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1、T/00CPASEPTXXX20201.NG接收站基于风险的检验细则GuidelineforRiskBasedInspectionof1.NGTerminaI（征求意见稿）20-实施20-发布中国特种设备安全与节能促进会发布目次1范围12规范性引用文件13术语、定义和符号14缩略语15总则16通用流程27损伤模式分布28基于风险的检验细则49检验类型、检验范围及选择原则7附录A9附录B12刖百本标准按照GB/T1.1-2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则制定的规则起草。本标准由中国特种设备安全与节能促进会（CPASE）提出并归口。本标准主要起草单位：1,本标准主要起草人员
2、：O参加本标准起草工作的人员还有：XXX。本标准首次发布。1.NG接收站基于风险的检验细则1范围1.1 本标准给出了1.NG接收站基于风险的检验（RBI）实施细则。1.2 本标准适用于1.NG接收站中实施了RBI项目的压力容器和压力管道。1.3 本标准不适用于安全阀，安全阀校验策略见GB/T26610.2。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。第1部分：基本要求和实施程序第2部分：基于风险的检验策略第4部分：失效可能性定量分析方法第5部分：失效后果定量分析方法G
3、B/T26610.1承压设备系统基于风险的检验实施导则GB/T26610.2承压设备系统基于风险的检验实施导则GB/T26610.4承压设备系统基于风险的检验实施导则GB/T26610.5承压设备系统基于风险的检验实施导则GB/T30579承压设备损伤模式识别3术语、定义和符号GB/T26610.1、GB/T26610.2、GB/T26610.4、GB/T26610.5和GB/T30579所规定的术语、定义和符号适用于本标准。4缩略语下列缩略语适用于本标准1.NG液化天然气(1.iqUefiedNaturalGas)NG天然气(NaturalGas)BOG蒸发气(BOilOffGas)ORV开
4、架式气化器(OPenRackVaporizers)SCV浸没燃烧式气化器(SubmergedCombusionVaporizer)IFV中间介质气化器(IntermediateFluidVaporizer)E-I中间丙烷气化器(IntermediatePropaneVaporizer)E-2液化天然气气化器(1.NGVaporizer)E-3天然气调温加热器(NGTrimHeater)5总则5.1本标准是在GB/T26610和GB/T30579的基础上，针对1.NG接收站的工艺、设备特点制定的检验细则。本标准并不能替代风险评估工作，而是GB/T26610.2针对具体装置的应用。5.2本标准在按
5、1.NG接收站工艺流程确定压力容器和压力管道潜在损伤模式的基础上，给出了关键设备及其特殊部位针对性的检验方法，其余设备基于损伤模式的检验方法按GB/T26610.2确定。5. 3本标准所述1.NG接收站压力容器和压力管道的损伤模式，根据其常用材料、典型工艺条件确定，是可能发生的潜在损伤，具体的损伤模式应根据实际情况进行调整。为了让使用者能够区分主次，本标准基于损伤模式分析和实际使用经验，按照损伤模式发生的严重程度和频次，将损伤模式进一步分为主要损伤模式和次要损伤模式。5.4 本标准中压力容器和压力管道潜在的损伤模式是在正常工况下给出的，非正常工况或其他特殊工况下（如超负荷、低负荷、原料成分变化
6、、超设计）的损伤模式及基于风险的检验细则按实际情况确定。5.5 检验过程中发现的损伤模式，检验人员应根据检验范围和损伤程度决定是否需要扩检，是否需要拆除覆盖层进行复检、确认。检验过程中发现的缺陷，按相关标准规范进行处理。5.6 使用本标准时，可以直接由第8章找出对应的设备，对于第8章没有提到的设备，可以根据设备所处流程位置，在第7章中找出其损伤模式及部位，然后按照GB/T26610.2或GB/T30579选择基于损伤模式的检验方法。5.7 本标准并不等同于检验方案，实际检验方案要根据具体情况制定，1.NG接收站基于损伤模式的检验内容按照本标准制定，以本标准规定的主要损伤模式为重点，兼顾次要损伤
7、模式。对于本标准没有覆盖的检验内容，如基础、支撑结构、接地、接管及补强、表面状况、法兰接头、阀门等，参照固定式压力容器安全技术监察规程和压力管道定期检验规则-工业管道规定进行。5.8 1.NG接收站RBI项目除应符合本标准的要求外，还应遵守我国相关特种设备安全技术规范的规定。6通用流程6. 1损伤模式确定按本标准及GB/T30579确定损伤模式。7. 2风险分析计算根据6.1确定的损伤模式，分别按照GB/T26610.4和GB/T26610.5的规定对1.NG接收站压力容器和压力管道进行失效可能性和失效后果等级的定量分析计算，按照GB/T26610.1的规定确定压力容器和压力管道的风险。8.
