船级社指南 海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南 GD18-2019

海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南（2019）第2篇基于风险的检验评估第3篇以可靠性为中心的维修评估第4篇安全仪表完整性评估海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南2019海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南 1-1 1-1 1-1 1-1I1.1.2本指南为在役海上固定平台上部设备和系统完整性评估提供推荐作法和发证第2节分析方法1.3.1压力容器和压力管道等静设备完整性评估采用基于风险的检验方法，对容器和管道进行损伤机理识别、失效概率分析、后果分析、风险排序，最终制定检验策略。1.3.3安全仪表系统完整性评估采用安全完整性等级评估方法，对安全仪表系统各1.3.4海上固定平台其他上部设备与系统的完整性评估主要采用现场检查与试验的第3节术语和定义RBI是一种追求系统安全性与经济性统一的静设备完静设备材料失效引起的内部物质泄漏风险和制定并执行科学的检验策略对风险进行控RCM是一种确定设备预防性维修需求、优化维修策略的动设备完整性管理方法。合度量。风险的大小等于事故发生的概率（POF）与后果（COF）的乘积，即：1.3.6失效概率Probabilit），第2篇基于风险的检验评估海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南第 2-1 2-1 2-1 2-2 2-2 2-4 2-4 2-4 2-5 2-7 2-7 2-8 2-9 2-9 2-9 2-9 2-14 2-15 2-15 2-15 2-16 2-18 2-19 2-19 2-19 2-21I 2-23 2-23 2-23 2-24 2-27 2-28 2-29 2-30 2-31 2-32 2-33 2-89 2-109 本篇适用于海上固定平台上部静设备完整性评估。静设备一般指管汇、分离容器、第2节接受的标准NB/T47013《PressureVesselInspectionCode:In-service,Inspection,《PipingInspectionCode:In-serviceInspection,Rating,AlterationofPipingSystems》《InspectionPracticesforPrAPIRP581《Risk-BasedInspectionTechnol第3节术语和定义1.3.1通用失效概率GenericFail通用失效概率一般代表行业的设备失效标准，并不反映特定装置的实际失效频率。第4节评估流程第2章评估准备第1节评估方案制定2.1.1RBI评估开始之前应制定评估方案，尽可能消除过程中可能出现的障碍或问第2节评估目的2.2.1RBI评估应确定评估目的，并根据评估目的建立评估范围。海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南第3节评估小组2.3.3在评估前，小组成员应接受RBI方法海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南第3章数据和信息采集第1节数据采集原则和流程第2节数据采集内容经济风险评估所需数据一般包括：设备损坏成本海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南第4章失效概率分析4.1.2失效概率分析方法的选择应根据评估目的和采集数据的可用性进行综合判定。第2节失效概率定性分析4.2.1.5失效概率等级可以用文字描述（如非常高、高、中、低、非常第3节失效概率半定量分析4.3.3.1海上固定平台静设备常见损伤机理及易发生位置见静设备常见损伤及易发生位置损伤系数表达及描述Df-totalDf-govextdDf-govsccDf-govthinDfthinDfelinDfsscDfHIC/SOHIC-H2S硫化氢氢致开裂/硫化氢存在应力导向氢致DfCLSCCDfextcorDfCUIFDfext-CLSCCDfCUI-CLSCCDfbritDfmfatDh-i=minDhin,Dfelin（式4-4）Dc-cgov=maxD,DfHIC/SOHIC-H2S,DfCLSCC（式4-6）Dx-tov=maxDfextcor,DfCUIF,Dfext-CLSCC,DfCUI-CLSCC（式4-7）4.3.4.1管理系统系数采用调查海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南FMS。分数百分比pscore与FMS关系如图4.4.1。pscore（式4-8）FMS11 4.3.4.2管理系统系数评分内容详见表4.3.4.2，管理系统系数评分表详见本篇附录管理系统评估内容16239465767788956954用平台管理者建立的失效概率等级划分表。失1Pf-total2f-total345P4.3.5.2按照本章计算得到失效概率或损伤第4节失效概率定量分析海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南第5章失效后果分析5.1.1失效后果分析是评估设备失效的严重程度，主要分析失效后果对人员、环境5.1.3失效后果分析方法的选择应根据评估目的和采集数据的可用性进行综合判定。5.1.7本篇中静设备失效后果分析用的介质采用设备中代表性物质或混合物的性质第2节失效后果定性分析第3节失效后果半定量分析CA=aXb（式5-1）X—连续泄漏时，X为泄漏速率；瞬时泄漏时，X为泄漏质量。