«Согласовано» Комитет по Государственному контролю за чрезвычайными ситуациями и промышленной безопасностью МЧС РК приказ № ______ от «___» «________» 2009г | |||||
Гарантия Целостности Оборудования | |||||
| |||||
НАЗВАНИЕ: | Методическая рекомендация по проведению технических освидетельствований (инспекций), с учетом факторов риска на объектах КПО б. в. | ||||
№ ДОКУМЕНТА: | KPO-AL-PIA-GLS-00001-R | ||||
Данная копия не является официальной, если не вызвана на экран из внутрикорпоративной сети КПО Intranet. | |||||
Дж. Г. | Ф. А./ТН | Т. Х. | |||
A1 | Для исполнения | Инженер ГЦО | Инженер ГЦО | Руководитель секции ГЦО | |
Ред. | Назначение | Дата | Подготовил | Проверил | Утвердил |
перечень внесенных изменений/дополнений
Редакция | Изменения/Дополнения |
A1 |
Для исполнения Данный документ заменяет KPO-00-AIM-PRO-00002 (помещённый в архив) с таким же названием из-за внесённых изменений и новой нумерации. |
Содержание
РЕГИСТРАЦИЯ ИЗДАНИЙ 2
1 обобщающий обзор 5
2 введение 6
3 границы УСТАНОВКИ 6
4 Ссылки 6
5 сокращения / условные обозначения 9
6 определения 11
7 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ (инспекция) с учётом факторов риска 12
7.1 УРОВЕНЬ I RBI 12
7.2 УРОВЕНЬ II RBI 13
7.3 УРОВЕНЬ III RBI 14
8 ОЦЕНКА ВЕРОЯТНОСТИ ОТКАЗА (LoF) 14
9 ОЦЕНКА ПОСЛЕДСТВИЙ ОТКАЗА (CoF) 16
10 ВЫЧИСЛЕНИЕ РИСКОВ 16
11 КОЭФФИЦИЕНТ ДОСТОВЕРНОСТИ 17
12 ФАКТОР ПЕРИОДИЧНОСТИ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) 18
13 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА 19
14 периодичность проведения ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) и ограничение верхнего предела периодичности ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) 20
15 ОЦЕНКА, НЕ ЗАВИСЯЩАЯ ОТ ВРЕМЕНИ 21
16 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРИОДИЧНОСТИ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫХ КЛАПАНОВ 22
17 ОХВАТ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) 23
18 ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) 24
19 Работа группы 24
19.1 ПРИМЕЧАНИЯ 24
ПРИЛОЖЕНИЕ A – КАТЕГОРИИ ВЕРОЯТНОСТИ ОТКАЗА 25
ПРИЛОЖЕНИЕ B – КАТЕГОРИИ ПОСЛЕДСТВИ ОТКАЗОВ 49
ПРИЛОЖЕНИЕ C – КАТЕГОРИИ ДОСТОВЕРНОСТИ 50
приложение D – план ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ (ИНСПЕКЦИИ) сосуда под давлением (пример) 52
2 обобщающий обзор
Техническое освидетельствование (инспекция) с учётом факторов риска (Risk Based Inspection – RBI) представляет собой процесс систематического определения Вероятности Отказа (LoF) и Последствий Отказа (CoF) для единицы или группы компонентов оборудования с целью определения оптимальных, приоритетных сроков следующего технического освидетельствования (инспекции). Помимо введения процесса управления, что является значительным вкладом в улучшение технической целостности, RBI может также способствовать проведению целевых и оптимальных технически освидетельствованных (инспекционных) работ, что улучшит надёжность спроектированного и эксплуатируемого надлежащим образом оборудования.
Правильно применяемые методики RBI также являются надёжной альтернативой строго предписываемым датам инспекции. Таково было положение дел в международном масштабе на протяжении многих лет.
На Диаграмме 1.0 показано, где в иерархии документов КПО находится данная процедура.
ДИАГРАММА 1.0
ИЕРАРХИЯ ДОКУМЕНТОВ КПО
|
3 введение
В методической рекомендации описывается процесс RBI, на основе классификации рисков, определяющей последующие даты технического освидетельствования (инспекции) оборудования, применяемой к оборудованию, работающему под давлением, подпадающему в границы установки и используемому КПО на промысловых и перерабатывающих объектах Карачаганакского месторождения.