8、3制定检验细则根据6.2风险分析计算结果，按照GB/T26610.2确定1.NG接收站压力容器和压力管道的检验时间（或基于检验时间确定的检验范围）、检验类型，结合GB/T26610.2和本标准的要求确定检验方法和检验部位,依据具体风险评估报告确定检验比例。1.NG接收站中压力容器、压力管道的定期检验可以在系统不停机的条件下进行。检验项目应包括资料审查、宏观检验、壁厚测定和安全附件检验。必要时还应进行表面无损检测、埋藏缺陷检测、材料分析、强度校核、耐压试验等检验项目。7损伤模式分布9. 11.NG接卸工段a） 1.NG卸船管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；b） BOG返回管线：大气腐蚀（有隔热层
9、）；c）码头保冷循环管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；d）码头排液罐：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）。7. 21.NG存储工段a）与低压泵相连管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）、振动疲劳；b） BOG管线、放空管线、排放/溢流管线：大气腐蚀（有隔热层）。7. 3BOG处理工段7.3. 1再冷凝器单元a）再冷凝器：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；b）低压1.NG管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；c） BOG管线：大气腐蚀（有隔热层）；d）外输总管BOG返回线：大气腐蚀（无隔热层）。7. 3.2BOG低压压缩机单元a）低压排放罐：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；b） BOG压缩机入口分液罐：大气腐蚀（有隔热层）
10、；c） BOG压缩机缓冲罐：大气腐蚀（有隔热层）；d）低压1.NG管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；e）BOG管线：大气腐蚀（有隔热层）；f）与压缩机相连管线：大气腐蚀（有隔热层）、振动疲劳。7.41.NG加压气化工段7.4.1 高压输送泵单元a） 1.NG管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）、振动疲劳；b） BOG去再冷凝器管线：大气腐蚀（有隔热层）、振动疲劳；c） BOG去放空、火炬管线：大气腐蚀（有隔热层）；d）高压输送泵泵筒：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）、振动疲劳。7. 4.2IFV单元a）与E-3壳程相连管线：大气腐蚀（无隔热层）、振动疲劳；b）高压天然气外输管线：大气腐蚀（无隔热层）；c
11、）高压1.NG进料管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；d） E-2至E-3管线：热冲击、大气腐蚀（有隔热层）、冲刷、振动疲劳、汽蚀；e）气态丙烷线：大气腐蚀（无隔热层）；f）液态丙烷线：冲刷、大气腐蚀（无隔热层）g） IFV气化器：汽蚀、大气腐蚀（有隔热层）、大气腐蚀（无隔热层）、冲刷、振动疲劳、冷却水腐蚀、微生物腐蚀；h） BOG去放空、火炬管线：大气腐蚀（有隔热层）。7.4.3ORV单元a）高压1.NG进料管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；b）高压天然气外输管线：大气腐蚀（无隔热层）；c） BOG去放空、火炬管线：大气腐蚀（有隔热层）；d） ORV气化器：冲刷、汽蚀、涂层失效、微生物腐蚀、冷
