输油站场管道和储罐泄漏的风险管理.docx

ics 75010e 10备案号：33552-2011 sy中华人民共和国石油天然气行业标准syt 6830-201 1输油站场管道和储罐泄漏的风险管理risk management of petroleum release from piping and tank of oil transport station2011一0728发布201111-01实施国家能源局 发布syt 6830-2011目次前言 1范围 12规范性引用文件 13术语和定义 14一般规定 25泄漏危害识别 “ 26风险评价 47风险削减与控制 68审核 一 79效能评价 - 8 附录a(资料性附录) 风险评价所需的数据 一 9 附录b(资料性附录) 风险的计算过程 加 附录c(资料性附录) 风险削减方法的选择需要考虑的因素 卯参考文献 弛syt 6830一20ll前言本标准按照gbt 1 12009给出的规则起草。本标准使用重新起草法参考api publ 353：2006管理终端(站场)和储罐装置系统的完整性 (英文版)编制，与api publ 353：2006的一致性程度为非等效。本标准由石油工业油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司、中国石油天然气股份有限公司西部管道分公司、中国石油化工股份有限公司管道储 运分公司。本标准主要起草人：冯文兴、沈煜欣、李保吉、郑洪龙、常景龙、苏建峰、张吉泉、张城、杨晓峥、庞贵良、史兴治、姜海斌、杜华东、齐世明、王维斌、林明春。syt 6830-2011输油站场管道和储罐泄漏的风险管理1范围 本标准规定了输油站场管道和储罐的风险识别、评价、削减与控制的方法。本标准适用于输油站场管道和储罐泄漏风险管理。2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。syt 4109石油天然气钢质管道无损检测syt 5921立式圆筒形钢制焊接油罐操作维护修理规程syt 6621输气管道系统完整性管理 syt 6648危险液体管道的完整性管理aqt 9002生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则3术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。31后果consequence以定性或定量的方式表达一个事件或一个事态的结果，它可能是损失、伤害或不利。32环境后果environmental consequence危险品泄放的即时影响，以及泄放后对环境的影响。33失效failure系统、结构或组件执行盛放液体的能力的终止(即盛放物的流失)。失效可能到下一次检查才能 被检测出和宣布(未宣布失效)，或者出现事故后，通过若干方法可以检测出并宣布(宣布失效)。34频率frequency表示一个事件在给定时间内可能发生次数的度量。35石油液体petroleum liquid原油及原油加工得到的碳氢化合物，包括汽油、柴油、煤油、润滑油、石蜡、添加剂、沥青和各 种衍生产品。36公众populationsyt 6830-2011站场及周边的人员安全、健康，以及周边设施。37定量风险评价quantitative risk assessment从石化工艺设施中应用风险分析法而形成的程式化方法。38相对风险relative risk设施、工艺装置、系统、设备零件或部件相对于对其他设施、工艺单元、系统、设备零件或部件 的风险。39泄漏风险release risk由于非正常的危险产品泄放，最终引起对环境，公众和商业的负面影响。