基于PHAST 的储气库注采管道泄漏爆炸模拟分析

陈 磊 ，张 哲，张新鹏，刘 茜，陈桂芳

1.中国石油新疆油田储气库有限公司，新疆 克拉玛依834000

2.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川 成都610500

引言

随着对清洁能源天然气的需求量快速增长，地下储气库在储存天然气的环节中发挥着愈加突出的作用[1]。储气库“强注强采”的生产模式使其注采集输管道长期处于短距高压的运行状态，并且常伴有凝析油以湿气输送的方式，存在一系列安全隐患。

目前，针对集输管道泄漏爆炸的研究主要是以站场内的管线为例来模拟分析事故后果。肖惠兰[2]应用喷射火模型对场站天然气管道发生泄漏火灾的热辐射危害程度及区域进行了定量模拟分析，确定了事故的安全防护距离。张太亮等[3]应用FLUENT研究了站内管道小孔的泄漏模型，分析了风速、泄漏孔径大小及泄漏时间等因素对泄漏事故危险程度的影响。胡百中等[4]构建了高后果区集气干线的三维场景模型，并运用Flacs 定量分析管道泄漏扩散事故的危害影响范围。钱程等[5]利用FLUENT确定了集输管道在不同影响因素下的泄漏流场分布规律；蒋立军等[6]采用PHAST 模拟计算某站天然气泄漏扩散和火灾爆炸的影响范围，得出个人风险图。

基于现有文献资料，发现前人对站场集输管道泄漏爆炸事故的研究结论并不完全适用于地下储气库的注采集输管道，缺乏针对储气库注采集输管道发生泄漏爆炸事故的风险进行系统识别，对构建多种事故后果的模型研究相对较少。为此，本文建立储气库注采集输管道泄漏事故树模型，对其进行事故风险识别；并基于已有的天然气管道泄漏源模型，利用PHAST 定量评估储气库的注采集输管道发生泄漏事故时的危险区域，得出储气库年平均气候情况下的风险曲线图，以期为企业的应急防控及管道的安全运行提供参考。

1 储气库注采集输管道的风险识别

1.1 储气库敷设管道的基本情况

H 储气库作业区采用二级布站方式，共设置3 座集配站和1 座集注站。井口采出物通过单井注采管线送入集配站，之后通过注采干线送入集注站进行处理。单井注采管线共41 条，总长约为44.146 km，注采干线共7 条，总长15.400 km，外输管线共2 条，总长45.720 km。管道全部埋地敷设，运行压力均高于10.5 MPa，有7 条注采集输管道位于高后果识别区，两条外输管线均起自集注站。

1.2 风险因素识别及其评价

风险识别即采用事故树分析法整理和剖析造成储气库注采集输管道失效的风险因素[7]。

1.2.1 储气库注采集输管道风险因素分类

根据国际管道技术委员会（PRCI）给输气管道风险因素分类的方法[8]，将H 储气库注采集输管道的事故根源分为27 类，如表1 所示。

表1 储气库注采集输管道的风险因素分类Tab.1 Classification of risk factors of injection,production and gathering pipeline in gas storage

1.2.2 建立事故树模型

基于上述对储气库注采集输管道风险因素的分类，并结合作业区现场生产特点，应用事故树法分析管道泄漏爆炸事故的主要影响因素，如图1所示。

图1 储气库注采集输管道泄漏事故树Fig.1 Leakage accident tree of injection,production and gathering pipeline in gas storage

1.2.3 主要风险

据分析，H 储气库管道泄漏事故的风险因素主要包括腐蚀、疲劳、材料及设备缺陷、第三方破坏、自然灾害和误操作。

H 储气库天然气H2S 含量低于20 mg/m3，注采管线的腐蚀以CO2腐蚀和应力腐蚀为主。若防腐设计不当，可能导致采用湿气输送模式的采气管线发生局部腐蚀穿孔事故。天然气注采集输管线为高压管线，进出井站的管段长期处于应力集中或震动的状态，当管路焊接有缺陷或运行控制不当，可导致管线超压爆炸。

2 数学模型

天然气集输管道事故的后果类型及危害如图2所示[9]。

图2 天然气注采管道事故后果及危害Fig.2 Consequences and hazards of natural gas injection and production pipeline accidents

2.1 泄漏扩散模型[10]