12、却水腐蚀。7. 4.4SCV单元a）高压1.NG进料管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）；b）高压天然气外输管线、燃料气管线：大气腐蚀（无隔热层）；c）BOG去放空、火炬管线：大气腐蚀（有隔热层）；d）电加热器：大气腐蚀（无隔热层）；e） SCV气化器：冲刷、汽蚀、冷却水腐蚀。7.5高压天然气输送工段a）BOG去压缩机管线：大气腐蚀（有隔热层）、振动疲劳；b）高压天然气外输管线、燃料气管线：大气腐蚀（无隔热层）、振动疲劳；c）缓冲罐：大气腐蚀（无隔热层）；7. 6NG计量及外输工段管线：大气腐蚀（无隔热层）；7.7 1.NG装车/船工段a）BOG去放空、火炬管线：大气腐蚀（有隔热层b）低压1.NG
13、管线、1.NG排放、溢流管线：冲刷、大气腐蚀（有隔热层）：7.8 火炬工段a）BOG管线：大气腐蚀（有隔热层）：b）燃料气管线：大气腐蚀（无隔热层）；c）火炬分液罐：大气腐蚀（有隔热层）；7.9 1.NG接收站工艺流程及损伤模式流程分布1.NG接收站工艺流程参见附录A,1.NG接收站损伤模式流程分布图参见附录Be8基于风险的检验细则1.NG接收站压力容器和压力管道推荐的检验时间（或基于检验时间确定的检验范围）、检验类型及选择原则和检验方法等依据第9章确定，1.NG接收站典型设备基于损伤模式的推荐检验方法和检验部位见表1表8o表1卸料总管推荐的检验方法序号常用材料匕要损伤模式次要损伤模式失效部位
14、检验方法备注停机外部检验在线检验1S30403冲刷内表主要损伤模式次要损伤模式主要损伤模式次要损伤模式在线红外热成像检测温度异常部位面-脉冲涡流或瞬变电磁检测-表2BOG总管推荐的检验方法序号常用材料主要损伤模式次要损伤模式失效部位检验方法备注停机外部检验在线检验S31603S30403大气腐蚀（有隔热层）外表面主要损伤模式次要损伤模式主要损伤模式次要损伤模式在线红外热成像检测温度异常部位1-脉冲涡流或瞬变电磁检测X射线数字成像检测表3高压天然气外输管线推荐的检验方法序号常用材料主要损伤模式次要损伤模式失效部位检2睑方法备注停机外部检验在线检验120S31603A333Gr6大气腐蚀（无隔热层
15、）振动疲劳外表面主要损伤模式次要损伤模式主要损伤模式次要损伤模式重点关注气化器出口部位目视检测和纵波超声检测表面无损检测电磁超声或脉冲涡流检测或超声导波横波超声检测或表面无损检测表4BOG压缩机出入口管线推荐的检验方法序号常用材料主要损伤模式次要损伤模式失效部位检验方法备注停机外部检验在线检验大气腐主要损伤模式次要损伤模式主要损伤模式次要损伤模式在线红外1S31603S30403蚀（有隔热层）振动疲劳外表面目视检测和纵波超声检测表面无损检测脉冲涡流或瞬变电磁检测X射线数字成像检测热成像检测温度异常部位表5高压输送泵出入口管线推荐的检验方法序常用材主要损次要损失效检验方法号料伤模式伤模式部位停机
16、外部检验在线检验备注1S30403大气腐蚀（有隔热层）、冲刷振动疲劳外表面主要损伤模式次要损伤模式主要损伤模式次要损伤模式在线红外热成像检测温度异常部位目视检测和纵波超声检测表面无损检测脉冲涡流或瞬变电磁检测X射线数字成像检测表6再冷凝器推荐的检验方法序号常用材料主要损伤模式次要损伤模式失效部位检验方法备注停机内部检验停机外部检验在线检验1S30403冲刷大气腐蚀（有隔热层）内表面目视检测或纵波超声检测纵波超声检测或超声导波脉冲涡流或瞬变电磁检测在线红外热成像检测温度异常部位表7IFV气化器推荐的检验方法序号名称常用材料主要损伤模式次要损伤模式失效部位检验方法备注停机内部检验停机外部检验在线检