根据设备所含介质的组成及性质，选择代表性介质进行后果面积计算，代表性介质（2）确定泄漏孔直径及泄漏面积，详见本篇附录B第B.1.1；（3）确定理论泄漏速率，详见本篇附录B第B.1.2；（4）确定存量组的流体总量和最大泄漏量，详见本篇附录B第B.1.3和B.1.4；（5）确定流体泄漏的类型和泄漏相态，详见本篇附录B第B.2；（6）确定探测隔离系统减小系数，详见见本篇附录B第B.3；（7）确定泄漏速率和泄漏量，详见见本篇附录B第B.4；ABCDE第4节失效后果定量分析海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南第6章风险的确定和管理6.1.3设备风险定性分析和半定量分析采用风险矩阵法管理风险，设备风险定量分6.1.4设备风险是设备所有潜在失效风险的总和，或以设备最严重的部件风险作为第2节风险矩阵管理法失效概率失效概率54321最低监护适用于低失效概率和低失效后果的风险项目，这类风险以选择一般目视检验或失效后进行返或更换进行预防性维护适用于低失效概率和高失效后果的风险项目，这类风险属于未预期发生失效但失效发生后会产生严重后果，应该采用预防性维护计划进行日常维护以保持低失效概率。一般建议加大预防性维护适用于高失效概率和低失效后果的风险项目，这类风险属于可预期发生失效且失效后不会产生严重后果，可以通过日常监控维护保持设备和管线较低的失效概率。一般建议加大设备对于高失效概率和高失效后果的高风险项目，需要对其进行详细评估，采用近观检验和无损检测技术相结合的方式确定风险项目的详细信息，并根据检验结果及时采取减缓或消除风险的措第3节风险坐标管理法Risk=POF×COF海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南（1）风险线105元/年以上区域为在该区域的设备为中高风险设备，此区域风险设备需要加大检验和检测频率。险设备，此区域风险设备无需重点关注，一般的第7章检验策略7.1.1基于风险的检验应根据设备风险和现有检验技术的检测能力制定检验策略，7.1.2基于风险的检验可以用于提供设备有效的风险信息、减少设备状态的不确定7.1.3检验策略的制定应以控制设备的风险在可接受的程度为目标，重点关注潜在7.1.6企业应根据检验策略制定检验计划，检验机构应根据检验策略和检验计划，7.1.7检验机构在检验过程中应详细记录检验结果，由检验单位将检验结果与风险第2节检验流程第3节检验日期及检验有效性根据平台风险接受准则，预先设定一个设备风险值作为风达到风险目标值时触发检验，风险目标达到设备破坏后果面积、人员伤害后果面积、人员伤Df-Target。估日期损伤系数Df-Future。（1）如果Df-Present＜Df-Target＜Df-Future，则Df-Target到达日期为检验日期。目标达（2）如果Df-Present＞Df-Target，则应立即进行检验。立即进行检验的有效性，应根（3）如果Df-Present＜Df-Future＜Df-Target，则未来RBI评估日期为检验日期，检验第4节剩余寿命海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南壁厚tmin。如果设备有结构强度（如设备稳性要求）腐蚀速率(mm/y)=())（式7-2）剩余寿命=最小测量壁厚(mm)-最小允许壁厚(mm)（式7-4）腐蚀速率(mm/y)第5节检验技术7.5.1.1无损检测技术的选取应考虑待检设备可能存在的损伤类型和需要达到的检海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南环境等腐蚀性物质中。干/湿交替会加剧局部面积的损伤，测环境等腐蚀性物质中。损伤可以在局部区域或均匀分布的裂缝的水相停滞区易形成电化学腐蚀的微小原电池，如污暴露于低温环境中，所受应力增强内部或外第6节检验结果及处理措施第8章缓解措施8.1.1完成设备风险确定和排序后，需要采取有效措施缓解高风险项的发生，缓解第9章再评估9.1.1RBI是基于当前数据和状况进行的风险评估，风险随着时间的推移而发生改第10章文件和记录保存）；（5）降低容器发生失效的概率和后果的减缓措施（例如修理、改变工艺、防腐剂）；附录A损伤系数计算损伤系数计算基础数据表检验有效性类别表ABCDE（1）根据有效检验的结论确定均匀减薄腐所采用的在线监测方法或工具的类型，如腐蚀探针，腐蚀挂确定减薄腐蚀的损伤机理，可以参考的规范为AP置信度等级表低中高全面检验得到的大量现场数据、五年或者五年以上腐蚀挂片数损伤状态定义表124腐蚀速率的先验概率表Prp1thinPrp2thinPrp3thin检验有效性的条件概率表EDCBACop1thinCop2thinCop3thin检验的有效性应根据检测方法在测厚和预测减薄速率正确性方面的预期效果进行A卸部分内件），并进行大于对全表面进行100%超声波/射线检测；或者选择区域采用10%超声波BC对全表面进行大于50%超声波检测D对全表面进行大于25%超声波检测EAB对怀疑区域的状态监测位置进行大于C对怀疑区域的状态监测位置进行大于D对怀疑区域的状态监测位置进行大于20%超声波检测或轮廓造影射线检测E计算壁厚减薄比例Art图A.3.4.1内部减薄损伤系数计算流程A.3.4.2具体计算步骤（2）根据设备的材质和设备内部的工艺环（5）根据设备材质的许用应力S和焊接接（6）壁厚减薄比例Art计算①设备内部无覆层或者覆层已经全部腐rttrdi+Cr,bm.