4一般规定 泄漏风险管理包括以下内容a)危害识别。b)数据收集。 c)风险评价。 d)风险削减与控制：1)体系文件；2)培训；3)应急管理；4)事件调查；5)变更管理。 e)审核。 f)效能评价。 具体流程见图1。5泄漏危害识别51危害识别的方法 常用的危害识别方法包括但不限于以下几种：a)安全检查表(scl)。 b)危险与可操作性研究(hazop)。 c)事件树分析(eta)。 d)故障树分析(fta)。危害识别宜采用询问、交谈，查询有关记录，现场调查，站场运行与操作分析等方式进行。52站场管道的泄漏危害因素521与时闻有关的因素a)外腐蚀；b)内腐蚀；，syt 683f卜一2011图1泄漏风险管理流程c)应力腐蚀开裂。522稳定因素a)与制管有关的缺陷：管体焊缝缺陷、管体缺陷。b)与焊接组装有关的缺陷：连接法兰缺陷、绝缘接头缺陷、管体环焊缝缺陷、组装焊缝缺陷、折皱弯头或翘曲、磨损管子破损管接头损坏管子。c)设备：“o”形垫片损坏、控制泄压设备失灵、其他。523与时间无关的因素a)第三方机械损坏：甲方、乙方或第三方造成的损坏(瞬间直接损坏)、以前损坏的管子 (延迟性损坏形态)、故意破坏。b)误操作：操作方法不正确。c)与气候有关的因素和外力因素：天气寒冷、雷电、大雨或洪水、土体移动。3syt 6830-201 1d)水击。53储罐的泄漏危害因素531基础和底板a)基础的不均匀沉降。 b)底板腐蚀。 c)焊缝缺陷。532罐顶5321固定顶a)顶板间焊缝及罐顶附件焊缝的裂纹、开焊和穿孔。 b) 中心板、每块瓜皮板及其肋板处不紧固现象。 c)防腐涂层的破损。5322浮顶 a)单盘板、船舱顶板及舱壁、浮筒等焊缝和连接处的裂纹、开焊、穿孔等现象。b)浮舱的腐蚀及渗漏。c)浮顶防腐层破损。533罐壁a)壁板焊缝缺陷。 b)大角焊缝缺陷。 c)罐壁腐蚀。 d)罐壁接管的各种缺陷。534附件a)人l、排水阀、蒸气阀盘根的渗漏。b)加热盘管的渗漏。c)浮顶与罐壁的密封性及密封件老化现象。d)浮顶中央排水管和紧急排水管的渗漏。535其他因素a)接地及静电导出系统保护不良。b)误操作。6风险评价61风险评价的方法611定性风险评价 定性风险评价的风险高低应以定性术语进行等级分类。由失效频率等级和失效后果等级组成的风险矩阵来表示风险，从矩阵左下角至右上角风险不断上升。典型的定性风险矩阵见图2。44i 3 j婪2圈2定性风险矩阵定性评价方法包括但不限于以下几种 a)安全检查表(5cl)。 b)危险性预分析法(pha)。 c)事故树分析(fta)。 d)事件树分析(eta)。 e)故障类型及影响分析法(fmea) f)危险与可操作性研究(haz()p)。#)矩阵法。612定量风险评价 定量评价方法包括但不限于以下几种：a)美国化学公司(dow)法，即“火灾、爆炸指数法”。 b)帝国化学公司(ici)蒙德法，即“火灾、爆炸、毒性指数法” c)h本劳动省危险度评价法。d)单元危险性快速排序法。 e)火灾爆炸数学模型计算。 f)作业条件危险性评价法(lec法)。 定量风险评价由五个步骤组成： a)系统识别。b)危害识别，c)频率评价。 d)后果分析。 e)城险结果。6 2风险评价所需数据 风险评价所需的数据包含但不限于如下大类具体参见附录a。syt 6830-2011a)设计及施工记录图纸； b)检验记录。 c)工艺数据。 d)变更管理记录。e)现场外数据和信息(如后果可能影响现场外区域)。f)失效数据。 g)现场条件。 h)设备更新费用。63风险值的计算 可根据公式(1)进行风险值的计算。r=fc式中： r风险值； f泄漏频率； c泄漏后果。 风险计算过程包括： a)确定泄漏频率。 b)确定泄漏后果。c)通过泄漏频率和泄漏后果确定风险值。 