Описываемый процесс RBI следует использовать вкупе с рядом Руководств по Управлению Целостностью для каждой системы, которые описывают:-
· Зоны коррозии, составляющие систему,
· Основы выбора материалов для системы,
· Потенциальную металлургическую деградацию и факторы загрязнения в каждой системе,
· Предохранительные меры, обеспечивающие контроль коррозии и управление целостностью,
· Историю коррозии и инспекций системы,
· Случаи проявления нарушения технологических параметров,
· Последующие действия.
4 границы УСТАНОВКИ
Границы установки охватывают все технологическое и теплообменное оборудование, трубы и предохранительные устройства, спроектированные в соответствии с международными проектными правилами [ссылка 1] для объектов Фазы II. Объекты, установленные до начала Фазы II, были спроектированы согласно проектным кодам КазССР.
5 Ссылки
ПРОЕКТНЫЕ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ КОДЫ
1 | ASME B31.3 - Process Piping ASME B31.3 – Технологические трубы |
2 | ASME BPVC - Section VIII Division 1, Rules for Construction of Pressure Vessels Раздел VIII Часть 1, Правила по строительству сосудов высокого давления |
3 | ASME BPVC - Section VIII Division 2, Rules for Construction of Pressure Vessels – Alternative Rules ASME BPVC – Раздел VIII Часть 2, Правила по строительству сосудов высокого давления – Альтернативные правила |
4 | API STD 510 - Pressure Vessel Inspection Code (and API RP 572 - Inspection of Pressure Vessels) API STD 510 – Правила инспектирования сосудов высокого давления (и API RP 572 – Инспектирование сосудов высокого давления) |
5 | API RP 520 - Sizing Selection and Installation of Pressure Relieving Devices in Refineries API RP 520 – Выбор размеров и установка приспособлений по спуску давления на перерабатывающих заводах |
6 | API RP 571 - Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry API RP 571 – Механизмы разрушения, влияющие на стационарное оборудование перерабатывающей отрасли |
7 | API STD 570 - Piping Inspection Code (and API RP 574 - Inspection Practices for Piping System Components) API STD 570 – Правила инспектирования трубопроводов (и API RP 574 – Практика инспектирования составных элементов трубопроводных систем) |
8 | API RP 576 - Inspection of Pressure Relieving Devices API RP 576 – Инспектирование устройств по спуску давления |
9 | API RP 579 - Fitness for Service API RP 579 – Пригодность к эксплуатации |
10 | API RP 580 - Risk Based Inspection API RP 580 – Инспекция с учётом факторов риска |
11 | API PUBL 581 - Risk Based Inspection Base Resource Document API PUBL 581 – Основной документ по инспекции с учётом факторов риска |
12 | API STD 660 - Shell and Tube Heat Exchangers for General Refinery Service API STD 660 – Кожухотрубчатые теплообменники для перерабатывающих отраслей |
13 | API STD 661 - Air Cooled Heat Exchangers for Refinery Service API STD 661 – Теплообменники с воздушным охлаждением для перерабатывающих отраслей |
ДРУГИЕ ИСТОЧНИКИ СПРАВОЧНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
3 | KPO-HSE-PR-017 - Activity Risk Assessment KPO-HSE-PR-017 – Оценка риска работы |
15 | AVIFF - Avoidance of Vibration Induced Fatigue Failure in Process Pipework - Energy Institute 2008 AVIFF – Предотвращение неполадок, вызванных вибрационной усталостью, в технологических трубопроводах – Институт энергетики 2008 |
76 | Predictive Model for CO2 Corrosion Engineering in Wet Natural Gas Pipelines, C. de Waard, U. Lotz, NACE 1991 Paper 577 Прогнозирующая модель коррозии, вызываемой СО2 в трубопроводах влажного природного газа, К. де Ваард, У. Лотц, NACE 1991, Статья 577 |
8 | Prediction of CO2 Corrosion of Carbon Steel, C. de Waard, NACE 1993, Paper 69 Прогнозирование коррозии углеродистых сталей под воздействием СО2, К. де Ваард, NACE 1993, Статья 69 |
98 | EFC Publication No. 23: CO2 Corrosion Control in Oil & Gas Production - Design Considerations Публикация EFC № 23: Контроль коррозии, вызываемой СО2, в нефтегазовой промышленности – Проектные решения |
69 | Corrosion under insulation (CUI) guidelines (EFC 55) Руководство по коррозии под изоляцией (EFC 55) |
10 | Microbial Corrosion (EFC 29) and Microbial Corrosion (EFC 15) Бактериальная коррозия (EFC 29) и Бактериальная коррозия (EFC 15) |
