天然气压气站场风险计算与措施分析

王薇* 杨郁生 宋淑云 刘冰

（1.中国石油安全环保技术研究院；2.中国石油新疆油田公司客运公司）

天然气压气站场风险计算与措施分析

王薇*1杨郁生2宋淑云1刘冰1

（1.中国石油安全环保技术研究院；2.中国石油新疆油田公司客运公司）

分析了某天然气长输管道工程的压气站可能存在的风险，采用TNT当量系数法对压气站内泄漏天然气可能产生的灾害进行了评估，预测其对周围敏感目标可能产生的影响，并对站场进行火灾、爆炸危险性评价，结果表明：在采取各种安全措施补偿后，压气站及压缩机组的火灾、爆炸危险指数均降低，危险程度均降至“较轻”。针对天然气压气站场工程可能产生的环境风险，制定了切实可行的具体的事故防范和应急措施。

天然气压气站；环境风险；TNT当量系数法；超压；火灾；爆炸；防范；应急

环境风险评价是可能发生事故危险的建设项目环境影响评价中重要而不可缺少的组成部分。发生这种灾难事故的概率虽然很小，但影响程度是巨大的，而如何定量计算事故危险性的大小是环境风险评价的关键。

由于石油天然气建设项目所涉及物料都属于易燃、易爆或有毒的危险化学品，因而要对具有发生潜在事故风险的建设项目进行环境风险预测，预测其发生潜在风险事故的可能性及其影响后果。在环境风险评价中对可能发生的灾害进行定量计算，采取有效的环境风险防范对策非常必要。本文以某天然气压气站为实例，对其可能存在的风险进行定量计算与分析［1-7］。

1 压气站概况

某天然气长输管道工程的压气站输量为18.92t/min，压气站站内天然气量约为5×104m3。主要工艺：接收上游来气经分离、增压后输送至下游；上站来气越站；燃气轮机的燃料用气供给；干燥压缩空气供给；事故状态及维修时的天然气放空和排污；天然气出站冷却及分输等。

主要设备有燃气轮机驱动压缩机组、工艺后空冷器、空气压缩系统、燃气轮机的燃料用气橇、旋风分离器、过滤分离器等。

2 风险分析

天然气主要由甲烷、乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷、其他烃类组成。天然气的爆炸极限较宽，爆炸下限较低，泄漏到空气中能形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧、爆炸。天然气储存和输送的部分设备属于压力容器，在储运过程中，若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。

天然气在输气管道里与空气混合发生爆炸时，会出现迅速着火爆燃现象，火焰传播速度将超过音速，达到1 000～4 000m/s。该爆炸现象的产生是由于着火介质中有冲击波产生，并迅速运动，致使介质温度、压力和密度急剧增大，破坏力增强。

引发站场事故的主要危险和有害因素表现为：站内管道破裂、站场设备故障和设备泄漏及次生火灾爆炸事故。

3 压气站内泄漏天然气灾害评估

3.1 TNT当量系数法

泄漏物扩散到广阔的区域，形成弥漫相当大空间的云状可燃性气体混合物，经过一段延滞时间后，可燃蒸气云被点燃，由于存在某些特殊原因和条件，火焰迅速传播，跃升为蒸气云爆炸，产生爆炸冲击波。

式中：WTNT——TNT当量，kg；Wf——云团中燃料的质量，kg；Hf——燃料的燃烧热，MJ/kg；HTNT——TNT的爆热，MJ/kg（一般为4.65MJ/kg）；ae——TNT当量系数[U.K.HSE（1986）推荐，ae=0.03]。

将实际距离转化为无因次距离：

3.2 超压影响范围及程度

爆炸超压对构筑物破坏和人员伤害的影响见表1。

表1 爆炸超压对构筑物破坏和人员伤害的影响

用模型计算由于站场天然气泄漏导致的蒸气云爆炸。甲烷的燃烧热为55.0MJ/kg，压气站的输量为18.92t/min。分别计算泄漏时间为10min及泄漏时间为20min的情况，结果见表2。

表2 不同泄漏时间的超压

由表2可以看出，当站场发生10min天然气泄漏时，会造成距离站场100m内的人员大部分死亡，房屋倒塌；距离站场200m内的人员部分伤亡，建筑物破坏；在1km处基本无影响。发生20min天然气泄漏时，会造成距离站场1km内门窗玻璃部分破碎；在1 200m处基本无影响。