对比分析多种气体泄漏扩散计算模型，发现使用统一扩散模型（Unified Dispersion Model，UDM）中的气体瞬时泄漏和持续泄漏模型，能够有效运用PHAST 研究天然气注采管道气体泄漏扩散的过程及其典型事故后果。图3 为天然气注采管道泄漏扩散示意图。

图3 注采气管道泄漏扩散示意Fig.3 Schematic diagram of leakage and diffusion of gas injection and production pipeline

2.1.1 瞬时泄漏扩散模型

天然气混入大气的质量浓度C1由式（1）得到

式中：

C0—中心线质量浓度，kg/m3；

x—下风向水平距离，m；

y—侧风向距离，m；

z—竖直风向距离，m；

σz—垂直扩散系数，无因次；

σy—水平扩散系数，无因次；

n(x)--垂直方向分布的函数指数，无因次；

m(x)--水平方向分布的函数指数，无因次。

2.1.2 持续泄漏扩散模型

天然气混入大气的质量浓度C2由式（2）得到

式中：

ξ—距烟羽中心线的距离，m；

xcld(t)--t时刻气云中心传播的下风向距离，m；

Rx(t)—t时刻气云在下风向的扩散系数；

Ry(t)—t时刻气云在侧风向的扩散系数。

2.2 热辐射危害模型

管道孔隙泄漏处形成高压天然气喷射流，被静电能量引燃形成火灾事故[11]，产生热辐射危害，由Tornton 模型[12]计算得到喷射火的热辐射通量

式中：

I—喷射火的热辐射通量，kW/m2；

Q--质量释放流量，kg/s；

Hc—燃烧热，甲烷取5.56×107J/kg；

Tjet—辐射率系数，Tjet=1；

r—伤害半径，m。

2.3 蒸气云爆炸模型

2.3.1 TNT 当量

定量模拟计算蒸气云爆炸的模型主要有TNT当量模型、Baker-Strehlow 模型和多能模型等[13]。一般情况下，采用式（4）的TNT 当量模型[14]计算蒸气云爆炸

式中：WTNT—爆炸TNT 当量，kg；

αTNT—当量系数，α=4%；

W--燃爆气云总质量，kg；

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QTNT—每千克TNT 的爆炸热量，MJ/kg，QTNT=4.52 MJ/kg。

2.3.2 爆炸超压

当标准爆炸源在地面发生爆炸的TNT 当量为WTNT时，其爆炸超压为

式中：

∆p--爆炸冲击波的最大超压，MPa；

L—某物所在地到爆炸源的距离，m。

2.3.3 爆炸半径

蒸气云爆炸半径与爆炸当量的关系如式（6）所示，在爆炸区域内的人员会受到严重伤害甚至死亡。

式中：R—蒸气云爆炸半径，m。

3 事故后果模拟分析

3.1 模拟参数选取

本文所进行的事故后果模拟主要考虑储气库注采气集输管道由于腐蚀穿孔及超压破裂而导致其发生泄漏爆炸。运用PHAST 模拟分析管道注采气期的运行压力和管输介质对井站集输管道泄漏爆炸事故危害程度的影响[15]。

3.1.1 模拟管段的选取

根据储气库现场的考察情况及管道风险识别的结果，本研究将重点模拟分析储气库HUHWK3井注采气管线的泄漏爆炸事故后果，管道的设计压力为32 MPa，管径为168 mm，采气期输送湿天然气，管道运行温度为40.0∼45.5◦C，流量为（31.5∼82.1）×104m3/d；注气期输送干天然气，管道运行温度为45.0∼60.0◦C，流量为（45.6∼62.0）×104m3/d；管段地处2 级地区，管道两侧的50 m 内有省道，750 m 处有燃气公司的天然气门站，位于高后果区内。

3.1.2 参数的设定

H 储气库位于准噶尔盆地南缘，建设区域内自然植被稀疏，项目库区内基本无地表水体，可设定土地表面粗糙度长度为30 mm。根据当地气象站的统计资料，该储气库所处地年均风速为1.9 m/s，年主导风向为西北偏西风，年平均气温为8.1◦C，大气环境较稳定，属于大气稳定度D 级；本次评估的泄漏情景选取断裂模式。