21 | NACE RP0170 – Protection of Austenitic Stainless Steel from Polythionic Acid Stress Corrosion Cracking during Shutdown of Refinery Equipment NACE RP0170 – Защита аустенитных нержавеющих сталей от коррозионного растрескивания под воздействием политионовой кислоты во время ППР оборудования перерабатывающих установок |
22 | Corrosion Date Survey – Metals Section, NACE International Исследования коррозионных данных – Секция металлов, NACE International |
23 | API RP 945 - Avoiding Environmental Cracking in Amine Units API RP 945 – Предотвращение растрескивания под воздействием окружающей среды в установках амина |
24 | NACE MR0175 / ISO 15156 - Petroleum and Natural Gas Industries – Materials for use in H2S containing Environments in Oil and Gas Production - Part 1: General principles for selection of cracking resistant materials - Part 2: Cracking resistant carbon and low alloy steels, and the use of cast irons - Part 3: Cracking resistant corrosion resistant alloys and other alloys NACE MR0175 / ISO 15156 – Нефтегазовые отрасли – Материалы для использования в сероводородсодержащей среде при добыче нефти и газа - Часть 1: Основные принципы выбора материалов, устойчивых к растрескиванию - Часть 2: Сплавы, устойчивые к образованию трещин, и использование чугуна - Часть 3: Сплавы, устойчивые к растрескиванию и коррозии, и другие сплавы |
25 | Materials Requirements for Carbon and Low Alloy Steels for H 2 S-Containing Environments in Oil and Gas Production (EFC 16, 2nd Edition) Corrosion Resistant Alloys for Oil and Gas Production: Guidance on General Requirements and Test Methods for H 2 S Service (EFC 17, 2nd Edition) Требования к углеродистым и низколегированным сталям для использования в сероводородсодержащей среде в нефтегазовом промысле (EFC 16, 2-е издание) Антикоррозионные сплавы для нефтегазовых промыслов: руководство по общим требованиям и методам тестирования сероводорода (EFC 17, 2-е издание) |
26 | Survey of Literature on Crevice Corrosion () (EFC 30) Обзор литературы по контактной коррозии () (EFC 30) |
27 | Corrosion of Metals in Deaerated Seawater, J. W. Oldfield, G. L Swales, B. Todd, Bahrain Society of Engineers / NACE Conference, January 1981 Коррозия металлов в деаэрированной морской воде, Дж. У. Оулдфилд, , Б. Тодд, Общество инженеров Бахрейна / Конференция NACE, январь 1981 |
6 сокращения / условные обозначения
API | American Petroleum Institute Американский нефтяной институт |
ASME | American Society of Mechanical Engineers Американское общество инженеров-механиков |
BPVC | Boiler and Pressure Vessel Code Правила котлонадзора и сосудов высокого давления |
CA | Corrosion Allowance Допуск на коррозию |
CoF | Consequence of Failure Последствия отказа |
EFC | European Federation of Corrosion Европейская федерация по вопросам коррозии |
ERATE | Erosion Rate Скорость эрозии |
FFS | Fitness For Service Пригодность к эксплуатации |
HSEQ | Health, Safety, Environment, & Quality Охрана труда, ТБ, ООС и качество |
ISO | International Organisation for Standardisation Международная организация по стандартизации |
KPO | Karachaganak Petroleum Operating Карачаганак Петролеум Оперейтинг |
LoF | Likelihood of Failure Вероятность отказа |
MAWT | Minimum Allowable Wall Thickness (code based) Минимально допустимая толщина стенки (согласно правил) |
MDMT | Minimum Design Metal Temperature Минимальная проектная температура металла |
MOC | Management Of Change Управление изменениями |
MTD | Marine Technology Directorate Директорат морских технологий |
NDT | Non-Destructive Testing Неразрушающий контроль |
NTD | Non-Time Dependent Независимый от времени |
NWT | Nominal Wall Thickness Номинальная толщина стенки |
PoD | Probability of Detection Возможность обнаружения |
PSV | Pressure Safety Valve Предохранительный клапан |
PTFE | Polytetrafluoroethylene (Teflon) Политетрафлюороэтилен (Тефлон) |
PUBL | Publication Публикация |
RBI | Risk Based Inspection Инспекция с учётом факторов риска |
RP | Recommended Practice Рекомендуемые методики |
STD | Standard Стандарт |
TD | Time Dependent Зависящий от времени |
tnom | Nominal wall thickness Номинальная толщина стенки |
tca | tnom – CA номинальная толщина – допуск на коррозию |
tFFS | Fitness For Service minimum thickness Минимальная толщина при годности к эксплуатации |
7 определения