17、验1E-I壳程Q245RS3040816MnDR汽蚀大气腐蚀（有隔热层）顶部内外表面目视检测或纵波超声检测纵波超声检测脉冲涡流或瞬变电磁检测重点是壳程顶部内外表面E-I管程Q245R16MnDR冲刷、冷却水腐蚀微生物腐蚀筒体目视检测或纵波超声检测纵波超声检测纵波超声检测-E-I管束TA2内外腐蚀-管束必要时目视检测和涡流检测-通过工艺监控控制-2E-2壳程Q245RS3040816MnDR汽蚀大气腐蚀（有隔热层）顶部内外表面目视检测或纵波超声检测纵波超声检测或超声导波脉冲涡流或瞬变电磁检测重点是壳程顶部内外表面r2S30408冲刷大气腐蚀内表目视检纵波超脉冲涡管程（有隔热层）面测或纵波超声检测
18、声检测或超声导波流或瞬变电磁检测E-2管束S30408内外腐蚀管束振动管束内外表面必要时目视检测和涡流检测-通过工艺监控控制-3E-3壳程S30408大气腐蚀（无隔热层）-外表面目视检测或纵波超声检测目视检测或纵波超声检测目视检测或电磁超声检测-E-3管程Q245RQ345R冲刷、冷却水腐蚀微生物腐蚀、大气腐蚀（无隔热层）筒体目视检测或纵波超声检测目视检测或纵波超声检测纵波超声检测或电磁超声检测-E-3管束TA2内外腐蚀-管束必要时目视检测和涡流检测-通过工艺监控控制-表8ORV气化器推荐的检验方法序号常用材料主要损伤模式次要损伤模式失效部位检验方法备注停机内部检验停机外部检验15083汽蚀、
19、涂层失效微生物腐蚀、冷却水腐蚀1.NG集管及距1.NG集管一定范围内的翅片管-目视检测和纵波超声检测重点是外部涂层的检查，必要时用涡流式膜厚计对涂层进行检测9检验类型、检验范围及选择原则9.1检验类型9.1.1容器的检验类型a）停机内部检验;b）停机外部检验;C）在线检验；9. 1.2管道的检验类型a）停机外部检验；b）在线检验；9.2检验类型的选择原则9. 2.1容器检验类型的选择原则a）首次检验：具备条件时应进行停机内部检验，否则进行停机外部检验或在线检验。b）非首次检验：具备条件时优先选择停机内部检验，否则进行停机外部检验或在线检验。10. 2.2管道检验类型的选择原则可以进行在线检验，
20、必要时选择停机外部检验。11. 3检验范围9.3.1容器的检验范围表9容器的检验范围本次停机检修时间点的风险等级检验范围一般保守程度较高保守程度高风险100%100%中高风险260%275%中风险240%250%低风险220%225%12. .2管道的检验范围表10管道的检验范围本次停机检修时间点的风险等级检验范围一般保守程度较高保守程度高风险100%100%中高风险250%60%中风险230%240%低风险210%220%13. .3首次检验时，检验按较高保守程度确定检验范围。14. .4确定检验范围时，应确保覆盖所有腐蚀回路；对于压力管道的检验，可以将1.NG接收站内所有压力管道按腐蚀回路
21、归类，然后确定每条腐蚀回路范围内应抽检管道数量，并优先抽检失效可能性大于或等于3的管道单元或使用单位、检验人员认为有必要的检验的管道单元。15. 3.5检验过程中发现有影响安全运行的或需要进行停机复检的设备单元，应进行停机检验。附录A（资料性附录）1.NG接收站工艺流程简介A.1概述1.NG接收站是指对船运1.NG进行接收、储存然后进行外输的装置。其主要功能是1.NG接收和储存、蒸发气处理、1.NG增压、1.NG气化、天然气输出以及1.NG的槽车或槽船输出。1.NG接收站既是远洋运输液化天然气的终端，又是陆上天然气供应的气源，处于液化天然气产业链中的关键部位。A.2基本原理A.2.1再冷凝原理