具体的计算过程参见附录b。64风险排序 可用风险计分方法和风险矩阵法对风险进行排序，参见b 3。7风险削减与控制71风险削减与控制措施应考虑的因素 制定风险削减与控制措施应考虑的因素包括但不限于如下大类：a)环境和公众因素。 b)操作方面的因素。 c)公司行业经验。 d)现场方面的因素。 e)业务需要。 各大类的子类具体参见附录c。72管道泄漏风险的控制按照syt 4109进行管道的检测与评价，并根据检测评价结果采取相应的泄漏风险控制措施。73储罐泄漏风险的控制按照syt 5921进行储罐的检测、评价与泄漏风险控制。6syt 6830201174体系文件 应制定完善的体系文件，规范风险管理的各项工作。75培训 应对全员进行体系文件的培训，以保证风险管理各项工作的有效实施。76应急管理应急管理要求对输油站场管道和储罐泄漏做好应急预案，并对员工进行培训，使他们具备应对紧 急情况的意识，并且能够在紧急情况下采取正确的应对措施。应急预案编制应遵循aqt 9002。77泄漏事件调查和报告771泄漏事件调查 对发生的泄漏事件进行全面调查，掌握泄漏事件发生的经过和原因，提出改进措施，防止类似事件。执行合理有效的调查程序，向与事件有关的或了解事件并经过适当培训的合格调查人员和员工询问，确定根本原因，制定补救措施，并执行建议的补救措施。772泄漏事件报告 泄漏事件调查完成后，需要编制事件调查报告，该报告至少应包括以下内容a)泄漏事件发生的日期。 b)开始调查的日期。 c)对泄漏事件的描述。 d)造成泄漏事件的原因。 e)调查过程中提出的改进措施。78变更管理 应制定正式的变更管理程序，以便识别和考虑变更对输油站场管道和储罐的风险管理的影响。变更管理程序应足够灵活以适应大小不同的变化，使用这些程序的人应掌握这种程序。变更管理应阐述对系统的工艺变更、工程变更、组织变更、文件变更是永久性的还是临时性的。该过程应包括 对上述每种情况的计划，应考虑每种情况的独特性。变更管理程序包括以下内容： a)变更原因。 b)批准变更的部门。 c)变更的合理性和必要性。 d)获取所需的作业许可。 e)与变更相关的文件。 f)将变更情况通知有关各方。 g)变更的时限。 h)相关人员资质。8审核 应定期对风险管理方案进行审核，评估风险管理方案的有效性。风险管理方案审核的内容包括但7syt 6830-2011不限于以下几个方面： a)是否正依照方案执行相关工作。 b)是否指定了各项工作的负责人。 c)工作人员是否接受过相关培训。 d)是否根据公司或适用规范、法规的要求采用了合格人员。e)是否采用本标准的风险管理流程开展相关工作。f)工作是否予以妥善记录归档。 g)工作项目是否予以追踪并解决工作中的问题。 h) 对用于设施的风险标准是否进行正式审核。i)对设备的检修、更换或报废是，i有确定的相关标准。9效能评价应定期进行效能评价，考察风险管理的效果。具体可参考syt 6621和syt 6648建立评价指 标体系和评价方法。syt 6830-2011附录a (资料性附录) 风险评价所需的数据风险评价所需的数据见表a1。表九1风险评价数据表管道与设备原理图、包含的产品材料安全数据表信息工艺流程图等管道系统机械或等距图工艺数据 操作程序 设计参数表 现场日志和记录施工记录的材料过程危险分析数据或报告 施工质量保证变更管理记录质量控制记录现场外数据和信 设计及施工 施工或检查期间使用的息(如后果可能影 记录图纸规范和标准响现场外区域)保护仪表系统 一般失效频率数据工业或内部的 密闭性检查和监控系统 工业相关的失效数据隔离系统 失效数据 具体装置和设备失效数据 存货记录 可靠性和状态监控记录 安全系统 泄漏数据 平面布置图气候天气记录 进度表和频率 地震活动记录邻近地表水、地下水以及 检验的数量和类型现场条件 饮用水水源检验记录维修和改造法规要求 包括更新和预防性公共关系其他非经济因素维修的维修记录检验结果 设备更新费用9sx九c 6830-2011附录b (资料性附录) 风险的计算过程b1泄漏频率的确定可用公式(b 1)修正各项设备的基础泄漏频率(基准频率)，确定泄漏频率。