Risk Based Inspection Инспекция с учётом факторов риска | «Техническое освидетельствование (Инспекция) с учётом факторов риска» представляет собой полное использование оценки риска для планирования, выполнения и оценки результатов технического освидетельствования (инспекции), проверок и мониторинга для контроля механической целостности технологической системы. |
Asset Integrity Целостность объекта | Под «Целостностью объекта» подразумевается возможность объекта выполнять требуемую функцию эффективно и рационально, не нанося ущерба здоровью людей и окружающей среде |
Asset Integrity Management Управление целостностью объектов | «Управление целостностью объекта» представляет собой средства, обеспечивающие наличие, использование и пригодность в соответствии с назначением людей, систем, процессов и ресурсов в течение всего срока эксплуатации объекта. |
Mechanical Integrity Механическая целостность | «Механической целостностью» называется способность оборудования и трубных линий систем высокого давления сдерживать проектные давления и температуры. Это соотносится с физическими и металлургическими свойствами оборудования и трубопроводов, составляющих технологическую систему. |
Metallurgical Degradation Металлургическая деградация | «Металлургическая деградация» включает все формы деградации материала, происходящих в результате контакта материала с технологической и внешней средами. Сюда входят коррозия, эрозия, растрескивание под воздействием внешней среды, усталость, ползучесть, охрупчивание. Механические повреждения, вызванные вмешательством третьей стороны, в этот список не входят. |
8 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ (инспекция) с учётом факторов риска
Техническое освидетельствование (Инспекция) с учётом факторов риска приобретает большее применение в качестве стандартного подхода в нефтяной промышленности в управлении механической целостностью технологических и вспомогательных систем. Был разработан ряд методик RBI, некоторые из них имеются в продаже, в то время как другие остаются собственностью отдельных операторов.
Обычно методики технического освидетельствования (инспекции) с учётом факторов риска (RBI) соответствуют указаниям API [ссылка 10]; болee определённыe методики описанные в API документе [ссылка 11]. Каждая методология требует анализ вероятности отказа и последствий отказа объекта. Таким образом, риск оборудования определяется, как:
Риск = Вероятность x Последствия
Рекомендации API используют три следующих уровня критериев.
· Качественный (Уровень I) – Меньше данных и больше участия экспертной оценки,
· Полуколичественный (Уровень II) – Равное соотношение ввода данных, экономически эффективный подход,
· Количественный (Уровень III) – Больший объём подробных данных.
Процесс RBI (технического освидетельствования (инспекции) с учетом факторов риска) представлен в КПО двумя уровнями (Уровень I и II), где каждый уровень предусматривает последовательное повышение точности количественного анализа.
Уровень I RBI предусматривает качественную классификацию, чтобы обеспечить немедленное определение участков, вызывающих наибольшие опасения, с точки зрения коррозии (и те зоны, где следует выполнить оценку RBI Уровня II в первую очередь).
Настоящий процесс проводится в КПО с тем, чтобы подготовить классификацию рисков для КПК, ГП-3 и ГП-2 (добывающее, технологическое и вспомогательное оборудование). Классификация основана на трех категориях (Приоритеты 1, 2 и 3).
Уровень II RBI предусматривает полуколичественную классификацию вероятности, основанную на оцененной или измеренной (при наличии таковых данных) скорости коррозии.
Остаточный ресурс компонента оборудования определяется либо посредством экстраполяции оцененной или измеренной скорости коррозии, используя проектный припуск на коррозию (либо с помощью стандартной формулы расчета МДТС, выведенной из проектного кода).
Типичный пример данного процесса для отдельного компонента оборудования, подверженного прогрессивному износу металла (потеря стенки), под воздействием коррозии, представлен на рис. 7.1.
РИСУНОК 7.1
ЛОГИКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАТ СЛЕДУЮЩЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ (ИНСПЕКЦИИ)
|
В примере, показанном на рис. 7.1, рассматривается только коррозионный износ указанного номинального припуска на коррозию, который равняется (1.5 мм, 3 мм или 6 мм).