3.2 事故后果的模拟分析

3.2.1 气云扩散影响区域

注采气管道泄漏形成的蒸气云团在大气中不同的扩散程度造成的事故后果差异性如表2所示。

表2 气云扩散浓度影响区域划分[8]Tab.2 Gas cloud diffusion concentration affects regional division[8]

1）不同管道压力下的扩散影响

利用PHAST 模拟分析注采管道运行压力分别为12，20，28 和32 MPa 输送干天然气时对蒸气云扩散的影响，气云扩散影响范围结果见图4 和图5。

图4 不同管道运行压力的气云扩散影响范围Fig.4 Range of gas cloud diffusion influence of different pipeline operating pressure

图5 注采气管道运行压力对气云扩散范围的影响Fig.5 Effect of operating pressure of gas injection and production pipeline on the diffusion range of gas cloud

分析可知，随注采气管道运行压力增大，气云扩散范围变大，其中，安全区域的范围变化最明显，而高危区域变化最小，当运行压力从12 MPa 增至32 MPa，不受蒸气云团扩散影响的距离从268 m 增至427 m。这表明在固有的空间内，随着管道运行压力的增大，泄漏事故的安全区域明显缩小。储气库应重点关注注气期的管道运行压力，划定管道泄漏事故的三级区域，及时排查易燃易爆区域内的点火源；严禁人员随意进入高危险区，避免造成人员中毒。

2）不同管输介质下的扩散影响

考虑管输介质分别为干气（注气期）及湿气（采气期），天然气泄漏后扩散的模拟结果见图6。分析可知，采气期的湿天然气泄漏后，在距泄漏点49.3 m处气云扩散浓度达到44 000 mg/L，并且在小于在46.8 m 范围内会发生液池的蒸发扩散，当泄漏源被引燃后会导致池火灾事故，造成多种事故后果。注气期的干天然气发生泄漏，不会造成池液蒸发和池火事故，地表处距管道45∼212 m 属于易燃易爆区域。为此，需要严格规范采气期的管道运行，避免湿天然气泄漏事故的发生。

图6 不同管输介质的气云扩散影响范围Fig.6 Range of gas cloud diffusion influence of different pipe transmission media

3.2.2 热辐射危害区域

稳定火灾下不同临界值热辐射通量的伤害效应如表3 所示。

表3 不同临界值热辐射通量的伤害效应[16]Tab.3 Injury effect of thermal radiation fluxes with different critical values

1）不同管道压力下的热辐射影响

基于不同运行压力的干天然气管道，其发生喷射火事故产生的热辐射危害模拟结果如图7 所示。管道的喷射火热辐射强度半径明显随着运行压力的增大而增大。在距泄漏点133∼173 m（采气期），150∼195 m（注气期），热辐射强度超过12.5 kW/m2，对人体造成严重的危害，即对人员辐射超过20 s 会造成人体烧伤[17-18]，因此，在该区域活动的工作人员应穿着专业防护服，并且在该辐射强度内应避免木质设备。

图7 不同运行压力的热辐射强度半径变化范围Fig.7 Thermal radiation intensity radius change range of different operating pressures

2）不同管输介质下的热辐射影响

考虑管输介质分别为注气期的干气及采气期的湿气，火灾的热辐射危害模拟结果如图8 所示。从图8 可以看出，在相同的模拟参数下，湿天然气喷射火事故的热辐射强度半径比干天然气的危害半径小，而湿天然气泄漏除了有喷射火事故外还会造成池火灾事故，池火灾的危害范围从早期的25.3 m 增至晚期的85.3 m。

图8 不同管输介质的热辐射强度半径变化范围Fig.8 Variation range of heat radiation intensity radius of different pipeline transmission medium

3.2.3 冲击波危害区域

事故天然气管道泄漏的气体接触到火源时将发生燃爆，主要向外释放超压冲击波。表4 表5分别列出了爆炸超压冲击波对人体和建筑物的危害。

表4 超压冲击波对人体[19-20]Tab.4 Hazard of overpressure shock waves to human body

表5 超压冲击波对建筑物的危害[19-20]Tab.5 Hazard of overpressure shock waves to buildings

1）不同管道压力下的冲击波影响

不同注采管道运行压力下干天然气爆炸冲击波的影响范围PHAST 模拟见图9 和图10。

图9 管道不同运行压力的爆炸冲击波影响范围Fig.9 Range of explosion shock wave influence of different operating pressure of the pipeline