(agetk-agerc)损伤状态1：I1thin=Prp1thin(Cop1thin)NAThin(Cop1thin)NBThin(Cop1thin)NCThin(Cop1thin)NDThin损伤状态2：I=Prp2thin(Cop2thin)NAThin(Cop2thin)NBThin(Cop2thin)NCThin(Cop2thin)NDThin损伤状态3：I=Prp3thin(Cop3thin)NAThin(Cop3thin)NBThin(Cop3thin)NCThin(Cop3thin)NDThin损伤状态2：Po损伤状态3：Po在线监测修正因子FOM表A.3.4.2量、流速、H2S等数据监蚀速2速>20ft/t（6.1m/s）22111通过检测确定布氏硬度或者使用规格书中规定本指南推荐的SSC检验有效性见下表A.4.3。AB对选择焊缝/焊接区域进行＞75%湿对选择焊缝/焊接区域进行＞75%自动或C对选择焊缝/焊接区域进行＞35%湿对选择焊缝/焊接区域进行＞35%自动或D对选择焊缝/焊接区域进行＞10%湿对选择焊缝/焊接区域进行＞10%自动或E介质环境严重度-SSCpH值H2S浓度<50ppm>10000ppm<5.5低中高高低低低中低中中中低中中高>9.0低中高高应力腐蚀开裂敏感性-SSC高低中高无低中中低中高无无低低低低中无无无严重度指数-SSC严重度指数SⅥ高中低1无0通用应力腐蚀开裂基础损伤系数SVIEDCBADCBADCBA111111111111118311621141115321511541215812SVIEDCBADCBADCBA11111111111111211111111111211511111115112115111211151151211125121D=Dc●(Max[age,1.0])1.1A.5硫化氢氢致开裂/硫化氢应力导向氢致开裂损伤系数DfHIC/SOHIC-H2S焊缝的热影响区。由于氢泡压力和和焊接产生的HIC/SOHIC-H2S损伤系数计算用基础数使用设备文件中钢板材质数据或者钢板规范中规定的硫注：大部分设备由轧制或焊接钢板制造，一些小直径的设备道制造。大部分小直径的管道由钢管和管道制造，大直径的管所采用的主动腐蚀监测方法或工具的类型，例如氢探针和工本指南推荐的HIC/SOHIC-H2S检验有效性见下表A.5.3。Al>95%A-SCAN或C-SCAN直射法l然后进行衍射时差法超声波检测/横波>90%C-SCAN超声波检测；对焊缝和热影响区进行100%衍射时差法超声波检测/横波。对每块钢板和封头进行C-SCANB对内部全表面进行以下检测：l>75%A-SCAN或C-SCAN直射法超声检测,l然后进行衍射时差法超声波检测/横波l100%目视检验l>65%C-SCAN超声波检测对每块钢板和封头进行C-SCANC对内部全表面进行以下检测：l>35%A-SCAN或C-SCAN直射法超声检测,l然后进行衍射时差法超声波检测/横l>35%C-SCAN超声波检测波l100%目视检验l>50%湿荧光磁粉测试/交流电磁场检测l然后，根据检测结果进行超声波检测l100%目视检测对每块钢板和封头进行C-SCAND对内部全表面进行以下检测：l>10%A-SCAN或C-SCAN横波超声检测,l100%目视检验l>25%湿荧光磁粉测试/交流电磁场检测l然后，根据检测结果进行超声波检测l100%目视检测l>5%C-SCAN超声波检测对每块钢板和封头进行C-SCANE介质环境严重度-HIC/SOHIC-H2SpH值<50ppm>10000ppm<5.5低中高高低低低中低中中中低中中高>9.0低中高高根据介质环境严重度和设备基础数据，利用表A应力腐蚀开裂敏感性-HIC/SOHIC-H2S高硫钢0.01%）低硫钢(≤0.01%）高高高高中中低中高中中低低低低中低低低低低严重度指数-SSC严重度指数SⅥ高中低1无0在线监测调整因子-HIC/SOHIC-H2S在线监测调整因子FOM224A.6氯化物应力腐蚀开裂（CLSCC）损伤系数计算DfCLSCC（4）设备操作温度超过38℃,通常温度超过66℃发生CLSCC的可能性CLSCC损伤系数计算用基础数据确定各种工况水相中CL-浓度。如果无法获本指南推荐的CLSCC检验有效性见下表A.6.3。CLSCC检验有效性AB或者声发射检测AEtestingwith100%follow-upofrelevantindications.C或者>65%射线探伤检测.D或者>35%射线探伤检测.E介质环境敏感性-CLSCCpH≤10温度(℃)>1000ppm低低低中低中中高中中高高中高高高高高高高pH˃10温度(℃)>1000ppm无无无无低低低低低低低中中中中高（2）根据介质环境敏感性，利用表A.6.应力腐蚀开裂严重度指数-CLSCC严重度指数SⅥ高中低无0D=Dsc●(Max[age,1.0])1.1A.7外部暴露减薄腐蚀损伤系数DfextcorA.7.2外部暴露减薄腐蚀损伤系数计算用基设备的外部结构导致水集聚或者涂层无法修复，该处的外本指南推荐的外部暴露减薄腐蚀损伤检验有效性见下表A.7.3ABCDE00000006000000FIF：界面影响因子。管线浸没在海水中，Coatadj=min[5,agecoat]-Coatadj=min[15,agecoat如设备为圆筒体，α=2；如设备为球形，α=4；如设I、I）和后验概率（Poorr、Poorr、Poorr）。p2extcorrAp2extcorrBp2extcorrD)NDextcorr损伤状态2：Pocorr))+Poφ(-β)+Potcorrφ(-βrr)fA.8保温层下减薄腐蚀（CUI）损伤系数DfCUIFA.8.1保温层下减薄腐蚀（CUI）损伤保温层下减薄腐蚀（CUI）损伤是由于保温层下的蒸汽空间（或环形空间）的水的4）保温层凸起、保温护套变色或者绑扎缺失处。