После того, как определили остаточный ресурс, производится расчет срока следующего технического освидетельствования (инспекции), путем снижения остаточного ресурса с использованием фактора соотнесенного с классификацией риска компонентов (категории риска: Незначительный, Низкий, Средний, и Высокий или Критический).
Дальнейшее усовершенствование процесса показано на рис. 7.2 ниже, обычно оно применяется к устаревшим оборудованием. Соответствующая схема использует МДТС, выведенную из проектного кода для расчета остаточного ресурса или минимальной толщины пригодной для эксплуатации tFFS [ref. 2], остаточный ресурс снижается в зависимости от классификации риска оборудования, как это отмечено в предшествующем рисунке, чтобы определить дату следующего технического освидетельствования (инспекции).
РИСУНОК 7.2
ЛОГИКА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАТ СЛЕДУЮЩЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ (ИНСПЕКЦИИ), С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРИТЕРИЕВ MAWT (Минимальная Допустимая Толщина Стенки) И FFS (Пригодность к Эксплуатации)
|
Уровень III RBI основывается на полностью количественной оценке риска. Это включает в себя расчеты потенциально опасных участков с учетом различных сценариев разрушения, происходящего в результате утечки накопленной энергии и/или токсичных, взрывоопасных или огнеопасных веществ. Дополнительно требуется проведение комплексных оценок вероятности разрушения/отказа в целях обеспечения высокой достоверности в вероятности разрушения.
Поскольку данный уровень RBI требует подробных данных и комплексной оценки, обычно он применяется только к тому оборудованию и компонентам трубной обвязки, которые приписаны к «Критическому» риску.
Соответственно, Уровень III RBI будет применяться в КПО только в виде исключения.
9 ОЦЕНКА ВЕРОЯТНОСТИ ОТКАЗА (LoF)
Уровень II RBI требует группирования каждой системы по зонам, подверженным коррозии, и проведения оценки вероятности отказа для каждого предполагаемого наружного и внутреннего повреждения.
Параметры (напр. температура, содержание кислого газа, скорость потока, давление, внешняя среда и т. д.), которые используются для проведения оценки, могут быть получены из ряда источников:
· Данные по балансу тепла и массы,
· Данные и отчеты проектной спецификации,
· Данные образцов жидкостей,
· Данные по коррозионным купонам и зондам,
· Данные НК,
· Статистика по отказам.
При оценке вероятности отказа, используются стандартные вопросники для количественного измерения значения вероятности, как изложено в Приложении A.
Значение оценки вероятности классифицируется на 5 категорий, как приведено ниже:
· Критический (Очень вероятно)
· Высокий (Вероятно)
· Средний (Возможно)
· Низкий (Маловероятно)
· Незначительный (очень маловероятно)
Для согласованности категории вероятности отказа и последствия отказа соответствуют с процедурой оценки рисков КПО [ref. 3].
Во многих случаях оценка 5-ти возможных категорий для каждого типа деградации может быть проблематичной, и в подобных случаях будет использоваться инженерная оценка / опыт.
Также делается различие между механизмами отказа, зависящего от времени, такими как утонение стенки, по причине внутренней коррозии, и механизмами отказа, не зависящей от времени, такими как коррозионное растрескивание под напряжением.
Для механизмов отказа, зависящих от времени, оценка риска используется, в конечном счете, для выведения значения фактора периодичности проверок, которое умножается на значение остаточного ресурса оборудования для определения максимальной периодичности проверок. Остаточный ресурс рассчитывается на основе механизмов деградации материала/потери в стенках, используя либо проектный припуск на коррозию, либо проектную формулу МДТС и установленную скорость коррозии (больше как оцененной, так и замеренной скорости коррозии).
Поскольку установки на КПК и ГП-2 сравнительно новые, на начальной стадии применения программы технического освидетельствования (инспекции) с учетом факторов риска, планируется использовать проектный припуск на коррозию.
На ГП-3, где оборудование устаревшее, со сроком эксплуатации более 20 лет, в зависимости от ситуации будут применяться критерии МДТС и минимальной толщины пригодной для эксплуатации tFFS.
