液化天然氣低溫設備RBI技術應用實踐

浦哲 任彬 劉書宏 王潔璐 李瑋

上海市特種設備監督檢驗技術研究院 （上海 200062）

上海壓力管道智能檢測工程技術研究中心 （上海 200062）

《上海市能源發展“十三五”規劃》要求實施并完成上海液化天然氣（LNG）海底管道復線工程，推進洋山LNG二期工程前期工作，研究啟動上海LNG第二接收站選址，重點推進五號溝LNG二期儲罐擴建和上海LNG儲罐擴建項目，規劃研究新的LNG儲備設施、石洞口能源儲備基地擴建等項目，推進LNG反輸研究。常規檢驗中沒有把承壓設備的檢驗維護與其承擔的風險相對應，采用基于風險的檢驗（RBI）技術[1]，可通過對承壓設備進行風險評估，找出系統中的薄弱環節，分析高風險水平和高失效可能性的靜定設備和管道。

LNG屬永久性氣體，一般采用低溫進行液態輸送、卸料和儲存。保冷效果的好壞對儲罐的安全影響極大。假如絕熱保冷效果不好，罐內溫度隨環境升高而升高，則其飽和蒸汽壓迅速上升。天然氣的主要組分為甲烷，危險貨物編號為21007，火災危險類別屬甲類，爆炸極限為5%~15%。若LNG儲罐在設計、安裝和運行的維護保養各環節中絕熱保冷效果不好，儲罐內LNG壓力會隨氣溫影響而急劇升高，可能導致LNG儲罐爆裂。儲存LNG的儲罐，若設備制造有缺陷、材質選用不當，在使用過程中受到腐蝕、損傷、超量充裝，人為操作失誤造成事故，均有可能造成設備損壞或爆裂。設備損壞或爆裂后會造成大量易燃物料向周圍散發，一旦遇明火等點火源會引起二次燃燒甚至爆炸事故。若低溫儲罐基礎未采取防凍措施，易致使儲罐基礎凍結、膨脹，造成儲罐損壞泄漏。LNG儲罐地基下沉，易造成儲罐底部產生裂縫，設備變形、錯位；若連接儲罐的管道未采取柔性保護，易造成連接管道斷裂。國內的一些單位開展了一系列的RBI評估工作[2]，但是大部分都圍繞石油化工裝置，應用于液化天然氣裝置的卻很少。林海萍等[3]對天然氣液化裝置進行了RBI技術推廣應用。

RBI技術是在追求特種設備安全性與經濟性統一的基礎上建立的優化檢驗方案的方法，也是一個重點針對材料損傷引起的設備失效風險進行評估和管理的過程，對該類風險的管理主要通過對設備的檢測來實現。首先對設備進行風險分析，給出風險排序，找出薄弱環節，進而優化檢驗方案；同時重點對高風險或高失效可能性的設備實施有針對性的檢驗，延長低風險或低失效可能性設備的檢驗周期。

1 LNG接收站RBI評價

1.1 LNG接收站工藝流程

本次風險評估中對風險的控制采取了以下幾條措施：一是中等風險等級以下的設備及管道采取等風險級別原則，即以控制在下一次檢驗開始之前風險等級不上升為準則；二是中高風險等級以上管道，尤其失效可能性等級高于3級（即4級或5級）的設備及管道，在裝置不停車的情況下通過增加在線檢驗來降低部件的失效可能性等級，從而實現降低風險的目的；三是參照國內外經驗，如控制失效可能性等級小于3級，對應的萬臺設備年事故率與國外發達國家相當；四是檢驗周期的確定仍然綜合考慮法規和規范要求等多種因素。

某LNG接收站工藝系統主要包括LNG卸船系統，LNG儲存工藝、蒸發器（BOG）處理系統，汽化輸配系統，火炬氣放空系統。LNG接收站主要分為0000全廠外管區、1000卸料區、3000工藝系統區、4000海水取水區、5000控制區、7000外輸區、8000控制區、T-0201儲罐區、T-0202儲罐區、T-0203儲罐區等10余個工段；共有柴油管道、次氯酸鈉管道、氣態丙烷管道、燃氣管道、天然氣管道、液化石油氣管道、LNG管道、液態丙烷管道等8種管道類型，以及冷凝器、汽化器、壓縮機（緩沖罐）、高壓輸出泵、儲罐等幾種類型的容器。裝置生產工藝總體來說比較平穩，設備運行狀況良好，未發生大的安全事故。本次對LNG接收站526條壓力管道、32臺壓力容器進行風險評估。LNG接受站主要工藝流程為：LNG經過LNG專用船送到碼頭，接通卸料臂和回氣臂，利用LNG卸料泵將LNG送至儲罐內。由于卸船過程中LNG吸入熱量變成天然氣，一部分通過管道經回氣臂回到LNG船，達到卸船時的氣相平衡。另一部分經過壓縮機加壓后輸送至再冷凝器冷凝，最后和外輸的LNG經高壓輸送泵輸送至汽化器。汽化后的氣態天然氣經過調壓、計量輸送至管網，送至下游用戶。具體如圖1所示。

