کلیات ۱-۱٫ بیان مسأله با انجام بازرسی در صنعت می توان نقاط شرایطی را که می تواند منجر به وقوع حوادث جبران ناپذیری به لحاظ آسیب به افراد، تجهیزات و محیط زیست وارد نماید، از قبل مشخص نمود. همچنین با انجام بازرسی فنی می توان مکانیزم های تخریب را شناسایی،پایش و اندزه گیری کرده و زمان تبدیل نقص(خرابی) به نقطه بحرانی را مشخص نمود. عکس مرتبط با محیط زیست بدون شک امروزه توجه روز افزونی نسبت به مقوله ریسک و روش های مبتنی بر ریسک جهت تدوین استراتژی های بازرسی، نگهداری و مدیریت در صنایع فرایندی نفت ،گاز،پتروشیمی و صنایع نیروگاهی سراسر جهان از جمله ایران بوجود آمده است. تکنولوژی بازرسی بر مبنای ریسک[۱] به صاحبان صنعت این توانایی را می دهد تا محدوده ای از فاکتور های کلیدی، نظیر در نظر گرفتن سطح قابلیت اعتماد به تجهیزات، و همچنین ایمنی، بهداشت و محیط زیست[۲] و مسائل مالی را در فرایند های تصمیم گیری خود در نظر داشته باشند. استفاده از بازرسی بر مبنای ریسک، ابزاری را جهت بهبود مستمر برنامه های بازرسی از تجهیزات فراهم نموده و کاهش سیستماتیک آنها را به دنبال خواهد داشت. همچنین می توان از نتایج بازرسی بر مبنای ریسک به عنوان ابزاری جهت برنامه ریزی سالیانه سازمان ها استفاده نمود. به گونه ای که با بهره گرفتن از آن می توان منابع و بودجه لازم برای عملکرد تجهیزات در سطوح قابل قبولی از ریسک و کارایی را مشخص نمود. برای دانلود متن کامل پایان نامه به سایت zusa.ir مراجعه نمایید. بازرسی بر مبنای ریسک ابزاری مدیریتی جهت تشخیص و اولویت بندی ریسک های مربوط به سیستم های تحت فشار و ارائه برنامه بازرسی بر اساس ریسک های محاسبه شده می باشد. در واقع استفاده از آنالیز ریسک جهت مدیریت برنامه های بازرسی تجهیزات صنعتی می باشد. بطور خلاصه، در تکنیک RBI ابتدا میزان احتمال و پیامد ازکارافتادگی تجهیزات تحت فشار محاسبه شده و از حاصل ضرب این دو فاکتور (یعنی احتمال و پیامد) میزان ریسک بدست می آید. سپس بر اساس اندازه ریسک بدست آمده، تجهیزات اولویت بندی شده و برنامه بازرسی برای آنها تعریف میگردد. در این تکنیک، بر خلاف برنامه های سنتی بازرسی که یا بر اساس نظر کارخانه سازنده یا استاندارد انجام می پذیرد(Fixed Interval) و یا بر حسب شرایطی که تجهیز پشت سر گذاشته(Condition Base) اما با در نظر گرفتن احتمال خرابی که در کل نگاهی به عقب وتاریخچه آن تجهیز در گذشته دارد(Reactive)، فاصله زمانی ثابتی برای بازرسی تجهیزات تعریف نمیگردد، بلکه هر دستگاه بازه زمانی و برنامه جداگانه ای جهت بازرسی دارد. بکار گیری اصول کلی آنالیز ریسک به منظور اولویت بندی و مدیریت برنامه های بازرسی، که امروزه تحت عنوان RBI از آن یاد می شود، یکی از جدید ترین کاربرد های اصول ریسک می باشد که احتمال و شدت پیامد وقوع ازکارفتادگی تجهیزات مربوطه را با نگاهی پیشگیرانه[۳] مورد برسی قرار می دهد. در این روش بر خلاف روش های سنتی بازرسی، فاصله زمانی ثابتی تعریف نمی گردد بلکه برای هر دستگاه، فاصله زمانی و روش بازرسی مشخصی تعیین می شود. با بهره گرفتن از بازرسی بر مبنای ریسک، ضمن اجتناب از بازرسی های مکرر، می توان امکانات و توانمندیهای بازرسی را بر روی دستگاههایی با ریسک بالاتر متمرکز نمود. بطور خلاصه مزایای استفاده از روش RBI عبارت است از : افزایش ایمنی و قابلیت اعتماد تجهیزات ، کاهش توقف های غیر برنامه ریزی شده واحد، کاهش هزینه های بازرسی فنی و خطر ازکار افتادگی، برنامه ریزی دقیق بازرسی فنی و تعمیرات ،افزایش فاصله بازرسی های فنی و تعمیرات دوره ای و همچنین افزایش خاصیت کار گروهی و بکارگیری دیدگاه های متفاوت می باشد. کاربرد بازرسی بر مبنای ریسک در بازرسی تجهیزات پالایشگاهی و پتروشیمی از اواخر دهه ۱۹۸۰ توسط چندین شرکت آغاز گردید و برای اولین بار در سال ۱۳۹۳ به صورت مکتوب انتشار یافت. سنگ بنای یک پروژه مشترک صنعتی با حمایت ۲۱ شرکت پالایشی و پتروشیمی در سال ۱۹۹۳ و به سرپرستی انستیتوی نفت آمریکا[۴] به منظور تدوین دستورالعمل های بازرسی بر مبنای ریسک جهت کاربرد در صنایع نفتی بنا نهاده شد. ۱-۲٫ پیشینه تحقیق سید جواد هاشمی و همکاران(۲۰۰۹) با مطاله خود از طریق نحوه استقرار بازرسی بر مبنای ریسک در واحد تقطیر اتمسفری پالایشگاه آبادان به یک سیستم منسجم مدیریت یکپارچگی تجهیزات با بهره گرفتن از نرم افزار دست یافتند. خروجی این مطاله دستیابی به یک سیستم مدیریت یکپارچه تجهیزات بر اساس استراتژی بازرسی بر مبنای ریسک و مزایای حاصل از آن از نظر صرفه جویی های اقتصادی، مسائل ایمنی و متمرکز شدن برنامه های بازرسی بوده است. [۱] عکس مرتبط با اقتصاد آقای جیان شوایی و همکاران (سال ۲۰۱۱) با مطالعه RBI مخازن بزرگ نگهداری نفت خام دریافتند که نتایج غالب متد دوره ای بازرسی داخلی در پایین تر از سطح بازرسی و یا بالاتر از سطح بازرسی می باشند. بنابراین، چگونگی تعیین منطقی (قابل قبول) فاصله بازرسی داخلی، در جهت متعادل سازی نیازهای بهره برداری ایمن و هزینه بازرسی جهت مخازن نفت خام بسیار قابل توجه بوده است در این مطالعه، تکنولوژی بازرسی بر مبنای ریسک(RBI) جهت ارزیابی کمی ریسک مخازن نفت خام و انبار نفت درچین مورد استفاده قرار گرفت. مقایسه ریسک بین دیواره مخزن و پایین آن نشان می دهد که ریسک مخزن وابسته به پایین آن می باشد. در این مطالعه دستورالعمل پیش بینی فاصله بازرسی داخلی[۵] برای مخازن نفت خام نیز موجود بوده است. بازه بازرسی داخلی پیش بینی شده توسط متد RBI به تدریج با افزایش سطح قابل قبول ریسک گسترش یافته است و نهایتا این روش برای تعیین ریسک قابل قبول مخازن نفت خام پیشنهاد گردید که عدد۳٫۴۵ ×۱۰-۴ به عنوان ریسک قابل قبول مخزن نفت تعیین گردید. عدد ۰٫۸ به عنوان فاکتور ایمنی برای تعیین نهایی بازه بازرسی داخلی برای ۱۸ مخزن نفت خام پیشنهاد گردید. فاصله بازرسی داخلی در کشور چین در بازه های زمانی ۵ تا ۷ ساله یک الزام می باشد، که خیلی محافظه کارانه و پایین تر از زمان سرویس پیش بینی شده مخزن می باشد..فاصله بازرسی داخلی محاسبه شده توسط روش Gumbel کوتاهتر از روش محاسبه شده با RBI برای تانک ها با فاصله بازرسی داخلی کمتر است، این مقاله توصیه می کند متد بازرسی بر مبنای ریسک برای پیش بینی کردن فاصله بازرسی داخلی جهت مخازن نفت خام استفاده گردد. [۲] تینگ جون یانگ (۲۰۱۰) با مطالعه بازرسی بر مبنای ریسک بر روی تجهیزات واحد پلی اتیلن سبک به این نتیجه رسیدندکه حدود ۸% از تجهیزات و لاین های تحت فشار، ۹۰% ریسک تجهیزات تحت فشار پلی اتیلن را در برمیگیرند، در این مطالعه بستر ایجاد استراتژی بازرسی پس از شناسایی تجهیزات با ریسک بالا فراهم گردید. روش بکار گرفته شده در این مطالعه بصورت RBI کیفی بوده و از ماتریس ۵*۵ بکاررفته است. [۳] اقای ونگ تسان هوانگ (۲۰۰۷) مطالعه ای بر روی سیستم راهنمای بازرسی خطوط لوله بر مبنای ریسک اتجام داده است. در این تحقیق، یک سیستم بازرسی بر مبنای ریسک و یک مدل راهنما برای بازرسی از خطوط لوله برسی شده است. روش مطالعه از دو بخش تشکیل شده که عبارتند از: ساختن یک مدل بازرسی بر مبنای ریسک برای خطوط لوله و ایجاد یک مدل راهنما برای بازرسی بر مبنای ریسک خطوط لوله. برای بررسی بازرسی بر مبنای ریسک و سیستم آنالیز استراتژیک بازدید هایی از واحد نیز صورت گرفته است. یک مدل نبتنی بر دانش مطابق با استاندارد های بین المللی و مقررات دولتی ایجاد شده و یک فرایند یکپارچه منطقی برای کاهش اختلافات تناقضات در مدل مذکور بکار رفته است. این مدل بهمنظور آنالیز فاکتور های خرابی، مدل های تخریب و موقعیت های مستعدتخریب خطوط لوله در واحد های پتروشیمی طراحی شده است. هدف از این مطالعه تهیه ابزارهایی برای برنامه ریزی بهینه بازرسی های خطوط لوله برای افراد مرتبط در امر بازرسی بوده است. و همچنین، برای ایجاد پیش بینی موثر از ریسک های بالقوه خطوط لوله و به منظور ایجاد سطح بالاتری از ایمنی در بهره برداری واحد که صنایع پتروشیمی می توانند انتظار دستیابی به آن را داشته باشند. یک ارزیابی ریسک روی سیستم لوله کشی یک مجتمع پتروشیمی انجام شده است. نتایج نشان می دهد که بیشترین ریسک ها و خطرات از تعداد کمی از خطوط لوله نشات گرفته است. [۴] چی هویی چاین (۲۰۰۸) مطالعه خود را تحت عنوان بازرسی بر مبنای ریسک شیر های ایمنی فشارشکن[۶] انجام داده است. هدف از شیر ایمنی فشار شکن، بقا و حفظ ایمنی سیستم های تحت فشار می باشد. اگر یک شیر ایمنی فشار شکن نتواند درست عمل کند، در صورت عدم وجود وسایل حفاظتی دیگر ممکن است منجربه یک رویداد فاجعه بار گردد با بکار بردن اطلاعات رسیده از تست های انجام شده و آنالیز های آماری از وضعیت فرسودگی شیر های ایمنی فشار شکن در فرایند بخش روغنکاری، یک سیستم بازرسی بر مبنای ریسک در این مطالعه ایجاد شده است. در مرحله نخست، مشخصات شیر ایمنی فشار شکن از نقطه نظر مهندسین بازرسی و تعمیرات مورد بحث قرار گرفته و نتایج تست هایی که نشان دهنده خرابی بارز شیر ایمنی فشار شکن می باشد از اطلاعات مورد استفاده در آنالیز های آماری بعدی جدا خواهد شد. سپس ارتباط بین شرایط فرسودگی و پارامتر های متناسب شیر ایمنی فشار شکن که توسط تکنیک آماری-آنالیز انحراف(ANOVA) مورد آنالیز قرار گرفته. در پایان، یک استراتژی بازرسی بر مبنای ریسک نیمه کمی پیشنهاد شده است. همچنین یک دوره بازرسی تخمینی برای هر شیر ایمنی فشار شکن پیشنهاد شده است. خروجی این مطالعه نشان میدهد که بیشترین ریسک ها از تعداد کمی از شیر های ایمنی فشار شکن نشات گرفته، به همین دلیل دوره های بازرسی انها کوتاهتر از ۲ سال مطابق با استاندارد های مربوطه و مقررات وضع شده خواهد بود. [۵] ۱-۳٫ ضرورت انجام تحقیق: تاکنون تحقیقات اندکی در کشور پیرامون ارزیابی و مدیریت بر مبنای ریسک انجام گرفته و نتایج این تحقیقات به صورت سیستماتیک اجرایی نگردیده است. همچنین با توجه به جستجوهای انجام شده تا کنون تحقیقی در ارتباط با اجرای پروژه بازرسی بر مبنای ریسک در صنایع پتروشیمی خصوصا در بخش دی اتانایزر واحد الفین مشاهده نشده و عمدتاً سیستم های ارزیابی رسیک بصورت تمام کیفی یا تماما کمی بوده که نتایج آن تفاوت زیادی با این پروژه دارد. در این تحقیق روش بکار گرفته شده بر مبنای تلفیق روش های کمی و کیفی به صورت همزمان می باشد( روش نیمه کمی). روش نیمه کمی تا حدودی از مزایای دو روش کمی و کیفی بهره مند است یعنی تقریباً از سرعت روش کیفی و دقت روش کمی استفاده می کند. با اشاره به موارد فوق تحقیق حاضر از نوآوری موضوعی و مکانی برخوردار است. ۱-۴٫ هدف مطالعه ۱-۴-۱٫ هدف آرمانی تدوین و ارائه برنامه مدیریت بازرسی با بهره گرفتن از مدل بازرسی بر مبنای ریسک در صنعت پتروشیمی ۱-۴-۲٫ اهداف ویژه شناسایی تجهیزات مورد نظر و جمع آوری داده های مرتبط برای ارزیابی ریسک. محاسبه میزان احتمال و پیامد ازکارافتادگی تجهیزات تحت فشار موردنظر. محاسبه میزان ریسک نهایی به تفکیک تجهیزات موجود بر اساس ماتریس ریسک. الویت بندی بازرسی از تجهیزات و برنامه ریزی جهت بازرسی های دوره ای بر اساس نتایج حاصل از ارزیابی ریسک و تعیین متدهای موثر بازرسی از تجهیزات. بکارگیری مدیریت ریسک و استفاده از سیستم های کاهش ریسک بر اساس استاندارد API 580 در صورت لزوم. ۱-۵٫ هدف کاربردی ارائه دستورالعمل موثر و قابل اجرا برای استقرار سیستم مدیریت و بازرسی بر مبنای ریسک ۱-۶٫ سؤالات تحقیق تجهیزات فرایندی ثابت در واحد مورد مطالعه جهت انجام RBI کدامند؟ میزان احتمال از کارافتادگی تجهیزات مورد مطالعه چقدر است؟ میزان پیامد از کارافتادگی تجهیزات مورد مطالعه چقدر است ؟ اولویت بندی و برنامه ریزی جهت بازرسی های دوره ای و تعیین متد های بازرسی از تجهیزات چگونه است؟ چه راهکار هایی جهت بازرسی و کاهش ریسک بر اساس بازرسی بر مبنای ریسک می توان ارائه داد؟ ۱-۷٫ فرضیه‏ میزان احتمال از کار افتادگی تجهیزات مورد مطالعه بالا می باشد میزان پیامد از کار افتادگی تجهیزات مورد مطالعه بالا می باشد روش RBI ازکارایی قابل قبولی جهت بازرسی بر مبنای ریسک برخوردار است. از بین تجهیزات مورد مطالعه برج و درام ها از اولویت بالاتری نسبت به بقیه برخوردار هستند. دانش خوردگی مهمترین ابزار جهت شناسایی مکانیزم های از کار افتادگی در فرایند بازرسی بر مبنای ریسک است. مدیریت بازرسی بر مبنای ریسک تجهیزات در صنعت مورد مطالعه وجود ندارد. ۱-۸٫ تعاریف و مفاهیم بازرسی فرایندی است که با بهره گرفتن از آن می توان مکانیزم های نقص(خرابی) را شناسایی،پایش و انداره گیری نمود. استفاده صحیح از بازرسی ها، توانایی کاربر را در پیش بینی مکانیزم های تخریب و نرخ آنها بهبود می بخشد. سپس می توان اعمال تخفیف دهنده (تعمیر، تعویض، تغییرات و غیره) را برنامه ریزی کرده و آنها را قبل از تاریخ پیش بینی شده ازکارافتادگی، انجام داد. کاهش عدم قطعیت و افزایش قابلیت پیش بینی از طریق بازرسی، مستقیما باعث کاهش احتمال از کار افتادگی و در نتیجه کاهش ریسک خواهد شد. ریسک ترکیب احتمالی وقوع بعضی از حوادث در طی یک بازه زمانی مورد نظر و پیامد های (معمولا منفی) مربوط به حادثه می باشد. به عبارت ریاضی، ریسک را می توان از معادله زیر محاسبه نمود: ریسک = پیامد x احتمال مدیریت ریسک فرایند مدیریت ریسک پس از طبقه بندی تجهیزات و با توجه به حد آستانه ریسک انجام می شود. ممکن است برای ریسک هایی که قابل پذیرش تشخیص داده می شوند، هیچ فعالیت تخفیف دهنده ریسک و یا هر عمل اضافه دیگری لازم نباشد. برای ریسک هایی که غیر قابل پذیرش تشخیص داده می شوند و در نتیجه به اعمال تخفیف دهنده ریسک احتیاج دارند. بازرسی بر مبنای ریسک[۷] ابزاری مدیریتی جهت تشخیص و اولویت بندی ریسک های مربوط به سیستم های تحت فشار و ارائه برنامه بازرسی بر اساس ریسک های محاسبه شده می باشد. در واقع استفاده از انالیز ریسک جهت مدیریت برنامه های بازرسی تجهیزات صنعتی می باشد. احتمال وقوع از کار افتادگی[۸] احتمال وقوع خرابی در بازرسی بر مبنای ریسک که در این تحقیق به روش کیفی ارزیابی شده عبارت است ازتخمین احتمال یک یا چند مکانیزم تخریب است که نتیجه آن اتلاف محتویات[۹] می باشد. در این ارزیابی تمامی مکانیزمهای تخریب که دستگاه نسبت به آنها حساس می باشد مورد توجه قرار می گیرند. بطور کلی احتمال وقوع خرابی با در نظر گرفتن دو فاکتور ذیل تعیین می گردد: ۱- مکانیزمهای تخریب و نرخ آنها که نتیجه محیط کاری (داخلی و خارجی) دستگاه است. ۲- مؤثر بودن برنامه بازرسی[۱۰] برای تعیین و پایش مکانیزمهای تخریب (با هدف تعویض یا تعمیر قبل از آسیب). پیامد وقوع ازکار افتادگی[۱۱] پیامد وقوع ازکارافتادگی، پیش بینی نتیجه یک تخریب در دستگاه های مورد ارزیابی می باشد. ارزیابی این فاکتور بصورت کمی انجام گردیده که سه فاکتور اصلی ایمنی[۱۲]، آلودگی[۱۳] و تولید[۱۴] در محاسبه آن تاثیر گذار می باشند. تست مخرب تست غیر مخرب قابلیت کارکرد خرابی عمر باقی مانده درجه بندی ریسک بازرسی چشمی[۱۵] : با بهره گرفتن از تجهیزات نوری کمکی (ذره بین، بورسکوپ و فایبرسکوپ) و یا بدون استفاده ار آنها، با هدف تشخیص ترک ها و عیوب سطحی انجام می گیرد. مکانیزم های تخریب[۱۶]: عبارتند از فعالیت های مکانیکی با خوردگی که باعث ایجاد تخریب می شوند. شامل :خوردگی یکنواخت[۱۷]، خوردگی حفره ای، سایش، ترک خوردگی، خوردگی تنشی، خوردگی زیر عایق، خوردگی زیر رسوب، خوردگی شیاری می باشد. تست مایعات نافذ : در تست نفوذ، مایع نافذ (قرمز رنگ) با عمل موئینگی به داخل عیوب منتهی به سطح کشیده می شود، پس از اعمال ماده ظهور، مایع نفوذ کرده از داخل عیب به بیرون کشیده می شود و بر روی سطح قطعه ایجاد نشانه می کند. تست آلتراسونیک : در تشخیص عیوب از طریق آلتراسونیک، از یک دسته امواج صوت فرکانس بالای (محدوده MHz) خارج شده از یک پروب کوچک جهت اسکن قطعه استفاده می گردد. از این روش برای تشخیص نواقص سطحی و داخلی (صفحه ای و حجمی) استفاده می شود. اندازه گیری ضخامت قطعات توسط ضخامت سنج آلتراسونیکف پرکاربرد ترین حالت استفاده از روش آلتراسونیک می باشد. ضخامت سنجی یک عملیات دستی است که در ان از یک پروب آلتراسونیک کوچک متصل به یک گیج دستی استفاده می گردد. کاربرد اصلی این روش در تعیین ضخامت دیواره باقی مانده، علی الخصوص در نواحی از قطعات که مشکوک به خوردگی/سایش است، می باشد. ۱-۲۲ تعمیرات و نگهداری ۱-۲۲-۱ اصطلاحات رایج در تعمیرات و نگهداری ۱-۲۲-۱-۱ نگهداری و تعمیرات : فعالیت هایی که به منظور حفظ و نگهداری هر یک از تجهیزات در حد استاندارد با هزینه قابل قبول انجام می گیرد. ۱-۲۲-۱-۲ نگهداری برنامه ریزی شده : فعالیتهای برنامه ریزی شده با آینده نگری و نیز کنترل و ثبت انجام آنها. ۱-۲۲-۱-۳ نگهداری پیشگیرانه : فعالیت هایی که به منظور جلوگیری از بروز نقص در تجهیزات انجام می گیرد. ۱-۲۲-۱-۴ تعمیرات اصلاحی : فعالیتهایی که به منظور نگهداری تجهیزات در سطح استاندارد انجام می گیرد. ۱-۲۲-۱-۵ سرویس حین کار : فعالیت هایی که به منظور نگهداری تجهیزات در حین کار صورت می پذیرد. ۱-۲۲-۱-۶ تعمیرات خارج از ساعات کار : فعالیت هایی که به منظور نگهداری تجهیزات به هنگام خاموشی آنها انجام می گیرد. ۱-۲۲-۱-۷ تعمیرات به هنگام از کار افتادگی : فعالیت هایی که پس از بروز نارسایی در یکی از تجهیزات با آگاهی و پیش بینی قبلی صورت می پذیرد. ۱-۲۲-۱-۸ تعمیرات اتفاقی : فعالیت هایی که در مواقع از کار افتادن تجهیزات یا بروز غیر منتظره خرابی در آنها انجام می گیرد. ۱-۲۲-۱-۹ آماده به کاری : دوره زمانی که تجهیزات قابل استفاده و بهره برداری هستند. ۱-۲۲-۱-۱۰ بازرسی : آزمایش تجهیزات و مقایسه و ارزیابی آنها با استاندارد مورد نظر. ۱-۲۲-۱-۱۱ معطلی : مدت زمان غیر قابل استفاده بودن تجهیزات. ۱-۲۲-۱-۱۲ برنامه ریزی نگهداری و تعمیرات : کلیه فعالیت های لازم الاجرا ، روش انجام آنها ، ابزار و نیروی انسانی و زمان مورد نیاز آنها که از قبل تعیین شده اند. ۱-۲۲-۱-۱۳ برنامه زمان بندی نگهداری و تعمیرات : یک فهرست کامل و جامع از برنامه زمان بندی شده عملیات نگهداری و تعمیرات. ۱-۲۲-۱-۱۴ تعمیرات اساسی : بررسی و آزمایش دقیق یک دستگاه و یا قسمتی از آن و آماده به کار نمودن آن در حد قابل قبول. ۱-۲۲-۱-۱۵آزمایش : مقایسه تجهیزات با استانداردهای قابل قبول. ۱-۲۲-۱-۱۶اقدامات جبرانی : فعالیت هایی که بدون توقف سیستم سعی در رفع نقص و یا کاهش اثرات آن می نمایند. ۱-۲۳ عمر ماشین عمر ماشین را می توان به سه دوره تقسیم کرد که عبارتند از : ۱-۲۳-۱ تلفات زودرس به دوره ای اطلاق می شود که نرخ نقص بالا بوده و علت این امر مربوط به ضعف و عدم ساخت اجزاء ماشین مطابق استاندارد مربوطه می باشد. پس هرگاه اجزاء ضعیف در این دوره یکی پس از دیگری حذف شدند نرخ نقص کاهش پیدا کرده و به مقدار ثابتی می رسد. ۱-۲۳-۲ دوره مفید (عمر مفید) دوره ای است که طی آن نقص های تصادفی اتفاق می افتد و این نقص ها قابل پیش بینی نیست. علت این نقص ها کاملا روشن نیست ولی بخشی از علت آنها میتواند تغییرات سریع در توزیع تنش اجزاء باشد. برای مثال اگر از قطعات الکترونیکی نظیر خازن یا رئوستا که بر حسب میزان ولتاژ یا توان مشخص می شوند بیش از حد اسمی ولتاژ یا توان از آنها استفاده شود (تنش) قابلیت اعتماد کاهش پیدا کرده و نرخ نقص افزایش می یابد. لازم به تذکر است که تغییرات نرخ نقص در این دوره کم بوده و می توان آنرا تقریبا ثابت فرض کرد. ۱-۲۳-۳ دوره فرسودگی دوره ای است که طی آن نرخ نقص به سرعت افزایش یافته و تعداد اجزای شکسته پیوسته زیاد می شود. ۱-۲۴ انواع روش های تعمیر تعمیرات واحدهای صنعتی به یکی از سه روش زیر صورت می گیرد : ۱-۲۴-۱ تعمیرات در صورت بروز نقص ۱-۲۴-۲ تعمیرات دوره ای ۱-۲۴-۳ تعمیرات پیشگیرانه ۱-۲۴-۱ تعمیرات در صورت بروز نقص این روش پرهزینه ترین روش تعمیراتی است که سالهاست به عنوان تنها روش برای کل یک واحد صنعتی ، در کشورهای صنعتی کنار گذاشته شده است. در این روش ماشین آلات و سایر تجهیزات ، تا زمانی که خود از کار بیافتند و یا علائم روشنی از بروز نقص نشان دهند به کار ادامه می دهند. در این روش علاوه بر هزینه برطرف کردن نقص ها ، خسارات ناشی از توقف تولید نیز به هزینه ها اضافه می شود. البته استفاده از این روش در مورد ماشین آلاتی که متوقف شدن ناگهانی آنها تاثیری در تولید واحد صنعتی نداشته و بعلاوه رفع عیب آنها کم هزینه می باشد ، می تواند مناسب تر از روش های دیگر باشد. ۱-۲۴-۲ تعمیرات دوره ای در این روش برای آگاهی یافتن از شرایط داخلی ماشین آلات ، پس از تکمیل یک دوره کارکرد غالبا دو ساله ، ماشین آلات در حین کار ، از نظر فنی مردود شناخته می شود. معایب اصلی روش تعمیرات دوره ای به شرح زیر می باشد : ۱-۲۴-۲-۱هزینه تعمیرات دوره ای تعمیرات دوره ای به خودی خود بسیار پرهزینه است. با وجود انجام تعمیرات دوره ای باز هم بروز نقص در ماشین آلات در حدی بوده که تقریبا یک سوم هزینه های تعمیرات را به خود اختصاص داده است. با توجه به این نکته که صنایع عمده کشور ما در حال حاضر نیز با روش تعمیرات دوره ای نگهداری می شوند. به عبارت دیگر ۳۵ درصد از کل هزینه های تعمیراتی در کشور ما را هزینه های تعمیرات دوره ای تشکیل می دهد. ۱-۲۴-۲-۲خسارت ناشی از توقف تولید تعمیرات دوره ای بسیار وقت گیر می باشد. برای مثال یک توربین گازی صنعتی بطور متوسط سالانه به خاطر انجام تعمیرات دوره ای یکماه از سرویس خارج است. خسارت ناشی از توقف تولید به انضمام سود فروش محصولی که تولید نخواهد شد باعث افزایش هزینه های تعمیرات دوره ای می شوند. برای مثال یکی از دلایل مهم خاموشی های برق کشور تعمیرات دوره ای نیروگاه ها می باشد که خسارت ناشی از آن در سطح وسیعی به مردم کشور و خود شرکت توانیر وارد می شود. ۱-۲۴-۲-۳مشکل تعیین فاصله بین دو تعمیر کلی تعیین یک فاصله زمانی بهینه بین دو تعمیر کلی عملا غیر ممکن است. اگر این فاصله کوتاهتر از میزان بهینه مورد نیاز باشد در این صورت هزینه تعمیرات دوره ای و خسارت ناشی از آن افزایش می یابد و در واقع ماشین آلات بیش از حد تعمیر می شوند و اگر فاصله بین دو تعمیر بیش از اندازه بهینه انتخاب گردد خطر بروز نقص ها افزایش یافته و روش تعمیرات دوره ای عملا به روش تعمیر در صورت بروز نقص تبدیل می شود. ۱-۲۴-۲-۴مسائل راه اندازی و احتمال بروز نقص در حین را ه اندازی کمتر متخصص تعمیراتی را می توان یافت که گرفتار مشکلات عدیده راه اندازی بعد از تعمیرات کلی نشده باشد. مشکلاتی که پیش از تعمیرات اصلا وجود نداشته و در واقع تعمیرات کلی سبب ایجاد آنها بوده است. باقی ماندن اجسام خارجی در ماشین آلات و بعضی تجهیزات ، خطاهای انسانی در سوار کردن قطعات ، بالانس نکردن و یا انجام ندادن تست هم خطی ، کالیبراسیون غلط سیستم های ابزار دقیق و غیره هر یک به تنهایی می تواند سبب یک خرابی کلی و یا جزیی بعد از راه اندازی شود. ۱-۲۴-۳ تعمیرات پیشگیرانه تعمیرات پیشگیرانه یک روش تعمیراتی است که اولین بار توسط یک شرکت به نام IRO Mechanalaysis در اوایل دهه ۱۹۶۰ توسعه یافت و برای اجرای آن برنامه ای تحت نام PMP به صنایع دنیا معرفی گردید. با تکمیل دانش و ابزار کار مورد نیاز برای اجرای برنامه تعمیرات پیشگیرانه ، استفاده عملی از این روش از دهه ۷۰ آغاز و بتدریج در کشورهای صنعتی جایگزین روش دوره ای شد. تعمیرات پیشگیرانه یک روش سیستماتیک است که انجام هرگونه تعمیراتی را مشروط به نیاز ماشین آلات و سایر تجهیزات می داند. نیاز ماشین آلات به تعمیر را تکنولوژی خاصی که برای تشخیص وضعیت سلامت ماشین آلات طی ۴۰ سال گذشته توسعه یافته تعیین می کند. مکانیزم پیشگیری در این روش کشف بروز عیب در مراحل اولیه آن است. در آخرین مرحله از تعمیرات پیشگیرانه ، در بهترین شرایط ، تعمیرات دوره ای حذف و از خرابی یا شکست ماشین آلات درگیر جلوگیری می شود. با توجه به آمار و ارقام می توان گفت که در شرایط ایده آل با بهره گرفتن از روش تعمیرات پیشگیرانه ، ۶۷ درصد هزینه های تعمیراتی حذف و تنها هزینه های استهلاک طبیعی ماشین آلات جایگزین آن خواهد شد. فصل دوم آشنایی با فرایند تولید ورودی اصلی مجتمع ۲-۱ آشنایی با محدوده تحت مطالعه ۲-۲ تاریخچه صنعت پتروشیمی در ایران پتروشیمی به صنایعی گفته می شود که در آن هیدروکربن های موجود در نفت خام و یا گاز طبیعی پس از فرآورش در یک سری فرآیندهای شیمیایی به فرآورده های جدید شیمیایی تبدیل می شوند. تولید محصولات پتروشیمی به گونه ای است که در برخی حالات یک واحد اصلی در بالادست ماده اولیه واحدهای دیگر را تولید می کند مانند واحد الفین که با تولید اتیلن و پروپیلن نیاز واحدهای پلی اتیلن و پلی پروپیلن را تأمین می کند. لذا با توجه به تنوع و تفاوت فرآیندی در مجتمع های پتروشیمی بررسی وضعیت انرژی در هر واحد به صورت جداگانه انجام خواهد شد از طرفی این صنعت همانند صنایع پالایشگاهی به گونه ای است که در برخی واحدها نظیر الفین، سوخت به عنوان خوراک مصرف می گردد. صنعت پتروشیمی، تأمین کننده اصلی مواد مصرفی مورد نیاز در بیشتر صنایع دیگر مانند شیمیایی، برق و الکترونیک، نساجی، پزشکی، خودروسازی، لوازم خانگی، غذایی و غیره می باشد. عواملی چون ارزانی مواد اولیه، ارزش افزوده فرآورده ها و نیاز فراوان و حیاتی به محصولات پتروشیمی، از مهمترین عوامل سرمایه گذاری در این صنعت محسوب می شوند. تاریخچه پیدایش صنعت پتروشیمی در ایران به سال ۱۳۴۲ که نخستین واحد تولید کود شیمیایی در شیراز ساخته شد، باز می گردد و تا سال ۱۳۵۶ که از آن به دوران گسترش اولیه صنعت پتروشیمی در ایران یاد می شود، واحدهای پتروشیمی رازی، آبادان، خارک، فارابی، بندرامام، طرح توسعه پتروشیمی شیراز و کربن اهواز به بهره برداری رسید. اما سال های میان ۵۷ تا ۶۸ به دلیل وقوع جنگ تحمیلی، توسعه صنعت به حداقل رسید و در این سال ها تنها احداث پتروشیمی بندر امام تکمیل شد و پتروشیمی شیراز گسترش یافت. تا پایان سال ۱۳۶۸ تولید محصولات پتروشیمی در کشور سالانه ۴/۲ میلیون تن بود. از سال ۶۸ تا ۷۸ که آن را دوران تجدید حیات و بازسازی صنعت پتروشیمی می نامند، مجتمع هایی چون اصفهان، اراک، خراسان، ارومیه و تبریز احداث و پتروشیمی بندر امام کامل تر شد و با پایان یافتن این دوره که مصادف با سال پایانی برنامه دوم توسعه نیز بود، ظرفیت تولید محصولات پتروشیمی در کشور به ۱۲ میلیون تن رسید. دوره چهارم حیات این صنعت به دوران تثبیت و جهش نام گرفته؛ از سال ۱۳۷۸ آغاز شده و تا امروز ادامه دارد. در این دوران صنعت پتروشیمی به سمت استقرار در کلاس جهانی حرکت کرد و با احداث واحدهای پتروشیمی بی نظیری چون جم، نوری (برزویه)، زاگرس و پردیس که هرکدام به عنوان بزرگترین تولید کنندگان محصولات پلیمری و شیمیایی در جهان شناخته می شوند، علاوه بر کسب اعتبار جهانی، نام خود را در زمره توانمندترین صنایع کشور نیز جای داد. صنعت پتروشیمی در این دوره توانست به ویژگی های ممتازی چون رشد تولید، ایجاد ارزش افزوده بالا، ارتقا جایگاه صنعت در صادرات غیرنفتی و اقتصاد ملی و ارتقای نسبی جایگاه صنعت در منطقه و جهان دست یابد تا جایی که در سال گذشته سهم ایران از سبد محصولات تولیدی پتروشیمی در خاورمیانه به ۳/۲۵ درصد رسید. ایران در حال حاضر در رتبه ی شصتم بزرگترین تولیدکنندگان و صادرکنندگان پتروشیمی جهان قرار گرفته است و تا سال ۲۰۱۰ میلادی بالغ بر ۱۴ درصد صنعت پتروشیمی جهان را در اختیار خواهد گرفت. این در حالیست که ایران دومین تولیدکننده ی بزرگ اوپک است و بیش از ۱۰ درصد ذخایر قطعی نفت جهان را در اختیار دارد. این کشور دومین ذخایر گازی و چهارمین ذخایر نفتی جهان را در اختیار دارد. ۲-۳ آشنایی با شرکت پلیمر آریاساسول پروژه الفین نهم بر اساس خوراک موجود در گازهای استحالی از منطقه پارس جنوبی طراحی و جزء اولین پروزه های توسعه ای شرکت ملی صنایع پتروشیمی در منطقه عسلویه است. ایجاد این واحد نتیجه رویکرد اساسی شرکت ملی صنایع پتروشیمی از خوراک های مایع به خوراک گازی جهت تولید اتیلن است. این طرح در زمینی به مساحت ۷۲ هکتاری در محدوده منطقه انرژی ویژه پارس در خلیج فارس به وسیله شرکت پلیمر «آریاساسول» در حال بهره برداری است. زمان شروع طرح مربوط به سال ۱۳۸۰ و بهره برداری از این پروژه به سال ۱۳۸۵ باز می گردد. در راستای سیاست گذاری اقتصادی برنامه سوم توسعه علاقه مندی شرکت «ساسول» جهت مشارکت در سرمایه گذاری این پروژه، شرکت پلیمر «آریاساسول» در تاریخ ۱۸/۱۲/۱۳۸۱ به صورت سرمایه گذاری مشترک ۵۰% – ۴۹% بین شرکت کلی صنایع پتروشیمی و شرکت ساسول تشکیل و مقرر گردید. پروژ ه های تولید اتیلن، پلی اتیلن سبک، پلی اتیلن سنگین و بخش های برون واحدی توسط این شرکت اجرا گردید] ۲ [ خوراک طرح ۰۰۰/۲۶۷/۱ تن اتان، ۵۵۶ تن پروپان، ۷۱۷۰ تن هگزن، ۱۴۸۱ تن پروپلین و ۸۶۵ تن هگزان در سال می باشد؛ که منایع تأمین آنها به ترتیب از شرکت پتروشیمی پارس، واردات تا قبل از بهره برداری از پتروشیمی جم و منابع داخلی است. ۰۰۰/۴۰۰/۱ تن اتیلن، ۰۰۰/۳۰۰ تن پلی اتیلن سبک، ۰۰۰/۳۰۰ تن پلی اتیلن متوسط و سنگین و ۰۰۰/۹۰ تن بوش های سه کربنی و سنگین تر C3 در سال. محصولات نهایی طرح خردایش اتان که ظرفیت واحد ۰۰۰/۰۰۰/۱ تن در سال که نوع محصول اتیلن به مثدار ۰۰۰/۰۰۰/۱ است و به مصارف صادرات، محصول میانی و خوراک واحدهای فرآیندی پایین دستی، خوراک مجتمع های دیگر (به طور مثال الفین ۱۰) است؛ و محصول برش پروپان C3 به ظرفیت ۰۰۰/۹۰ تن به مصارف واحد خوراک مجتمع دیگر الفین ۱۰ می رسد. پلی اتیلن متوسط و سنگین که ظرفیت واحد ۰۰۰/۳۰۰ تن در سال که نوع محصول پلی اتیلن متوسط و سنگین که به مقدار ۰۰۰/۳۰۰ تن در سال است به مصارف لوازم خانگی، فیلم، ظروف، قطعات صنعتی، لوله و بطری پلاستیکی می رسد. پلی اتیلن سبک به ظرفیت واحد ۰۰۰/۳۰۰ تن در سال که نوع محصول پلی اتیلن سبک به مقدار ۰۰۰/۳۰۰ تن در سال بوده به مصارف فیلم، کیسه، ظروف، پوشش کابل و قطعات صنعتی می رسد. ظرفیت این واحد ۰۰۰/۰۰۰/۱ تن اتیلن در سال است که خوراک اولیه آن به میزان ۱۲۶۷۰۰۰ تن، از محل استحصال اتان پتروشیمی پارس تأمین می گردد. این واحد اولین واحد الفین است که خوراک آن صدر در صد گازی است. از خصوصیات عمده این طرح، استفاده بهینه انرژی، بالا بودن نسبت تبدیل اتان به اتیلن در مقایسه با واحدهای مشابه، کمترین سرمایه گذاری در مقایسه با واحدهای یکسان و ارزانترین تولید کننده اتیلن است] ۲ [ برق ۱۴ مگا وات، آب بدون املاح ۵/۲ متر مکعب در ساعت، نیتروژن ۲۴۰۰ نیوتن متر مکعب در ساعت، عملکرد این واحد عبارتند از: الف: برقراری ارتباط سرویس های مختلف بین واحدها و پتروشیمی مبین ب: بخش نیرو در بین واحدها ج: تأمین سرویس آب آتش نشانی برای واحدها د: تأمین سرویس آب خنک کننده شیرین برای واحدهای پلی اتیلن. ۲-۴ شرح فرایند واحد الفین فرایند واحد الفین یا C2 Cracker شرکت پلیمر آریاساسول با ظرفیت تبدیل سالیانه ۱۲۶۷۰۰۰ تن گاز اتان و تولید ۱ میلیون تن اتیلن در سال یکی از بزرگترین واحدهای تولید اتیلن جهان می باشد. خوراک اولیه ی آن از گاز اتان تولید شده در واحد استحصال اتان شرکت پتروشیمی پارس تأمین خواهد شد. طراحی مهندسی و تجهیزات توسط مشارکت نارگان ایران، تکنیپ فرانسه و پیمانکار (مشارکت ناورود، استیم، تی ای جی، ICEE، فریمکو ویکان فولاد) انجام گرفته است. بخش عمده محصولات برای صادرات برنامه ریزی گردیده است و بخش دیگر آن خوراک واحدهای MD/HDPE و LDPE و بخش دیگر آن خوراک مجتمع الفین دهم می باشد، مراحل نصب و راه اندازی آن با توان نیروهای جوان و مجرب شرکت پلیمر آریا ساسول و مراحل پیش راه اندازی و راه اندازی با همکاری پتروشیمی تبریز صورت گرفته است. گاز اتان بعنوان خوراک از واحد بالا دستی ( شرکت پتروشیمی پارس ) با اتان برگشتی از بخش سرد واحد مخلوط می شود. برای تنظیم دمای عملیات ، خوراک ورودی پیش گرم شده و به هدر کوره ها برای تقسیم میان کوره ها فرستاده می شود واکنش اصلی تبدیل اتان به اتیلن در کوره های واحد و بصورت پیرولیز حرارتی صورت گرفته و مابقی بخشهای واحد عمدتا برای جداسازی و خالص سازی محصولات و مواد تولیدی و نیز تامین بخار و دیگر تاسیسات جانبی واحد بکار میروند. ] ۳ [ پیرولیز با وجود اینکه پدیده بسیار پیچیده ای می باشد امّا به عنوان قالبی اصلی برای هیدروژن زدایی و جداسازی پیوندهای C-C به رادیکالهای آلی به کار می رود. این دو واکنش ماهیتاً گرماگیر می باشند. بنابراین برای ادامه یافتن واکنش گرمای مورد نیاز می بایست فراهم شود. در دماهای بالا هیدروکربنها، ناپایدار شده و مواد به هیدروژن، متان، الفین ها و آروماتیک ها تجزیه می شوند. همچنین در دماهای بالاتر دی الفین ها و آروماتیک ها شکل می گیرند که تحت این شرایط پایدار هستند. بنابراین نه تنها الفین های سبک تر مانند اتیلن و پروپیلن بلکه آروماتیک های میعان شده سنگین تر و قیر نیز تولید می شود. مکانیسم واکنش بر اساس تشکیل رادیکالها از طریق مکانیسم زنجیراست که باعث تولید الفین ها از هیدروکربنها می شود. برای توضیح بیشتر پیرولیز اتان را در مراحل زیر نشان داده ایم: ۲-۱) این واکنش آغازی است؛ شکافتن پیوندهای کربن کربن با تشکیل دو رادیکال ۲-۲) این واکنش انتقال یا جداسازی هیدروژن است. یک رادیکال با یک مولکول خوراک ترکیب می شود و رادیکال جدیدی را توسط جدا ساختن اتم هیدروژن شکل می دهد. ۲-۳) این واکنش انتشار است. رادیکال توسط شکل گیری یک مولکول الفین پایدار می شود و یک رادیکال هیدروژن تولید می کند. نتیجه کلی مرحله (b3+a3) می شود: ۲-۴) که در واقع واکنش اصلی پیرولیز اتان است. در مراحل پایانی، متان و هیدروکربنهای سنگین تر مانند بوتان تشکیل می شوند. برای بهبود پیشرفت واکنش به سمت تولید محصول مطلوب ، فشار درون تیوبهای کوره باید پایین باشد زیرا در فشارهای بالاتر شرایط به نفع واکنشهای ثانویه می باشد. به منظور پایین نگه داشتن فشار جزیی هیدروکربن، بخار آب رقیق ساز (Dilution Steam) به گاز ورودی به کوره ها اضافه می شود. تبدیل خوراک به اتیلن به عنوان محصول مطلوب، با دما افزایش می یابد. امّا در این روند محدودیت وجود دارد. در دمای بالا، واکنش های ثانویه به وجود می آید که در آن الفین های سبک واکنش داده ، متان و همچنین ترکیبات آلی حلقوی و سنگین شکل می گیرند. این امر باعث کاهش بازدهی اتیلن و Over Cracking می شود که باید از این امر جلوگیری شود چرا که باعث تشکیل قیر و کک می شود. ] ۳ [ ۲قلب کوره پیرولیز، کویل تشعشعی است که یک راکتور Plug Flow می باشد که در آن پیرولیز هیدروکربنها انجام می شود. با توجه به ماهیت گرماگیر واکنش، واکنش های پیرولیز توسط گرمای نسبتاً بالایشان مشخص می شوند. برای فراهم کردن گرمای واکنش، کویلهای تشعشعی در معرض تشعشع حاصل از سوختن گاز درون محفظه آتش (Fire Box) قرار گرفته اند. کوره های واحد برای کراکینگ های گاز اتان با راندمان تبدیل %۶۵ با نسبت بخار آب به هیدروکربن ۳.