保温层凸起可能表明已经175°C之间运行，其操作温度导致大气7）从保温层突出的管嘴和附件，其工作温度不同于设备的工作温度，容易A.8.2保温层下减薄腐蚀（CUI）损伤系数计算用CUI损伤系数计算用基础数据设备所处的环境是指与CUI腐蚀的驱动因素相况、保温层护套风雨密性能、设备受水分或者水的影根据温度和设备所处的环境确定腐蚀速率。测量值、专家建议腐设备的外部结构导致水集聚或者涂层无法修复，该处的外保温层复杂程度应根据设备保温穿透的数量，例如喷嘴、管道保温层状况好：保温层护套没有任何损坏迹象（即刺破，撕裂密封胶）或积水（即保温层护套变成棕色、绿色管线直接支撑在设备上或者支撑的形状不允许涂层维本指南推荐的保温层下减薄腐蚀（CUI）损伤检验有效性见下表A.8.3。CUI损伤检验有效性A100%保温层，然后对露出的表面进行保温损伤部位或者疑似CUI部位进行100%轮廓造影法检测或者实时成像射B50%保温层，然后对露出的表面进行保温损伤部位或者疑似CUI部位进行65%轮廓造影法检测或者实时成像射C25%保温层，然后对露出的表面进行保温损伤部位或者疑似CUI部位进行35%轮廓造影法检测或者实时成像射D然后对露出的表面进行100%目视检保温损伤部位或者疑似CUI部位进行5%轮廓造影法检测或者实时成像射线的腐蚀区域进行100%目视检测和用E保温层下减薄腐蚀（CUI）基础速率000000600000000保温层类型调整因子调整因子FINS无FCM=1.0；保温复杂程度高，FCM=1FIC：保温层状况调整因子。保温层状况好，FIC=0.75；FEQ：设备设计/制造调整因子。设备的外部结构导致水集聚或者涂层FIF：界面影响因子。管线浸没在海水中，涂层调整因子涂Coatadj=0Coatadj=min[5,agecoat]Coatadj=min[15,agecoat]涂层调整因子Coatadj=0Coatadj=min[5,agecoat]-min[5,agecoat-aCoatadj=min[15,agecoat]-min[15,agecoat如设备为圆筒体，α=2；如设备为球形，α=4；如设CUIFCUIFCUIFCUIFI）和后验概率（PoIF、PoIF、PoIF）。p1CUIFAp1CUIFC)NDCUIFp2CUIFA)NACUIF(p2CUIFB)NBCUIF(p2CUIFC)NCCUIF(p3CUIFA)NACUIF(Cop3CUIFB)NBCUIF(Cop3CUIFC)NCCUIF(Cop3CUIFC)NDCUIF损伤状态2：PoIF（13）外部暴露减薄损伤系数DfCUIF计算A.9外部暴露氯应力腐蚀开裂（ext-CLSCC）损伤系数计算Dfext-CLSCCA.9.1外部暴露氯应力腐蚀开裂（extext-CLSCC损伤系数计算用基础数据本指南将设备的涂层质量分三种（无，中，高1）本指南推荐的ext-CLSCC检验有效性见下表A.9.3。ext-CLSCC检验有效性A进行UT检验B进行UT检验C进行UT检验D对疑似表面＞5%进行着色渗透或涡流试验，然后根据相关结果进行UT检验Eext-CLSCC环境的敏感性操作温度(℃)无无中高低中无无（2）根据介质环境敏感性，利用表A.9.4.1应力腐蚀开裂严重度指数-ext-CLSCC严重度指数SⅥ高中低1无0在役时间agecrack为最近一次应力腐蚀开裂检验至今的时间。如最近一次检验发现涂层调整时间Coatadj=0Coatadj=min[5,agecoat]-min[5,agecoat-agecrack]age=agecrack-ageadjA.10保温层下氯应力腐蚀开裂（CUICLSCC）损伤系数计算DfCUI-CLSCCA.10.1保温层下氯应力腐蚀开裂（CUI保温层下氯化物主要来源是保温材料含有的氯化物和水分进入保温层蒸发后残留CUICLSCC损伤系数计算用基础数据础数据，如天气、气候、设备受水分或者水的影破，撕裂或缺少防水密封胶）或积水（即保温层本指南推荐的CUICLSCC检验有效性见下表A.10.3。CUICLSCC检验有效性A目前无检测手段可B效60%着色渗透或涡流检测，然后用UT进行目前无检测手段可C30%着色渗透或涡流检测，然后用UT进行目前无检测手段可D目前无检测手段可EA.10.4CUICLSCC损伤系CUICLSCC环境的敏感性操作温度(℃)无无高高中高无无a）根据保温层复杂程度，调节CUICLSCC环境的b）根据保温层状况，调节CUICLSCc）根据保温层是否含氯化物，调节CUICLSCC环境的（2）根据介质环境敏感性，利用表A.10.4.1应力腐蚀开裂严重度指数-CUICLSCC严重度指数SⅥ高中低1无0在役时间agecrack为最近一次应力腐蚀开裂检验至今的时间。如最近一次检验发现涂层调整时间Coatadj=0Coatadj=min[5,agecoat]-min[5,agecoat-agecrack]DfCUI-CLSCC=DfI-CLSCC●(Max[age,1.0])1.1=Dn.FLC.FOM式中，FLC——衬里状态调整因子，见表A.11.2-3；FOM——在线监测调整因子，如使用在线监测且能有效检测出衬里劣化，则193012140132601414701519911621173128413962793457911024030405617489FLC差衬里发生过失效且失效修复不成功或质量差，或存在导衬里无过大侵蚀迹象，或衬里进行过局部修复但修复质21脆性断裂是由于低温操作或低韧性导致设备突然发生破或缺陷处。脆性断裂不容易发生，因为通常设备材料的设计象发生。壁厚较大的旧设备，在工艺系统非正常运行而出现低温脆性断裂损伤系数计算用基础数据理，使用表A.12.3.1-2进行确定；否则，使用表B.12.3.1-3进行确定。