75-19-4
10000
(f)
Дихлорсилан
4109-96-0
10000
(f)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
290
Дифторэтан
Диметиламин
2,2-Диметилпропан
Этан
Этилацетилен
Этиламин
Этилхлорид
Этилен
Этиловый эфир
Этилмеркаптан
Этилнитрит
Водород
Изобутан
Изопентан
Изопрен
Изопропиламин
Изопропилхлорид
Метан
Метиламин
Метиловый эфир
Метилформиат
2-Метилпропен
1,3-Петадиен
Пентан
1-Пентен
2-Пентен, (Е)2-Пентен, (Z)Пропадиен
Пропан
Пропилен
Пропин
Силан
Тетрафторэтилен
Тетраметилсилан
Трихлорсилан
Трифторхлорэтилен
Триметиламин
Винилацетилен
Винилэтиловый эфир
Фторвинил
Хлорвинилдиен
Фторвинилдиен
Винилметиловый эфир
Основание для включения в
перечень:
(f) горючий газ
(g) летучая воспламеняющаяся
жидкость
75-37-6
124-40-3
463-82-1
74-84-0
107-00-6
75-04-7
75-00-3
74-85-1
60-29-7
75-08-1
109-95-5
1333-74-0
75-28-5
78-78-4
78-79-5
75-31-0
75-29-6
74-82-8
74-89-5
115-10-6
107-31-3
115-11-7
504-60-9
109-66-0
109-67-1
646-04-8
627-20-3
463-49-0
74-98-6
115-07-1
74-99-7
7803-62-5
116-14-3
75-76-3
10025-78-2
79-38-9
75-50-3
689-97-4
109-92-2
75-02-5
75-35-4
75-38-7
107-25-5
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
10000
(f)
(f)
(f)
(f)
(f)
(f)
(f)
(f)
(g)
(g)
(f)
(f)
(f)
(g)
(g)
(g)
(g)
(f)
(f)
(f)
(g)
(f)
(f)
(g)
(g)
(g)
(g)
(f)
(f)
(f)
(f)
(f)
(f)
(g)
(g)
(f)
(f)
(f)
(g)
(f)
(g)
(f)
(f)
Таблица Е-4 – Перечень регламентируемых легковоспламеняющихся веществ и
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
291
пороговые количества для предотвращения случайных выбросов - Предписание по
номеру согласно КАС – 62 вещества
Номер по
Химическое название
Пороговое
Основание для
«КАС»
количество
внесения в
(фунтов)
перечень
Этиловый эфир
(g)
10000
60-29-7
Метан
(f)
10000
74-82-8
Этан
(f)
10000
74-84-0
Этилен
(f)
10000
74-85-1
Ацетилен
(f)
10000
74-86-2
Метиламин
(f)
10000
74-89-5
Пропан
(f)
10000
74-98-6
Пропин
(f)
10000
74-99-7
Этилхлорид
(f)
10000
75-00-3
Винилфторид
(f)
10000
75-02-5
Этиламин
(f)
75-04-7
10000
Ацетальдегид
(g)
75-07-0
10000
Этилмеркаптан
(g)
75-08-1
10000
Циклопропан
(f)
75-19-4
10000
Изобутан
(f)
75-28-5
10000
Изопропилхлорид
(g)
75-29-6
10000
Изопропиламин
(g)
75-31-0
10000
(g)
75-35-4
10000
Винилдиенхлорид
(f)
75-37-6
10000
Дифторэтан
(f)
75-38-7
10000
Винилдиенфторид
(f)
75-50-3
10000
Триметиламин
(g)
75-76-3
10000
Тетраметилсилан
(g)
78-78-4
10000
Изопентан
(g)
78-79-5
10000
Изопрен
(f)
79-38-9
10000
Трифторохлорэтилен
106-97-8
(f)
10000
Бутан
106-98-9
(f)
10000
1-Бутен
106-99-0
(f)
10000
1,3-Бутадиен
107-00-6
(f)
10000
Этилацетилен
107-01-7
(f)
10000
2-Бутен
107-25-5
(f)
10000
Винилметиловый эфир
107-31-3
(g)
10000
Метилформиат
109-66-0
(g)
10000
Пентан
109-67-1
(g)
10000
1-Пентен
109-92-2
(g)
10000
Винилэтиловый эфир
109-95-5
(f)
10000
Этилнитрит
115-11-7
(f)
10000
2-Метилпропен
116-14-3
(f)
10000
Тетрафторэтилен
124-40-3
(f)
10000
Диметиламин
460-19-5
(f)
10000
Цианоген
(f)
463-49-0
10000
Пропадиен
463-58-1
(f)
10000
Оксисульфид углерода
463-82-1
(f)
10000
2,2-Диметилпропан
(f)
504-60-9
10000
1,3-Пентадиен
(g)
557-98-2
10000
2-Хлорпропилен
Таблица Е-4 – Перечень регламентируемых легковоспламеняющихся веществ и
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
292
пороговые количества для предотвращения случайных выбросов - Предписание по
номеру согласно КАС – 62 вещества (продолжение)
Номер по
Химическое название
Пороговое
Основание для
«КАС»
количество
внесения в
(фунтов)
перечень
3-Метил-1-бутен
563-45-1
10000
(f)
2-Метил-1-бутен
563-46-2
10000
(g)
2-Бутен-цис
590-18-1
10000
(f)
1-Хлорпропилен
590-21-6
10000
(g)
Бромтрифторэтилен
598-73-2
10000
(f)
2-Бутен-транс
624-64-6
10000
(f)
2-Пентен, (Z)
627-20-3
10000
(g)
2-Пентен, (Е)
646-04-8
10000
(g)
Винилацетилен
689-97-4
10000
(f)
Водород
1333-74-0
10000
(f)
4109-96-0
Дихлорсилан
10000
(f)
7791-21-1
Моноксид хлора
10000
(f)
78-03-62-5 Силан
10000
(g)
10025-78-2 Трихлорсилан
10000
(f)
25167-67-3 Бутен
10000
Основание для внесения в перечень:
(f) горючий газ
(g) летучая горючая жидкость.
ПРИЛОЖЕНИЕ F – СРАВНЕНИЕ ПОДХОДОВ АМЕРИКАНСКОГО ИНСТИТУТА
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
293
НЕФТИ (API) и АМЕРИКАНСКОГО ОБЩЕСТВА ИНЖЕНЕРОВ-МЕХАНИКОВ
(ASME) К ИСПЕКТИРОВАНИЮ С УЧЕТОМ ФАКТОРОВ РИСКА
F.1 Обзор.
Данное
предложение
резюмирует
разницу и сходство между Базовым
техническим
документом
API
по
Инспектированию с учетом факторов
риска и документами ASME. Среди
рассмотренных документов ASME были:
• Том 1: Основной документ.
• Том 2: Часть 1. Компоненты Реактора
воде
(РЛВ)
атомной
на
легкой
электростанции.
•
Том
3.
Устройства
электрогенерирующих
станций,
работающих на ископаемом топливе.
Не существует разницы в философии
подходов
API
и
ASME
к
Инспектированию с учетом факторов
риска, тем не менее, окончательные
проектные
документы
заметно
различаются. Различия возникают из-за
различного охвата и цели двух проектов.
Проекты ASME представляли собой
попытки
исследования,
с
целью
установления методов учета факторов
риска, для разработки руководства по
инспектированию. Проект API был
предназначен
для
разработки
практических
инструментов
и
методологий,
которые
бы
легко
понимались на уровне заводского
инспектирования. Проект API построен
на методах, очерченных в документах
ASME, но со значительным упрощением
в соответствующих местах.
F.1.1 Инспектирование с учетом
факторов риска по API
Рабочий документ API нацелен на то,
чтобы быть понятным на уровне
заводского персонала. Практические
инструменты
требуются
(и
уже
разрабатываются)
для
получения
максимальной
пользы
от
инспектирования с учетом факторов
риска, поскольку, даже с использованием
упрощенных моделей, имеется обширная
база данных для манипулирования на
типичном нефтеперерабатывающем или
химическом заводе. Рабочий документ
позволяет
эффективно
начать
демонстрацию
целесообразности
и
ценности технологии.
F.1.2 Рабочий документ ASME
Усилия
ASME
направлены
на
достижение самого высокого уровня
технического развития, поскольку они
предназначались
в
качестве
исследовательского проекта. Данный
подход предоставляет большую ценность
для тех, кто хочет развивать прикладную
сторону этих методов, тем не менее,
технология, представленная в документах
ASME понятна и применима только для
интегрированной команды специалистов
высокого уровня. Документы ASME
устанавливают высокие стандарты для
будущего
развития
метода
Инспектирования с учетом факторов
риска.
F.2 Диапазон
F.2.1 Рабочий документ API
Рабочий документ API предназначался
для
разработки
практических
инструментов и методологий, понятных
на уровне заводского инспектирования.
Проект
предполагает
определение
ограничений методики, используемой
благодаря упрощению сложных моделей,
и в то же время определяет возможности
для повышенных уровней сложности, где
это возможно.
F.2.2 Рабочий документ ASME
Проекты ASME представляли собой
исследовательские попытки с целью
установления методов на основе учета
факторов
риска
для
разработки
руководства
для
проведения
инспектирования.
Хотя
ими
не
обязательно
предусматривалась
собственно
разработка
руководства.
Подход ASME учитывает и включает в
себя все уровни сложности:
a. технические
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
294
b. на уровне отдельных компонентов
c. анализ иерархии отказа/события
d. анализ иерархии решений.
F.3 Инспектирование качества на
основе рисков
Как документы API, так и документы
ASME используют количественный и
качественный подход к Инспектированию
с учетом факторов риска, хотя и не
обязательно одним и тем же образом.
Матрица ASME показана на Рисунке F-1.
F.3.1 Рабочий документ API
В рабочем документе качественный
подход предназначен для использования в
качестве инструмента отбора на уровне
эксплуатации установки. Он позволит
пользователю быстро сфокусироваться на
тех зонах завода, где существует
максимальная
возможность
риска.
Данный подход предназначен для
простоты использования и:
a. суммирует факторы, способствующие
возникновению риска;
b. вычитает факторы, вносящие вклад в
управление рисками.
Результаты представлены в матрице 5х5
вероятности и последствий. Данный
подход может быть распространен на
уровень единиц оборудования и, в
настоящее
время,
данный
проект
находится в стадии разработки (Фаза 2).
F.3.2 Рабочий документ ASME
Подход ASME к качественной оценке
риска может быть при желании
распространен на уровень отдельных
компонентов.
В
подходе
ASME,
«качественный» - означает «экспертный»,
т.е. основанный на мнении экспертов.
Представлено
несколько
методов
тщательного подбора этих мнений:
a. Анализ Характера и Последствий
Отказа (FMEA);
b. Исследование Факторов Опасности и
Работоспособности (HAZOP);
c. Анализ Иерархии Отказов (FTA);
d. Главная логическая блок-схема
(MLD);
e. Набор вопросов: «что если?».
Аналогично подходу API, результаты
качественного анализа представлены в
матрице 5х5.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
295
Рисунок F-1 – Матрица ASME для отражения риска в отношении качества
Матрица API показана на Рисунке F-2.
Обратите внимание на то, что затененные
ячейки категории риска диагонально
расположены и показывают взаимосвязь
усилий по предотвращению рисков и
больших последствий.
F.4 Инспектирование качества на
основе рисков
F.4.1 ВЕРОЯТНОСТЬ ОТКАЗА
F.4.1.1 Базовый рабочий документ API
Рабочий документ API использует базу
данных частоты «характерных» отказов
для определения базовой частоты отказов
(событий/год) в отношении различного
типа
оборудования,
общего
для
технологии отрасли. Данный подход
имеет преимущество в предоставлении
исходной точки для применения Рабочего
Документа, но также имеет недостаток,
который выражается в том, что база
данных не является специфичной для
отдельно
взятой
отрасли
промышленности. Эта «характерная»
частота подвергается изменению с тем,
чтобы отражать различные механизмы
повреждения, используя Структурную
Вероятностную Механику для оценки
воздействия варьирующихся степеней
повреждения на вероятность отказа.
Упрощенные механистические модели
применяются
для
соответствия
имеющимся данным. В подходе API
использована
методика
обновления
Байеса
для
оценки
уменьшения
вероятности
отказа
благодаря
проведению инспектирования на основе
эффективности
методов
инспектирования,
позволяющих
обнаружить повреждение до момента
отказа.
F.4.1.2 Базовый рабочий документ
ASME
Подход ASME проиллюстрирован в
упоминаемых
документах,
как
использование
баз
данных
для
Энергетической отрасли, имеющихся в
наличии, в исторической перспективе.
Что очень упрощает подход при наличии
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
296
таких данных. Документы ASME также
иллюстрируют
использование
Структурной Вероятностной Механики
(которая называется в документах ASME
Структурной Надежностью и Оценкой
Риска (SRRA). Для иллюстрация данной
методики в документах ASME в каждом
случае используется одна и та же
картина: оценка развития усталостных
трещин через точные методы линейной
механики
разрушений.
Данная
иллюстрация
применена,
поскольку
имеются
в
наличии
модели,
описывающие рост трещин, вероятность
их обнаружения, вероятностная оценка
воздействия
повреждения
на
структурную надежность (вероятность
отказа). Тем не менее, подход ASME не
объясняет - как действовать при
отсутствии такой модели и данных, из-за
чего приходится полагаться на мнения
экспертов в отношении вероятности
отказа, устанавливаемой формальным
методом.
Рисунок F-2 – Матрица API для отражения риска в отношении качества
F.4.2 ПОСЛЕДСТВИЯ
F.4.2.1 Базовый рабочий документ API
Рабочий документ API предоставляет
методы для количественной оценки
следующих типов последствий:
a. последствия возгорания/взрыва
b. последствия токсичности
c. последствия для окружающей среды
d.
приостановка
технологического
процесса.
Расчеты производятся на основании
технических
моделей
сценариев
выбросов.
F.4.2.2 Базовый рабочий документ
ASME
В подходе
ASME используются
различные методики для определения
последствий. В отношении атомных
электростанций
на
легкой
воде,
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
297
последствия выражены как вероятность
повреждения активной зоны в течение
одного события.
Реальное моделирование сценариев
выброса не предпринималось в данном
случае. В отношении электростанций,
работающих на ископаемом топливе,
последствия
рассчитываются
путем
отбора данных напрямую из отраслевой
базы данных, которые представляют
стоимость электроэнергии замещения,
закупленной из-за данных случаев отказа.
Использование
иерархии
отказов/иерархии
событий
для
определения последствий в случае
электростанции,
работающей
на
ископаемом топливе, осуществляется для
демонстрации методик, но является
крайне сложной процедурой.
F.4.3 КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ОЦЕНКА
РИСКА
F.4.3.1 Базовый рабочий документ API
Окончательные результаты из Рабочего
Документа API представляют риск как
одно или более последствий:
a.
приостановка
технологического
процесса (долларов/год)
b. повреждение оборудования (кв.
футов/год)
с. последствия для здоровья (кв.
футов/год)
d. последствия для окружающей среды
(долларов/год).
F.4.3.2 Базовый рабочий документ
ASME
Окончательные
результаты
из
документов ASME представляют риск как
одно или более последствий:
a. вероятность повреждений активной
зоны в год
b.
экономические
потери
(электростанций на ископаемом топливе)
(долларов/год)
c. людские потери для электростанций
на ископаемом топливе (небольшие – изза разрыва котла).
F.5 Заключение
Исследования ASME представляют
фундамент, необходимый для разработки
Руководства по инспектированию с
учетом факторов риска, но реально не
предлагают такого Руководства. Рабочий
документ API поострен на предыдущих
попытках ASME в отношении разработки
практических инструментов, которые
могут обеспечить преимущества метода
Инспектирования с учетом факторов
риска, применяемого с разумными
затратами усилий.
ПРИЛОЖЕНИЕ G – ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ИСТОНЧЕНИЯ
G.1 Диапазон
Данный
модуль
устанавливает
вспомогательный
показатель
технического
модуля (управляющий
параметр
вероятности
отказа)
в
отношении
технологического
оборудования,
подверженного
повреждению
механизмами,
приводящими к истончению. Общее
уменьшение прочности и местное
истончение (включая точечную коррозию
и
эрозию-коррозию)
охватываются
данным
модулем.
Если
скорость
истончения не установлена, исходя из
данных проверки на истончение, то в
данном модуле имеются Приложения,
представляющие консервативные оценки
скорости истончения в отношении
механизмов повреждения, приводящих к
истончению. Экспертные рекомендации
также могут быть использованы для
установления
ожидаемой
скорости
истончения в отсутствии расчетных
данных.
G.2
Классифицирующие
вопросы
технического модуля
Не существует классифицирующих
вопросов в обход Технического Модуля
истончения. Все оборудование должно
охватываться
данным
техническим
модулем.
G.3 Базовая информация
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
298
G.3.1 ТРЕБУЕМАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Базовая информация, представленная в
Таблице G-1, является минимальной
согласно требованиям для определения
вспомогательного
показателя
технического модуля истончения, в
случаях, когда скорость коррозии была
установлена с помощью одного или
нескольких
эффективных
инспектирований.
G.3.2 Дополнительная информация
Если скорость коррозии не была
установлена на основании измерения
толщин в процессе одного или
нескольких
эффективных
инспектирований, то потребуются шаги
согласно Таблице G-2 для определения
потенциально активных механизмов
истончения и для определения расчетных
скоростей коррозии.
G.4 Исходные положения
Данный
Технический
Модуль
предполагает, что механизм истончения
приводит
к
средним
скоростям
истончения в течение периода времени,
определенного в базовой информации,
которая
является
постоянной.
Вероятность отказа оценивается путем
рассмотрения возможности того, что
скорость истончения - выше ожидаемой.
Вероятность такой высокой скорости
определяется
по
количеству
осуществленного инспектирования и
практического мониторинга. Чем более
тщательным было инспектирование и чем
больше
было
количество
инспектирований
и
постоянного
практического мониторинга, тем менее,
вероятней
возможность
того,
что
скорость
истончения
выше,
чем
предполагалось.
Данный
Технический
Модуль
предполагает, что истончение может
привести к отказу из-за пластической
перегрузки.
Вероятность
отказа
определяется
с
помощью
метода
показателя
надежности,
имеющего
отношение к функции предельного
состояния, который приведен в Таблице
G-3.
G.5 Определение вспомогательных
показателей Технического Модуля
Логическая схема шагов, требуемых для
определения
вспомогательных
показателей
технического
модуля,
представлена на Рисунке G-1. Данные
шаги рассмотрены ниже наряду с
соответствующими таблицами.
G.5.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ
КОРРОЗИИ
Скорость коррозии должна быть
рассчитана исходя из данных по толщине,
полученных
при
осмотре
(-ах)
оборудования.
Если
уже
имеется
рассчитанная скорость коррозии, то ее
следует использовать в определении ar/t
(где: a – время, r – скорость коррозии, t толщина)(перейдите к пункту F.5.2).
Если рассчитанная скорость коррозии
отсутствует, то расчетную скорость
коррозии следует определить для каждого
потенциального механизма истончения,
используя приложения к данному
Техническому
Модулю.
Классифицирующие
вопросы
применяются для определения того,
какой из разделов по механизмам
истончения применим. Эти применимые
разделы будут использоваться для
определения консервативных расчетных
скоростей
коррозии
в
отношении
возможных механизмов истончения.
Расчетная скорость коррозии затем будет
использована для определения ar/t. Как
вариант, экспертные рекомендации могут
быть использованы для определения
максимально
ожидаемой
скорости
коррозии для определения ar/t.
Классифицирующие
вопросы,
приведенные
в
Таблице
G-4,
применяются для выбора применимого
механизма истончения.
G.5.2 Расчет ar/t.
Рассчитайте ar/t, используя данные из
Таблицы G-1, где указаны время (а),
скорость коррозии (r) и толщина (t).
Данное
значение
эквивалентно
пропорции потери в стенках за счет
истончения.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
299
G.5.3
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ТИПА
ИСТОНЧЕНИЯ
Результаты
эффективного
инспектирования,
которое
осуществлялось
на
оборудовании/трубопроводе,
следует
использовать для определения типа
истончения
(например,
общее
по
контрасту с местным). Если такая
информация неизвестна, то в Таблице G-5
перечислены типы истончения (общее
или местное), которые ожидаются как
результат
действия
различных
механизмов уменьшения прочности. Если
как общий, так и местный механизм
истончения возможны, то в таком случае
определите тип истончения согласно
локализации.
Определяемый
тип
истончения будет использоваться для
установления
эффективности
осуществленного инспектирования.
G.5.4 КАТЕГОРИЯ
ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
Инспектирование
классифицируется
согласно его ожидаемой эффективности
при
определении
истончения
и
правильности предсказания скорости
истончения. Реальная эффективность
конкретного метода инспектирования
зависит от характеристик механизма
истончения (например, общего или
местного характера).
Таблица G-1 – Базовая информация, требуемая для проведения Анализа на истончение
(скорость коррозии установлена)
Базовая информация
Толщина (в дюймах)
Время (в годах)
Допуск на коррозию
Скорость коррозии
(дюймов/год)
Комментарии
Реально измеренная толщина эксплуатируемого
оборудования или минимальная проектная толщина.
Используемая толщина должна быть толщиной,
замеренной в начале срока эксплуатации, как
сообщается ниже.
Количество лет, в течение которых оборудование
подвергалось воздействию текущих технологических
условий, вызвавших скорость коррозии, как показано
ниже. По умолчанию – возраст оборудования. Тем не
менее, если скорость коррозии существенно изменилась,
возможно, из-за изменения технологических условий, то
период времени и толщина должны быть
скорректированы соответственно. Период времени будет
в таком случае отсчитываться с момента изменения, а
толщина будет минимальной толщиной стенки в момент
изменения (которая может отличаться от оригинальной
толщины стенки).
Допуск на коррозию – это установленный проектный
или реальный допуск для эксплуатируемого
оборудования.
Текущая скорость утончения, рассчитанная исходя из
данных по толщине, если таковая имеется в наличии.
Скорость коррозии, рассчитанная на основе данных по
толщине, обычно меняется от одного инспектирования к
другому. Такие изменения могут происходить по
причине изменений толщины стенки или они могут
свидетельствовать об изменении реальной скорости
коррозии. Если «краткосрочная» скорость (рассчитанная
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
300
из разницы между текущей толщиной и предыдущей
толщиной) существенно отличается от «долгосрочной»
скорости (рассчитанной из разницы между текущей
толщиной и оригинальной толщиной), то оборудование
может быть оценено с использованием краткосрочной
скорости, но при этом следует использовать
соответствующее время и толщину. Если скорость
коррозии не была установлена при осмотре, то
расчетная скорость коррозии может быть определена из
применимых Приложений или за счет рекомендаций
экспертов.
Тип истончения
Определите, является ли истончение общим или
(Общее или местное)
местным в отношении результатов эффективного
инспектирования. Общая коррозия определяется как
затронувшая более 10% площади поверхности, а
варьирование толщин стенки – менее 50 мм. Местная
коррозия определяется как затронувшая менее 10%
площади поверхности, а варьирование толщины стенок
менее 50 мм.
Рабочая температура (ºF)
Самая высокая ожидаемая рабочая температура в
процессе эксплуатации (учитывая нормальные и
необычные условия эксплуатации).
Рабочее давление (фунтов/кв.
Самое высокое ожидаемое рабочее давление (может
дюйм)
быть установленным давлением для перепускного
клапана, если более высокие значения давления
маловероятны).
Максимально-допустимое
Данное значение применяется для определения
рабочее давление (МДРД)
минимально-допустимых толщин стенок. Если значений
(фунтов/кв. дюйм)
МДРД нет в наличии, то следует использовать расчетное
давление.
Категория эффективности
Категория эффективности каждого осуществленного
инспектирования (Высокая,
инспектирования в отношении оборудования за период
Обычная, Удовлетворительная, времени (как определено выше). См. Таблицы
Плохая или Неэффективная)
ТМ1.6А,В и ТМ1.11 для руководства с целью
определения категории эффективности
инспектирования в отношении общего истончения,
местного истончения и коррозии под изоляцией,
соответственно.
Количество инспектирований
Количество инспектирований согласно каждой
категории эффективности, которые были выполнены за
период времени (указано выше).
Непрерывный мониторинг
Типы упреждающих методов или инструментов
(пробные образцы, пробы,
оперативного мониторинга, такие как зондирование на
технологические переменные
коррозию, взятие пробных образцов, фиксирование
или сочетания)
технологических переменных и т.п.)
Механизм истончения
Если доверять оперативному мониторингу, то
потенциальные механизмы истончения должны быть
известны. Проконсультируйтесь с инженером,
экспертом в области материалов/коррозии для
получения данной информации.
Конструкционный материал
Конструкционный материал
(углеродистая сталь,
оборудования/трубопровода.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 301
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
низколегированная сталь,
другие виды нержавеющей
стали или высоколегированная
сталь)
Наличие точек
впрыска/смешивания (Да или
Нет)
Тип инспектирования точки
впрыска/смешивания (очень
эффективное или не очень
эффективное)
Наличие тупиковой ветки
трубопровода (Да или Нет)
Тип инспектирования на
предмет коррозии тупиковой
ветки (очень эффективное или
не очень эффективное)
В отношении трубопроводов – определите, имеются ли
в цепи точки впрыска или смешивания.
В отношении трубопроводных контуров, на которых
имеются точки впрыска/смешивания, определите –
проводилось ли достаточно эффективное
инспектирование в данных точках для обнаружения
местной коррозии.
В отношении трубопроводов – определите, имеется ли в
контуре тупиковая ветка.
В отношении контуров трубопроводов, в которых
имеются тупиковые ветки, определите, проводилось ли
высокоэффективное инспектирование, предназначенное
для выявления местной коррозии на тупиковых ветках.
Таблица G-2. Шаги по определению расчетной скорости коррозии (скорость коррозии не
установлена)
Шаг
1.
Действие
Произведите сбор данных для ответа на
классифицирующие вопросы в Таблице G-4.
Ответьте на классифицирующие вопросы в Таблице G-4.
Произведите сбор данных из таблиц Базовой Информации
для каждого применимого Приложения, как указано в
шаге 2.
2.
3.
Таблица G-3 – Функция предельного состояния в отношении пластической перегрузки
Формула
Описание
g2 = функция предельного состояния
переменная
Sf
описание
переменная
описание
Напряжение пластического
Давление
P
течения = (sy+UT)/ 2
Толщина стенки
t
Диаметр
D
Изменение толщины
∆t
Примечание: Данная функция предельного состояния верна только для внутреннего
давления (не для случаев вакуумного схлопывания).
В Таблицах G-6A и В представлены
примеры действий по инспектированию в
отношении
общего
и
местного
истончения, соответственно; которые в
обоих случаев являются интрузивными
(требуют входа в оборудование) и не
интрузивными (ограничиваются внешним
осмотром). Обратите внимание, что
категория эффективности, присвоенная
действиям
по
инспектированию,
различается, в зависимости от того,
является ли истончение общим или
местным.
В отношении местного истончения,
выбор мест для осмотра следует
определять на основании точного
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
302
понимания механизма повреждения для
конкретного процесса. Руководство к
действию может иметься в последующих
разделах данного модуля.
G.5.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА
ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫХ
ИНСПЕКТИРОВАНИЙ
Эффективность каждого проведенного
инспектирования в течение назначенного
периода
времени
должна
характеризоваться согласно Таблицам G6A и В, по выбору. Количество
высокоэффективных
инспектирований
будет использовано для определения
вспомогательного
показателя
технического
модуля.
Если
многочисленные
инспектирования
с
более
низкой
эффективностью
проводились в течение установленного
периода, то они могут быть выражены
как
следующая
зависимость
по
отношению
к
высокоэффективным
инспектированиям:
a.
«Обычно
эффективные»
инспектирования
=
1
«высокоэффективному»
инспектированию
b. «Удовлетворительно эффективные»
инспектирования
=
1
«обычно
эффективному» инспектированию.
G.5.6
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
ПОКАЗАТЕЛЯ
ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ (ВПТМ)
Рассчитанное значение ar/t и количество
высокоэффективных
инспектирований
должны
быть
использованы
для
определения вспомогательного фактора
технического модуля в отношении
истончения в Таблице G-7.
G.5.7 КОРРЕКТИРОВКА ВПТМ В
ОТНОШЕНИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
С ЗАПАСОМ
Если оборудование работает при
давлении, которое значительно ниже его
максимально-допустимого давления, то
это существенно уменьшит вероятность
его отказа. Поэтому, следует брать в зачет
проектирование с существенным запасом.
Используя
значения
максимальнодопустимого рабочего давления (МДРД)
и рабочее давление (РД), рассчитайте
пропорцию МДРД/РД. Как вариант,
фактор проектирования с запасом может
быть определен путем расчета пропорции
реальной толщины (Т реал.), поделенной
на Т реал., минус оставшийся допуск на
коррозию (ДК), или Такт./(Такт. – ДК).
Используйте данные пропорции для
определения фактора проектирования с
избытком, как показано в Таблице G-8.
Умножьте вспомогательный показатель
технического модуля (ВПТМ) на фактор
проектирования с запасом для получения
скорректированного значения ВПТМ.
G.5.8 КОРРЕКТИРОВКА ВПТМ В
ОТНОШЕНИИ
ОПЕРАТИВНОГО
МОНИТОРИНГА
В дополнение к инспектированию,
обычно
применяется
оперативный
мониторинг коррозии (или ключевых
технологических переменных, влияющих
на коррозию) во многих технологических
процессах для предотвращения отказов
из-за
коррозии.
Преимущество
оперативного мониторинга состоит в том,
что
представляется
возможным
обнаружить изменения в скорости
коррозии,
образовавшейся
по
технологическим причинам, задолго до
проведения
периодического
инспектирования. Раннее обнаружение,
как правило, помогает предпринять
своевременные
меры,
помогающие
уменьшить
вероятность
отказа.
Применяются
различные
методы,
включающие в себя как зондирование на
коррозию, отбор пробных образцов на
коррозию, так и мониторинг ключевых
технологических переменных. Метод
согласно Базовому Рабочему Документу
подтверждает, что если применяется
оперативный мониторинг, то следует
проявлять
большее
доверие
по
отношению к предсказанной скорости
истончения. Однако, данные методы
имеют различную степень успеха, в
зависимости от конкретных механизмов
истончения.
Используя
знание
механизма
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
303
истончения
и
тип
оперативного
мониторинга,
определите
соответствующий фактор оперативного
мониторинга из Таблицы G-9.
Рисунок G-1A - Определение вспомогательных показателей технического модуля
истончения
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
304
Рисунок G-1B – Определение вспомогательных показателей технического модуля
истончения
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
305
Рисунок G-1C – Определение вспомогательных факторов технического модуля
истончения
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
306
Таблица G-4 – Классифицирующие вопросы касательно механизмов истончения
Классифицирующие вопросы
1.Коррозия, вызываемая соляной кислотой (HCl).
Применяется ли в технологическом процессе
соляная кислота?
Присутствует ли свободная вода в технологическом
потоке (включая начальное конденсатное
состояние)?
Кислотность меньше 7,0?
2. Коррозия, вызываемая воздействием
серной/нафтеновой кислоты при высокой
температуре.
Присутствует ли нефть с компонентами серы в
технологическом процессе?
Эксплуатационная температура выше 400ºF?
3. Коррозия, вызываемая H2S/H2 при высокой
температуре.
Присутствует ли H2S и водород в технологическом
процессе?
Эксплуатационная температура выше 400ºF?
4. Коррозия, вызываемая воздействием серной
кислоты (H2SO4).
Присутствует ли H2SO4 в технологическом
процессе?
5. Коррозия, вызываемая воздействием плавиковой
кислоты (HF).
Присутствует ли HF в технологическом потоке?
6. Коррозия, вызываемая воздействием кислой воды.
Присутствует ли свободная вода с H2S?
7. Коррозия, вызываемая воздействием аминов.
Контактирует ли оборудование с аминами,
используемыми для обессеривания (МЭА, ДЭА,
ДИПА, МДЭА)?
8. Коррозия, вызываемая высокотемпературным
окислением.
Температура выше или равна 900ºF?
Присутствует ли кислород?
Действие
Если «Да» на все эти вопросы, то
перейти к G.6.
Если «Да» на оба вопроса, то
перейти к G.7.
Если «Да» на оба вопроса, то
перейти к G.8.
Если «Да», то перейти к G.9.
Если «Да», то перейти к G.10.
Если «Да», то перейти к G.11.
Если «Да», то перейти к G.12.
Если «Да» на оба вопроса, то
перейти к G.13.
Таблица G-5 – Тип истончения
Механизм истончения
Коррозия, вызываемая соляной кислотой (HCl).
Коррозия, вызываемая воздействием
серной/нафтеновой кислоты при высокой температуре.
Общее кислотное число < 0,5
Общее кислотное число > 0,5
Коррозия, вызываемая H2S/H2 при высокой
Тип истончения
местное
общее
местное
общее
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
307
температуре.
Коррозия, вызываемая воздействием серной кислоты
(H2SO4).
Низкая скорость
</= 2 фута/секунду для углеродистой стали,
</= 4 фута/секунду для нержавеющей стали и
</= 6 футов/секунду для высоколегированной стали.
Высокая скорость
> 2 фута/секунду для углеродистой стали,
> 4 фута/секунду для нержавеющей стали и
> 6 футов/секунду для высоколегированной стали.
Коррозия, вызываемая воздействием плавиковой
кислоты (HF).
Коррозия, вызываемая воздействием кислой воды.
Низкая скорость
</= 20 футов/секунду
Высокая скорость
> 20 футов/секунду
Коррозия, вызываемая воздействием аминов.
Низкая скорость
< 5 футов/секунду для насыщенного амина
< 20 футов/секунду для бедного амина
Высокая скорость
> 5 футов/секунду для насыщенного амина
> 20 футов/секунду для бедного амина
Коррозия, вызываемая высокотемпературным
окислением.
общее
местное
местное
общее
местное
общее
общее
местное
местное
общее
Таблица G-6A – Руководство по приданию эффективности инспектированию – Общее
истончение
Категория
эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Обычное
Удовлетворительное
Пример:
интрузивное
инспектирование
Обследование 50-100%
поверхности (с
перемещением внутренних
устройств),
сопровождающееся
замерами толщины.
Обследование 20%
поверхности (без удаления
внутренних устройств) и
выборочный замер толщин
ультразвуком.
Визуальный осмотр без
замеров толщины.
Пример:
не интрузивное инспектирование
Ультразвуковое сканирование с
охватом 50-100% поверхности
(автоматическое или ручное) или
рентгенодефектоскопия.
Обследование 20% поверхности
при помощи ультразвукового
сканирования (автоматического
или ручного) или
рентгенодефектоскопия или
внешние выборочные замеры
толщины (статистически
обоснованные).
Обследование 2-3% поверхности,
выборочное измерение толщины
ультразвуком и несущественный
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
308
Низкоэффективное
Неэффективное
Только выборочный замер
толщины с внешней
стороны.
Отсутствие
инспектирования
осмотр или отсутствие
внутреннего визуального осмотра
Несколько замеров толщины и
документированная система
планирования инспектирования.
Несколько замеров толщины с
только с внешней стороны и
плохо документированная
система планирования
инспектирования.
Таблица G-6B – Руководство по приданию эффективности инспектированию –
Местное истончение
Категория
эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Пример:
интрузивное
инспектирование
Визуальное обследование
100% поверхности (со
снятием внутренних
прокладок, лотков и т.п.) и
замеры толщины.
Пример:
не интрузивное инспектирование
Ультразвуковое автоматическое
сканирование с охватом 50-100%
поверхности (автоматическое или
ручное) или
рентгенодефектоскопия участков,
определенных инженером по
коррозии или другим
специалистом.
Обычное
100%-ное визуальное
Обследование 20% поверхности
обследование (с частичным при помощи автоматического
удалением внутренних
ультразвукового сканирования
устройств), включая
или обследование 50%
проходы, сопла и т.п. и
поверхности при помощи
замеры толщин.
ручного ультразвукового
сканирования или обследование
50% поверхности при помощи
рентгенодефектоскопии участков,
определенных инженером по
коррозии или другим
специалистом.
Удовлетворительное
Визуальное обследование
Обследование 20% поверхности
20% поверхности и
при помощи автоматического
выборочный замер толщин или ручного ультразвукового
ультразвуком.
сканирования,
рентгенодефектоскопия или
выборочные замеры толщины
участков, определенных
инженером по коррозии или
другим специалистом.
Низкоэффективное
Отсутствие
Выборочные замеры толщины с
инспектирования
помощью ультразвукового
сканирования или
рентгенодефектоскопия, без
указания участков, определенных
инженером по коррозии или
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 309
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Неэффективное
Отсутствие
инспектирования
Если применяется более чем один метод
мониторинга, тогда следует использовать
только самое большое значение фактора
мониторинга (факторы не являются
совокупными). Поделите ВПТМ на этот
фактор. Не применяйте данный фактор,
если ВПТМ равно 1.
G.5.9 КОРРЕКТИРОВКА С УЧЕТОМ
ТОЧКИ ВПРЫСКА/СМЕШИВАНИЯ
Точка
впрыска/смешивания
определяется как точка, в которой
происходит
добавление
химиката
(включая также воду) к основному
технологическому потоку. Для данного
технического
модуля
точка
коррозионного смешивания определяется
как: a) смешивание потока паров и
жидких потоков, при котором может
произойти превращение жидкого потока в
пар; b) вода присутствует в каждом или
одном из потоков; c) температура
смешанных потоков ниже, чем точка
росы воды совмещенного потока. Если
это контур трубопровода, который
содержит точку впрыска/смешивания, то
следует провести корректировку ВПТМ
для того, чтобы он отражал более
другим специалистом.
Выборочные замеры толщины с
помощью ультразвукового
сканирования без указания
участков, определенных
инженером по коррозии или
другим специалистом.
высокую вероятность истончения в
данном месте.
Корректировка
производится
путем
умножения ВПТМ (наибольшее значение
ВПТМ для общего или местного
истончения) на коэффициент 3. Если
проводится
высокоэффективное
инспектирование на предмет коррозии
конкретно
внутри
контура
впрыска/смешивания (согласно API 570),
то в таком случае корректировка не
потребуется.
G.5.10 КОРРЕКТИРОВКА С УЧЕТОМ
ТУПИКОВЫХ ВЕТОК
Тупиковая ветка по определению
представляет собой участок трубопровода
или контура трубопровода, который
используется
только
при
кратковременных режимах, таких как
запуск,
остановка
или
циклы
регенерации, в противовес непрерывным
режимам. Если это контур трубопровода,
содержащий тупиковую ветку, то в таком
случае следует провести корректировку
ВПТМ для отражения более высокой
вероятности истончения в данном месте.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
310
Таблица G-7 – Вспомогательные показатели технического модуля истончения
Указания:
1. Найдите ряд с рассчитанным значением ar/t или следующим более высоким значением
или можно прибегнуть к интерполяции между рядами.
2. Определите вспомогательный показатель в соответствующей колонке в отношении
количества инспектирований с самой высокой эффективностью.
Коррозия, вызванная соляной кислотой
(HCl) является проблемой для наиболее
типичных технологических установок
нефтепереработки. HCl агрессивна в
отношении многих конструкционных
материалов
в
различных
ее
концентрациях
и
часто
вызывает
местную коррозию, в особенности, когда
она ассоциируется с местной или
Корректировка
производится
путем
«шоковой»
конденсацией
или
умножения ВПТМ (наибольшее значение
отложением
хлоридов,
содержащих
ВПТМ общего или местного истончения)
аммиак
или
соли
амина.
Аустенитная
на коэффициент 3. Если применялся
нержавеющая сталь часто подвергается
метод
высокоэффективного
точечной коррозии и может повергнуться
инспектирования
для
определения
щелевой
коррозии и/или хлоридному
потенциала
местной
коррозии
в
коррозионному растрескиванию под
тупиковой ветке, то в таком случае
напряжением. Некоторые сплавы на
корректировка не потребуется.
основе никеля могут повергнуться
ускоренной коррозии, если присутствуют
G.6
Коррозия,
вызываемая
окисляющие агенты или если сплавы
воздействием соляной кислоты (HCl)
находятся
в
растворах
без
G.6.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 311
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
Таблица G-8 – Руководство по
определению фактора проектирования
с запасом.
предварительной нормализации тепловой
обработкой.
Основные
типы
установок
нефтепереработки, для которых солянокислотная коррозия является проблемой,
это – установки перегонки сырой нефти,
гидроочистки
и
каталитического
риформинга. HCl образуется в установках
перегонки сырой нефти при гидролизе
магния и солей хлорида кальция и
присутствует в виде раствора HCl в
системе дистиллята. В установках
гидроочистки HCl может образовываться
при
гидрогенизации
органических
соединений хлоридов в сырье или может
попасть в установку с углеводородным
сырьем
или
водородом
и
конденсироваться с водой в отходящих
линиях. В установках каталитического
риформинга хлориды могут выделяться
из катализатора и гидрогенизироваться,
приводя к солянокислой коррозии в
отходящих
линиях
или
системах
регенерации.
Таблица G-9 – Таблица корректировочного коэффициента оперативного
мониторинга
Механизм истончения
Ключевые
Зондирование
Отбор проб
переменные
коррозиометром на коррозию
технологического
процесса
Коррозия, вызываемая соляной
10
10
2
кислотой (HCl)
(20, если в связи с
зондированием)
Коррозия, вызываемая
10
10
2
воздействием серной/нафтеновой
кислоты при высокой температуре.
Коррозия, вызываемая H2S/H2 при
1
10
1
высокой температуре.
Коррозия, вызываемая
воздействием серной кислоты и
H2S/H2 .
20
10
2
Низкая скорость
</= 3 фута/секунду для
углеродистой стали,
</= 5 футов/секунду для
нержавеющей стали и
</= 7 футов/секунду для
высоколегированной стали.
10
10
1
Высокая скорость
> 3 фута/секунду для углеродистой (20, если в связи с
зондированием)
стали,
> 5 футов/секунду для
нержавеющей стали и
> 7 футов/секунду для
10
высоколегированной стали.
Коррозия, вызываемая
10
1
1
воздействием плавиковой кислоты
(HF).
Коррозия, вызываемая
20
10
2
воздействием кислой воды.
Низкая скорость
</= 20 футов/секунду
20
10
2
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
312
Высокая скорость
> 20 футов/секунду
Коррозия, вызываемая
воздействием аминов.
Низкая скорость
Высокая скорость
Коррозия, вызываемая
высокотемпературным окислением.
