深圳LNG接收站泄漏风险模型预评价研究

陈丛山,蒋宏业,张 淳,寇智勇,徐涛龙

(1.西南石油大学石油工程学院,四川 成都 610500;2.中石油深圳LNG项目经理部,广东 深圳 518054;3.中石油新疆CPE,新疆 克拉玛依 834000;4.成都大学城乡建设学院,四川 成都 610106;5.四川大学建筑与环境学院,四川 成都 610065)

深圳LNG接收站泄漏风险模型预评价研究

陈丛山1,2,蒋宏业1,张 淳3,寇智勇4,徐涛龙5

(1.西南石油大学石油工程学院,四川 成都 610500;2.中石油深圳LNG项目经理部,广东 深圳 518054;3.中石油新疆CPE,新疆 克拉玛依 834000;4.成都大学城乡建设学院,四川 成都 610106;5.四川大学建筑与环境学院,四川 成都 610065)

针对深圳LNG接收站中的LNG储罐、BOG压缩机、高压输送泵、再冷凝器、气化器、计量站及高压外输管线等易产生泄漏的设备及工艺过程,建立泄漏风险预评价模型及可辨识的泄漏风险源,然后预测接收站内各类设备泄漏事故发生频率,选用对照标准法、道氏(Dow's)火灾爆炸指数法和SAFETI软件3种评价方法,分别从泄漏扩散后果、火灾后果、爆炸后果3个方面进行模拟计算和分析,同时进行了火灾爆炸指数计算.

LNG接收站;泄漏;预评价模型;火灾爆炸指数

0 引 言

LNG接收站的LNG和蒸发气体(Boil Off Gas,BOG)一旦发生泄漏,其具有的易燃、易爆、易蒸发、易扩散、易流淌、易产生静电及低温等特性,将极易引起火灾、爆炸及人员低温冻伤、窒息等事故[2].基于管道完整性管理所传递的理念:缺陷是无处不在的,只有不断识别,跟踪缺陷的发展,不断消除缺陷,才能从本质上保证安全[3].同样,LNG接收站工程的完整性管理是保障安全运行的有效手段,而泄漏风险预评价则是完整性管理的必要前提.本研究以深圳LNG项目接收站工程为对象,针对LNG储罐、BOG压缩机、高压输送泵、再冷凝器、气化器、计量站及高压外输管线等易产生泄漏的设备及工艺过程进行安全预评价.

1 泄漏风险预评价模型

1.1 工程项目简介

中石油深圳LNG项目接收站及码头工程位于大铲岛东北侧,外输(海底)管道位于内伶仃洋东南区域的深圳海域和香港海域,起于深圳大铲岛,止于香港龙鼓滩发电厂,总长约20 km.项目由接收站、码头和外输管线3部分构成.其中,码头工程将建设一个可靠泊舱容量介于8×104～16.5×104m3LNG船的专用卸船泊位;接收站工程场地面积33.0 hm2,建设规模一期工程为300×104t/a,二期工程为600×104t/a;天然气外输海底管道总长20 km,陆地管道长0.8 km,设计输气规模为25×108m3(S)/a.项目总投资计约821 379万元.

1.2 泄漏风险预评价模型

LNG接收站工程泄漏风险的评价所依据的主要标准规范[4]包括:《城镇燃气设计规范》(GB 50028-2006)、《建筑设计防火规范》(GB 50016-2006)、《石油天然气工程设计防火规范》(GB 50183-2004)、《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》(GB/T 20368-2006)、《重大危险源辨识》(GB 18218-2000)、《液化天然气的一般特性》(GB/T 19204-2003),安全预评价应按照《安全预评价导则》(AQ 8002-2007)进行.评价的一般流程如图1所示,其具体步骤为:根据项目设立安全评价的要求,进行资料收集和整理,包括工程资料收集、国内外标准收集以及相关专题评价成果的收集,并赴现场进行踏勘,完成预评价的前期准备工作;从LNG的理化性能指标、泄漏事故类别及事故致因、重大危险源辨识3方面辨识泄漏风险源;根据LNG接收站外部安全条件和安全生产条件划分评价单元,选择合适的评价方法分别对所划分的单元进行评估;通过LNG固有危险特性、泄漏事故发生概率及后果定性、定量评价泄漏危害程度;提出安全管理措施和建议,得出评价结论.