Dfbri=Di.FSE3)如果设备属于压力容器，则最大允许工作压力下的CET大于或等于-29℃,如基准温度碳钢-ASME豁免曲线的20焦耳脆性转变温01631低合金钢-ASME豁免曲线的27焦耳脆性转84188765420无焊后热处理脆性断裂损伤系数02246249290372234焊后热处理脆性断裂损伤系数表A.0000000000000000000000000234002470002602503050709系统一般不会发生这种失效，但如果管道支撑失效、管道受到响、管道上的安全阀释放发生震颤、管道流量不稳定、管道受米内存在连接到管道（直接或间接通过结构）上的循环振如果没有疲劳失效的历史并且没有发生显着变化，则认为疲l0到5个支管、附件等支撑缺失/损坏，支管上无支撑重物，破碎角撑板，直接焊接A.13.3机械疲劳损伤系数计算流程，见图A（1）根据以前已经发生过的失效次数，确定振动疲劳基础损伤系数Df。l失效次数＞1次，则Df=500。（2）根据可见/可听振动或可听噪声的强弱，确定振动疲劳基础损伤系数Df。l轻微程度，则Df=1；l中等程度，则Df=50；l严重程度，则Df=500。l振动周期少于2周，则FfS=1振动源类型，确定基准损伤系数Df。l往复式机械振动源，则Df=50l泄压阀振动振动源，则Df=25l高压降阀门振动源，则Df=10l无振动源，则Df=1（5）确定管道振动疲劳基准损伤系数Dfat，公式如下：Dat=maxDf,(DfS.FfS),Dffat.FCA.FPC.FCP.FJB.FBDFCA2FPC量：0到5个支管、附件12FCP22121所有支管直径≤50mm1任一支管直径＞50mm海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南附录B面积后果计算1小d1=6.42中d2=253大d3=1024注：D——管道为外径，设备为内径，单位为mm。每种泄漏孔的泄漏面积按照式B-1计算：An（式B-1）W=Cd（式B-2）（1）气相介质流速由音速向亚音速的转换压力按式B-3（2）若设备操作压力大于转换压力，则气体海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南按式B-5计算泄漏速率；ρl——液相介质密度，kg/m3；gc——力学常数，1.0（kg·m）/（N·s2Ps——操作压力，kPa；Ptrans——转换压力，kPa；Pa——大气压力，kPa；T液体系统在确定存量组以后，只要给出组内设备的某种失效，就可产生类似后果，海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南统还可能出现闪蒸，所以最好只使用上游设备组的液体存量，但得出的存量较为保守。（3）潜在的最大介质泄漏量为存量组中的介质存储量和设备中的介质存储量加上3min从存量组中流入该设备的介质补充量两者的较小值，按式B-8进行确定。massavail,n=min(masscomp+massadd,n),massinv（式B-8）海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南B.2.1泄漏类型分为连续泄漏和瞬时B.2.2根据正常工况下介质在设备中的相态，利用表B.2.B.3.1设备安装有探测隔离装置时，能够在一定程度上减缓介质泄漏，可根据表探测系统分级表ABCABC海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南减小系数factdiAAABCBBCCraten=Wn(1-factdi)（式B-10）massn=min(raten*ldn),massavail,n（式B-11）ldn=min（式B-12）最大泄漏持续时间ldmax,n（min）AA5ABACBBCC（1）减缓系统对设备燃烧与爆炸后果面积减小系数factmit按表B.5.1确定。后果面积减小系数factmiteneffn=4lg(2.205*massn)-15（式B-14）B.5.2连续泄漏设备破坏与人员伤害后果b(1-factmit)（式B-15）（2）人员伤害后果面积按式B-16计算，常数a、b选取见表B.5.2.1-2。inj,nCAinj,n1(rate-CONT)b1(1-factmit)（式B-16）CA-,nCONT=a(raten)b.(1-factmit)（式B-17）CCONT（式B-18）B.5.3瞬时泄漏设备破坏与人员伤害后果（1）按式B-19计算设备破坏后果面积，常数a、b选取见表B.5.2.1-1；海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南CAINST=a（式B-19）B.5.3.2对于每种泄漏孔，介质可能自燃的设备破坏后果面积CA-,NST按下列步骤CANST=a（式B-21）B.5.4每种泄漏孔下火灾爆炸造成设备破坏与人员伤b.喷火（JetFire海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南B.5.4.2泄漏孔下火灾爆炸后果面积计算分析时，选取的代表性介质的点燃概率见表事件概率--介质连续泄漏可能自燃PVCE火球PFb喷火PJF池火PPFC1-C2C3-C4C6-C811C9-C1211C13-C161C17-C251C25+11H2H2SPVCE火球PFb喷火PJF池火PPFC1-C2C3-C4C6-C8C9-C12C13-C16C17-C25C25+H2H2S事件概率--介质瞬时泄漏可能自燃PVCE火球PFb喷火PJF池火PPFC1-C2C3-C4C6-C8C9-C12C13-C16C17-C25C25+H2H2SPVCE火球PFb喷火PJF池火PPFC1-C2C3-C4C6-C8C9-C12C13-C16C17-C25C25+H2H2SPVCE喷火PJF池火PPFPVCE喷火PJF池火PPF事件概率--介质瞬时泄漏不可能自燃PVCE火球PFb喷火PJF池火PPFC1-C2C3-C4C6-C8C9-C12C13-C16C17-C25C25+H2H2SPVCE火球PFb喷火PJF池火PPFC1-C2C3-C4C6-C8C9-C12C13-C16C17-C25C25+H2H2S（1）介质连续泄漏可能自燃最终引起火灾爆炸的设备破坏后果面积和人员伤害后CA--T,n=CA-,nCONT×P（式B-23）CCONT×P（式B-24）（2）介质瞬时泄漏可能自燃最终引起火灾爆炸的设备破坏后果面积和人员伤害后a.