22、再冷凝工艺是将蒸发气压缩到某一中间压力，然后与低压输送泵从储罐送出的1.NG在再冷凝器中混合。由于1.NG加压后处于过冷状态，可以使BoG冷凝下来，冷凝后的1.NG经高压输出泵加压气化后外输。再冷凝工艺不需要将BOG压缩到外输压力，而是压缩到一个较低的压力，然后利用1.NG的冷量将BoG冷凝，从而减少了BoG压缩功的消耗，节省能量。在接收站的生产运行过程中，再冷凝器具有BOG冷凝回收和高压泵入口缓冲罐的双重功能。A.2.2ORV气化原理ORV主要用于高压泵输出的1.NG气化。在ORv气化器中，1.NG从下部总管进入（下分配器），然后沿着呈幕状结构的1.NG翅片管上升，与海水换热后成常温气体输出
23、，海水从上部进入，经上分配器分配后成薄膜状均匀沿幕状1.NG翅片管下降，使管内1.NG受热气化。ORV为逆流式热交换，即1.NG由底部沿翅片管向上流动，海水在翅片管的外部从上向下流动。A.2.3IFV气化原理IFV由三个管壳式换热器组成：ET段为固定管板式中间丙烷气化器，E-2段为U型管壳式液化天然气气化器，E-3段为固定管板式天然气调温加热器。IFV工作时主要是利用海水加热丙烷，使丙烷气化；气化后的丙烷与低温1.NG进行换热，丙烷被冷凝的同时1.NG吸收热量气化为NG；NG再与海水进行换热并进一步被加热到0以上外输。A.3工艺流程A.3.1典型工艺流程概述按照工艺流程，1.NG接收站主要由1
24、.NG接卸工段、1.NG存储工段、BOG处理工段、1.NG加压气化工段、NG计量及外输工段和1.NG装车/船工段组成，以典型的再冷凝工艺1.NG接收站为例进行阐述。A.3.21.NG接卸工段1.NG运输船到达卸船码头后，1.NG通过运输船上的输送泵，经1.NG卸料臂，通过1.NG总管输送到1.NG储罐中。在非卸船期间，用来自低压输出总管的1.MG通过码头循环管线对码头卸料管线和储罐进料管线进行保冷。冷循环的1.NG大部分返回到去再冷凝器的1.NG低压输出总管，其余返回到各1.NG储罐。A.3.21.NG存储工段每座1.NG储罐设有2根进料管，既可以从顶部进料，也可以从底部进料。当运输船内1.N
25、G密度大于储罐内1.NG密度时，采用从顶部进料；当运输船内1.NG密度小于储罐内1.NG密度时，采用从底部进料。1.NG储罐内的低压泵将1.NG升压后输送到低压1.NG总管，通过与低压1.NG总管相连的管道分别输送到再冷凝器和高压泵入口低压1.NG总管，经高压泵加压后输送到气化器加热、气化并外输；通过与低压1.NG总管相连的管道输送到槽车装车撬，再充装到1.NG槽车并外输。接收站在无高压气化外输时，低压1.NG流经再冷凝器并进入高压泵入口低压1.NG总管，通过跨线连接到高压1.NG总管，再经过零输出循环管线连接到高压1.NG排放总管，并返回储罐，从而保持高压泵入口1.NG低压总管、高压泵出口1
26、.NG高压总管、高压1.NG排放总管处于冷态。接收站在无槽车装车外输时，低压1.NG从1.NG槽车总管流向撬外跨接管和撬内1.NG排放管，并通过1.NG排放管返回储罐，以保持槽车总管和槽车装车撬处于冷态。A.3.3BOG回收处理工段1.NG卸船时产生的大量BOG,一部分通过气体返回臂返送回运输船的船舱，以维持船舱系统的压力平衡，另一部分通过BOG压缩机压缩到一定压力后送再冷凝器进行冷凝。BOG与1.NG在再冷凝器上部的填料层中以对流方式进行直接接触并充分换热，过冷的1.NG液体将BOG完全冷凝，从再冷凝器底部流出并进入低压1.NG总管。A.3.41.NG加压气化工段A.3.4.1IFV气化来自