Коэффициенты
не
являются
совокупными, если иное не указывается.
Данная таблица предполагает, что
существует
организованный
план
оперативного мониторинга, который
нацелен на определение потенциального
механизма
коррозии.
Ключевые
переменные технологического процесса,
например,
кислород,
кислотность,
содержание воды, скорость, содержание
железа,
температура,
давление,
G.6.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Данные, перечисленные в Таблице G10, требуются для оценки скорости
коррозии в разбавленной соляной
кислоте.
Более
концентрированная
кислота не входит в рамки данного
раздела. На Рисунке G-2 показаны шаги,
необходимые для определения скорости
коррозии. Если точные данные не были
замерены,
то
следует
проконсультироваться
со
знающим
специалистом.
G.6.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ
СОЛЯНОКИСЛОЙ КОРРОЗИИ
Таблицы G-12, G-13, G-14 и G-15
следует
использовать
для
оценки
скорости
коррозии
в
различных
материалах,
контактирующих
с
разбавленной соляной кислотой.
Ссылки:
1. Учебник по металлам, Том 13,
«Коррозия», ASM International.
2. Т. С. Ли и Ф. Г. Ходж, Сопротивление
сплавов «Хастелой» коррозии, вызванной
неорганическими
кислотами,
характеристики материалов, Сентябрь,
1976г., стр. 29
3. Сопротивление сплавов «Хастелой»
коррозии. Haynes International, Inc., 1984г.
4. Сопротивление коррозии. Inco Alloys
Int’l, Inc.
5.
Сопротивление
никелевых
и
10
2
2
20
10
20
10
10
1
2
1
1
содержание H2S, величина цетанового
числа. Применимая (-мые) переменная (ые)
должны
отслеживаться
с
приемлемым
интервалом,
как
установлено
специалистом-экспертом.
Например: пробные образцы могут быть
отобраны
для
мониторинга
ежеквартально, в то время как pH,
хлориды и т.п. могут подвергаться
мониторингу еженедельно.
высоконикелевых сплавов коррозии,
вызванной соляной кислотой, хлоридом
водорода
и
хлором.
Инженерный
бюллетень
по
коррозии.
СЕВ3,International Nickel Company, Inc. 1969г.
6. Л. Коломбье и Дж. Хохман,
Нержавеющие и термостойкие стали,
St. Martins Press, New York, NY.
G.7
Коррозия,
вызываемая
серной/нафтеновой
кислотой,
при
высокой температуре.
G.7.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Коррозия, вызванная воздействием
серной
кислоты
при
высокой
температуре,
является
формой
равномерной коррозии, которая обычно
происходит при температурах выше 400
ºF. Эта форма коррозии иногда имеет
место наряду с коррозией, производимой
нафтеновой кислотой, в зависимости от
типа перерабатываемой нефти. Коррозия
от нафтеновой кислоты, когда она имеет
место, как правило, имеет местный
характер.
Соединения серы обычно присутствуют
во всех типах сырой нефти, но их
концентрация различна от типа к типу.
Эти естественные соединения могут быть
сами по себе коррозионно-активными, а
также когда преобразуются в серную
кислоту при термическом разложении.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
313
Таблица G-10 – Базовая информация, требуемая для проведения анализа на
солянокислую коррозию
Базовая информация
Комментарии
Определите конструкционный материал
Конструкционный материал
оборудования/трубопровода.
pH является предпочтительным для оценки скорости
pH
коррозии при концентрациях разбавления для
углеродистой стали и нержавеющей стали марки 300.
Таблица G-11 может быть использована для оценки pH
исходя из концентрации Cl, если она известна. Обратите
внимание на то, что присутствие нейтрализующих
агентов может вызвать увеличение числа pH.
Примечание: Применяемое число pH должно быть в
отношении отдельной кислотной фазы внутри данного
оборудования или ближайшего оборудования вниз по
потоку, например: загрузочная воронка сборника
дистиллята ниже по потоку относительно конденсатора.
ИЛИ
В отношении высоколегированных материалов,
концентрация Cl используется для определения
скорости коррозии.
Максимальная температура (ºF)
Определите максимальную температуру в
оборудовании/трубопроводе. Это может быть
максимальная температура технологического процесса,
но следует учитывать местные условия нагрева, такие
как воздействие солнечной энергии или паропровода.
Наличие воздуха или
оксидантов (Да или Нет)
Присутствие воздуха (кислорода) может увеличить
скорость коррозии, в особенности, в случае сплава с
числом 400 и Сплава В-2. Другие оксиданты, как
например, ионы железа и меди будут оказывать такое же
действие на эти сплавы.
Таблица G-11 – Определение числа pH исходя из концентрации Cla
Концентрация Cl (млн-1)
3601-12000
1201- 3600
361-1200
121-360
36-120
16-35
6-15
3-5
1-2
<1
pH
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
a при условии отсутствия щелочных агентов (NH3, нейтрализующие амины или щелочи)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
314
Таблица G-12 – Расчетные скорости коррозии в отношении углеродистой стали
(милов в год)
Примечание: данные значения скорости в 10 раз превышают значения скорости общей
коррозии для обозначения местной точечной коррозии.
Таблица G-13 – Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали
марки 300 (милов в год)
Примечание: данные значения скорости в 10 раз превышают значения скорости общей
коррозии для обозначения местной точечной коррозии.
Таблица G-14 – Расчетные скорости коррозии в отношении сплавов марки 825, 20,
625, С-276
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
315
Таблица G-15 – Расчетные скорости коррозии в отношении сплавов марки В-2 и 400
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
316
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
317
Каталитическая конверсия соединений
серы в H2S происходит в присутствии
водорода в слое катализатора в установке
гидропереработки.
Коррозия
под
воздействием паров с содержанием как
H2S, так и водорода, рассмотрена в G.8.
Как и в случае соединений серы,
нафтеновые кислоты также естественным
образом присутствуют в некоторых типах
сырой нефти. В процессе перегонки эти
кислоты
имеют
тенденцию
к
концентрации
во
фракциях
с
повышенной температурой кипения, в
таких как тяжелый атмосферный газойль,
продукт отгонки без крекинга и
вакуумный газойль. Кислоты также могут
присутствовать в гудроне, но часто
наиболее коррозионно-активные из них
перегоняются в боковые прогоны
вакуумной перегонки. Потоки с меньшей
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
318
температурой кипения, как правило,
содержат малое количество нафтеновых
кислот. Коррозия может возникнуть либо
как точечная, более характерная для
низких уровней кислотности, либо в виде
канавок и выемок при более высоких
уровнях кислотности и, в особенности,
при повышенных скоростях. Нафтеновые
кислоты могут модифицировать или
дестабилизировать защитные пленки
(сульфидные или оксидные) на материале
и, таким образом, вызывать большую
скорость сульфидной коррозии или могут
самостоятельно
воздействовать
на
основной материал.
Скорость коррозии в сульфидных
средах с высокой температурой является
производным от материала, температуры
и концентрации соединений серы,
которые имеются в наличии. Присутствие
нафтеновой кислоты в существенных
количествах, однако, может серьезным
образом уменьшить сопротивляемость
материала коррозии, которая в противном
случае
являлась
бы
достаточной.
Следующие данные обобщают ключевые
переменные коррозии:
a. В сульфидных средах с высокой
температурой материалы, такие как
углеродистая и низколегированная сталь,
образуют
продукты
сульфидной
коррозии. Степень, до которой они
являются
защитными,
зависит
от
факторов среды, как упоминалось выше.
При достаточно высоких температурах
и/или высоких уровнях концентрации
серы,
продукты
коррозии
могут
становиться менее защищающими и,
поэтому коррозия может появиться в
ускоренном темпе.
b. Умеренные добавки хрома в
углеродистую
сталь
увеличивают
коррозионную
стойкость
материала.
Сплавы, содержащие 5%, 7% и 9% хрома,
часто являются достаточными для того,
чтобы обеспечить приемлемые рабочие
характеристики материала в данных
средах.
Низколегированные
сплавы,
такие как с содержанием хрома 1 ¼ и 2 ¼
в
основном
не
представляют
преимуществ
по
отношению
к
углеродистой
стали,
которые
бы
оправдывали
их
применение.
Нержавеющая сталь, такая как с
содержанием хрома 12% (марки 410,
410S, 405SS) и марки 304 SS, могут
потребоваться для работы в условиях
особенно высокого уровня концентрации
серы и высоких температур.
c. Сульфидная коррозия зависит от
количества присутствующей серы в
потоке и обычно измеряется в % веса
серы. Коррозия, в основном, усиливается
с повышением содержания серы.
d. Сульфидная коррозия при высоких
температурах
имеет
место
при
температурах выше 400ºF. Коррозия,
вызываемая
нафтеновой
кислотой,
обычно наблюдается при температурах в
диапазоне 400-750ºF, хотя коррозия,
имеющая черты коррозии от нафтеновой
кислоты, согласно сообщениям, может
быть за пределами этого диапазона. При
температуре выше 750ºF нафтеновые
кислоты
либо разрушаются, либо
перегоняются в парообразную фазу. В то
время, как сульфидирование будет
происходить как в жидкой, так и
парообразной
фазах,
коррозия,
вызываемая нафтеновой кислотой, будет
происходить только там, где имеется
жидкая фаза.
e. Материалы, которые наиболее уязвимы
в отношении коррозии, вызываемой
нафтеновыми
кислотами,
этоуглеродистая сталь и сплавы железо-хром
(5-12% хрома), которые в основном
используются в коррозионных условиях
нефтепереработки. Сплавы с 12%-ным
содержанием хрома могут иметь скорость
коррозии большую, чем углеродистая
сталь. Нержавеющая сталь марки 304
оказывает
некоторое
сопротивление
коррозии, вызываемой нафтеновыми
кислотами при более низких уровнях
кислотности, но обычно требуется
применение
аустенитной
стали
с
содержанием молибдена (марки 316 или
317SS) для сопротивления коррозии при
более высоких уровнях кислотности.
Было установлено, что минимально
требуемое содержание молибдена в
размере 2,5% в сплаве марки 316SS,
обеспечивает лучшую сопротивляемость
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
319
нафтеновым кислотам.
f.
Количество
присутствующей
нафтеновой кислоты обычно выражается
«числом нейтрализации» или «общим
кислотным числом» (ОКЧ). Различные
кислоты,
составляющие
семейство
нафтеновых
кислот,
могут
иметь
совершенно
разные
коррозионные
свойства. ОКЧ определяется согласно
стандартному способу титрирования по
ASTM
(Американское
общество
специалистов
по
испытаниям
и
материалам) и выражается в мг
гидрооксида калия на грамм, что является
количеством, которое необходимо для
нейтрализации
кислотности
одного
грамма образца нефти. Хотя применяются
оба
метода
титрирования
–
хлорметрический
и
потенциометрический, но последний из
двух, представленный в стандарте ASTM
D664,
является
наиболее
часто
применяемым. Следует иметь в виду, что
титрирование
нейтрализует
все
присутствующие кислоты, а не только
нафтеновую
кислоту.
Например,
растворенная серная кислота будет
представлена в ОКЧ образца. С точки
зрения коррозии, определение ОКЧ
жидкого потока углеводородов, а не всей
нефти, является важным фактором при
определении
восприимчивости
к
воздействию
коррозии,
вызываемой
нафтеновыми кислотами.
g.
Другим
важнейшим
фактором
коррозии является скорость потока, в
особенности там, где нафтеновая кислота
является
фактором
коррозии.
Увеличенная
скорость
увеличивает
коррозионную
активность
путем
ускорения
удаления
защитной
сульфидной
пленки.
Этот
эффект
наиболее ярко виден в системах со
смешанной жидко-парообразной фазой,
где скорости могут быть высокими.
h. При особенно низких концентрациях
серы, коррозия вызываемая нафтеновой
кислотой, может быть более жесткой
даже при низком ОКЧ, поскольку
защитная сульфидная пленка еще не
сможет сформироваться своевременно.
Технологические установки, в которых
коррозия,
вызываемая
серной
и
нафтеновой кислотой, часто наблюдается,
это установки атмосферной и вакуумной
перегонки нефти, а также системы подачи
сырья установок вниз по потоку:
установки
гидроочистки,
каталитического крекинга и коксования.
В установках гидроочистки коррозия,
вызываемая нафтеновой кислотой, не
наблюдалась на установках вниз по
потоку по отношению к точке добавки
водорода и даже выше по потоку от
реактора. Установки каталитического
крекинга и коксования термически
разлагают нафтеновые кислоты, поэтому
данная форма коррозии не отмечается на
участках фракционированной перегонки
данных установок, если только не
вводится не крекированное сырье.
Нафтеновые кислоты могут появиться в
больших концентрациях в потоках
экстракции
смазочных
масел
при
переработке
сырья,
содержащего
нафтеновые кислоты. Следует иметь в
виду, что там, где нафтеновые кислоты
могут быть термически разложены, могут
образоваться более легкие органические
кислоты или двуокись углерода, которые
могут повлиять
на коррозионную
активность водяного конденсата.
G.7.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Информация, приведенная в Таблице G16, требуется для определения расчетной
скорости
коррозии
при
высоких
температурах в средах серной и
нафтеновой кислоты. На Рисунке G-16
показаны
шаги,
требуемые
для
определения скорости коррозии. Если
точные замеренные данные отсутствуют,
то следует проконсультироваться со
знающим специалистом.
G.7.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ
КОРРОЗИИ В СРЕДЕ СЕРНОЙ И
НАФТЕНОВОЙ
КИСЛОТЫ
ПРИ
ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ
Расчет скорости коррозии может быть
произведен с помощью Таблиц G-17, G18, G-19, G-20, G-21, G-22, G-23, G-24 и
G-25.
Скорость коррозии в сульфидных
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
320
средах при высоких температурах, в
отсутствии влияния нафтеновой кислоты,
основывается на модифицированных
кривых МакКономи. В то время как были
представлены различные статьи по
коррозии,
вызываемой
нафтеновой
кислотой, не существует разработанной
широко-принятой взаимосвязи между
скоростью коррозии и различными
факторами, которые на нее влияют.
Соответственно,
скорость
коррозии,
которая будет принята в зачет, при
наличии фактора нафтеновой кислоты,
принимается только по порядку величин.
Как только скорость коррозии будет
выбрана из соответствующей таблицы,
она
должна
быть
умножена
на
коэффициент 5, если скорость выше 100
футов в секунду.
Ссылки:
1. Ф.МакКономи, Сульфидная коррозия,
образующаяся в средах, свободных от
водорода при высоких температурах,
Отдел API по нефтепереработке, Том 43
(III), 1963г.
2. Дж. Гуцайт, Сульфидная коррозия
стали,
технологическая
коррозия,
образующаяся
при
высоких
температурах,
Национальная
Ассоциация Инженеров Коррозионистов
(NACE), Приложение 3, стр. 367
3.
Исследования
в
области
коррозионной активности сырой нефти
при
высоких
температурах,
Американский
Институт
Нефти,
Публикация 943, сентябрь 1974г.
4. А. Дерунгс, «Коррозия, вызываемая
нафтеновой кислотой – старый враг
нефтеперерабатывающей
промышленности, коррозия,» Том 12,
стр.41
5. Дж. Гуцайт. «Коррозия, вызываемая
нафтеновой кислотой», Газета NACE
№156, Коррозия/76
6. Бланко и Б. Хопкинсон, «Опыты
исследвания
коррозии,
вызываемой
нафтеновой кислотой на установках
перегонки
нефтеперерабатывающих
заводов». Газета NACE №99, Коррозия/93
7. Р. Пихль «Коррозия в установках
перегонки сырой нефти, вызываемая
нафтеновой
кислотой»,
Свойства
материалов, январь 1988г.
8. Х. Л. Крейг Мл., «Коррозия,
вызываемая нафтеновой кислотой, на
нефтеперегонном заводе», Газета NACE
№333, Коррозия/95.
9. С. Теббал и Р. Д. Кейн, «Обзор
критических факторов, влияющих на
коррозионную активность сырой нефти»,
Газета NACE №607, Коррозия/96.
10. Х. Л. Крейг Мл., «Факторы
температуры и скорости коррозии,
вызываемой
нафтеновой
кислотой»,
Газета NACE №608, Коррозия/96.
G.8 Коррозия, вызываемая H2S/H2, при
высоких температурах
G.8.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Коррозия, вызываемая H2S/H2 при
высоких температурах – это, как правило,
равномерная коррозия, которая может
возникать при температурах выше 400ºF.
Данная форма сульфидной коррозии
отличается от коррозии, вызываемой
серной и нафтеновой кислотой, как
описано в Приложении С. Коррозия,
вызываемая H2S/H2 , возникает в
установках гидроочистки, например, в
гидродесульфураторах
и
установках
гидрокрекинга, когда соединения серы
преобразуются в сероводород путем
каталитической реакции с водородом.
Преобразование соединений серы в H2S
обычно не происходит в существенных
объемах в присутствии водорода, даже
при повышенных температурах, если не
присутствует
катализатор.
Скорость
коррозии является производной от
конструкционного
материала,
температуры, характера технологического
потока и концентрации H2S.
В средах с наличием H2S/H2 , низкие
уровни содержания в стали хрома
(например, от 5 до 9% хрома) лишь в
незначительной степени увеличивают
антикоррозионную
стойкость
стали.
Требуется содержание минимум 12%
хрома для значительного сокращения
скорости коррозии. Дальнейшая добавка
хрома
и
никеля
приводит
к
существенному
увеличению
антикоррозионной стойкости.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
321
Характер технологического потока
является фактором при определении
скорости
коррозии.
В
средах
с
присутствием только H2S/H2 , (только
парообразные среды), скорость коррозии
может быть на 50% выше, чем скорость
коррозии в средах с присутствием
углеводородов, согласно отчету комитета
NICE. Тем не менее, взаимосвязь,
разработанная Купером и Горманом,
применяется для расчета скорости
коррозии как для сред с наличием
углеводородов,
так
и
без
них.
Предсказанные скорости в обоих случаях
при
высоких
очень
высоки
и
высоких
концентрациях
H2S
температурах и один комплект данных
будет
достаточным
для
оценки,
производимой
в
процессе
инспектирования с учетом факторов
риска, в отношении обеих ситуаций.
G.8.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Информация, представленная в Таблице
G-26,
требуется
для
определения
скорости
коррозии
в
средах
с
присутствием H2S/H2 при высоких
температурах. На Рисунке G-4 показаны
шаги, требуемые для определения
скорости
коррозии.
Если
точные
замеренные данные отсутствуют, то
следует
проконсультироваться
со
знающим специалистом.
G.8.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ
КОРРОЗИИ В СРЕДЕ H2S/H2 ПРИ
ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУРАХ
Расчетная скорость коррозии в среде
H2S/H2 определяется с помощью Таблиц
G-27, G-28, G-30, G-31 и G-32, которые
содержат данные, взятые из взаимосвязи,
разработанной Купером и Горманом.
Ссылки:
1. «Высокотемпературная аммиачная
коррозия нержавеющей стали», доклад
технического комитета NACE, Коррозия,
январь 1958г.
2. «Кривые скорости изо-коррозии в
водородных/аммиачных
средах
при
высоких
температурах»,
доклад
технического комитета NACE, Коррозия,
Том 15,март 1958г.
Таблица G-16 – Базовая информация для анализа, вызываемой нафтеновой
кислотой, при высоких температурах
Базовая информация
Комментарии
Определите конструкционный материал
Конструкционный материал
оборудования/трубопровода.
В отношении нержавеющей стали марки
316 SS, если содержание молибдена
неизвестно, то примите его как < 2,5% от
веса
Определите максимальную температуру
Максимальная температура (ºF)
технологического потока.
Содержание серы в потоке
Определите содержание серы в потоке для
данной части оборудования. Если
содержание серы неизвестно –
проконсультируйтесь со знающим
специалистом-технологом для получения
оценочных данных.
Общее кислотное число (ОКЧ)
(ОКЧ = мг гидроокиси калия/г образца
нефти)
Важность ОКЧ в том, что оно используется
при оценке наличия жидкой фазы
углеводородов в
оборудовании/трубопроводе. Если оно
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
322
неизвестно, то проконсультируйтесь со
знающим специалистом-технологом для
получения оценочных данных.
Скорость
Определите максимальную скорость в
оборудовании/трубопроводе. Хотя условия в
емкости могут быть застойными, следует
учитывать скорость в потоковых форсунках.
Таблица G-17 – Расчетные скорости коррозии в отношении углеродистой стали
(милов в год)
Таблица G-18 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 1 ¼ и 2 ¼ , (милов в год)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
323
Таблица G-19 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 5%, (милов в год)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
324
Таблица G-20 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 7%, (милов в год)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
325
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
326
Таблица G-21 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 9%, (милов в год)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
327
Таблица G-22 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
328
хрома 12%, (милов в год)
Таблица G-23 – Расчетные скорости коррозии в отношении аустенитной
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
329
нержавеющей стали, не содержащей молибден, (милов в год)а
а Аустенитная сталь, не содержащая молибдена, включает марки 304, 304L, 321, 347 и т.д.
Таблица G-24 – Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 330
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
марки 316 SS, с содержанием молибдена < 2,5%, (милов в год)а
а Включая нержавеющую сталь с содержанием молибдена < 2,5%, например марок 316,
316L, 316H и т.д.
Таблица G-25 – Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали
марки 316 SS, с содержанием молибдена > 2,5% и нержавеющей стали марки 317 SS ,
(милов в год)
Таблица G-26 – Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
331
H2S/H2, при высоких температурах
Базовая информация
Комментарии
Конструкционный материал
Определите тип конструкционного
материала оборудования/трубопровода.
Тип присутствующего углеводорода
(нафта или газойль)
Используйте «нафта» для нафты и легких
дистиллятов (например, для
керосина/ДТ/авиационного топлива).
Используйте «газойль» для всех остальных
углеводородов (атмосферный газойль и
тяжелее) и для H2, без присутствия
углеводородов.
Максимальная температура (ºF)
Определите максимальную рабочую
температуру.
Содержание H2S в парах (молярный
процент)
Определите содержание H2S в парах.
Обратите внимание, что молярный процент
= объемному проценту (а не весовому
проценту).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
332
Таблица G-27 – Расчетные скорости коррозии в отношении углеродистой стали и
стали с содержанием хрома 1 ¼ и 2 ¼ , (милов в год)
Таблица G-28 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 5% , (милов в год)
Таблица G-29 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 7% , (милов в год)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
333
Таблица G-30 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 9% , (милов в год)
Таблица G-31 – Расчетные скорости коррозии в отношении стали с содержанием
хрома 12% , (милов в год)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
334
Таблица G-32 – Расчетные скорости коррозии в отношении нержавеющей стали
марок 300, (милов в год)
коррозии углеродистую сталь, именно
этот
материал
используется
в
оборудовании и трубопроводах, имеющих
дело с концентрированной серной
кислотой при температурах, близких к
температуре
окружающей
среды.
Скорость
коррозии
стали
под
воздействием серной кислоты является
производным от концентрации кислоты и
температуры при застойных условиях и
приведена в Публикации NACE 5А151
(Ссылка 1). Застойные условия или
медленный
поток
(менее
3
футов/секунду) обычно вызывают общее
истончение углеродистой стали. Пленка –
продукт
железистой
сульфатной
коррозии, некоторым образом является
защитной и по мере ее нарастания на
поверхности металла скорость коррозии
уменьшается. Массовый унос сульфата
железа с поверхности корродированной
стали – это шаг по ограничению скорости
коррозии. Скорость раствора кислоты
свыше примерно 3 футов в секунду
(турбулентный
поток)
оказывает
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 335
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
G.9 Коррозия, вызываемая серной
кислотой (H2SO4)
G.9.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Серная кислота (H2SO4) является одним
из самых широко-распространенных
химикатов,
используемых
в
промышленности. Одним из обычных
видов использования концентрированной
серной кислоты является использование в
качестве катализатора для процесса
алкилирования. Серная кислота является
очень сильной кислотой и может быть
очень
коррозионно-активной
при
определенных условиях. Коррозионная
активность серной кислоты широко
варьируется и зависит от многих
факторов. Концентрация кислоты и ее
температура – ключевые факторы,
влияющие на коррозию. Вдобавок,
воздействие
факторов
скорости
и
присутствие в кислоте загрязнителей - в
особенности, кислорода и оксидантов,
может оказать существенное воздействие
на коррозию.
Хотя серная кислота подвергает
существенное влияние на скорость такого
массового уноса и, соответственно, на
скорость коррозии. Были рассчитаны
скорости
коррозии
стальных
трубопроводов,
по
которым
перекачивалась серная кислота при
различных условиях и с разными
скоростями, на основании хорошо
устоявшейся математической модели
(Ссылка 2). Рассчитанные скорости
основывались на чистых растворах
серной кислоты без присутствия сульфата
железа в таких растворах. Эти скорости в
отношении турбулентного потока в
прямых трубах затем были помножены на
коэффициент 3 (на основании опыта,
процитированного в Ссылке 2), для того
чтобы
охарактеризовать
усиленную
местную коррозию, которая имеет место
в местах изгибов, тройников, клапанов и
местах
с
неровной
внутренней
поверхностью, таких как выступы
сварных швов. Все это обеспечивает
максимальные
расчетные
скорости
коррозии. Реальная скорость коррозии
может колебаться в пределах от 20 до
50% от данных максимальных расчетных
скоростей коррозии.
Хотя поведение многих сплавов в среде
серной кислоты главным образом зависит
от концентрации кислоты и температуры,
скорость и присутствие оксиданта может
также сыграть значительную роль.
Таблица G-33 – Базовая информация для анализа коррозии, вызываемой серной
кислотой
Базовая информация
Комментарии
Определите тип конструкционного
Конструкционный материал
материала оборудования/трубопровода.
Концентрация кислоты (весовой %)
Определите концентрацию серной кислоты,
находящейся в данном
оборудовании/трубопроводе. При
отсутствии аналитических результатов,
таковые должны быть предоставлены
знающим инженером-технологом.
Максимальная температура (ºF)
Определите максимальную температуру в
данном оборудовании/трубопроводе. Это
может быть максимальная рабочая
температура, но также следует учитывать
местные температурные условия, такие как,
нагрев лучами солнца или от проходящего
рядом паропровода.
Скорость кислоты (фунтов в секунду)
Определите максимальную скорость
кислоты в оборудовании/трубопроводе.
Хотя условия в емкости могут быть
застойными, следует учитывать скорость
кислоты в потоковых форсунках (на входе,
выходе и т.п.).
Присутствие кислорода/оксиданта?
(Да или Нет)
Определите, содержит ли кислота кислород
или какой-либо другой оксидант. Если есть
сомнения, то проконсультируйтесь со
знающим инженером-технологом. Эти
данные необходимы только, если
конструкционный материал – Сплав B-2. В
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
336
отношении углеродистой стали и других
сплавов, скорость коррозии, приведенная в
таблицах, подразумевает, что кислота не
содержит кислорода/оксиданта.
Это происходит потому, что эти сплавы
часто зависят от образования защитной
оксидной
пленки,
обеспечивающей
инертность, а значит и сопротивление
коррозии. Присутствие оксиданта обычно
улучшает антикоррозионные свойства
сплавов, контактирующих с серной
кислотой, таких как нержавеющая сталь и
многие никелевые сплавы. Это не
относится к Сплаву В-2, который может
подвергнуться коррозии с высокой
скоростью, если оксидант присутствует в
кислоте.
Скорости
коррозии,
представленные в данных таблицах,
взяты из опубликованной литературы, а
скорости коррозии для невентилируемых
кислотных сред используются для
обеспечения
консерватизма,
за
исключением
Сплава
В-2.
Этот
консерватизм
является
подходящим,
поскольку другие загрязнители кислоты и
скорость могут оказать воздействие на
инертность
материала.
Воздействие
скорости кислоты на скорость коррозии,
как подразумевается, сохраняется при
широком диапазоне условий, поскольку
опубликовано недостаточно информации
по воздействию, которое производит
скорость.
G.9.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Информация, представленная в Таблице
G-33,
требуется
для
определения
скорости
коррозии
в
средах
с
присутствием серной кислоты. Если
точные
технологические
данные
отсутствуют,
то
следует
проконсультироваться
со
знающим
специалистом-технологом для получения
оптимальных расчетов.
G.9.3
ОПРЕДЕЛЕНИЕ
МАКСИМАЛЬНОЙ
РАСЧЕТНОЙ
СКОРОСТИ КОРРОЗИИ
Используя информацию, приведенную в
Таблице G-33, определите максимальную
расчетную
скорость
коррозии
конструкционного
материала
из
соответствующей таблицы (Таблицы с G34 по G-40). Обратите внимание, что
скорость коррозии для Сплава В-2 может
существенно увеличиться в присутствии
оксиданта (например, кислорода или
оксидного железа), что не отражено в
Таблице G-40. В отношении этой среды
проконсультируйтесь с инженером по
коррозии для получения расчетной
скорости коррозии Сплава В-2. Блоксхема шагов, требуемых для определения
максимальной
расчетной
скорости
коррозии в серной кислоте, представлена
на рисунке G-5.
Ссылки:
1. Конструкционные материалы для
работы с серной кислотой, Публикация
NACE
5А151
(Издание
1985,
пересмотренное).
2. Шелдон В. Дин и Джордж Д. Граб,
«Коррозия
углеродистой
стали,
вызванная
воздействием
серной
кислоты»,
газета
NACE
№47,
КОРРОЗИЯ/84.
3. С. К. Брубейкер, Конструкционные
материалы для серной кислоты, коррозия
в промышленных технологиях – теория и
практика, NACE, Хьюстон ТХ, стр. 243258.
4. Коррозионная стойкость никелевых
сплавов при нахождении в серной
кислоте и родственных ей соединениях,
Инженерный Бюллетень по Коррозии
СЕВ-1, The International Nickel Company,
Inc. (INCO), 1983г.
5. Коррозионная стойкость сплавов
Хастелой®, Хейнс Интернешнл Инк.,
1984г.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
337
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
338
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
339
Таблица G-34 – Расчетная скорость коррозии углеродистой стали, (милов в год).
Таблица G-35 – Расчетная скорость коррозии углеродистой стали, (милов в год).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
340
Таблица G-36 – Расчетная скорость коррозии нержавеющей стали марки 304, (милов
в год).
Таблица G-37 – Расчетная скорость коррозии нержавеющей стали марки 316, (милов
в год).
Таблица G-38 – Расчетная скорость коррозии сплава марки 20, (милов в год).
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
341
Таблица G-39 – Расчетная скорость коррозии сплава марки С-276, (милов в год).
Таблица G-40 – Расчетная скорость коррозии сплава марки В-2a, (милов в год)
а Присутствие оксидантов (даже нескольких млн-1) ускоряет коррозию и питтинг.
Сплав марки В-2 не следует применять в условиях оксидирования.
G.10
Коррозия,
вызываемая
плавиковой кислотой
G.10.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Концентрированная плавиковая кислота
(HF) применяется в качестве кислотного
катализатора
в
установках
HF
алкилирования. Реакция алкилирования
химически сочетает алкан (обычно
изобутан) и олефин (бутилен, пропилен,
амилен) в присутствии кислотного
катализатора. HF несет серьезную угрозу
для здоровья – как в виде жидкости, так и
в виде пара. При разливе HF может
образовывать
плотное,
низкозависающее, токсичное облако. Следует
проявлять крайнюю осторожность при
использовании HF.
Коррозия материалов при воздействии
HF зависит от концентрации HF в воде и
от температуры. Другие переменные,
такие как скорость, турбулентность,
аэрация, примеси и т.п., могут сильно
повлиять на коррозию. На некоторых
металлах может образоваться защитная
фторидная пленка или отложение,
защищающее поверхность. Потеря этой
защитной пленки, особенно при высокой
скорости и турбулентности, с большой
вероятностью приведет к значительному
ускорению коррозии.
Коррозия в 80-ти процентных водных
растворах HF и выше, эквивалентна
коррозии в безводной плавиковой кислоте
(БПК, < 200 млн-1 H2O). При содержании
HF ниже уровня 80%, кислота считается
водонасыщенной и при этом коррозия
металлов очень сильно зависит от
температуры и скорости, а сама скорость
коррозии сильно увеличивается.
Обычные концентрации HF в воде в
типичных установках HF-алкилирования
составляют 96-99%, а температуры, в
основном, ниже 150ºF. При таких
условиях углеродистая сталь широко
применяется на всех типах оборудования,
кроме тех случаев, когда имеются
плотные зазоры, необходимые в целях
эксплуатации (например, в насосах,
клапанах, приборах КИПиА). При
наличии зазоров и при температурах,
превышающих 150ºF, т.е. примерно 300ºF,
как правило, применяется Сплав марки
400.
Ускоренная
коррозия,
вызываемая
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
342
водным раствором кислоты, часто
встречается в низких точках (выпускных
кранах, полостях трубопроводов и т.п.),
если при просушке установки в них
остается свободная остаточная вода.
G.10.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
В Таблице G-41 приведена базовая
информация для расчета скорости
коррозии стали и Сплава марки 400,
которая имеет место в растворах HF. В
таблице
также
представлены
комментарии в отношении требуемой
информации.
G.10.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ
СКОРОСТИ КОРРОЗИИ
Если HF присутствует в любой
концентрации, то в таком случае
оборудование/трубопровод,
как
считается, подвержен к HF-коррозии.
Базовая информация из Таблицы G-41
должна быть использована для получения
расчетной
скорости
коррозии
углеродистой стали или из Таблицы G-43
– в отношении Сплава марки 400. Блоксхема шагов, требуемых для определения
применимых значений скорости коррозии
,показана на Рисунке G-6.
Важно иметь в виду, что скорость
коррозии очень высока на начальных
стадиях контакта с HF, поскольку
защитная фторидная пленка еще только
образуется. После своего образования,
фторидное покрытие защищает сталь,
уменьшая скорость коррозии до тех пор,
пока пленка не потревожена или удалена.
Стальные сплавы, как выяснилось,
демонстрируют более высокие скорости
коррозии, чем углеродистая сталь, под
воздействием как разбавленной, так и
концентрированной HF и, в целом, не
предназначены для эксплуатации в такой
среде.
Таблица G-41 – Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой
плавиковой кислотой
Базовая информация
Комментарии
Концентрация HF в воде (весовой %)
Определите концентрацию HF в воде.
Конструкционный материал
Определите тип материала, из которого
изготовлено оборудование/трубопровод.
Максимальная температура (ºF)
Определите максимальную температуру
технологического потока.
Присутствует ли кислород/оксидант?
(Да или Нет)
Окисляющие вещества могут существенно
ускорить коррозию Сплава марки 400. Не
имеется определения в отношении
концентрации растворенного в кислоте
кислорода. Кислота при транспортировке и
перекачке обычно бывает полностью
свободна от воздуха, который, как правило,
попадает туда при открытии оборудования
для инспектирования, при протечках или
при неправильной подготовке сырья для
установки.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
343
Таблица G-42 – Расчетная скорость коррозии (милов/год) углеродистой стали
Таблица G-43 – Расчетная скорость коррозии (милов/год) Сплава марки 400
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
344
Высоколегированные сплавы иногда
применяются для работы в HF-средах, а
скорость коррозии, если она неизвестна,
должна
быть
получена
из
опубликованной литературы или от
производителя (Ссылка 4). Важно
принимать в расчет гальванический
эффект, производимый углеродистой
сталью, при сварке ее со Сплавом 400 или
с другим коррозионно-стойким сплавом.
Ускоренная
и
местная
коррозия
углеродистой стали может происходить
из-за гальванической связи. Увеличение
скорости коррозии углеродистой стали
также было отмечено, когда в ней
содержался большой процент остаточных
элементов, в особенности меди, никеля и
хрома (Ссылка 6).
Коррозия, вызываемая HF, приводит к
общему истончению, кроме случаев
потенциальной гальванической атаки.
Присутствие HF также может вызвать
водородное
растрескивание
под
напряжением и вздутие. Данные типы
разрушения рассмотрены в Техническом
Модуле Коррозионного Растрескивания
под напряжением.
Ссылки:
1. Т. Ф. Дегнан, Конструкционный
материал для эксплуатации в плавиковой
кислоте и фторводороде, коррозия в
промышленных технологиях, NACE,
Хьюстон ТХ 1986г.
2. Материалы для получения, работы и
хранения
плавиковой
кислоты,
Публикация
NACE
5А171
(1995г.
пересмотренная).
3. Коррозионная стойкость никелевых
сплавов в плавиковой кислоте и фторе,
Коррозионная инженерия, Бюллетень
СЕВ-5, Интернешнл Никель Ко., Инк,
1968г.
4. В. К. Бланшар и Н. С. Мак,
«Результаты коррозии гальванических
пар – сплавы и сварные пары, при
различных концентрациях плавиковой
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
345
кислоты при 125ºF», NACE, Газета 452,
Коррозия/92.
5. Дж. Добис и Дж. Ричерт, «Обзор
заводской практики и опыта в отношении
установок HF- алкилирования», NACE,
Газета 511, Коррозия/94.
6. Х. Хашим и В. Валериоти,
«Воздействие остаточной меди, никеля и
хрома на коррозионную стойкость
углеродистой стали в среде плавиковой
кислоты установок алкилирования»,
NACE, Газета 623, Коррозия/93.
G.11 Коррозия, вызываемая кислой
водой
G.11.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Коррозия, вызываемая кислой водой,
определяется в широком смысле, как
коррозия, вызываемая водой, которая
содержит сероводород и аммиак и
которая представляет проблему для
углеродистой стали при значении pH
выше нейтрального. Эта коррозия
вызвана водонасыщенным бисульфидом
аммония (NH4HS), который также
известен как гидросульфид аммония.
Основные переменные, влияющие на
коррозию, вызываемую кислой водой, это
– концентрация NH4HS в воде и скорость
потока. Второстепенные переменные –
уровень pH, содержание цианида и
кислорода в воде.
Коррозия, вызываемая кислой водой,
является проблемой для большого числа
самых
обычных
установок
нефтеперегонного завода, а именно
установок гидроочистки, коксования,
каталитического
крекинга,
легких
фракций, обработки амина и отгонки
кислой воды. Сероводород обычно
образуется
при
термической
или
каталитической конверсии соединений
серы. Аммиак подобным образом
образуется из соединений азота. До
некоторой степени, коррозия, вызываемая
кислой водой, может иметь значение при
перегонке сырой нефти в зависимости от
pH воды. Ниже нейтральных уровней pH,
HCl в основном является контрольным
механизмом коррозии при перегонке
сырой нефти, гидроочистке нафты и в
водных конденсатах при каталитическом
риформинге. Небольшие количества
аммиака также могут образоваться в
некоторых установках гидроочистки
дистиллята, в зависимости от условий
эксплуатации.
G.11.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Информация, приведенная в таблице G44, требуется для расчета скорости
коррозии в кислой воде. На Рисунке G-7
показаны
шаги,
которые
следует
предпринять для определения скорости
коррозии. Если точные данные не были
замерены, то следует обратиться к
знающему специалисту-технологу за
консультациями.
Ссылки:
1. Р. Л. Пихль, «Обзор коррозии в
приточных
воздушных
охладителях
установки
гидрокрекинга»,
Защита
материалов, январь, 1976г.
2. Е. Ф. Эмке, «Взаимосвязь коррозии с
аммиаком и сероводородом в воздушных
охладителях»,
Защита
материалов,
июль, 1975г.
3. Д. Г. Деймин и Дж. Д. МакКой,
«Предотвращение коррозии в воздушных
охладителях и конденсаторах установки
гидрообессеривания»,
Защита
материалов, декабрь, 1978г., стр. 23-26
(см. также газету NICE Коррозия/78,
№131).
4. С. Шреррер, М. Дурьо и Г. Джарно,
«Гидроочистка дистиллятов и остатка:
проблема
высоких
концентраций
бисульфида аммония в технологической
воде», Характеристики материалов,
ноябрь, 1980г., стр. 25-31 (см. также
газету NICE Коррозия/79, №27).
Таблица G-44 – Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой
кислой водой
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
346
Базовая информация
NH4HS
Комментарии
Определите концентрацию NH4HS в
конденсируемой воде. Она может быть рассчитана
путем анализа H2S и NH3 следующим образом:
Если процент по весу H2S < 2 x (процент по весу
NH3 ), процент по весу NH4HS = 1,5 х (процент по
весу H2S)
Если процент по весу H2S < 2 x (процент по весу
NH3 ), процент по весу NH4HS = 3 х (процент по
весу NH3)
ИЛИ
Коэффициент Кф
Скорость потока (футов/сек)
Коэффициент Кф может быть использован в тех
случаях, когда анализ кислой воды не
производился; он основан на парообразной фазе
H2S и NH3 :
Кф=молярный % H2S х молярный % NH3 (на сухой
основе).
Скорость парообразной фазы должна быть
использована в двухфазной системе. Скорость
жидкой фазы должна быть использована в системе
жидкой фазы.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
347
Таблица G-45 – Расчетная скорость коррозии в отношении углеродистой стали,
(милов в год)
сталь также уязвима перед коррозионным
растрескиванием под напряжением в
среде аминов очистки газа, если она не
подверглась тепловой обработке после
сварки (см. H.6). Амины очистки газа
подразделяются
на
две
основные
категории: химические растворители и
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации 348
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
G.12 Коррозия, вызываемая амином
G.12.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Коррозия, вызываемая амином, это вид
часто-локализованной коррозии, которая
возникает, в основном, на углеродистой
стали в некоторых технологических
процессах очистки газа. Углеродистая
физические растворители. В данном
Приложении
рассмотрена
коррозия,
вызываемая
самыми
обычными
химическими
растворителями:
моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин
(ДЭА) и метидиэтаноламин (МДЭА). Эти
амины используются для удаления
кислых газов, главных образом, H2S из
заводских потоков. МЭА и ДЭА также
удаляют CO2, но МДЭА избирателен в
отношении H2S и будет удалять лишь
небольшие количества CO2, при его
присутствии. В целом, коррозия в МДЭА
происходит в меньшей степени, чем в
МЭА и ДЭА, при должном контроле за
примесями.
Коррозия
углеродистой
стали
в
процессе очистки амином является
последствием числа взаимосвязанных
факторов, среди которых основные –
концентрация
растворов
амина,
содержание кислых газов в растворе
(«загрузка») и температура. Наиболее
часто используемые концентрации амина
в растворе это – 20 весовых процентов
МЭА, 30 весовых процентов ДЭА и 40
или 50 весовых процентов МДЭА. При
более высоких концентрациях скорость
коррозии возрастает.