设备破坏后果面积CA--,n按式CAn=CANST×P（式B-25）CAAIL-INST=CAAIL-INST×PinjCAAIL-INST=CAAIL-INST×P（3）介质连续泄漏不可能自燃最终引起火灾爆炸的设备破坏后果面积和人员伤害CT=CCONT×P（式B-28）（4）介质瞬时泄漏不可能自燃最终引起火灾爆炸的设备破坏后果面积和人员伤害CACAINST×P（式B-29）CT=CINST×P（式B-30）（1）对于每种泄漏孔，由连续泄漏确定泄漏类型平衡因子fact；（3）对每种泄漏孔，按式B-32至式B-35计算基于泄漏fact（式B-32）B.5.6基于自燃温度的后果面积平衡计算确定自燃温度平衡因子factAIT：当Ts-55.6<AIT<Ts+55.6时，factAIT当AIT≤Ts-55.6时，factAIT=11-factAIT)（式B-36）l,n=CAicomb,nfactAIT+CAi,n(1-factAIT)（式B-37）燃烧与爆炸设备破坏后果面积计算公式中的常数选取表ababababababababC1-C2————————C3-C4————————————C6-C8C9-C12C13-C16————————C17-C25————————C25+————————————————————————————————燃烧与爆炸人员伤害后果面积计算公式中的常数选取表ababababababababC1-C2————————C3-C4————————————C6-C8C9-C12C13-C16————————C17-C25————————C25+————————————————0————————————————rate=mfrac式中，ld——持续泄漏时间，min。性后果面积按式B-44计算。最终毒性后果面积按式B-45计算。式中，c,d——计算系数，从表B.6.3选取。cd5—*raten酸和碱泄漏只考虑人员伤害后果，对于连续泄漏，每种泄漏孔后果面积按式B-48CAO,=0.01858*g*(2.205*raten)h（式B-48）式中：g=2696.0-21.9*0.145*(-)+1.4740.145*(-)2h=0.31-0.000320.145*(-Patm)-4021-fact)（式B-49）蒸汽泄漏后果面积平衡因子fact按B.5.5节确定；毒性非可燃后果面积的最大值，按式B-51计算选取。CA=max(CAcmd-comb,Ccomb)（式B-52）海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南附录C经济后果计算2）设备失效影响区域中其它设备的破坏成本FCaffa；3）介质泄漏和由于设备检修或更换所导致的停工成本FC4）设备失效所导致的人员伤害成本FCinj；2.78×1052.78×1052.00×1052.78×1044.17×1054.17×1054.17×105海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南4.17×1053.50×101——3.50×101——2.78×1023.50×1016.90×101—4.17×1023.50×101—3.50×1012.08×1024.17×1023.50×1012.78×1023.50×1014.17×1022.5×1033.50×1016.90×1014.86×103镍钛合金“C”锆合金“B”钽海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南（2）检修或更换设备失效后果影响区域内遭到破坏的其它设备导致的停工成本，outageaffa=101.242-0.585lg(FCaffa*10-6)（式C-5）FCinj=CAinj*popdens*injcost（式C-7）C.6.1环境清理成本仅考虑泄漏介质在大气环境中相态为液态的环境清理成本，对C.6.2泄漏介质的标准沸点NBP蒸发比例fracevap可从表C.6.2查取，未列出的代表性介质可根据可靠的方法确定NBP，而后利用式C-8计算fracevap。海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南fracevap=-7.1408+8.5827*10-3*1.8volnv（式C-9）fracevap酸附录D常用风险等级规定及典型矩阵D.1某石油企业常用风险等级规定及典1234ABCDABCD1一一二三2一二三四3二三四四4三四四四D.2某石油企业常用风险等级规定及典型D.2.1风险概率采用定性和半定量两种描述方式，按照事故发生频率从低到高依次分为5个等级，风险概率等级如表D.2.1所示。