27、高压泵输出的1.NG被引入到E-2的管程侧，1.NG在E-I壳程中被丙烷气化。在E-2换热管的外表面，丙烷蒸气被冷凝；随后，经过冷凝的（液态）丙烷滴落到ET壳程的底部。经过气化的1.NG（即NG）通过位于E-2和E-3之间互相连接的管道系统，NG进入到E-3壳程中，再次进行加热，然后通过天然气总管外输。A.3.4.2ORV气化来自高压泵输出的1.NG从下部总管进入（下分配器），然后沿着呈幕状结构的1.NG翅片管上升，与海水换热后成为常温NG,然后通过天然气总管外输，海水从上部进入，经上分配器分配后成薄膜状均匀沿幕状1.NG翅片管下降，使管内1.NG受热气化。A.3.4.3SCV气化来自燃料气电
28、加热器的燃料气与鼓风机抽送的空气按一定比例在燃烧室内燃烧，燃烧产生的烟道气通过下气管，与SCV中的水浴充分搅动增强换热；同时，来自高压泵输出的1.NG进入SCV后被加热气化为天然气，然后通过天然气总管外输。A.3.5NG计量及外输工段来自气化器的NG通过检测、计量后通过天然气输送干线输往下游天然气用户。A.3.61.NG装车/船工段来自低压输出泵的1.NG进入槽车输送总管，然后通过槽车装车臂进行装车，装车过程中产生的蒸发气经气相返回臂进入放空总管返回至1.NG储罐。附录B（资料性附录）1.NG接收站损伤模式流程分布1.NG接收站损伤模式流程分布如图B.图B.12表B.1给出了损伤模式的索引，同
29、时一并给出了与GB/T26610.1-2011附录A内容的对应关系，以及本标准附录B中的对应编号。表B.1损伤模式索引序号损伤GB/T26610.1-2011附录A的对应内容本标准附录B的对应编号1大气腐蚀（有隔热层）表A.1保温层下腐蚀（CUD。62冷却水腐蚀表A.1冷却水腐蚀。93微生物腐蚀表表1微生物引起的腐蚀Oa4冲刷无此项无此项Offi5振动疲劳表A.4振动引起的疲劳Oa6大气腐蚀（无隔热层）表A.1大气腐蚀OB7汽蚀表A.4汽蚀Oc8涂层失效无此项无此项Od图B.11.NG接收站（1.NG接卸工段）1.NGg蒸发气放空IN:来门储城冷却1.YG来白接卸工段蒸发气去BOG总宜JI1.
30、NG米H技卸工段飙气5166AftJilk1.NGSTi,:J!UN鼓以潼Tl低瓜INly编号索引保温层下腐蚀冲刷。振动疲劳图B.21.NG接收站（1.NG存储工段）编号索引保温层下腐蚀66冲刷大气腐蚀（无保温层）I然发气至再冷凝器1蒸发气至高压压缩机BoG压缩机低压排放罐XTXT压缩机入U分液1.NG至排放总管编号索引46保温层下腐蚀冲刷G）振动疲劳图B.41.NG接收站（BOG处理工段-B0G低压压缩机单元）图B.51.NG接收站（1.NG加压气化工段-高压输送泵单元）丙烷梢车褊号索引保温层下腐蚀Q大气腐蚀（无保温层）9冷却水腐蚀Q汽蚀微生物腐蚀冲刷0振动疲劳缠号索引JINI排放/溢流|-16保温层下腐蚀49冷却水腐蚀51微牛.物腐蚀冲刷振动疲劳B大气腐蚀（无保温层）汽蚀I）涂层失效图B.71.NG接收站（1.NG加压气化工段-ORV单元）I燃料气来自BOGIk缩机出NSCV汽化器端号索引保温层下腐蚀66冲刷B大气腐蚀无保温层蒸发气来自BoG压缩机编号索引46保温层下腐蚀振动疲劳。人气弼蚀（无保温层）YENTTOSAFEAHEAI天然气来TUNE化器;又工一文工一Yi-I天然气夕卜输I编号索引大气腐蚀（无保温层）三B.111.NG接收站（1.NG装车/船工段）46保温层下腐蚀B大气腐蚀（无保温层）Yx_-X人一iv_uB.121.NG接收站（火炬工段）