f=frmf -(b1)式中： f泄漏频率； fb基准泄漏频率； mf修正因子。风险值计算过程中，需考虑液体石油泄漏情况，表b1给出了输油站管道和储罐的典型液体石 油泄漏情况。表b1典型液体石油泄漏情况序号 说明备注 储罐少量罐底泄漏。泄漏可能持续一段1一种孔径情况：少量泄漏12 7mm(121n)的孔径 时间，视泄漏监控方法而定快速罐底失效，因关键区域失效而2一种情况：灾难性失效和罐内液体全部流失 瞬时释放罐内液体少量壳体泄漏。可肉眼检测到或监3一种fl径情况；3 175mm(18in)的孔径 控到的泄漏快速壳体失效，因壳体发生脆性破4一种情况：灾难性失效和罐内液体全部流失 裂而瞬时释放罐内液体储罐配件泄漏代表附着储罐配件的 两种孔径情况：3 175mm(18in)和附着管道、喷嘴或阀门的5少量泄漏 全孔6 冒罐。泄漏最终被检测到并停止一种情况：泄漏率等于注入率7浮顶排水管泄漏两种孔径情况；3 175mm(18in)和浮顶中央排水阔直径 管道系统8地下管道系统泄漏一种孔径情况：少量泄漏，3 175mm635mm(1sin14in)9地上管道系统泄漏一种孔径情况：少量泄漏，3 175mm6 35mm(18inl4in)10 法兰泄漏 一种少量管道泄漏情况：3 175mm(isin)10syt 68302011b11储罐泄漏频率的计算 b111罐底 b1111罐底小泄漏罐底小泄漏的频率计算见公式(r 2)。fm雇小泄漏=fb，罐底小泄漏mfm底,j、泄漏(b2)式中：fb_底小*罐底小泄漏频率基准频率，罐底小泄漏频率基准频率=72103次(年储罐)。 修正因子的确定可分为如下两种情况进行计算： a)罐底腐蚀率已确定： 罐底腐蚀率已确定的情况下，修正因子根据公式(b 3)确定。mfm底,j、*2f(arf，ic)(b 3)式中：art值量纲为1，art=年限x速率厚度；a储罐底部年限，单位为年；r最大腐蚀率，单位为毫米每年(mm年)；储罐底部的原始厚度，单位为毫米(mm)；ic检验等级，分为5个等级，叉分为土壤侧和产品侧。用户需分两次选择等级，一次用于土壤侧，另一次用于产品侧，计算时优先选择土壤侧的等级结果。罐底检验等级的评定见表b 2。表b2评定罐底检验等级指南检验等级类别土壤侧 产品(顶)侧工业级喷砂；有效补光；a罐底扫描90+和超声波检测跟踪目视检验100(api rp 653)；点蚀深度计；100真空箱测试或示踪气体测试刷子喷砂；罐底部分扫描和超声波检测跟踪；有效补光；b若结果能保证，则为带有罐底扫描跟踪目视检验100(apirp 653)；的eva或其他统计方法点蚀深度计罐底扫描510底板；壳体附近扫用扫帚清扫；描和超声波检测跟踪作为补充；有效补光；c 在扫描期间若发现破坏，则逐渐增加目视检验100 扫描点蚀深度计锤击试验用扫帚清扫；现场超声波检测；d无有效补光；锤击试验目视检验2550e无无mf-耕*由口r止和检验等级确定其值由表b 3查得。在表r 3中“ra之间的数值，可用线 性内捕法求得。表b3储罐底部修正雹子检验等级n 025nh20舶1147in 951l29h)罐底腐蚀率来确定；当懵蚀率未确定时，此时nr止中仅r的数值需通过汁算确定，其值由公式(b 4)确定检验等 级此时只能在e，d选择，一f竺：=，嚣：式中憎o台并腐蚀率，考虑了土壤侧和产品侧的情m。”