圖1 LNG接收站工藝流程

1.2 LNG接收站工藝物流劃分

腐蝕分析是RBI工作中的一個重要步驟，根據工藝過程危害分析（PHA）的概念，分析物料含哪些腐蝕介質，對其可能的腐蝕機理作定性分析。通過腐蝕分析盡可能找出有關的腐蝕機理，并與定量分析軟件得出的腐蝕機理進行對比。案例中腐蝕分析結論依據甲方提供的資料，同時也參照其他工廠的經驗，僅考慮原料與輔助原料的腐蝕介質，不考慮超過設計范圍的參數，也不考慮設計與建造過程存在的問題。定性腐蝕分析結果是腐蝕專家與工廠人員共同討論所得。

LNG接收站中介質包括LNG、丙烷、次氯酸鈉等，某些腐蝕性介質在設計選材時已考慮了其腐蝕性的影響，所以當其實際腐蝕性可防護時，可將其作為物流對待，而不作為腐蝕流考慮。接收站壓力管道中的物流共12種，工藝物流表如表1所示。

表1 LNG接收站工藝物流表

1.3 主要損傷機理分析

裝置中的主要損傷機理包括保溫層下腐蝕（CUI）、大氣腐蝕、堿應力腐蝕開裂、內襯損傷等四大類。

CUI是外部損傷中較為嚴重的一種破壞。CUI是由于保溫層與金屬表面空隙內水的集聚產生的，這些水可能來自雨水的泄漏和濃縮、蒸汽伴熱管泄漏等。CUI形成局部腐蝕，導致了壁厚減薄；CUI常發生在-12～120℃溫度范圍內，在50～93℃之間尤為嚴重。CUI對于碳鋼和低合金鋼表現為腐蝕減薄，而對奧氏體不銹鋼則表現為應力腐蝕開裂。CUI主要發生在保溫層穿透部位或可見的保溫層破壞部位，以及法蘭和其他管件的保溫層端口等敏感部位。保持保溫層和涂層的完好可有效地減少CUI。

大氣腐蝕是未敷設隔熱層等覆蓋層的金屬在大氣中發生的腐蝕。LNG接收站位于沿海地區，含有氯離子的海洋大氣、潮濕工業大氣或含有強烈刺激性污染物的環境大氣易引發大氣腐蝕。濕度較大，尤其是容易凝結水滴的大氣環境腐蝕能力較強。以碳鋼為例：當空氣相對濕度超過60%時，碳鋼腐蝕速率呈指數關系增加；而空氣相對濕度低于50%時，腐蝕速率則較低。材料表面的溫度宜高出環境露點溫度3℃以上，否則易在材料表面形成冷凝水造成腐蝕。使用有機、無機涂層和金屬鍍層，耐候鋼、不銹鋼等材料，以及控制濕度、減少大氣污染物含量等可有效預防大氣腐蝕。

堿應力腐蝕開裂是指與堿溶液接觸的設備和管道表面發生的應力腐蝕開裂，多出現在未進行消除應力熱處理的焊縫附近，它可在幾小時或幾天內穿透整個設備或管線。堿應力腐蝕開裂通常出現在靠近焊縫的母材上，沿著與焊縫平行的方向擴展，也可能出現在焊縫和熱影響區；裂紋細小，多呈蜘蛛網狀，起源于有局部應力集中的焊接缺陷處。堿液的質量分數超過5%時，開裂就可能發生，且開裂敏感性隨堿液質量分數增大而升高。

帶有襯里的管道，在襯里完好的情況下可有效防止介質對管道的腐蝕；如果襯里出現損傷，管道極易發生腐蝕。根據損傷機理，對壓力管道及壓力容器損傷機理進行統計，結果如表2所示。

表2 液化天然氣接收站壓力管道及壓力容器損傷機理統計表

2 風險評估及檢驗策略制定

本項目利用合肥通用機械研究院開發的通用中特石化裝置工程風險分析系統（GM_RBI），實施評估數據的錄入整理和風險值計算，管道、容器的風險矩陣分別如圖2、圖3所示，該裝置壓力管道的總體風險等級一般，評估范圍內沒有高風險管道，有42條中高風險管道、175條中風險管道、309條低風險管道。裝置壓力容器的總體風險等級較低，沒有高風險容器，存在24臺中風險容器、8臺低風險容器。