۰ طراحی شده اند. هر کوره به ۳۶ مشعل دیواره ای و ۳۶ مشعل کف مجهز شده است. پنجاه درصد از گرمای مورد نیاز توسط مشعل های دیواره ای و پنجاه درصد توسط مشعل های کف تأمین می شود. گازهای حاصل از کراکینگ حرارتی در کوره ها از طریق تماس با جریان سیر کوله Quench Water در برج ۲۰۱ـT سرد می شوند. قسمت عمده بخار آب رقیق ساز شارژ شده بدرون کوره های کراکینگ همراه با مقدار کمی قیر، آروماتیک های سنگین و ذرات کک در این برج میعان و جدا می شود. گازهای خروجی از T-201 پس از جداسازی آب همراه و میعانات سنگین به کمپرسور اصلی واحد برای افزایش فشار فرستاده می شود. این کمپرسور گریز از مرکز پنج مرحله ای، سه پوسته (case)وبیست ایمپلر دارد که توسط توربین بخار با بهره گرفتن از بخارVHP تولید شده در کوره ها کار می کند. توربین دارای دو قسمت می باشد. قسمت اول بعنوان یک توربین بخار بدون کندانسور که بخار خروجی آنHPS است،عمل می کند وقسمت دوم توربینی است که دارای کندانسور در خروجی است و برای موازنه قدرت مصرفی از بخار خروجی از قسمت اول استفاده می کند. گازهای حاصل از کراکینگ از T-201 محتوی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن (که بعنوان گازهای اسیدی شناخته می شوند) می باشد. این ترکیبات باید قبل از فرایند سردسازی در دمای بسیار پایین (cryogenic) از سیستم خارج شوند. دی اکسید کربن ممکن است تبدیل به یخ خشک شود و سولفید هیدروژن سم کاتالیست است. همچنین مقدار دی اکسید کربن در محصول اتیلن نهایی باید به ۰.۱ ppm حجمی محدود شود. دفع گازهای اسیدی در T-301، برج شستشو با کاستیک انجام می شود. که بین مرحله چهارم و پنچم کمپرسور واقع شده است. بنابراین گاز فشرده شده از مرحله چهارم به قسمت دفع گازهای اسیدی برای حذف دی اکسیدکربن و سولفید- هیدروژن فرستاده شده و پس از زدودن و حذف گازهای اسیدی به کمپرسور برگشته و در مرحله پنجم تا فشار نهایی ۲۵٫۳۳ بار فشرده می شود. پس از فشرده سازی و افزایش فشار برای خالص سازی و جداسازی محصولات تولیدی از عملیات سرد سازی استفاده می شود . گازهای حاصل از کراکینگ پس از افزایش فشار با دمای Cْ۱۵ به قسمت سرد سازی واحد وارد می شود. در این بخش اتیلن و هیدروکربن های سنگین تر توسط سردکردن مرحله ای تا Cْ۱۳۵ ـ ، میعان می شوند. ] ۳ [ در بخش اول جداسازی ترکیبات سبک (متان و سبکتر) در برج عریان سازی(Stripping)، جدا می شوند. محتویات پایین برج متان زدا با جریان پروپیلن پیش گرم و بطور جزیی بخار می شود و به برج اتان زدا فرستاده می شود،این برج (T-402 ( یک برج سینی داراست که از بخار فشار پائین ((LPS درریبویلر آن استفاده می شود. فشار عملیاتی بصورتی تعیین می شود که دمای سینی پایین برای حداقل کردن آلودگی ناشی از پلیمریزاسیون بوتا دی ان به اندازه کافی کم باشد. علاوه براین، بــرج به یک ریبویلر یـدکی مجهز شده است و سیستم تــزریق بازدارنده پلــیمریزاسیون (W-402)پیش بینی شده است. تــزریق بازدارنده ، دوره های طولانی کاری بین Shut Downهای برنامه ریزی شده را مطمئن می سازد. جریان بالا سری اتان زدا به سیستم هیدروژناسیون استیلن فرستاده می شود. .محصولات پائین برج اتان زدا ((C3+ تحت جریان کنترل شده با کنترل لول برج به بیرون واحد برای ذخیره یا بهره برداری فرستاده می شود. برشهای دوکربنه هیدروژنه به T-403 فرستاده می شود. این برج به ۱۱۷ سینی با ظرفیت بالا، ۱۰۸ سینی جدا سازی ( Fractionation ) و ۹ سینی Pasteurisationمجهز شده است. اتیلن خالص از سینی شماره ۹ بدست می آیدو به چرخه تبرید اتیلن فرستاده می شود، جائیکه قبل از فرستادن آن به خطوط ، بخار می شود و یا بعد از سرد کردن در E-507 A/B/C با دمای بسیار پایین ذخیره می شود. ] ۳ [ ۲-۵ بخش دی اتانایزر ۲-۵-۱ جداسازی برش های دوکربنه محتویات پایین برج متان زدا با جریان پروپیلن پیش گرم و بطور جزیی بخار می شود. و به برج اتان زدا فرستاده می شود،این برج(T-402 (یک برج سینی داراست که از بخار فشار پائین ((LPS درریبویلرآن استفاده می شود، وارد می شود. فشار عملیاتی بصورتی تعیین می شود که دمای سینی پایین برای حداقل کردن آلودگی ناشی از پلیمریزاسیون بوتا دی ان به اندازه کافی کم باشد. علاوه براین، بــرج به یک ریبویلر یـدکی مجهز شده است و سیستم تــزریق بازدارنده پلــیمریزاسیون (W-402)پیش بینی شده است. تــزریق بازدارنده ، دوره های طولانی کاری بین Shut Downهای برنامه ریزی شده را مطمئن می سازد. جریان بالا سری اتان زدا به سیستم هیدروژناسیون استیلن که در بند بعدی توصیف می شود، فرستاده می شود.برشهای دو کربنه هیدروژنه در E-421 توسط جریان پروپیلن در°C36- بصورت جزئی میعان می شود. Green-Oilهای تشکیل شده در راکتورها ،درD-406جداو همراه باجریان برگشتی T-402 از طریق پمپ P-403 A/B به اتان زدا فرستاده می شود. تنظیم شدت جریان پروپیلن به E-421 لول رادر درام جریان برگشتی اتـــان زدا ((D-406 کنترل می کند.محصولات پائین برج اتان زدا((C3+ تحت جریان کنترل شده با کنترل لول برج به بیرون واحد برای ذخیره یا بهره برداری فرستاده می شود. فشار برج توسط Reset کردن جریان مایع خروجی از D-406 به برج ، کنترل می شود. در Start-Up یا در صورتیکه درصد استیلن خارج از محدوده مشخص باشد، برشهای دو کربنه می توانند تحت فشار کنترل شده به فلر فرستاده شوند. همچنین برای کاهش جریانهای فلر، برشهای دوکربنه می تواند به کمپر سورC-301 برگردانده شوند. برشهای دوکربنه هیدروژنه از D-406 به خشک کن اتیلن D-408، برای حذف آبی که ممکن است در راکتورهای هیدروژناسیون تشکیل شده باشد، فرستاده می شود. درام یدکی در نظر گرفته نشده است. برشهای دو کربنه سپس به T-403 فرستاده می شود. ۲-۵-۲ هیدروژناسیون استیلن هیدروژ ناسیون استیلن موجود در برشهای دوکربنه روی تمام جریان گاز بالا سری اتان زدا انجام می شود. امتیاز افزایش تدریجی دما روی بسترکاتالیست این است که یک بستر کافی است. استیلن به کیفیت مورد نظر می رسد بدون اینکه اتیلن هیدروژنه شود( بدون افت اتیلن). در واقع در حدود۲۰% استیلن به اتیلن تبدیل می شود. سیستم راکتور هیدروژ ناسیون آدیاباتیک ،بدلیل قابلیت ومسائل سرمایه ای انتخاب شده است. مراحل( Arrangement ) اجازه می دهد که Green-Oilهــای تولید شده در راکتورها از خوراک C2-Splitter جدا و همراه با جریان برگشتی به اتان زدا فرستاده شود. آب تشکیل شده یا روغــــن با قی مانده در EthaneVaporiser خارج می شود. دو راکتور R-401 A/B، یکی برای عملیات و دیگری برای احیاءیا Stand-by نصب شده اند. برش های دوکربنه درE-423 مبدل Feed/Effulent (که جریانات آن جریان بالا سری و پائینی راکتور می باشند) ودر پیش گرم کن شماره یک هیدروژ ناسیون C2مبدل E-424 با Quench- Water پیش گرم می شود. دمای ورودی راکتور توسط بخارLP پیش گرم کن شـــــــماره دو هیدروژ ناسیون C2 (E-433) که با ۴۲۴ E- بطور سری است، کنترل می شود. در خروجی راکتور، گازها ابتدا توسط آب خنک کننده (CW ) (درE-425 ) و سپس در E-423 مبدل Feed/Effulent سرد می شود. هیدروژن خالص از واحد PSA با جریان Off-Gas برای نگهداشتن مقدار CO در خوراک راکتوردر حدود ۰٫۵ ppm برای بهبود کارایی کاتالیست مخلوط می شود. درحین Start-Up یا در هنگام بهم خوردگی شرایط راکتور، گاز از E-425 می تواند تحت جریان کنترل شده به ورودی مرحله اول کمپر سور C-301 فرستاده شود. سیستم هیدروژناسیون برشهای دوکربنه توسط کنترل تبدیل مشخص شده، کنترل می شود و یک سیستم Safety Interlock دارد. شدت جریان برشهای دوکربنه ومقدار استیلن موجود در آن در ورودی راکتور اندازه گیری می شوند وبه عنوان پارامترهای تبدیل استفاده می شوند. سیستم کنترل تبدیل ، شدت جریان تزریق هیدروژن را تنظیم می کند. یک High Temperature Switches فراهم شده است. دو سطح دمایی وجود دارد:در دما های بالا در حدود (C ْ۱۵۰ ( تزریق هیدروژن قطع می شود. در دمـــای خـــیلی بالا( Cْ ۱۸۰) راکتور ایزوله می شود و گــازهای موجود، فشار آن کاسته مــی شود و به فلـر فرستاده می شود. By-Pass راکتور با شیر های جداکننده کننده (Isolation Valves) همراه با یک مسیر تخلیه Line) (Bleed برای اجتناب از هر گونه آلودگی برشهای دوکربنه هیدروژنه با محصولات غیر- هیدروژنه ،مجهز شده است. ۲-۵-۳ احیاء کاتالیست احیا کاتا لیست توسط بخار سوپر هیت در جهت مخالف با جریان فرایندی انجام می شود. سازنده کاتالیست دمای مورد نیازبرای فاز احیا را مشخص می کند. دمای بخار نباید از دمای کاتالیست و تقریبا C°۱۵۰ بیشتر شود و شدت جریان برای حفظ بستر کاتالیست در دمایزC ْ ۳۸۰ تا Cْ ۴۰۰ ،در همه ی قسمتهای راکتور کنترل می شود. اتصالات زیر فراهم شده است برای : – تزریق نیتروژن در حین فاز گرمایی احیا(Regeneration ) – تزریق بخار در حین فاز عریان سازی (Stripping ) – تزریق هوا در حین فاز اشتعال ( مقدار کمی هوا باید به جریان بخار برای نگهداشتن کاتالیست در دمای بالا تزریق شود). – هیدروژن در حین فاز احیا( Reduction ) کاتالیست بعد از احیا، بخار توسط لوله ی مخلوط کردن بخار LP ، تحت دمای کنترل شده سرد میشود. توجه: این بسیار مهم است و توجه شود که سرد کردن بخار به روش مخلوط کردن نسبت به سرد کردن در مبدل ترجیح داده میشودزیرا با توجه به دمای بالای گاز، ممکن است که باعث آسیب دیدن تیوب های مبدل شود. جریان بخار با دمای Cْ ۲۰۰ به Knock-Out درام گاز های حاصل از احیا راکتورها ( راه اندازی شده در فشار ۰٫۰۵mbarg) فرستاده می شود. جائیکه آب برای سرد کردن بخار تزریق مـــی شود(D-412). میعان/ آب حاصل برای تصفیه فرستاده می شود. آرایش مسیر های تزریق سیالات مختلف ( بخار، هوا، هیدرو کربن ها) استفاده شده در حین Regenration،Reduction و مراحل سرد کردن بطریقی است که همه خطرات از دست دادن عملیات از بین رفته است. یعنی برای این مسیر ها از اسپولهایی استفاده می کنندکه قابل جابجایی هستند بدین معنی که برای تزریق یک سیال مسیر آن را متصل می کنند و پس از پایان کار آن را باز می کند واین باعث اجتناب از اشتباه می شود، برای مثال تزریق همزمان هوا و هیدرو کربن غیر ممکن است. شکل۲-۱٫ فرایند بخش دی اتانایزر فصل سوم مواد و روش ها(روش کار و تحقیق) ۳-۱ انواع تکنیک های بازرسی بر مبنای ریسک: انواع مختلفی از ارزیابی RBI در سطوح متفاوتی می تواند صورت گیرد. انتخاب نهایی روش ارزیابی به متغیر های چند گانه ای بستگی دارد، از جمله: هدف از انجام ارزیابی RBI تعداد تاسیسات و تجهیزات جهت ارزیابی منابع در دسترس فرصت زمانی برای انجام ارزیابی ها طبیعت و کیفیت داده های در دسترس دستورالعمل RBI را می توان به صورت کیفی، کمی و یا با بهره گرفتن از جنبه های هر دو (یعنی، نیمه کمی) انجام داد. هر تکنیک روشی سیستماتیک برای غربال کردن ریسک ارائه نموده و نواحی دارای ریسک بالاتر را مشخص می کند، و در نهایت یک لیست اولویت بندی شده برای انجام آنالیزها و بازرسی های عمیق تر ارائه می دهد. هر کدام از این تکنیک ها روشی را برای طبقه بندی ریسک جهت استفاده در ارزشیابی چندگانه احتمال ازکارافتادگی و پیامد های پنهانی ناشی از آن ازکارافتادگی ارائه می دهند. اما در عمل، یک ارزیابی RBI از جنبه های سه روش کیفی، کمی و نیمه کمی استفاده می کند. این روش ها مکمل یکدیگر می باشند و نیاید آنها را به عنوان رقیبی برای یکدیگر درنظر گرفت. برای مثال، یک روش کیفی سطح بالا ممکن است در سطح واحد ها انجام شود تا واحدی با بیشترین ریسک را درون تاسسیسات پیدا نماید. سپس سیستم ها و تجهیزات درون این واحد را با بهره گرفتن از روش کمی می توان غربال نموده و در نهایت روشی با جنبه های کمی بیشتر را برای اجرای با ریسک بالاتر استفاده نمود. مثال دیگر می تواند استفاده از آنالیز کیفی پیامد ها همراه با آنالیز نیمه کمی احتمال یک حادثه باشد. سه روش را می توان بصورت زنجیره یا طیفی در نظر گرفت که روش های کیفی و کمی مقادیر حداکثر و حداقل این طیف می باشند، و هر تکنیکی بین این دو، روش نیمه کمی می باشد.[۶] زیاد سطح جزئیات آنالیز RBI کم RBI نیمه کمی RBI کیفی RBI کمی شکل ۳-۱٫ طیف روش های RBI ] ۱ [ همچنین، همواره استفاده از نظرات و تجربیات افراد باتجربه در اکثر ارزیابی های ریسک، بدون توجه به نوع و سطح آن، لازم می باشد. روش کیفی: این روش به داده های ورودی بر پایه اطلاعات توصیفی، قضاوت مهندسی و تجربه به عنوان اساس آنالیز احتمال و پیامد ازکارافتادگی احتیاج دارد. ورودی ها اغلب به جای مقادیر مجزا و جداگانه، بصورت محدوده ای از داده ها می باشند. نتایج نوعا بصورت عبارات کیفی مانند زیاد، متوسط و کم خواهند بود، ولیکن مقادیر عددی نیز ممکن است به هر کدام از این رده بندی ها نسبت داده شود. مزیت این نوع از آنالیز در امکان تکمیل ارزیابی ریسک تحت شرایط نبود داده های کمی می باشد. دقت نتایج حاصل از آنالیز کیفی، بستگی به سابقه تجربی و مهارت شخصی آنالیز کننده دارد.[۶] مبانی آنالیز ریسک به روش کیفی همانند روش نیمه کمی است، ولی در این روش به جزئیات کمتری جهت آنالیز ریسک نیاز می باشد و فرایند آنالیز ریسک می تواند در مدت زمان بسیارکوتاه تری نسبت به روش کمی انجام گیرد. با اینکه دقت نتایج به دست آمده در این روش کمتر از دقت نتایج روش کمی انجام گیرد. با اینکه دقت نتایج به دست آمده در این روش کمتر از دقت نتایج روش کمی است، ولیکن از آن می توان برای اولویت بندی برنامه بازرسی استفاده کرد. آنالیز کیفی بر اساس استاندارد API 581 می تواند در هر یک از سطوح زیر انجام شود: الف-یک واحد عملیاتی : مثلاً کل یک پالایشگاه ب- یک منطقه اصلی و یا قسمت عملکردی از واحد عملیاتی : مثلاً واحد تقطیر در خلا یک پالایشگاه پ-یک سیستم ( قسمت اصلی دستگاه و تجهیزات جانبی آن) : مثلاً یک کوره اتمسفری شامل مبدل پیش گرم کننده و پمپ های تغذیه واژه ‹‹ واحد ›› ممکن است در هر کدام از سطوح فوق به کار رود. روش کمی به میزان زیادی تحت تاثیر مقدار تجهیزاتی است که در واحد مورد نظر قرار گرفته اند. بایستی توجه داشت که در بررسی های مقایسه ای باید تعداد تجهیزات واحدهایی که با هم مقایسه می شوند برابر باشد. آنالیز کیفی می تواند بر اساس ‹‹ دستورالعمل ›› ارائه شده در پیوست A استاندارد API 581 انجام گیرد که در آن یک سری از جداول به کاربر کمک کرده تا ریسک را محاسبه نماید . این جداول بدین منظور طراحی شده اند که یک پالایشگاه معمولی بتواند در مدت کوتاهی مورد ارزیابی قرار گیرد . آنالیز کیفی RBI شامل سه مرحله اصلی است : الف- ارزیابی اولیه واحدهای موجود در یک سایت به منظور انتخاب سطح آنالیز مورد نیاز و تعیین فواید آنالیز دقیق تر ( مانند آنالیز کمی و یا تکنین های دیگر ) ; ب- درجه بندی میزان ریسک واحدها و تعیین موقعیت آنها بر روی ماتریس ریسک ; پ- تعیین نواحی بحرانی تر که ممکن است نیازمند توجه بیشتری در برنامه بازرسی باشند . در آنالیز کیفی ابتدا فاکتوری که نشان دهنده احتمال وقوع از کارافتادگی است مشخص شده ، سپس فاکتوری برای پیامدهای وقوع از کارافتادگی مشخص می شود; آنگاه با ترکیب دو فاکتور فوق موقعیت واحد مورد نظر در ماتریس ریسک تعیین شده و ریسک واحد رتبه بندی می شود. قبل از انجام مراحل جزئی تر آنالیز کیفی RBI ، کاربر می تواند یک ارزیابی اولیه ساده انجام دهد تا ریسک نسبی بین واحدها را تعیین کند . ۳-۱-۱-۱رتبه بندی واحدها بر اساس ریسک بالقوه: نتیجه آنالیز کیفی ریسک ، ارائه یک درجه بندی ریسک برا ی واحد عملیاتی با دسته بندی دو مؤلفه ریسک ( احتمال وقوع از کارافتادگی و عواقب آن ) می باشد. مواد شیمیایی موجود و مرز فیزیکی منطقه مورد مطالعه بایستی قبل از انجام آنالیز کیفی تعیین گردند. در ادامه یک شرح کلی از فاکتورهایی که بایستی در طول انجام آنالیز کیفی تعیین شوند ، آمده است. [۷] ۳-۱-۱-۲ احتمال وقوع از کارافتادگی: بخشA از ‹‹دستورالعمل›› آنالیز کیفی ریسک در مورد تعیین دسته احتمال وقوع از کارافتادگی بوده که شامل شش فاکتور اثرگذار بر احتمال وقوع یک نشتی بزرگ می باشد. هر یک از این شش فاکتور وزن دهی شده ، و از ترکیب آنها فاکتور احتمال وقوع از کارفتادگی به دست می آید. این فاکتور بر روی محور عمودی ماتریس ریسک رسم می شود.