土壤侧腐蚀率的确定： 土壤侧腐蚀率由公式(b 5)确定。 rj*目=土壤侧腐蚀基准速率af屯阱f枞hmaffpahm(b 5 其中，土壤侧腐蚀基准速率=f27一年。syt 6830-2011各个调整参数的计算见表b 4裘b 9表b 4本地土壤电阻率调节(af自n$电阻率n哪 nt能的腐蚀行为严重腐蚀 腐蚀 中等腐蚀 轻度腐蚀 搬小腐蚀带有防泄精装置的艚l表b5本地土壤电阻率数据范围电阻率范围 域目或土壤赏撼杖成水低洼地、排水不良或排水慢蛾目沿拇地 沿岸平原和低悔拔地 中部格海地满z良蚪排水地m 中南部、中d部*十部、农日地目 地 中西部沙漠平原目mb东部自束北部高原地区、捧水性良好地和干燥及干旱区：车丧巾的k域是根据美国的地理情况划舟的，需根据国内实际情况选择。表n6储罐衬垫调整嗣子(afk嘞类女 调整目子 盐浓度报高的壤粉碎的石灰石本地壤 建筑等级的砂 连续性铷青l连续性虢撬土 油砂高电阻辜，低氯化物砂表b 7储罐排水调节(a排水类 调栏因子 大十i邝的储罐底部边缘经常在水中暴雨后储罐基底周脯经常积水 暴雨后储罐基底周m面常积止syt 6830-2011表b8阴极保护调节(af。)是否有功能正常的阴极保护? 调整因子 否1是(未遵守apirp 651) 0 66是(根据apirp 651安装和维护)()33表b9流体温度调节(af*镕m)散装流体温度调整因子23 9或环境气温124 4-65 6 1 166 193 31 393 9121 11 4121 112)产品侧腐蚀率的确定： 产品侧腐蚀率由公式(b 6)确定。7产品侧=产品侧腐蚀基准速率x af内衬af内衬使用时间af流体温度af蠢气盘管af辐水(r 6)其中，产品侧腐蚀基准速率见表b10。 各个调整参数的计算见表b 10表b15。表b10产品侧腐蚀基准速率基准腐蚀率 产品条件mm拒干燥 5 0810 2湿润 1 2710_1表b11内部衬垫调整(af自#防腐保护是否需要内部衬垫 调整因子 是(但无内部衬垫或未知)1 75是(应用内部衬垫，但不按照api rp 652进行) 1 15是(根据api rp 652应用内部衬垫)0 5否(未应用衬垫)1否(仍应用内部衬垫，但未依据api rp 652) 0 9否(但根据api rp 652应用内部衬垫)()8注：决定是否需要内部底部衬垫，请参见api rp 652。syt 6830-2011表b12衬垫使用年限调整(af自*月h月)衬垫应用和使用年限 调整因子 根据api rp 652应用衬垫20年以上有限或无评估衬垫状况的数据2 520年以上说明衬垫状况良好的数据11()年20年 11i)年 ()66未根据api rp 652应用衬垫10年以上有限或没有评估衬垫状况的数据1 510年以上没有显示衬垫状况良好的数据15年10年1121 11表b14盘管式蒸汽加热器调整(af蠢tf)储罐有无盘管式蒸汽加热器 调整因子 有1 15无1表b15抽水调整(af拓女每周或每次接收之后是否进行抽水 调整因子 否1是0 7b1112罐底快速失效 罐底快速失效的频率计算见公式(b7)。f罐底快速失效=fb罐底快速失效mf设计mf腐蚀。mf沉降-(b 7)式中fr蕞t罐底快速失效基准频率，罐底快速失效基准频牢=2x1(1。次(年储罐mf削的计算见表b 16mf*r的计箅见表b 17。mb=州(mhe十21)0 2m孙黼的计算见r1 1 1 1。表b16储罐设计和维护修正因子(mf世计|“鼍搿” l 。孚7是1表b 17储罐沉降修正因子imfn-k112亮体泄漏bi 1 21壳体小泄漏壳体小泄漏的频率计算见公式(8)。#2 h#lllll4-1111+f*n其中，f*m*_值由公式(b 9)确定。