«Загрузка» кислого газа выражается в
молях кислого газа на моль активного
амина. «Богатый» раствор – это раствор
амина с высокой загрузкой газа, а
«бедный» раствор имеет меньшую
загрузку кислым газом (обычно < 0,1
моль/моль).
Коррозия
в
плохо
регенерированном амине с очень низкой
загрузкой
не
является
необычной
проблемой, в особенности, потому, что
температуры бедных растворов часто
выше, чем температуры «богатых»
растворов. Как H2S, так и CO2, должны
быть измерены для определения загрузки
кислым газом. В дополнение, следует
учитывать
только
количество
имеющегося или «активного» амина при
расчете загрузки. В исключительных
системах H2S, богатые загрузки амина, с
концентрацией до 0,7 моль/моль, были
удовлетворительными. В системах H2S+
CO2,
богатые
загрузки,
часто
ограничиваются диапазоном от 0,35 до
0,45 моль/моль. В установках МДЭА и, в
частности, в тех, которые применяются
для селективного удаления H2S при
очистке хвостового газа установок серы,
богатые загрузки часто ниже этого
уровня. Как и в случае с другими
механизмами
коррозии,
высокая
температура
увеличивает
скорость
коррозии.
Другим
важнейшим
фактором
коррозии, вызываемой амином, является
присутствие
продуктов
разложения
амина, которые обычно называются
«теплостойкие соли амина» или HSAS.
Эти продукты распада амина действуют
двунаправлено. С одной стороны, они
сокращают количество активного амина,
готового поглотить кислый газ, приводя к
более высоким загрузкам кислого газа. В
дополнение, некоторые продукты распада
амина сами по себе имеют коррозионную
активность. В системах МЭА и ДЭА,
теплостойкие
соли
амина
с
концентрацией выше 0,5 весового
процента, могут начать увеличивать
коррозию,
хотя
обычный
эксплуатационный предел составляет 2
весовых процента. Коррозия может быть
особенно значимой даже при низких
загрузках кислого газа, при >2,0 весовых
процентов HSAS. МДЭА также будет
образовывать теплостойкие соли амина,
но главное воздействие будут оказывать в
данных
установках
примеси
органических кислот (формиат, оксалат и
ацетат). Термические регенераторы часто
устанавливаются в установках МЭА для
сокращения количества HSAS, но соли
ДЭА
и
МДЭА
являются
более
стабильными и не могут быть термически
регенерированы.
ДЭА
распадается
медленнее, чем МЭА и МДЭА.
Скорость или турбулентность также
влияет на коррозию, вызываемую
амином. При отсутствии высоких
скоростей и турбулентности, коррозия,
вызываемая
амином,
может
быть
достаточно равномерной. Повышение
скорости и турбулентности может
вызвать выделение кислого газа из
раствора, в особенности, в местах
изгибов и перепадов давления – в
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
349
клапанах, вызывая более локализованную
коррозию. Повышение скорости и
турбулентности может также повредить
защитную пленку соединений железа и
серы, которая может образоваться. Там
где скорость является фактором, коррозия
может появиться как в виде питтинга, так
и в идее канавок. В отношении
углеродистой стали, общие пределы
скорости составляют 5 футов в секунду
для насыщенного амина и около 20 футов
в секунду для тощего амина.
Аустенитная
нержавеющая
сталь
обычно с успехом используется в местах,
которые
обладают
коррозионной
активностью в отношении углеродистой
стали, если температуры, концентрация
амина и уровни продуктов распада не
будут особенно высокими. Обычное
применение нержавеющей стали – в
качестве конструкционного материала
рибойлеров, регенераторов и трубок
теплообменников
горячих
насыщенных/бедных составов, а также
перепускных
клапанов
и
оборудования/трубопроводов вниз по
потоку. Стали с содержанием 12% хрома
успешно использовались для внутренних
частей
башенных
скрубберов
(абсорберов).
Медные
сплавы
подвержены ускоренной коррозии и
коррозионному растрескиванию под
напряжением и поэтому обычно не
используются.
G.12.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Информация, представленная в Таблице
G-46, требуется для расчета скорости
коррозии в средах амина. На Рисунке G-8
показаны
шаги,
требуемые
для
определения скорости коррозии. Если
точные данные не были измерены, то
следует
обратиться
к
знающему
инженеру-технологу за консультацией.
G.12.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ
КОРРОЗИИ,
ВЫЗЫВАЕМОЙ
АМИНОМ
Расчетная
скорость
коррозии
углеродистой
стали
должна
быть
получена из Таблицы G-47 для < 20
весовых процентов МЭА и < 30 весовых
процентов ДЭА и из Таблицы G-48 для <
50 весовых процентов МДЭ. Если
используются
более
высокие
концентрации амина, то полученная
скорость
коррозии
должна
быть
умножена
на
соответствующий
коэффициент из Таблицы G-49.
Для
расчета
скорости
коррозии
нержавеющей стали в средах амина,
выберите соответствующее значение из
Таблицы G-50. Имейте в виду, что при
предельных
условиях
концентраций
амина, температур и уровней продуктов
распада скорость коррозии нержавеющей
стали может возрасти в 200 раз по
отношению к значениям, приведенным в
Таблице G-50.
Для скоростей коррозии при более
насыщенном амине, умножьте скорости
коррозии в Таблице G-47 и G-48 на
коэффициенты,
приведенные
ниже.
Таблица G-46 – Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой
амином
Базовая информация
Комментарии
Конструкционный материал
Определите конструкционный материал
(углеродистая или нержавеющая сталь)
оборудования/трубопровода.
Концентрация амина ( в весовых процентах) Определите концентрацию амина,
находящегося в
оборудовании/трубопроводе. Из-за
испарения воды, местное увеличение
концентрации амина следует принять в
расчет при расчете коррозии некоторых
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
350
рибойлеров и регенераторов.
Максимальная рабочая температура (ºF)
Определите максимальную рабочую
температуру. В рибойлерах и регенераторах
температура металла трубок может быть
выше, чем эксплуатационная температура
корпуса.
Загрузка кислого газа
(моль кислого газа/моль активного амина)
Определите загрузку кислого газа в амине.
Если аналитические результаты
отсутствуют – обратитесь к знающему
инженеру-технологу за получением данных.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
351
Таблица G-47 – Скорость коррозии углеродистой стали в МЭА (<20 вес.%) и ДЭА
(<30 вес.%)
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
352
Таблица G-48 – Скорость коррозии углеродистой стали в МДЭА (<50 вес.%)
Таблица G-49 – Множитель скорости коррозии для высококонцентрированных
аминов
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
353
Таблица G-50 – Расчетные скорости
коррозии нержавеющей стали для всех
аминов
Ссылки:
1. Предотвращение растрескивания
под воздействием окружающей среды на
установках амина, Рекомендованные
методы API 945, Первое издание, август
1990г., Приложение В – «Рекомендации
по контролю коррозии».
2. Л. Пирс, С. Гроссо, Д. С. Грингл,
«Анализ очищающего раствора амина –
инструмент
решения
проблемы»,
Презентация
на
59-ой
ежегодной
конвенции GPA, март 17-19, 1990г.,
Хьюстон, ТХ.
3. П. Либерманн, «Состояние амина
сигнализирует о состоянии системы»,
Журнал нефти и газа, 12 мая 1980г., стр.
115.
4. М. С. ДюПарт, Т. Р. Бейкон и Д. Дж.
Эдвардс, «Распознавание коррозии в
установках алканоаминовой очистки
газов», Переработка углеводородов,
апрель 1993г., стр. 75.
5. Р. Арби и М. С. ДюПарт, «Устранение
неисправностей на установках амина и
оптимизация»,
Переработка
углеводородов, апрель 1995г., стр. 41-50.
6. Х. Л. Крейг и Б. Д. МакЛафлин,
«Характеризация
коррозионной
активности амина», газета NACE №394,
Коррозия/96.
7. Р. Хейз и С. Дж. Шульц, «Коррозия и
загрязнение
системы
МДЭА
нефтеперегонного завода», газета NACE
№447, Коррозия/92.
8. А. Келлер, Б. Скотт, Д. Таннел, Е.
Вагнер и М. Захер, «Какова степень
эффективности
установок
амина?»,
Переработка
углеводородов,
апрель
1995г., стр. 91-92.
9. С. Руни, Т. Р. Бейкон и М. С. ДюПарт,
«Воздействие теплостойких солей на
коррозионную
активность
раствора
МДЭА», Переработка углеводородов,
март 1996г., стр. 95.
10. Г. МакКалоу и Р. Б. Нильсен,
«Загрязнение и очистка щелочных
растворов очистки газа», газета NACE
№396, Коррозия/96.
11. М. Дж. Личевски, «Еще один опыт
рассмотрения проблем коррозии и
загрязнения
в
системах
амина
нефтеперерабатывающего завода», газета
NACE №391, Коррозия/96.
G.13 Высокотемпературное окисление
G.13.1 ОПИСАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Коррозия,
возникающая
из-за
высокотемпературного окисления, имеет
место при температурах выше 900ºF, для
углеродистой стали и еще более высоких
температурах – для сплавов. Потеря
металла происходит в результате реакции
металла с кислородом в среде. Обычно,
при
температурах
немного
превышающих температуры, при которых
начинается
окисление,
образуется
сравнительно плотная защитная оксидная
пленка
на
поверхности,
которая
уменьшает скорость потери металла.
Оксидное покрытие имеет тенденцию
становиться защитным еще в большей
степени при увеличении концентрации
хрома в металле.
G.13.2 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Информация, приведенная в Таблице G51, требуется для расчета скорости
окисления.
G.13.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ
СКОРОСТИ
КОРРОЗИИ
В
ОТНОШЕНИИ
ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНОГО
ОКИСДЕНИЯ
Таблицы G-52A и G-52B могут быть
использованы для определения расчетной
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
354
скорости окисления, при известных,
конструкционном
материале
и
температуре
металла.
Таблица G-51 – Базовая информация, требуемая для анализа коррозии, вызываемой
высокотемпературным окислением
Базовая информация
Конструкционный материал
Комментарии
Определите тип конструкционного
материала оборудования/трубопровода.
Максимальная температура металла (ºF)
Определите максимальную температуру
металла. Температура металла жаровых
труб является управляющим фактором.
Таблица G-52A – Расчетная скорость коррозии при окислении
Где,
CS – углеродистая сталь, 1 ¼ Cr - с содержанием хрома 1 ¼ , 2 ¼Cr - с содержанием хрома
2 ¼ , 5Cr – с содержанием 5% хрома, 7Cr - с содержанием 7% хрома, 9Cr - с содержанием
9% хрома, 12Cr - с содержанием 12% хрома, 304 SS – нержавеющая сталь марки 304, 309
SS - нержавеющая сталь марки 309. Стали марок 310SS/HK и 800 H/HP.
Таблица G-52В – Расчетная скорость коррозии при окислении
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
355
Где,
CS – углеродистая сталь, 1 ¼ Cr - с содержанием хрома 1 ¼ , 2 ¼Cr - с содержанием хрома
2 ¼ , 5Cr – с содержанием 5% хрома, 7Cr - с содержанием 7% хрома, 9Cr - с содержанием
9% хрома, 12Cr - с содержанием 12% хрома, 304 SS – нержавеющая сталь марки 304, 309
SS - нержавеющая сталь марки 309. Стали марок 310SS/HK и 800 H/HP.
Авторские права - 2000г. - Американский Институт нефти Лицензировано службой по обработке информации
01 сентября, 2000 года, 13:00:58
356
401
ПРИЛОЖЕНИЕ H – ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ
ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ.
H.1 Введение
Данный модуль устанавливает вспомогательный фактор технического модуля (вероятность
модификатора отказа) для технологического оборудования, подверженного повреждениям
механизмами, что приводит к коррозионному растрескиванию под напряжением (SCC). Модуль
охватывает щелочное растрескивание, аминовое растрескивание, растрескивание под действием
напряжений в сульфидсодержащей среде (SSC), водородное растрескивание (HIC), водородное
растрескивание под напряжением (SOHIC), карбонатное растрескивание, растрескивание в средах,
содержащих политионовую кислоту (PTA) и растрескивание под напряжением в средах,
содержащих хлориды(CISCC). В данный модуль включены Технические дополнения для
осуществления оценки восприимчивости к определенным механизмам дефекта, которые приводят
к коррозионному растрескиванию под напряжением. Для определения восприимчивости к
коррозионному растрескиванию под напряжением может быть также использовано мнение
экспертов.
H.2 Вопросы выбора Технического Модуля
Вопросов выбора, позволяющих обойти Технический Модуль для коррозионного растрескивания
под напряжением, не существует. Все оборудование должно пройти данный Технический модуль.
Н.2.1 Необходимые данные
Исходные данные, приведенные в Таблице Н-1, являются минимумом для определения
вспомогательного фактора технического модуля для коррозионного растрескивания под
напряжением.
Н.2.2 Дополнительные данные
Дополнительные данные необходимы для ответа на вопросы выбора для механизмов SCC,
приведенных в Таблице Н-2. Дальнейшие данные, необходимые для каждого механизма SCC,
приведены в таблице исходных данных в начале каждого дополнения.
Н.3 Основные предположения.
Данный технический модуль предполагает, что восприимчивость к каждому механизму SCC
определяется в соответствующем разделе модуля. Восприимчивость обозначается как высокая,
средняя или низкая, в зависимости от параметров процесса, материала и изготовления. Можно
определить «Показатель степени неблагоприятного воздействия», который является продуктом
восприимчивости оборудования/трубопровода к растрескиванию (или вероятности образования
трещин) и вероятности образования трещины, вызвавшей протечку.
Этот метод также работает с известными трещинами упрощенным способом. Вероятность отказа,
вследствие образования специфической трещины или ряда трещин на
оборудовании/трубопроводе, должна быть оценена с использованием более совершенных методов
и пригодности к эксплуатационным оценкам.
Н.4 Определение вспомогательного фактора Технического Модуля (TMSF)
Технологическая схема пошаговых действий, необходимых для определения вспомогательного
фактора технического модуля, представлена на рис. Н-1А и Н-1В. Эти стадии рассматриваются
ниже вместе с соответствующими таблицами.
402
Н.4.1 Вопросы выбора для технических дополнений.
Вопросы выбора, приведенные в Таблице Н-2 используются для выбора подходящего механизма
SCC.
Н.4.2 Определение восприимчивости для каждого потенциального механизма SCC
Отдельный раздел для каждого механизма SCC определит восприимчивость, возможную для
данного оборудования.
Н.4.2.1 Исправление текущего растрескивания.
Если в данном оборудовании обнаружено SCC, его восприимчивость считается высокой. Если
механизм обнаруженного SCC известен, восприимчивость механизма должна быть увеличена до
высокой. Если же механизм неизвестен, восприимчивость к растрескиванию всех потенциальных
механизмов должна быть увеличена до высокой.
Н.4.3 Определение показателя степени неблагоприятного воздействия
Используйте восприимчивость для каждого SCC механизма для введения в Таблицу Н-3 и
определите показатель степени неблагоприятного воздействия для каждого
потенциального/существующего механизма SCC.
Показатель степени неблагоприятного воздействия для оборудования, которое не было
инспектировано, приведен ниже для каждого из механизмов растрескивания под напряжением.
Н.4.3.1. Максимальный показатель степени неблагоприятного воздействия.
Определите максимальный показатель степени неблагоприятного воздействия и какой механизм
привел к наиболее высокому показателю.
Н.4.4 Эффективность инспектирования.
Инспектирования распределены по категориям в соответствии с ожидаемой эффективностью
обнаружения растрескивания. Фактическая эффективность данного метода инспектирования или
комбинации методов зависит от характеристик определенных механизмов растрескивания и иных
факторов.
В таблицах с Н-4А по Н-4F приведены примеры инспектирований, при которых осуществляется
отбор проб (то есть требуют проникновение в оборудование), и при которых он не осуществляется
(могут быть проведены наружно).
Следует заметить, что категории эффектирности слегка варьируются для каждого механизма
растрескивания.
403
Таблица Н-1 – Исходные данные, необходимые для анализа коррозионного растрескивания под
напряжением.
Основные данные
Восприимчивость к SCC (низкая, средняя, высокая)
Описание
Восприимчивость определяется каждым из
соответствующих Технических дополнений или
мнением экспертов.
Рабочее давление (фунт/кв. дюйм)
Наиболее высокое ожидаемое давление (возможно
установочное давление предохранительного клапана,
если давление на данном уровне вероятно).
Максимально допустимое рабочее давление (MAWP)
(фунт/кв. дюйм)
Давление, необходимое для определения
минимально допустимой толщины стенки. Если
MAWP не доступно, может быть подано расчетное
давление.
Материал изготовления
Материал изготовления оборудования из протоколов
инспектирования.
Рабочая температура (oF)
Наиболее высокая температура, ожидаемая во время
работы (с учетом приемлемых и неприемлемых
условий эксплуатации)
Наличие SCC и механизма растрескивания (если он
известен) (щелочное, аминовое, SSC, HIC/SOHIC,
карбонатное, PTA, CISCC, Неизвестное)
Попытка определить механизм растрескивания из
протоколов инспектирования, отчет по анализу
отказов или заключение экспертов. Если случай
растрескивания неизвестен, это может привести к
более стабильной степени дефекта.
Время после последнего инспектирования на SCC
(лет)
Используйте историю инспектирования для
определения количества лет с даты последнего
инспектирования на SCC.
Категория эффективности инспектирования
Категория эффективности которая использовалась в
инспектировании оборудования. См. указания в
Таблице Н-4 для назначения категорий
эффективности инспектирования для каждого из
механизмов SCC.
Непрерывный мониторинг (испытания водорода,
параметры процесса, или комбинация )
Тип применяемых методов или инструментов
проактивного мониторинга коррозии, таких как
испытания водорода, и/или мониторинг параметров
процесса.
Количество инспектирований
Количество проведенных инспектирований по
каждой категории эффективности.
404
Таблица Н-2 – Вопросы выбора для механизмов SCC.
Вопросы выбора
1. Щелочное растрескивание.
Материалом является углеродистая или
низколегированная сталь?
2. Аминовое растрескивание.
Материалом изготовления является углеродистая
или низколегированная сталь?
Подвержено ли оборудование воздействию
аминов, очищенных сероводородным газом
(кислым газом (моноэталонамин, диэтаноламин,
диизопропиламин, метилдиэтиламин и тп.))
3. SSC/HIC/SOHIC.
Материалом изготовления является углеродистая
или низколегированная сталь?
Содержит ли окружающая среда воду и
сероводород?
Действие
Если и то и другое, перейти к H.5.
Если и то и другое, перейти к H.6.
Если и то и другое, перейти к H.7 и Н.8.
4. Карбонатное растрескивание.
Материалом изготовления является углеродистая
сталь?
Содержит ли окружающая среда кислую воду
при pH > 7,5?
Если и то и другое, перейти к H.9.
5.
Если и то и другое, перейти к H.10.
Растрескивание в средах, содержащих
политионовую кислоту.
Материалом является аустенитная нержавеющая
сталь или сплав на никелевой основе?
Подвержено ли оборудование воздействию
серосодержащих соединений?
6. Растрескивание под напряжением в средах,
содержащих хлориды (CISCC)
Материалом является аустенитная нержавеющая
сталь?
Подвержено /или потенциально подвержено ли
оборудование воздействию хлоридов и воды
также учитывая осадки и воду от
гидроиспытаний в оборудовании для условий
обработки?
Рабочая температура находится в промежутке
100оF - 300 оF?
7.
Водородное растрескивание под
напряжением (HSC-HF, HIC/SOHIC-HF)
Материалом изготовления является углеродистая
или низколегированная сталь?
Подвержено ли оборудование воздействию
фтористоводородной кислоты?
Если и то и другое, перейти к H.11.
Если и то и другое, перейти к H.12 и Н.13.
405
406
Таблица Н-3 – Определение показателя степени неблагоприятного воздействия
407
Показатель степени неблагоприятного воздействия
HIС/
SOHIC
CISCC
PTA
100
100
5000
5000
10
10
500
500
10
1
1
50
50
1
1
1
1
1
Восприимчивость
Щелочная
Аминовая
Карбонатная
SSC, HSC-HF
Высокая
5000
1000
1000
Средняя
500
100
100
Низкая
50
10
Никакая
1
1
Таблица Н-4А – Эффективность инспектирования для щелочного растрескивания
Категория эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Пример: инспектирование с отбором проб
Пример: инспектирование без отбора проб
Жидкая флуоресцентная магнитнопорошковая или цветная дефектоскопия
25-100% швов/загибов в холодном
состоянии; или цветная дефектоскопия 25100% швов/загибов в холодном состоянии.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной 25-100% швов/загибов в холодном
состоянии или рентгенография 25-100%
швов/загибов в холодном состоянии.
Эффективное
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая или цветная дефектоскопия
10-24% швов/загибов в холодном
состоянии; или цветная дефектоскопия 1024% швов/загибов в холодном состоянии.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной 10-24% швов/загибов в холодном
состоянии или рентгенография 25-49%
швов/загибов в холодном состоянии.
Средне эффективное
Магнитно-порошковая или цветная
дефектоскопия менее 10% швов/загибов в
холодном состоянии; или цветная
дефектоскопия менее 10% швов/загибов в
холодном состоянии.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной менее 10% швов/загибов в
холодном состоянии или рентгенография
менее 25% швов/загибов в холодном
состоянии.
Малоэффективное
Визуальный контроль
Визуальный контроль на наличие протечек
Неэффективное
Без инспектирования
Без инспектирования
Таблица Н-4В – Эффективность инспектирования для аминового и карбонатного растрескиваний.
Категория эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Пример: инспектирование с отбором проб
Пример: инспектирование без отбора проб
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия 100%
ремонтных швов; и 50-100% других
швов/загибов в холодном состоянии.
Не применяется.
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая 20-49% швов/загибов в
холодном состоянии.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной 50-100% швов/загибов в холодном
состоянии, или акустическая эмиссионная
дефектоскопия с последующим
испытанием поперечной ультразвуковой
волной .
Средне эффективное
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия менее 20%
швов/загибов в холодном состоянии; или
сухая магнитно-порошковая
дефектоскопия 50-100% швов/загибов в
холодном состоянии, или цветная
дефектоскопия 50-100% швов/загибов в
холодном состоянии.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной менее 20-49% швов/загибов в
холодном состоянии
Малоэффективное
Сухая магнитно-порошковая
дефектоскопия менее 50% швов/загибов в
холодном состоянии, или цветная
дефектоскопия менее 50% швов/загибов в
холодном состоянии
Испытание поперечной ультразвуковой
волной менее 20% швов/загибов в
холодном состоянии, или рентгенография,
или визуальный контроль на наличие
протечек.
Неэффективное
Визуальный контроль
Без инспектирования
Эффективное
408
Таблица Н-4С – Эффективность инспектирования для растрескивания под действием напряжений
в сульфидсодержащей среде и водородное растрескивание под напряжением.
Категория эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Пример: инспектирование с отбором проб
Пример: инспектирование без отбора проб
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия 25-100%
сварных конструкций.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной 25-100% сварных конструкций,
поперечно и параллельно шву со снятием
верхнего слоя шва, или акустическая
эмиссионная дефектоскопия с
последующим испытанием поперечной
ультразвуковой волной .
Эффективное
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия 10-24%
сварных конструкций и сухая магнитнопорошковая дефектоскопия 25-100%
сварных конструкций или цветная
дефектоскопия 25-100% сварных
конструкций.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной 10-24% сварных конструкций,
рентгенография 50-100 % сварных
конструкций
Средне эффективное
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия менее 10%
сварных конструкций или сухая магнитнопорошковая дефектоскопия менее 25%
сварных конструкций или цветная
дефектоскопия менее 25% сварных
конструкций.
Испытание поперечной ультразвуковой
волной менее 10% сварных конструкций,
рентгенография 20-49 % сварных
конструкций
Малоэффективное
Визуальный контроль
Рентгенография менее 20% сварных
конструкций
Неэффективное
Без инспектирования
Без инспектирования
Таблица Н-4D– Эффективность инспектирования для HIC/SOHIC и HIC/SOHIC-HF
Категория эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Пример: инспектирование с отбором проб
Пример: инспектирование без отбора проб
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия 50% сварных
конструкций, плюс дополнительное
испытание поперечной ультразвуковой
волной для подповерхностного
растрескивания.
Не проводится
Эффективное
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия 20-49%
сварных конструкций
Автоматизированное испытание
поперечной ультразвуковой волной 20100% сварных конструкций; или
акустическая эмиссионная дефектоскопия
с последующим испытанием поперечной
ультразвуковой волной
Средне эффективное
Влажная флуоресцентная магнитнопорошковая дефектоскопия менее 20%
сварных конструкций или сухая магнитнопорошковая дефектоскопия 50-100%
сварных конструкций или цветная
дефектоскопия 50-100% сварных
конструкций.
Автоматизированное испытание
поперечной ультразвуковой волной менее
20% сварных конструкций; или
неавтоматизированное испытание
поперечной ультразвуковой волной 20100% сварных конструкций
Малоэффективное
Цветная дефектоскопия менее 50%
сварных конструкций, визуальный
контроль на водородное вспучивание
Неавтоматизированное испытание
поперечной ультразвуковой волной менее
20% сварных конструкций
Неэффективное
Без инспектирования
Рентгенография
409
Таблица Н-4Е– Эффективность инспектирования для PTAa
Категория эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Пример: инспектирование с отбором проб
Пример: инспектирование без отбора проб
Жидкость с красителем (25%+)
Рентгенография (25%+)
Испытание поперечной ультразвуковой
волной (25%+)
Эффективное
Цветная дефектоскопия
Рентгенография приблиз. (5%+)
Испытание поперечной ультразвуковой
волной (25%+)
Средне эффективное
Жидкость с красителем (10%+)
Рентгенография участка
Испытание участка поперечной
ультразвуковой волной
Малоэффективное
Визуальная
Визуальная на протечки
Неэффективное
Без инспектирования
Без инспектирования
Инспектирование не может быть высокоэффективным как минимум без частичного снятия
изоляции и наружного VT и PT.
Таблица Н-4F– Эффективность инспектирования для CISCC
Категория эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Пример: инспектирование с отбором проб
Пример: инспектирование без отбора проб
Цветная дефектоскопия от 50 до 100%
сварных конструкций
Испытание поперечной ультразвуковой
волной от 25 до 100% сварных
конструкций,
поперечно и параллельно шву со снятием
верхнего слоя шва
Эффективное
Цветная дефектоскопия от 25 до 50%
сварных конструкций
Испытание поперечной ультразвуковой
волной от 10 до 24% сварных конструкций,
рентгенография от 50 до 100% сварных
конструкций,
Средне эффективное
Цветная дефектоскопия менее 25%
сварных конструкций
Испытание поперечной ультразвуковой
волной менее 10% сварных конструкций,
рентгенография от 20 до 49% сварных
конструкций,
Малоэффективное
Визуальная
Визуальная на протечки
Неэффективное
Без инспектирования
Без инспектирования
Н.4.5 Повышение технического модуля со временем
Предполагается, что вероятность растрескивания увеличивается со временем после последнего
инспектирования в результате повышенной подверженности сбоям режима и иным
неблагоприятным условиям. Следовательно, TMSF должен быть увеличен путем следующего
соотношения:
Конечный TMSF = TMSF * (лет с последнего инспектирования на растрескивание)
В качестве примера, часть оборудования/трубопровода с TMSF 10, где TMSF был бы увеличен до
конечного TMSF 58 через 5 лет без проведения инспектирования и был бы впоследствии увеличен
до 125 спустя 10 лет без проведения инспектирования. Этот фактор увеличения не может быть
применен к PTA.
410
H.4.6 Подстраивание вспомогательного коэффициента технического модуля под
беспрерывный мониторинг.
В дополнении к инспектированию, на восприимчивость к HIC/SOHIC влияет беспрерывный
мониторинг с использованием испытания водорода и/или ключевых параметров процесса.
Таблица H-5 — Определение вспомогательного коэффициента технического модуля
Эффективное
Высокоэффективно
5
Среднеэфективное
1
1
1
1
1
2
Малоэффективное
1 1
1
1 1
1
1 5
1
1 10 2
1 50 10
1 100 25
2 500 125
Эффективное
Среднеэфективное
Высокоэффективное
Малоэффективное
Эффективное
1
1 1 1
1
2 1 1
1
10 2 1
1
20 5 1
1
100 25 2
2 200 50 5
10 1000 250 25
Высокоэффективное
1
1
1
1
1
1
1
1
1 1
1
1 1
10
10
8
3
1
1
6
2
1 1
4
1 1
50
50
40
17
5
3 30
10
2 1
20
5 1
100 100
80
33
10 5 60
20
4 1
40 10 2
500 500 400 170 50 25 300 100 20 5
200 50 8
1,000 1,000 800 330 100 50 600 200 40 10 400 100 16
5,000 5,000 4,000 1,670 500 25 3,00 1,000 250 50 2,000 500 80
0
0
Среднеэфективное
Эффективность
инспектирования
Малоэффективное
Эффективность
инспектирования
Высокоэффективное
Эффективность
инспектирования
Эффективное
Эффективность
инспектирования
Среднеэфективное
Эффективность
инспектирования
Малоэффективное
Эффективность
инспектирования
Высокоэффективное
6
Эффективное
5
Среднеэфективное
4
Малоэффективное
3
Высокоэффективное
2
Эффективное
1
Среднеэфективное
Малоэффективное
Без инспектирования
неблагоприятного воздействия
Максимальный показатель степени
Номер
инспектирования
l
l
l
l
l
l
l
1
1
1
5
25
50
250
1
1
1
1
5
10
50
1 1
1 1
1 l
1 l
1 l
1 l
2 1
Преимущество беспрерывного мониторинга в том, что изменения в восприимчивости к SCC как
результат изменений процесса, могут быть выявлены до возникновения существенного
повреждения от растрескивания. Это раннее выявление обычно позволяет своевременно
осуществить все действия по снижению вероятности отказа. Для HIC/SOHIC, показатель
беспрерывного мониторинга 2 применяется в случае проведения водородного испытания или
мониторинга ключевых параметров процесса. При проведении как водородного испытания, так и
мониторинга ключевых параметров процесса, применяется показатель беспрерывного
мониторинга 4. Разделите TMSF на данный показатель. Не применяйте данный показатель при
TMSF = 1. Показатель беспрерывного мониторинга не может быть применен для любого другого
механизма коррозионного растрескивания под напряжением.
Н.5. Щелочное коррозионное растрескивание.
Н.5.1 Описание дефекта
Щелочное растрескивание это растрескивание металла под действием растягивающего
напряжения и коррозии при наличии гидроксида натрия (NaOH) при повышенной температуре. По
природе растрескивание является преимущественно межкристаллитным, и обычно возникает в
виде сети волосовин в углеродистых сталях. Низколегированные ферритные стали имеют
похожую восприимчивость к растрескиванию. Существует 3 основных параметра, определяющих
восприимчивость стальных изделий к щелочному растрескиванию: концентрация щелочи,
температура металла и уровень растягивающего напряжения. Опыт показывает, что иногда при
щелочном растрескивании отказы происходят уже через несколько дней, хотя многие требуют
более длительного воздействия, от года и более. Увеличение концентрации щелочи или
температуры металла ускорят скорость растрескивания.
411
Рис. Н-3 приводит данные по восприимчивости углеродистой стали к щелочному растрескиванию.
Щелочное растрескивание стали обычно не возникает при температуре металла менее 115oF. При
температуре 115-180oF, восприимчивость к растрескиванию зависит от концентрации щелочи. При
температуре свыше 180oF вероятность растрескивания одинаково высока при любых
концентрациях свыше 5 вес.%. Хотя восприимчивость к растрескиванию значительно ниже при
растворах щелочи с концентрацией менее 5%, наличие высоких температур (достигающей
кипения) может локально вызвать более высокие концентрации, которые увеличат
восприимчивость к растрескиванию. Известный пример данного явления – щелочное
растрескивание дистилляционных колонн, когда щелочь добавляется к колоннам для pH контроля,
и щелочное растрескивание оборудование котла питательной воды или болтов трубопровода, когда
течи в прокладке воздействуют на болт, что ведет к течам питательной воды. Что касается
температуры, основное, на что необходимо обратить внимание помимо нормальной температуры
процесса, это фактическая температура металла. Существует множество примеров щелочного
растрескивание в щелочном оборудовании, имеющим «температуру окружающей среды», которое,
все еще имея в составе щелочь, было пропарено или имело теплоспутник.
Послесварочные и послегибочные конструкции из углеродистой и низколегированной стали
восприимчивы к щелочному растрескиванию из-за высокого уровня остаточного напряжения
после изготовления данными способами. Осуществляемая после изготовления, снимающая
напряжение тепловая обработка (напр. послесварочная тепловая обработка) является испытанным
методом предотвращения щелочного растрескивания. Эффективной, снимающей напряжение
тепловой обработкой, предотвращающей щелочное растрескивание углеродистой стали, считается
тепловая обработка при 1150 oF по одному часу на каждый дюйм толщины (минимум 1 час).
Н.5.2 Исходные данные
Данные, приведенные в Таблице Н-6, необходимы для определения восприимчивости
оборудования или трубопровода из углеродистой и низколегированной ферритной стали к
щелочному растрескиванию. Если точные данные процесса не известны, обратитесь к опытному
инженеру-технологу для получения наиболее точных расчетов.
Н.5.3 Определение восприимчивости к щелочному растрескиванию.
Используя исходные данные Таблицы Н-6, введите данные в дерево решений на рис. Н-2 для
определения восприимчивости к щелочному растрескиванию.
Справочные материалы:
1. Обзор данных по коррозии – Раздел Металлы, НАИК (Национальная ассоциация
инженеров-коррозионистов) Интернешнл, Хьюстон, Техас, Пятое издание (Март 1974), ч.
274.
2. НАИК-5, Коррозионное растрескивание под напряжением водородного охрупчивания
сплавов на основе железа, ред. Р.У. Стаэля, и др., НАИК Интернешнл, Хьюстон, Техас,
1977, стр. 583-587.
3. П. Джегнер, «Коррозионное сопротивление материалов в щелочах и гипохлоритах»,
Коррозия в технологической индустрии – Теория и практика, НАИК Интернешнл,
Хьюстон, Техас, 1975, стр. 296-305.
4. Дж.К. Нельсон «Материалы изготовления для щелочей и гипохлоритов», Коррозия в
технологической индустрии – Теория и практика, НАИК Интернешнл, Хьюстон, Техас,
1986, стр. 297-310.
Таблица Н-6 – Исходные данные, необходимые для анализа щелочного растрескивания.
Исходные данные
Концентрация гидроксида натрия (%)
Комментарии
Определите концентрацию каустического раствора,
412
используемого на данном оборудовании. Обратите
внимание на то, увеличивается ли концентрация при
нагревании или мгновенном испарении воды.
Максимальная температура процесса (oF)
Определите максимальную температуру процесса в
данном оборудовании/трубопроводе. Учитывайте
местный нагрев вследствие смешивания, если оно
происходит в месте введения щелочи.
Имеется ли теплоспутник?
(Да или нет)
Определите, имеет ли оборудование/трубопровод
тепло или электро-спутник? (напр. для защиты от
обмерзания)
Есть ли выпаривание?
(Да или нет)
Определите, было ли оборудование/трубопровод
обработана паром перед промывкой водой для
удаления остаточной щелочи.
Снято ли напряжение?
(Да или нет)
Определите, было ли снято напряжение с
оборудования/трубопровода после сварки и
холодного формования.
413
414
415
Н.6 Аминовое растрескивание
Н.6.1 Описание дефекта
Аминовое растрескивание это растрескивание металла под действием растягивающего
напряжения и коррозии при наличии водянистого раствора алканоламина при повышенной
температуре. По природе растрескивание является преимущественно межкристаллитным, и
обычно возникает в виде сети волосовин, заполненных продуктами коррозии. Низколегированные
ферритные стали также восприимчивы к аминовому растрескиванию. Аминовое растрескивание
обычно наблюдается на установках аминовой очистки, которые используют водянистные растворы
алканоламина для устранения таких кислых газов как сероводород и углекислый газ, из разных
газовых или жидких углеводородных потоков. Для оценки восприимчивости стальных
конструкций к аминовому растрескиванию используются 4 имеющихся параметра: тип амина,
состав аминового раствора, температура металла и уровень растягивающего напряжения.
Что касается типа амина, результаты исследования НАИК показывают, что аминовое
растрескивание наиболее преобладает в моноэтаноламах (МЭА), дизопропаноламинов (ДИПА) и в
некоторой степени в установках диэтаноламиновой очистки. Растрескивание гораздо менее
преобладает в установках метилдиэтаноламиновой (МДЭА),сульфиноловой, дигликольаминовой
(DGA) очистки.
Исследования показали, что растрескивание возникает в узком диапазоне электрохимического
потенциала, который находится под сильным воздействием состава аминового раствора. Карбонат
является наиболее важной загрязняющей примесью раствора, и было выявлено, что такие примеси
как хлориды, цианиды и тп. влияют на восприимчивость к растрескиванию. Несмотря на это
механистическое понимание, электрохимический потенциал оборудования и трубопровода во
время эксплуатации может быть не легко доступным. Концентрация амина это показатель
восприимчивости к растрескиванию растворов МЭА, где, восприимчивость к растрескиванию
оказалась выше в интервале концентрации 15-35%. В других аминовых растворах эта взаимосвязь
не достаточно понятна, но следует заметить, что восприимчивость к растрескиванию ниже на
установках сульфиноловой обработки и МДЭА очистки, которые обычно используют растворы с
более высокой концентрацией амина.
Касательно состава аминовый раствора, растрескивание обычно возникает в слабых растворах
алканоламина, которые являются щелочными и имеют очень низкий уровень содержания кислых
газов. Аминовое растрескивание не возникает в свежих аминных растворах, т.е тех, которые не
были подвержены воздействию кислых газов. Аминовое растрескивание обычно не возникает в
богатых растворах алканоламина, имеющих высокий уровень содержания кислых газов. В
богатых растворах амина в гораздо большей степени преобладают другие формы растрескивания
(см. примечание).
Касательно температуры, восприимчивость к аминовому растрескиванию обычно выше при
повышенных температурах. Основное, на что необходимо обратить внимание, это не нормальная
температура процесса, а фактическая температура металла. Растрескивание произошло в
оборудовании и трубопроводе, который нормально функционирует при низких температурах, но
имеет теплоспутник или был пропарен перед промывкой водой для удаления остатков аминового
раствора.
Касательно уровня растягивающего напряжения, конструкции из низколегированной и
углеродистой сталей после сварки и гнутья восприимчивы к аминовому растрескиванию из-за
высокого уровня напряжения, оставшегося после изготовления этими способами. Применение
послеизготовительной снимающей напряжение теплообработки (напр. послесварочная
теплообработка)является испытанным методом предотвращения аминового растрескивания.
Эффективной, снимающей напряжение тепловой обработкой, предотвращающей аминовое
растрескивание углеродистой стали, считается тепловая обработка при 1150 oF по одному часу на
416
каждый дюйм толщины (минимум 1 час).
Примечание: Другие формы растрескивания определяются в установках аминовой очистки.
Большинство из них возникли в оборудовании и трубопроводе, подверженном воздействию
богатых алканоламиновых растворов, и обычно имели форму водородного дефекта, такую как
щелочное растрескивание под напряжением (SCC), водородное растрескивание (HIC) и
водородное растрескивание под напряжением (SOHIC). Они рассматриваются в других разделах
данного модуля.
Н.6.2 Исходные данные.
Данные, приведенные в Таблице Н-7, необходимы для определения восприимчивости
оборудования или трубопровода из углеродистой и низколегированной ферритной стали к
аминовому растрескиванию. Если точные данные процесса не известны, обратитесь к опытному
инженеру-технологу для получения наиболее точных расчетов.
Таблица Н-7 – Исходные данные, необходимые для анализа аминового растрескивания.
Исходные данные
Тип амина
Комментарии
Определите какой тип амина используется на данном
оборудовании.
Состав аминового раствора
Определите какой состав аминового раствора
используется в данном оборудовании/трубопроводе.
Свежий амин не подвергался воздействию
сероводорода и углекислого газа. Бедный амин
содержит низкий уровень сероводорода и
углекислого газа. Богатый амин содержит высокий
уровень сероводорода и углекислого газа. Для
оборудования, подверженного воздействию как
бедных так и богатых растворов амина (т.е.
контакторы и регенераторы амина), указывайте
«бедный».
Максимальная температура процесса (oF)
Определите максимальную температуру процесса в
данном оборудовании/трубопроводе.
Имеется ли теплоспутник?
(Да или нет)
Определите имеет ли оборудование/трубопровод
тепло или электро-спутник? (напр. для защиты от
обмерзания)
Обработано ли паром?
(Да или нет)
Определите было ли оборудование/трубопровод
пропарено перед промывкой водой для удаления
остаточной щелочи.
Снято ли напряжение?
(Да или нет)
Определите, было ли снято напряжение с
оборудования/трубопровода после сварки и
холодного формования.
Н.6.3 Определение восприимчивости к аминовому растрескиванию.
Используя исходные данные из Таблицы Н-7, внесите данные в дерево решений на рис. Н-4 для
определения восприимчивости к аминовому растрескиванию.
Справочные материалы:
417
1. Избежание растрескивания под влиянием окружающей среды в установках аминовой
очистки, рекомендуемые методы API 945, Первое издание, Август 1990.
2. Ричерт, Багдазариан и Шаргей «Коррозионное растрескивание под напряжением
углеродистой стали в аминных системах», газета НАИК №187, Коррозия/’87 (см. также
«Степень коррозионного растрескивания под напряжением в установках аминовой очистки,
выявленная исследованием», Журнал «Нефть и Газ», 5 июня, 1989).
3. Паркинс и Фороулис «Коррозионное растрескивание под няпряжением мягкой стали в
моэтаноламиновых растворах», газета НАИК №188, Коррозия/’87 (также см.
Характеристика материала 25, 10 (1986), стр. 20-27).
4. Ленхарт, Крейг и Хоувелл «Диэтаноламиновое SCC мягкой стали», газета НАИК №212,
Коррозия/’86.
5. Гудцайт и .джонсон «Коррозионное растрескивание под напряжением сварных соединений
из углеродистой стали в обслуживании амином», газета НАИК №206, Коррозия/’86
6. Шутт, Х.У., «Новые аспекты коррозионного растрескивания под напряжением в
моноэтаноламиновых растворах», газета НАИК №159, Коррозия/’88 (также см.
Характеристика материала 27, 12 (1988), стр. 53-58).