2、每年发生概率10-2）2、每年发生概率（10-3~10-2）2、每年发生概率（10-4~10-3）2、每年发生概率（10-5~10-4）2、每年发生概率10-5）直接经济损失五类，每类后果按照其严重性从低到高依失无伤D.2.3为了做出决策并且重点关注那些高风险的区域，需要对每个风险都应进行排1234511234522468336944855高风险，需要提供处理措施、计划以及验证处D.3某石油企业常用风险等级规定及典型5432次1<5%1财务损失小负面消息在企业内部流可能存在轻微的违法犯发生安全事故造成下列情形之一：出现人员轻伤；或对环境或社会造成短暂的影2负面消息造成较大社会影响和企业企业自行处随着罚款或或对环境造成中等影响，需一定程度的补或以内的时间才能恢复对营运影响轻微，情况立刻受到控制，但不影响企业的日常业务；陆上油气井发生井喷，企业自身能在24小时内建立井筒压力平衡的井喷事3中等的财务负面消息造成较大社会影响和企业企业自行处致地方政府的调查或诉讼或环境污染需执行重大的补救措施，且需需要一段时间才能得到控制；企业日常业务受到一些影响，但可在较小的代价下恢4重大的财务团公司年度负面消息造成较大社会影响和集团公司声誉影公司出面处置严重违反法政府的调查或重大的诉30~50人；或一次直或环境污染需执行重大的补救措施，且需企业失去部分业务能力，需要付出较大的代价才能控制情况，但对企业存亡无重大5极大的财务团公司年度负面消息造成重大社会影响和集团公司声誉影府部门出面严重违反法政府和监管重大的起诉严重的集体以上；或一次直接经上；或区域生态功能部分丧失或濒危物种生存环境受到污染；重大的业务失误，情况失控，并给企业存亡带来重大影响；或受风险影响的部门/单位无法达成关键营运目标或业绩指标该风险造成的影响；或低中高1234554321D.4某石油企业常用风险等级规定及典型D.4.1风险矩阵后果发生的可能性采用定性和半定量两种分级形式，按照事故发生频率从低到高依次分为6个等级，如表D.4.1所示。）（6F≥10-15-1＞F≥10-24-2＞F≥10-33-3＞F≥10-42-4＞F≥10-51-5＞F≥10-6果按照其严重性从低到高依次分为5个等级，如表D.后果严重性等级及说明A环境影响——装置内或防护堤内泄漏，造成本装置内BC）；财产损失——直接经济损失50万元及以上，200万元以下；1套装置停车。—发生在江、河、湖、海等水体及环境敏感区的油品泄漏量在1吨或等于40。D—发生在江、河、湖、海等水体及环境敏感区的油品泄漏量在1吨—危险化学品以污水形式排出厂界，其危险物质相对环境风险数40~80（不含40和80）。声誉影响——国内影响；政府管制，媒体和公众E—危险化学品以污水形式排出厂界，其危险物质相对环境风险数大于或等于80；—跨国（界）的环境事件。名录》第三条，环境敏感区，是指依法设立的各级各类自然、文化保护地，以及对建设项目的某类污染因子或者生态影响因子特别敏感的区域，主要包括一）自然保护区、风景名胜区、世界文化和自然遗产地、饮用水水源保护区；（二）基本农田保护区、基本草公园、重要湿地、天然林、珍稀濒危野生动植物天然集中分布区、重要水生生物的自然产卵场及索饵场、越冬场和洄游通道、天然渔场、资源性缺水地区、水土流失重点防治区、沙化土地封禁保护区、封闭及半封闭海域、富营养化水域三）以居住、医疗卫生、文化教育、科研、行政办公等为主要功能的区域，文物保护单位，具有特殊历史、文化、科学、民族意义的保护E3区域时，如果发生人员死亡，则风险等级为高风险；如果发生财产损失、环境污染和声誉影响，则风险等级为中风险。风险矩阵如表D.4.3-1所示，风险区域如表D.4.3-2风险等级矩阵123456AA1A2A3A4A5A6BCDE风险区域及说明D6、E5、E6海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南附录E通用失效概率推荐值小中大2.80×10-5002.60×10-63.06×10-52.80×10-5002.60×10-63.06×10-52.00×10-502.60×10-63.06×10-52.00×10-502.60×10-63.06×10-52.00×10-52.00×10-66.00×10-73.06×10-52.00×10-52.00×10-66.00×10-73.00×10-5海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南附录F管理系统系数评分表1企业的有关部门是否制定了工艺安全管理方面的规章制度？此制度是22222岗位说明中是否明确规定了每位管理人员在工艺安全和设备管理方面在对每位管理人员进行年度考核时，工艺安全和设备管理是否作为一过去三年，整个管理部门中参加过安全管理方面的培训或研讨会的人%×10A、该委员会是否由企业内各业务系统的主要负责人组成？55525222质量管理规定是否全面并已开始执行？该规定是否能确保所有标识的3335）？A设计规范和制造标准8是否有保证此类设备安全运行的证明文件？例如此类设备的设计、维44是否对工艺过程中的每台设备都进行了书面记录？如果有，是否包括111111每一位工艺人员是否按要求掌握了个人职责内的工艺安全5信息的个别要素可以以多种形式存放在不同地点，但手册中应明确提83%×10A、作业场所存在有毒、易燃、易爆的物品511111A、工艺危害性D、工程和管理失控所导致的后果G、因工程和管理失控，对人员安全及健康影响的2222222A、评估组成员在该技术领域必须具有丰富经验B、评估组成员必须接受过该技术领域的正规培训3333则3准确记录工艺危害性分析中所提出的问题及建议、确保及时采纳和执是否确保评估中提出的问题及建议的解决方法入档备案？