圖2 管道及容器風險矩陣圖

LNG管道及容器均采用低溫絕熱材料保冷層結構。管道內介質溫度為-162℃，拆除低溫管道保冷層后，由于管道內外壁產生巨大的溫度差，LNG迅速汽化，管道內壓力上升，對于管道的安全存在很大的隱患。同時，拆除保冷層后管道外壁會迅速凝水、結冰，后期進行的保冷層修復無法達到原有的效果，不建議進行拆除保冷層的檢驗。而常規的射線檢測、超聲檢測、滲透檢測、磁粉檢測、管道壁厚檢測均需要拆除保冷層，因此均不適用。張華等[4]根據沿海LNG接收站的不同特點，分別制定了相關的策略，目前對于該類帶保冷層結構的管道，一般采用以下幾種方法。

宏觀檢驗主要采用目視方法 （必要時利用內窺鏡、放大鏡或者其他輔助檢測儀器設備、測量工具）檢驗管道結構，幾何尺寸，表面情況（例如裂紋、腐蝕、泄漏、變形等）以及焊接接頭，防腐層，隔熱層等。宏觀檢驗一般包括以下內容：（1）結構檢驗，包括管道布置，封頭形式，開孔位置及補強，支吊架、膨脹節、開孔補強、排放裝置設置等；（2）幾何尺寸檢驗，包括管道焊縫對口錯邊量、咬邊、焊縫余高等；（3）外觀檢驗，包括管道標志，容器銘牌，管道組成件及其焊縫的腐蝕、裂紋、泄漏、鼓包、變形、機械接觸損傷、過熱、電弧灼傷，管道支承件變形、開裂，排放（疏水、排污）裝置的堵塞、腐蝕、沉積，保冷層的破損、脫落、潮濕情況等。

對于夾套容器或者管道，一般采用向夾套管內抽真空的方式，降低其與環境間的傳熱量，夾層上裝有真空測試裝置時，檢驗夾層的真空度，若沒有真空測試裝置，則進行日蒸發率測量。

所有不處于絕對零度的物體，均會發出不同波長的電磁輻射，物體的溫度越高，分子運動越劇烈，則紅外輻射越強。輻射的頻譜分布與物體的溫度有關。紅外熱成像運用光電技術檢測物體熱輻射的紅外線波段信號，然后將該信號轉換成人類視覺可以分辨的圖像和圖形。紅外熱成像技術可以對物體進行無接觸溫度測量和熱狀態分析，克服人類視覺障礙，可作為低溫管道、容器檢驗的一個重要手段。

脈沖渦流檢測技術是近幾年發展起來的一種新型無損檢測技術，可以用來檢測帶絕熱層的設備和管道金屬腐蝕。通過激勵線圈發送一次脈沖磁場，在其激發下，管道設備激勵起的感應渦流將產生隨時間變化的感應電磁場。該方法只能檢測小的獨立凹坑，精度比超聲波檢測低，由于其原理限制，無法區分內外表面缺陷位置。

RBI給出了每項設備的推薦檢驗方法及比例，通常使用高度有效且經濟可行的檢驗方法來識別缺陷。減薄最有效的識別方法為宏觀檢查和壁厚測定；堿應力腐蝕開裂的主要檢驗方法為無損檢測和宏觀檢查；沖刷減薄的主要檢驗方法為宏觀檢查及壁厚測定。對于低溫LNG設備，采用脈沖渦流檢驗技術可在不拆除絕熱層的情況下直接對管道本體的金屬損失量進行判定。由于LNG屬于低溫介質，其泄漏后與周圍環境溫差較大，重點檢查彎頭、大小頭、三通、調節閥、減壓閥后管段、管線低點容易積液部位、泵的進出口部位等。現場共計檢測壓力容器9臺、壓力管道59條，檢驗過程中未發現應力開裂和腐蝕現象，設備整體狀態較好，現場檢驗結果與前期的風險評估結果較為一致。

3 結語

案例中參與RBI分析的壓力容器共計32臺，位于沿海地區，經分析，主要損傷模式為減薄、大氣腐蝕與保溫層下腐蝕。在風險矩陣圖中，失效可能性等級越高表明失效可能性越大。從風險管理的角度出發，設備管理的重點應放在風險較高（特別是處于高風險區）的設備與管道上。對高風險設備與管道適當地加強檢驗力度，可以在一定程度上降低風險。

基于RBI的風險分析技術檢驗策略是依據RBI定量分析結果中風險等級和失效機理來制定的。由于參考了國際中同類設備的失效可能性，同時又考慮到具體設備的特殊性與工廠的管理水平，因此，基于RBI的風險分析檢驗策略更具有科學性。利用GM_RBI軟件對LNG接收站內的設備進行風險評估，特別對低溫管道、低溫容器等關鍵設備進行了深入的風險分析，并闡述了其主要腐蝕機理，并根據風險等級和失效機理制定了容器和管道的檢驗策略，希望能夠積累該類特種設備的相關檢驗經驗。