7. Багдазариан, Шаргей и Кумбс «Коррозионное растрескивание углеродистой стали в DEA и
ADIP растворах», Характеристика материала 30, 5 (1991), стр. 63-67 (см. также Журнал
Нефть и Газ, 13 января 1992, стр. 42-44 ).
Н.7 Сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением
Н.7.1 Описание дефекта
Сульфидное коррозионное растрескивание под напряжением это растрескивание металла под
действием напряжения и коррозии при наличии воды и сероводорода. SCC является формой
коррозионного растрескивания под напряжением, возникшего в результате абсорбции
активного водорода, который возникает вследствие процесса сульфидной коррозии на
металлической поверхности. SCC обычно быстрее возникает в твердых наплавках
высокопрочных (высокотвердых) сталей или твердых зонах термического влияния низко
прочных сталей.
Восприимчивость к SCC относится к проникающему водородному потоку в стали, который
главным образом связан с 2-мя параметрами окружающей среды – рН и содержание
сероводорода в воде.
Обычно в нейтральных растворах pH водородный поток в сталях оказывается самым низким, и
поток увеличивается как при более низких так и более высоких значениях рН. Коррозия при
низких значениях рН вызвано сероводородом, тогда как коррозия при высоких значениях рН
вызвано высокими концентрациями бисульфидного иона. Присутствие цианидов при
повышенном рН может впоследствии усилить проникновение водорода в сталь. Известно, что
восприимчивость к SCC увеличивается с содержанием сероводорода, напр. частичное
давление сероводорода в газовой фазе или содержание сероводорода в водной фазе. Наличие
как минимум 1 миллионной доля сероводорода в воде оказалось достаточным для того, чтобы
вызвать SCC.
Восприимчивость к SCC главным образом относится к 2-м параметрам материала – твердости
и уровню напряжения. Высокая твердость стали увеличивает ее восприимчивость к SCC.
Металлы на основе углеродистой стали, обычно используемые для сосудов под давлением и
трубопроводов в работе с жидким сероводородом, никогда не были подвержены SCC, так как
эти стали имеют достаточно низкие уровни прочности (твердости). Однако, наплавки и зоны
термического влияния (HAZ) могут иметь участки высокой твердости и высоких остаточных
напряжений от сварки. Высокие остаточные растягивающие напряжения, связанные со
сварными соединениями, увеличивают восприимчивость к SCC. Послесварочная
термообработка (PWHT) значительно снижает оставшиеся напряжения а также смягчает
418
наплавки и зоны HAZ. Послесварочная термообработка при 1150оF каждый час на каждый
дюйм толщины (1 час минимум) считается эффективной для углеродистой стали. Для
низколегированных сталей требуется более высокие температуры. Контроль твердости и
снижение остаточных напряжений являются признанными методами предотвращения SCC
согласно Стандарта НАИК RP0472.
Н.7.2 Исходные данные.
Данные, приведенные в Таблице Н-8, необходимы для определения восприимчивости
оборудования или трубопровода из углеродистой и низколегированной ферритной стали к SCC.
Если точные данные процесса не известны, обратитесь к опытному инженеру-технологу для
получения наиболее точных расчетов.
Н.7.3 Определение неблагоприятного воздействия окружающей среды.
При отсутствии воды, оборудование/трубопровод может считаться невосприимчивым к SCC. При
наличии воды, необходимо использовать исходные данные Таблицы Н-8 по содержанию
сероводорода в воде, а ее pH необходимо использовать для оценки неблагоприятного воздействия
окружающей среды (потенциального уровня водородного потока) с помощью Таблицы Н-9.
Н.7.4 Определение восприимчивости к SCC
Используя степень неблагоприятного воздействия окружающей среды, определенную в Таблице
Н-9 и исходные данные Таблицы Н-8 по максимальной твердости по Бринеллю и послесварочной
термообработке сварных соединений, восприимчивость к SCC необходимо определить, используя
Таблицу Н-10. Схема пошаговых действий, необходимых для определения восприимчивости к
SCC представлена на Рис. Н-5.
Справочные материалы:
1. Методы и средства контроля предотвращения растрескивания под влиянием окружающей
среды соединений из углеродистой стали в коррозионных средах очистки нефти в процессе
эксплуатации, Стандарт НАИК RP0472-95.
419
420
Таблица Н-8 – Исходные данные, необходимые для анализа сульфидного коррозионного
растрескивания под напряжением
Исходные данные
Присутствие воды (Да или Нет)
Комментарии
Определите, присутствует ли свободная вода в
оборудовании/трубопроводе. Помимо нормальных
условий работы, примите во внимание запуск,
остановку, нарушение в процессе и тд.
Содержание сероводорода в воде
Определите содержание сероводорода в водной фазе.
При отсутствии аналитических данных, это можно
осуществить используя подход Петри и Мура
(Справочный материал 2).
pH воды
Определите рН водной фазы. При отсутствии
аналитических данных, его должен определить
опытный инженер-технолог.
Присутствие цианидов (Да или Нет)
Определите присутствие цианидов путем отбора
проб и/или полевого анализа. Прежде всего примите
во внимание нормальные и нарушенные операции, а
также условия запуска и остановки.
Макс. твердость по Бринеллю
Определите максимальную твердость по Бринеллю,
фактически измеренную на сварных соединениях
стального оборудования/трубопровода.
Зафиксируйте показания фактически взятые по
Бринеллю, не преобразованные из более тонких
методов (напр. Викер, Кнуп и тд.) Если фактические
показания не доступны, используйте максимально
допустимую твердость, указанную в технических
требованиях по изготовлению.
PWHT сварных соединений (Да или Нет)
Определите, все ли сварные соединения
оборудования/трубопровода были подвергнуты
послесварочной термообработке.
Таблица H-9—Неблагоприятное воздействие окружающей среды
Содержание H2S в воде
pH воды
< 50 ppm
От 50 до 1,000
ppm
От 1,000 до 10,000 ppm
> 10,000 ppm
<5.5
Низкое
Среднее
Высокое
Высокое
От 5.5 до 7.5
Низкое
Низкое
Среднее
От 7.6 до 8.3
Низкое
От 8.4 до 8.9
Низкое
Низкое
Среднее
Среднее
Среднее
Среднее
a
Высокоеa
Среднее
a
В случае присутствия цианидов, увеличьте восприимчивость к одной категории SCC для рН > 8,3 и концентрации
сероводорода более 1,000 ppm.
421
Таблица Н-10 – Восприимчивость к SCC.
>237
<200
PWHT
Твердость по
Бринеллю 3
200-237
Низкая Средняя
Высокая
Нет
Низкая
Средняя
Средняя
Низкая Средняя
Высокая
Нет
Нет
Низкая
Низкая
Низкая Низкая
Средняя
Нет
Нет
Нет
Степень
неблагоприятно
го воздействия
окр. среды
<200
Высокая
После сварки
Твердость по
Бринеллю8
200-237
>237
Фактически испытанное по Бринеллю, не преобразованное из более точных методов, напр.
Викера, Кнупа и тд.
2. Р.Р. Петри и Е.М.Мур, мл., «Определяя пригодность существующих трубопроводов и
создавая объекты для работы с жидким сероводородом», Характеристика материала 28, 6
(июнь 1989), стр. 59-65.
3. Обзор литературы, выпущенной до 1989 г. по растрескиванию сталей под воздействием
жидкого сероводорода, Издание НАИК 8Х294
4. Коррозионное растрескивание под напряжением и водородное охрупчивание сплавов на
основе железа, НАИК-5, под. ред. Р.У. Штаель, и др., НАИК интернешнл, Хьюстон, Техас,
1977, стр. 541-559.
5. С.М. Хаджинс, и др., «Водородное сульфидное растрескивание углеродистых и
низколегированных сталей», Коррозия, Том 22, стр. 238-251.
6. Руководство по обнаружению, ремонту и смягчению условий работы сосудов под
давлением существующего НПЗ в средах, содержащих жидкий сероводород, стандарт
НАИК RP0269-96.
422
423
Н.8 Водородное растрескивание и водородное растрескивание под напряжением при
работе с сероводородом(HIC/SOHIC-H2S).
Н.8.1 Описание дефекта.
Водородное растрескивание это постепенно образующиеся внутренние трещины,
соединяющие соседние пузыри-вздутия на разных плоскостях металла или с металлической
поверхностью. Для образования HIC не требуется приложенного извне усилия. Движущей
силой растрескивания являются
высокие напряжения у окружности пузырей-вздутий, вызванные повышением внутреннего
давления во вздутиях. Взаимодействие этих двух областей высокого напряжения способствует
возникновению трещин для развития этих связующих вздутий на разных плоскостях стали.
Повышение давления во вздутиях относится к проникающему потоку водорода в стали.
Источником водорода в стали является реакция коррозии с жидким сероводородом. Для того,
чтобы появился этот реактор коррозии, необходимо присутствие воды, и возникающий в
результате водородный поток главным образом связан с двумя параметрами окружающей
среды: рН и содержание сероводорода в воде. Обычно, водородный поток в сталях оказывается
наиболее низким в нейтральных рН растворах, и поток увеличивается как при более низких так
и более высоких значениях рН. Коррозия при низких значениях рН вызвано сероводородом,
тогда как коррозия при высоких значениях рН вызвано высокими концентрациями
бисульфидного иона. Присутствие цианидов при повышенном рН может впоследствии усилить
проникновение водорода в сталь. Известно, что восприимчивость к SCC увеличивается с
содержанием сероводорода, напр. частичное давление сероводорода в газовой фазе или
содержание сероводорода в водной фазе. Наличие как минимум 50 ppm сероводорода в воде
оказалось достаточным для того, чтобы вызвать SCC.
Пузыри-вздутия это плоские заполненные водородом полости, образовавшиеся при
неоднородной структуре сталей (напр. пустоты, вкрапления, расслоения, сульфидные
включения). Чаще всего вздутия возникают в прокатанных толстолистовых сталях, особенно в
тех, которые имеют ленточную микроструктуру, возникающую из-за удлиненных сульфидных
включений. Восприимчивость к водородным вздутиям, и следовательно HIC, главным образом
относится к качеству толстолистовой стали, напр. номеру, размеру и форме неоднородных
структур. В этой связи, содержание серы в материале является ключевым параметром
материала. Снижение содержания серы в стали снижает восприимчивость к образованию
вздутий и HIC. Благотворное воздействие окажет добавление кальция, который влияет на
форму сульфидных включений.
SOHIC это расположенные друг над другом маленькие вздутия, соединенные путем
водородного растрескивания, направленного сквозь стали, возникшие в результате высоко
локализованного растягивающего напряжения. SOHIC это особая форма HIC, которая обычно
возникает в основном компоненте сплава, расположенном вблизи зоны термического влияния
сварного соединения, где напряжения наиболее высоки вследствие дополнительного
воздействия приложенного напряжения (из внутреннего давления) и остаточных напряжений
от сварки. Как и в случае с HIC, качество толстолистовой стали является ключевым
параметром для восприимчивости к SOHIC. К тому же, снижение остаточных напряжений с
помощью PWHT может снизить, но не устранить возникновение и неблагоприятное
воздействие SOHIC. Уровень приложенного напряжения также влияет на возникновение и
неблагоприятное воздействие SOHIC. Хотя HIC/SOHIC более заметно на изделиях из
толстолистовой стали, в некоторой степени оно было выявлено на конструкциях из стальных
труб, обычно в более суровых насыщенных водородом средах.
Н.8.2 Исходные данные
424
Данные, приведенные в Таблице Н-11, необходимы для определения восприимчивости
оборудования или трубопровода из углеродистой и низколегированной ферритной стали к
HIC/SOHIC.
Таблица Н-11 – Исходные данные, необходимые для анализа HIC/SOHIC-H2S.
Исходные данные
Присутствие воды (Да или Нет)
Комментарии
Определите, присутствует ли свободная вода в
оборудовании/трубопроводе. Помимо нормальных
условий работы, примите во внимание запуск,
остановку, нарушение в процессе и тд.
Содержание сероводорода в воде
Определите содержание сероводорода в водной фазе.
При отсутствии аналитических данных, это можно
осуществить используя подход Петри и Мура.
pH воды
Присутствие цианидов (Да или Нет)
Содержание серы в толстолистовой стали
Форма продукта из стали (лист или труба)
PWHT сварных соединений (Да или Нет)
Определите рН водной фазы. При отсутствии
аналитических данных, его должен определить
опытный инженер-технолог.
Определите присутствие цианидов путем отбора
проб и/или полевого анализа. Прежде всего примите
во внимание нормальные и нарушенные операции, а
также условия запуска и остановки.
Определите содержание серы в толстолистовой
стали, используемой для изготовления
оборудования/трубопровода. Эта информация
должна быть доступной в файлах оборудования
свидетельства об испытаниях материала. В случае
отсутствия информации, она может быть высчитана
из технических требований к стали ASME или
ASTM, представленных на форме U-1 совместно с
материаловедом.
Определите, какая форма продукта из стали была
использована для изготовления
оборудования/трубопровода. Большинство
оборудования изготовляется из стальной трубы и
трубных элементов. Большинство труб малого
диаметра изготавливается из стальной трубы (напр.
A106, A53, API5L, и тп.) и трубных элементов (напр.
A105, A234 и тп.), но большинство труб большого
диаметра (диаметром свыше 16 дюймов)
изготавливается из катаной и сварной листовой
стали.
Определите, все ли сварные соединения
оборудования/трубопровода были подвергнуты
послесварочной термообработке.
Если точные данные процесса не известны, обратитесь к опытному инженеру-технологу для
получения наиболее точных расчетов. Если содержание серы в листовой стали неизвестно,
обратитесь за оценкой качества стали к опытному материаловеду.
Н.8.3 Определение неблагоприятного воздействия окружающей среды.
При отсутствии воды, оборудование/трубопровод может считаться невосприимчивым к
425
HIC/SOHIC. При наличии воды, необходимо использовать исходные данные Таблицы Н-12 по
содержанию сероводорода в воде, а ее pH необходимо использовать для оценки неблагоприятного
воздействия окружающей среды (потенциального уровня водородного потока) с помощью
Таблицы Н-13.
*В случае присутствия цианидов, увеличьте восприимчивость к одной категории SCC для рН > 8,3
и концентрациях сероводорода более чем 1,000 ppm.
Н.8.4 Определение восприимчивости к HIC/SOHIC.
Для оборудования труб с большим диаметром, изготовленных из катаной и сварной листовой
стали, неблагоприятное воздействие окружающей среды, определенное в Таблице Н-12 и
исходные данные Таблицы Н-11 по содержанию серы в толстолистовой стали и послесварочная
термообработка, должны быть использованы для определения восприимчивости к HIC/SOHIC с
помощью Таблицы Н-13. Считается, что оборудование и трубы с малым диаметром,
изготовленные из стальной трубы и трубных элементов, имеют низкую восприимчивость к
HIC/SOHIC, если они не были термически обработаны после сварки или если они подвержены
высокому неблагоприятному воздействию окружающей среды, в этом случае, считается, что они
имеют среднюю восприимчивость. Схема пошаговых действий, необходимых для определения
восприимчивости к HIC/SOHIC представлена на Рис. H-6.
Справочные материалы
1. Р.Р. Петри и Е.М.Мур, мл., «Определяя пригодность существующих трубопроводов и
создавая объекты для работы с жидким сероводородом», Характеристика материала 28, 6
(июнь 1989), стр. 59-65.
2. Р.Д. Меррик «Методы НПЗ по устранению трещинообразований в жидких сероводородных
средах», Характеристика материала 27, 1 (январь 1988), стр. 30.
3. Р.Д. Меррик и М.Л. Буллен «Предотвращение трещинообразований в жидких
сероводородных средах», НАИК Коррозия/89, номер 269.
4. Методы по материалам и изготовлению для новых сосудов под давлением используемых в
работе с жидким сероводородом НПЗ, Издание НАИК 8Х194.
5. Обзор литературы, выпущенной до 1989 г. по трещинообразованию в сталях в жидких
сероводородных средах, Издание НАИК 8Х294.
6. Отчет по исследованию описания парамертов и мониторинга трещинообразования в работе
с жидким сероводородом, Издание API 939, октябрь 1994.
7. М.С. Каярд и Р.Д.Кейн «Описание параметров и мониторинг трещинообразования в
оборудовании из стали при работе с жидким сероводородом», НАИК Коррозия/95, номер
329.
8. Руководство по обнаружению, ремонту и смягчению условий работы сосудов под
давлением существующего НПЗ средах, содержащих жидкий сероводород, стандарт НАИК
RP0269-96.
426
Таблица Н-12 — Неблагоприятное воздействие окружающей среды
a
Обычно включает A 70, A 201, A 212, A 285, A 515, и в большинстве A 516 где-то до 1990 г.
Обычно включает ранние образования устойчивого к HIC A 516 в 1980 г., с добавлением кальция.
с
Обычно включает поздние образования устойчивого к HIC A 516 в 1990 г.
b
Содержание H2S в воде
pH воды
< 50 ppm
<5.5
от 5.5 до 7.5
От 7.6 до 8.3
От 8.4 до 8.9
>9.0
Низкая
Низкая
Низкая
Низкая
Низкая
От 50 до 1,000 ppm
Средняя
Низкая
Средняя
Средняя
Средняя
От 1,000 до 10,000 ppm
> 10,000 ppm
Высокая
Низкая
Средняя
Средняяa
Высокаяa
Высокая
Средняя
Средняя
Высокаяa
Высокаяa
a
Если присутствуют цианиды, увеличьте восприимчивость к одной категории SCC для pH > 8,3 and концентрацией
сероводорода более 1,000 ppm.
Таблица H-13—Восприимчивость к HIC/SOHIC
Неблагоприятное
воздействие
окружающей
среды
Высокая
Средняя
Низкая
Сталь с высоким
содержанием серыa
> 0.01% S
Сталь с низким
Содержанием серыb
0.002 to 0.01'% > S
Сверхнизкое содержание
0
серыb
< 0.002% S
После
сварки
PWHT
После сварки
PWHT
После сварки
PWHT
Высокая
Высокая
Средняя
Высокая
Средняя
Низкая
Высокая
Средняя
Низкая
Средняя
Низкая
Низкая
Средняя
Низкая
Нет
Низкая
Низкая
Нет
427
428
Н.9 Карбонатное растрескивание.
Н.9.1 Описание дефекта
Карбонатное растрескивание это общий термин, применяемый к растрескиванию металла под
действием растягивающего напряжения и коррозии в присутствии щелочной кислой воды,
имеющей среднюю или высокую концентрацию карбоната. По природе растрескивание является
преимущественно межкристаллитным и оно обычно возникает в виде сети очень мелких
наполненных окисью трещин на конструкциях из углеродистой стали после сварки. Карбонатное
растрескивание обычно развивается параллельно сварному соединению в ближайшем основном
компоненте сплава, но также может возникнуть в наплавках или зонах термического влияния.
Структура растрескивания, наблюдаемого на стальной поверхности, иногда описывается как
паутина, сотканная из маленьких трещин, которые часто возникают при или связаны с дефектами
сварного соединения, служащими в качестве местных концентраторов напряжения.
Карбонатное растрескивание всегда являлось наиболее распространенным в системе орошения и
конденсирования верхней части главной ректификационной колонны установки каталитического
крекинга, ниже системы сжатия жирного газа и системах кислых стоков, возникающих на этих
участках.
Допуская присутствие фазы кислой воды, для оценки восприимчивости стальных изделий к
карбонатому растрескиванию применяются 3 ключевых параметра: рН кислой воды, концентрация
карбоната в кислой воде и уровень растягивающего напряжения.
Согласно результатам анализов, растрескивание возникает в узком диапазоне электрохимического
потенциала, во многом зависящего от состава кислой воды. Присутствие карбонатов в щелочной
кислой воде в средней или высокой степени часто создает электрохимический потенциал стали,
который находится в этом узком диапазоне, где может возникнуть карбонатное растрескивание.
Было выявлено, что еще одна распространенная загрязняющая примесь - цианиды, влияет на
восприимчивость к растрескиванию.
Несмотря на это механистическое понимание, электрохимический потенциал оборудования и
трубопровода во время эксплуатации может быть не легко доступным. Следовательно, рН и
концентрация карбоната в кислой воде рассматриваются как ключевые параметры окружающей
среды, влияющих на восприимчивость стальных изделий к карбонатному растрескиванию. На
основе исследования многих установок, упоминаемого в Справочных материалах 2,
восприимчивость к растрескиванию возрастает с увеличением рН и концентрации карбоната.
Относительно уровня растягивающего напряжения, изделия из углеродистой стали
непосредственно после сварки и гнутья восприимчивы к карбонатному растрескиванию из-за
высокого уровня остаточного напряжения после изготовления этими способами. Применение
снимающей напряжение термообработки после изготовления (напр. Послесварочная
термообработка) является испытанным методом предотвращения карбонатного растрескивания.
Термообработка при 150oF по одному часу на каждый дюйм толщины (минимум 1 час) считается
эффективной снимающей напряжение термической обработкой для предотвращения карбонатного
растрескивания углеродистой стали.
Н.9.2 Исходные данные.
Данные, приведенные в Таблице Н-14, необходимы для определения восприимчивости
оборудования или трубопровода из углеродистой стали к карбонатному растрескиванию. Если
точные данные процесса не известны, обратитесь к опытному инженеру-технологу для получения
наиболее точных расчетов.
Н.9.2 Определение восприимчивости к карбонатному растрескиванию.
429
Если с оборудования /трубопровода правильно снято напряжение, оно считается не
восприимчивым к карбонатному растрескиванию. В случае отсутствия свободной воды, или если
присутствует водная фаза, содержащая менее 50 ppm сероводорода, оборудование/трубопровод
считается не восприимчивым. Если оборудование/трубопровод содержит водную фазу с 50 ppm
сероводорода или более при рН 7,6 или выше, оно считается восприимчивым. Используя исходные
данные Таблицы Н-14 по рН и концентрации карбоната в водной фазе, восприимчивость к
карбонатному растрескиванию должна быть определена с помощью Таблицы Н-15. Схема
пошаговых действий, необходимых для определения восприимчивости к карбонатному
растрескиванию представлена на Рис. Н-7.
Таблица Н-14 – Исходные данные, необходимые для анализа карбонатного растрескивания.
Исходные данные
Присутствие воды (Да или Нет)
Комментарии
Определите, присутствует ли свободная вода в
оборудовании/трубопроводе. Помимо нормальных
условий работы, примите во внимание запуск,
остановку, нарушение в процессе и тд.
Присутствие в воде 50 ppm сероводорода или более
(ДА или Нет)
Определите, 50 ppm сероводорода ли более
присутствует в водной фазе данного
оборудования/трубопровода. Если аналитические
данные отсутствуют, они должны быть рассчитаны
опытным инженером-технологом.
CO3 = концентрация в воде
Определите концентрацию карбоната в водной фазе,
присутствующей в данном
оборудование/трубопроводе. Если аналитические
данные отсутствуют, они должны быть рассчитаны
опытным инженером-технологом.
pH воды
Определите рН водной фазы. Если аналитические
данные отсутствуют, они должны быть рассчитаны
опытным инженером-технологом.
Снято ли напряжение?
(Да или Нет)
Определите, правильно ли было снято напряжение с
оборудования/трубопровода после сварки и
холодной штамповки.
430
CO3 = Концентрация в воде
pH воды
От 7.6 до 8.3
От 8.4 до 8.9
= 9.0
< 100 ppm
100 - 500 ppm
500-1000 ppm
>1000 ppm
Низкое
Низкое
Низкое
Низкое
Низкое
Среднее
Низкое
Среднее
Высокое
Среднее
Высокое
Высокое
Таблица Н-15 – Восприимчивость к карбонатному растрескиванию
431
Справочные материалы:
1. Р.Д. Меррик «Методы НПЗ по устранению трещинообразований в жидких сероводородных средах»,
Характеристика материала 27, 1 (январь 1988), стр. 30-36.
2. Дж.Х. Кмец и Д.Дж.Труакс «Карбонатное коррозионное растрескивание под напряжением углеродистой стали
в системе орошения верхней части главной ректификационной колонны НПЗ FCC, газета НАИК № 206,
Коррозия/90.
3. Шутт Х.У., «Сульфидное растрескивание в среде межкристаллитного жидкого водорода», газета НАИК №454,
Коррозия/92 (см. также «Коррозионное растрескивание под напряжением углеродистой стали в аминных
системах», газета НАИК №187, Коррозия/87)(см. также Характеристика материала 32, 11 (1993), стр. 55-60).
432
Н.10 Коррозионное растрескивание в средах, содержащих политионовую кислоту(PTA).
H.10.1 Описание дефекта
Политионовая (РТА) и сернистая кислоты являются одними из основных объектов рассмотрения в
нефтеперерабатывающей промышленности, в особенности в процессах каталитического крекинга,
десульфуратора, установки для гидрокрекинга и каталитического реформинга. Эти сложные
кислоты обычно образуются в сульфидосодержащих отложениях находясь в режиме остановки
(или в условиях окружающей среды), когда оборудование и/или трубопровод подвержены
атмосферному воздействию и влаге. Кислотная среда вкупе с восприимчивым материалом
изготовления в чувствительном или послесварочном состоянии, приводит к стремительной
межкристаллитной коррозии и растрескиванию.
Предупредительной мерой по снижению или устранению PTA является промывка оборудования
раствором щелочи или кальцинированной соды для немедленной нейтрализации сульфидов после
остановки и подверганию атмосферного воздействия, или продувка осушенным азотом во время
остановки для предотвращения атмосферного воздействия, согласно рекомендуемым методам,
установленным НАИК (RP0170).
PTA и сернистая кислота спровоцируют SCC в чувствительных аустенитных нержавеющих сталях
и сплавах на никелевой основе.
Растрескивание всегда является межкристаллитным и для его возникновения и развития
требуются относительное низкие растягивающие напряжения. После сварки, нержавеющие стали
среднего или высокого класса углерода, такие как стали типов 304/304Н и 316/316Н, являются
крайне восприимчивыми к SCC в зонах термического влияния сварного соединения.
Низкоуглеродистые (<0,03% С) менее восприимчивы при температурах ниже 800oF. Химически
устойчивые классы нержавеющей стали, такие как стали типов 312 и 347 менее восприимчивы к
PTA, особенно если они термоустойчивы.
Восприимчивость сплавов а также химически и термоустойчивых материалов к PTA может быть
определена с помощью лабораторных испытаний на коррозийную стойкость согласно ASTM G35.
Н.10.2 Исходные данные.
Данные, приведенные в Таблице Н-16, необходимы для определения восприимчивости
оборудования или трубопровода к PTA. Если точные данные процесса не известны, обратитесь к
опытному инженеру-технологу для получения наиболее точных расчетов.
H.10.3 Определите восприимчивость к PTA.
Если температура процесса меньше или равна 800 oF, используйте Таблицу Н-17 для определения
восприимчивости. Если температура процесса выше 800 oF, используйте Таблицу Н-18. Схема
пошаговых действий, необходимых для определения восприимчивости к PTA представлена на Рис.
Н-8.
Справочные материалы:
1. Справочник по металлам, Девятое издение, ASM Интернешнл, Парк Металлов, Огайо
44073, Том 13, Коррозия, стр. 327.
2. Д.Р. Макинтайр и К.П. Диллон, Руководство по предотвращению коррозионного
растрескивания под напряжением в отраслях химической обработки, Издание 15, Институт
технологии материалов отраслей химической обработки, 1985 г., стр. 69.
3. Роль нержавеющей стали в нефтеперебатывающей промышленности, Американский
институт железа и стали, 1877 г., стр. 42-44.
Таблица Н-16 – Исходные данные, необходимые для анализа растрескивания в средах,
433
содержащих политионовую кислоту.
Исходные данные
Материал изготовления
Комментарии
Определите материал изготовления
оборудования/трубопровода.
Тепловая предыстория (обработан на твердый
раствор, стабилизованный до сварки,
стабилизованный после сварки)
Определите тепловую предысторию материала.
Особенно примите во внимание на то, чтобы после
сварки была проведена термообработка для
термической стабилизации.
Максимальная рабочая температура (oF)
Определите максимальную рабочую температуру
оборудования/трубопровода. Обратите внимание на
любое воздействие высоких температур, например
во время удаления кокса.
Присутствие сульфидов,
Влага и кислород:
Во время работы?
(Да или Нет)
Во время остановки?
(Да или Нет)
Определите, присутствуют ли эти составляющие в
оборудовании/трубопроводе. Если вы не уверены,
проконсультируйтесь с инженером-технологом.
Обратите внимание на то, открыто ли
высокотемпературное оборудование/трубопровод
при работе с сульфидами к атмосферному
воздействию во время остановки.
Использована ли защита от простоя?
(Да или Нет)
Определите, была ли обеспечена защита от простоя
согласно НАИК RP0170. Она может быть
осуществлена путем промывки кальцинированной
содой, подавления азотом или обезвоживания.
Таблица Н-17 – Восприимчивость к PTA – Рабочие температуры = 800 oF
Все стандартные
нержавеющей стали серии 300
и сплавы 600 и 800
Нержавеющая сталь класса H
серии 300
Низкое содержание
нержавеющей стали класса L
серии 300
Нержавеющая сталь 321
Нержавеющая сталь 347, сплав
20, сплав 625, Все аустенитные
наплавки
Обработан на твердый раствор
Стабилизован до сварки
Стабилизован после сварки
Средняя
-
-
Высокая
-
-
Низкая
-
-
Средняя
Низкая
Средняя
Низкая
Низкая
Низкая
Если рабочая температура процесса < 800 oF, повышение чувствительности происходит только
непосредственно после сварки. Если рабочая температура процесса > 800 oF, повышение
чувствительности может возникнуть во время работы.
434
Таблица Н-18 – Восприимчивость к PTA – Рабочие температуры > 800 oF
Все стандартные
нержавеющей стали серии 300
и сплавы 600 и 800
Нержавеющая сталь класса H
серии 300
Нержавеющая сталь класса L
серии 300
Нержавеющая сталь 321
Нержавеющая сталь 347, сплав
20, сплав 625, Все аустенитные
наплавки
Обработан на твердый раствор
Стабилизован до сварки
Стабилизован после сварки
Высокая
-
-
Высокая
-
-
Средняя
-
-
Высокая
Средняя
Высокая
Низкая
Низкая
Низкая
4. Защита аустенитных нержавеющих сталей и других аустенитных сплавов от коррозионного
растрескивания под напряжением в средах, содержащих политионовую кислоту, во время остановки
оборудования для нефтепереработки, Рекомендуемый метод НАИК Интернешнл RP0170-93, НАИК
Интернешнл, Хьюстон, Техас.
5. Д.В. Беггс и Р.В. Хове «Влияния сварки и термостабилизации на чувствительность и коррозионное
растрескивание под напряжением в средах, содержащих политионовую кислоту, коррозионностойких и теплостойких сплавов», НАИК Интернешнл, Коррозия/93, публикация 541, НАИК
Интернешнл, Хьюстон, Техас.
6. Л.Шарфштейн, «Эффект термообработок в предотвращении отказов из-за межкристаллитной
коррозии AISI нержавеющей стали 321», Характеристика материала, сентябрь 1983 г., стр. 22-24.
7. Е. Лендвай-Линтер, «Устойчивость наплавки из нержавеющей стали к разъеданию политионовой
кислотой», Характеристика материала, Том 18, номер 3, 1979 г., стр.9.
8. К. Тамаки, С. Накано и М. Кимура, «Применение наплавленных металлов из хромоникелиевой
нержавеющей стали в средах, содержащих политионовую кислоту», Характеристика материала,
август 1987, стр. 9-13.
9. С.Х. Саманс, «Восприимчивость нержавеющих сталей и сплавов на никелевой основе к
коррозионному растрескиванию под напряжением в растворах политионовой кислоты и кислый
раствор сульфата меди», Коррозия, Том 20, номер 8, август 1964 г., стр. 256-262.
10. Р.Л. Пиель, «Коррозионное растрескивание под напряжением под воздействием сернистых кислот»,
Протоколы подразделения нефтепереработки API, Том 44 (III), 1964 г., стр. 189-197.
11. С. Ахмад, М.Л. Мехта, С.К. Сараф и Л.П. Сарасват, «Коррозионное растрескивание под
напряжением чувствительных аустенитных нержавеющих сталей 304 в среде с содержанием
сернистой кислоты», Коррозия, Том 37, номер 7, июль 1981 г., стр. 412-415.
12. С. Ахмад, М.Л. Мехта, С.К. Сараф и Л.П. Сарасват, «Коррозионное растрескивание под
напряжением чувствительных аустенитных нержавеющих сталей 304 в среде нефтепереработки»,
Коррозия, Том 38, номер 6, июнь 1982 г., стр. 347-353.
435
436
Н.11 Коррозионное растрескивание под напряжением в среде, содержащей хлориды (CISCC)
Н.11.1 Описание дефекта
Коррозионное растрескивание под напряжением в среде, содержащей хлориды (CISCC)
аустенитных нержавеющих сталей может возникнуть в содержащей хлориды водной среде.
Восприимчивость к CISCC зависит от концентрации хлорид-ионов, температуры и других
факторов, представленных в исходных данных Таблицы Н-19. Следует обратить внимание на то,
что концентрация хлоридов в воде увлажняющих и осушающих условиях может быть выше
концентрации, измеренной в основной массе раствора, вследствие частичного испарения воды.
Такое испарение может повысить восприимчивость к CISCC. Возникновение CISCC более
вероятно при температурах металла выше 150oF. Вот примеры наиболее распространенных
источников хлоридов в нефтеперерабатывающей индустрии:
a. Хлористые соли сырой нефти, пластовой и балластной воды.
b. Вода, конденсированная из технологического потока (техническая вода).
c. Питательная вода и система отпарки.
d. Катализатор
e. Изоляция
f. Остаток воды от гидроиспытания и других производственных операций.
g. Пары химикатов, содержащих органические или неорганические хлориды.
CISCC может возникнуть во время работы или остановки, в случае, если присутствуют
хлоридосодержащие растворы, особенно при температурах свыше 150oF. CISCC может
возникнуть внутренне (напр., от промывочной или пожарной воды).
SCC в хлоридосодержащих средах является типично межкристаллитным и сильно
разветвленным.
Наиболее высокую восприимчивость к CISCC показывают аустенитные нержавеющие стали с
содержанием никеля 8% (напр. нержавеющие стали серии 300, 304, 316 и т.д. ). Более высокое
сопротивление обычно показывают сплавы с более низким или более высоким содержанием
никеля.
Двухфазные нержавеющие стали с низким содержанием никеля обычно невосприимчивы к
CISCC, так же как и сплавы с содержанием никеля более 42%.
Н.11.2 Исходные данные.
Данные, приведенные в Таблице Н-19, необходимы для определения восприимчивости
оборудования и трубопровода из аустенитной нержавеющей стали к CISCC. Если точные данные
процесса не известны, обратитесь к опытному инженеру-технологу для получения наиболее
точных расчетов.
Н.11.2 Определение восприимчивости к CISCC
Используя исходные данные Таблицы Н-19, определите восприимчивость рабочей стороны к
CISCC из Таблицы Н-20 и Н-21. Затем следуйте по схеме пошаговых действий на Рис. Н-9 для
определения восприимчивости к CISCC.
437
Таблица Н-19 – Исходные данные, необходимые для анализа CISCC
Исходные данные
Концентрация хлоридов в технической воде (ppm.)
Комментарии
Определите общую концентрацию хлоридов в
водной фазе. Если она неизвестна, следует учесть,
что значением по умолчанию для ppm. является
>1000. Обратите внимание на содержание хлоридов
в любой воде, присутствующей в системе (т.е. воды
от гидроиспытаний, питательной воды, пара). Также
следует учесть концентрацию хлоридов, полученную
путем испарения или из-за условий сбоя.
Рабочая температура (oF)
Определите наиболее высокую рабочую
температуру, ожидаемую во время работы (примите
во внимание нормальные и не нормальные условия
работы)
рН технической воды
Определите рН технической воды. Растворы с
высоким рН с высоким содержанием хлоридов
обычно не настолько восприимчивы к
растрескиванию, насколько растворы хлоридов с
низким рН. рН по умолчанию = 10.
* Линии теплоспутника находятся в диапазоне 130oF-200oF, если рабочая температура не превышает 200oF.
Таблица Н-20 – Восприимчивость рабочей стороны к CISCC (для рН < или = 10)
Температура
(oF)
100-150
151-200
201-300
1-10
Низкая
Средняя
Средняя
Хлорид-ион(ppm)
1-100
101-1000
Средняя
Средняя
Средняя
Высокая
Высокая
Высокая
>1000
Высокая
Высокая
Высокая
Таблица Н-21 – Восприимчивость рабочей стороны к CISCC (для рН > 10)
Температура
(oF)
< 200
201-300
1-10
Низкая
Низкая
Хлорид-ион(ppm)
1-100
101-1000
Низкая
Низкая
Низкая
Низкая
>1000
Низкая
Средняя
Справочные материалы:
1. Д.Р, Макинтайр и К.П. Диллон, Руководство по предотвращению коррозионного растрескивания под
напряжением в отраслях химической промышленности», Публикация 15, Институт технологии материалов в
химической промышленности, 1985 г.
2. Коррозионное растрескивание под напряжением и водородное охрупчивание сплавов на основе железа, под.
ред. Р.У. Штелле и др., НАИК-5, НИАК Интернешнл, Хьюстон, Техас, 1977 г.
3. «Коррозия в нефтехимической промышленности», под. ред. Линды Гарверик, базовое исследование,
стр. 118-119, ASM Интернешнл, Парк материалов, Огайо, 1994 г.
438
439
Н.12 Водородное растрескивание под напряжением при работе с фтористоводородной
кислотой (HSC-HF)
H.12.1 Описание дефекта
Водородное растрескивание под напряжением (HSC) это растрескивание металла под действием
растягивающего напряжения и коррозионного механизма, что вызывает выработку водорода,
который может рассеяться по металлу. HSC может возникнуть вследствие воздействия
сероводорода (данный процесс рассмотрен в Приложении С – сульфидное коррозионное
растрескивание под напряжением) или от воздействия фтористоводородной кислоты (HF), что
рассматривается далее в данном Приложении.
HSC-HF возникает в высокопрочных (высокотвердых) сталях, либо в твердых наплавках или
твердых зонах термического влияния сталей с низкой прочностью. К тому же, HSC-HF может
возникнуть в напряженном сплаве 400, если в HF присутствует кислород или другие окислители.
Концентрированная фтористоводородная кислота (HF) используется в качестве кислотного
катализатора в установках фтористоводородного алкилирования. Обычные концентрации HF в
воде – 96%-99+% , температура – ниже 150oF. В данных условиях, полностью раскисленная
(восстановленная) низкосернистая, чистая, мягкая углеродистая сталь является материалом для
любого оборудования, за исключением случаев, где для работы требуется допуски в узких
пределах (т.е. насосы, клапаны, инструменты). Там, где требуются допуски в узких пределах и при
температурах свыше 150oF приблиз. до 350oF, используется сплав 400.
Коррозия в 80% и более растворах HF в воде равносильна коррозии в безводной
фтористоводородной кислоте (AHF, <200 ppm Н20) и ссылка на коррозию в AHF подразумевает
80% концентрацию HF в воде. HF кислота с концентрацией HF в воде ниже 80% считается водной.
Как водные так и безводные HF могут вызвать водородное охрупчивание закаленных
углеродистых и легированных сталей. Для предотвращения водородного охрупчивания в сварных
стальных конструкциях, необходимо следовать инструкциям стандарта RP0472 НАИК, Методы и
средства контроля для предотвращения растрескивания сварных соединений из углеродистой
стали в процессе эксплуатации в коррозионных средах нефтеперерабатывающей отрасли.
Соединения, сваренные любыми способами, должны быть испытаны на твердость.
Крепежные детали из легированной стали были источниками многих ситуаций с отказами в
обслуживании безводными HF. Хромомолибденовые стальные болты ASTM A193 Класса В7
являются твердыми и дадут трещину в присутствии HF. Такая же сталь класса В7М, отпущенная
до более низкой твердости 201-235 по Бринеллю, может быть более удачным вариантом, в случае
если невозможно избежать контакта с HF. Однако, болты В7М также дадут трещину если они
испытывают напряжение выше их предела текучести в среде, содержащей фтористоводородистую
кислоту. Возможно, будет трудно контролировать крутящий момент болта в структуре фланца. В
этом случае, могут быть назначены болты В7 и может потребоваться замена любого болта,
который мог контактировать с HF в результате протечки фланца.
Н.12.2 Исходные данные.
Данные, приведенные в Таблице Н-22, необходимы для определения восприимчивости к HSC-HF.
Также таблица содержит комментарии касательно требуемых данных.
Н.12.3 Определение восприимчивости к HF HSC.
Если HF присутствует в любой концентрации, то оборудование/трубопровод может считаться
потенциально восприимчивым к HSC-HF. Исходные данные Таблицы Н-22 следует использовать
для определения классификации восприимчивости из Таблицы Н-23 для углеродистой стали.
Схема пошаговых действий, необходимых для определения восприимчивости оборудования к
HSC-HF, представлена на рис. Н-11.
440
Таблица Н-22 – Исходные данные, необходимые для анализа HSC-HF.
Исходные данные
Присутствие HF (Да или Нет)
Комментарии
Определите, присутствуют ли HF в
оборудовании/трубопроводе. Обратите внимание не
только на нормальные условия работы, но и на
условия отказа, из-за которых может произойти
перенос HF с другого оборудования.
Твердость по Бриннелю стальных сварных узлов
Определите максимальную твердость по Бринеллю,
фактически измеренную на сварных узлах стального
оборудования/трубопровода. Показания должны
быть сняты и занесены в отчет согласно шкале
Бринелля и не преобразованы из приемов
микротвердости (напр. Викера, Кнупа и тп.). Если
фактические показания недоступны, используйте
максимальную твердость, допустимую
техническими условиями изготовления.
PHWT сварных узлов (Да или Нет)
Определите, все ли сварные узлы
оборудования/трубопровода были подвергнуты
правильной послесварочной термообработке.
Таблица Н-23 – Восприимчивость к HSC-HF для углеродистой и низколегированной стали.
<200
Низкая
После сварки
Макс. Твердость по Бринеллю
200-237
>237
Средняя
Высокая
<200
Нет
PHWT
Макс. Твердость по Бринеллю
200-237
>237
Низкая
Высокая
441
Справочные материалы;
1. Т.Ф. Дегнан, «Материал изготовления для фтористоводородной кислоты и фтористый водород», Коррозия в
обрабатывающей промышленности, НАИК, Хьюстон, Техас, 1986 г.