[۸] شش فاکتوری که بر احتمال وقوع از کارافتادگی موثرند عبارتند از : ۱-تعداد تجهیزات یا فاکتور تجهیزات[۱۸] ۲-مکانیزم های تخریب یا فاکتور تخریب[۱۹] ۳-مناسب بودن بازرسی یا فاکتور بازرسی[۲۰] ۴-شرایط فعلی دستگاه یا فاکتور شرایط[۲۱] ۵-طبیعت فرایند یا فاکتور فرایند[۲۲] ۶-طراحی دستگاه یا فاکتور طراحی مکانیکی[۲۳] مجموع این شش مولفه فاکتور کلی، احتمال وقوع از کارافتادگی را تعیین می کند، سپس دسته احتمال از کارافتادگی بر اساس فاکتور احتمال از کارافتادگی به دست می آید . فاکتور تجهیزات (EF) : این فاکتور وابسته به تعداد اجزایی است که در واحد مورد ارزیابی قرار دارند و احتمال از کارافتادگی آنها وجود دارد . فاکتور تجهیزات دارای ماکزیمم ۱۵ نمره است . فاکتور تخریب (DF) : این فاکتور میزانی از ریسک است که مربوط به یک مکانیزم تخریب شناخته شده در واحد می باشد. این مکانیزم تخریب شناخته شده در واحد می باشد. این مکانیزم ها شامل خوردگی عمومی ، ترک ناشی از سوختگی ، قرار گرفتن در معرض دمای پایین و اضمحلال ناشی از دمای بالامی باشد ، این فاکتور می تواند ماکزیمم ۲۰ نمره از کل نمره ارزیابی را داشته باشد . فاکتور بازرسی (IF) : این فاکتور نشان دهنده میزان کارایی برنامه بازرسی فعلی بوده و توانایی آن در تشخیص مکانیزم های تخریب فعال و یا پیش بینی شده در واحد می باشد . برای تعیین این فاکتور بایستی نوع تکنیک های بازرسی مورد استفاده ، میزان درصد پوشش دهی هر تکنیک و مدیریت بازرسی را مدنظر قرار داد. از آنجایی که کیفیت یک برنامه بازرسی احتمال وقوع از کارافتادگی را کاهش می دهد ، این فاکتور با مقادیر منفی وزن دهی می شود . ماکزیمم مقدار برای فاکتور بازرسی ۱۵نمره می باشد فاکتور شرایط (CCF) : این فاکتور شرایط فیزیکی دستگاه را از دیدگاه نت ( نگهداری و تعمیر ) مد نظر قرار می دهد. یک ارزیابی ساده می تواند با بررسی وضعیت ظاهری دستگاه انجام گیرد. این فاکتور می تواند ماکزیمم ۱۵ نمره داشته باشد . فاکتور فرایند (PF) : این فاکتور نشان دهنده پتانسیل ایجاد شرایط غیرنرمال و یا بحرانی است که می تواند آغاز گر دنباله ای از حوادث که درانتها منجر به خروج محتویات داخل دستگاه تحت فشار گردد، باشد. این فاکتور تابعی از تعداد توقف های عملیات و یا وقفه های ایجاد شده در فرایند ( چه برنامه ریزی شده و چه برنامه ریزی نشده ) ، پایداری فرایند، و پتانسیل از کارافتادگی تجهیزات حفاظتی به واسطه گرفتگی ( مسدود شدن ) و یا دیگر عوامل می باشد .این فاکتور می تواند ماکزیمم ۱۵ نمره داشته باشد فاکتور طراحی مکانیکی ( MDF) : این فاکتور نشان دهنده ضریب اطمینان در نظر گرفته شده در هنگام طراحی واحد، مطابقت با استانداردهای فعلی ، منحصر به فردبودن واحد، میزان پیچیدگی آن و خلاقیت به کار گرفته شده در طراحی می باشد .فاکتور طراحی مکانیکی نیز می تواند ماکزیمم ۱۵ نمره داشته باشد. ۳-۱-۱-۳ پیامدهای وقوع از کارافتادگی: دو خطر بالقوه در پالایشگاه و واحدهای پتروشیمی وجود دارد : (الف) آتش و انفجار (ب) سمیت. در آنالیزهای RBI ، به منظور تعیین پیامدهای ناشی از سمیت ، فقط تاثیرات حاد و شدید درنظر گرفته می شود.[۹] در آنالیز پیامدهای ناشی از وقوع ازکارافتادگی ، دو فاکتور به صورت جداگانه محاسبه می شوند: فاکتور پیامدهای ناشی از تخریب و فاکتور پیامدهای ناشی از سمیت . این فاکتورها وابسته به نوع ماده شیمیایی موجود در داخل تجهیزات می باشند. از آنجایی که بیشتر مواد شیمیایی دارای یک ریسک غالب هستند ( یا آتش گیری و انفجار و یا سمیت ) ، بنابراین اگر ریسک غالب ریسک غالب ماده شیمیایی مورد نظر شناخته شده باشد ، کافی است به جای دو فاکتور فوق فقط فاکتور مربوط به آن ریسک را محاسبه کنیم . در آنالیز کیفی ریسک ، فاکتوری که دسته بالاتری از پیامدهای وقوع کارافتادگی را ارائه دهد ، به عنوان فاکتور نهایی پیامدهای وقوع از کارافتادگی در نظر گرفته می شود . باید توجه داشت که اگر ماده ای خواص آتش گیری نداشته باشد می توان بخش B از ‹‹دستورالعمل ›› کیفی ( پیوست A استاندارد API 581 ) را حذف نمود. همچنین اگر خطر سمیت وجود نداشته باشد می تواند بخش C را حذف کرد.] ۱ [ اگر چندین ماده شیمیایی بادرصدهای نسبتاً زیاد در ناحیه مورد ارزیابی قرار داشته باشند ، کاربر بایستی برای هر ماده شیمیایی فاکتورهای فوق را جداگانه حساب کند. یک روش ساده این است که فقط موادی که سمی هستند به اضافه موادی که ۹۰ تا ۹۵ درصد جرمی مواد شیمیایی موجود را تشکیل می دهند، در نظر گرفته شوند . دسته پیامدهای ناشی از تخریب : برای تعیین این دسته بایستی بخش B از workbook آنالیز کیفی ریسک را به کار برد. برای تعیین این فاکتور از هفت زیر فاکتور زیر استفاده می شود : الف- تمایل ذاتی به اشتعال یا فاکتور ماده شیمیایی[۲۴] ب- مقدار ماده ای که می تواند از دستگاه خارج شود یا فاکتور کمیت[۲۵] پ- توانایی تبدیل به حالت گاز یا بخار یا فاکتور حالت[۲۶] ت-احتمال خود اشتغالی یا فاکتور خوداشتغالی[۲۷] ث-تاثیرات عملیات در فشار بالا یا فاکتور فشار[۲۸] ج-سیستم ایمنی یا فاکتور اعتبار[۲۹] چ-درجه در معرض تخریب قرار گرفتن یا فاکتور پتانسیل تخریب[۳۰] فاکتور ماده شیمیایی CF)): تمایل ذاتی مواد شیمیایی برای اشتعال ، بااستفاده از ترکیبی از فاکتور نقطه اشتعال ماده و فاکتور واکنش دهی آن تعین می گردد. فاکتور نقطه اشتعال با توجه به کلاس بندی ماده بر اساس استاندارد (NFPA) بوده و فاکتور واکنش دهی تابعی از میزان توانایی ماده برای انفجار هنگامی که در معرض یک منبع اشتعال قرار می گیرد ، می باشد . فاکتور کمیت (QF): این فاکتور نشان دهنده بیشترین مقدار ماده ای است که انتظار داریم به طور منطقی در هنگام وقوع حادثه ای از درون دستگاه خارج شود . این فاکتور بر اساس بیشترین جرم ( بر اساس پوند ) محتریات قابل اشتعال درون واحد می باشد . فاکتور حالت (SF): این فاکتور نشان دهنده میزان تمایل یک ماده برای تبدیل شدن به حالت گاز ( بخار ) هنگامی که دراتمسفر رها می شود ، می باشد. این فاکتور با بهره گرفتن از نسبت دمای میانگین فرایند به دمای جوش ماده در شرایط فشار اتمسفری ( بادر نظر گرفتن دماهای مطلق ) به دست می آید. فاکتور خوداشتغالی (AF): این فاکتور نشان دهنده افزایش احتمال اشتعال سیال ، هنگامی که در دمایی بالاتر از دمای خود اشتعالی نشت کند ، می باشد. فاکتور فشار (PRF): این فاکتور نشان دهنده سرعت فرار سیال از دستگاه به هنگام وقوع می باشد. عموماً مایعات و یا گازهایی که در فشار بالاتری ( بیشتر از ۱۵۰psig ) قرار دارند سریع تر از داخل دستگاه خارج می شوند ، و در نتیجه احتمال وقوع یک نشتی آنی وجود خواهد داشت که می تواند عواقب وخیم تری نسبت به خروج پیوسته داشته باشد. فاکتور اعتبار (CRF): این فاکتور نشان دهنده اقدامات و تجهیزات ایمنی در نظر گرفته شده برای واحد می باشد. این اقدامات و تجهیزات ایمنی می توانند نقش مهمی در کاهش عواقب ناشی از یک کارافتادگی داشته باشند. وجوه مختلفی از طراحی واحد و عملیات در این فاکتور تاثیر گذارند. – تجهیزات آشکارساز گاز – خنثی کردن و پاکسازی اتمسفر – ضدحریق بودن بودن کابل ها و ساختمان ها – امنیت سیستم های اطفای حریق – ظرفیت منبع آب آتشنشانی – امکان ایزوله کردن تجهیزات – وجود سیستم های فوم ثابت – حفاظت در برابر فشار زیاد ناشی از انفجار – وجود مانیتور های آب آتشنشانی – سیستم های توقف سریع عملیات -دیواره(پرده) آب فاکتور پتانسیل تخریب(DPF): این فاکتور نشان دهنده پتانسیل وارد آمده خسارت به تجهیزات موجود در واحد به هنگام وقوع آتش سوزی یا انفجار می باشد. این فاکتور با یک تخمین تقریبی از تعداد تجهیزاتی که در نزدیکی یک مقدار زیاد از محتویات آتشگیر و یا قابل انفجار قراردارند ، به دست می آید. دسته پیامد های خسارتی ناشی از وقوع از کار افتادگی: دسته پیامد های خسارتی با بهره گرفتن از ترکیب فاکتور های فوق و سپس انتخاب آن بر اساس مقدار این فاکتور ترکیب شده بدست می آید . دسته پیامد های سمیت: بخش C از “دستور العمل” مربوط به محاسبه فاکتور عواقب ناشی از سمیت است. این فاکتور بر اساس زیر فاکتور های زیر مشخص می شود و میزان خطرات به القوه سمیت یک واحد را بیان می کند : الف: کمیت و سمیت، یا فاکتور کمیت مواد سمی[۳۱] ب: توانایی پخش شدن تحت شرایط فرایند یا فاکتور قابلیت پخش شدن[۳۲] ه: سیستم های تشخیص دهنده و تخفیف دهنده یا فاکتور اعتبار[۳۳] ک: جمعیت اطراف محل وقوع نشت یا فاکتور جمعیت[۳۴] فاکتور کمیت ماده سمی (TQF): این فاکور نشان دهنده کمیت ( مقدار) و همچنین میزان سمیت ماده است . بخش کمیت با توجه به جرم ماده می باشد و می توان با بهره گرفتن از روشی که در قسمت قبل ارائه شد آن را بدست آورد سمیت ماده با بهره گرفتن از فاکتور سمیت (NH) بر اساس استاندارد NFPA مشخص می گردد فاکتور قابلیت پخش شدن (DIF): این فاکتور نشان دهنده توانایی ماده برای پخش در محیط می باشد این فاکتور به طور مستقیم از روی نقطه جوش نرمال سیال تعیین می شود . هرچه نقطه جوش پایین تر باشد تمایل برای پخش شدن در محیط کمتر خواهد بود. فاکتور اعتبار (CRF): در این بخش نیز این فاکتور نشانده امکانات و تجهیزات ایمنی در نظر گرفته برای واحد می باشد . مولفه های زیر در این فاکتور تاثیر گذار است: الف: توانایی تشخیص مواد سمی در واحد ب: توانایی ایزوله کردن دستگاه از کار افتاده پ: سیستم های توقف سریع عملیات سیستم های کاهش دهنده خطر سمیت (مانند دیواره یا پرده آب یا …) فاکتور جمعیت (PPF): این فاکتو نشان دهنده تعدا افرادی است که پتانسیل در معرض خطر سمیت قرار گرفتن راداشته باشد. این فاکتور به گونه ای مقیاس بندی شده است که نشان دهد هر چه افراد بیشتری در منطقه خطر قرار گرفته باشند، درصد کمتری از آنها تحت تاثیر سمیت قرار خواهند گرفت . این نتایج بر اساس داده های واقعی از حوادث نشت مواد سمی به دست آمده است . دسته پیامدهای سمیت: این دسته با بهره گرفتن از ترکیب فاکتورهای فوق و انتخاب دسته با توجه به مقدار این فاکتور ترکیب شده به دست می آید . دسته های پیامدها ( سمیت و خسارت ) توسط حروف الفبا نشان داده می شوند. آنگاه دسته ای که دارای حرف بزرگتری است به عنوان پیامد وقوع از کارافتادگی بر روی محور افقی ماتریس ریسک نشان داده می شود . ۳-۱-۱-۴ نتایج: دسته احتمال وقوع از کارافتادگی و بالاترین دسته پیامدهای وقوع از کارافتادگی ( نشان از خسارت حاصل از وقوع کارافتادگی و یا ناشی از سمیت ) برای تعیین موقعیت هر واحد بر وری ماتریس ریسک ۵×۵ استفاده می شود. هنگامی که نتایج بر روی ماتریس نشان داده می شود، موقعیت هر واحد بر روی ماتریس نشان دهنده سطح ریسک واحد مورد ارزیابی است . بعد از انجام یک آنالیز کیفی ریسک شامل جندین ماده و یا یک مخلوط چند جزئی ، واحدی که بالاترین میزان ریسک را داراست بهترین معیار برای تعیین لزوم انجام ارزیابی دقیق تر و با جزئیات بیشتر می باشد . ۳-۱-۱-۵ تعیین نواحی بحرانی که نیازمند توجه بیشتری در حین بازرسی می باشند نتایج ماتریس ریسک می تواند برای تعیین نواحی بحرانی تر استفاده شود . همچنین می توان از این نتایج برای تصمیم گیری در مورد اینکه چه بخشی از واحد فرآیندی نیازمند بیشترین توجه در حین بازرسی و یا دیگر فعالیت های تخفیف دهنده ریسک می باشد ، استفاده نمود . از طرفی می توان از این نتایج برای تعیین لزوم انجام یک آنالیز کاملاً کمی نیز استفاده کرد . رنگ های نشان داده شده بر روی ماتریس ریسک (شکل۳-۲) راهنمایی برای تعیین میزان سطح ریسک تجهیزات است ، این رنگ بندی ها متقارن نیستند . رنگ بندی این ماتریس با این فرض که فاکتور پیامدهای وقوع از کارافتادگی نسبت به فاکتور احتمال وقوع از کارافتادگی تاثیر بیشتری به ریسک دارد، انجام گرفته است. بدون در نظر گرفتن رنگ بندی های ، واضح است که هر چه موقعیت تعیین شده برا ی دسته های احتمال و پیامدها به سمت قسمت بالا و سمت راست ماتریس حرکت می کند، مقدار ریسک افرایش می یابد. سازمان های مختلف معیارهای متفاوتی جهت تعیین لازم برای اجرای یک آنالیز کمی و طرح ریزی فعالیت های بازرسی خود دارند . شکل۳-۲٫ ماتریس کیفی ریسک روش کمی: آنالیز کمی ریسک روشی نظام یافته می باشد که انجام آن نیازمند وجود اطلاعاتی درباره طراحی، تاسسیسات، انجام عملیات،قابلیت اعتماد قطعات، فعالیت های انسانی، پیشرفت فیزیکی حوادث، و پیامد های پنهان زیست محیطی و سلامتی ممکن می باشد. آنالیز کمی ریسک از مدل های منطقی ترسیم کننده ترکیب حوادثی که می توانند باعث وقوع سوانح و حوادث شدید شوند و همچنین مدل های فیزیکی ترسیم کننده نحوه پیشرفت حوادث و انتقال مواد خطرناک به محیط زیست، استفاده می کند. مدل ها به روش احتمالاتی ارزشیابی می شوند تا هر دو دید کمی و کیفی درباره سطح ریسک را ارائه داده و بخش هایی از طراحی، ساخت و عملیات که بیشترین اهمیت را از لحاظ ریسک دارند، مشخص گردند. آنالیز کمی ریسک از لحاظ عمق آنالیز و جمع آوری بسیار جزئی داده ها، از روش آنالیز کیفی تمیز داده می شود. مدل های منطقی آنالیز کمی ریسک عموما از درخت های حوادث و درخت های خطا تشکیل شده اند. درخت های حوادث، حوادث آغازگر و ترکیب از کار افتادگی و عملکرد صحیح سیستم را نشان می دهد، در حالی که درخت های خطا چگونگی وقوع ازکارافتادگی های سیستم که در درخت های حوادث نشان داده شده اند را ترسیم می کنند. این مدل ها آنالیز می شوند تا تخمینی از احتمال هر سلسله حوادث به دست آید. نتایجی که با بهره گرفتن از این روش بدست آمده اند عموما به صورت اعداد ریسک نشان داده می شوند (مثلا، هزینه در سال)[۱۰] بر اساس استاندارد API 581، سیستم RBI این تاثیرات را به چهار دسته پایه ای از ریسک تقسیم می کند . حوادث آتش گیر، که می توانند به دو طریق خسارت وارد کنند، تشعشع حرارتی و انفجار ناشی از فشار بیش از حد. بیشتر خسارت های ناشی از تاثیرات حرارتی، در منطقه نزدیک به محل وقوع حادثه اتفاق می افتند اما تاثیرات موج انفجار می تواند باعث خسارت در فواصل دورتر از مراکز موج نیز گردند . نشت مواد سمی ، این گونه حوادث فقط هنگامی مدنظر قرار می گیرند که دارای تاثیرات ناگوار و شدیدی بر روی پرسنل باشند. بر خلاف حوادث اتش سوزی ، نشت مواد سمی نیاز به وقوع واقعه دیگری ( مانند اشتعال درمورد مواد آتش گیر) ندارند تا منجر به حوادث ناگوار شوند . ریسک های زیست محیطی ، یک مولفه مهم در محاسبه ریسک نهایی یک واحد فرایندی می باشد . سیستم RBI فقط بر روی ریسک های شدید متمرکز می شود و تاثیرات مزمن ناشی از انتشار سطح پایین را در نظر نمی گیرد . خسارت های زیست محیطی می تواند ناشی از رها شدن حجم زیادی مواد باشد ، اما فقط ریسک زیست محیطی ناشی از رها شدن مقدار زیادی مایعات هیدروکربنی در خارج از مرزها فیزیکی واحد در نظر گرفته می شود . خسارت مالی ناشی از توقف در تولید، که ممکن است گاهی اوقات بیشتر از هزینه های خسارت به تجهیزات و محیط زیست باشند ، لذا بایستی در سیستم RBI آنها را نیز مدنظر قرار داد . هزینه های تعویض یک دستگاه ( ناشی از تخریب در اثر اتش سوزی ) در مقایسه با زیان های تجاری ناشی از توقف یک واحد حیاتی برای یک دوره زمانی بلند مدت میتواند بسیار ناچیز باشد . فرایند آنالیز با استخراج داده های مورد نیاز ( فرآیندی ، تجهیزات و … ) RBI آغاز می شود . در مرحله بعد سناریوهای مختلفی توسعه می یابند تا نشان دهند که چگونه نشتی ها ممکن است اتفاق بیفتند و چگونه می توانند به سمت وقایع ناگوار پیش روند. در محاسبات کمی RBI ، یکی از چهار فاکتور تعریف کننده سناریوها در یک سناریوهای نشت ، اندازه حفره ای است که بر روی تجهیزات ایجاد می شود . از انجایی که رابطه یک به یک بین اندازه حفره و سناریوها برقرا است ، این واژه ممکن است به جای هم به کار برده شوند. برای هر سناریو، هر چهار دسته ریسک ( در صورت نیاز ) به صورت جداگانه محاسبه می شوند . سپس ریسک هر یک از تجهیزات ، از مجموع مولفه های ریسک محاسبه شده برای هر سناریو ( اندازه حفره ) به دست می آید.