Для механизмов отказа, не зависящего от времени, не всегда возможно провести оценку остаточного ресурса, так как эта форма деградации в большей степени зависит от технологических условий и очень трудно установить время наработки до отказа. Следовательно, оценка риска используется для определения возможности безопасной эксплуатации рассматриваемой системы, с последующим мониторингом и проверками, или для определения необходимости реконструкции.
Для предохранительных клапанов, оценка вероятности отказа основывается на зоне действия коррозии (химия технологического процесса) и материале конструкции.
10 ОЦЕНКА ПОСЛЕДСТВИЙ ОТКАЗА (CoF)
После проведения оценки вероятности отказа, выявляется элемент риска путем индивидуальной оценки каждого компонента, входящего в следующие категории последствий КПО, как показано в Приложении B:-
· Безопасность (влияние на безопасность персонала КПО и Подрядчика, включая представителей общественности),
· Окружающая среда (воздействие на окружающую среду утечек нефти, химикатов или газа),
· Бизнес (вред, нанесенный активам, деловой репутации и производственные убытки).
Затем производится оценка последствий отказа, с использованием корпоративной матрицы рисков КПО (см. Приложение B). По установлению последствий отказа, можно выделить риск. При оценке последствий отказа также можно использовать проектные целевые исследования, как приведено ниже:
· Исследования по безопасности эксплуатации (HAZOP),
· Исследование по установлению опасных факторов (HAZID),
· Количественный анализ рисков (QRA),
· Исследования по уровням эксплуатационной пригодности и безопасности (SIL).
11 ВЫЧИСЛЕНИЕ РИСКОВ
Комбинация вероятности отказа и последствий отказа выдает категорию риска компонента.
Существуют категории рисков, которые варьируются от незначительного до критического, с отдельной категорией, выведенной для каждого компонента оборудования от точки пересечения ряда соответствующих классов вероятности и колонки классов последствий, как отображено на рис. 10.1.
Данный подход слегка отличается от корпоративной матрицы КПО (3 категории рисков – Высокий, Средний и Низкий). Этот модифицированный подход используется для получения оптимального распределения рисков.
Компонент, отнесенный к критической категории риска, автоматически подлежит детальной оценке пригодности к безопасной эксплуатации до его замены или возможности применения стратегии изменения технологических параметров (ослабление рисков).
РИСУНОК 10.1
МАТРИЦА РИСКОВ
|
12 КОЭФФИЦИЕНТ ДОСТОВЕРНОСТИ
Дальнейшее усовершенствование оценки Уровня II включает использование фактора оценки достоверности.
Коэффициент достоверности отражает уверенность эксперта по оценке в способности обнаружения темпа деградации и/или характер и, следовательно, в точности оценки остаточного ресурса (т. е. оценка вероятности отказа).
Факторы, такие как применяемый метод технического освидетельствования (инспекции) – вероятность обнаружения (PoD), число предыдущих технических освидетельствований (инспекций), точность существующих технически освидетельствованных (инспекционных) результатов, надежность механических и технологических данных (включая нарушений технологических параметров), и скорость деградации, влияющий на оценке достоверности.
Коэффициент достоверности может варьироваться от Низкого, Умеренного до Высокого, как показано на Таблице 11.1.
ТАБЛИЦА 11.1
ОЦЕНКА ДОСТОВЕРНОСТИ
Значения достоверности (Баллы) | Категория |
-0.4 | Низкий |
-0.3 | Низкий |
-0.2 | Низкий |
-0.1 | Низкий |
0.0 | Умеренный |
0.1 | Умеренный |
0.2 | Умеренный |
0.3 | Высокий |
0.4 | Высокий |
Для согласованного подхода в определении коэффициента достоверности, применяется вопросник, как представлено в Приложении C.
Баллы за каждый вопрос арифметически суммируется для выведения итогового показателя.
13 ФАКТОР ПЕРИОДИЧНОСТИ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ)
Значение классификации риска, выведенное из полуколичественной оценки вероятности и последствия, складывается с коэффициентом достоверности, чтобы получить фактор периодичности.
Фактор периодичности применяется к значению остаточного ресурса оборудования, определенному из количественной оценки коррозии. Подобное разложение на множители отражает то, как долго может допускаться эксплуатация оборудования в условиях постепенной деградации по пути к израсходованию припуска на коррозию, перед тем как потребуется проведение следующего технического освидетельствования (инспекции).
Значения риска, зависящего от времени, полученные при процессе полуколичественной оценки рисков, используются вместе со значениями достоверности.