2. Коррозионное сопротивление сплава с содержанием никеля во фтористоводородной кислоте, фтористом
водороде и фторе, Технический Бюллетень по коррозии CEB-5, Интернешнл Ниекль Ко, инк., 1968 г.
442
Н.13 Водородное растрескивание и водородное растрескивание под напряжением при
работе с фтористоводородной кислотой (HIC/SOHIC-HF)
H.13.1 Описание дефекта
Водородное растрескивание это постепенно образующиеся внутренние трещины,
соединяющие соседние пузыри-вздутия на разных плоскостях металла или с металлической
поверхностью. Для образования HIC не требуется приложенного извне усилия. Движущей
силой растрескивания являются
высокое напряжение у окружности пузырей-вздутий, вызванные повышением внутреннего
давления во вздутиях. Взаимодействие этих двух областей высокого напряжения способствует
возникновению трещин для развития этих связующих вздутий на разных плоскостях стали.
Источником водорода в стали является реакция коррозии с жидким сероводородом (как
описано в Н.8) или с фтористоводородной кислотой (HF). HF используется в установках
фтористоводородного алкилирования в концентрациях в воде в диапазоне– 96%-99+% .
Подверженность углеродистой стали воздействию водных или безводных HF могут вызвать
HIC/SOHIC.
Пузыри-вздутия это плоские заполненные водородом полости, образовавшиеся при
неоднородной структуре сталей (напр. пустоты, вкрапления, расслоения, сульфидные
включения). Чаще всего вздутия возникают в прокатанных толстолистовых сталях, особенно в
тех, которые имеют ленточную микроструктуру, возникающую из-за удлиненных сульфидных
включений. Восприимчивость к водородным вздутиям, и следовательно HIC, главным образом
относится к качеству толстолистовой стали, (т.е. номеру, размеру и форме неоднородной
структуры). В этой связи, содержание серы в материале является основным параметром
материала. Снижение содержания серы в стали снижает восприимчивость к образованию
вздутий и HIC. Благотворное воздействие окажет добавление кальция, который влияет на
форму сульфидных включений.
SOHIC это расположенные друг над другом маленькие вздутия, соединенные путем
водородного растрескивания, направленного сквозь стали, возникшие в результате высоко
локализованного растягивающего напряжения. SOHIC это особая форма HIC, которая обычно
возникает в основном компоненте сплава, расположенном вблизи зоны термического влияния
сварного соединения, где напряжения наиболее высоки вследствие дополнительного
воздействия приложенного напряжения (из внутреннего давления) и остаточных напряжений
от сварки. Как и в случае с HIC, качество толстолистовой стали является ключевым
параметром для восприимчивости к SOHIC. К тому же, снижение остаточных напряжений с
помощью PWHT может снизить, но не устранить возникновение и неблагоприятное
воздействие SOHIC.
Н.13.2 Исходные данные.
Данные, приведенные в Таблице Н-24, необходимы для анализа восприимчивости оборудования из
углеродистой стали к HIC/SOHIC-HF. Если содержание серы в стали неизвестно, обратитесь к
опытному материаловеду для получения оценки качества стали.
Н.13.3 Определение восприимчивости к HF HIC/SOHIC.
Если HF присутствует в любой концентрации, то оборудование/трубопровод может считаться
потенциально восприимчивым к HIC/SOHIC-HF. Исходные данные Таблицы Н-24 следует
использовать для определения классификации восприимчивости из Таблицы Н-24 для
углеродистой стали. Считается, что трубопровод, изготовленный из кованых компонентов
стандартных сталей (т.е. А53, А 106, API5L [исключая 5LX], A 234, A 105 и тд.) имеет низкую
восприимчивость к HIC/SOHIC-HF. Для оборудования, и трубопровода большого диаметра,
443
изготовленных из катаной и сварной толстолистовой стали, восприимчивость должна быть
определена с помощью Таблицы Н-25. Схема пошаговых действий, необходимых для определения
восприимчивости, представлена на рис. Н-11.
Восприимчивость стали к образованию вздутий напрямую относиться к чистоте стали, которая
определяется содержанием серы. Следует обратить внимание на то, что образование вздутий не
является механизмом повреждения, который приведет к протечке, если оно не сопровождается
водородным растрескиванием, ведущим на поверхность. Образование вздутий представляет
опасность для механической целостности, когда оно затрагивает сварное соединение, содержащее
достаточно остаточных напряжений для того, чтобы вывести водородное растрескивание на
поверхности. В данном последнем случае, это самая трудная ситуация, которую стоит учесть при
определении восприимчивости к HIC/SOHIC-HF.
Справочные материалы:
1. Т.Ф. Дегнан, «Материал изготовления для фтористоводородной кислоты и фтористом
водороде», Коррозия в обрабатывающей промышленности, НАИК, Хьюстон, Техас, 1986 г.
2. Коррозионное сопротивление сплава с содержанием никеля во фтористоводородной
кислоте, фтористом водороде и фторе, Технический Бюллетень по коррозии CEB-5,
Интернешнл Ниекль Ко, инк., 1968 г.
Таблица Н-24 – Исходные данные, необходимые для анализа HIC/SOHIC-HF
Исходные данные
Комментарии
Определите, может ли HF присутствовать в
оборудовании/трубопроводе. Обратите внимание не
только на нормальные условия работы, но и на
условия отказа, из-за которых может произойти
перенос HF с другого оборудования
Присутствие HF
(Да или Нет)
PHWT сварных соединений (Да или Нет)
Определите, все ли сварные узлы
оборудования/трубопровода были подвергнуты
правильной послесварочной термообработке.
Содержание серы в толстолистовой стали
Определите содержание серы в толстолистовой
стали, используемой в изготовлении
оборудования/трубопровода. Данная информация
должны быть доступна в файлах оборудования MTR.
При ее отсутствии, она может быть оценена с
помощью технических условий стали ASTM и
ASME, перечисленных в форме U-1 совместно с
материаловедом.
Таблица Н-25 – Восприимчивость к HIC/SOHIC-HF
Cталь с высоким содержанием серыa
>0,01% S
После сварки
PHWT
Высокая
Высокая
Cталь с низким содержанием серыb
0,002-0,01% S
После сварки
PHWT
Высокая
Средняя
Cталь с крайне низким содержанием серыс
<0,002% S
После сварки
PHWT
Средняя
Низкая
a
Обычно включает A 70, A 201, A 212, A 285, A 515 и большей частью A 516 примерно до 1990 г.
Обычно включает ранние образования устойчивых к HIC A 516 в 1980х г., с добавлением кальция.
с
Обычно включает поздние образования устойчивых к HIC A 516 в 1990х г.
b
444
445
ПРИЛОЖЕНИЕ I—ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНОЙ
ВОДОРОДНОЙ КОРРОЗИИ (HTHA).
I.1 Область применения
Высокотемпературная водородная коррозия
(HTHA)
возникает
в
углеродистой
и
низколегированной стали под воздействием
высокого парциального давления водорода при
повышенной температуре. Данная коррозия
происходит
в
результате
проникновения
атомарного водорода в сталь и вступления в
реакцию с карбидами ее микроструктуры. С
HTHA связано две реакции. Сначала, молекула
водорода, H2, должна распасться с образованием
атомарного водорода, H, который может
проникать в сталь.
HTHA. Данные графики, которые часто
называют кривыми Нельсона, ведутся на основе
опыта
промышленной
эксплуатации
Практических рекомендаций API 941.
I.2 Контрольные вопросы
технического модуля
Вопросы контроля HTHA, перечисленные в
Таблице I-1, используются для определения
необходимости в модуле по HTHA.
I.3 Исходные данные
Для оценки чувствительности углеродистой и
низколегированной стали к HTHA можно
использовать данные, перечисленные в Таблице
H2 <=> 2H (распад водорода)
I-2
(при
наличии).
Если
точные
технологические
параметры
неизвестны,
Реакция распада водорода легче возникает при обратитесь к знающему технологу для
повышенной
температуре
и
высоком получения наиболее точных расчетных данных.
парциальном давлении водорода. Следовательно,
при увеличении температуры и парциального I.4 Исходные допущения
давления водорода повышается движущая сила
Оценка чувствительности к HTHA основана
HTHA. Вторая реакция происходит между
на
времени,
на
протяжении
которого
атомарным водородом и карбидом металла.
оборудование находилось под воздействием
4H + MC <=>CH4 + M
высокого парциального давления водорода при
температуре. Для соотношения
Разрушение в результате HTHA может иметь повышенной
времени
при
температуре и парциального
две формы: внутреннее обезуглероживание и давления водорода
разработан единый
растрескивание
в
результате
скопления параметр, Pv. Данныйбыл
параметр
газообразного металла на связях карбидной литературе следующим образом: определяется в
матрицы и поверхностное обезуглероживание в
результате реакции атомарного водорода с
Pv = log (PH2) + 3,09 x l0-4(Т) (log (t) + 14)
карбидами на поверхности (или вблизи
поверхности), где газообразный метан может Где:
выходить без образования трещин. Внутреннее
PH2 = парциальное давление водорода в
растрескивание наиболее часто наблюдается в
кгс/см2
углеродистых сталях, сталях C1/2Mo и CrMo при
высоком парциальном давлении водорода, а
(lкгс/см2=14,2 фунта на кв. дюйм
поверхностное
обезуглероживание
наиболее
часто наблюдается в сталях Cr-Mo при высокой
(изб.) (psig)),
температуре и низком парциальном давлении
T = температура в °K (°K = °C + 273),
водорода.
Смягчить последствия HTHA можно за счет
t = время в часах.
увеличения содержания легирующих элементов
Данный параметр можно использовать для
стали, тем самым, увеличив стабильность
определения
чувствительности материала к
карбидов в присутствии водорода. В результате,
углеродистая сталь, содержащая только карбиды разрушению в результате HTHA. За основу
технического
модуля
берется
Fe3C, обладает значительно меньшей стойкостью данного
к HTHA, чем любая из сталей Cr-Mo, в которой чувствительность к разрушению в результате
содержатся карбиды Cr и Mo, обладающие HTHA, исходя из 200 000 часов эксплуатации при
данном сочетании температуры и парциального
большей стабиьностью и стойкостью к HTHA.
Исторически сложилось так, что стойкость к давления водорода.
HTHA прогнозировалась на основании опыта
промышленной эксплуатации, который отражался I.5 Определение чувствительности
на нескольких графиках по углеродистой и
На основании расчетов Pv и исходных
низколегированной стали с указанием режима допущений
был
определен
диапазон
температуры и парциального давления водорода, чувствительности к HTHA для углеродистой и
при
котором
данные
стали
успешно низколегированной стали (смотри Таблицу I-3).
использовались без разрушений в результате
446
I.6 Эффективность инспектирования
Характер HTHA делает ее обнаружение
обычными методами инспектирования крайне
сложным. В Таблице I-4 показаны примеры
эффективности обнаружения HTHA широко
распространенными методами инспектирования.
I.7 Определение вспомогательного
коэффициента технического модуля
В данном техническом модуле предполагается,
что чувствительность к HTHA определена в
Таблице I-3. Чувствительность может определяться
как высокая, средняя, низкая, или материал может
быть
невосприимчивым
(нечувствительным).
Исходя из такой классификации чувствительности
(высокая, средняя, низкая), приписывается индекс
жесткости, который не отражает влияние
инспектирования или мониторинга.
447
Таблица I-1—Контрольные вопросы для модуля HTHA
Контрольные вопросы
Действие
1. Является ли материал углеродистой или низколегированной сталью?
2. Превышает ли рабочая температура 400°F, а рабочее давление 80 фунтов/
кв. дюйм (абс.) (psia)?
Если ответ на оба вопроса положительный, то
переходим к модулю HTHA.
Таблица I-2—Исходные данные, необходимые для анализа HTHA
Исходные данные
Замечания
Конструкционный материал
Определить конструкционный материал оборудования/трубопроводов.
Условия термообработки C1/2 Mo
Определить тип термообработки стали C1/2 Mo – прокаленная или нормализованная.
Сталь C1/2 Mo в прокаленном состоянии не может обладать более высокой стойкостью
к HTHA, чем углеродистая сталь. По умолчанию - прокаленная.
Парциальное давление водорода (кгс/см2)
Определить парциальное давление водорода, которое равняется молярной доле
водорода, помноженной на общее (абсолютное) давление. 1 кгс/см2 = 14,2 psia
Температура (градусов Кельвина = °K)
Определить температуру, воздействующую на материал.
Время (часов)
Определить время воздействия в часах.
Таблица I-3—Чувствительность к HTHA углеродистой и низколегированной стали
Критические коэффициенты Pv
Материалы
Углеродистая сталь
C1/2 Moа
(прокаленная)
C1/2 Moа
(нормализованная)
1 C1/2b
1¼ Cr1/2Mob
2¼ Cr-1Mo
Высокая чувствительность Средняя чувствительность Низкая чувствительность
Pv >4,70
Pv>4,95
4,61 < Pv < 4,70
4,87 < Pv < 4,95
Pv >5,60
5,51 < Pv < 5,60
Pv >5,80
Pv >6,00
Pv >6,53
5,71 < Pv < 5,80
5,92 < Pv < 6,00
6,45 < Pv < 6,53
Не восприимчив
4,53 <Pv< 4,61
4,78 < Pv < 4,87
Pv<4,53
Pv<4,78
5,43 < Pv < 5,51
Pv<5,43
5,63 < Pv < 5,71
5,83 < Pv < 5,92
6,36 < Pv < 6,45
Pv<5,63
Pv<5,83
Pv<6,36
а
По умолчанию - прокаленная. Использовать нормализованную, только если известно.
При уровнях парциального давления водорода свыше 1200 psia использовать критические коэффициенты Pv для 1¼ Cr1/2Mo.
Примечание: Не использовались поправки для сталей с высоким уровнем посторонних элементов, таких как As, Sb, Sn и P. При
подозрении на высокое содержание посторонних элементов, критический коэффициент Pv уменьшается. Критический коэффициент Pv
может быть ниже на 0,25 при нагреве сталей с высоким уровнем посторонних элементов.
b
Таблица I-4 Нормы эффективности инспектирования для HTHA
Категория эффективности инспектирования
Высокоэффективное
Эффективное
Типовые методы инспектирования
Средне эффективное
Нет
Метод обширного усовершенствованного ультразвукового возвратно-наклонного
зондирования (AUBT), местного AUBT на основе расчета напряжений или
обширная металлография на площадке.
Местное AUBT или местная металлография на площадке.
Малоэффективное
Ультразвуковое возвратно-наклонное зондирование и затухание ультразвука.
Неэффективное
Только затухание ультразвука
448
Смотри Рисунок I-1 для определения
вспомогательного коэффициента технического
модуля для HTHA с помощью исходных
данных Таблицы I-2.
Технический вспомогательный коэффициент
базового уровня можно скорректировать в
сторону
уменьшения
при
проведении
эффективного
инспектирования
и
ОТСУТСТВИИ РАЗРУШЕНИЙ. Как и для
разрушений
типа
коррозионного
растрескивания, при обнаружении разрушений
во
время
инспектирования
проводится
значительная корректировка вспомогательного
коэффициента
в
сторону
увеличения.
Необходимо отметить, что при обнаружении
разрушения необходимо провести оценку
пригодности к эксплуатации. Необходимо
выполнить следующие корректировки базового
вспомогательного коэффициента технического
модуля при обнаружении разрушений во время
инспектирования,
а
также
следующие
корректировки в
сторону уменьшения при ОТСУТСТВИИ
РАЗРУШЕНИЙ
после
инспектирования
различных уровней эффективности. Далее
приведены данные, как для первого, так и для
второго инспектирования, при условии что
разрушений
в
результате
HTHA
не
обнаружено.
В Таблице I-5 представлены вспомогательные
коэффициенты технического модуля для
различных уровней чувствительности к HTHA
и различных уровней инспектирования. В
таблице
также
даны
вспомогательные
технические коэффициенты для ситуаций,
когда при инспектировании обнаруживаются
разрушения от HTHA. Вспомогательные
коэффициенты
технического
модуля
представлены для двух инспекций. Для
большего числа инспекций вспомогательные
коэффициенты технического модуля остаются
неизменными.
Таблица I-5—Технические вспомогательные коэффициенты с учетом эффективности
инспектирования
Эффективность первой инспекции
Индекс жесткости
Нет
инспектирования
Малоээфект.
Средне
эффект.
Эффект.
Наблюдается разрушение
—
2000
2000
2000
Высокая чувствительность
2000
1800
1200
Средняя чувствительность
200
1800
Низкая чувствительность
20
Невосприимчивость
1
Эффективность второй инспекции
Малоээфект.
Средне
эффект.
Эффект.
2000
2000
2000
800
1600
800
400
1200
80
160
80
40
18
12
8
16
8
4
1
1
1
1
1
1
449
Рисунок I-1—Определение скорости коррозии HTHA
450
ПРИЛОЖЕНИЕ J—ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ТРУБОК ПЕЧИ
J.1 Вероятностный анализ
рекомендации используются для выбора минимальной
толщины стенки, требуемой для трубок печи в зависимости от
материала
J.1.1 ВВЕДЕНИЕ
Вероятность
отказа
трубок
печи
рассчитывается
непосредственно в техническом модуле трубок печи со
следующей частотой характерных отказов для долгосрочной
деформации ползучести. При возможности краткосрочной
деформации ползучести частота характерных отказов
умножается на коэффициент 100, как показано в Таблице J-1.
Таблица J-1—Частота характерных отказов
трубок печи
Диаметр
отверстия
Долгосрочная
Краткосрочная
деформация ползучести деформация ползучести
¼ дюйма
1 дюйм
4,62 x 10-6
0,0
4,62 x 10-4
4 дюйма
1,32 x 10-6
1,32x10-4
Разлом
6,60 x 10-7
6,60 x 10-5
0,0
J.1.2 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Данный модуль устанавливает коэффициент
разрушения (модификатор вероятности отказа)
для трубок печи с внешним нагревом. Данный
технический модуль применяется к трубкам
печей из ферритной стали (углеродистая сталь и
низколегированные
стали
до
12
Cr
включительно) и аустенитной нержавеющей
стали (типа 304, 316, 321 и 347). Предполагается
прямой нагрев, теплопоглощение таких трубок и
их нахождение в топочной камере. В данном
модуле
рассматриваются
разрушения,
вызванные долгим воздействием температуры, а
также краткосрочным перегревом.
J.1.3 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
ТЕХНИЧЕСКОГО МОДУЛЯ
Таблица J-2—Контрольные вопросы
технического модуля по
печам
Контрольные вопросы
1. Является ли оборудование
печью прямого нагрева или
печью, где для подогрева
используются горячие жидкие
технологические потоки?
Действие
Если Да, то переходите к
техническому модулю по
трубкам печей.
Если Нет, выйдите из
технического модуля.
J.1.4 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Исходные данные, перечисленные в Таблице J3, представляют минимальные требования для
определения вспомогательного коэффициента
технического модуля для трубок печи.
J.1.5 ИСХОДНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ
J.1.5.1 Как правило, трубки огневых печей на НПЗ рассчитаны
на соответствие API RP 530. Данные практические
451
конструкции, температуры и внешнего напряжения. В
практических рекомендациях учитываются как разрушения от
ползучести, так и от коррозии. После допусков на коррозию в
API RP 530 указывается минимально допустимая толщина
стенки трубы, исходя из расчетной долговечности при
ползучести. При повышенных температурах компоненты,
подверженные постоянному напряжению, через определенное
время повреждаются. Это время до отказа уменьшается при
увеличении напряжения или температуры.
J.1.5.2 Для конструкционных материалов в API RP 530
представлено два значения предела ползучести: среднее и
минимальное. Графики среднего значения в API RP 530
соответствуют среднему пределу ползучести материалов
трубок печи, а графики минимального значения соответствуют
пределу, который превышает на 95% предела для материала
трубок печи.
J.1.5.3 Отношение между долговечностью при ползучести,
напряжением и температурой является достаточно сложным.
Тем не менее, в методах расчета трубок печи используются
упрощенные отношения, полученные по результатам
ускоренных испытаний на ползучесть при растяжении. Разброс
результатов этих однонаправленных испытаний на ползучесть
сравнительно
большой.
Из-за
этого
разброса
в
экспериментальных свойствах ползучести и зависимости
свойств ползучести от ускоренных испытаний возникает
большая доля ненадежности прогноза долговечности при
ползучести.
J.1.5.4 Прогноз срока службы трубок печи еще больше
усложняется другими нижеперечисленными эффектами:
a. Внешнее окисление. Наиболее распространенными
проблемами коррозии трубок печи является их внешнее
окисление. Окисление истончает стенку трубы, увеличивая
напряжение и ускоряя разрушение от ползучести. Скорость
окисления зависит от температуры и содержания кислорода в
топке.
b. Внутренняя коррозия. В некоторых печах НПЗ, например,
на установках первичной переработки, проблемы может
вызывать высокотемпературное сульфидирование. Поскольку
коррозия истончает стенку трубы, увеличивается напряжение
и растет скорость разрушения от ползучести. Скорость
высокотемпературного
сульфидирования
зависит
от
температуры и содержания серы в технологическом потоке.
c. Другая коррозия. Поскольку трубки работают при высокой
температуре, даже небольшое количество примесей либо в
технологическом потоке, либо в топливе может вызвать
ускоренную коррозию металлической трубки. Например,
комбинация высокой температуры и небольшого количества
натрия или ванадия в топливе может вызвать избыточную
внешнюю коррозию.
d. Неравномерный нагрев. На распределение температуры в
топках печи влияет расположение трубок относительно
горелок, форма и размер топочной камеры, расстояние между
трубками и расстояние от трубок до горелок.
452
Таблицы J-3—Исходные данные, необходимые для анализа трубок печи
Исходные данные
Замечания
Конструкционный материал
Определить конструкционный материал трубок.
Срок службы, ti (лет)
Определить, сколько лет трубки находятся в эксплуатации. Если ранее трубки
использовались в условиях, не опасных в отношении разрушения от ползучести,
этот период времени можно не считать. Предполагается, что в году 8500 рабочих
часов.
Определить, сколько лет прошло после последнего инспектирования, по которому
имеются данные по толщине трубок. Это время вместе с расчетной скоростью
коррозии будет использоваться для определения текущей толщины.
Время от последнего инспектирования (лет)
Скорость коррозии (мил/ч)
Определить текущую скорость истончения, рассчитанную на основе данных по
толщине (при наличии). Если во время инспектирования скорость истончения не
определялясь, то ее можно определить по данному модулю и Дополнениям по
истончению C, D и I.
Рабочая температура металла трубы, TMT (oF)
Определить среднюю рабочую температуру металла трубы на основе
термографии или с помощью поверхностных термопар. Если температура трубы
неизвестна, используйте выходную температуру технологического потока плюс
100°F для режима без загрязнений и образования кокса. Для трубок, работающих в
условиях загрязнения и образования кокса, добавляйте 150°F к выходной
е ера ренаивысшее ожидаемое рабочее давление (можно использовать
Определить
уставочное давлением предохранительного клапана, если появление большего
давления маловероятно).
Определить внешний диаметр трубы, используемый для проектных расчетов во
время стрпоительства.
Определить фактически измеренную толщину во время последнего
инспектирования. Если результаты инспектирования отсутствуют, определить
новую минимальную толщину конструкции.
Рабочее давление, p (psi)
Диаметр трубы, DО (дюймов)
Толщина стенки трубы (дюймов)
Категория эффективности инспектирования
Количество инспекций
Определить категорию эффективности каждого инспектирования, проведенного
на оборудовании, на протяжении указанного выше периода времени. Для справки
по определению категории эффективности для инспектирования трубок печи
смотри Таблицу J-7.
Определить количество инспекций по каждой категории, которые были проведены
на протяжении указанного выше периода времени.
Жесткость возможного перегрева, ∆Toh (°F)
Рассчитать значение предельного выбега температуры от 0°F-300°F до расчетной
температуры металла трубы (а не рабочей температуры металла трубы). Смотри
пункт J.1.15 для руководства в выборе надлежащего уровня перегрева.
Продолжительность возможного перегрева, toh,
(часов)
Рассчитать совокупную продолжительность предельных перегревов.
Непрерывный мониторинг
Определить методы профилактического контроля коррозии или используемые
инструменты, такие как поверхностные термопары труб, термографы,
технологические рабочие параметры и т.д.
e. Наброс факела. На наброс факела влияют те же факторы
неравномерного нагрева. Однако, кроме этого на него влияет
настройка горелок и регулировка подачи топлива и воздуха в
топку.
f. Закоксовывание. Во многих типах нефтяных печей
образуются коксовые отложения на внутренней поверхности
трубы.
Коксовые
отложения
выполняют
функцию
теплоизоляционного слоя между металлом трубы и
технологической средой, в результате чего повышается
температура стенки трубы и ускоряется ползучесть и
коррозия.
J.1.5.5 В данном техническом модуле предполагается, что
долгосрочная ползучесть не возникает, если рабочая
температура стенки трубы не превышает значение, данное
для каждого конструкционного материала в Таблице J-4. Тем
не менее, в результате неравномерного нагрева или наброса
факела может возникать местный перегрев, что необходимо
учитывать для всех печей.
J.1.5.6
Подразумевается, что отказы в результате
долгосрочного воздействия температуры, которая превышает
значения, указанные в Таблице J-4, возникают из-за
ползучести или растрескивания при ползучести. Предельные
состояния, используемые для оценки стойкости матрицы для
проектирования, подробно описаны в практических
рекомендациях API RP 530. Если ожидаемая температура
металла трубы ниже значения, указанного в Таблице J-4,
оценка труб печи проводится с помощью технического модуля
по общему истончению. Однако, если трубка может
подвергаться кратковременному воздействию высокой
температуры металла, то для определения потенциала
краткосрочного отказа следует использовать пункт J.1.15.
453
Таблица J-4—Предельная температура
металла для оценки ползучести
Тип материала
Предел температуры упругости (°F)a
Углеродистая сталь
½ Mo
770
920
1¼Cr - ½Mo
930
2¼Cr - 1Mo
900
3Cr- 1Mo
920
5Cr – ½Mo
880
5Cr – ½Mo - Si
7Cr- ½Mo
840
850
9Cr - 1Mo
12 Cr
960
800
Нерж. сталь 304/304H
1080
Нерж. сталь 316/316H
1120
Нерж. сталь 321
1010
Нерж. сталь 321H
1040
Нерж. сталь 347/347H
1100
a
Температура, при которой проектный срок службы трубы
составит 100000 часов при минимальном графике прочности на
разрыв в соответствии с API RP 530.
J.1.9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ
КОРРОЗИИ
J.1.9.1 Средняя скорость коррозии рассчитывается по данным
толщины, полученным в ходе инспектирования трубок печи
(при наличии).
J.1.9.2 Если расчетная скорость истончения отсутствует, то
она определется для каждого потенциального механизма
истончения (смотри Приложение G): высокотемпературной
сульфидной и нафтеновой коррозии (смотри G.7),
высокотемпературной коррозии H2S/H2 (смотри G.8) и
высокотемпературного окисления (смотри G.13). Для
определения
применимых
механизмов
истончения
используются контрольные вопросы из Таблицы G-4. Эти
скорости истончения будут складываться для получения
совокупной скорости истончения. Либо для получения
максимальной скорости истончения можно прибегнуть к
экспертизе.
J.1.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕЙ
ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ (Tcunent)
Определите текущую толщину стенки, используя скорость
коррозии и толщину, полученную во время последнего
известного инспектирования. Если инспектирование не
проводилось, для определения текущей толщины используйте
исходную толщину стенки трубы, общее время эксплуатации
и расчетную скорость коррозии, определенную в пункте J.1.9.
J.1.11 РАСЧЕТ НАПРЯЖЕНИЯ
J.1.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ ФАКТОРОВ
ТЕХНИЧЕСКОГО МОДУЛЯ (TMSF)
Рассчитайте напряжение в трубе (S), используя текущую
толщину (Tcurrent), рабочее давление (p) и внешний диаметр
трубы(Dо) в соответствии со следующей формулой.
Вспомогательный коэффициент технического модуля
определяется согласно процедуре, приведенной на Рисунке Jl. Поскольку существует две модели отказа, предложено две
части такой процедуры: процедура оценки вероятности
отказа в результате долгосрочной ползучести и процедура
оценки вероятности отказа в результате краткосрочного
перегрева. В результате получается два расчетных значения
TMSF. Используется максимальное из этих значений.
Если напряжение в трубе меньше значения, указанного в
Таблице J-5, то долгосрочную ползучесть можно не
учитывать. Тем не менее, следует учитывать краткосрочный
перегрев, как указано в пункте J.1.15.
J.1.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ
ТЕМПЕРАТУРЫ МЕТАЛЛА ТРУБЫ
(ТМТ)
J.1.12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВЕРОЯТНОСТИ
ДОЛГОСРОЧНОГО ОТКАЗА
Определите среднюю рабочую температуру металла трубы
с помощью термографа или поверхностных термопар. Если
измеренная TMT отсутствует, ее можно рассчитать, прибавив
к выходной температуре технологического потока 100°F при
отсутствии образования кокса, и 150°F при образовании
кокса.
Вроятность отказа в результате долгосрочной ползучести
следующим образом:
J.1.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛА
ТЕМПЕРАТУРЫ УПРУГОСТИ
МЕТАЛЛА
Критическая температура металла трубы (Telas) для
различных конструкционных материалов определяется по
следующей таблице:
Если фактическая температура металла трубы ниже
критического значения, указанного в таблице выше, то
долгосрочную ползучесть можно не учитывать. Тем не менее,
следует учитывать краткосрочный перегрев с помощью
методов, указанных в пункте J.1.15.
(J-1)
a. Средний параметр Ларсона-Миллера (LMavg) определяется
с помощью выражений, приведенных в Таблице J-6 при
уровне наряжения, расчет которого указан в пункте Расчет
напряжения.
b. Параметр Ларсона-Миллера при действующем рабочем
режиме рассчитывается по следующей формуле.
(J-2)
где TMT – рабочая температура металла трубы в градусах F, ti
– общее время эксплуатации оборудования в часах, а C –
значение, указанное в Таблице J-6 для каждого из материалов.
454
Рисунок J-1A—Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля
по трубкам печи
455
Рисунок J-1B— Определение вспомогательных коэффициентов технического
модуля по трубкам печи
456
Рисунок J-1C— Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля по
трубкам печи
Таблица J-5—Предел упругого напряжения трубы в
отношении ползучести
Тип материала
Предел упругого напряжения
(тысяч фунтов на кв. дюйм)
Углеродистая сталь
3,2
½ Mo
1,75
1¼Cr - ½Mo
2,6
2¼Cr - 1Mo
2,2
3Cr- 1Mo
2,4
5Cr – ½Mo
2,4
5Cr – ½Mo - Si
1,7
7Cr- ½Mo
1,5
9Cr - 1Mo
1,25
12 Cr
2,1
Нерж. сталь 304/304H
2,4
Нерж. сталь 316/316H
1,85
Нерж. сталь 321
1,85
Нерж. сталь 321H
2,05
Нерж. сталь 347/347H
1,95
c. Определяется параметр LMdeila. Данный параметр
определяется как средняя разница между средними и
минимальными графиками (кривыми) Ларсона-Миллера в API
RP 530. Эти значения приведены в Таблице J-6.
d. Параметр X определяется с помощью деления разницы
средних и рабочих параметров Ларсона-Миллера на LMdelta, как
показано в следующей формуле.
(J-3)
e. Коэффициент отказов рассчитывается по следующей
формуле:
J.1.13 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛГОСРОЧНОГО
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО КОЭФФИЦИЕНТА
ТЕХНИЧЕСКОГО МОДУЛЯ (TMSFLT)
Вспомогательный коэффициент технического модуля можно
рассчитать из коэффициента отказов по следующей формуле.
(J-5)
457
Таблица J-6—Выражения параметров Ларсона-Миллера
Материал
Выражение для LMavg
LMdelta
C
3
Углеродистая сталь
42,2443 – 0,000025156 S – 1,24914 √S – 1,90435 ln S
0,34
20
½ Mo
41,2074 – 0,000011355 S3 – 2,30593 ln S
0,62
20
1¼Cr - ½Mo
42,601 – 2,62249 ln S
1,11
20
2¼Cr - 1Mo
47,1367-4,18064 ln S — 1,8401/√S — 8,41296 exp-S
0,85
20
3Cr- 1Mo
44,786 – 3,50144 ln S
0,69
20
5Cr – ½Mo
45,5586 – 3,92851 ln S
1,41
20
5Cr – ½Mo - Si
45,1928 – 4,06518 ln 5
1,82
20
7Cr- ½Mo
45,7938 – 4,42502 ln S
1,19
20
9Cr - 1Mo
44,7031 – 3,10233 ln S
1,32
20
2
3
12 Cr
59,8012 – 13,6331 ln S + 4,3462 ln S – 0,60141 ln S
1,29
25
Нерж. сталь 304/304H
43,1703 – 4,15807 ln S
1,57
15
Нерж. сталь 316/316H
41,4735 – 3,3742 ln S
0,75
15
Нерж. сталь 321
39,8956 – 3,12309 ln S
1,97
15
Нерж. сталь 321H
42,1308 – 3,84328 ln S
1,63
15
Нерж. сталь 347/347H
41,6803 – 3,38401 ln S
0,72
15
S = напряжение трубы в 1000 фунтов на кв. дюйм.
LM = Параметр Ларсона-Миллера в (°R) (log10 часов).
J.1.14 КАТЕГОРИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
Инспекции классифицируются в соответствии с их
ожидаемой эффективностью обнаружения разрушений и
правильного прогноза относительно остаточного ресурса
трубок печи. Фактическая эффективность конкретной
методики инспектирования или их сочетания зависит от
характеристик конструкционного материала и используемого
метода. В Таблице J-7 приведен пример действий в рамках
инспектирования трубок печи.
Неинтрузивное инспектирование нельзя применять для
трубок печей, поскольку для него необходимо попасть внутрь
топочной камеры.
Доверие инспектированию определяется с помощью
выражений, представленных в Таблице J-8. N обозначает
число инспекций или 4, в зависимости от того, что меньше.
Определить TMSFAdj с помощью формулы J-6.
TMSFadjusted = TMSF x Коэффициент понижения
эффективности инспектирования
(J-6)
Таблица J-7—Нормы определения
эффектиности инспектирования
Категория
эффективности
инспектирования
Высокоэффективное
Эффективное
Пример:
Интрузивное инспектирование
Визуальный контроль, УЗ измерения
толщины всех труб и строповка в местах
УЗ измерений, FMR (металлографический
анализ с помощью получения реплик
(оттисков) в условиях эксплуатации) в
различных местах.
Визуальный контроль, УЗ измерения
толщины труб
Средне эффективное
Визуальный контроль с УЗ измерениями
75% труб
Малоэффективное
Визуальный контроль с местными УЗ
измерениями
Неэффективное
Визуальный контроль
Долгосрочный
вспомогательный
коэффициент
технического модуля можно изменить, чтобы учесть
непрерывный мониторинг с помощью действий, указанных в
пункте J.1.16
458
Таблица J-8—Коэффициент понижения
эффективности инспектирования
Категория
эффективности
инспектирования
Выражение понижения TMSF (N = число
инспекций)
Высокоэффективное
max (min (1, (1,25N2 – 10,15N + 25,75)/100), 0)
Эффективное
Средне эффективное
max (min (1, (0,75N2 – 9,65N + 33,75)/100), 0)
max (min (1, (1,75N 2 – 18,05N + 56,25)/100), 0)
Малоэффективное
max (min (1, (4N2 – 39,60N + 119,5)/100), 0)
Неэффективное
1,0
периода времени, присваивается высокое
значение ∆Toh.
b. Наблюдался наброс факела.
c. Высокая вероятность серьзного закоксовывания.
J.1.15.4 Время воздействия toh является
величиной частоты и продолжительности
потенциального или уже произошедшего
перегрева.
J.1.15 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕРОЯТНОСТИ
КРАТКОСРОЧНОГО ОТКАЗА
J.1.15.1 Метод, описанный в пункте J.1.12,
предполагает
стабильный
или
почти
стабильный рабочий режим на протяжении
срока эксплуатации печи, который приводит к
долгосрочной ползучести. Данный механизм
разрушения не является единственным
режимом
разрушения,
который
может
происходить. Короткие периоды воздействия
высокой температуры или наброса факела также
могут привести к отказу. Хотя такой вид
повреждения является распространенным, его
очень сложно оценить количественно,
поскольку он вызывается неожиданными
обстоятельствами или сбоями работы или
нагрева печи. Методы, графики и процедуры,
представленные
в
настоящем
разделе,
предназначены для помощи инженерам при
оценке потенциальной чувствительности к
краткосрочным
отказам,
вызванным
перегревом.
J.1.15.2 Поскольку такие отказы в основном
зависят от слишком сложных факторов и
подразумевают различные точные расчеты,
приведенный здесь метод зависит от двух
факторов:
a. Расчетная жесткость вероятного перегрева,
вычисляемая как разность температуры
металла трубы во время перегрева и расчетной
температурой металла трубы. Данная величина
обозначается как ∆Toh.
b. Расчетное совокупное время воздействия
перегрева.
Это
время
воздействия
обозначается как toh.
J.1.15.3 Жесткость возможного перегрева ∆Toh
зависит от нижеописанных факторов. Значения
∆Toh могут составлять до 300°F, что говорит о
том, что в некоторых местах печи температура
металла на короткие промежутки времени
может превышать расчетную температуру
металла трубы на величину до 300°F. Печам,
для которых характерна одна из следующих
проблем или более, присваивается высокое
значение ∆Toh.
a. Предыстория перегрева. Печам, в которых
произошел сбой после необычно короткого
459
Значение toh может меняться от 10 до 1000
часов и указывает на совокупный объем
времени,
в
течение
которого
печь
подвергалась воздействию жестких условий
эксплуатации.
Печам,
для
которых
характерна одна из следующих проблем или
более, присваивается высокое значение toh:
a. Нестабильная работа. Печам, в которых
наблюдался нестабильный рабочий режим,
присваивается высокое значение toh.
b. Проблемы с управлением горелкой. Печам,
в которых наблюдались трудности с
настройкой
и
регулировкой
горелки,
присваивается высокое значение toh.
Коэффициент технического модуля можно
рассчитать, исходя из вероятности отказа с
помощью формулы J-5.
J.1.17 КОРРЕКТИРОВКА
TMSF
ПО
КОЭФФИЦИЕНТУ НЕПРЕРЫВНОГО
МОНИТОРИНГА
Неожиданно высокая скорость коррозии,
неравномерный
нагрев,
неожиданные
краткосрочные перегревы труб и наброс
факела увеличивают отработанный ресурс труб.
J.1.15.5
Вероятность
отказа
из-за
краткосрочного перегрева можно рассчитать
следующим образом.
Шаг 1. Количественное значение ∆T5%
рассчитывается по формуле J-7 и зависит от
расчетной совокупной продолжительности
перегревов. Такая температура перегрева
∆T5% соответствует значениям ∆Toh, которые
получаются при 5% вероятности сбоя по
графикам Ларсона-Миллера.
(J7)
В формуле 7 предполагается, что перегрев на
1°F на протяжении 1000 часов соответствует
одному
часу
перегрева
на
250°F.
Продолжительный перегрев калибруется на
основе следующего наблюдения: если труба
долгое время эксплуатировалась при своем
расчетном давлении и температуре, то
вероятность отказа составляет около 5%.
Короткий перегрев калибруется на основе
того, что трубы, подвергавшиеся воздействию
краткосрочного перегрева (например, при
пожаре), не обязательно наработали на отказ.
Шаг 2. С повышением фактической
температуры перегрева ∆Toh увеличивается
вероятность отказа в зависимости от
разницы между ∆Toh и ∆T5%. Для расчета
коэффициента отказа при краткосрочном
перегреве используйте формулу J-8.
J.1.16 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
КРАТКОСРОЧНОГО
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА
ТЕХНИЧЕСКОГО МОДУЛЯ
(TMSFST)
460
Таблица J-9—Нормы определения коэффициента
непрерывного мониторинга
Фактор
непрерывного
мониторинга
долгосрочной
ползучести
1,0
Фактор
непрерывного
мониторинга
краткосрочной
ползучести
1,0
5
50
Термография
10
100
Поверхностные термопары
труб и вывод приборов на
пульт управления
10
100
Метод непрерывного
мониторинга
Отсутствие мониторинга
Ежедневный визуальный
контроль и регулировка
горелок по рабочим
параметрам
TMSFadjusted = TMSF / Коэффициент непрерывного мониторинга
Помимо
инспектирования
для
предотвращения
преждевременных отказов на трубах зачастую применяется
непрерывный мониторинг краткосрочных сбоев и условий
перегрева.
Преимущество
непрерывного
мониторинга
заключается в том, что краткосрочные изменения температуры
металла трубы можно выявить до плановой инспекции. Такое
выявление позволяет лучше оценить отработанный ресурс, а
следовательно и остаточный срок службы труб. Можно
использовать различные методы, в том числе поверхностные
термопары, термографию, а также сочетание визуально
контроля и регулировки горелок. Необходимо признать, что
при использовании непрерывного мониторинга увеличивается
точность прогноза отработанного ресурса. Тем не менее, эти
методы имеют разные доли успеха в зависимости от типа печи
и материала труб. Поправочные коэффициенты, предложенные
в Таблице J-9, предполагают что проблемы, обнаруженные с
помощью непрерывного мониторинга, решаются в результате
такого обнаружения.
J.1.18 СОВМЕЩЕНИЕ ДОЛГОСРОЧНОГО
И КРАТКОСРОЧНОГО
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ
(TMSF)
В качестве TMSF модуля по печам следует брать наибольший
из краткосрочного и долгосрочного коэффициентов.
Ссылки
1.
2.
API RP 530 Практические рекомендации для
расчета толщины стенки трубок печей на
нефтеперерабатывающих заводах, 3-е издание,
Американский институт нефти, 1988 г.
Р. Вишванатан, Механизмы разрушения и оценка
срока службы высокотемпературных компонентов,
ASM International, Металз Парк, штат Огайо, 1989 г.
J.2 Анализ последствий отказа
J.2.1 ВВЕДЕНИЕ
Анализ последствий отказа для печей четко следует
методам, представленным в Разделе 7. Величины
последствий,
представленные
в
данном
разделе,
рассматриваются как упрощенные методы установления
относительных приоритетов для программ инспектирования.
Если требуются более точные расчеты последствий,
аналитику следует обратиться к более точным методам
анализа, например таким, которые применяются для
количественного анализа рисков.