[۱۰] ۳-۱-۲-۱ محاسبه پیامدهای از کارافتادگی: پیامدهای ناشی از نشت یک ماده خطرناک در پنج مرحله مجزا تخمین زده می شود : الف- تخمین سرعت خروج ماده و یا جرم کل ماده موجود که میتواند از داخل دستگاه خارج شود . ب- تعیین حالت پخش شدن سیال، به صورت سریع (آنی ) و یا آهسته ( پیوسته )، پ- تعیین حالت فیزیکی سیال (مایع یا گاز) حین پخش شدن در اتمسفر ت- تخمین تاثیر سیستم های تخفیف دهنده پیامد ها ث- تخمین پیامدهای ناشی از کارافتادگی . همانگونه که در فصل بعدی شرح داده خواهد شد، برای محاسبه پیامدهای زیست محیطی مستقیماً از داده های سرعت خروج و یا جرم کل ماده استفاده می شود . همچنین ریسک خسارت مالی ناشی از توقف تولید نیز مستقیماً از روی نتایج حوادث آتش سوزی محاسبه می گردد. ۳-۱-۲-۱-۱ تخمین سرعت خروج سیال در سیستم RBI نحوه خروج سیال از درون ظروف تحت فشار را به دو گروه کلی تقسیم می کنیم : خروج آنی و خروج پیوسته ، خروج آنی به آن دسته از نشتی ها اطلاق می شود که در مدت زمان نسبتاً کوتاهی تمامی محتویات دستگاه به محیط نشت کند، مانند هنگامی که شکست ترد در یک ظرف اتفاق بیفتد . منظور از خروج پیوسته ، آن دسته از نشتی هایی است که درمدت زمان طولانی و با سرعت ثابت اتفاق می افتند . پس از مشخص شدن نوع نشتی ، از معادلات مربوط به هر کدام برای مدل سازی آنها استفاده می سازد . ۳-۱-۲-۱-۲ پیش بینی رفتار نشتی در سیستم RBI منظور از نتیجه یک نشتی ، فعالیت فیزیکی یک ماده خطرناک می باشد . مثال هایی از رفتار نشتی عبارت اند از پخش ایمن ، انفجار و جت آتش ، بایست توجه داشت که رفتار (outcome) نشتی را با پیامدهای (consequences)آن اشتباه نگیریم. در آنالیز RBI، منظور پیامدها تاثیرات ناگوار ناشی از نتایج یک نشتی بر تجهیزات ، افراد و محیط زیست می باشد . نتیجه واقعی یک نشتی به طبیعت و خواص ماده در حال نشت بستگی دارد . توضیح مختصری در مورد نتیجه های ممکن برای انواع حوادث در زیر آمده است . ۳-۱-۲-۱-۲-۱ تاثیرات اشتعال زا در اثر نشت یک ماده آتش گیر ممکن است شش رفتار مختلف به وجود می آید : الف-پخش بی خطر (ایمن ) (SD) : هنگامی اتفاق می افتد که سیال خارج شده و بدون اشتعال پخش شود . قبل از اینکه ماده به یک منبع اشتعال برخوردکند غلظت آن به زیر حد قابلیت اشتعال کاهش می یابد. هر چند هیچ رفتار اشتعال زایی اتفاق نیفتاده است ، اما ممکن است که نشت ماده قابل اشتعال ( بخصوص مایعات ) تاثیرات زیست محیطی مخربی داشته باشد . حوادث زیست محیطی به صورت جداگانه بررسی خواهند شد. ب- جت آتش (JF) : هنگامی رخ می دهد که یک گاز با ممان بالا ، مایع و یا یک سیال دو فازی مشتعل شود . سطوح تشعشع معمولاً در نزدیکی آتش جت بالاست . اگر ماده خارج شده بلافاصله مشتعل نشود ، ممکن است یک ابر قابل اشتعال به وجو آید . هنگام اشتعال ، این ابر خواهد سوخت و جت آتش تشکیل خواهد شد . پ-انفجار ابر بخار (VCE) : تحت شرایط خاص ، هنگامی که جبهه شعله با سرعت زیاد حرکت می کند اتفاق می افتد . اغلب خسارت انفجار ناشی از موج فشاری است که توسط جبهه شعله بوجود می آید . ت- آتش آنی (FF) : هرگاه یک ابر از ماده تحت شرایطی بسوزد که فشار قابل ملاحظه ایجاد نکند ، آتش آنی بوجود می آید . پیامدهای ناشی از آتش آنی فقط در محدود نزدیک به ابر در حال سوختن حائز اهمیت هستند . آتش آنی نمی تواندبه حدی فشار ایجاد کند که باعث خسارت شود. ث- توپ آتش (BL) : هنگامی اتفاق می افتد که مقدار زیادی سوخت پس از آنکه به مقدار کمی با هوای اطراف مخلوط شد ، مشتعل شود . تاثیرات حرارتی یک توپ آتش به مراتب فراتر از مرزهای خود توپ آتش است . اما توپ آتش عمر کوتاهی داشته و به سرعت از بین می رود . ج-حوضچه آتش : هنگامی رخ می دهد که یک حوضچه از مایعات آتش گیر، مشتعل شود . تاثیرات حرارتی تشعشع محدود به منطقه اطراف خود حوضچه می باشد . ۳-۱-۲-۱-۲-۲ تاثیرات سمیت هنگام نشت یک ماده سمی ممکن است دو حالت به وجود آید : پخش ایمن و یا پخش منجر به مسمومیت . برای اینکه سمیت تاثیرگذار باشد ، دو شرط بایستی برقرار باشد: الف-ماده رها شده بایستی با غلظت کافی به افرادی که در اطراف هستند برسد . ب-مدت زمان قرارگیری افراد در معرض ماده سمی باید به اندازه کافی طولانی باشد تا تاثیر گذار باشد . اگر هر کدام از شرایط فوق برقرار نباشد ، نشت ماده سمی منجر به پخش ایمن خواهد شد . در ارزیابی ریسک از یک معیار فتی برای تعیین بحرانی بودن یک حادثه استفاده می شود . ۳-۱-۲-۱-۲-۳ تاثیرات زیست محیطی: از دیدگاه زیست محیطی ، پخش ایمن هنگامی اتفاق می افتد که مواد رها شده کاملاً در درون مرز فیزیکی واحد صنعتی باشند . اگر مواد رها شده را نتوانیم در این مرز فیزیکی کنترل کنیم آنگاه نشتی مواد خطرناک منجر به آلودگی زیست محیطی خواهد شد . آلودگی آب های زیرزمینی نیز به عنوان یک نشتی فراتر از مرزهای فیزیکی در نظر گرفته می شود . ۳-۱-۲-۱-۲-۴ تاثیرات خسارت مالی ناشی از توقف تولید: تاثیرات خسارت مالی ناشی از توقف تولید با بهره گرفتن از پیامدهای حوادث آتش سوزی آنالیز می شود .لذا نتایج مربوط به آنالیز خسارت مالی ناشی از توقف تولید همانند نتایج حوادث اتش سوزی می باشد . ۳-۱-۲-۱-۳ کاربرد مدل های تاثیر برای تخمین پیامدها: دو مرحله اول درمحاسبه پیامدهای از کارافتادگی مربوط به پیش بینی رفتارهای نشتی بر اساس پدیده های فیزیکی است . مرحله سوم عبارت است از تبدیل رفتارها به پیامدها برای تخمین پیامدهای یک رفتار نشتی از مدل های تاثیر که معیارهای تاثیر نیز نامیده می شوند ، استفاده می شود . در RBI از دو نوع معیار تاثیر برای تخمین پیامدهای یک نتیجه نشتی استفاده می کنیم : مدل تاثیر مستقیم و مدل حداقل انحراف از مقدار میانگین ( probit) . مدل های تاثیر مستقیم برای پیامدهای آتش سوزی وقفه های تجاری محیط زیست استفاده می شود. در حالی که برای تخمین پیامدهای ناشی از سمیت از مدل حداقل انحراف از مدار میانگین استفاده می شود . مدل تاثیر مستقیم از یک راهکار قبول / رد برای پیش بینی پیامدهای یک رفتار استفاده می کند . در این مدل فرض می شود که اگر رفتار یک نشتی زیر حد بحرانی از قبل تعریف شده باشد آنگاه هیچ پیامدی در بر نخواهد داشت . این مدل همچنین برای هر رفتاری که بالاتر از حد بحرانی قرار دارد فقط یک تاثیر در نظر میگیرد . این شیوه بسیار تقریبی است زیرا در واقع طیف وسیعی از تاثیرات برای یک دامنه از رفتار مشاهده می شود . مدل حداقل انحراف از مقدار میانگین یا Probit( که شکل کوتاه Probability Unit به معنی واحد احتمال می باشد ) یک روش آماری برای ازریابی پیامدهاست. در این روش برای متغیری که یک نتیجه احتمالی توصیف شده توسط توزیع نرمال دارد، یک رابطه عمومی وابسته به زمان تعریف می شود . Probit دارای مقدار میانگین ۵ و واریانس ۱ می باشد.[۱۱] ۳-۱-۲-۲ مروری بر احتمال وقوع از کارافتادگی: برای آنالیز احتمال، از یک بانک اطلاعاتی فرکانس عمومی از کارافتادگی انواع تجهیزات استفاده می کنیم . سپس این فرکانس های عمومی توسط دو فاکتور تصحیح می شوند: فاکتور تصحیح تجهیزات[۳۵] ( FE)و فاکتور تصحیح ارزیابی سیستم مدیریت[۳۶](FM). فرکانس ازکارافتادگی تصحیح شده از حاصل ضرب فرکانس عمومی ازکارافتادگی در دو فاکتور تصحیح فوق به دست می آید ، معادله زیر : (۲-۱) Frequency adjusted = Frequency generic × FE × FM بانک اطلاعاتی فرکانس های عمومی از کارافتادگی بر اساس سوابق از کارافتادگی هر نوع از تجهیزات در صنایع مختلف به دست آمده است . بر اساس این داده ها می توان برای هر نوع از تجهیزات و هر قطر از لوله ها ، فرکانس عمومی از کارافتادگی را تعیین نمود .[۱۱,۱۲] فاکتور تصحیح تجهیزات با توجه به شرایطی که دستگاه در آن کار می کند تعیین شده و برای هر دستگاه مقدار منحصر به فرد است . فاکتور ارزیابی سیستم مدیریت ، تاثیر سیستم مدیریت ایمنی فرایند بر روی انسجام مکانیکی واحد در نظر می گیرد . این فاکتور برای تمامی تجهیزات یک مقدار ثابت است . این فاکتور فقط هنگامی باعث اختلاف در احتمال وقوع از کارافتادگی تجهیزات خواهد شد که تجهیزات مورد بررسی در دو واحد متفاوت و یا در واحدهایی که سیستم مدیریتی متفاوتی دارند، واقع شده باشند . به هر حال، فرایند ارزیابی می تواند برای افزایش کارایی برنامه مدیریت ایمنی فرایند استفاده شود و در نتیجه ریسک کلی را کاهش دهد . ۳-۱-۲-۳ محاسبه ریسک با توجه به تعریف RBI از ریسک به عنوان حاصل ضرب پیامدها در احتمال وقوع از کارافتادگی ، می توان ریسک یک سناریو را از رابطه ریاضی زیر به دست آورد : (۲-۲) Risks = Cs × Fs که در آن : S: شماره سناریو Cs: پیامدهای سناریوی s (مساحت بر حسب فوت مربع و یا هزینه بر حسب دلار ) Fs : فرکانس وقوع از کارافتادگی ( در سال ) برای سناریوی S ریسک هر دستگاه برابر با مجموع ریسک های تمامی سناریوهای آن قطعه می باشد . واحد ریسک بستگی به نوع پیامدهای مورد نظر دارد : فوت مربع ( یا متر مربع ) بر سال برای عواقب آتش سوزی و مسمومیت ، و دلار بر سال برای عواقب زیست محیطی و تجاری. ریسک یک دستکاه را می توان از رابطه زیر حساب نمود] ۱ [ (۲-۳) Risk item = Ʃs Risks که Risks: ریسک برای یک سناریو ( ft و یا دلار بر سال ) Risk item: ریسک برای یک دستگاه ( ft و یا دلار بر سال ) روش نیمه کمی: عبارت نیمه کمی، بیان کننده هر روشی است که جنبه های مربوط به هر دو روش کمی و کیفی را دارا بوده، و در آن بدست آوردن مزایای اصلی دو روش قیلی مورد نظر باشد (مثلا، سرعت روش کیفی و سخت گیری روش کمی). به طور کلی، اکثر داده های استفاده شده در روش کمی برای این روش نیز مورد استفاده است(اما با جزئیات کمتر). مدل ها همچنین ممکن است به اندازه نمونه های روش کمی سختگیرانه و نازک بینانه نباشند. نتایج مربوط به احتمال و پیامد معمولا به جای عدد ریسک، به صورت طبقه بندی شده می باشند، ولی به منظور محاسبه ریسک و امکان پذیر ساختن به کارگیری معیار نسبی برای قبول ریسک، مقادیر عددی نیز به هر کدام از این طبقه بندی ها تعلق می گیرد. هدف از آنالیز نیمه کمی ، دسترسی به بیشترین مزایای بازرسی بر مبنای ریسک با کمترین داده های ممکن می باشد . در این روش ، نتایج آنالیز ریسک به شیوه ای ساده در یک ماتریس ۵x5 نمایش داده می شود . همان گونه که در شکل ۳-۳ مشاهده می نمایید محور افقی دسته بندی پیامدها و محور عمودی دسته بندی احتمال می باشد . این روش آنالیز RBI را تحت عنوان تکنیک ارزیابی ریسک سطح II نیز می شناسند ، روش کیفی را تکنیکسطح I و روش کاملاً کمی که از تمامی مراحل اشاره شده در استاندارد API 581 پیروی می کند را تکنیک سطح III می نامند .] ۱ [ (شکل ۳-۳) : ماتریس ریسک نیمه کمی ۳-۱-۳-۱ آنالیز پیامد: در RBI سطح II ، نحوه مدل سازی پیامدها مشابه با روش اشاره شد در این بخش می باشد . یکی از ساده سازی های مهم ، تعیین مقدار موجودی سیال می باشد . در پروژه های مطالعاتی ، زمان و تلاش زیادی صرف تعیین مقدار موجودی سیال می گردد. در انالیز ریسک II ، به منظور ساده تر شدن این کار می تواند مقدار موجودی سیال را مطابق با راهنمایی های زیر تخمین زد . کاربر بایستی دسته بندی سیال را از جدول ۳-۱ انتخاب نماید .مقدار موجودی را نیز باید از یکی از ۵ دسته اشاره شد در جدول ۳-۲ انتخاب نماید . البته در صورتی مقدار موجودی به هر طریق دیگری مشخص گردیده باشد ، کاربر این اجازه را دارد که مقدار مربوطه را به جای مقادیر جدول استفاده نماید . برای مثال ، اگر مقدار موجودی سیال قبلاً محاسبه گردیده ، مقدار به دست آمده را در محاسبات استفاده نماید .] ۱ [ جدول۳-۱٫ دسته بندی سیالات دسته شرح خصوصیات A نرخ نشتی منجر به تخلیه کل سیال موجود در تجهیزات مورد بررسی نخواهد شد B نرخ نشتی منجر به تخلیه کل سیال موجود در تجهیزات مورد بررسی خواهد شد C نرخ نشتی علاوه بر تخلیه کل سیال موجود در تجهیرات مورد بررسی ، باعث تخلیه سیال درون یک تا ده قطعه از تجهیزات دیگر نیز خواهد شد D نرخ نشتی علاوه بر تخلیه کل سیال موجود در تجهیزات مورد بررسی ، باعث تخلیه سیال درون ده قطعه یا بیشتر از تجهیزات دیگر نیز خواهد شد E نشتی باعث تخلیه کل سیال درون واحد صنعتی خواهد شد جدول۳-۲٫ محدوده مربوط به دسته بندی موجودی سیال دسته محدوده فاکتور مورد استفاده در محاسبات A ۱۰۰ تا ۱۰۰۰ پوند ۵۰۰ B ۱۰۰۰ تا ۱۰۰۰۰ پوند ۵۰۰۰ C ۱۰۰۰۰ تا ۱۰۰۰۰۰ پوند ۵۰۰۰۰ D ۱۰۰۰۰۰ تا ۱۰۰۰۰۰۰ پوند ۵۰۰۰۰۰ E ۱۰۰۰۰۰۰ تا ۱۰۰۰۰۰۰۰ پوند ۵۰۰۰۰۰۰ سطح مقطعی از واحد صنعتی که تحت تاثیر پیامدهای وقوع حادثه قرار می گیرد نیز برای هر اندازه سوراخ ( سناریوی ) مشخص محاسبه می گردد .برای محاسبه یک مقدار مشخص پیامد از کارافتادگی برای هر قطعه از تجهیزات ، یک سطح مقطع وابسته به میزان احتمال[۳۷] محاسبه می گردد . این عمل از حاصل ضرب سطح مقطع پیامد مربوطه به هر اندازه سوراخ در نسبت ‹‹ فرکانس عمومی هر اندازه سوراخ ، تقسیم بر مجموع فرکانس عمومی همه اندازه سوراخ ها ›› به دست می آید : این نسبت ، ‹‹ وزن ›› قابل اختصاص به هر سطح مقطع محاسبه شده مربوط به هراندازه سوراخ را با توجه به احتمال وقوع هر اندازه سوراخ نسبت به بقیه سوراخ ها ، مشخص می نماید. در این روش ، مقدار عددی فرکانس عمومی مد نظر نمی باشد ، بلکه مقدارنسبی هر کدام نسبت به دیگر فرکانس ها مورد استفاده قرار می گیرد. سطح مقطع وزن دهی شده مربوط به هر کدام از اندازه سوراخ ها با یکدیگر جمع می شوند تا یک مقدار کلی برای سطح مقطع آن پیامد به دست آید ( معادله ۲-۵) در صورتی که احتمال وقوع حوادث متعددی با همان اندازه سوراخ های استفاده شده در محاسبات فوق وجود داشته باشد ، مقدار سطح مقطعی که با این روش محاسبه میگردد ، محتمل ترین مقدار خواهد بود. سطح مقطع میانگین وزن دهی شده مبتنی بر احتمال[۳۸] خواهد بود با : تبدیل سطح مقطع میانگین مبتنی بر احتمال محاسبه با روش فوق به دسته بندی پیامد با یک جدول ساده ( جدول ۳-۳) انجام می گیرد . با توجه به اینکه هدف از انالیز سطح II ریسک ، ساده تر شدن طبقه بندی تجهیزات می باشد ، پیامدهای زیست محیطی و خسارت مالی ناشی از توقف تولید در این روش در نظر گرفته نمی شوند . (جدول ۳-۳). دسته بندی سطح مقطع تحت تاثیر دسته بندی پیامد سطح مقطع میانگین مبتنی بر احتمال A ˃ ۱۰ فوت مربع B ۱۰-۱۰۰ فوت مربع C ۱۰۰ – ۱۰۰۰ فوت مربع D ۱۰۰۰ – ۱۰۰۰۰ فوت مربع D ˂۱۰۰۰۰ فوت مربع ۳-۱-۳-۲ آنالیز احتمال: با بررسی نتایج پروژه های متعدد RBI انجام پذیرفته ، مشاهده گردیده که مقدار زیر فاکتور ماژول فنی نسبت به دیگر فاکتورها بسیار بیشتر می باشد زیر فاکتورهای ماژول فنی مقادیر تاحدود ۱۰۰۰ را نیز می تواند داشته باشد ، لیکن دیگر زیرفاکتورها معمولاً مقادیر نسبتاً کمتری دارند ( کمتر از ۱۰) به علاوه ، دیگر زیر فاکتورهای ۰ به غیر از زیرفاکتورمکانیکی ) در سطح یک واحد صنعتی مقداری ثابت خواهند داشت . در نتیجه تفاوتی از لحاظ مقدار این زیرفاکتورها برای قطعات مختلف تجهیزات یک واحد صنعتی وجود ندارد . در نتیجه ، از این زیرفاکتورها می تواند جهت مقایسه سایت های صنعتی مختلف استفاده نمود، ولیکن در تهیه برنامه بازرسی مبتنی بر ریسک کمکی نخواهند نمود . بر اساس این مشاهدات ، آنالیز سطح II احتمال بر اساس استاندار API 581 تنها شامل محاسبه زیرفاکتور ماژول فنی می باشد . از طرفی ، این تنها زیرفاکتوری است که مستقیماً تحت تاثیر بازرسی ها قرار دارد و اساس تدوین برنامه بازرسی می باشد ] ۱ [ تبدیل زیرفاکتور ماژول فنی به دسته بندی احتمال با بهره گرفتن از جدول ۳-۴ انجام می پذیرد. دسته بندی احتمال زیر فاکتور ماژول فنی ۱ ˃۱ ۲ ۱۰ – ۱ ۳ ۱۰۰ – ۱۰ ۴ ۱۰۰۰ – ۱۰۰ ۵ ˂۱۰۰۰ (جدول ۳-۴) تبدیل زیرفاکتور ماژول فنی به دسته بندی احتمال ۳-۱-۳-۳ آنالیز ریسک : آنالیز ریسک بر اساس تکنیک سطح II ، با تعیین دسته بندی احتمال و پیامد و قرار دادن آنها در ماتریس ۵×۵ انجام می پذیرد . نواحی مختلف ماتریس بادسته بندی ریسک ‹‹ زیاد›› ، ‹‹ متوسط زیاد›› ، ‹‹متوسط›› و ‹‹ کم›› مشخص گردیده اند. دلیل ارائه متدلوژی بکار رفته در این تحقیق: – این متد بصورت نیمه کمی(یا نیمه کیفی) ارائه شده است که بر اساس تجارب متخصصین این حوزه تنظیم گردیده و پیچیدگی های متد کمی و غیر قابل اطمینان بودن متد کیفی را ندارد. – در API 581, 2000 برای محاسبه احتمال ازکارافتادگی از شش فاکتور اصلی استفاده شده که یکی از این فاکتور ها به نام فاکتور تجهیزات[۳۹] برای این پروژه کاربردی نبوده چون مرتبط با حالت کلان محاسبه ریسک در مقیاس بین واحدی یا بین سازمانی می باشد و در مقیاس بین تجهیزی در این پروژه بی اثر بوده است.. این نقیصه باعث شد که فاکتور جایگزینی به نام فاکتور عمرباقی مانده[۴۰] طراحی و استفاده گردد. دلیل اصلی استفاده از چنین فاکتوری عدم وجود آن در این استاندارد بوده است. لازم به ذکر می باشد که فاکتور عمر باقی مانده در محاسبه احتمال ازکارافتادگی کاربرد داشته و این کمک را به ما می کند که رابطه بین کاهش عمرباقی مانده و افزایش ریسک لحاظ شود. – این متد بصورت تلفیقی از احتمال خرابی تجهیزات از استاندارد API 581و پیامد خرابی تجهیزات از دستور العمل ساسول آفریقای جنوبی تهیه گردیده که مختص واحد های فرایندی الفین با محدوده دما و فشار خاص می باشد. – اجرای این متد در واحد های فرایندی دارای هزینه کمتری درمقایسه با نرم افزارهای موجود در بازار که با متدهای دیگر کار می کنند به لحاظ کاربرد،نیروی انسانی و سرویس و نگهداری می باشد. – با توجه به اهمیت و نیاز مبرم به اجرای سیستم مدیریت بازرسی بر مبنای ریسک در واحد های فرایندی حساس مانند پتروشیمی ها و همچنین تحریم های موجود می بایست دستورالعمل اجرایی آن بومی و قابل دسترس باشد. ۳-۳ ارائه(روش کار) متدلوژی بازرسی بر مبنای ریسک بکار گرفته شده در صنعت مورد مطالعه ۳-۳-۱ فلوچارت معرفی روش بکار گرفته شده جهت مدیریت بازرسی بر مبنای ریسک (نمودار ۳-۱) گردش کار RBI احتمال ازکار افتادگی یا خرابی پیامد از کار افتادگی یا خرابی آیا برنامه بازرسی مطابق با Plan انجام گردیده است؟ ۱-فاکتور عمر باقی مانده ۲- فاکتور تخریب ۳- فاکتور بازرسی ۴- فاکتور وضعیت ۵- فاکتور فرایند ۶- فاکتور طراحی ۷- فاکتور تجربی ۱-فاکتور ایمنی شامل : فشار، دما، محتویات و مقدار محتویات ۲- فاکتور آلودگی ۳- فاکتور تولید مرحله پنجم مرحله اول مرحله دوم خیر بله مرحله هفتم مدیریت و کاهش ریسک مرحله ششم تعیین ریسک تجهیزات × جمع آوری اطلاعات و داده ها تشکیل تیم RBI برنامه ریزی جهت بازرسی ارزیابی مجدد مرحله سوم مرحله چهارم رتبه بندی تجهیزات بر اساس ریسک (RBI Matrix) ۳-۳-۲ عناصر کلیدی برنامه مدیریت بازرسی بر مبنای ریسک و مراحل انجام آن عناصر کلیدی که می بایست در هر برنامه RBI وجود داشته باشند، به این شرح هستند: سیستم های مدیریت برای نگهداری و تعمیرات، مستندات، صلاحیت پرسنل، داده های مورد نیاز، تداوم وانسجام برنامه و به روز رسانی آنالیزها. روشی مستند برای تعیین احتمال خرابی روشی مستند برای تعیین پیامد شکست/خرابی روش شناسی مستند برای مدیریت ریسک از طریق بازرسی، کنترل فرایند و دیگر اقدامات کاهشی. فرایند RBI با برگزاری جلسات بررسی تخصصی برای هر تجهیز، که در دامنه کاری نیز مشخص شده، انجام می گردد. ریسک، ترکیبی از احتمال وقوع برخی حوادث یا رخدادها در طی دوره زمانی مورد بررسی و پیامدهای مرتبط با آن رخداد( که اغلب منفی می باشند) هست. از نقطه نظر ریاضی، ریسک را می توان طبق معادله ذیل محاسبه نمود: ریسک= احتمال × پیامد (۳-۶) هرگاه آسیب/عیب در یک قطعه تحت فشار، در طی زمان عملکرد (در سرویس بودن) تجمع یابد، میزان ریسک افزایش می یابد. در برخی نقاط، تولرانس ریسک از ریسک مورد نظر فراتر رفته و یک بازرسی با کارایی کافی برای شناسایی بهتر حالت عیب/آسیب بر روی قطعه پیشنهاد می شود. اقدام بازرسی، به تنهایی مقدار ریسک را کاهش نمی دهد؛ اما در عین حال با ایجاد امکان انداره گیری آسیب در قطعه مورد نظر، میزان تردید را کاهش می دهد. این پژوهش شامل شش مرحله ی اصلی می باشد که در ذیل آمده است. ۳-۳-۲-۱ مرحله اول: تشکیل تیم RBI از آنجایی که یک بازرسی بر مبنای ریسک نیمه کیفی به تخصص و تجارب مهندسان و کارشناسان وابسته است، پرسنل شرکت کننده در جلسات RBI می بایست تجربه و آموزش لازم در زمینه مربوطه که در طی دوره بررسی RBI مورد بحث خواهد بود را داشته باشند. اعضای تیم باید از یک برنامه آموزش های مقدماتی در مورد متدولوژی RBI و برنامه های مورد استفاده ، برخوردار باشند. لذا در ابتدا، دوره آموزشی با درک اهمیت و کاربرد موثر RBI از سوی متخصصین امر برگزار و متعاقبا متخصصین ذیل به عنوان اعضاء تیم و جهت شروع پروژه RBI معین گردیدند که ازقرار ذیل می باشند (مطابق با استاندارد API 580) [13] مدیر واحد عملیاتی سرپرست تیم RBI متخصص فرایند واحد عملیاتی متخصص تولید متخصص تعمیرات متخصص خوردگی بازرس تجهیزات نماینده واحد ایمنی، بهداشت و محیط زیست نماینده واحد برنامه ریزی ۳-۳-۲-۱-۱ تعیین مسئولیت ها RBI نیازمند جمع آوری داده از بسیاری از منابع، آنالیز آنها و سپس تصمیم گیری جهت مدیریت ریسک می باشد. معمولاً یک نفر به تنهایی زمینه و مهارت های لازم برای انجام کل ارزیابی ها را ندارد. عموماً یک تیم ازافراد مختلف با مهارتها و دانش های ، برای انجام موثر ارزیابی RBI مورد نیاز می باشد. این تیم نیازمند داشتن یک سرپرست تیم با اختیار و مجوز لازم جهت مدیریت تیم و مسئولیت اطمینان از تهیه یک طرح RBI مناسب می باشد. تعدا افراد تیم و ترکیب آن بسته به میزان پیچیدگی تاسیسات متغیر است ( معمولاً حداقل سه نفر لازم می باشد)، ولیکن تیم بایستی توانایی نشان دادن آگاهی فنی کافی و تجربه لازم را در زمینه های زیر داشته باشد: – ارزیابی ریسک – تشخیص خطرات فرایند تولید و پیادمدهای از کارا فتادگی تجهیزات – مدیریت ایمنی و یکپارچگی واحد صنعتی – مهندسی مکانیک شامل طراحیواحد – بازرسی، نگهداری و عملیات واحد در شرایط خاص – روش های بازرسی و میزانموثر بودن تکنیک ها و دستورالعمل های NDE داشتن تجربه و دانش حاصل از اجرای RBI بر روی دیگر واحدهای صنعتی بسیار مفید خواهد بود.به کارگیری افراد متخصص و مستقل از سازمان در این مورد بسیار موثر خواهد بود . در بعضی موارد ممکن است مشورت با متخصیین خاص (نظیر متخصص شیمی خوردگی، متخصص آمار و … ) نیز مورد نیاز باشد. صاحبان سرمایه و پیمانکاران اجرای RBI مسئول اطمینان حاصل کردن از تهیه برنامه بازرسی توسط سرپرست تیم می باشد، به نحوی که در حدکفایت خطرات مربوط به سلامتی و ایمنی را مورد ملاحظه قرار دهد . از این لحاظ ، سرپرست تیم بایستی توانایی و اختیار تمیز قائل شدن ریسک های مربوط به ایمنی و سلامتی را ز ریسک های مربوط به تولید داشته باشد .در نتیجه، استقلال سازمانی سرپرست تیم و در نتیجه تحت فشار مستقیم نبودن وی از مسائل مربوط به تولید بسیار سودمند خواهد بود. در این قسمت، به عنوان نمونه ، لیستی ازا عضای یک تیم RBI را به همراه وظایف هر یک مطابق با استاندارد API 580 شرح داده می شود. باتوجه به کاربرد، ممکن است بعضی از موارد ذکر شده در این لیست موردنیاز نباشد. بعضی از اعضای تیم با توجه به ورودی های کم مربوط به حیطه تخصص آنها می توانند به صورت پاره وقت انتخاب شوند. همچنین در صورتی که افراد تیم دارای مهارت های چندگانه باشند ، می توان بعضی از اعضای تیم را کنار گذاشت. سرپرست تیم: اجرای RBI نیازمند آنالیز ریسک می باشد ، بدین منظور بعضی از صاحبان سرمایه سرپرست تیم را از واحدهای فنی و مهندسی خود انتخاب میکنند ، ولیکن در صورت نبود چنین تخصصی در سازمان، می توان سرپرست تیم را از خارج سازمان انتخاب نمود . سرپرست تیم باید به صورت تمام وقت در اختیار تیم باشد . استاندارد API 580 داشتن مسئولیت ها و اختیارهای زیر را برای سرپرت تیم برشمرده است: الف)تشکیل تیم و تائید مهارت ها و دانش اعضای تیم ب) اطمینان یافتن از روندصحیح انجام ارزیابی ها ۱)داده های جمع آوری شده دقیق باشند ۲)فرضیات ،منطقی و مستند باشند ۳)پرسنل ذیصلاح درجمع آوری داده ها و فرضیات دخیل باشند ۴) اعتبار و کیفیت داده های جمع آوری شده و آنالیز داده ها ، مناسب باشد پ) تهیه گزارشی مربوط به نتیجه ارزیابی RBIو ارائه آن به افرادی که در سازمان مسئول تصمیم گیری در مورد مدیریت ریسک ها و اجرای فعالیت های مربوط به کاهش و تخفیف ریسک ها هستند . ت) پیگیری جهت حصول اطمینان از انجام مناسب فعالیت های کاهنده ریسک بازرس تجهیزات و متخصص بازرسی: بازرس تجهیزات یا متخصص بازرسی عموماً مسئول جمع آوری داده های مربوط به شرایط و تاریخچه تجهیزات تحت مطالعه می یاشد .چنین داده هایی باید شامل شرایط طراحی و شرایط فعلی باشند . معمولاً این اطلاعات در فایل های مربوط به بازرسی و نگهداری تجهیزات قرار دارند . اگر داده در دسترس نباشند ، شخص بازرس با همکاری متخصصین خوردگی و مواد باید شرایط فعلی را تخمین بزند . بازرس و متخصص خوردگی و مواد همچنین مسئول ارزیابی میزان موثر بودن بازرسی های قبلی نیزهستند . بازرس تجهیزات معمولاً مسئول اجرای برنامه بازرسی پیشنهاد شده توسط RBI می باشد . متخصص خوردگی مواد: متخصص خوردگی و مواد مسئول ارزیابی انواع مکانیزم های تخریب تجهیزات و شدت آنها با توجه به در نظر گرفتن شرایط فرایند، محیط، متالوژی و غیره می باشد . وی باید این ارزیابی ها را با شرایط واقعی تجهیزات مقایسه کرده و دلایل تفاوت بین شرایط پیش بینی شده وواقعی را بیان کند و اطلاعات مربوط به مکانیزم های تخریب ، نرخ ها و شدت آنها را جهت استفاده در ارزیابی RBI فراهم نماید . بخشی از این مقایسه شامل ارزیابی مناسب بودن تکنیک بازرس با توجه به مکانیزم تخریب می باشد . این متخصص همچنین باید پیشنهادهایی رانیز درمورد روش های کاهش احتمال از کارافتادگی (مانند تغییرات در متالوژی ، افزون بازدانده های خوردگی ، استفاده از پوشش /آسترها و غیره ) و روش هایی برای پایش (مونیتورینگ ) فرآیندی که عامل ایجاد این تغییرات در نرخ های تخریب میباشد ( مانند پایش PH، نرخ خوردگی ، وجودآلایندهاو غیره ) ارائه دهد. متخصص فرایند ( یا پالایش): مسئول تایید اطلاعات شرایط فرایند می باشد . متخصص فرایند مسئول ثبت تغییرات درشرایط فرایند به دلیل اتفاقات نرمال( مانند شروع و توقف عملیات ) و غیره نرمال باشد . همچینی وی مسئول ارائه ترکیب تغییرات همه سیالات و گازهای فرایند و همچنین خاصیت اشتغال پذیری و سمی بودن بالقوه آنها و نیز مسئول ارزیابی /پیشنهاد روش هایی برای کاهش ریسک ( احتمال و یا پیامد) از طریق تغییرات در شرایط فرایند می باشد . پرسنل نگهداری و عملیات: این افراد مسئول تایید عملکرد تاسیسات/تجهیزات بر طبق پارامترهایی که در محدوده عملیاتی فرایند تنظیم شده اند ، می باشند . آنها مسئول ارائه داده های مربوط به انحراف فرایند از حدود تعیین شده در عملیات فرایند نیز هستند . آنها همچنین مسئول تائید تعمیرات ، تعویض ها و اضافه نمودن تجهیزاتی می باشند که توسط بازرس تجهیزات مشخص شده اند . پرسنل نگهداری و عملیات مسئولیت اجرای پیشنهادات مربوط به پایش و تغییرات مربوط به پایش و تغییرات فرایند را نیز بر عهده دارند . مدیریت: وظیفه مدیرت ، حمایت وتهیه منابع ( انسانی و مالی ) جهت اجرای RBI می باشد . آنها مسئول تصمیم گیری های مدیریت ریسک و یا تهیه چهارچوب/مکانیزمی برای دیگران جهت تصمیم گیری بر اساس نتایج RBI هستند . درنهایت ، مدیریت مسئولیت تهیه منابع و پیگیری سیستم جهت اجرای تصمیمات مربوط به تخفیف ریسک بر عهده دارد. پرسنل ارزیابی ریسک: این افراد مسئول جمع آوری و طبقه بندی همه داده ها و انجام آنالیز RBI می باشند . مسئولیت های ایافراد عموماً عبارت اند از : الف) تعریف داده های مورد نیاز برای دیگر اعضای تیم ب) تعریف سطوح دقت برای دادها پ) تائید دقتو صحت داده ها و فرضیات از طریق کنترل کیفیت آنها ت) کنترل کیفیت داده های ورودی/خروجی ث) محاسبه دتی اندازه گیری های ریسک( اگر از برنامه کامپیوتری استفاده نمی شود ( ج) نمایش نتایج به شکلی قابل فهم و تهیه گزارش های مناسب در مورد آنالیز RBI علاوه بر این ، در صورت لزوم این افراد باید به عنوان منبعی جهت اجرای آنالیز ریسک /سود در اختیار اعضای تیم باشند. پرسنل ایمنی و محیط زیست: این اشخاص مسئول تهیه داده های مربوط به سیستم ها و قوانین ایمنی و زیست محیطی هستند. این افراد همچنین مسئول ارزیابی / ارئه پیشنهاد روش های تخفیف پیامد از کارافتادگی ها می باشند. پرسنل مالی: این افراد مسئول تهیه داده های مربوط به هزینه تاسیات / تجهیزات تحت آنالیز و آثار مالی توقف عملیات بعضی از اجزای تجهیزات و یا تاسیسات می باشند . این افراد همچنین باید روش هایی را برای کاهش پیامدهای مالی از کارافتادگی ها پیشنهاد دهند. ۳-۳-۲-۱-۲ آموزش و تائید صلاحیت پرسنل برا ی اجرای RBI پرسنل ارزیابی ریسک: این افراد باید از طریق آموزش و یا تجربه ، درک کاملی از آنالیز ریسک داشته باشند. این افراد باید آموزش دقیقی رادرباره دستورالعمل RBI و تکنیک های مورد استفاده برای آنالیز RBI ببیند تا با چگونگی اجرای حیاتی موثر بر نتایج نهایی آشنا شوند. پیمانکارانی که پرسنل ارزیابی ریسک را جهت اجرای آنالیز RBI آموزش می دهند باید برنامه ای مدون جهت آموزش آنها داشته باشند و به صورت مستند صلاحیت و توانایی این افراد را تائید کنند .صاحبان تاسیساتی که پرسنل داخلی جهت اجرای RBI دارند باید دستورالعمل هایی را برای تعیین نحوه تایید کفایت معلومات پرسنل خود تهیه کنند . گواهینامه تایید صلاحیت پرسنل ارزیابی ریسک می بایست بایگانی شود. دیگر اعضای تیم: دیگر اعضای تیم باید برنامه آموزش پایه ای در مورد دستورالعمل RBI و تکنیک های مورد استفاده را طی کنند. این برنامه آموزشی باید اصولاً درباره درک اهمیت و کاربرد موثر RBI باشد .این آموزش می تواند توسط پرسنل ارزیابی ریسک مربوط به تیم RBI و یا توسط اشخاص دیگری که آکاهی از برنامه ها و دستورالعمل های RBI دارند ، داده شود هدایت تیم جهت ارزیابی RBI قبل از اینکه اجرای RBI آغاز گردد ، تیم بایستی از شرایط پروژه و میزان دقت و سطح مورد نیاز آنالیز جهت استقرار RBI آگاه باشد .