当压气站内高压容器等破裂时，整个系统的压力下降，安全阀将自动关闭，以切断上游来气和阻止下游气回流。

3.3 事故对站场周围可能造成的影响

据调查，距离该站场最近的村庄约为500m，若该压气站发生泄漏事故，将直接影响近距离村庄居民的生命财产安全。但发生火灾爆炸时，在场站围墙的阻挡作用下，形成水平喷射或可爆炸云团的距离将比估算距离小，因此其实际危险将减小；场站内有严格的火种控制措施，无火种来源时，容器破裂后天然气燃烧或爆炸的可能性较小；站场内工作人员一旦发现破裂泄漏事故发生，可立即关闭相应控制室，使天然气释放量减至最少，同时排除故障；若事故不能立即控制，则通知上游站场关闭来气阀门。采取这些措施后，发生火灾爆炸的可能性将减少到最低程度。

尽管如此，由于环境风险具有突发性和破坏性（有时甚至为灾难性）的特点，所以仍必须采取各类措施加以防范，切实加强控制和管理，这是杜绝、减轻和避免环境风险的最有效办法。

4 站场火灾、爆炸危险性评价

4.1 站场

采用道化学公司（DOW）火灾、爆炸危险指数评价法（第七版）对工程站场火灾、爆炸危险性进行评价。评价结果见表3。

表3 火灾、爆炸危险指数(F&EI)计算

由表3可以看出，该压气站的固有的火灾、爆炸危险指数（F&EI）为126，危险等级为“中等”，主要是因为工艺物料危险性较大和操作压力很高，且燃驱压缩机组带有明火设备而造成的。在采取各种安全措施补偿后，火灾、爆炸危险指数下降至88，为“较轻”。通过评价表明，本工程的火灾、爆炸危险性在可接受的范畴内。

4.2 压缩机组

压气站内危险指数最低，即危险程度最高的设备单元是压缩机组，其主要危险是天然气泄漏而引发的火灾爆炸事故。采用DOW法对其进行定量分析。压缩机组火灾爆炸危险指数评价结果见表4。

表4 压缩机组火灾爆炸危险指数评价结果

由表4可以看出，压缩机组的初期火灾爆炸指数大于158，危险程度属“非常大”，主要是由于操作压力较高、介质物质系数较大；经过采取安全补偿措施后，压缩机组火灾爆炸降至96以下，即危险程度降至“较轻”的范畴。

5 事故防范和应急措施

针对工程的环境风险因素和可能产生的环境风险，制定了相应的安全对策与防范措施补充。

5.1 事故防范措施

一是，在站控系统中，设置相对独立的紧急停车（ESD）系统。在站内发生紧急情况或重大事故的情况下，立即关断进站处的紧急截断阀，同时关断去用户的电动球阀，放空站场内的气体；二是，工艺装置区各管段和进、出站的管道上均设有手动放空。在设备进行维护和检修时，放空系统可将管段内天然气放空。天然气分别经放空总管至放空立管集中放空。站场余气放空量较小，放空时间短，直接进行排放；三是，处于爆炸危险性场所的电动仪表及电气设备一般按隔爆型设计，电气设备和电气连接一般按爆炸危险性区域1区选型设计。所选用的电气设备必须具有公认的权威机构颁发的符合有关标准的防爆合格证书；四是，采用不间断电源系统（UPS），为SCADA系统、站控系统及检测仪表和控制系统供电；五是，在站控制室配置火灾检测与自动报警系统，站场配备便携式可燃气体检测报警器。针对站场内可能发生火灾的各类场所，分别设置一定数量不同类型、不同规格的移动式灭火设备，以便及时扑灭初期零星火灾，并配置一定数量的便携式灭火器材，以便扑救初期火灾；六是，在站场的值班控制室等处，设置对外联系的通信设施及火灾优先选择电话，火灾发生时可直接对当地的消防协作单位进行联系；七是，在站场围墙上设置逃生小门。