J.2.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПОВОЙ СРЕДЫ И
ЕЕ СВОЙСТВ
Сфера
применения
настоящего
Приложения
ограничивается печами, которые используются для нагрева
жидких технологических потоков. Такие печи как
паровой/метановый риформинг значительно отличаются,
частично из-за того, что последствия пропуска не такие
серьезные, за исключением крупномасштабных отказов, (т.е.
на метановую печь, применяемую для нагрева метана,
пропуск трубки, в результате которого в топочную камеру
попадает больше топлива, не будет иметь значительных
последствий). По этой причине типовые среды в данном
случае такие же, как и те, которые представлены в Разделе 7,
за исключением материала C1-C2.
Таблица J-10—Перечень материалов,
моделируемых для печей
Типовой
материал
C3 - C5
C6 - C8
C9 - C12
Пропан, бутан, изооктан, пентан, СНГ
Бензин
Дизельное топливо
C13 - C16
Реактивное топливо, керосин
Примеры применения материала
C17 - C25
Газойль, типовая нефть
C25+
Остаток, тяжелая нефть
J.2.3 ВЫБОР ДИАПАЗОНА ДИАМЕТРА
ОТВЕРСТИЯ
Диапазон диаметра отверстий, для которого фактически
требуется моделирование в отношении печей, составляет
отверстия от 1 дюйма и более. Более мелкие отверстия
вероятнее всего будут давать пропуски, которые будут
расходоваться внутри топочной камеры, и не представляют
значительной возможности для возникновения серьезных
разрушений. Могут возникать некоторые внутренние
разрушения, такие как разрушение соседней трубки
вследствие наброса факела.
Таблица J-11—Диаметры отверстия,
используемые для анализа RBI по печам
Диаметр
отверстий
Средний
Крупный
¼ - 2 дюйма
2i – h6 дюймов
1 дюйм
4 дюйма
Разрыв
> 6 дюймов
Весь диаметр изделия
Диапазон
Типовое значение
Таким образом, можно использовать трубки печи с
диаметром отверстия: 1 дюйм, 4 дюйма и разрыв, при
условии что диаметр пропуска меньше или равен диаметру
самой трубы.
461
J.2.4 ОЦЕНКА ОБЩЕГО ОБЪЕМА
ЖИДКОСТИ, ВЫБРОС КОТОРОЙ
МОЖЕТ ПРОИЗОЙТИ
Для предотвращения появления результатов,
которые не заслуживают доверия в отношении
печей,
аналитику
необходимо
оценить
максимальное количество жидкости, которое
может быть выброшено из печи, а затем
использовать эту величину в качестве верхнего
предела при расчете последствий. Поскольку
между большинством печей и примыкающими
(с обеих сторон) сосудами имеются отсечные
клапаны, максимальный объем выброса
предлагается ограничить вместимостью печи и
трехминутным объемом потока с обеих сторон.
При отсутствии отсечных клапанов или при
наличии
только
ручных
клапанов,
расположенных в непосредственно близости от
печи,
указанную
общую
вместимость
необходимо увеличить.
для вскипающих, так и для невскипающих
жидкостей.
J.2.7 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА ВЫБРОСА
При присшествии на печах все выбросы
будут
иметь
постоянный
характер.
Мгновенные воздействия оценивать не
нужно.
J.2.5 ОЦЕНКА СКОРОСТИ ВЫБРОСА
Считается, что все выбросы печей будут
носить постоянный характер (хотя некоторые
могут быть и кратковременными). Кроме того,
объем настоящего Приложения ограничивается
жидкими выбросами. Скорость выброса
рассчитывается по методам, указанным в
Разделе 7 для жидкостей.
J.2.6 РАСЧЕТ СКОРОСТИ ВЫБРОСА
ЖИДКОСТИ
J.2.6.1 Выбросы жидкостей через диафрагмы с
острыми кромками описаны в работе1 Бернулли
и Торичелли (Пери и Грин, 1984) и могут
рассчитываться следующим образом:
(J-9)
где:
QL = скорость выброса жидкости (фунт/с),
Cd = коэффициент выброса,
A = площадь поперечного сечения отверстия
(дюйм2),
r = плотность жидкости (фунт/фут3),
∆P = перепад между давлением на входе
и атмосферным давлением (psid),
gС = коэффициент пересчета из
фунтовf в фунтыm (32,2 фунтmфут/фунтf-с2).
J.2.6.2 Коэффициент выброса для полностью
турбулентного потока из диафрагм с острыми
кромками составляет 0,60 – 0,64. Для расчетов
RBI
рекомендуется
значение
0,61.
Вышеприведенная формула используется как
462
J.2.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЕЧНОЙ ФАЗЫ
СРЕДЫ
Для целей настоящего Приложения методы
определения конечной фазы среды после
выброса из трубки печи точно соответствуют
методам, описанным в Разделе 7. Единственным
исключением является то, что среды с
начальной газообразной фазой не учитываются.
При
фактических
отказах
труб
печи
присутствует
повышенная
тенденция
к
начальному испарению жидкой среды после
выброса из трубы вследствие высокой
температуры в топочной камере. Тем не менее, в
случае серьезного пропуска печь быстро
заполняется топливом в топочной камере, и
пламя становится либо загашенным, либо
значительно
уменьшенным.
Последующее
воспламенение
возникает,
если
для
выброшенного
углеводорода
найдется
достаточное количество кислорода для горения:
в верхней части дымовой трубы, вокруг
вентиляционных решеток или смотровых
отверстий.
Продолжение
выброса
углеводородов, как правило, приводит к
вытеканию жидкости снизу печи и к пожару
пролива.
отказа трубок печи скорее происходят
выбросы постоянного характера, нежели
мгновенные
выбросы,
возможности
появления огненного шара или мгновенно
возникающего пожара также считаются
равными нулю.
Таблица J-12—Нормы определения фазы среды
Фаза среды при Фаза среды при Определение конечной фазы для
стабильном
стабильных
расчета последствий
рабочем режиме
условиях
окружающей
среды
жидкость
газ
Моделировать как газ. Если
температура кипения при
данных условиях окружающей
среды превышает 80°F, то
моделировать как жидкость.
жидкость
жидкость
Моделировать как жидкость.
J.2.9 ПОПРАВКИ К ВЕЛИЧИНЕ ВЫБРОСА
НА СИСТЕМЫ ОБНАРУЖЕНИЯ,
ИЗОЛЯЦИИ И ЛОКАЛИЗАЦИИ
Поправки на характеристики выброса на
основании систем обнаружения, изоляции и
локализации представлены в Таблице J-13. Эти
значения основаны на инженерной оценке, при
которой использовался опыт оценочных
мероприятий по снижению последствий
количественных анализов рисков.
J.2.10 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОНЫ
ПОСЛЕДСТВИЙ ВЫБРОСА
J.2.10.1 Определение последствий выброса в
результате отказа трубки печи проводится по
тем же методам, которые указаны в Разделе 7,
кроме следующих важных исключений:
a. Поскольку источник воспламенения находится
в топочной камере, скопление большого
количества паров (свыше 10000 фунтов) не
считается возможным, а, следовательно, VCE
не учитываются при оценке.
b. Подобным образом, поскольку в результате
463
Таблица J-13—Корректировки последствий возгорания на системы локализации
Классификация систем предупреждения
Обнаружение
Изоляция
Корректировка последствий
A
A
Уменьшить скорость или массу выброса на 25%
A
B
Уменьшить скорость или массу выброса на 20%
A или B
C
Уменьшить скорость или массу выброса на 10%
B
B
Уменьшить скорость или массу выброса на 15%
C
C
Корректирока не требуется
Система локализации
Корректировка последствий
Продувка запасов, совмещенная с системой изоляции класса B или выше
Уменьшить скорость или массу выброса на 25%
Дренчерная система пожаротушения и пожарные водометы
Уменьшить зону последствий на 20%
Только пожарные водометы
Уменьшить зону последствий на 5%
Система пенного пожаротушения
J.2.10.2 В Таблице J-14 представлены результаты конкретных
событий, ожидаемые для выбросов из трубки печи. Отмечаем,
что для легких углеводородов учитывалось струйное горение.
Эти случаи происходят, если вся выброшенная жидкость или
большая ее часть испаряется и может выходить из отверстий
печи со значительной силой, в результате чего появляется
значительная зона поражения пламенем.
J.2.10.3 Зона поражения рассчитывается так же, как указано в
методах Раздела 7 (смотри Таблицу 7-14). По определению,
присутствует вероятность воспламенения, а выброс имеет
постоянный характер. Имеется дополнительное ограничение,
применяемое в расчетах зоны поражения для печей:
большинство печей оснащены приемной системой аварийных
проливов в форме ограждения высотой не менее 6 дюймов,
которая располагается приблизительно в 10 футах от
внешнего периметра конструкции печи. Это сокращает зону
поражения выброса до зоны затопления. Как правило,
площадь зон затопления составляет около 3000 фут2. При
отсутствии защитной оболочки используйте расчетную зону
поражения из формулы в Таблице J-15.
Ссылки
1. Р.Х. Перри и Д. Грин (издатели) Справочник Perry's
Chemical Engineering, 6-ое издание, МакГроу-Хилл, НьюЙорк, 1984 г.
2. TNO, Методы расчета физического воздействия утечки
опасных материалов: жидкости и газы, Апелдорн,
Нидерланды, 1979 г.
Уменьшить зону последствий на 15%
3. AIChE/CCPS, Нормы применения дисперсионных моделей
облака
паров,
Центр
химической
технологической
безопасности, Американский институт инженеров-химиков,
Нью-Йорк, 1981 г.
4. Ф. Пасквиль, Атмосферная диффузия: дисперсия
переносимых ветром материалов из промышленных и других
источников, 2-ое издание, Уайли, Нью-Йорк, 1974 г.
5. DNV Technica, Руководство пользователя программных
средств для анализа опасностей технологического процесса
(PHAST), Версия 4.1, Темекула, штат Калифорния, 1993 г.
6. AIChE/CCPS (1989 г.), Нормы количественного анализа
рисков
химических
технологий,
Центр
химической
технологической безопасности, Американский институт
инженеров-химиков, Нью-Йорк.
7. Pope-Reid Associates, Inc., Отказ на резервуаре опасных
отходов (HWTF) и модель выброса: Описание методики,
издано при спонсорстве Агентства защиты окружающей
среды,
отдел
твердых
отходов,
EPA/530/SW86/012,
Промежуточный проект отчета, Вашингтон, округ Колумбия,
1986 г.
8. Роберт С. Рейд и др., Свойства газов и жидкостей, 4-ое
издание, МакГроу-Хилл, Нью-Йорк, 1981 г.
9. Справочник
классификации
пожароопасности
и
взрывоопасности компании Dow, 7-ое издание, Техническое
руководство Американского института инженеров-химиков—
AIChE, Нью-Йорк, 1994 г.
464
Таблица J-14—Вероятности конкретного события - Вероятность самовоспламенения постоянного
выбросаа
а
Жидкости - переработка при температуре выше температуры самовоспламенения
Вероятность результатов
Среда
Воспламенение
VCE
Огненный шар
Мгновенно
возникающий
пожар
Струйное
горение
Пожар пролива
С3 - С5
1
1
С6 – С8
1
1
C9 - C12
1
1
C13 - C16
1
0,5
0,5
C17 - C25
1
0,5
0,5
C25+
1
Таблица J-15—Формулы для расчета последствий постоянного выброса — Вероятность
самовоспламенения1
Конечная фаза - газ
Материал
Зона разрушения
оборудования (фут2)
Зона наибольшего
воздействия (фут2)
Конечная фаза - жидкость
Зона разрушения
оборудования (фут2)
Зона наибольшего
воздействия (фут2)
С3 - С5
A = 0,1744 x 330x 0,95
A = 0,1744 x 847x 0,92
A = 0,1744 x 470x 0,95
A = 0,1744 x 1204x 0,92
С6 – С8
A = 0,1744 x 367x0,95
A = 0,1744 x 921x 0,92
A = 0,1744 x 525x 0,95
A = 0,1744 x 1315x 0,92
C9 - C12
A = 0,1744 x 391x0,95
A = 0,1744 x 981x 0,92
A = 0,1744 x 560x 0,95
A = 0,1744 x 1401x 0,92
C13 - C16
A =0,1744 x 1023x 0,92
A = 0,1744 x 2850x 0,90
C17 - C25
A = 0,1744 x 861x 0,92
A =0,1744 x 2420x 0,90
C25+
A = 0,1744 x 544x 0,90
A = 0,1744 x 1604x 0,90
Примечание: Формулы не применимы к затененным областям.
x = общая скорость выброса, фунт/с.
A = площадь, фут2.
1
Обработка при температуре не менее чем на 80°F выше температуры самовоспламенения.
465
ПРИЛОЖЕНИЕ K—ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ
МЕХАНИЧЕСКОЙ УСТАЛОСТИ (ТОЛЬКО ТРУБОПРОВОДЫ)
K.1 Область применения
При определенных условиях механическая
усталость трубопроводных систем представляет
очень серьезную опасность. На правильно
спроектированной
и
смонтированной
трубопроводной системе не должно происходить
таких отказов, однако прогнозировать вибрацию
в
трубопроводной
системе
на
этапе
проектирования крайне сложно, особенно если
имеются механические источники циклических
напряжений,
такие
как
возвратнопоступательные насосы и компрессоры. Кроме
того, даже если трубопроводная система не
подвержена
воздействию
механической
усталости
в
исполнительных
условиях,
меняющиеся условия, такие как повреждения
опор трубопроводов, повышение вибрации в
результате
разбалансировки
оборудования,
разбалтывание выпускных клапанов во время
нарушений технологического режима, смены
циклов потока и давления или добавление веса к
патрубкам без опор (маятниковый эффект
отвеса), могут сделать трубопроводную систему
чувствительной к отказам. Осведомленность о
таких воздействиях, включенная в программу
управления изменениями, может уменьшить
вероятность
отказов.
Данный
модуль
предназначен для помощи в такой деятельности.
b. Слышимая, видимая или другая заметная
вибрация трубопровода (в том числе небольших
патрубков),
превышающая
«типовую»
вибрацию трубопроводов завода.
c. Соединение с оборудованием возвратнопоступательного типа, чрезмерная кавитация изза вибрации сливных или выпускных клапанов.
K.2 Контрольные вопросы технического модуля
Контрольные вопросы Технического модуля по
механической
усталости
трубопроводов,
перечисленные в Таблице K-l, используются для
определения необходимости входа в модуль.
K.3 Исходные данные
Для Технического модуля по механической
усталости трубопроводов требуются данные,
указанные в Таблице K-2.
K.4 Исходные допущения
K.4.1 Правильно спроектированный трубопровод
обладает низкой склонностью к отказам от
механической усталости вследствие низкого
периода вибрации или низкой амплитуды
напряжений. Период определяется диаметром
трубы, толщиной, массой, расстоянием между
опорами и типом опор. Поскольку с помощью
исходного анализа на этапе проектирования нельзя
с абсолютной точностью предсказать реакцию
смонтированной трубопроводной системы, в
данной модели используются такие факторы,
которые являются ключевыми показателями
вероятности отказа.
K.4.2 На основании входных данных инженеров
завода и инспекторов различной специализации
были
определены
следующие
ключевые
показатели высокой вероятности отказа:
a. Предыдущие отказы из-за усталости.
466
K.4.3 Наличие любых из вышеуказанных
показателей
определяет
базовую
чувствительность,
которая
впоследствие
изменяется, исходя из других исходных данных.
Более подробная информация представлена в
пункте
Определение
вспомогательного
коэффициента Технического модуля.
K.5 Эффективность инспектирования
K.5.1 Как указано в области применения данного
модуля, отказы из-за механической усталости
трубопроводов происходят сравнительно редко. К
сожалению, когда они происходят, то могут
привести к серьезным последствиям, и к еще
большему сожалению, традиционные методы
неразрушающего контроля мало пригодны для
предотвращения таких отказов. Имеется несколько
причин того, почему методы выявления трещин
сами по себе не являются эффективными:
a. Большая часть усталостной наработки на отказ
трубопровода
представляет
собой
этап
«инициации», когда трещина находится в процессе
формирования, или уже сформировалась, но
является такой небольшой, что ее невозможно
обнаружить.
b. К тому времени, когда трещина достигает
размеров, которые можно обнаружить скорость
роста трещины высока, и отказ, вероятнее всего,
произойдет
до
начала
следующего
инспектирования.
c. Циклические напряжения в вибрирующих
трубопроводах, как правило, имеют достаточно
высокую частоту, что увеличивает скорость роста
трещин.
d. Форма и рост трещин в труднодоступных для
инспектирования местах, таких как пята
углового
сварного
шва,
первая
незадействованная впадина профиля резьбы и
дефекты других швов.
e. Место начала роста трещин не обязательно
находится с внешней стороны трубы.
Фактически, трещина может расти от
внутреннего дефекта, который невозможно
обнаружить с любой из сторон без специальных
методов.
арматуры, приваренной угловыми швами.
Угловые швы особенно чувствительны к
механической усталости, и с помощью их
контроля проблемы можно выявить на ранних
стадиях при появлении трещин и отказов.
d. Как правило, небольшие патрубки с
клапанами без опор или регуляторами особенно
подвержены отказам. Проверяйте их на наличие
признаков
движения,
и
обеспечьте
надлежащую опору таким устройствам.
K.5.2 В связи с этим, контроль механической
усталости в системах трубопроводов сильно
зависит от выявления и корректировки условий,
которые вызывают чувствительность. Такие
методы включают:
a. Визуальный осмотр трубных опор для
проверки надлежащего функционирования всех
опор (т.е. опоры фактически поддерживают
трубы).
b. Визуальный контроль циклических движений
трубы. Если видно, что труба вибрирует или
совершает циклические движения, то следует
контролировать эту трубу на предмет отказа из-за
механической усталости.
c. Визуальный осмотр всех опор и трубной
467
Таблица K-1—Контрольные вопросы Технического модуля по механической усталости
трубопроводов
Контрольные вопросы
Действия
1. Является ли единица оборудования трубой?
2. Были ли предыдущие отказы из-за механической усталости данной
трубопроводной системы ИЛИ имеются ли видимые/слышимые
подрагивания в данной системе ИЛИ имеется ли источник циклической
вибрации на расстоянии в пределах 50 футов, соединенный с трубопроводом
(напрямую или через конструкции). Вибрация и источник вибрации могут
быть постоянными или периодическими. В результате неустановившегося
режима зачастую появляется перемежающаяся вибрация.
Если да, то переходите к вопросу №2.
Если да, то переходите к Техническому
модулю по механической усталости
трубопроводов.
Таблица K-2—Исходные данные, необходимые для анализа механической усталости трубопроводов
Исходные данные
Замечания
Число предыдущих отказов из-за вибрации: отсутствуют,
один или > 1
Если не было предыдущих отказов из-за усталости, и не было серезных
изменений, то вероятность усталостного отказа считается низкой.
Жесткость вибрации (слышимого или видимого
подрагивания): незначительная, средняя или жесткая
Жесткость вибрации можно определить такими субъективными
терминами или измерить, как показано внизу данной таблицы, в
дополнительных исходных данных. Примеры вибрации:
Незначительная—нет видимого подрагивания, еле различимое
ощущение вибрации при касании трубы.
Средняя—Небольшое или неразличимое подрагивание, определенное
ощущение вибрации при касании трубы.
Жесткая—Видимые признаки подрагивания трубы, патрубков,
креплений или опор. Ощущение сильной вибрации при касании трубы.
Сколько недель продолжается вибрация трубы: 0 - 2
недели, 2 - 13 недель, 13 - 52 недели.
Если в трубопроводной системе не произошло значительных изменений
и число подрагиваний не изменяется годами, или если совокупное
количество циклов превышает предел выносливости, то можно
предположить, что циклические напряжения ниже предела
выносливости. (Большинство подрагиваний трубопровода будут иметь
частоту более 1 Герца. Один Герц для одного года составляет
приблизительно 3xl07 циклов, что намного ниже предела выносливости
большинства конструкционных материалов).
Источники циклического напряжения, находящиеся по
соседству с изделием (т.е. в пределах 50 футов):
оборудование возвратно-поступательного типа,
вибрирующие выпускные клапаны, клапаны с большим
перепадом давления (например, сливные и смесительные
клапаны), отсутствуют
Выполненные корректирующие действия: изменения на
основании полного инженерного анализа, изменения на
основании опыта, отсутствие изменений.
Определить, к какому источнику циклических напряжений
подсоединен трубопровод. Соединение может быть как прямым, так и
опосредованным, например, через опорные конструкции.
Уделяется внимание аналитической работе, которая показывает, что
подрагивание трубопровода не является усталостной проблемой.
Сложная структура трубопровода: Выбрать для 50
футов трубы:
0 - 5 ответвлений, фитингов и т.д.,
5 - 10 ответвлений, фитингов и т.д.,
> 10 ответвлений, фитингов и т.д.
Определить сложность структуры трубопровода в отношении
количества боковых соединений, количества фитингов и т.д.
Тип соединения или конструкция патрубков,
применяемых для данного трубопровода: нарезные,
сварные враструб, насадные, всадные, «бобышки»,
«переходные бобышки»
Определить тип соединения или патрубка, который в основном
применяется на данном оцениваемом участке трубопровода.
Состояние трубы: отсутствуют/ повреждены опоры, вес,
действующий без опоры на патрубки, сломанные
накладки, накладки/ опоры приварены непосредственно
к трубе, хорошее состояние
Каково состояние оцениваемого участка трубопровода в части опор?
468
e. Для выявления вибрации пощупайте трубу руками. Для этого
требуется опыт, но обычно вибрация трубопровода
технологической установки не превышает вибрацию двигателя
автомобиля на холостых оборотах.
f. Измерение вибрации трубы с помощью специального
контрольного оборудования. Не существует установленных
значений вибрации, которые будут являться допустимыми или
не допустимыми при любых условиях, поэтому необходим
опыт, а также использование данных по толкованию вибрации.
g. Визуальный контроль установки во время неустановившегося
режима и различных сценариев работы (например, пуски,
остановы, сбои и т.д.) сопровождаемый проверкой на наличие
перемежающейся вибрации.
h. Контроль слышимых звуков вибрации, исходящих от
компонентов трубопровода, таких как регулирующие клапаны и
фитинги.
K.6 Определение вспомогательного
коэффициента технического модуля
На схеме, приведенной на Рисунке K-l, показана логическая
последовательность
определения
вспомогательного
коэффициента
технического
модуля.
Ниже
описаны
соответствующие шаги:
Шаг 1. Определение числа возникавших ранее отказов и
применение базовой чувствительности в соответствии с
Таблицей K-3:
достижения десятков или сотен миллионов циклов. Следует
отметить, что промежуточные циклы накапливаются).
Таблица K-5—Поправочный коэффициент для
подрагивания
Подрагивание больше X недель?
0-2
2 - 13
Поправочный коэффициент
1
0,2
13 - 52
0,02
Шаг 3. Определение типа силы источника циклического
напряжения, соединенного напрямую или опосредованно и
находящегося в пределах 50 футов от трубы, и применение
базовой чувствительности в соответствии с Таблицей K-6:
Таблица K-6—Тип циклической силы
Подсоединенный источник циклической
силы в пределах 50 футов?
Базовая
чувствительность
Оборудование возвратнопоступательного типа
Вибрация выпускных клапанов
50
25
Клапаны с большим перепадом давления
10
Отсутствует
1
Таблица K-3—Предыдущие отказы от
усталости
Предыдущие отказы?
Базовая чувствительность
отсутствуют
один
1
50
>1
500
подвержены отказам в результате механической усталости,
происходит до
Шаг
2. Определение
жесткости
видимого/слышимого
подрагивания или слышимого звука, возникающего в трубе, и
применение базовой чувствительности в соответствии с
Таблицей K-4:
Таблица K-4—Слышимое или видимое
подрагивание
Слышимое или видимое
подрагивание?
Базовая чувствительность
незначительное
среднее
1
50
жесткое
500
Шаг 2a. Корректировака базовой чувствительности в результате
видимого или слышимого подрагивания за счет ее умножения на
коэффициент из Таблицы K-5:
(Такая корректировка основана на наблюдении, что некоторые
трубопроводные системы могут выдерживать видимое
подрагивание годами. Повторные напряжения с циклом всего 1
Герц (1/секунду) суммируются в более 30 миллионов циклов в
год. Ожидается, что отказ большинства систем, если они
469
Шаг
4.
Выбор
максимального
значения
базовой
чувствительности из шагов 1, 2 и 3 в качестве общей базовой
чувствительности трубы к усталостным отказам.
Шаг 5. Поправка общей базовой чувствительности на любые
выполненные корректирующие действия за счет ее умножения
на коэффициент из Таблицы K-7:
Таблица K-7—Выполненные
корректирующие действия
Выполненные корректирующие
действия:
Изменения на основе полного
инженерного анализа
Изменения, основанные на опыте
Поправочный
коэффициент:
0,002
Отсутствие изменений
2
0,2
Шаг 6: Поправка общей базовой чувствительности на сложность
структуры трубы за счет ее умножения на коэффициент из
Таблицы K-8:
Таблица K-8—Сложность структуры
трубопровода
Сложность структуры, на 50 футов
трубы
0 - 5 ответвлений, фитингов и т.д.
5 - 10 ответвлений, фитингов и т.д.
> 10 ответвлений, фитингов и т.д.
Поправочный
коэффициент
0,5
1
2
470
Шаг 7. Поправка общей базовой чувствительности на тип
соединения или конструкцию патрубка за счет ее умножения
на коэффициенты из Таблицы K-9:
Таблица K-9—Конструкция соединений или
патрубков
Конструкция соединений
Нарезные
сварные враструб
Поправочный коэффициент
2
2
насадные
2
всадные
1
«бобышки»
0,2
«переходные бобышки»
0,02
Шаг 9. Поправка общей базовой чувствительности на патрубки
малого диаметра за счет ее умножения на коэффициенты из
Таблицы K-11:
Таблица K-11—Диаметр патрубка
Номинал патрубка
Поправочный
коэффициент
Патрубки размером 2 дюйма и менее
1
Все патрубки более 2 дюймов
0,02
Шаг 10. Значение, полученное по шагу №9, является
конечным вспомогательным коэффициентом технического
модуля по механической усталости. Данное значение
ограничивается максимумом 5000 для согласования с другими
TMSF. (Значения данного показателя 5000 и выше показывают
практически полную определенность отказа).
Шаг 8. Поправка общей базовой чувствительности на
состояние трубы за счет ее умножения на коэффициенты из
Таблицы K-10:
Таблица K-10—Состояние трубы
Состояние
Поправочный коэффициент
Отсутствуют/повреждены опоры
2
Вес, действующий без опоры
2
Сломанные накладки
2
Накладки/ опоры приварены
непосредственно к трубе
2
Хорошее состояние
1
471
Рисунок K-1—Определение вспомогательного коэффициента технического
модуля по механической усталости трубопроводов
472
ПРИЛОЖЕНИЕ L—ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ХРУПКОГО ИЗЛОМА
L.1 Область применения
L.3 Исходные данные
В данном модуле определяется вспомогательный
коэффициент технического модуля (модификатор вероятности
отказа) для технологического оборудования, подверженного
отказам вследствие хрупкого излома. В объем данного модуля
входит низкотемпературный излом/ излом при низкой
прочности, отпускное охрупчивание, охрупчивание при 885
градусах и охрупчивание сигма фазы. В данный модуль
включены
оценки
чувствительности
к
конкретным
механизмам хрупкого излома, которые могут привести к
отказу. Для установления чувствительности к механизмам
хрупкого излома также можно использовать экспертизу.
Исходные данные, перечисленные в Таблице L-l,
представляют минимальные требования для определения
вспомогательного коэффициента технического модуля по
хрупкому излому. Для ответа на контрольные вопросы по
механизмам хрупкого излома, перечисленным в Таблице L-2,
требуются дополнительные данные. Дополнительные
сведения, требуемые для каждого из механизмов хрупкого
излома, перечислены в таблице исходных данных рядом с
началом раздела по каждому механизму.
L.2 Контрольные вопросы
технического модуля
Для хрупкого излома необходимо совместное наличие
дефекта достаточного размера, приложение достаточного
напряжения и чувствительный материал. Чувствительность к
разрушению под воздействием хрупкого излома может
меняться вместе с рабочим режимом. В разделах,
посвященных
всем
механизмам
хрупкого
излома,
определяется поправочная вероятность (вспомогательный
коэффициент технического модуля), которая подходит для
каждого случая.
Для данного технического вопроса нет контролных
вопросов, которые позволили бы его пропустить.
Контрольные вопросы имеются для механизмов хрупкого
излома, которые входят в состав данного модуля.
L.4 Исходные допущения
Таблица L-1—Исходные данные, необходимые для анализа хрупкого излома
Исходные данные
Толщина, дюймов
Рабочее давление, psig
Рабочая температура, °F
Спецификация и сорт конструкционного
материала
Послесварочная термообработка (Да/Нет)
Замечания
Используется для определения требуемой температуры динамических испытаний
по критериям толщины ASME для динамических испытаний.
Используется для определения внешнего напряжения.
Используется для определения чувствительности к различным механизмам
хрупкого излома.
Используется для определения базовых свойств (прочность на разрыв, предел
текучести и т.д.) для оборудования/трубопроводов. При наличии используется
точная спецификация и сорт, в противном случае можно использовать умеренные
значения по умолчанию.
Используется для определения остаточного напряжения в оборудовании.
Таблица L-2—Контрольные вопросы для механизмов хрупкого излома
Контрольные вопросы
Действие
1. Низкотемпературный излом/ излом при низкой прочности
A. Является ли материал углеродистой или низколегированной сталью? Смотри перечень
в Таблице L-6.
Если да, то переходите к вопросу B.
B. Известна ли Вам минимальная расчётная температура металла (MDMT)?
C. Может ли рабочая температура при нормальном режиме или во время внештатных
ситуаций быть ниже MDMT?
Если нет, то переходите к L.8. Если да,
то переходите к вопросу C.
2. Отпускное охрупчивание
Является ли материал сталью 1¼ Cr - ½ Mo, 2¼ Сr - ½ Mo или 3 Cr - 1 Mo?
Находится ли рабочая температура в диапазоне от 650°F до 1070°F?
Если ответ на оба вопроса «да», то
переходите к L-9
3. Охрупчивание при 885 градусах
Является ли материал хромистой (> 12%) ферритной сталью?
Находится ли рабочая температура в диапазоне от 700°F до
1050°F?
4. Охрупчивание сигма фазы
Является ли материал аустенитной нержавеющей сталью?
Находится ли рабочая температура в диапазоне от 1100°F до 1700°F?
Если ответ на оба вопроса «да», то
переходите к L-10
Если ответ на оба вопроса «да», то
переходите к L-11
473
L.5 Определение вспомогательного
коэффициента технического модуля (TMSF)
Схема шагов, необходимых для определения
вспомогательного коэффициента технического
модуля, представлена отдельно для каждого
механизма. Данные шаги рассмотрены далее
вместе с необходимыми таблицами.
e. Толщиной.
L.8.1.3 Целью оценки данного типа излома
является
классификация
оборудования
по
сравнительной вероятности отказа по отношению к
излому. Такая оценка принимает во внимание
толщину,
тип
материала,
послесварочную
термообработку и температуры.
L.6 Контрольные вопросы по механизмам
хрупкого излома
Контрольные
вопросы
для
выбора
надлежащего механизма хрупкого излома,
представлены в Таблице L-2.
L.7 Определение чувствительности к каждому
потенциальному механизму хрупкого излома
В отдельных разделах по каждому механизму
хрупкого
излома
устанавливается
чувствительность, возможная для данного
оборудования.
L.8 Низкотемпературный излом/ излом при
низкой прочности
L.8.1 ОПИСАНИЕ РАЗРУШЕНИЙ
L.8.1.1 Низкотемпературный излом/ излом при
низкой
прочности
представляет
собой
внезапный отказ элемента конструкции, который
обычно начинается с трещины или дефекта. Это
является необычной возможностью, поскольку
расчетные напряжения, как правило, достаточно
низкие, чтобы предотвратить такие проявления.
Тем не менее, Некоторое старое оборудование с
толстыми стенками, оборудование, которое может
подвергаться воздействию низких температур во
время внештатных ситуаций, и измененное
оборудование
может
обладать
различной
степенью чувствительности.
L.8.1.2 Низкотемпературный излом/ излом при
низкой
прочности
для
стали
может
определяться:
a. Внешними нагрузками. При низких внешних
напряжениях
возникновение
излома
маловероятно.
b. Спецификацией
материала.
Некоторые
материалы
при
изготовлении
обладают
хорошими
свойствами
пластичности
и
прочности. Зачастую материалы «проходят
квалификацию» для применения посредством
динамических
испытаний.
При
данных
испытаниях измеряется энергия, требуемая для
разлома надрезанного образца.
c. Температурой. Многие материалы (особенно
ферритные стали) становятся хрупкими при
температуре ниже значения, которое называется
переходной температурой. Как правило, хрупкий
излом не является проблемой при температуре
свыше 300°F.
d. Остаточными напряжениями и послесварочной
термообработкой.
474
L.8.2 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Для
оценки
чувствительности
к
низкотемпературному излому углеродистой и
низколегированной стали можно использовать
данные, перечисленные в Таблице L-3 (если
имеются). Если точные технологические
параметры
неизвестны,
обратитесь
к
квалифицированному технологу для получения
наиболее точных расчетных данных.
L.8.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО КОЭФФИЦИЕНТА
ТЕХНИЧЕСКОГО МОДУЛЯ ПО
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОМУ ИЗЛОМУ
Процесс
определения
вспомогательного
коэффициента для низкотемпературного излома
схематически показан на Рисунке L-2.
Если нет, используйте Таблицу L-4. В противном
случае
для
определения
вспомогательного
коэффициента технического модуля используйте
Таблицу L-5.
Шаг 6. Сделайте поправку на опыт эксплуатации. В
соответствии с API RP 579, Уровень 2, Метод 3
(Отсылочная норма), если в течение многих лет
оборудование
подвергалось
воздействию
наименьших
ожидаемых,
риск
можно
скорректировать в сторону уменьшения, если
оборудование не находится под воздействием
усталости или коррозионного растрескивания под
напряжением. Это утверждение основано на тысячах
лет успешной промышленной эксплуатации.
Разделите коэффициент технического модуля на
100.
Шаг 1. Определить наличие административных
или технологических мер, которые бы
предотвращали
полную
опрессовку
оборудования
при
температурах
ниже
конкретного значения. Если таковые имеются, то
используйте данную температуру в качестве Tmin
и переходите к шагу 3.
Шаг 2. Определить минимальную температуру,
Tmin, воздействию которой может подвергаться
оборудование.
Использовать
наименьшую
температуру из следующих:
a. минимальная расчетная температура.
b. минимальная температура по оценкам
технолога, в том числе при внештатных
ситуациях.
c. Если сосуд или трубопровод наполнен
жидкостью под давлением – температура
кипения жидкости при атмосферном давлении.
Например, жидкий аммиак кипит при -28°F, а
пропан – при -40°F.
Шаг 3. Определить толщину металла.
Испоьзуйте соответствующую толщину в
соответствии с ASME UCS66.
Шаг 4. Определить Tref, или известную
температуру,
при
которой
проводились
динамические испытания, или температуру,
освобождающую от динамических испытаний
для материала данной спецификации и сорта.
Освобождающие
кривые
для
материала
определенного сорта и спецификации смотри в
Таблице L-6. Если материал нормализован,
используйте кривые для нормализованных
материалов. Для определения температуры
освобождения от динамических испытаний на
Рисунке
L-l
используйте
толщину
и
идентификатор кривой. Кроме того, можно
применять MDMT (минимальную расчетную
температуру металла).
Шаг
5.
Определить,
подвергалось
ли
оборудование послесварочной термообработке.
475
Таблица L-3— Исходные данные, необходимые для анализа низкотемпературного излома/ излома при
низкой прочности
Исходные данные
Замечания
Нормализованный материал (Да/Нет)
Используется для определения требуемой температуры динамических
испытаний.
Температура динамических испытаний, °F
При проведении динамических испытаний. Если данная графа будет
пустой, то будет считаться, что динамические испытания не
проводились.
Принимаются ли меры, и проводятся ли тренировки бдительности для
предотвращения возникновения низкой температуры (внештатная
ситуация) при расчетном (или близком к расчетному) давлении.
Может быть введена пользователем. Можно установить температуру на
уровне температуры кипения среды в оборудовании при атмосферном
давлении, если среда является жидкостью.
Административные меры управления внештатными
ситуациями (Да/Нет)
Минимальная рабочая температура при нормальном
режиме и во время внештатных ситуаций, °F
Примечания:
1. Кривые A - D определяют классы спецификаций материалов в соответствии с
Таблицей L-6.
2. Оборудование с кривыми освобождения, превышающими кривые
соответствующего материала, освобождаются от дальнейшей оценки
хрупкого излома.
3. Данный Рисунок идентичен рисунку Правил ASME UCS-66, Раздел VIII, Подраздел 1.
Рисунок L-1— Кривые освобождения от динамических испытаний
476
Таблица L-4—Вспомогательные коэффициенты технического модуля
при отсутствии послесварочной термообработки (PWHT)
Отсутствие PWHT
T-Tref
Толщина, дюймов
0,25
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
100
80
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,8
0,0
1,1
0
2
0,9
2
1,1
4
1,2
6
60
0,0
0,0
1,0
2
4
9
19
36
60
40
0,0
0,7
2
9
29
69
133
224
338
20
0,1
1,3
10
49
143
296
500
741
1008
0
0,9
3
39
175
424
759
1142
1545
1950
-20
1,2
7
109
405
850
1366
1897
2415
2903
-40
2
16
220
697
1317
1969
2596
3176
3703
-60
2
30
350
988
1740
2479
3160
3769
4310
-80
3
46
474
1239
2080
2873
3581
4203
4746
-100
4
61
579
1436
2336
3160
3883
4509
5000
Таблица L-5— Вспомогательные коэффициенты технического модуля
при наличии послесварочной термообработки
Наличие PWHT
T-Tref
Толщина, дюймов
0,25
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
100
80
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
60
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,5
0,9
1,1
1,3
40
0,0
0,0
0,0
0,5
1,1
1,3
2
3
4
20
0,0
0,0
0,6
1,2
2
4
7
13
23
0
0,0
0,0
1,1
2
6
14
29
53
88
-20
0,0
0,4
2
5
17
41
83
144
224
-40
0,0
0,9
3
12
38
90
171
281
416
-60
0,0
1,1
5
22
68
153
277
436
623
-80
0,0
1,2
7
34
102
219
382
582
810
-100
0,0
1,3
9
46
133
277
472
704
962
L.8.4 ЭФФЕКТИВНОСТЬ
ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
L.8.4.1 Низкотемпературный излом/ излом при
низкой прочности предотвращается за счет
сочетания
надлежащих
процедур
проектирования и эксплуатации. Если же
такое разрушение происходит, то оно почти
неизменно начинается в ранее образовавшихся
дефектах типа трещин. От исходной точки
трещина распространяется быстро, что
приводит к появлению серьезных пропусков, а
иногда к полному излому или разрыву
компонента
оборудования.
Теоретически,
инспектирование, позволяющее выявить и
устранить такой образовавшийся ранее дефект,
снижает вероятность отказа. Тем не менее,
появившийся дефект может быть очень
небольшим и необязательно выходящим на
поверхность, где его можно обнаружить. По
этой причине инспектирование для выявления
таких дефектов, как правило, не считается
эффективным методом профилактики хрупкого
излома.
477
L.8.4.2 Если в имеющихся записях по единице
оборудования не указано, что она изготовлена
из нормализованного листового материала, то
выявить
это
можно
с
помощью
металлургического анализа. Иногда может
существовать возможность снятия достаточно
большого образца материала для определения
прочности, что также может повысить точность
прогноза вероятности низкотемпературного
излома.
L.8.4.3 Как указано в параграфах L.8.4.1 и
L.8.4.2, «доверия» инспектированию не
оказывается. Тем не менее, результаты
металлургического
испытания
можно
использовать для обновления входных данных
настоящего Дополнения, и они могут изменить
вспомогательный
коэффициент
для
низкотемпературного излома/ излома при
низкой прочности.
478
Таблица L-6—Углеродистая и низколегированная сталь
и кривые освобождения от динамических испытаний
Спецификация
SA36
SA-283 всех сортов
Кривая по умолчанию
A
A
Нормализованная кривая
B
B
SA-285 всех сортов
B
C
SA-299
A
B
SA-414 сорт A
B
C
SA-414 сорт B, C, D, E, F, G
A
B
SA-442 сорт 55 и 60
B
D
SA-455
A
B
SA-515 сорт 55
B
C
SA-515 сорт 60
B
C
SA-515 сорт 65
A
B
SA-515 сорт 70
A
B
SA-516 сорт 55
C
D
SA-516 сорт 60
C
D
SA-516 сорт 65
B
C
SA-516 сорт 70
B
C
SA-537 все сорта
D
D
SA-562
A
B
SA-612
B
D
SA-620 сорт 1
A
B
SA-620 сорт 2
A
B
SA-662 сорт A
C
D
SA-662 сорт B
B
D
SA-662 сорт C
A
D
SA-737 сорт B и C
A
B
SA-738 сорт A и B
A
B
SA-812 сорт 65 и 80
A
B
SA-202 сорт A и B
A
A
SA-203 все сорта
D
D
SA-204 все сорта
A
A
SA-225 сорт C
A
A
SA-302 сорт A
A
A
SA-302 сорт B
A
A
SA-302 сорт C
C
C
SA-302 сорт D
D
D
SA-387 сорт 2, кл.l
A
A
SA-387 сорт 2, кл.2
A
A
SA-387 сорт 12, кл.l
A
A
SA-387 сорт 12, кл.2
A
A
479
Таблица L-6—Углеродистая и низколегированная сталь
и кривые освобождения от динамических испытаний (продолжение)
Спецификация
Кривая по умолчанию
Нормализованная кривая
A
A
A
A
SA-387 сорт 22, кл.l
A
C
SA-387 сорт 22, кл.2
A
C
SA-387 сорт 21, кл.l
A
C
SA-387 сорт 11, кл.l
SA-387 сорт 11, кл.2
SA-387 сорт 21, кл.2
A
C
SA-387 сорт 5, кл.l
A
A
SA-387 сорт 5, кл.2
A
A
SA-387 сорт 91, кл.2
A
A
SA-533 сорт A, кл.l
A
A
SA-533 сорт B, кл.l
B
B
SA-533 сорт C, кл.l
C
C
SA-542 сорт C, кл.4a
A
A
SA-832
A
A
SA-53 трубы сорта A и B
A
A
SA-106 трубы всех сортов
A
A
SA-179 трубы
A
A
SA-192 трубы
A
A
SA-210 трубы сорта A-l и C
A
A
SA-333 трубы сорта 1 и 6
A
A
SA-334 трубы сорта l и 6
A
A
SA-524 трубы сорта I и II
D
D
SA-556 трубы всех сортов
A
A
SA-135 трубы сорта A и B
A
A
SA-178 трубы сорта A и С
A
A
SA-214 трубы
A
A
SA-226 трубы
A
A
SA-557 трубы всех сортов
A
A
SA-587 трубы
A
A
Неизвестно
A
B
Ссылки:
1. Правила ASME по котлам и сосудам высокого давления, Раздел VIII.