若是，是否该体系是否规定将下列内容通知相关操作、维修和其他A、工艺危害性分析所提出的与决策相关的建议833是否会根据本工艺复杂性来选择适合的技术方法进行工艺危害性分最近进行的工艺危害性分析得到的平均分析等级是否适合本系统的复确定工艺操作危害性时，对失效可能性及失效后果是否进行了定量或54增加新设备或修改工艺后，设备是否备有书面的变更管95B、工艺化学品的变更及其参数调整（如进料、催化剂、溶剂等）D、操作方式的重大变动（如开停车程序、装置定员标准或分工等）4444A、变更管理分为临时变更和永久变更545一旦工艺系统发生变更，变更管理规程是否按照以D、修改PID操作范围的说明、原料安全数据，及有关的工艺安全信息E、通报工艺变更段所有操作和维护人员，并为其提供必要的培训G、重新审核工艺变更对上下游单个设备或相关设3333333A、定期对上述变更造成的设备及其制造材料的影响进当维修设备或更换设备的制造材料时，是否有考察新材料性能的方55所有装置的操作及维修人员手中是否都有所属装置的操作5F、用于校正或避免偏离安全操作范围的方法22222222含有化学品的操作规程中是否包括下述安全健康注意A、化学品的特性及其毒性B、防止化学品外露而采取的必要措施，包括控制及人身防护设备343？（A、至少每年一次，或只要工艺发生变更630A、每6个月一次84206员工和承包人是否都采取安全作业措施控制以下操作维修中安全隐222222F、负责维护、承包、测试或其他技术支持人员进入设备I、特殊危险品的处理（如有毒物、放射性物质等）2222在执行6.1中所列的安全生产措施前是否都需要操作授权书或作业许B、详细列举文件复本的数量及文件复本的下11111由安全部门或相近部门负责的评估多长时间A、每3个月一次8420是否至少每三年对所有的施工许可规程进行一次正式的审核并根据需4447是否规定在开始工作前，员工要接受除7.1中规定的培训外，还要接受A、操作工艺及其特殊安全健康危害的概况等333333对操作员正式培训工作结束后，采用何种方法确认员工理解了所讲授）？730每隔多长时间对工艺操作员进行正式的培训选择一项）A、至少3年一次507.6对每位操作员每年进行培训的平均时间为多长？按各种培训级别7530A、已经建立的培训计划有明确的要求B、对培训要求进行定期审核和修改444A、确定每位培训员的资格已入档B、按照审核和批准的书面教学计划进行培训，确保完成既定内容55558A、已经确认需要检验的所有设备222228.1中提到的检验计划是否包括对所有工艺装置进行下述正规的外观检油漆/涂层、支架、附件，及认定的机械损坏、腐蚀、振动、泄漏、不B、按8.1中的检验计划，对每套装置中的所有压力容2122根据检验计划，是否对装置中的所有压力容器采用无损检验技术进行5对设备的每一元件是否均有相关的人员进行检查以认定老化或失效的5B、是否基于检验的可操作性制订了缺陷的认定范围？11311222根据操作规程和当前操作条件，是否确定了所有管道系统的最高允许每次壁厚测量后，是否采用最新的壁厚数据和腐蚀速率对最高允许工32在修改检测频率、试验方法或检验方法前，是否规定审核及批准的等5设备或操作工艺变更时，是否定期对该明细表进行3233A、安全及时地进行维修若发现设备有故障，决定继续使用该设备是否出于工程评估适用性的512对于所有检验方法的信息和报告，是否有更新完整的核心记录文32参与维修与检验设备的所有员工是否都参加了关于工艺及其危险性方5为确保安全有效地完成工作，是否对所有参与设备维修和检验操作的上述培训工作完成后，是否采用合理方法考核员工对培训内容的理3255是否制定了针对设备中所有安全阀的检验和检测计划？该计划是否正所有安全阀维修人员是否都经全面培训并有丰富的安全阀维修31111111对设备制造和维修是否有质保计划？若有计划，是否包括下述内11111是否对所有压力容器都有永久性的记录，该记录是否包A、制造商资料和其它永久性数据D、最新的检验、维修、更换和重新标定的结果59是否对所有新开发、新建设和重大技改项目进行生产工艺危害性分B、已结束对生产工艺中所有人员的培训D、已采纳并执行了PHA（工艺危害性分析）中提出的所有建议是否对所有设备在启动前进行检查？确保设备按照设计说明和制造厂55A、在系统注入高危害化学品前，所有机械设备是否密封5B、开车前，所有控制设备是否操作正常555是否有设备应急计划？该应急计划是否说明了所有可能发生的紧急情22A、指派一人作为紧急情况协调员，并确定其工作职责B、紧急撤离方法和指定的撤离路线D、紧急疏散后，清点所有员工的方法F、火警和其它紧急情况报警的推荐方法222222222是否对设备建立了紧急情况控制中心？是否配5222根据应急计划，是否任命了一些人员？该人员的工作职责是掌握未来）？525B、车间主任或同样熟悉工艺过程的人员33A、火灾和爆炸B、等于或略高于重置价的财产损失222222222225若事故是由于设备的零件或部件引起的，是否要求相关的检验和技术5过去一年内，是否将事故调查报告及结论都通报公司内相关车间班6是否规定将事故报告和工艺危害性分析中发现的问题认真审核并写入6C、证明其具有相关安全有效的施工经验和技333A、所有生产工艺和承包商工作中已知的潜在性危险2222是否与承包商举行开工前会议、认真审核承包商的工作范围以及本单9指导、监督等并确保员工遵守工厂的安全操9A、每一年一次70根据上次安全生产管理系统评估的要求，是否已经制订了实施安全生产管理系统评估小组的成员是否接受过评55根据对最近评估的审核，评估的结果是否真实反映工厂的实际海上固定平台上部设备与系统完整性评估指南附录G代表性介质的性质NBP标准沸点C1-C2气C3-C4气液C6-C8液C9-C12液C13-C16液C17-C25液C25+液水-液-气气气液液第3篇以可靠性为中心的维修评估海上固定平台上部设备与系统完整性评估指I 3-1 3-1 3-1 3-2 3-4 3-4 3-5 3-7 3-7 3-7 3-8 3-10 3-10 3-10 3-10 3-12 3-12 3-12 3-15 3-17 3-18 3-21 3-23 3-23 3-23 3-24 3-25 3-28海上固定平台上部设备与系统完整性评估指