5.2 事故应急措施

5.2.1 综合应急措施

根据事故应急预案，发生事故时的应急措施主

要有：一是，发生事故后，先抢救伤员，同时采取防止事故蔓延或扩大的措施。险情严重时，必须组织抢险队和救护队；二是，防止第二次灾害事故发生，采取措施防止残留危险化学物品的燃烧和爆炸；防止可燃气体的继续泄漏；防止悬吊物坠落和垮塌等；三是，建立警戒区，撤离无关人员，禁止非抢救人员入内，对有毒物品、可燃气体泄漏的场所，采取防毒措施，切断电源、火种和断绝交通。

5.2.2 具体应急措施

管道发生爆炸、泄漏事故，发生堵塞事故和通讯系统事故应当采取如下应急措施：

5.2.2.1 管道爆裂、天然气大量泄漏的处理

一是根据程序控制切断管段上、下游的截断阀，放空破裂管段天然气，同时组织人力对天然气扩散危险区进行警戒，严格控制一切可燃物和可能存在的火源，避免发生着火爆炸和蔓延扩大；二是立即将事故报告上级主管领导、生产指挥系统，通知当地公安、消防等部门；三是组织抢修队伍迅速奔赴现场，在现场领导小组的统一组织指挥下，按照制定的抢修方案和安全技术措施，周密组织，分工负责，在确保安全的前提下进行抢修；四是当暂时不能恢复和维持正常输气生产时，应通知各用户。在停输后应利用管道内尚余的气量，针对不同用户的生产、生活特点，分情况进行限额配给，努力减少事故的间接损失。

5.2.2.2 管道堵塞的处理

输气管道发生堵塞会引起管道憋压，引发事故，或输气不畅，影响生产等。应根据运行情况判断堵塞点的位置、分析堵塞原因，分别采取相应措施。当输气管道内形成水合物堵塞，可采取以下措施：一是堵塞段放喷降压；二是当管道发生严重堵塞时，应立即通知上游的分输站停输，下游用户要做好减少用气的准备。

5.2.2.3 通讯系统事故的处理

当站间通讯中断或与控制中心的联络中断时，可以不影响供气。此时，现场操作人员要提高警惕、谨慎操作，密切注意运行参数的变化，及时调整，判断输气系统的工作是否正常。输气正常时，可按通讯中断前的参数继续运行，并安排维修人员立即对通讯系统进行检查维修。此外，应根据工程特点，编制事故应急预案。在制订应急预案时，应加强对站场周围村庄的保护，明确事故状态下的联系方式、各级联系人员，保障通讯畅通，及事故状态下能迅速疏散，抢救工作及时到位。

6 结论

天然气压气站场工程输送介质易燃、易爆，站场工艺、设备和管道存在一定危险、有害因素，在环境方面不可避免地存在一定的风险，火灾与爆炸是生产中的主要危险。

通过定量计算和灾害评估，压气站危险等级为“中等”，在采取各种安全措施补偿后，危险等级为“较轻”。压缩机组危险程度属“非常大”，经过采取安全补偿措施后，危险程度降至“较轻”的范畴。表明本工程的火灾、爆炸危险性在可接受的范畴内。可通过采取相应安全对策、措施，将压气站发生泄漏事故的可能性减少到最低程度。

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The possible risks of the gas compression station in the gas transmission pipeline were analyzed. The possible hazards caused by the gas leakage were assessed and the possible effects on the sensitive objects near the station were forecasted by means of TNT equivalence coefficient method. The fire and explosion hazards to the station were also assessed. The results showed that the fire and explosion hazard indexes of the gas compression station and the compressor set were reduced，the hazard level dropped down to“lower”，after the implementation of the safe precautions. In the light of the possible environmental risk of the gas compression station project，the feasible and specific prevention and emergency measures were put forward.

Risk Calculation and Corresponding Measures of the Gas Compression Station

Wang Wei，et al.

TE88，TE832

A

1004-2970（2011）04-0034-04

王薇等. 天然气压气站场风险计算与措施分析. 石油规划设计，2011，22（4）：34～37

* 王薇，女，工程师。1997年毕业于西安石油大学化学工程专业，获工学学士学位；2004年毕业于北京理工大学环境工程专业，获工学硕士学位。现在中国石油安全环保技术研究院，主要从事期刊编辑工作。地址：北京市海淀区志新西路8号HSE信息中心，100083。E-mail：wei.wang@petrochina.com.cn

2011-02-22

谷风桦