در بسیاری از موارد هده ساده و واضح این فرایند، طراحی یک پلان بازرسی می باشد که بایستی در کنار تامین اهداف فنی مورد نیاز، به شکلی شفاف ریسک های مربوط به ایمی و سلامتی رانیز در نظر بگیرد. تعیین روش های اندازه گیری ارزش و میزان موثر بودن بازرسی ها از سوی کارفرمایان و صاحبان سرمایه می تواند مفید باشد. این شاخص ها می توانند شامل میزان کاهش عدم قطعیت ها، تعداد ازکارفتادگی های سرویس، یا میزان بهبود تعیین حد مجاز تخریب در طراحی ها باشند. از آنجایی که ارزیابی ریسک تحت یک فرایند هماهنگ تیمی و متقابل بهتر صورت خواهد پذیرفت، اعضای تیم بایستی در مراحل متخلف جلسه های مشترکی داشته باشند، صورت جلسات وگزارش تصمیمات نشست بایستی جهت ارجاعات آینده و امکانات ممیزی ثبت گردند . این بایگانی ها باید قضاوت ها و تصمیمات مختلف تیم را شامل شده و هر جا لازم باشد به مراجع مناسب دیگر ارجاع بدهد. یک تیم خردمند و با تجربه قبل از شروع فرایند RBI، چگونگی و شرایط و شانس حرکت موفق و رسیدن به یک چهارچوب بر مبنای ریسک را ارزیابی خواهد نمود. این امر بستگی به میزان در دسترس بودن و قابل اعتماد بودن اطلاعات و داده های موردنیاز و میزان مجهولات موجود خواهد داشت. زمان اجرای پروژه ، هزینه ها ئ رسیدن به سطح تخصص مورد نیاز می توانند از جمله فاکتورهای محدود ساز باشند. روش کیفی ارزیابی ریسک می تواند قابل پذیرش ، چاره ساز و در عین حال بسیار سودمند باشد ، زیرا در این حالت قضاوت مهندسی بر اساس ارزیابی سیستماتیک فاکتورهای مربوطه در مورد احتمال و پایدمدهای از کارافتادگی تصمیم گیری خواهد نمود . در بسیاری از موارد ، اطلاعات مورد نیاز برای انجام یک ارزیابی کمی وجود ندارد و یا از دقت لازم جهت رسیدن به سطح اعتماد لازم برخوردار نیستند . استفاده از متخصصین و مشاورین خارج از سازمان میتواند آگاهی فنی و تجربه با ارزشی را در اختیار تیم قرار دهدو همچنین درجه قابل قبولی از آزادی و هدف گرایی را در ارزیابی ریسک ها و دقت بازرسی بازرسی های پیشنهادی فراهم آورد . خلاصه نکات مهم ۱-بازرسی بر مبنای ریسک در صورت اجرا توسط یک تیم مجرب، موفق خواهد بود . ۲-تعداد افراد و ترکیب تیم بستگی به پیچیدگی تاسیسات دارد ، ولیکن تیم بایستی دانش فنی و تجربه کافی را در زمینه های کلیدی داشته باشد . ۳- تیم RBI بایستی توانایی ، ارتباطات و اختیارات لازم را برای دریافت گزارش و بازخورد اطلاعات ایمنی و سلامتی واحد داشته باشد. ۴-استقلال سازمانی سرپرست تیم و تحت فشار مستقیم نبودن وی از مسائل مربوط به تولید بسیار سودمند خواهد بود . سرپرست تیم بایستی ارشدیت و اختیارات لازم را داشته باشد . ۵-تیم RBI بایستی از شرایط ویژه و میزان و سطح آنالیز مورد نیاز برای استقرار RBI آگاه باشد. صورت جلسات تیم، قضاوت ها و تصمیمات آنها ثبت و بایگانی گردد. ۳-۳-۲-۲ مرحله دوم: جمع آوری داده های مورد نیاز در سیستم ارزیابی ریسک در این مرحله داده های فنی تجهیزات و اطلاعات فرآیندی بخش دی اتانایزر بطور کامل جمع آوری و در بانک اطلاعات داده ای ذخیره گردیدند. اطلاعاتی نظیر دما، فشار، نوع تجهیز، مواد مورداستفاده در ساخت تجهیزات، خواص سیال از لحاظ خورندگی، آتشگیر بودن و سمی بودن، سیستم های ایمنی تجهیز، داده های طراحی، تاریخچه بازرسی تجهیزات و … این اطلاعات از روی مدارک فنی هر تجهیز، نقشه های ایزار دقیق و لوله ها(P&ID)، نمودار جریان فرایند (Process Flow Diagram)و مدارک مربوط به بازرسی تجهیز تهیه گردیدند. نمونه داده های مورد نیاز برای آنالیز RBI عبارتند از: نوع تجهیزات متریال ساخت سوابق بازرسی، تعمیرات، تغییرات اصلاحی و جایگزینی ها ترکیب سیالات فرآیندی لیست سیالات داده ها/ وضعیت های طراحی، بهره برداری و ماکزیمم مقادیر مجاز سیستم های ایمنی مکانیسم، نرخ و شدت تخریب داد های مربوط به پوشش، روکش کاری وعایق کاری لوپ بندی سیستم لوله کشی که بر اساس جدول راهمای ذیل (جدول ۲-۵) انجام می پذیرد (جدول ۳-۵) راهنمای روش لوپ بندی سیستم لوله کشی [۱۴] شرایط مورد نیاز و الزامی برای یک لوپ مجزا § لوپ باید به یک سرویس مجزا اختصاص داده شود. § نقاط پایانی لوپ بایستی در بین تجهیزات یا نقاط اتصال با سرویس های دیگر محدود شود § هیچ تغییری در شرایط فرایند( دما، فشار، سیال و غیره) و شرایط طراحی ( متریال، کد طراحی و غیره)در لوپ وجود ندارد. به عبارت دیگر هر تغییری در این پارامترها منجر به تغییر لوپ می گردد. § هر لوپ بایستی دارای شیر جدا کننده در محدوده لوپ باشد. بر اساس جدول فوق برای تمام لوله هایی که در محدوده واحد مورد مطالعه قرار دارند لوپ های مجزا تهیه و هر لوپ به عنوان یک تجهیز مستقل مد نظر و مورد مطاله قرار می گیرد. ۳-۳-۲-۲-۱ منابع داده های خاص سایت ( واحدهای تولیدی) نقشه ها و مدارک طراحی و ساخت: نمودار لوله کشی و ابزاردقیق (P&ID )، نمودار جریان های فرایند (PFD )، نمودار جریان های مکانیکی (MFD ) و غیره. نقشه های ایزومتریک لوله کشی دیتا شیت های مهندسی اسناد زمان ساخت ( از قبیل اسناد متریال ساخت، اسناد QA/QC ) کدها و استانداردهای استفاده شده سیستم حفاظتی ابزاردقیق دیتا شیت ایمنی متریال برای سیالات (MSDS ) سیستم تخلیه فشار یا کاهش فشار اضطراری سیستم ایمنی ( شامل سیستم های آتش نشانی، ضد آتش، سیستم پایش و شناسایی نشت، سیستم ایزولاسیون و…) مدارهای خوردگی اسناد/ سوابق بازرسی زمانبندی و تعداد دفعات تعداد و نوع بازرسی تعمیرات وجایگزینی ها نتایج بازرسی ها ( نتایج تست های غیر مخرب و آنالیز فلزات( PMI )، نتایج ضخامت سنجی و غیره) و سوابق خرابی ها داده های عملیاتی یا فرایند نتایج آزمایشگاهی یا آنالیز شیمیایی سیالات سوابق و گزارشات فرایند و بهره برداری داده ها یا گزارشهای نگهداری و تعمیرات مبتنی بر اطمینان سوابق مدیریت تغییر ۳-۳-۲-۳ مرحله سوم: فرایند تعیین ریسک تجهیزات محاسبه ی احتمال از کار افتادگی تجهیزات و لوله ها و پیامد این از کارافتادگی به کمک استاندارد API 581و تجربه ی متخصصان تیم ارزیابی ریسک صورت گرفته و از حاصلضرب این دو پارامتر، مقدار ریسک تک تک تجهیزات واحد دی اتانایزر محاسبه گردیده است. [۶] لذا مراحل مختلف فرایند تعیین ریسک تجهیزات و لوله ها به شرح ذیل می باشد: ۳-۳-۲-۳-۱ پیامد وقوع ازکار افتادگی: به روش کمی مورد محاسبه قرار می گیرد که سه فاکتور اصلی ایمنی[۴۱]، آلودگی[۴۲] و تولید[۴۳] در محاسبه آن تاثیر گذار می باشند. [۱۴] جهت محاسبه فاکتور ایمنی عواملی را می بایستی تعیین نمود که عبارتند از: فاکتور فشار، فاکتور دما، نوع سیال(سمی/آتشگیر) و حجم سیال. همچنین جهت محاسبه فاکتور پیامد تولید، دو فاکتور الف- اثر زمان لازم برای تعمیر و بازگشت تجهیز به سرویس و ب- تاثیر خروج تجهیز از سرویس بر روی تولید واحد لحاظ می شود. پیامد توصیفی نیمه کمی از عواقب یک رخداد می باشد. پیامد خرابی مرتبط با یک قطعه خاص،رخ دادن نشت ( وجود نشتی ) را تلقی می کند.در این روش اجرایی، پیامد شکست/ خرابی (COF ) از صفر تا یک تقسیم بندی شده است. [۱۴] ارزیابی پیامد نشتی مواد نیز به بخش های ذیل تفکیک شده است: فاکتور ایمنی (Csaf ) …………….تا ۳۳% از پیامد کل فاکتور آلودگی (Cpol )…………….تا ۱۷% از پیامد کل فاکتور تولید (Cprod )…………….تا ۵۰% از پیامد کل پیامد کل عبارت است از: پیامد نرمال شده با مقادیر ۰ تا ۱ = (۳-۷) فاکتورهای ارزیابی پیامد به صورت جداگانه به تفصیل در ادامه مطرح شده اند. ۳-۳-۲-۳-۱-۱ فاکتور پیامد ایمنی (Csaf ) این فاکتور بر اساس تاثیر نشت سیال یا میزان آسیب به پرسنل نزدیک به محل نشتی، ارزیابی می شود و عواملی همچون دما (Ft )، فشار (Fp )، محتویات (Fi ) و مقدار محتویات (Fis ) نیز در نظر گرفته می شود. ریسک موجود از لحاظ دما، فشار، محتویات و اندازه آن، همانطور که در بخش های بعدی نشان داده شده، ارزیابی می گردد: ۳-۳-۲-۳-۱-۱-۱ پارامتر دما (Ft ) بیشترین خطر انسانی زمانی ایجاد می گردد که سیال در دمای بالا یا پایین به کار گرفته می شود.در مواردی که دما به بالاتر از ۷۰ درجه سانتیگراد برسد، در صورت تماس، موجب آسیب فرد می شود. به طور مشابه، دمای پایین تر از منفی ۱۰ درجه سانتیگراد نیز خطر انسانی در پی دارد ( در موارد نشت و رها سازی گاز که انجماد خودکار ژول-تامسون با افت فشار یا در مناطقی که محتوی گاز مایع شده است ، رخ می دهد.). ریسک بالای خطر انسانی به دمای پایین تر از ۱۰- سانتیگراد و بالاتر از ۷۰ درجه سانتیگراد اختصاص می یابد. فاکتور های دمایی ذیل در این ارزیابی استفاده شده اند. (جدول ۳-۶ ). ارزیابی فاکتور دمایی دما (سانتیگراد) ریسک فاکتور دما (Ft ) T < -10, T > 70 ۲ -۱۰ ≤ T≤ ۷۰ ۱ توجه: ویژگی قابلیت اشتعال پذیری به هیچ عنوان دراین فاکتور در نظر گرفته نشده است.قابلیت اشتعال پذیری و سمی بودن در بخشی تحت عنوان ” فاکتور محتویات” مورد بررسی قرار می گیرد. ۳-۳-۲-۳-۱-۱-۲ پارامتر فشار (Fp ) چنین تلقی می شود که خطر ناشی از نشت سیال با مقدار فشار سیستم مورد نظر نسبت داشته باشد. جدول زیر، فاکتور های فشار که در این ارزیابی مورد استفاده قرار گرفته اند را نشان می دهد (جدول شماره ۳-۷). فشار (brag ) فاکتور ریسک عنصر فشار(Fp ) P ≥ ۳۰ ۵ ۱۰ ≤ P < 30 ۴ ۵ ≤ P < 10 ۳ ۰٫۵ ≤ P < 5 ۲ P < 0.5 ۱ (جدول ۳-۷) ارزیابی فشار ۳-۳-۲-۳-۱-۱-۳ پارامتر سیال (Fi ) خطر ناشی از نشت سیالات با قابلیت اشتعال پذیری، سمی بودن و نوع سیال مورد نظر ( بخار/مایع و غیره)، نسبت دارد. فاکتور ریسک سیال برای کلیه سیالات، باید توسط واحد مهندسی فرایند تعیین شده و به مقادیر ۱ تا ۵ تقسیم بندی گردد.(به عنوان مثال: هوا و آب: ۱ ، اسید و مواد بازی: ۳ و گازهای فرآیندی {هیدروکربن ها}: ۵ ). ۳-۳-۲-۳-۱-۱-۴ پارامتر اندازه سیال (Fis ) بیشترین خطر برای نیروی انسانی زمانیست که نشت بالاترین مقدار موجود سیالات قابل اشتعال وجود داشته باشد. اندازه های سیالات مورد استفاده در این ارزیابی، از طریق محاسبه ابعادی یا درصورت موجود بودن از طریق آنالیز ریسک آتش تجهیز، اندازه سیالات استفاده شده در این سند، انجام شدن اقدامات ذیل را تایید میکنند: نشت هیدروکربن شناسایی شده است. سیستم توقف تولید فعال شده است. سیستم تخلیه به طور صحیح عمل کرده است. در این ارزیابی چنین تصور می شود که اگر نشتی در هر قسمتی یا تجهیزی رخ دهد( خطوط انتقال جریان، سیستم لوله کشی یا مخزن )، تمام محتویات به انضمام محتویات شیر توقف تولید اضطراری یا شیر کنترل، آماده انتشار می باشند. فاکتورهای اندازه سیال که در این ارزیابی به کار رفته اند، مطابق جدول ذیل می باشند: (جدول ۳-۸) : ریسک مقدار نشت اندازه سیال برای مایعات و سیالات اشتعال ناپذیر اندازه سیال( لیتر) ریسک فاکتور اندازه سیال V ≥ ۵۰۰۰ ۲٫۰ ۵۰۰ ≤ V < 5000 ۱٫۹ ۵۰ ≤ V < 500 ۱٫۸ ۲۰ ≤ V < 50 ۱٫۶ V < 20 ۱٫۴ V = 0* ۱٫۰ * سیالاتی که اشتعال پذیر نمی باشند، به عنوان مثال: آب دریا، هوا و نیتروژن. همچنین توجه به این نکته الزامیست که در این ارزیابی، هرگاه محتویات گاز مایع (LNG ) برای انتشار بیش از ۲۰ لیتر باشد، فاکتور ریسک برای عنصر اندازه سیال ۲٫۰ و برای دیگر حجم های کمتر از ۲۰ لیتر، ۱٫۵ در نظر گرفته می شود. ارزیابی فاکتور ایمنی : فاکتور ایمنی نتیجه متعارف فاکتور های دما، فشار،محتویات و اندازه محتویات می باشد. در این بخش، اختصاص اهمیت به فشار و اشتعال پذیری سیالات مورد بحث، مناسب و کاربردی به نظر می رسد. (Max value = 4) (3-8) ۳-۳-۲-۳-۱-۲ فاکتور پیامد آلودگی (Cpol ) ریسک آلودگی بیانگر تاثیر قابل مشاهده انتشار محتویات بر محیط زیست اطراف می باشد. بالاترین مقدار آن برابر با ۲ است. اثرات آلودگی بر اساس این تصور است که پس از نشت سیال، محتویات منتشر شده به خارج از مرزهای فیزیکی تجهیزات در محل نشتی، راه پیدا می کننداین یک نشتی سیال فرآیندی می باشد که از خروجی ها (آبراه ها) و موانع سرریز کرده و وارد زمین و منافذ طبیعی می شود.[۱۵] در مواردی که نشتی از نوع گاز باشد، احتمال اینکه گاز ، پیش از انتشار به اتمسفر، تجهیزات را محصور کند، وجود دارد. ریسک آلودگی، صرفاً بر اساس سمی بودن برای حیات انسان و حیوانات و فاکتورهای انتشار می باشد. فاکتور ریسک آلودگی (Cpol ) برای کلیه سیالات، بایستی توسط واحد مهندسی فرایند تعیین و به مقادیر ۰ تا ۲ تقسیم بندی گردد. ( به عنوان مثال: هوا و آب: صفر، اسید و باز: ۲ و گاز فرایند: ۱ ۳-۳-۲-۳-۱-۳ فاکتور پیامد تولید (Cprod ) فاکتور ریسک پیامد تولید (Cprod ) بر تاثیری که از خرابی هر تجهیز یا سیستم بر تولید، در هر یک از تجهیزات مورد ارزیابی شرکت پلیمر آریاساسول می گذارد، متمرکز می باشد؛ و حاصل دو فاکتور که در ذیل نشان داده می شود، است: Cprod= Frep * Fop (بالاترین مقدار= ۶) (۳-۹) بطوریکه: Frep: فاکتور تعمیر که مقادیر بین ۱ تا ۲ دارد. Fop: فاکتور قابلیت کارکرد یا بهره برداری که مقادیر بین ۱ تا ۳ دارد. ۳-۳-۲-۳-۱-۳-۱ فاکتور تعمیر (Frep ) با توجه به پیچیدگی تعمیر قطعه ای که بواسطه خوردگی دچار نقص شده است، مقادیر فاکتور تعمیر ، طبق جدول شماره ۳-۹ معین گشته اند. به عنوان یک تخمین اولیه، ریسک، تابعی از قطر و عملیات حرارتی پس از جوش (PWHT ) محسوب می شود. بنابراین نسبت به مخازن تحت فشار یا خطوط زیرزمینی، فاکتور ریسک پایین تری به سیستم لوله کشی اختصاص می یابد. فاکتور ریسک تعمیر مطابق جدول ذیل ارزیابی می شود: (جدول ۳-۹) : فاکتور معیار ارزیابی تعمیر Item Affected Repair Factor (Frep) Description Characteristic Pressure vessel PWHT ۲٫۰ Not PWHT ۱٫۸ Pipe work PWHT – all diameters ۲٫۰ Not PWHT – diameters 12” and higher ۱٫۸ Not PWHT – over 2” and up to 12” ۱٫۶ ۲” and below ۱٫۳ Transmission flow line As welded or PWHT all diameters ۲٫۰ توجه: ساپورت های لوله ها و مخازن به طور مستقیم در نشت سیال تاثیرگذار نمی باشند، مگر در مواردی که آنها نگهداری و تعمیر نشده باشند و منجر به آسیب فیزیکی تجهیز تحت فشار گردند. ۳-۳-۲-۳-۱-۳-۲ فاکتور قابلیت کارکرد (Fop ) در مواردی که تجهیزی معیوب بایستی جهت تعمیر یا جایگزینی ، متوقف گردد، این امر می تواند منجر به از دست دادن مقدار قابل توجهی از تولید گردد. تاثیر خرابی بر روی تولید، همانگونه که در جدول شماره ۵ آمده است، با فاکتور قابلیت کارکرد سنجیده می شود و سه مورد احتمالی را پوشش می دهد. (جدول شماره ۳-۱۰): فاکتور قابلیت کارکرد تاثیر بر تولید فاکتور قابلیت کارکرد امکان تولید اصلاً وجود ندارد( هر رخدادی منجر به توقف تولید می گردد) ۳ خسارات در تولید ۲ بدون تاثیر(حوادثی که منجر به توقف تولید نمی گردند) ۱ پیامد کلی جهت تعیین پیامد خرابی کل ، فرمول ذیل باید مورد استفاده قرار گیرد: (۳-۱۰) ۳-۳-۲-۳-۲ احتمال وقوع ازکارافتادگی احتمال وقوع از کار افتادگی به روش کیفی ارزیابی شده و شش فاکتور اثر گذار بکار گرفته شده جهت تعیین احتمال وقوع از کار افتادگی عبارتند از(مطابق با استاندارد API 581):[6] فاکتور عمر باقی مانده : Remaining Life Factor مکانیزم های تخریب یا فاکتور تخریب : Damage Factor مناسب بودن بازرسی یا فاکتور بازرسی : Inspection Factor شرایط فعلی دستگاه یا فاکتور شرایط : Condition Factor طبیعت فرایند یا فاکتور فرایند : Process Factor طراحی دستگاه یا فاکتور طراحی مکانیکی : Mechanical Design Factor فاکتور تجربی : Experimental Factor آنالیز احتمال در برنامه RBI ، جهت تخمین احتمال یک پیامد خاص و نامطلوب که ناشی از نشت سیال که بواسطه مکانیسم های آسیب به وجود آمده، انجام می گردد. احتمال اینکه یک پیامد خاص به وجود خواهد آمد، حاصل آنالیز احتمال است و احتمال سناریوی تحت بررسی نیز با این فرض می باشد که خرابی اتفاق افتاده است. آنالیز کیفی احتمال خرابی :یک روش کیفی، شامل شناسایی واحدها، سیستم ها یا تجهیزات، متریال ساخت و ترکیبات خوردنده در فرآیندها می باشد. بر اساس دانش و تاریخچه کارکرد(بهره برداری)، بازرسی های آتی ، برنامه های تعمیر و نگهداری و احتمال تخریب متریال، آنالیز احتمال به طور مجزا برای هر واحد، سیستم، گروهی از تجهیزات یا یک تجهیز خاص ارزیابی می گردد. یک تحلیل و نتیجه گیری مهندسی، اساس این ارزیابی می باشد. سپس طبقه بندی آنالیز احتمال می تواند به هر واحد، سیستم، گروهی از تجهیزات یا یک تجهیز خاص، اعمال شود. این طبقه بندی ها را می توان با واژه های همچون ( خیلی بالا، بالا، متوسط، پایین یا قابل اغماض) و یا با مشخصات عددی همچون ( ۱ تا ۵ ) توصیف کرد. طبق پیوست A – API 581 ، در این روش اجرایی از روش عددی استفاده شده است. [۶] بر اساس این نگرش، احتمال خرابی با سنجش جداگانه هر یک از فاکتورهای ذیل، ارزیابی می گردد.