2. Правила ASME по котлам и сосудам высокого давления, Раздел XI.
3. API RP 579 Пригодность к эксплуатации.
480
Рисунок L-2—Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля для
низкотемпературного излома/ излома при низкой прочности
481
L.9 Отпускное охрупчивание
L.9.3 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
L.9.1 ОПИСАНИЕ РАЗРУШЕНИЙ
Для оценки чувствительности к отпускному охрупчиванию
углеродистой и низколегированной стали используются данные,
перечисленные в Таблице L-8. Если точные технологические
параметры неизвестны, обратитесь к квалифицированному
технологу для получения данных.
L.9.1.1 Прочность многих сталей уменьшается из-за феномена,
называемого
"отпускным
охрупчиванием"
после
продолжительного воздействия температур в диапазоне от 650°F
до 1070°F. Особый интерес для нефтеперерабатывающей и
нефтехимической промышленности представляет охрупчивание
сталей Cr-Mo, используемых в операциях в пределах
температурного
диапазона
охрупчивания.
Снижение
изломостойкости влияет на материал только при низких
температурах, действующих во время пуска и останова
оборудования. Промышленная практика профилактики хрупкого
излома заключалась в уменьшении рабочего давления до 1/4
рассчетного давления на матрицу, если температура сосуда
меньше определенного минимума температуры процесса.
Типовым значением, используемым в промышленности в
качестве вышеуказанного минимума, является температура от
300°F до 350°F для старых низколегированных сталей, или более
низкая температура для более современных сталей.
L.9.1.2 Отпускное охрупчивание вызывается разделением
посторонних элементов и легирующих элементов на границах
зерен стали. Содержание в стали фосфора и олова особенно
важно, а их воздействие усиливается марганцем и кремнием,
которые являются важными легирующими элементами. Для
контроля чувствительности к отпускному охрупчиванию, как
правило, указывается коэффициент "J", основанный на составе.
Коэффициент "J" рассчитывается по следующей формуле: (J =
(Si + Mn) x (P + Sn) x 104). Лабораторные и долгосрочные
полевые исследования подтвердили справедливость взаимосвязи
между коэффициентом "J" и объемом отпускного охрупчивания.
L.9.1.3 Одним из важнейших аспектов отпускного охрупчивания
является склонность металла шва и зоны термического
воздействия к повышенной чувствительности к охрупчиванию
по сравнению с кованым металлом основы. Несколько
исследований показали, что сталь 2¼ Cr – ½ Mo и 3 Cr - 1 Mo
отличаются
особенной
чувствительностью.
Факт
чувствительности стали 1 ¼ Cr – ½ Mo является спорным,
однако для целей данного модуля она также будет включена.
L.9.2 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ПО
ОТПУСКНОМУ ОХРУПЧИВАНИЮ
Для определения необходимости применения
отпускному
охрупчиванию
используются
перечисленные в Таблице L-7.
блока по
вопросы,
Таблица L-7—Контрольные вопросы по
отпускному охрупчиванию
Контрольные вопросы
Действия
1. Является ли материал сталью 1 ¼ Если ответы на оба
Cr – ½ Mo, 2¼ Cr – ½ Mo или
вопроса положительны,
3 Cr - 1 Mo?
то переходите к пункту
L.10.4.
2. Находится ли рабочая
температура в диапазоне от 650°F до
1070°F?
Таблица L-8—Исходные данные, необходимые для
анализа отпускного охрупчивания
Исходные данные
Нормализованный
материал (Да/Нет)
Замечания
Используется для определения требуемой
температуры динамических испытаний.
При проведении динамических
испытаний. Если данная графа будет
пустой, то будет считаться, что
динамические испытания не
проводились.
Административные меры Принимаются ли меры, и проводятся ли
управления внештатными тренировки бдительности для
предотвращения возникновения низкой
ситуациями (Да/Нет)
температуры (внештатная ситуация) при
расчетном (или близком к расчетному)
давлении.
Минимальная рабочая
Для отпускного охрупчивания данное
температура при
значение может быть температурой,
нормальном режиме,
ниже которой рабочее давление
пуске, останове и во время понижается, чтобы предотвратить излом.
внештатных ситуаций, °F Если данное значение не введено, то
будет установлено значение на уровне
температуры кипения среды в
оборудовании при атмосферном
давлении, если среда является
жидкостью.
Температура
динамических
испытаний, °F
Продолжительность
эксплуатации, лет
Число лет эксплуатации в данном
диапазоне температур.
∆FATT (∆ Переходная
температура появления
излома), °F
Предоставляется Дополнением на
основе типа материала,
металлургического состояния, рабочей
температуры и продолжительности
эксплуатации. Пользователь может
изменить это значение при наличии
лучших данных.
Химический состав стали А именно, содержание %Si, %Mn, %P, и
(по желанию)
%Sn, которое влияют на
чувствительность к отпускному
охрупчиванию. Если не известно, будут
присвоены переходные значения.
Был ли использован для оборудования
Отбор материалов
материал, «отобранный» в отношении
(Да/Нет)
чувствительности к отпускному
охрупчиванию такими методами, как
спецификации состава стали или
спецификации тебований по переходной
температуре согласно испытаниям на
«охрупчивание при ступенчатом
охлаждении» (SCE).
Указанный перепад
температуры SCE, °F
Перепад температуры, указанный для
испытаний на «охрупчивание при
ступенчатом охлаждении» (SCE).
482
L.9.4 ИСХОДНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ
В таблице L-9 перечислены некоторые распространенные
материалы, для которых характерна чувствительность к
отпускному охрупчиванию.
Таблица L-9—Материалы, чувствительные к
отпускному охрупчиванию
Спецификация
Кривая по умолчанию Норм. кривая
SA-387 сорт 11, кл.l
SA-387 сорт 11, кл.2
SA-387 сорт 22, кл.l
SA-387 сорт 22, кл.2
SA-387 сорт 21, кл.l
SA-387 сорт 21, кл.2
Не указано
A
A
A
A
A
A
A
A
A
C
C
C
C
A
L.9.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ ПО ОТПУСКНОМУ
ОХРУПЧИВАНИЮ
На Рисунке L-3 схематично показан процесс определения
вспомогательного коэффициента для отпускного охрупчивания.
Шаг 1. Определить наличие административных или
технологических мер, которые бы предотвращали полную
опрессовку оборудования при температурах ниже конкретного
значения. Если таковые имеются, то используйте данную
температуру в качестве Tmin и переходите к шагу 3.
Шаг 2. Определить минимальную температуру, Tmin,
воздействию которой может подвергаться оборудование.
Использовать наименьшую температуру из следующих:
a. минимальная расчетная температура.
b. минимальная температура по оценкам технолога, в том
числе при внештатных ситуациях.
Шаг 3. Определить толщину металла. Используйте
соответствующую толщину в соответствии с ASME UCS66.
Шаг 4. Определить Tref, или известную температуру, при
которой
проводились
динамические
испытания,
или
температуру, освобождающую от динамических испытаний для
материала данной спецификации и сорта. Освобождающие
кривые для материала определенного сорта и спецификации
смотри в Таблице L-9. Если материал нормализован,
используйте кривые для нормализованных материалов. Для
определения температуры освобождения от динамических
испытаний на Рисунке L-l используйте толщину и
идентификатор кривой. Кроме того, можно применять MDMT
(минимальную расчетную температуру металла).
Step 5. Прибавить к Tref. ∆FATT
∆FATT можно рассчитать следующими способами,
перечисленными в приблизительном порядке уменьшения
точности:
1. Введите непосредственно тот ∆FATT, который был
определен инженерным анализом или фактическим
испытанием образцов металла.
2. Введите значение, указанное для допустимого ∆FATT,
определенного при испытании SCE. Его можно определить
по фактическому рабочему ∆FATT, исходя из количества
часов эксплуатации, по формуле [∆FATT = 0,67 x (log (t –
0,91) x SCE] (L.1), где t – продолжительность эксплуатации
в часах, а SCE – указанные изменения в FATT.
3. Используйте химический состав (если неизвестно) для
определения коэффициента J, который можно соотнести с
расчетным ∆FATT после долгосрочной эксплуатации. На
основании долгосрочного воздействия он находится в
соотношении с запасом с коэффициентом J приблизительно
в следующей пропорции: [∆FATT = 0,6 x J - 20] (L.2).
4. Значение с запасом 150°F можно принять в качестве
допущения для долгосрочного ∆FATT.
Шаг 6. Определить, подвергалось ли оборудование
послесварочной термообработке. Если нет, используйте
Таблицу L-4. В противном случае для определения
вспомогательного коэффициента технического модуля
используйте Таблицу L-5.
Ссылки:
1. Р. Вишванатан, Механизмы разрушения и оценка срока
службы
высокотемпературных
компонентов,
ASM
International, 1989 г.
2. Совет изучения свойств материалов (MPC), Совещание
рабочей группы MPC/ API по материалам для сосудов под
давлением с водородом при высокой температуре и давлении,
HPV-51, октябрь 1990 г., Протокол.
3. T. Ивадате, Й. Ватанабе, Ю. Танака; Прогноз остаточного
ресурса высокотемпературных реакторов/ реакторов под
давлением, изготовленных из Cr-Mo стали, Перевод ASME,
том107, стр. 230, август 1985 г.
4. T.
Ивадате;
Прогноз
остаточного
ресурса
высокотемпературных реакторов/ реакторов под давлением,
изготовленных
из
Cr-Mo
стали,
Исследовательская
лаборатория Maroran, The Japan Steel Works Ltd., март 1989 г.
5. T. Ивадате, M. Прагер и M. Дж. Хамфрис; Надежность
новых и старых хромисто-молибденовых сталей для
технологических аппаратов водорода, Часть I: Ухудшение
условий эксплуатации, Часть II: Улучшение рабочих
характеристик, Конференция по сосудам и трубопроводам под
давлением 1990 года, июнь 1990 г. (PVP - том. 201 или MPC том. 31).
6. Г. Сангдал и M. Семчишен; Применение стали 2½ Cr - 1 Mo
для толстостенных сосудов под давлением, ASTM STP 755, май
1980 г.
7. У. Эруи и Дж. Керр; Применение закаленной и отпущенной
стали 2¼ Cr - 1 Mo для толстостенных реакторных
аппаратов
в
нефтеперерабатывающих
процессах:
Интерпретативный обзор 25 лет исследований и применения,
Бюллетень 275, ISSN 0034-2326, Совет по вопросам сварочных
технологий, Нью-Йорк, февраль1982 г.
8. Дж. Барсом и С. Ролфе; Соотношение между
результатами KIC и испытаний образца с V-образным
надрезом по методу Шарпи в переходном диапазоне
температуры, ASTM STP 466, том.2, №4, 1970 г.
483
Рисунок L-3— Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля для
отпускного охрупчивания
484
L.10 Охрупчивание при 885°F
L.10.1 ОПИСАНИЕ РАЗРУШЕНИЯ
L.10.1.1 Охрупчивание при 885°F представляет собой
снижение прочности ферритных нержавеющих сталей с
содержанием хрома более 13% после воздействия
температуры в пределах 700°F - 1000°F. Снижение
прочности происходит из-за выпадения хромо-фосфорной
интерметаллической фазы при повышенных температурах.
Как и в случае с другими механизмами, которые приводят к
потере прочности вследствие металлургических изменений,
воздействие на прочность достигает максимума не при
рабочей температуре, а при пониженных температурах во
время остановов и внештатных ситуаций на заводе.
L.10.1.2 Считается, что выпадение хромо-фосфорной
интерметаллической фазы наиболее быстро происходит при
температуре около 885°F, что дало название данному
механизму. Стали с содержанием хрома более 27% наиболее
серьезно подвержены действию механизма, однако они
обычно не используются в нефтепереработке и нефтехимии.
Мартенситные нержавеющие стали, такие как сталь типа
410, как правило, считаются невосприимчивыми к данной
проблеме. Ферритная нержавеющая сталь типа 405
чувствительна к разрушению, если содержит наибольшие
уровни хрома из диапазона состава.
L.10.1.3 Наличие охрупчивания при 885°F проявляется в
повышении жесткости поврежденных зон. Физические
испытания образцов, снятых с эксплуатации являются
наиболее эффективным способом выявления проблемы.
L.10.1.4 Охрупчивание при 885°F можно устранить за счет
надлежащей термической обработки для растворения
выделений и последующим быстрым охлаждением.
Температура термообработки, как правило, находится в
диапазоне 1400°F - 1500°F, что может быть нецелесообразно
для многих единиц оборудования.
L.10.2 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ДЛЯ
ОХРУПЧИВАНИЯ ПРИ 885°F
Таблица L-11— Исходные данные,
необходимые для анализа охрупчивания при
885°F
Исходные данные
Замечания
Административные меры Принимаются ли меры, и проводятся ли
управления внештатными тренировки бдительности для
предотвращения возникновения низкой
ситуациями (Да/Нет)
температуры (внештатная ситуация)
при расчетном (или близком к
расчетному) давлении.
Минимальная рабочая
температура при
нормальном режиме и во
время внештатных
ситуаций, °F
Вводится пользователем
Исходная температура
перехода, °F
Tref, используемая в данном модуле.
Если ее значения нет, то можно
использовать температуру перехода 80°F.
L.10.4 ИСХОДНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ
L.10.4.1 Поскольку охрупчивание при 885°F может
возникать за сравнительно небольшой промежуток
времени, в данном модуле предполагается, что разрушению
подвержены любые ферритные материалы, перечисленные
в Таблице L-12, которые подвергались воздействию
температуры в диапазоне от 700°F до 1000°F.
Таблица L-12—Материалы, подверженные
охрупчиванию при 885°F
Обычное обозначение стали
тип 405
% содержания хрома
11,5-14,5%
тип 430
16- 18%
тип 430F
16-18%
тип 442
18-23%
тип 446
23-27%
неизвестны, обратитесь к квалифицированному технологу
для получения данных.
Для определения необходимости применения блока по
охрупчиванию при 885°F используются контрольные
вопросы, перечисленные в Таблице L-10.
Таблица L-10—Контрольные вопросы
для охрупчивания при 885°F
Контрольные вопросы
Действия
1. Является ли материал ферритной
сталью с высоким содержанием хрома
(> 13%)? Перечень смотри в Таблице
L-12.
2. Находится ли рабочая температура
в диапазоне от 700°F до 1050°F?
Если ответы на оба
вопроса положительны,
то переходите к пункту
L.11.3.
L.10.3 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Для оценки чувствительности к охрупчиванию при 885°F
используются данные, перечисленные в Таблице L-11 (при
наличии). Если точные технологические параметры
485
L.10.4.2 В соответствии с RP 579 рекомендуется определять
прочность охрупченных материалов по кривым KIr (остановки
разрушения), усеченных при 100°F. Кроме того, рекомендуется
использовать 50% данного значения для сильно охрупченных
материалов. Температура перехода от пластичного состояния к
хрупкому для ферритных нержавеющих сталей (серии 400) лежит
в диапазоне от 50°F до 100°F. В интересах данного модуля будет
использоваться Tref, равная 80°F, если пользователь не укажет иное
значение. На Рисунке L-4 показаны кривые KIc и KIr для
сравнения.
L.10.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ ДЛЯ ОХРУПЧИВАНИЯ ПРИ
885°F
На Рисунке L-5 показана схема процесса определения
вспомогательного коэффициента технического модуля.
Шаг 1. Определить наличие административных или
технологических мер, которые бы предотвращали полную
опрессовку оборудования при температурах ниже конкретного
значения. Если таковые имеются, то используйте данную
температуру в качестве Tmin и переходите к шагу 3.
486
Прочность, 1000 фунтов на кв.дюйм
Рисунок L-4—Кривые остановки разрушения
Шаг
2.
Определить
минимальную
температуру, Tmin, воздействию которой
может
подвергаться
оборудование.
Использовать наименьшую температуру из
следующих:
a. минимальная расчетная температура.
b. минимальная температура по оценкам
технолога, в том числе при внештатных
ситуациях.
Шаг 3. Определить Tref, используя либо
значение по умолчанию 80°F, либо другое
значение исходной температуры перехода
(если известно).
Шаг
4.
Определить
вспомогательный
коэффициент
технического
модуля
из
Таблицы L-13.
Таблица L-13—Вспомогательный
коэффициент технического модуля по
охрупчиванию при 885°F
Tmin – Tref
TMSF
100
80
2
8
60
30
40
87
20
200
0
371
-20
581
-40
806
-60
1022
-80
1216
-100
1381
Ссылки:
1. П.Ф, Тимминз, Прогнозирование коррозии и
профилактика отказов в технологических
операциях, ASM International, 1996 г.
2. API RP 579 Годность к эксплуатации.
3. Дж.M. Холт, Х. Миндлин и С.Ю. Хо, Справочник
конструкционных сплавов, издание 1994 г.,
Университет Пердью, Уэст Лафейетт, штат
Индиана.
L.11 Охрупчивание сигма фазы
L.11.1 ОПИСАНИЕ РАЗРУШЕНИЯ
L.11.1.1 Сигма фаза является твердым, хрупким
интерметаллическим соединением железа и хрома
приблизительно следующего состава Fe0,6 Cr0,4
Оно
появляется
в
ферритных
(Fe-Cr),
мартенситных (Fe-Cr) и аустенитных (Fe-Cr-Ni)
нержавеющих
сталях
при
воздействии
температуры в диапазоне от 1100°F до 1700°F.
Скорость
образования
и
количество
образовавшихся сигма фаз зависит от химического
состава сплава и предварительной холодной
обработки. Ферритные стабилизаторы (Cr, Si, Mo,
Al, W, V, Ti, Nb) обычно стимулируют образование
сигма фаз, а аустенитные стабилизаторы (C, Ni, N,
Mn) – задерживают образование сигма фаз.
Аустенитные нержавеющие стали, как правило,
содержат не более 10% сигма фазы, и при
увеличении доли никеля данный показатель
уменьшается.
Однако,
другие
сплавы
номинального состава 60% Fe, 40% Cr
(аналогичного составу сигма фазы) могут
практически на 100% преобразовываться в сигму.
Преобразование в зависимости от времени для
487
таких сплавов Fe-Cr выглядит следующим
488
Рисунок L-5—Определение вспомогательных коэффициентов технического модуля
для охрупчивания при 885°F
образом: 100% преобразование в сигма фазу
(измеренной по % вытягивания и сокращению
за 3 часа при 1377°F. Преобразование в сигма
площади)
и
небольшим
повышением
фазу аустенитных сталей также может
жесткости.
проходить
за
несколько
часов,
что
L.11.1.4 Свойством, на которое более всего
подтверждается известной склонностью к
влияет образование сигма фазы, является
образованию сигма фазы при проведении
послесварочной термообработки аустенитной
прочность.
Динамические
испытания
стали при 1275°F. Сигма фаза нестабильна
указывают на уменьшение поглощения энергии
при температуре свыше 1650°F, и компоненты
удара и снижение сдвигового излома
из аустенитной нержавеющей стали можно
нержавеющей стали с сигма фазой по
избавить от сигма фазы посредством отпуска
сравнению с отпущенным материалом. Такой
при 1950°F в течение 4-х часов и
последующего быстрого охлаждения водой.
эффект наиболее проявляется при температуре
ниже 1000°F, однако некоторое снижение
L.11.1.2 Механические свойства материалов с
сигма фазой изменяются в зависимости как от
ударных свойств может также наблюдаться и
объема сигма фазы, так и от размера и формы
при более высокой температуре. Тем не менее,
сигма
частиц.
По
этой
причине
поскольку аустенитная сталь проявляет такие
спрогнозировать
механические
свойства
хорошие ударные свойства в отпущенном
материалов с сигма фазой сложно.
состоянии, то даже при значительном
L.11.1.3 Прочность на разрыв и предел
ухудшении эти свойства могут быть сравнимы
текучести нержавеющей стали с сигма фазой
со свойствами других сталей, используемых в
немного увеличивается по сравнению с
отпущенным материалом. Такое увеличение
перерабатывающих отраслях. В проекте отчета
твердости
сопровождается
понижением
по годности к эксплуатации Совета изучения
пластичности
свойств материалов рекомендуются значения
489
изломостойкости по умолчанию 150 и 80
тысяч фунтов на кв. дюйм √дюйм для металла
основы
и
металла
сварного
шва,
соответственно, для термически охрупченных
аустенитных нержавеющих сталей.
490
L.11.1.5 Испытания проводимые на образцах нержавеющей
стали с сигма фазой из внутрикорпусных устройств
регенератора ККФ показали, что даже при образовании 10%
сигма фазы ударная вязкость по Шарпи составляла 39 футфунт при 1200°F. Это считается достаточным для
большинства типов стали, хотя и намного меньше, чем 190
фут-фунт, получаемые для отпущенной нержавеющей стали.
В данном образце ударная прочность снизилась до 13 футфунт при комнатной температуре, что является предельным
значением, однако приемлемо для большинства вариантов
применения. Процентная доля сдвигового излома является
еще одним показателем прочности материала, который
обозначает долю образца ударной прочности по Шарпи,
подвергшуюся пластичному излому. При 10% сигма фазы в
образце (как указано выше) значения данного показателя
меняются от 0% при комнатной температуре до 100% при 1200°F.
Таким образом, хотя при высоких температурах ударная
прочность снижается, образец ломается на 100% пластичным
образом, что говорит о сохранении годности материала.
Отсутствие пластичности разрушения при комнатной
температуре указывает на то, что следует уделить внимание тому,
чтобы избегать приложения высоких напряжений к материалам с
сигма фазой во время останова, поскольку это может привести к
хрупкому излому. На Рисунке L-6 перечислены ударные свойства
для нержавеющей стали типа 304 и 321.
L.11.2 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
ПО ОХРУПЧИВАНИЮ СИГМА
ФАЗЫ
Для определения необходимости применения блока по
охрупчиванию сигма фазы используются контрольные
вопросы, перечисленные в Таблице L-14.
Таблица L-14— Контрольные вопросы для
охрупчивания сигма фазы
Контрольные вопросы
1. Является ли материал аустенитной
нержавеющей сталью?
2. Находится ли рабочая
температура в диапазоне от 1100 до
1700°F?
Действия
Если ответы на оба
вопроса
положительны, то
переходите к пункту
L.11.3
L.11.3 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Для оценки чувствительности к охрупчиванию сигма фазы
используются данные, перечисленные в Таблице L-15 (при
наличии). Если точные технологические параметры
неизвестны, обратитесь к квалифицированному технологу для
получения данных.
Таблица L-15—Исходные данные, необходимые
для анализа охрупчивания сигма
фазы
Исходные данные
Административные меры
управления внештатными
ситуациями (Да/Нет)
Замечания
Принимаются ли меры, и проводятся
ли тренировки бдительности для
предотвращения возникновения
низкой температуры (внештатная
ситуация) при расчетном (или близком
к расчетному) давлении.
Температура оценки при
Вводится пользователем.
нормальном режиме, во
время внештатных ситуаций
и останова, °F
Содержание сигма фазы
Вводится пользователем.
(расчетное) Низкое (> 1%,<
5%), Среднее (> 5%,<
10%), Высокое (> 10%).
L.11.4 ИСХОДНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ
Поскольку существует нехватка и значительный разброс
данных, предполагается, что аустенитная нержавеющая сталь с
сигма фазой будет вести себя также как ферритная сталь в
отношении хрупкости. Имеющиеся данные указывают на
снижение характеристик, но не исходных свойств. Для данного
модуля предполагается, что исходная ударная прочность
аустенитной нержавеющей стали составляет около 300 тысяч
фунтов на кв. дюйм √дюйм.
Динамика изменения свойств в зависимости от % сигма фазы и
температуры показана на Рисунке L-6. В используемой литературе
велся поиск дополнительных опытных данных, которые
характеризовались скудностью и значительным разбросом.
Найденные опытные данные приведены в Таблице L-16:
Рисунок L-6—Ударные свойства нержавеющей стали с сигма фазой в сравнении с
491
нержавеющей сталью 304 (сигма фаза 2%) / 321 (сигма фаза 10%)
492
Таблица L-16—Данные по изменению прочностных свойств в зависимости от температуры
Нерж. сталь 304,
сигма фаза 2%
Нерж. сталь 321, сигма
фаза 10%
Температура % ударн. % сдвиг. % ударн.
испытаний
вязк.
вязк.
излома
70
21
0
7
500
38
25
10
900
44
50
15
1200
63
100
21
Нерж. сталь 304,
сигма фаза 1%
Нерж. сталь 304,
сигма фаза 2%
Нерж. сталь 347,
сигма фаза 1%
% сдвиг. % ударн. % сдвиг. % ударн. % сдвиг. % ударн. % сдвиг.
вязк.
вязк.
вязк.
излома
излома
излома
излома
0
21
10
50
90
—
—
20
100
100
—
—
—
—
40
20
10
100
100
—
—
60
71
Данные из Таблицы L-16 использовались
для построения трендовых графиков для
низкого содержания сигма фазы (1% и 2%),
высокого содержания сигма фазы (10%) и
среднего содержания сигма фазы (между
низким и высоким). На Рисунке L-7 показаны
тренды.
L.11.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ ДЛЯ ОХРУПЧИВАНИЯ СИГМА
ФАЗЫ
90
77
0
1,0
90
20
100
4196
100
-50
1,1
34
4196
На Рисунке L-8 показана схема процесса
определения вспомогательного коэффициента
технического модуля.
Шаг 1. Определение температуры оценки.
Материал можно оценивать при нормальных
рабочих параметрах или при более низкой
температуре, например во время пуска или
внештатных ситуаций.
Шаг 2. Определить расчетную % долю сигма
фазы в материале. Это можно сделать
посредством сравнения с материалами на
других
объектах
или
с
помощью
металлографического анализа образца.
Шаг 3. Определить поправочный коэффициент
по Таблице L-17.
Таблица L-17—Вспомогательные
коэффициенты технического модуля для
охрупчивания сигма фазы
Температура
оценки
Низкое сод.
сигма фазы
Среднее сод.
сигма фазы
1200
0,0
0,0
1000
0,0
0,0
53
800
0,0
0,2
160
600
0,0
0,9
481
400
0,0
1,3
1333
200
0,1
3
3202
150
0,3
5
3871
100
0,6
7
4196
50
0,9
11
4196
Высокое сод.
сигма фазы
18
493
Ссылки:
1. Р. Вишванатан, Механизмы разрушения и
оценка срока службы высокотемпературных
компонентов, ASM International, Металз Парк,
штат Огайо, 1989 г.
2. П.Ф, Тимминз, Прогнозирование коррозии и
профилактика отказов в технологических
операциях, ASM International, 1996 г.
3. Ю. Кайеда и А. Огучи, «Хрупкий излом под
напряжением сплавов Fe-Cr (сигма фазы) при
высоком гидростатическом давлении и высокой
температуре», Перевод Японского института
металлов, том. 22, №2 (1981 г.), стр. 83 - 95.
4. С. Охта, М. Саори и Т. Йошида, «Анализ и
профилактика отказов в трубках печей
парового
риформинга»,
Технический
бюллетень Kobe Steel 1059, Отчеты Kobe Steel
Engineering, том 33, №2, апрель 1983 г.
5. Д.Дж.
Гаэртенр,
«Металлургическая
характеристика аустенитных нержавеющих
сталей в системе циклонов регенератора
установки ККФ», Документ №132, Коррозия 84,
NACE, Хьюстон, штат Техас.
6. Д. Моррис, «Влияние сигма фазы на
пластичность при ползучести нержавеющей
стали типа 316», Scripta Metallurgica, том 13,
стр. 1195-1196,1979.
7. Дж.Ф. Делонг, Дж.Е. Бинам, Ф.В. Эллис, М.Х.
Рафие, У.Ф. Сиддалл, Т. Дайкоку и Х. Ханеда,
«Расследование
отказов
паропровода
Eddystone», Дополнение по исследованию
технологий
сварки,
октябрь
1985
г.,
Американское общество специалистов по
сварке.
8. А.С. Тихонов и В.Г. Осипов, «Сигма фаза в
кованных сплавах Fe-Cr», Экспертное бюро,
Нью-Йорк, 1971 г.
9. Н.А. Сорокина, Е.А. Ульянин, В.И. Федорова,
П. Капуткин и В.А. Беляева, «Структура и
свойства нержавеющей стали, легированной
молибденом», Публикации пленума, НьюЙорк, 1975 г.
10. «Высокотемпературная
коррозия
в
нефтепереработке и нефтехимии», Бюллетень
по высокотемпературной технике HTB-2, INCO,
Нью-Йорк, 1960 г.
11. Д. Пекнер и И.М. Берштейн, «Справочник
по нержавеющим сталям», МакГроу Хилл,
Нью-Йорк, 1977 г.
494
Прочность в зависимости от температуры
Рисунок L-7—Тренды прочностных свойств в зависимости от
температуры
Рисунок L-8— Определение вспомогательного коэффициента технического модуля для
охрупчивания сигма фазы
495
ПРИЛОЖЕНИЕ M—ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ОБЛИЦОВКИ ОБОРУДОВАНИЯ
M.1 Область применения
M.3 Исходные данные
Целью данного технического модуля является обеспечение
общего RBI подхода для оборудования, оснащенного
внутренней защитной облицовкой. Общепринятой практикой
является строительство оборудования из материала,
подверженного отказам в рабочей среде, и защищать такой
материал от среды с помощью облицовки, которая обладает
стойкостью, как описано в Таблице M-l.
Таблица M-1—Типовые примеры
внутренней защитной облицовки
Обозначение
серии
облицовки
Среда
(механизмы
разрушения
металла основы)
Пример облицовки
Легированная Коррозийная
облицовка
(истончение, SCC)
Легированная плакировка
Наплавленный слой шва
Легир. полосковая линия
Органические Коррозийная
Органическое покрытие или
покрытия
(истончение, SCC) облицовка
Огнеупоры
Высокая
Литой огнеупор
температура
Пластичный огнеупор
(истончение,
Огнеупорный кирпич
ползучесть, эрозия) Огнеупор из керамического
волокна
Комбинация
огнеупора/легирования
Футеровка
Коррозийная
Футеровка стеклом
стеклом
(истончение, SCC)
Силикатный
Коррозийная
Кирпич / раствор
кирпич
(истончение)
Общий подход применения RBI для облицованного
оборудования включает оценку жесткости разрушения,
которое предположительно произойдет на металле основы, а
затем
рассмотрение
наличия
облицовки.
Скорость
разрушения самой облицовки не рассматривается. Оценка
эффективности облицовки при профилактике разрушений
основывается на экспертизе.
M.2 Контрольные вопросы технического
модуля
Для определения необходимости применения общего
подхода
к
облицовке
оборудования
используется
контрольный вопрос, указанный в Таблице M-2.
Таблица M-2—Контрольные вопросы для
общего подхода к облицовке
оборудования
Контрольные вопросы
1. Имеется ли на оборудовании
облицовка?
Действия
Если да, то переходите к
пункту M.3
Для технического модуля по облицовке оборудования требуются
данные, перечисленные в Таблице M-3.
Таблица M-3— Исходные данные, необходимые
для анализа облицовки оборудования
Исходные данные
Тип облицовки
Замечания
Выбрать из перечня (Смотри
Таблицу M-4)
Срок службы облицовки, или
количество лет после последней
инспекции (визуального контроля)
Вводится пользователем.
Состояние облицовки
Вводится пользователем
(Смотри Таблицу M-6)
Непрерывный мониторинг отказов
облицовки
Вводится пользователем
TMSF материала основы по всем
механизмам разрушения
Использовать другие
технические модули
M.4 Исходные допущения
Все облицовки обеспечивают некоторую степень защиты от
рабочей среды. Многие облицовки действуют на протяжении
неограниченного
времени,
по
существу
сохраняя
невосприимчивость к механизмам разрушения, которые могли
бы действовать без облицовки. Другие типы облицовки со
временем постепенно разрушаются и имеют ограниченный срок
службы. В таких случаях срок службы облицовки (или
количество лет после последней инспекции) становится важным
для присвоения коэффициента. Особенно в случае с
органическими облицовками предполагается, что облицовка
совместима с оборудованием, работающим в пределах диапазона
расчетной температуры (в том числе отпаривание), и подогнана
должным образом с соответствующими мерами предохранения.
M.5 Определение вспомогательного
коэффициента технического модуля
M.5.1
Определение
вспомогательного
коэффициента
технического модуля описано в следующих параграфах и
схематически отображено на Рисунке M-l. Основной подход
заключается в том, что коэффициент отказа облицовки
определяется ее типом и сроком службы (или количеством лет
после последней инспекции). Данный коэффициент также
корректируется под описание качества состояния облицовки.
Затем делается поправка на вероятность отказа оборудования при
отказе облицовки. (Произойдет ли быстрый отказ оборудования
при отказе облицовки, или ожидается продолжение работы
оборудования на протяжении значительного времени?)
Последняя поправка делается на непрерывный мониторинг,
который обеспечивает раннюю диагностику отказа облицовки.
M.5.2
Следующим
шагом
является
сравнение
скорректированного коэффициента отказа облицовки с общими
вспомогательными коэффициентами технического модуля,
определенными для металла основы. Используется не менее двух
значений. Суть этого заключается в том, что если
вспомогательные коэффициенты другого технического
496
Таблица M-4—Типы и стойкость облицовки
Описание
Стойкость
Легированная плакировка или наплавленный слой шва
Стойкость к среде.
Легированная плакировка или наплавленный слой шва
Возможно подвержена разрушению, например, коррозии на
сварных стыках или разжиженных наплавленных швах.
Легирование полосковой пластиной ("Обои")
Как правило, подвержена отказам на швах.
Органическое покрытие, обычно толщина сухой пленки >
30 мил.
Ограниченный срок службы.
Термостойкие облицовки:
Литой огнеупор
Пластичный огнеупор
Огнеупорный кирпич
Подвержены случайной порче или разрушению.
Облицовка для жестких/абразивных условий
эксплуатации:
Литой огнеупор
Керамическая плитка
Ограниченный срок службы в крайне абразивных условиях.
Облицовка стеклом
Полная защита, подвержена отказам вследствие термического или
механического удара.
Силикатный кирпич
Частичная защита. Кирпич обеспечивает тепловую защиту, но не
предназначен для защиты металла основы от контакта со средой.
модуля невелики по сравнению с коэффициентом отказа
облицовки, это еще не говорит о том, произошел отказ
облицовки или нет. Это также обеспечивает проверку того,
что отказ облицовки не обязательно будет приравнен к отказу
оборудования. Кроме того, пользователь может «выключить»
Технический модуль облицовки оборудования, и применять
фактические значения технических модулей, определенные
для каждого механизма разрушения.
M.5.3 В Таблицах M-5B и M-5A представлены исходные
коэффициенты отказа облицовки в зависимости от срока
службы.
M.6 Поправка на состояние облицовки
В
Таблице
M-6
представлены
поправочные
коэффициенты, основанные на качественной оценке
состояния облицовки.
M.7 Поправка на Непрерывный мониторинг
Некоторое облицованное оборудование подвергается
мониторингу для обеспечения раннего выявления пропусков
и других отказов облицовки. Мониторинг обеспечивает
возможность заблаговременного останова оборудования до
возникновения отказа. При использовании непрерывного
мониторинга, эффективность которого подтверждена в
отношении выявления разрушения облицовки, следует
умножить коэффициент отказа облицовки на 0,1. Среди
примеров систем мониторинга можно назвать термографию
или термочувствительную краску (огнеупорная футеровка),
выпускные отверстия с детекторами (свободная легированная
облицовка), определение электрического сопротивления
(облицовка стеклом).
M.8 Вспомогательный коэффициент
технического модуля
M.8.1 Шаг 1: Определить скорректированный коэффициент
отказа облицовки.
M.8.2 Шаг 2: Определить сумму других вспомогательных
коэффициентов технических модулей для материала основы.
Примечание:
Для
определения
вспомогательного
коэффициента для технического модуля по истончению при
выборе
эффективности
инспектирования
следует
подразумевать местную коррозию. Причина – как правило,
локальный характер разрушения покрытий.
M.8.3 Шаг 3: Использовать меньшее из двух значений (Шаг 1
и 2) в качестве вспомогательного коэффициента технического
модуля.
Следует предусмотреть «выключение» технического
модуля облицовки оборудования. Это обеспечит пользователю
дополнительную гибкость в случаях, если отказ облицовки не
отражает отказ оборудования (Например, если облицовка
монтируется для очищения продукта.)
497
Рисунок M-1—Определение вспомогательного коэффициента технического
модуля по облицовке оборудования
498
Таблица M-5A—Коэффициенты отказа облицовки
Лет с
Легир.
Легир.
последней
плакировка или плакировка или
инспекции
наплавка шва— наплавка шва—
(визуального
(стойкая)
возможно
контроля)
разрушение
1
0
3
Легир.
полосковой
пластиной
(стойкая)
Литой
огнеупор
Литой
огнеупор—
Жесткий режим
Облицовка
стеклом
Силикатный
кирпич
0,3
0,5
9
3
0
2
0
4
0,5
1
40
4
0
3
0
6
0,7
2
146
6
0
4
0
7
1
4
428
7
0
5
0
9
1
9
1017
9
1
6
0
11
2
16
1978
11
1
7
0,1
13
3
30
3000
13
1
8
0,1
16
4
53
3000
16
1
9
0,1
20
6
89
3000
20
2
10
0,2
25
9
146
3000
25
3
11
0,3
30
12
230
3000
30
4
12
0,5
36
16
351
3000
36
5
13
0,7
44
22
518
3000
44
7
14
1
53
30
738
3000
53
9
15
2
63
40
1017
3000
63
11
16
2
75
53
1358
3000
75
15
17
3
89
69
1758
3000
89
19
18
4
105
89
2209
3000
105
25
19
6
124
115
2697
3000
124
31
20
9
146
146
3000
3000
146
40
21
22
12
16
170
199
184
230
3000
3000
3000
170
50
3000
199
63
23
22
230
286
3000
3000
230
78
24
30
266
351
3000
3000
266
97
25
40
306
428
3000
3000
306
119
499
Таблица M-5B—Коэффициенты отказа облицовки—Органические покрытия
Срок эксплуатации,
лет
1
Инспекция более 6 лет назад
Инспекция менее 6 лет назад
Инспекция менее 3 лет назад
30
1
0
2
89
4
0
3
230
16
0
4
518
53
0
5
1017
146
0,2
6
1758
351
1
7
2697
738
4
8
3000
1358
16
9
3000
2209
53
10
3000
3000
146
11
3000
3000
351
12
3000
3000
738
13
3000
3000
1358
14
3000
3000
2209
15
3000
3000
3000
16
3000
3000
3000
17
3000
3000
3000
18
3000
3000
3000
19
20
3000
3000
3000
3000
3000
21
3000
3000
3000
22
3000
3000
3000
23
3000
3000
3000
24
3000
3000
3000
25
3000
3000
3000
3000
Таблица M-6—Поправка на состояние облицовки
Качественное
состояние
Плохое
Среднее
Хорошее
Описание
Либо уже были отказы облицовки, либо ее состояние может привести к отказам в
ближайшем будущем. Ремонт предыдущих отказов либо не увенчался успехом, либо
отличается плохим качеством.
На облицовке нет явных признаков повреждений под воздействием какого-либо механизма
разрушения. Может быть выполнен местный ремонт, который, однако, характеризуется
хорошим качеством и полностью обеспечивает исправное состояние облицовки.
Облицовка выглядит «как новая» без признаков повреждений под воздействием какихлибо механизмов разрушения. Необходимость в ремонте облицовки отсутствует.
Поправочный
множитель
Умножить на 10
Умножить на 2
Умножить на 1
500
ПРИЛОЖЕНИЕ N—ТЕХНИЧЕСКИЙ МОДУЛЬ ВНЕШНИХ РАЗРУШЕНИЙ
N.1 Область применения
N.1.1 Внешнее разрушение может возникать на
оборудовании большей части технологических
установок. Результатом является постепенное
истончение одних материалов или коррозионное
растрескивание под напряжением (SCC) других.
Возможно, наиболее серьезными случаями
внешних разрушений является коррозия под
изоляцией (CUI). Данная форма разрушения
особенно опасна, поскольку изоляция может
намокнуть или на нее могут попасть какие-либо
материалы, что ускоряет коррозию. Еще одной
причиной особой опасности CUI является то, что
ее очень сложно выявить. В любом случае,
данную проблему можно смягчить или
устранить за счет надлежащего контроля
коррозии, надлежащего монтажа и технического
обслуживания изоляции, а также правильного
выбора, применения и обслуживания защитных
покрытий.
N.1.2 Внешнее разрушение оценивается
отдельно для углеродистой/низколегированной
стали
(подверженной
истончению)
и
аустенитной нержавеющей стали (подверженной
коррозионному растрескиванию). Такие типы
сталей рассматриваются в отдельных разделах
данного модуля.
N.1.3 Внешнее разрушение углеродистой и
низколегированной стали является особым
случаем применения технического модуля по
истончению. Внешнее SCC для нержавеющих
сталей аналогично техническому модулю по
растрескиванию. Оно входит в отдельный
технический модуль, и вспомогательный
коэффициент рассчитывается и хранится
отдельно от других механизмов (внутреннего)
истончения и (внутреннего) SCC.
N.2 Контрольные вопросы технического
модуля
Контрольные
вопросы
по
внешнему
разрушению перечислены в Таблице N-1. Схема
соответствующего процесса представлена на
Рисунке N-1.
N.3 Внешняя коррозия углеродистой и
низколегированной стали
Как правило, заводы, размещенные в зонах с
большим годовым количеством осадков или в
теплых морских регионах, больше подвержены
внешней коррозии, чем заводы, расположенные
в холодных, сухих и среднеконтинентальных
районах. Независимо от климата, установки,
размещенные рядом с градирнями и паровыми
свечами, очень чувствительны к внешней
коррозии,
как
установки
с
рабочей
температурой, которая регулярно циклически
переходит точку росы.