Значение, полученное из матрицы (Рисунок 12.1), затем используется для определения периодичности технического освидетельствования (инспекции) в качестве дробного числа остаточного ресурса оборудования.
Матрица включает в себя фактор периодичности, который является не допустимым (NT) и компоненты подпадающие в эту категорию должны подвергаться детальной оценке и возможно реконструкции.
РИСУНОК 12.1
ФАКТОР ПЕРИОДИЧНОСТИ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ), ЗАВИСЯЩИХ ОТ ВРЕМЕНИ
|
Факторы периодичности, представленные на Рис. 12.1, соответствуют критерии “½ остаточного ресурса кодов” API [ref. 4, 7] для оборудования низкого, среднего, высокого и критического риска с низкими и умеренными уровнями достоверности.
14 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
Остаточный ресурс единицы оборудования является существенным параметром для инициации графика/программы технического освидетельствования (инспекции).
На основании скорости деградации / коррозии и проектного припуска на коррозию можно рассчитать остаточный ресурс оборудования путем деления значения припуска на коррозию на скорость коррозии.
Если проектный припуск на коррозию израсходован в результате процесса коррозии, на определенном участке, можно рассчитать МДТС или провести детальную оценку на пригодность к эксплуатации для определения остаточного ресурса рассматриваемой единицы оборудования. Весьма вероятно, что данная оценка позволит продлить срок службы оборудования.
15 периодичность проведения ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) и ограничение верхнего предела периодичности ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ)
Периодичность технического освидетельствования (инспекции) означает то, как долго может допускаться эксплуатация оборудования с его оцененным или измеренным процессом деградации до необходимости проведения следующего технического освидетельствования (инспекции).
Максимальная периодичность технического освидетельствования (инспекции) рассчитывается следующим образом:
Максимальная периодичность технического освидетельствования (инспекции) = Фактор периодичности x Остаточный ресурс [в годах]
Обратите внимание, что периодичность (внутреннего) технического освидетельствования (инспекции) не обязательно совпадают с периодичностью ППР. Если периодичность не совпадает с периодичностью ППР, следует рассмотреть вопрос изменения периодичности или применения (нового) метода контроля в процессе эксплуатации.
Ограничение верхнего предела периодичности технического освидетельствования (инспекции) используется для недопущения компонентов со значительным остаточным ресурсом (напр. очень низкая скорость коррозии) к дальнейшей эксплуатации с заданным небольшим объемом технически освидетельствованной (инспекционной) работы. Система RBI использует меньшую периодичность, зависящую от времени и/или даты превышения предела периодичности для того, чтобы не допустить, чтобы это произошло.
Рисунок 14.1 (Сосуды под давлением и Трубные обвязки) верхний предел периодичности не должен быть превышен без тщательной и совместной оценки.
Важно отметить роль достоверности в установлении следующего интервала технического освидетельствования (инспекции); текущие предписанные интервалы технического освидетельствования (инспекции) могут быть обоснованно увеличены, с условием, что рабочие параметры будут поддерживаться на уровне проектных. Несоблюдение пределов рабочих параметров повлияет на периодичности технических освидетельствований (инспекций) выведенной RBI.
В данный момент но объектах КПО б. в. по большой степени применяется лишь низкий коэффициент достоверности. Соответственно периодичность проведения технически освидетельствованных работ определяется, как правило, по первому столбцу рисунка 14.1. (в исключительных случаях применяется средний уровень, т. е. столбец второй)
РИСУНОК 14.1
СОСУД ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ И ТРУБНАЯ ЛИНИЯ
ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКИХ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЙ (ИНСПЕКЦИЙ) (В МЕСЯЦАХ)
|
16 ОЦЕНКА, НЕ ЗАВИСЯЩАЯ ОТ ВРЕМЕНИ
Для механизмов, не зависящих от времени (NTD), невозможно определить периодичность технического освидетельствования (инспекции), поскольку механизм деградации не зависит от времени.
Соответственно, мониторинг технологического процесса становится очень важным элементом в контроле механизма деградации.
Соответствующий уровень мониторинга для отдельной единицы оборудования выводится с помощью классификации рисков, не зависящих от времени, вместе с оценкой достоверности.
Режим мониторинга выводится из Рисунка 15.1 от точки пересечения соответствующего ряда классификации рисков, не зависящих от времени, и колонки с оценками достоверности.