图10 注采气管道运行压力对冲击波危害范围的影响Fig.10 Influence of operating pressure of gas injection and production pipeline on hazard range of shock wave

分析发现，在管道泄漏发生爆炸事故后，随运行压力增大，爆炸影响区域明显扩大，造成人员重伤的区域小，轻伤的范围大。在设定的模拟条件下，最远的安全距离为838.2 m，最远的人员致死距离为519.5 m，爆炸的危害范围非常广。为保证储气库及周边企业的安全生产，应及时划分地区安全等级，将储气库站场的电气仪表和设备置于爆炸危害范围外，并明确周边企业必须建于安全范围内。

2）不同管输介质下的冲击波影响

考虑管输介质为干气、湿气，天然气泄漏爆炸的破坏区域模拟结果见图11 和图12。由图可知，湿天然气泄漏爆炸事故造成的冲击波危害范围比干天然气小，湿天然气蒸气云爆炸的安全距离为640 m，干天然气蒸气云爆炸的安全距离为819 m，两种介质的爆炸冲击波造成人员重伤的后果区域均较小。

图11 不同管输介质的爆炸冲击波影响范围Fig.11 Range of explosion shock wave influence of different pipeline transmission medium

图12 管输介质对爆炸超压危害范围的影响Fig.12 Influence of pipeline transmission medium on the hazard range of explosion overpressure

3.3 风险评价

基于建立的储气库注采集输管道泄漏爆炸事故模型，并结合储气库部分井场与站场的平面布置图，运用SAFETI 模拟，可以得出风速为1.9 m/s，大气稳定度为D 时的个人风险等高线图和社会可接受风险曲线图[21]，结果分别如图13 和图14所示。

图13 个人风险等高线图Fig.13 Individual risk contour plot

图14 社会可接受风险曲线图Fig.14 Socially acceptable risk curve

3.3.1 个人风险评价

由图13 个人风险等高线可知，储气库注采气管道发生泄漏爆炸事故后，会使井场与站场之间的某些企业处于危险区域内，储气库集注站与集配站的工程作业人员会受到管道爆炸事故的影响，管道西侧虽然会受到影响，但其是流动人口少的区域，所以事故危害性较低。因此，应重点规划井场与站场之间的企业建设及加强储气库地面工程的应急救援研究。

3.3.2 社会风险评价

社会风险是指能够引起大于等于N人死亡的事故累积频率F，一般由F−N曲线表示。分析图14可知，该储气库部分注采气集输管道事故的社会风险曲线大部分落于社会风险不可接受区域内。储气库虽位于远离城市人口集中的地区，但仍有少量工业企业建于储气库井场与站场周围，使部分储气库注采集输管道处于高后果区域内。该储气库注采集输管道对周边环境及周边企业建筑会造成影响，需要加强对管道保护区附近人员和事件的监管，加强巡线，增设警示牌等使风险降至社会可接受范围内[22]。

4 结论

1）通过建立储气库注采集输管道泄漏事故树分析模型，得出管道泄漏事故的风险因素主要包括腐蚀、疲劳、材料及设备缺陷、误操作、第三方破坏及自然灾害。注采管线的腐蚀以CO2腐蚀和应力腐蚀为主。

2）利用PHAST 对储气库注采集输管道泄漏爆炸事故后果进行模拟分析，气云扩散、火灾热辐射及超压冲击波的危害范围均随管道运行压力的增加呈增大趋势；且气云扩散及爆炸冲击波形成的高度危险区域均较小。因此，应重点关注采气期的管道运行压力，及时划定管道泄漏事故的三级区域并进行安全防控。

3）储气库采用湿气输送模式的采气管线在发生管道泄漏时，除有可燃蒸气云团扩散还会伴随发生液池的蒸发扩散，导致喷射火事故和池火事故同时发生，造成多种类型的事故后果；而湿天然气泄漏爆炸事故造成的冲击波危害范围比干天然气小。

4）在选定的储气库注采集输管道发生泄漏事故时，会对井场及站场周围企业人员、建筑以及储气库现场作业人员造成严重的危害。应及时划定安全逃生路线，将储气库作业区及其他企业人员迅速撤离至安全范围，且后建企业的选址和总图布置应满足相关安全间距要求，降低发生连锁事故的概率。