Профилактика
внешней
коррозии
осуществляется за счет надлежащей покраски.
Программы регулярного контроля разрушения
краски и перекраски помогут предотвратить
большую часть возможных случаев внешней
коррозии.
Определенные зоны и системы обладают
большей чувствительностью к внешней
коррозии,
нежели
другие.
Примеры
высокочувствительных зон включают без
ограничения следующие:
Далее приведены некоторые примеры
подозрительных
зон,
которые
следует
принимать во внимание во время проведения
инспектирования внешней коррозии:
a. Зоны, на которые попадают брызги градирен,
b. Зоны, на которые воздействуют паровые
свечи,
c. Зоны, попадающие под действие дренчерной
системы,
d. Зоны,
подверженные
технологическим
разливам, попаданию влаги или кислых паров,
e. Системы
из
углеродистой
стали,
работающие при температуре от -10°F до
250°F. Внешняя коррозия особенно опасна,
если рабочая температура вызывает частую
или непрерывную конденсацию и повторное
испарение атмосферной влаги,
f. Системы из углеродистой стали, которые
обычно эксплуатируются при температуре
свыше 25°F, однако подвержены частым
простоям,
Таблица N-1—Контрольные вопросы для внешней коррозии
Контрольные вопросы
Действия
1. Является ли материал углеродистой или низколегированной сталью?
Если да, то переходите к вопросу 2.
Если нет, то переходите к вопросу 4.
2. Находится ли рабочая температура (либо постоянно, либо
периодически) в диапазоне от 10°F до 250°F?
Если да, то переходите к вопросу 3.
Если нет, то выходите из модуля.
3. Изолировано ли оборудование?
Если нет, то переходите к пункту N.3.
Если да, то переходите к пункту N.4.
501
4. Является ли материал аустенитной нержавеющей сталью?
Если да, то переходите к вопросу 5.
Если нет, то выходите из модуля.
5. Находится ли рабочая температура (либо постоянно, либо
периодически) в диапазоне от 100°F до 300°F?
Если да, то переходите к вопросу 6.
Если нет, то выходите из модуля.
6. Изолировано ли оборудование?
Если нет, то переходите к пункту N.5.
Если да, то переходите к пункту N.6.
502
Рисунок N-1—Схема модуля по внешнему разрушению
Ссылки
1. В.Г. Ашбо, Инспектирование аппаратов и трубопроводов на наличие коррозии
под изоляцией: когда, где и как это делается, Материалз Перформанс, Том 29,
июль 1990 г., стр. 38-42.
2. Коррозия металлов под теплоизоляцией, ASTM, Специальная техническая
публикация 880.
3. Правила инспектирования трубопроводов, 1-ое издание, API 570, июнь 1993 г.
4. Современный отчет по поверхностям из углеродистой и аустенитной
нержавеющей стали под теплоизоляцией и цементирующим огнестойким
покрытием, Публикация NACE 6H189, инв. №54268.
503
g. Системы с разрушенными покрытиями и/или обмоткой,
h. Оборудование, постоянно работающее при температуре
ниже атмосферной точки росы.
N.3.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Шаг 1. Определить «движущую силу» внешней коррозии на
заводе или исследуемой части завода.
Шаг 2. Исходя из движущей силы и рабочей температуры,
определить скорость коррозии.
Для анализа внешней коррозии углеродистой и
низколегированной
стали
необходимы
данные,
перечисленные в Таблице N-2.
Шаг 3. Внести поправку на период времени, в течение
которого могла возникать внешняя коррозия, исходя из типа и
даты нанесения покрытия.
N.3.2 ИСХОДНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ И
МЕТОДЫ
Шаг 4. Скорректировать скорость внешней коррозии в
соответствии со штрафом за трубные опоры (если
применимо).
Смотри Таблицы N-3 - N-6.
N.3.3 КАТЕГОРИИ ИНСПЕКТИРОВАНИЯ
ВНЕШНЕЙ КОРРОЗИИ
УГЛЕРОДИСТОЙ И
НИЗКОЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ
Смотри Таблицу N-7.
N.3.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ ПО ВНЕШНЕЙ КОРРОЗИИ
УГЛЕРОДИСТОЙ И
НИЗКОЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ
Схема определения вспомогательного коэффициента
технического модуля по внешней коррозии углеродистой и
низколегированной стали показана на Рисунке N-2.
Примечание: Из-за сложности внешней коррозии и
разнообразия форм такой коррозии предлагается рассчитать
пробный вариант на основе каких-нибудь известных случаев
внешней коррозии, чтобы определить значение, наилучшим
образом подходящее для всех переменных.
Шаг 5. Скорректировать скорость внешней коррозии в
соответствии со штрафом за переход (если применимо).
Шаг 6. Применить скорректированную скорость внешней
коррозии, а также число и тип инспекций в модуле по
истончению чтобы определить TMSF.
N.4 CUI углеродистой и низколегированной
стали
Коррозия под изоляцией (CUI) происходит в результате
скопления воды в паровоздушном пространстве (или
затрубном пространстве), между изоляцией и металлической
поверхностью. Источниками воды могут быть дожди, утечки
воды, конденсация, перенос брызг градирни, дренчерная
система и пропуски пароспутников. CUI вызывает истончение
стенки в форме местной коррозии. Как правило, CUI
возникает при температуре в диапазоне от 10°F до 250°F, а
диапазон температуры от 120°F до 200°F считается наиболее
опасным.
Таблица N-2—Исходные данные, необходимые для анализа внешней коррозии
углеродистой и низколегированной стали
Переменные
Движущая сила
Скорость, в мил/год
Замечания
Движущая сила внешней коррозии. Она может быть выражена местоположением (например, в
морском климате), возможностью попадания брызг градирни, использованием дренчерных
систем и другими факторами.
Скорость внешней коррозии. Определяется исходя из температуры и движущей силы (смотри
ниже), или вводится пользователем. Смотри Таблицу N-3.
Срок
Определяет время (в годах), направляемое в технический модуль по истончению. По умолчанию
используются установленные сроки. Можно поменять, исходя из даты нанесения покрытия.
Эффективность
инспектирования
Эффективность программы контроля внешней коррозии.
Смотри Таблицу N-7.
Число инспекций
Число инспекций внешней коррозии
Качество покрытия
Определяется типом применяемого покрытия. Смотри Таблицу N-4.
Отсутствует, среднее или высокое
Предложения:
Отсутствует—Покрытие отсутствует или имеется только грунтовка.
Среднее—Одиночное эпоксидное покрытие.
Высокое—Многослойное или наполненное эпоксидное покрытие.
Дата нанесения покрытия
Определяет срок эксплуатации покрытия.
Штраф за трубные опоры
(Да/Нет)
Если трубопровод опирается непосредственно на балку или другую конструкцию, мешающую
проводить надлежащее обслуживание покрытия, внешняя коррозия может быть более жесткой.
Смотри Таблицу N-5.
504
Штраф за переход (Да/Нет)
Если трубопровод имеет переходы на местах входа в почву или воду, то такой участок
подвержен большей коррозии. Смотри Таблицу N-6.
505
Таблица N-3—Матрица значений скорости коррозии—Внешняя коррозия углеродистой стали
Движущая сила
Температура
(мил/год)
Рабочая
температура, °F
Морской климат / Зона попадания брызг
градирни (мил/год)
10 и менее
0
0
0
11 - 60
5
3
1
61 - 120
2
1
0
121 - 200
5
2
1
201 - 250
1
0
0
>250
0
0
0
Засушливый/сухой климат
(мил/год)
Таблица N-4—Поправки на качество покрытия
Отсутствует
Качество покрытия
Среднее
Высокое
Срок = Дата нанесения покрытия
Срок = Дата нанесения покрытия + 5
Срок = Дата нанесения покрытия + 15
Таблица N-5— Поправки на штраф за трубные опоры
Штраф применяется
Штраф не применяется
Скорость = Скорость x 2,0
Скорость = Скорость x 1,0
Таблица N-6— Поправки на штраф за переходы
Штраф применяется
Штраф не применяется
Скорость = Скорость x 2,0
Скорость = Скорость x 1,0
Таблица N-7—Эффективность инспектирования
Категория эффективности
инспектирования
A
B
C
D
E
Инспектирование
Визуальный контроль > 95% подверженных разрушению зон с последующим ультразвуковым,
радиографическим контролем или измерением глубины разрушения (при необходимости).
Визуальный контроль > 60% подверженных разрушению зон с последующим ультразвуковым,
радиографическим контролем или измерением глубины разрушения (при необходимости).
Визуальный контроль > 30% подверженных разрушению зон с последующим ультразвуковым,
радиографическим контролем или измерением глубины разрушения (при необходимости).
Визуальный контроль > 5% подверженных разрушению зон с последующим ультразвуковым,
радиографическим контролем или измерением глубины разрушения (при необходимости).
Визуальный контроль < 5% подверженных разрушению зон с последующим ультразвуковым,
радиографическим контролем или измерением глубины разрушения (при необходимости).
506
Рисунок N-2—Схема модуля внешней коррозии для углеродистой и
низколегированной стали
Как правило, заводы, размещенные в зонах с большим
годовым количеством осадков или в теплых морских
регионах,
больше
подвержены
CUI,
чем
заводы,
расположенные в холодных, сухих и среднеконтинентальных
районах. Независимо от климата, установки, размещенные
рядом с градирнями и паровыми свечами, очень
чувствительны к CUI, как установки с рабочей температурой,
которая регулярно циклически переходит точку росы.
Внешний осмотр изолированных систем должен включать
внутреннюю проверку изоляционных систем на наличие
условий, которые могут привести CUI, и на признаки
развивающейся CUI, а именно пятна ржавчины и вздутия.
Однако внешние признаки CUI не всегда присутствуют.
Профилактика CUI обеспечивается за счет хорошей
изоляции и нанесения надлежащего покрытия. Надлежащая
изоляция и техническое обслуживание изоляции просто
предотвращают проникновение большого количества воды. В
последние годы в нормах для оборудования/трубопроводов,
работающих в диапазоне температур CUI, и на которых
возникала CUI, часто указывается необходимость нанесения
системы покрытий. Рекомендуются высококачественные
покрытия, наносимые погружением, например те, которые
используются в резервуарах горячей воды. Более подробную
информацию смотри в публикации NACE 6H189. Хорошая
система покрытий должна сохраняться не менее 15 лет. Если
оборудованию/трубопроводу больше 5 лет, и оно не имеет
надлежащего защитного покрытия, инспектирование следует
планировать при первой же возможности.
Некоторые зоны и системы более чувствительны к CUI,
чем другие. Некоторые места и/или системы, например врезки
и зоны изоляции с видимыми повреждениями,
507
должны проверяться в первую очередь и
учитываться при
разработке
программ
инспектирования.
Примеры
таких
зон
включают без ограничения следующие:
a. Врезки
1. Все врезки и отверстия в изоляции систем
рубашки, такие как участки застоя (свечи,
сливы и другие подобные отверстия),
подвесы и другие опоры, клапаны и
арматура, приболченные опорные башмаки
трубопровода, лестницы и платформы.
2. Проходки для трубок пароспутников.
3. Концы изоляции на фланцах и других
компонентах.
b. Разрушенные участки изоляции
1. Поврежденная или отсутствующая
рубашка изоляции
2. Концы изоляции на вертикальных трубах
или оборудовании
3. Уплотнения швов, которые затвердели,
отделились или отсутствуют
4. Вздутия, пятна коррозии рубашки или
отсутствующие полосы (вздутие может
быть признаком скопления продукта
коррозии)
5. Нижние точки в системах с известными
перерывами в изоляции, в том числе нижние
точки длинных секций трубопроводов без
опор
6. Фланцы, болтовые соединения и другие
компоненты
из
углеродистой
и
низколегированной стали под изоляцией на
трубопроводах из высоколегированного
материала
Далее
приведены
примеры
других
подозрительных
зон,
которые
следует
принимать во внимание при проведении
инспектирования CUI:
a. Зоны, на которые попадают брызги градирен,
b. Зоны, на которые воздействуют паровые
свечи,
c. Зоны, попадающие под действие дренчерной
системы,
d. Зоны,
подверженные
технологическим
разливам, попаданию влаги или кислых паров.
e. Системы
из
углеродистой
стали,
работающие при температуре от 10°F до
250°F. CUI особенно опасна, если рабочая
температура
вызывает
частую
или
непрерывную конденсацию и повторное
испарение атмосферной влаги.
f. Системы из углеродистой стали, которые
обычно эксплуатируются при температуре
свыше 250°F, однако подвержены частым
простоям.
g. Участки застоя и ответвления, которые
выходят за пределы изоляции и работают при
температурах, отличных от температуры
рабочих линий, например опорные кольца
изоляции,
ответвления
трубопроводов/платформ.
h. Системы, в которых вибрация обычно вызывает
разрушения рубашки изоляции, обеспечивая пути
проникновения воды.
i. Системы с пароспутником, подверженные
пропускам пара, особенно на трубных фитингах
под изоляцией.
j. Системы с разрушенным покрытием и/или
обмоткой.
k. Оборудование, постоянно работающее при
температуре ниже атмосферной точки росы.
508
Смотровые люки или заглушки, которые
убираются при измерении толщины на
изолированных
системах,
являются
основными источниками возможной утечки в
изолированных системах. Данным участкам
следует уделить особое внимание. Необходимо
быстро снимать и ставить на место такие
заглушки.
N.4.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Для анализа CUI углеродистой и низколегированной стали
необходимы данные, перечисленные в Таблицах N-8 - N15.
защиты от погодных явлений (при наличии).
Шаг 6. Скорректировать скорость внешней
коррозии в соответствии со штрафом за трубные
опоры (если применимо).
Шаг 7. Скорректировать скорость внешней
коррозии в соответствии со штрафом за переход
(если применимо).
Шаг 8. Применить скорректированную скорость
внешней коррозии, а также число и тип
инспекций в модуле по истончению чтобы
определить TMSF.
N.4.2 ДОПУЩЕНИЯ:
1. Подозрительными участками являются
поврежденная изоляция, врезки, концы
изоляции и т.д.
2. Качество инспектирования - высокое.
3. Подготовка поверхности достаточна для
определения минимальной стенки для
неразрушающего метода контроля,
используемого для измерения толщины.
4. Примечание по безопасности: При
подготовке поверхности к инспектированию
соблюдайте осторожность.
N.4.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ ПО CUI УГЛЕРОДИСТОЙ И
НИЗКОЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ
Схема
определения
вспомогательного
коэффициента технического модуля по CUI
углеродистой и низколегированной стали
показана на Рисунке N-3A и N-3B.
Примечание: Из-за сложности внешней
коррозии и разнообразия форм такой коррозии
предлагается рассчитать пробный вариант на
основе каких-нибудь известных случаев
внешней
коррозии,
чтобы
определить
значение, наилучшим образом подходящее для
всех переменных.
Шаг 1. Определить «движущую силу»
внешней коррозии на заводе или исследуемой
части завода.
Шаг 2. Исходя из движущей силы и рабочей
температуры, определить скорость коррозии.
Шаг 3. Внести поправку на период времени, в
течение которого могла возникать внешняя
коррозия, исходя из типа и даты нанесения
покрытия.
Шаг 4. Внести поправку в скорость внешней
коррозии, исходя из сложности системы
(количество ответвлений, опор и т.д., которые
могут позволить воде проникнуть на
изолированные поверхности.
Шаг 5. Внести поправку в скорость внешней
коррозии, исходя из качественной оценки
состояния изоляции и приспособлений для
509
Таблица N-8—Исходные данные, необходимые для анализа CUI углеродистой и низколегированной
стали
Переменные
Замечания
Движущая сила внешней коррозии под изоляцией. Она может быть выражена местоположением
(например, в морском климате), возможностью попадания брызг градирни, использованием
дренчерных систем и другими факторами.
Скорость внешней коррозии. Определяется исходя из температуры и движущей силы (смотри
ниже), или вводится пользователем. Смотри Таблицу N-9.
Движущая сила
Скорость, в мил/год
Эффективность инспектирования
Определяет время (в годах), направляемое в технический модуль по истончению. По умолчанию
используются установленные сроки. Можно поменять, исходя из даты нанесения покрытия,
времени с последней обмотки и повторной изоляции.
Эффективность программы инспектирования CUI. Смотри Таблицу N-15.
Число инспекций
Число инспекций CUI.
Качество покрытия
Определяется типом применяемого покрытия под изоляцией. Смотри Таблицу N-10.
Отсутствует, среднее или высокое
Предложения:
Отсутствует—Покрытие отсутствует или имеется только грунтовка.
Среднее—Одиночное эпоксидное покрытие.
Высокое—Многослойное или наполненное эпоксидное покрытие.
Дата нанесения покрытия
Определяет срок эксплуатации покрытия.
Сложность
Число ответвлений (Таблица N-11) и т.д.: Ниже среднего, Средняя, Выше среднего
Хорошее состояние изоляции?
Определить, является ли состояние изоляции хорошим, на основе внешнего осмотра состояния
рубашки. Если изоляция хорошая, то не будет никаких признаков повреждения (например,
проколотое, оторванное или отсутствующее покрытие, защищающее от попадания воды, или
отсутствие уплотнения) и застоявшейся воды (например, коричневые, зеленые или черные
пятна). Внимательно осмотрите зоны, где вода может проникать через изоляцию, а именно
смотровые люки и участки с врезками в изоляцию (например, штуцеры, опорные кольца и
зажимы). Вода также скапливается в горизонтальных участках. Если отмечено разрушение, то
значение по умолчанию – «нет» (смотри Таблицу N-12).
Штраф за трубные опоры (Да/Нет)
Если трубопровод опирается непосредственно на балку или другую конструкцию, мешающую
проводить надлежащее обслуживание покрытия, внешняя коррозия может быть более
жесткой. Смотри Таблицу N-13.
Штраф за переход (Да/Нет)
Если трубопровод имеет переходы на местах входа в почву или воду, то такой участок
подвержен большей коррозии. Смотри Таблицу N-14.
Срок
Таблица N-9—Основные допущения и методы для анализа CUI углеродистой и низколегированной
стали Движущая сила
Рабочая
температура, °F
Морской климат / Зона попадания брызг
градирни (мил/год)
Температура
(мил/год)
Засушливый/сухой климат
(мил/год)
10 и менее
0
0
0
11 - 60
5
3
1
61 - 120
2
1
0
121 - 200
10
5
2
201 - 250
2
1
0
>250
0
0
0
Таблица N-10—Поправки на покрытие
Отсутствует
Срок = Дата нанесения покрытия
Качество покрытия
Среднее
Срок = Дата нанесения покрытия + 5
Высокое
Срок = Дата нанесения покрытия + 15
510
Таблица N-11—Поправки на сложность
Ниже среднего
Средняя
Выше среднего
Скорость = Скорость x 0,75
Скорость = Скорость x 1,0
Скорость = Скорость x 1,25
Таблица N-12—Поправки на состояние изоляции
Ниже среднего
Скорость = Скорость x 1,0
Средняя
Выше среднего
Скорость = Скорость x 0,5
Скорость = Скорость x 0,25
Таблица N-13—Поправки на штраф за трубные опоры
Штраф применяется
Штраф не применяется
Скорость = Скорость x 2,0
Скорость = Скорость x 1,0
Таблица N-14—Поправки на штраф за переходы
Штраф применяется
Штраф не применяется
Скорость = Скорость x 2,0
Скорость = Скорость x 1,0
N.5 Внешнее SCC аустенитных
нержавеющих сталей
Шаг 1. Определить «движущую силу» внешней коррозии на
заводе или исследуемой части завода.
Профилактика внешнего хлоридного коррозионного
растрескивания под напряжением (Cl-SCC) наилучшим
образом обеспечивается за счет предотвращения скопления
хлорида на поверхностях из нержавеющей стали. Следует
избегать контакта хлоросодержащих жидкостей, паров и
твердых частиц с неизолированными поверхностями.
Маркировки, штампы, лента и т.д., используемые на
нержавеющей
стали,
должны
иметь
сертификат,
подтверждающий годность для такого применения. В редких
случаях на неизолированную нержавеющую сталь наносится
защитное покрытие с внешней стороны.
Шаг 2. Исходя из движущей силы и рабочей температуры,
определить чувствительность.
N.5.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Данные, перечисленные в Таблице N-16, требуются для
технического модуля внешнего SCC аустенитной стали.
N.5.2 ИСХОДНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ И
МЕТОДЫ
Смотри Таблицы N-17 - N-19.
N.5.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ
Шаг 3. Внести поправку на имеющееся растрескивание: Если
на
данном
оборудовании
обнаружено
SCC,
то
чувствительность считается высокой.
Шаг 4. Индекс жесткости Cl-SCC описан в Таблице N-20.
Шаг 5. Определить период времени, в течение которого могла
возникать внешняя коррозия, исходя из времени с последнего
инспектирования (если оно было) или типа и даты нанесения
покрытия.
Шаг 6. Предполагается, что вероятность растрескивания
увеличится при увеличении времени с последнего
инспектирования в результате повышенного воздействия
нештатных условий и других абнормальных параметров. В
связи с этим, TMSF повышается в следующей пропорции:
Шаг 7. Конечный TMSF = TMSF x (лет с последнего
инспектирования на растрескивание)1.1.
Шаг 8. Например, TMSF оборудования/трубопровода,
равный 10, повысится до конечного TMSF, равного 58, за
пять лет без проведения инспектирования, за 10 лет без
инспектирования повысится до 125.
Схему определения вспомогательного коэффициента
технического модуля для внешнего Cl-SCC аустенитной
нержавеющей стали смотри на Рисунке N-4.
Примечание: Из-за сложности внешней коррозии и
разнообразия форм такой коррозии предлагается рассчитать
пробный вариант на основе каких-нибудь известных случаев
внешней коррозии, чтобы определить значение, наилучшим
образом подходящее для всех переменных.
511
Таблица N-15—Категории инспектирования для CUI углеродистой низколегированной стали
Категория
эффективности
инспектирования
Снятие изоляции
Изоляция не снимается
A
•
Снять >95% изоляции;
И
•
провести визуальный осмотр открытых участков
поверхности с последующим ультразвуковым,
радиографическим контролем или измерением глубины
разрушения (при необходимости).
Для всей площади поверхности:
• > 95% профильная радиография или
радиография в реальном времени.
B
Для всей площади поверхности:
•
>95% внешний осмотр перед снятием изоляции;
И
•
снять >60% общей площади изоляции, включая
подозрительные участки;
И
•
визуальный контроль открытых участков поверхности с
последующим ультразвуковым, радиографическим контролем
или измерением глубины разрушения (при необходимости).
Для всей площади поверхности:
•
> 95% внешний осмотр;
И
• последующая профильная радиография или
радиография в реальном времени > 60% общей
площади поверхности изоляции, включая
подозрительные участки.
C
Для всей площади поверхности:
•
> 95% внешний осмотр перед снятием изоляции;
И
•
снять > 30% общей площади изоляции, включая
подозрительные участки;
И
•
визуальный контроль открытых участков поверхности с
последующим ультразвуковым, радиографическим контролем
или измерением глубины разрушения (при необходимости).
Для всей площади поверхности:
•
>95% внешний осмотр;
И
• последующая профильная радиография или
радиография в реальном времени > 30% общей
площади поверхности изоляции, включая
подозрительные участки.
D
•
> 95% внешний осмотр перед снятием изоляции;
И
•
снять > 5% общей площади изоляции, включая
подозрительные участки.
И
•
визуальный контроль открытых участков поверхности с
последующим ультразвуковым, радиографическим контролем
или измерением глубины разрушения (при необходимости).
Для всей площади поверхности:
•
>95% внешний осмотр;
И
• последующая профильная радиография или
радиография в реальном времени > 5% общей
площади поверхности изоляции, включая
подозрительные участки.
E
•
снять > 5% изоляции и провести инспекцию;
ИЛИ
•
отсутствие инспектирования или неэффективные методы
инспектирования.
отсутствие инспектирования или неэффективные
методы инспектирования или визуальный
контроль < 95%.
Таблица N-16—Исходные данные, требуемые для анализа внешнего SCC аустенитной нержавеющей
стали
Переменная
Замечания
Движущая сила
Движущая сила внешней коррозии. Она может быть выражена местоположением (например, в
морском климате), возможностью попадания брызг градирни, использованием дренчерных систем
и другими факторами.
Жесткость растрескивания
Жесткость растрескивания для модуля внешнего коррозионного растрескивания.
На основании чувствительности (температура и погодные условия, смотри Таблицу N-17).
Срок
Определяет время (лет) для использования при расчетах TMSF.
По умолчанию используются установленные сроки. Можно поменять, исходя из даты нанесения
покрытия, даты последнего инспектирования.
Эффективность
инспектирования
Эффективность программы инспектирования внешней коррозии. Смотри Таблицу N-19.
Число инспекций
Число инспекций внешней коррозии.
Дата инспектирования
Дата последнего инспектирования внешней коррозии.
Качество покрытия
Определяется типом применяемого покрытия под изоляцией. Смотри Таблицу N-18.
Отсутствует, среднее или высокое
Срок покрытия
Определяет срок эксплуатации покрытия.
Необходимо указывать, если только качество покрытия не определено как «отсутствует».
512
Рисунок N-3A—Схема модуля CUI для углеродистой и низколегированной
стали
513
Рисунок N-3В—Схема модуля CUI для углеродистой и низколегированной стали
Таблица N-17—Чувствительность к SCC аустенитной нержавеющей стали
Движущая сила
Рабочая
температура, °F
Морской климат / Зона
попадания брызг градирни
Температура
Засушливый/сухой климат
<140
140 - 200
Отсутствует
Средняя
Отсутствует
Низкая
Отсутствует
Отсутствует
200 - 300
Низкая
Низкая
Отсутствует
>300
Отсутствует
Отсутствует
Отсутствует
Таблица N-18—Поправка на покрытия
Качество покрытия
Отсутствует
Срок = Дата нанесения или дата
последнего инспектирования (если
проводилось инспектирование
оборудования).
Среднее
Срок = Дата нанесения + 5 или дата
последнего инспектирования (если
проводилось инспектирование
оборудования).
Высокое
Срок = Дата нанесения + 15 или дата
последнего инспектирования (если
проводилось инспектирование
оборудования).
Таблица N-19—Категории инспектирования внешнего SCC аустенитной нержавеющей стали
Категория эффективности
инспектирования
A
Разрушающий контроль
Для общей площади поверхности: • >95% цветная или электроиндуктивная дефектоскопия с
последующим ультразвуковым контролем соответствующих показателей.
B
Для общей площади поверхности: • >60% цветная или электроиндуктивная дефектоскопия с
последующим ультразвуковым контролем соответствующих показателей.
C
Для общей площади поверхности: • >30% цветная или электроиндуктивная дефектоскопия с
последующим ультразвуковым контролем соответствующих показателей.
D
Для общей площади поверхности: • >5% цветная или электроиндуктивная дефектоскопия с
последующим ультразвуковым контролем соответствующих показателей.
E
Меньше чем эффективность "D", либо отсутствие инспектирования, либо применение
неэффективных методов инспектирования.
514
Рисунок N-4—Схема модуля внешнего SCC аустенитной нержавеющей стали
Таблица N-20—Индекс жесткости CISCC
Чувствительность
Внешняя коррозия для
нержавеющих сталей (Cl-SCC)
Высокая
50
Средняя
10
Низкая
1
N.6 Внешнее SCC под изоляцией
аустенитной нержавеющей стали
Изоляция может быть источником хлоридов
и/или
задерживать
воду
и
хлориды,
концентрирующиеся под изоляцией. Cl-SCC
может быть вызвано брызгами морской воды и
градирен, разносимыми преобладающими
ветрами. Брызги впитываются изоляцией
оборудования/трубопровода из аустенитной
нержавеющей
стали,
хлориды
концентрируются за счет испарения, и в зонах
с остаточными напряжениями (например, на
швах и изгибах) возникает растрескивание.
Другие случаи растрескивание под изоляцией
происходят за счет капанья воды на
изолированную трубу и вымывания хлоридов
из изоляции.
Профилактика Cl-SCC под изоляцией лучше
всего проводить за счет предотвращения
скопления хлоридов на поверхности из
нержавеющей стали.
Это наилучшим образом обеспечивается,
прежде
всего,
за
счет
поддержания
целостности изоляции. Во-вторых, следует
предотвратить контакт ионов хлоридов с
поверхностью из нержавеющей стали за счет
нанесения защитного покрытия. Покрытие,
наносимое
окунанием,
пригодное
для
нержавеющей стали, является наиболее
практичным и проверенным методом защиты.
Тем не менее, обертывание нержавеющей
стали алюминиевой фольгой, которая является
как защитным покрытием, так и анодом
катодной защиты, также зарекомендовало свою
эффективность.
N.6.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Для технического модуля внешнего SCC под
изоляцией аустенитной нержавеющей стали
требуются данные, перечисленные в Таблице N21.
N.6.2 ИСХОДНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ И
МЕТОДЫ
Смотри Таблицы N-22 - N-27.
N.6.3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО
КОЭФФИЦИЕНТА ТЕХНИЧЕСКОГО
МОДУЛЯ
515
Схему
определения
вспомогательного
коэффициента технического модуля для
внешнего SCC под изоляцией аустенитной
нержавеющей стали смотри на Рисунке N-5A
и N-5B.
516
Таблица N-21— Исходные данные, требуемые для модуля внешнего SCC под изоляцией
аустенитной нержавеющей стали
Переменная
Замечания
Движущая сила внешней коррозии. Она может быть выражена местоположением (например, в морском
климате), возможностью попадания брызг градирни, использованием дренчерных систем и другими
факторами.
Движущая сила
Жесткость растрескивания Жесткость растрескивания для модуля внешнего коррозионного растрескивания.
На основании чувствительности (температура и погодные условия, смотри Таблицу N-22).
Срок
Определяет время (лет) для использования при расчетах TMSF.
По умолчанию используются установленные сроки. Можно поменять, исходя из даты нанесения
покрытия, даты последнего инспектирования.
Эффективность программы инспектирования внешней коррозии. Смотри Таблицу N-19.
Эффективность
инспектирования
Число инспекций
Число инспекций внешней коррозии.
Дата инспектирования
Дата последнего инспектирования внешней коррозии под изоляцией.
Качество покрытия
Определяется типом применяемого покрытия под изоляцией.
Отсутствует, среднее или высокое. Смотри Таблицу N-23.
Срок покрытия
Определяет срок эксплуатации покрытия.
Необходимо указывать, если только качество покрытия не определено как «отсутствует»
Является ли качество
изоляции хорошим?
(Да/Нет)
Сложность
Если изоляция хорошая, то не будет никаких признаков повреждения (например, проколотое,
оторванное или отсутствующее покрытие, защищающее от попадания воды, или отсутствие
уплотнения) и застоявшейся воды (например, коричневые, зеленые или черные пятна). Внимательно
осмотрите зоны, где вода может проникать через изоляцию, а именно смотровые люки и участки с
врезками в изоляцию (например, штуцеры, опорные кольца и зажимы). Вода также скапливается в
горизонтальных участках. Если отмечено разрушение, то значение по умолчанию – «нет» (смотри
Таблицу N-25).
Количество ответвлений и т.д.: Ниже среднего, Средняя, Выше среднего. Смотри Таблицу N-24.
Отсутствие CI в изоляции?
(Да/Нет)
Убедиться, что в изоляции нет хлорида. Если это не установлено, то считается, что CI имеется. Смотри
Таблицу N-26.
Таблица N-22—Чувствительность к SCC аустенитной нержавеющей стали
Рабочая температура,
°F
<140
140 - 200
200 - 300
>300
Движущая сила
Морской климат / Зона попадания брызг
градирни
Отсутствует
Высокая
Средняя
Отсутствует
Температура
Засушливый климат
Отсутствует
Средняя
Низкая
Отсутствует
Отсутствует
Низкая
Отсутствует
Отсутствует
Таблица N-23—Поправки на покрытие
Качество покрытия
Отсутствует
Среднее
Срок = Дата нанесения или дата
последнего инспектирования (если
проводилось инспектирование
оборудования).
Срок = Дата нанесения + 5 или дата
последнего инспектирования (если
проводилось инспектирование
оборудования).
Высокое
Срок = Дата нанесения + 15 или дата
последнего инспектирования (если
проводилось инспектирование
оборудования).
Таблица N-24—Поправки на сложность
Ниже среднего
Средняя
Выше среднего
Чувствительность уменьшается на один
уровень (например, со среднего до низкого)
Чувствительность не изменяется.
Чувствительность увеличивается на один
уровень (например, со среднего до высокого)
Таблица N-25— Поправки на состояние изоляции
Ниже среднего
Чувствительность увеличивается на один
уровень (например, с низкого до среднего)
Среднее
Чувствительность не изменяется.
Выше среднего
Чувствительность уменьшается на один
уровень (например, с высокого до среднего)
517
518
Таблица N-26—Поправки на изоляцию, не содержащую хлорида
Не содержит хлоридов
Чувствительность уменьшается на один уровень (например, со
среднего до низкого)
Содержит хлориды
Чувствительность не изменяется.
Таблица N-27—Категории инспектирования CUI для нержавеющей стали
Inspection
Effectiveness
Category
A
B
C
D
Разрушающий контроль
Для общей площади поверхности:
• > 95% цветная или электроиндуктивная
дефектоскопия с последующим ультразвуковым
контролем соответствующих показателей.
Неразрушающий контроль
В настоящее время не существует методов контроля,
отвечающих требованиям категории "A".
Для общей площади поверхности:
Для общей площади поверхности:
• > 60% цветная или электроиндуктивная
дефектоскопия с последующим ультразвуковым
контролем соответствующих показателей.
•
> 95% автоматическое или ручное ультразвуковое
сканирование
ИЛИ
•
акустико-эмиссионный контроль с последующим
контролем 100% соответствующих показателей.
Для общей площади поверхности:
• > 30% цветная или электроиндуктивная
дефектоскопия с последующим ультразвуковым
контролем соответствующих показателей.
Для общей площади поверхности:
Для общей площади поверхности:
Для общей площади поверхности:
• > 5% цветная или электроиндуктивная
дефектоскопия с последующим ультразвуковым
контролем соответствующих показателей
• > 67% автоматическое или ручное ультразвуковое сканирование
•
> 30% автоматическое или ручное ультразвуковое
сканирование
ИЛИ
•
> 60% радиографический контроль.
Примечание: Из-за сложности внешней коррозии и
разнообразия форм такой коррозии предлагается рассчитать
пробный вариант на основе каких-нибудь известных случаев
внешней коррозии, чтобы определить значение, наилучшим
образом подходящее для всех переменных.
Шаг 7. Внести поправку в чувствительность, исходя из
качественной оценки состояния изоляции и приспособлений
для защиты от погодных явлений (при наличии).
Шаг 1. Определить «движущую силу» внешней коррозии на
заводе или исследуемой части завода.
Шаг 8. Применить скорректированную чувствительность, а
также число и тип инспекций в модуле SCC (смотри Таблицу
M-10), чтобы определить TMSF.
Шаг 2. Исходя из движущей силы и рабочей температуры,
определить чувствительность.
Шаг 3. Внести поправку на имеющееся растрескивание: Если
на данном оборудовании обнаружено SCC, то чувствительность
считается высокой.
Шаг 4.
Индекс жесткости Cl-SCC описан в Таблице N-20.
Шаг 5. Определить период времени, в течение которого могла
возникать внешняя коррозия, исходя из времени с последнего
инспектирования (если оно было) или типа и даты нанесения
покрытия.
Шаг 6. Внести поправку чувствительности на основе
сложности системы (количество ответвлений, опор и т.д.,
которые могут обеспечить проникновение
воды к
изолированным поверхностям.
Шаг 9. Предполагается, что вероятность растрескивания
увеличится при увеличении времени с последнего
инспектирования в результате повышенного воздействия
нештатных условий и других абнормальных параметров. В
связи с этим, TMSF повышается в следующей пропорции:
Шаг 10. Конечный TMSF = TMSF x (лет с последнего
инспектирования на растрескивание)11.
Шаг 11. Например, TMSF оборудования/трубопровода, равный
10, повысится до конечного TMSF, равного 58, за пять лет без
проведения инспектирования, за 10 лет без инспектирования
повысится до 125.
519
Рисунок N-5A— Схема модуля внешнего SCC под изоляцией для аустенитной нержавеющей стали
520
Рисунок N-5B— Схема модуля внешнего SCC под изоляцией для аустенитной нержавеющей стали
521
Форма заказа публикаций API, 2000 г.
Дата (месяц, день, год)
□ член API (казать, если да)
Адрес доставки (не поставляется в а/я)
Счет для: □ (указать, если совпадает с адресом доставки)
Компания:__________________________
Компания:__________________________
Название/отдел:_____________________
Название/отдел:_____________________
Адрес:______________________________
Адрес:______________________________
____________________________________
____________________________________
Город:__________ Штат/провинция:________
Город:__________ Штат/провинция:________
Индекс:_________ Страна:______________
Индекс:_________ Страна:______________
Телефон заказчика (в дневное время):________
Телефон заказчика (в дневное время):________
Факс:__________________
(Важно для иностранных заказов)
Факс:__________________
(Важно для иностранных заказов)
□ Оплату прилагаю, $_____________
□ Оплата по счету
□ MasterCard
□ VISA
□ American Express
Счет №:______________________
Название (как указано на карте):___________
Действительно до:_____________
Подпись:_____________________
Количество
Номер
заказа
С51008
□ Прошу выставить счет
а/я №:_________
Лицевой счет №:____________________
Налоги с продаж штатов – Американский институт нефти должен собирать
налоги за доставку публикаций в следующие штаты: AL, AR, CT, DC, FL,
GA, IL, IN, IA, KS, KY, ME, MD, MA, MI, MN, MO, NE, NJ, NY, NC, ND, OH,
PA, RI, SC, TN, TX, VT, VA, WV и WI. Предварительная оплата заказов,
доставленных в указанные штаты, должна включать все действующие налоги
с продаж, если покупатель не освобожден от таких налогов. Если Вы
освобождены от налогов, просьба указать номер льготы, штат и приложить
копию сертификата освобождения от уплаты налогов.
Номер льготы:________________________ Штат:________
Наименование
SO*
Цена за
единицу
85,00$
Итого
API 510, Правила инспектирования сосудов под давлением:
инспек. ТО, оценка, ремонт и изменение
С52104
RP 521, Нормы для предохранительных систем и систем
120,00$
сброса давления
С57002
API 570, Правила инспектирования трубопроводов: инспек.,
75,00$
ремонт, изменение и повторная оценка эксплуатируемых
трубопроводных систем
С57901
RP 521, Годность к эксплуатации
595,00$
С65302
STD 653, Инспектирование резервуаров: ремонт, изменение и
125,00$
реконструкция
К75000
RP 750, Управление технологическими рисками
42,00$
С94105
RP 941, Стали для применение в водородных средах при
65,00$
высокой температуре и давлении
Промежуточный итог
Налог с продаж штата (смотри выше)
Сбор за экспресс доставку (смотри ниже)
Транспортировка и погрузка/разгрузка (смотри ниже)
Итого (долларов США)
* Если планируется заказ будущих изданий данной публикации, поставьте отметку в соответствующем поле.
Цена и наличие товара может меняться без предупреждения.
Транспортировка и погрузка/разгрузка: все заказы доставляются службой UPS или первоклассной почтовой службой в
США и Канаде. Заказы во все другие страны доставляются авиапочтой. В США и Канаде стоимость составляет 5$ за
обработку заказа плюс фактические транспортные расходы. Во все другие страны - 15$ за обработку заказа плюс
фактические транспортные расходы.
Сбор за экспресс доставку – FedEx: 10$ сверх расходов. Указать номер счета заказчика FedEx: _________. UPS: при
доставке на следующий день - 10$ сверх фактических транспортных расходов (1-9 предметов), при доставке на второй день
- 10$ сверх фактических транспортных расходов (1-9 предметов).
Оптовые экспресс заказы - 10$ сверх фактических транспортных расходов (1-9 предметов), если более 9 предметов, то
плюс 1$ за каждый дополнительный предмет. Примечание: экспресс доставка в иностранные государства осуществляется
только при наличии счета заказчика FedEx.
Условия возврата: в течение 45 суток от даты начального счета возврату подлежат только публикации, доставленные в
поврежденном состоянии в результате ошибок при перевозке или погрузке/разгрузке, при отсутствии марки и другого рода
этикеток. С каждым возвратом необходимо направлять копию начального счета. Для материала, который не был поврежден
или доставлен по ошибке, может потребоваться предварительная экспертиза, и связанные транспортные расходы будут
отнесены на счет заказчика. Все возвраты направляются предварительно оплаченной почтовой доставкой третьего класса.
Если возврат произошел из-за ошибок при обработке и доставке, то API возместит почтовые расходы.
Почтовый заказ: Американский институт нефти, стол заказов, 1220 L Street, NW, Вашингтон, округ Колумбия, 20005-4070,
США.
Заказ по телефону: 202-682- 8375
Заказ по факсу: 202-962-4776
Для улучшения обслуживания при заказе указывайте код: LA45090200
522
Американский институт нефти обеспечивает дополнительные промышленные
ресурсы и программы, основанные на стандартах API. Для получения
подробной информации обращайтесь:
• Обучение/Семинары
Тел.: 202-682-8490
Факс: 202-962-4797
• Программы сертификации инспекторов Тел.: 202-682-8161
Факс: 202-962-4739
• Регистратор качества
института нефти
Тел.: 202-682-8574 Американского
Факс: 202-682-8070
• Программа лицензирования монограмм Тел.: 202-962-4791
Факс: 202-682-8070
• Система лицензирования и
сертификации моторного масла
Тел.: 202-682-8233
Факс: 202-962-4739
Для получения бесплатного экземпляра каталога публикаций, программ и
услуг API звоните 202-682-8375 или высылайте Вашу заявку по факсу
202-962-4776. Либо смотри сетевой интерактивный каталог на сайте
www.api.org/cat.
Американский
Институт
Нефти
Помогает Вам сделать
работу правильно.
523
Дополнительные экземпляры заказывать в отделе публикаций и
распространения API: (202) 682-8375
Информацию по публикациям, программам и услугам API смотри на
Интернет сайте: http://www.api.org
524
Американский
Институт
Нефти
1220 L Street, Northwest
Вашингтон, округ Колумбия. 20005-4070
202-682-8000
525
Заказ № C581001
526