图1 泄漏风险预评价的一般流程示意图

2 泄漏风险源辨识

2.1 LNG理化性能指标

中石油深圳LNG项目的液化天然气的主要来源于澳大利亚,其典型的组成及物性见表1.

表1 工程液化天然气典型组成及物性表

从表1数据可看出,本工程所储运的LNG及其蒸气(天然气)具有易燃、易爆、易蒸发、易产生静电荷、易扩散、流淌及低温等特性.这些特性是导致本工程存在泄漏扩散、火灾爆炸危险及人员低温冻伤、窒息等事故的内在原因.

2.2 泄漏事故类别及事故致因

LNG/天然气泄漏事故是扩散及火灾爆炸事故的前提和基础.LNG/天然气一旦泄漏,将会引起扩散甚至火灾爆炸事故的发生.反过来,火灾爆炸事故所产生的破坏力,在特定条件下,又会引发次生泄漏事故,导致事故升级.因此,对LNG/天然气泄漏事故应给予高度重视.本工程LNG储罐、BOG压缩机、高压输送泵、再冷凝器、气化器、计量站及高压外输管线等在工作过程中均有可能发生泄漏事故.LNG接收站泄漏事故的类型如图2所示.

图2 LNG接收站泄漏事故类型及原因

通常,人为导致事故的因素较多,且各因素间关系复杂,相互作用的随机性和不确定性大,具有典型的灰色特征[5].因此可定性地认为,人的不安全行为主要来自于违章作业和安全管理不善两方面:违章作业常常是造成泄漏的最直接原因,违章作业也是安全管理不善所造成的;安全管理工作对于LNG储运生产企业尤为重要,如果安全管理不善,随时可能发生火灾爆炸等重大事故.

设备设施的质量缺陷可能产生于设计、选材、制造及现场安装等各个阶段,故障则是出现在投产运营之后.设备设施质量缺陷是引发LNG泄漏及火灾爆炸等事故的重要隐患.此外,由于本工程位于滨海地区,其他外部因素的不利影响,如储罐地基的不均匀沉降、雷击、台风、暴潮、地震等自然灾害,都有可能引起泄漏、爆炸等事故.而人为破坏也是导致泄漏扩散和火灾爆炸等事故的另一个原因.

2.3 重大危险源辨识

本工程LNG储量估算及重大危险源辨识结果见表2.

表2 本工程LNG储罐存储量估算及辨识结果

对于其他设备设施,如气化器系统、计量站以及外输管线等,由于是处于高压、大流量的连续作业状态,而且容纳的天然气数量较大,可以认为是重大危险源.总的来看,本工程重大危险源分布广泛,整个接收站都属于重大危险源.

3 泄漏事故预评价结果

3.1 预评价单元划分

本工程安全评价划分为2大单元,即外部安全条件和接收站安全生产条件.外部安全条件又分为建设项目对周边单位生产、经营活动的影响,周边单位生产、经营活动对建设项目的影响,自然条件对建设项目投入生产或者使用后的影响3个评价子单元.接收站安全生产条件又细分为总平面布置、站场储罐区、站场工艺区、LNG码头作业区、管道系统和组件、自控系统、电气系统、消防系统、公用工程及辅助工程与其他方面10个评价子单元.针对泄漏事故预评价,主要集中在站场储罐区、站场工艺区、LNG码头作业区、管道系统和组件等接收站设施.根据评价需要,再将其细分为LNG罐(储存作业)、BOG压缩机、再冷凝器、LNG输送泵系统、气化系统、计量系统与LNG卸船作业7个评价单元.

3.2 预评价方法

DNV定量风险评价软件由挪威DNV公司独立开发,目前已在全世界得到广泛应用[6].其中的SAFETI软件[7]用于定量风险分析和危险性评价.本工程主要选用了3种评价评价方式.

3.2.1 对照标准法.

选择对照标准法对建设项目安全条件和安全生产条件进行定性分析、评价.对照标准法将建设项目的设计方案与相应的国家或行业标准规范进行对照.这种评价方法可直接得出工程建设方案是否可行,并能指出设计中的某些不足.

3.2.2 道氏(Dow's)火灾爆炸指数法.

选择道氏(Dow's)火灾爆炸指数法(第七版)对LNG火灾爆炸危险进行评价.该方法综合考虑各工艺单元加工或储运物质的危险性、生产工艺的危险性以及安全措施的效用等多方面因素的影响,计算出火灾爆炸指数,以此来判别各工艺单元火灾爆炸危险性的大小.