فاکتور نهایی احتمال، برابر است با مجموع این ۶ فاکتور: RLF : فاکتور عمر باقیمانده DF : فاکتور آسیب IF : فاکتور بازرسی CCF : فاکتور وضعیت PF : فاکتور فرایند MDF : فاکتور طراحی مکانیکی EXF : فاکتور تجربی و در انتها: (۲-۱۱) LOF= RLF+DF+IF+CCF+PF+MDF+EXF در نتیجه طبقه بندی LOF به این صورت معین می گردد: اگر LOF بین ۰ تا ۱۵ باشد ß درجه احتمال برابر است با ۱ اگر LOF بین ۱۶ تا ۲۵ باشد ß درجه احتمال برابر است با ۲ اگر LOF بین ۲۶ تا ۳۵ باشد ß درجه احتمال برابر است با ۳ اگر LOF بین ۳۶ تا ۵۰ باشد ß درجه احتمال برابر است با ۴ اگر LOF بین ۵۱ تا ۷۵ باشد ß درجه احتمال برابر است با ۵ (جدول ۳-۱۱). work sheet جهت تعیین احتمال خرابی از لحاظ کیفی[۶] فاکتور عمر باقیمانده (RLF ) فاکتور عمر باقیمانده، یک واحد اندازه گیری تخمینی برای ریسک مرتبط با عمر مفید تجهیزات یا سیستم لوله کشی(Piping ) می باشد که با محاسبه کاهش ضخامت دیواره، ترک یا دیگر مکانیسم های آسیب که منجر به از دست دادن تجهیزات می گردند، به دست می آید. نرخ خوردگی و عمر باقیمانده برای هر تجهیز، مطابق فرمول ذیل محاسبه می شود:CR=(to-ta)/T RL=(ta-tmin)/CR جایی که: to = ضخامت اصلی/اولیه(به میلی متر)، ta = آخرین ضخامت واقعی (به میلی متر)، T = فاصله زمانی بین آخرین ضخامت سنجی و ضخامت اصلی/اولیه (به سال)، tmin = حداقل ضخامت دیواره (به میلی متر) یا tmin=(tn-CA) جایی که: tn = ضخامت نامی، CA = حد مجاز خوردگی بنابراین برای تعریف RLF از شروط ذیل استفاده می شود:§ اگر عمر باقیمانده تخمینی کمتر از ۵ سال باشدß RLF=15 § اگر عمر باقیمانده تخمینی بین ۵ تا ۱۰ سال باشد( ۵£RL20 سال فاکتور تخریب احتمال خرابی اصلی جدول راهنمای استاندارد ۵ فاکتور بازرسی احتمال خرابی اصلی جدول راهنمای استاندارد -۴ فاکتور وضعیت احتمال خرابی اصلی جدول راهنمای استاندارد ۶ فاکتور فرایند احتمال خرابی اصلی جدول راهنمای استاندارد ۲ فاکتور طراحی احتمال خرابی اصلی جدول راهنمای استاندارد ۰ فاکتور تجربی احتمال خرابی اصلی جدول راهنمای استاندارد ۰ متریال برنامه بازرسی کمکی Data Sheet A537 CL1N فولاد کربنی سطح دسترسی به تجهیز (داخل و خارج) برنامه بازرسی کمکی Drawing از طریق محل ورود تجهیز امکان پذیر می باشد اجزا داخلی تجهیز برنامه بازرسی کمکی Drawing wire mesh & support عایق برنامه بازرسی کمکی Data Sheet عایق سرد دارد (شکل ۴-۱) شماتیک نقشه فنی مربوط به D-406 (جدول۴-۲ )Data sheet مربوط به D-406 مرحله سوم- تعین ریسک تجهیزات این مرحله شامل دو بخش اصلی محاسبه پیامد خرابی و احتمال خرابی تجهیزات و لوله های مورد مطالعه می باشد که بطور جداگانه و با استناد به اطلاعات جمع آوری شده و تایید ان توسط نفرات مربوطه در فرمولهای ارائه شده در فصل سوم این مطالعه قرار گرفته و فاکتورهای متعدد بطور جداگانه محاسبه شده و با هم ضرب، جمع و یا تقسیم شده و در نهایت مقدار پیامد خرابی و احتمال خرابی بصورت کمی و کیفی بدست آمده است و برای D-406 عدد احتمال خرابی برابر با عدد ۹ معادل کتگوری ۱ و پیامد خرابی آن برابر با عدد ۰٫۹۳ معادل کتگوری E(Extreme) یا خیلی زیاد می باشد. مرحله چهارم- رتبه بندی تجهیزات بر اساس ریسک آنها با بهره گرفتن از ماتریس ریسک API 581)) سطح ریسک تجهیزات را شناسایی کرده و در ۵ سطح شامل ریسک ِناچیز(Negligible)، کم (Low)، متوسط (Medium)، زیاد(High) و خیلی زیاد(Extreme) تقسیم بندی گردیده است. این رتبه بندی در یک ماتریس ۵×۵ که در فصل سوم این پژوهش آمده است طیقه بندی شده است. در مورد درام ۴۰۶ با توجه به نتایج مرحله قبل و بدست اوردن نمره ریسک ۸٫۳۷ که معادل با کتگوری High یا زیاد می باشد. مرحله پنجم- برنامه ریزی جهت بازرسی در این مرحله بر اساس نوع تجهیز، میزان ریسک بدست آمده و مکانیزم های از کار افتادگی تجهیز که یکی از ارکان اساسی تعیین احتمال خرابی تجهیزات بوده است، برنامه ای جهت بازرسی های دوره ای اعم از بازرسی های حین سرویس و بازرسی های زمان تعمیرات اساسی تدوین گردیده است. به کمک رتبه بندی ریسک بدست امده جهت درام ۴۰۶ از مرحله قبل (H) و جدول مربوط به گرید بازرسی که در فصل سوم این پژوهش آمده است(مطابق شکل ۳-۵ گرید بازرسی این تجهیز با توجه به اینکه سابقه یکبار بازرسی در سال ۲۰۰۹ داشته است برابر با ۲ می باشد) لذا بازه زمانی بازرسی بعدی این تجهیز ۴۸ ماهه در نظر گرفته شد. تاریخ بازرسی بعدی سال ۲۰۱۳ تعیین گردیده و نوع بازرسی آن نیز در این مرحله توسط کارشناس خوردگی و بازرسی های غیر مخرب مطابق با جدول ذیل جهت بدنه و اجزاء داخلی درام ۴۰۶ تعیین گردیده است. Component Damage Mechanism Consequence Description Inspection Plan interval Baffle Plate Mechanical damage Performance Reduction Visual Inspection ۴۸ External Body Unlikely Corrosion HYDROCARBON leak to Environment Visual Inspection and UT Thickness ۴۸ Internal Body Unlikely Corrosion HYDROCARBON leak to Environment Visual Inspection and UT Thickness ۴۸ Nozzle Unlikely Corrosion& Weld Crack HYDROCARBON leak to Environment Visual Inspection and UT Thickness ۴۸ Skirt to Shell Weld Weld Crack Leak / Repair PT Examination and Visual Inspection ۴۸ Demister Mechanical damage/Plugging Performance Reduction Dismanteling/Visual Inspection /Reinstallation ۴۸ (جدول ۴-۳). برنامه بازرسی D-406 مرحله ششم- مدیریت کاهش ریسک با توجه به شرایط عملیاتی واحد تولیدی و استراتژی مدیریت جهت امر تولید امکان بازرسی همه تجهیزات در زمان تعیین شده توسط فرایند اجرایی بازرسی بر مبنای ریسک وجود ندارد لذا پیاده سازی مدیریت کاهش ریسک این امکان را داده تا تجهیزاتی که بازرسی آنها بدلیل مشکل فرایندی در زمان مقرر امکان پذیر نیست با تمهیداتی به زمان مناسب دیگری موکول گردد. به عبارت دیگر بازرسی مورد قبول سیستم RBI تنها در زمان تعمیرات اساسی امکان پذیر بوده و زمان تعمیرات اساسی یک واحد به پارامتر های مختلفی وابسته بوده و ممکن است در زمان مطلوب بازرسی بر مبنای ریسک امکان پذیر نباشد لذا با اجرای مدیریت کاهش ریسک این معضل مرتفع می گردد. در مورد درام ۴۰۶ چون زمان بازرسی آن مطابق با خروجی سیستم RBI سال ۲۰۱۳ می باشد و در این سال با توجه به شرایط مختلف و استراتژی مدیریت بر اساس شرایط واحد تعمیرات اساسی وجود نداشته و لذا با اعمال روش های نوین بازرسی بر روی این تجهیز و پایش متنوع در حین سرویس که در جدول ذیل (جدول ۴-۴)اشاره گردیده است مقدار ریسک کاهش پیدا کرده و زمان عملی (واقعی) بازرسی به سال ۲۰۱۵ موکول می گردد. این روش ها بر گرفته از استاندارد API 581 می باشد. [۲۲] Equipment Tag Component Damage Mechanism Consequence Description Inspection Plan Change interval from-to (month) ۳۰-D-406 External Body Unlikely Corrosion HYDROCARBON leak to Environment Visual Inspection & Full UT of weld joints & UT Thickness (B-Scan) ۴۸ to 72 Nozzle Unlikely Corrosion& Weld Crack HYDROCARBON leak to Environment Visual Inspection & Full UT of weld joints & UT Thickness(B-Scan) ۴۸ to 72 Skirt to Shell Weld Weld Crack Leak / Repair PT Examination and Visual Inspection ۴۸ to 72 (جدول ۴-۴). اعمال مدیریت کاهش ریسک جهت تغییر بازه زمانی بازرسی D-406 از ۴۸ ماه به ۷۲ مرحله هفتم- ارزیابی مجدد همان گونه که در چارت ۳-۱ مربوط به گردش کار RBI آمده است، آخرین مرحله فرایند RBI ارزابی مجدد می باشد در این مرحله دو رویکرد وجود دارد، نخست تجهیزاتی که در زمان مقرر مورد بازرسی قرار گرفته اند و دوم تجهیزاتی که در مدیریت کاهش ریسک ارزیابی گردیده اند و بازرسی آنها به زمان تعمیرات اساسی موکول گردیده است. در هر دو مورد نیاز به ارزیابی مجدد می باشد تا آمادگی لازم جهت اجرای مرحله دوم RBI و ارزیابی مجدد ریسک بدست آید. لازم به ذکر می باشد که پس از چهار مرحله ذیل ارزیابی مجدد الزامی می باشد. که در این مرحله نتایج بازرسی ها و میزان اثر بخشی آن در بخش سوابق آن تجهیز ثبت می شود(API 580). ۱٫پس از تغییرات قابل ملاحظه ۲٫پس از یک دوره زمانی مشخص شده ۳٫پس از اجرای استراتژی های کاهش ریسک ۴٫قبل و بعد از تعمیرات اساسی در مورد درام ۴۰۶ پس از اجرای استراتژی کاهش ریسک و انجام بازرسی های ذکر شده در این استراتژی مورد ارزیابی مجدد قرار خواهد گرفت تا ریسک واقعی، دوره و متد بازرسی بعدی مشخص گردد. فصل پنجم نتایج تحقیق ۵-۱ نتیجه گیری از متدلوژی ارائه شده: به کمک این متدلوژی سیستم بازرسی بر مبنای ریسک برای یک واحد فرایندی در کوتاه ترین زمان و کمترین هزینه ممکن قابلیت استقرار داشته و نیازمندی های مطرح شده در استاندارد های مربوطه را تحت پوشش خود قرار می دهد. همچنین این متد قابلیت اجرا بر روی تجهیزات متنوعی همچون مخازن ذخیره، مبد لهای حرارتی، برج ها، درام ها، لوله ها، شیر های اطمینان و غیره را دارا بوده که الزاما این تجهیزات در محدوده پذیرش استاندارد API581 می باشند. با توجه به دامنه کاربرد متد ارائه شده به عنوان مثال در بخش پیامد خرابی، تجهیزات واحد های الفین و مشابه آن را که در محدوده دما و فشار خاصی هستند پوشش می دهد و واحد هایی مانند LDPE که برخی تجهیزات آن دارای فشار حداکثر ۲۸۰۰ بار می باشد را با دقت بالا و قابلیت اعتماد مناسب تحت پوشش قرار نمیدهد. این متد چون بخشی از آن بر اساس اولین ویرایش API581(2000) تدوین گردیده که به صورت کیفی ارائه شده و دارای قابلیت انعطاف بیشتری می باشد. از طرفی نسخه ۲۰۰۸ این استاندارد تماما کمی بوده و از قابلیت اطمینان بیشترو قابلیت انعطاف کمتری برخوردار است. در متد های کمی حجم اطلاعات ورودی بسیار زیاد و حساس بوده چنانکه خطا در هر یک از داده های ورودی(خطای انسانی و عدم قابلیت های نرم افزاری) می تواند منجربه خطا در محاسبه ریسک و ایجاد نتایج غیر قابل قبول گردد. بدلیل اینکه حجم اطلاعات ورودی در این متدلوژی نسبت به روش کمی کمتر و محدود تر بوده که باعث شده ضعف خطا در نتایج و عدم قابلیت اطمینان در متد ارائه شده مرتفع گردیده است. نتایج بدست آمده در بخش پیامد از کار افتادگی تجهیزات در جدول ۱ قابل مشاهده می باشد که ستون آخر طبقه بندی پیامد را با کمک جدول راهنمای طبقه بندی پیامد ( جدول ۲) نشان می دهد. جدول ۵-۱ نتایج میزان پیامد ازکار افتادگی تجهیزات مورد مطالعه Row Equipment Tag Stream Medium Pollution Factor(۰-۲) Csaf (0-4) Cprod (0-6) COF(0-1) COF Category(N,L,M,H,E) ۱ ۳۰-D-406 Shell Hydrocarbons ۲ ۳٫۲ ۶ ۰٫۹۳ E ۲ ۳۰-E-420 Shell DEETHANIZER FEED ۲ ۲٫۴۳۲ ۶ ۰٫۸۷ E ۳ ۳۰-E-421 Shell PROPYLENE REFRIGRANT ۲ ۱٫۶ ۵٫۴ ۰٫۷۵ H ۴ ۳۰-E-422A Tube Deethanizer Bottom ۲ ۲٫۵۶ ۲ ۰٫۵۵ M ۵ ۳۰-E-422B Tube Deethanizer Bottom ۲ ۱٫۲۸ ۲ ۰٫۴۴ M ۶ ۳۰-E-423 Shell C2 HYDRO FEED ۱ ۳٫۰۴ ۵٫۴ ۰٫۷۹ H ۷ ۳۰-E-424 Shell C2 HYDRO FEED ۱ ۱٫۶ ۵٫۴ ۰٫۶۷ H ۸ ۳۰-E-425 Shell C2 HYDRO EFFLUENT ۱ ۳٫۲ ۵٫۴ ۰٫۸۰ H ۹ ۳۰-E-426 Tube Mp steam ۰ ۰٫۶۴ ۱٫۸ ۰٫۲۰ L ۱۰ ۳۰-E-430 Tube C3+ ۲ ۱٫۲۸ ۳٫۶ ۰٫۵۷ M ۱۱ ۳۰-E-433 Shell C2 HYDRO FEED ۱ ۳٫۰۴ ۵٫۴ ۰٫۷۹ H ۱۲ ۳۰-R-401 A Shell HYDROCARBONS+H2 ۲ ۳٫۲ ۲ ۰٫۶۰ M ۱۳ ۳۰-R-401 B Shell HYDROCARBONS+H2 ۲ ۳٫۲ ۲ ۰٫۶۰ M ۱۴ ۳۰-T-402 Shell Hydrocarbons ۲ ۳٫۲ ۶ ۰٫۹۳ E ۱۵ ۳۰-D-412 Shell Water/Steam/H/HC/Air/N ۱ ۰٫۰۸۸ ۱٫۸ ۰٫۲۴ L ۱۶ C2-P-0001 Shell Process Gas ۱ ۰٫۶۰۸ ۵٫۴ ۰٫۵۸۴ M ۱۷ C2-P-0002 Shell Process Gas ۱ ۰٫۶۴ ۵٫۴ ۰٫۵۸۶۶۶۷ M جدول ۵-۲ راهنمای طبقه بندی پیامد ازکارافتادگی ۱۸ C2-P-0003 Shell Process Gas ۱ ۰٫۵۷۶ ۵٫۴ ۰٫۵۸۱۳۳۳ M ۱۹ C2-P-0004 Shell Process Gas ۱ ۰٫۶۰۸ ۵٫۴ ۰٫۵۸۴ M ۲۰ C2-P-0005 Shell Process Gas ۱ ۰٫۶۴ ۵٫۴ ۰٫۵۸۶۶۶۷ M ۲۱ C2-P-0006 Shell Process Gas ۱ ۰٫۳۰۴ ۵٫۴ ۰٫۵۵۸۶۶۷ M ۲۲ C2-P-0007 Shell Process Gas ۱ ۰٫۶۴ ۵٫۴ ۰٫۵۸۶۶۶۷ M COF(0-1) COF Category(N,L,M,H,E) ۰-۰٫۲ N ۰٫۲-۰٫۴ L ۰٫۴-۰٫۶ M ۰٫۶-۰٫۸ H ۰٫۸-۱ E با توجه به نتایج حاصل از میزان پیامد ازکار افتادگی تجهیزات مورد مطالعه مشخص گردید که ۱۳٫۶۳% از میزان پیامد از کارافتادگی تجهیزات در سطح بسیار زیاد، ۲۲٫۷۲ % در سطح زیاد، ۵۴٫۵۴% در سطح متوسط و ۹٫۰۹% در سطح پایین می باشند. همچنین مشخص گردید که بیشترین درجه از کارافتادگی مربوط به مبدل ۴۲۰ ، درام ۴۰۶ و برج ۴۰۲ بوده و کمترین درجه از کارافتادگی مربوط به مبدل ۴۲۶ و درام ۴۱۲ می باشد. کمترین میزان فاکتور آلودگی مربوط به مبدل ۴۲۶ و با توجه به وجود بخار آب بوده و همچنین بیشترین نرخ فاکتورایمنی مربوط به درام ۴۰۶، مبدل ۴۲۰ و برج ۴۰۲ می باشد. از لحاظ فاکتور توقف تولید نیز تجهیزات درام ۴۰۶، مبدل ۴۲۵، راکتور های A,B)) 401 و برج ۴۰۲ مهم می باشند. نتایج بدست آمده در بخش پیامد از کارافتادگی تجهیزات در جدول ۱ قابل مشاهده می باشد که ستون آخر طبقه بندی پیامد را با کمک جدول راهنمای طبقه بندی پیامد(جدول ۲) نشان می دهد. جدول۵-۳ نتایج میزان احتمال از کار افتادگی تجهیزات مورد مطالعه Row Equipment Tag RLF DF IF CCF PF MDF EXF LOF Factor LOF Category ۱ ۳۰-D-406 ۰ ۵ -۴ ۶ ۲ ۰ ۰ ۹ ۱ ۲ ۳۰-E-420 ۰ ۵ -۴ ۶ ۲ ۰ ۰ ۹ ۱ ۳ ۳۰-E-421 ۰ ۵ -۴ ۶ ۲ ۰ ۵ ۱۴ ۱ ۴ ۳۰-E-422A ۰ ۶ -۴ ۶ ۹ ۰ ۵ ۲۲ ۲ ۵ ۳۰-E-422B ۰ ۵ -۴ ۶ ۹ ۰ ۵ ۲۱ ۲ ۶ ۳۰-E-423 ۰ ۵ -۴ ۶ ۲ ۰ ۰ ۹ ۱ ۷ ۳۰-E-424 ۰ ۵ -۴ ۶ ۵ ۰ ۰ ۱۲ ۱ ۸ ۳۰-E-425 ۰ ۵ -۴ ۶ ۲ ۰ ۰ ۹ ۱ ۹ ۳۰-E-426 ۰ ۵ -۴ ۶ ۱ ۰ ۰ ۸ ۱ ۱۰ ۳۰-E-430 ۵ ۰ -۴ ۶ ۳ ۰ ۰ ۱۰ ۱ ۱۱ ۳۰-E-433 ۰ ۵ -۴ ۶ ۳ ۰ ۱۰ ۲۰ ۲ ۱۲ ۳۰-R-401 A ۰ ۵ -۴ ۶ ۴ ۰ ۰ ۱۱ ۱ ۱۳ ۳۰-R-401 B ۰ ۵ -۴ ۶ ۴ ۰ ۰ ۱۱ ۱ ۱۴ ۳۰-T-402 ۵ ۵ -۴ ۶ ۵ ۰ ۰ ۱۷ ۲ ۱۵ ۳۰-D-412 ۰ ۵ -۴ ۶ ۱ ۰ ۰ ۸ ۱ ۱۶ C2-P-0001 ۰ ۵ -۶ ۶ ۲ ۷ ۲ ۱۶ ۲ ۱۷ C2-P-0002 ۰ ۵ -۶ ۶ ۲ ۷ ۲ ۱۶ ۲ ۱۸ C2-P-0003 ۰ ۵ -۶ ۶ ۲ ۷ ۲ ۱۶ ۲ ۱۹ C2-P-0004 ۰ ۵ -۶ ۶ ۲ ۷ ۲ ۱۶ ۲ ۲۰ C2-P-0005 ۰ ۵ -۶ ۶ ۲ ۷ ۲ ۱۶ ۲ ۲۱ C2-P-0006 ۰ ۵ -۶ ۶ ۲ ۷ ۲ ۱۶ ۲ ۲۲ C2-P-0007 ۰ ۵ -۶ ۶ ۲ ۷ ۲ ۱۶ ۲ جدول۵-۴ جدول راهنمای احتمال ازکار افتادگی LOF Factor LOF Category ۰-۱۵ ۱ ۱۶-۲۵ ۲ ۲۶-۳۵ ۳ ۳۶-۵۰ ۴ ۵۱-۷۵ ۵ با توجه به نتایج حاصل از میزان احتمال ازکار افتادگی تجهیزات مورد مطالعه مشخص گردید که ۵۰% از میزان احتمال از کارافتادگی تجهیزات در طبقه بندی ۱ و ۵۰ % از تجهیزات نیز در طبقه بندی ۲ قرار می گیرند. مبدل های (A,B)422و مبدل ۴۳۳ به انظمام برج ۴۰۲ از بیشترین میزان احتمال از کار افتادگی برخوردار می باشند. نقش فاکتور های فرایند و تجربی در تعیین کتگوری تجهیزات محسوس می باشد. مبدل ۴۳۳ از لحاظ فاکتور تجربی بالاترین نرخ را داشته و مبدل های (A,B)422 از جهت فاکتور فرایند بیشترین و مبدل ۴۲۶ و درام ۴۱۲ کمترین نرخ را دارا می باشند. ماتریس ریسک را در دنیا به اشکال گوناگون و مطابق با رویکرد استراتژیک مدیریت در خصوص میزان توجه به مسئله ایمنی تدوین می گردد که بسته به نوع صنعت مورد مطالعه ریسک و متد ارزیابی ریسک نوع ماتریس می تواند متفاوت باشد. به عنوان مثال در برخی صنایع ماتریس ۳×۳ یا ۴×۴ و یا ۵×۵ با ترکیب رنگهای متفاوت استفاده می شود و بعضا بسته به اینکه متد ارزیابی کمی، کیفی و یا نیمه کمی می باشد ماتریس ها متفاوت می باشند. از نتایج ماتریس ریسک می توان برای تعیین نواحی بحرانی تر نیز استفاده کرد . همچنین می توان از این نتایج برای تصمیم گیری در مورد اینکه چه بخشی از واحد فرآیندی نیازمند بیشترین توجه در حین بازرسی و یا دیگر فعالیت های تخفیف دهنده ریسک می باشد ، استفاده نمود. ماتریس مورد استفاده در این پژوهش شباهت بسیار زیادی به ماتریس موجود در API581 2000 داشته که بدلیل تاکید مدیریت بر موضوع ایمنی با ان ماتریس سخت گیرانه تر برخورد کرده و از مساحت ناحیه سبز رنگ (منطقه ریسک کم) کم شده و متقابلا به مساحت ریسک زیاد و بسیار زیاد افزوده شده است. ماتریس مورد استفاده در این پروژه در جدول ۵ نشان داده شده است. جدول ۶ نتایج حاصله از محاسبات ریسک در دو بخش پیامد از کار افتادگی و احتمال از کارافتادگی (جدول ۱ و ۳) را نشان می دهد که به کمک جدول ۵ حاصلضرب این دو پارامتر و یا محل تقاطع انها در ماتریس ریسک نشان دهنده نمره یا سطح ریسک تجهیز مورد مطالعه می باشد. جدول ۵-۵ ماتریس ریسک مورد استفاده در فرایند ارزیابی ریسک واحد دی اتانایزر جدول۵-۶ نتیجه ارزیابی ریسک تجهیزات مورد مطالعه Row Equipment Tag COF Category LOF Category Risk ۱ ۳۰-D-406 E ۱ H ۲ ۳۰-E-420 E ۱ H ۳ ۳۰-E-421 H ۱ M ۴ ۳۰-E-422A M ۲ M ۵ ۳۰-E-422B M ۲ M ۶ ۳۰-E-423 H ۱ M ۷ ۳۰-E-424 H ۱ M ۸ ۳۰-E-425 H ۱ M ۹ ۳۰-E-426 L ۱ L ۱۰ ۳۰-E-430 M ۱ L ۱۱ ۳۰-E-433 H ۲ M ۱۲ ۳۰-R-401 A M ۱ L ۱۳ ۳۰-R-401 B M ۱ L ۱۴ ۳۰-T-402 E ۲ H ۱۵ ۳۰-D-412 L ۱ L ۱۶ C2-P-0001 M ۲ M ۱۷ C2-P-0002 M ۲ M ۱۸ C2-P-0003 M ۲ M ۱۹ C2-P-0004 M ۲ M ۲۰ C2-P-0005 M ۲ M ۲۱ C2-P-0006 M ۲ M ۲۲ C2-P-0007 M ۲ M با توجه به نتایج حاصل از ارزیابی ریسک تجهیزات مورد مطالعه در این تحقیق مشخص گردید که ۱۳٫۶% از تجهیزات با سطح ریسک بالا، ۶۳٫۶۳% با سطح ریسک متوسط و ۲۲٫۷۲% نیز با سطح ریسک پایین بوده که با توجه به فرضیه تعیین شده به منظور بالا بودن سطح ریسک برج و درام ها مشخص گردید که علاوه بر بالا بودن سطح ریسک برج ۴۰۲ و درام ۴۰۶، مبدل ۴۲۰ نیز از سطح ریسک بالای برخوردار می باشد. از جمله دلایل این موضوع می توان به بسیار بالا بودن پیامد احتمال از کار افتادگی این تجهیزات اشاره نمود. پس از دست یابی به نمره ریسک تجهیزات می بایست متدی برای تعیین زمان بازرسی وجود داشته باشد تا در تدوین برنامه بازرسی راهنما باشد. جدول ۷ این متد تشریح شده است. در سطح افقی و بالای جدول سطح ریسک مشخص شده و در سمت چپ و عمودی گرید بازرسی مشخص گردیده. سطح ریسک را مطابق با فرایند ذکر شده در جداول ۱ و۳ و ۶ بدست آمده اما انتخاب گرید بازرسی کاری حساس بوده که توضیح آن و نحوه محاسبه آن در سمت راست جدول ۷ آمده است. به عنوان مثال گرید بازرسی یک به این معناست که تا قبل از این هیچ بازرسی روی تجهیز انجام نشده است یا تاریخچه بازرسی مناسبی وجود ندارد. در واقع در اولین مطالعه RBI در این پروژه با توجه به اینکه برخی از تجهیزات بدون سابقه بازرسی و برخی دارای یکبار سابقه بازرسی می باشند گریدهای یک و دو در نظر گرفته شده است مثال دیگر اینکه در صورتیکه سطح ریسک تجهیزی متوسط باشد و گرید بازرسی آن یک باشد دوره بازرسی اول آن ۴۸ ماهه می باشد و بازرسی دوم در صورتیکه عیبی در بازرسی اول مشاهدده نشده باشد گرید به ۷۲ ماه تغییر می یابد. توضیح نحوه ی رسیدن به گریدهای ۲ و ۳ در جدول ۷ به طور واضح آمده است. در جدول ۸ نتایج حاصله از محاسبه سطح ریسک و گرید بازرسی و متعاقباً دوره ی بازرسی بعدی مشخص شده است. جدول ۵-۷ ارتباط بین سطح ریسک و گرید بازرسی جدول۵-۸ ارزیابی زمان بازرسی بر اساس سطح ریسک و گرید بازرسی تجهیزات مورد مطالعه