f；*-*mt-2凡*_女mf4-刚、i_其中f啪m“为先体小泄捕频牢筚准频率，根据采b 18确定。 寰k 18储簟壳体基准泄漏额率失散类 储簟壳体 基准*牢 焊接储罐 1xl1次年量壳傩泄谢铆接储罐 j【)x 1伙，年mf毫小擅目为修上e因子根据公式(b 1(1)确定铆接油罐时mr*2儿nfn焊接油罐时式中 art值量纲为1t“f=年限速率厚度 “储罐壳体年限，单位为年；一最大腐蚀率单位为毫米每年(mm年)f_ 储罐壳体的原始厚度，单位为毫米(mm，c榆骗等级，分为5个等级见表b 19；in检验次数。裹&19评定储罐壳体检验等级指南验等类别 验 侵人性捡验：认真进行目视检验，对可疑位置川点蚀耀度i进行测冒根描对该储罐或类似功能储罐先前进行的内部检验所获得的目视棣验信息，进行外部蚀超声波掩扫描 敞睡位目处进行外郭点蚀i超声波检测扫描，不惜助corm内部检验信息 在敏感位置进行外部点蚀超声波检测，不借助储罐内部检验信息 尤榆验当储罐为焊接储罐时，分为两种情况求取_!f卧a)壳体腐蚀率已确定：mf栅由art、检验等级ic和检验次数in确定，其值由表b 2【)查樽。在表h 2巾art之间的数值，可用线陛内插法求得。b)壳体腐蚀率未确定： 当腐蚀率未确定时，此时nr中仅r的数值需通过计算确定，其值由公式(r 11)确定，榆验等级此时只能在er)选择。(普遍腐蚀时)max(t自#，*4) (点腐蚀时) 式中：rr台并礴蚀率，考虑了内部腐蚀和外部腐蚀的情况。1)内部腐蚀率的确定：内部腐蚀率由公式(b 12)确定：自4=r；n-af内afh*删f12式巾：r蕈内_壳体内部基准腐蚀半其值根据表b 21确定内部腐蚀各个调整参数的计算见表b 22和表b 23。出荨象宴_n 兰一。凸g三m 言u霉荨8当0导_一mo导蓦 圜一划盎 妊堆 蜒 翻懈 掣避握 。 奠 酋on|莘 荨 基尊害凸= =一荨； 吝 一荨。 一-_g6u导n荨o导喜凹主导一、。tq18syt 6830一2011表b21壳体内部基准腐蚀率基准腐蚀率 产品情况mm芷干燥 5 08102潮湿 1 2710_1表b22内部衬垫调整(af自#)是否需要内部衬垫预防腐蚀 调整因子 是(但没有内部衬垫或未知)1 75是(使用内部衬垫，但不符合api rp 652) 1 15是(根据api rp 652使用内部衬垫)0 5否(没有使用内衬)1否(使用内部衬垫，但不符合api rp 652) 0 9否(但根据api rp 652使用内部衬垫)0 8表b23 内衬使用期限调整(af自#m月mm)内衬的使用及使用期限 调整因子 根据apirp 652使用内衬20年有限或没有评估内衬状况的数据 2 520年证明内衬完好的数据 110年20年110年有限或投有评估内衬状况的数据 1 510年证明内衬良好的数据 15年10年120年有限或没有评估涂层情况的数据 2 020年证明涂层处于良好的状态数据 ()81()年20年 0 810年0 52)内部腐蚀率的确定： 内部腐蚀率由公式(b 22)确定7内=7基内af产品流动 (b22)式中：r#自壳体内部基准腐蚀率，其值为5 08x 101mm年。 内部腐蚀的调整参数由表r 40确定。表b40调整产品和流动条件(afb自)产品和流动条件调整因子 线路通畅 0 5成品油(汽油、柴油等)不流动(盲管段)5线路通畅 1原油不流动(盲管段)lob122地上管道系统 地上管道系统泄漏的频率计算见公式(b 23)。jkt管道系统总泄漏频卓=fk上管道系统泄漏频率+fk上管道系统法!泄漏撷宰-一(b23)fk上管道系统法兰泄捕频率=f地上管道珐=基准x法兰数量fk上管道系统泄橱频率=f缸上管道基准mf尊n1fft管段数量其中，f地