3.2.3 SAFETI软件评价法.

选择SAFETI软件对LNG泄漏扩散危险危害后果进行模拟.该软件通过事故模拟,确定事故后果,进而通过与本工程地域图的结合,可以清楚地给出典型事故情景下对周围人员和设备设施的危害程度和范围.

3.3 事故发生概率

依据经BP修正的Offshore Industry Hydrocarbon Release(OIR12)Database(海上工业烃泄漏数据库),给出了接收站内各类设备泄漏事故发生频率的预测值,如表3～5所示.

表3 不同设备类型的泄漏事故发生频率预测值

表4 不同孔径的泄漏事故发生频率预测值

表5 接收站各系统/区域泄漏事故发生频率预测值

由表3看出,阀门、法兰及接头发生泄漏事故的频率最高,预计为0.34次/年,占全部泄漏事故的49%;管道发生泄漏事故的频率次之,预计为0.199次/年,占全部泄漏事故的29%;喷嘴、工艺设备发生泄漏事故的频率较低.因此,对于阀门、法兰、接头及管道等应重点防范,以避免或减少泄漏事故发生.

由表4看出,就管道和阀门、法兰及接头等而言,12 mm(代表2.83～16.7 mm)及以下孔径的小型泄漏事故占全部泄漏事故的98%,25 mm(代表16.7～31.1 mm)以上孔径的泄漏事故占全部泄漏事故的2%,说明管道、阀门、法兰及接头等发生的泄漏事故绝大部分是孔径在12 mm(尤其是2 mm)及其以下的小型或微型泄漏事故,发生中、大型泄漏事故的可能性相对极小.工艺设备的泄漏事故组成情况略有不同,工艺设备发生25 mm孔径泄漏事故的比例较高,占工艺设备全部泄漏事故的20%,发生200 mm以上孔径大型泄漏事故的比例不容忽视,约占到全部泄漏事故的4%.故此,对于工艺设备,不仅要预防小型泄漏事故,更应防止中、大型泄漏事故发生,并在事故一旦发生时采取有效的应急处理措施.

由表5可看出,液体外输系统、气体外输系统发生LNG/天然气泄漏事故的频率预测值较大,表明发生泄漏事故的可能性较大,LNG储罐发生泄漏事故的频率很小,表明其发生泄漏事故的可能性很小.由此可见,液体外输、气体外输系统(包括低压输送泵、低压输送泵管线系统、BOG压缩机、设备设施)是防止泄漏事故发生的重点控制对象.

3.4 事故发生后果

根据LNG泄漏不同的危害程度,分别从泄漏扩散后果、火灾后果及爆炸后果3个方面进行模拟计算和分析,同时进行了火灾爆炸指数计算,评价结果如下:

3.4.1 泄漏扩散后果.

若本工程LNG储罐低压输送泵管道系统发生小型、中型和大型泄漏事故时,达到爆炸下限(LFL)的蒸气云团最远会分别扩散至下风向36.72、116.44和290.5 m处.接收站工艺区BOG压缩机发生大型泄漏,达到爆炸下限的蒸气云团将会扩散至下风向116.10m处.再冷凝器发生大型泄漏,达到爆炸下限的蒸气云团将会扩散至下风向314.58 m处.高压输送泵发生大型泄漏,达到爆炸下限的蒸气云团将会扩散至下风向1033.3 m处.开架气化器发生大型泄漏,达到爆炸下限的蒸气云团将会扩散至下风向488.58 m处.

3.4.2 火灾后果.

储罐低压输送泵管道系统发生大型泄漏事故后的池火热辐射区域一旦发生大规模的池火事故,因火焰热辐射造成的人员轻度烧伤、严重烧伤及死亡距离(距离液池边沿)分别达到119.45、76.65和48.16 m.

开架气化器管道系统发生大型泄漏事故后的喷射火热辐射造成的人员轻度烧伤、重度烧伤及死亡距离(距离泄漏源)分别达到123.47、94.64和73.99 m.

3.4.3 爆炸后果.

当LNG储罐低压输送泵管道系统发生大型泄漏事故后,一旦发生蒸气云爆炸事故,距爆炸中心498.21、129.00、99.82 m范围内的人员将分别受到轻伤、重伤、死亡 3种程度的伤害;距爆炸中心498.21、129.00、99.82 m范围内的设备设施将分别遭受轻度、重度和摧毁性破坏.

当气化器管道系统发生小型泄漏事故后,一旦发生蒸气云爆炸事故,距爆炸中心146.39、37.90、29.33 m范围内的人员将分别受到轻伤、重伤、死亡3种程度的伤害;距爆炸中心146.39、37.90、29.33 m 范围内的设备设施将分别遭受轻度、重度和摧毁性破坏.

3.4.4 火灾爆炸指数计算后果.

采用道氏火灾爆炸指数法,计算接收站内LNG储罐存储系统、BOG压缩机系统、再冷凝器、LNG高压输送泵系统、高压气化系统、气体计量系统的火灾爆炸危险性大小.各工艺单元火灾爆炸危险性指数计算结果见表6.

表6 各工艺单元火灾爆炸危险性分析评价汇总表

根据表6的计算结果可知:

1)在不考虑安全措施的前提下,LNG储罐、LNG输送泵系统、气化系统及计量系统4个工艺单元潜在火灾爆炸危险程度处于“很大”级别,BOG压缩机和再冷凝器工艺单元潜在火灾爆炸危险程度“较轻”.

2)当充分考虑安全措施后,LNG储罐、LNG输送泵系统、气化系统及计量系统4个工艺单元实际火灾爆炸危险程度已降至“较轻”级别,BOG压缩机和再冷凝器工艺单元实际火灾爆炸危险程度为“最轻”.

4 结 论

通过相应的定量计算可知,LNG接收站内各项安全措施对于降低接收站各工艺单元火灾爆炸危险十分重要.因此,针对LNG接收站泄漏风险的预评价要求各项安全措施在今后的施工中应予认真落实,同时,为了进一步降低接收站在运营过程中因泄漏而引起火灾爆炸的危险程度,有必要在工程设计、施工及日后投产运营管理工作中,采取更为完善、有效的安全技术对策与措施.

[1] 顾安忠.面向“十二五”中国 LNG的新发展[J].天然气工业,2011,31(6):1-11.

[2] 向宇.LNG装置的危险分析及安全设计探讨[J].上海煤气,2002,46(5):40-45.

[3] 姚安林,徐涛龙,李又绿,等.国内油气管道完整性管理应予重视的问题[J].油气储运,2010,29(10):721-725.

[4] 张红威,王启昆.LNG气化站工程的安全预评价[J].煤气与热力,2009,29(5):6-10.

[5] 徐涛龙,姚安林,曾祥国,等.基于灰色关联分析的LNG接收终端人因事故辨识方法[J].中国安全生产科学技术,2011,7(9):99-101.

[6] 陈国华,成松柏.LNG泄漏事故后果模拟与定量风险评估[J].天然气工业,2007,27(6):133-135.

[7] 梁韬,陈国华.SAFETI在LPG储罐事故后果评价中的应用[J].油气储运,2006,25(2):53-58.

The Study of Pre-assessment Model of Leakage Risk of LNG Receiving Terminal Station in Shenzhen

CHEN Congshan1,2,JIANGHongye1,ZHANGChun3,KOU Zhiyong4,XU Taolong5
(1.School of Petroleum Engineering,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.Shenzhen LNG Project Manager Department,Petro China,Shenzhen 518054,China;3.PetroChina Xinjiang CPE,Kelamayi 834000,China;4.School of Urban and Rural Construction,Chengdu University,Chengdu 610106,China;5.College of Architecture&Environment,Sichuan University,Chengdu 610065,China)

Aiming at the easily leaking devices and processes such as LNG storage tanks,BOG compressors,high pressure pumps,after-condensers,vaporizers,metering stations and high pressure external transport pipelines in Shenzhen LNG receiving terminals,we establish the leakage risk pre-assessment model to identify the sources of the leakage risk and then predict the leakage accident frequency of equipments in receiving station.Three evaluation methods,the control standardmethod,the Dow(Dow's)fire and explosion index method and SAFETI software,are selected for simulation and analysis respectively from the leakage diffusion consequences,the fire consequences and the explosion consequences.Meanwhile,fire and explosion index is calculated.

LNG receiving terminal station;leakage;pre-assessment model;fire and explosion index

TU996.9;TE8

A

1004-5422(2013)01-0100-05

2012-12-10.

科技部国家科技支撑计划——基于风险的特种设备事故预防关键技术研究(2011BAK06B01-11)资助项目.

陈丛山(1986—),男,硕士研究生,从事油气储运安全技术研究.