深圳LNG接收站泄漏風險模型預評價研究

陳叢山,蔣宏業,張 淳,寇智勇,徐濤龍

(1.西南石油大學石油工程學院,四川 成都 610500;2.中石油深圳LNG項目經理部,廣東 深圳 518054;3.中石油新疆CPE,新疆 克拉瑪依 834000;4.成都大學城鄉建設學院,四川 成都 610106;5.四川大學建筑與環境學院,四川 成都 610065)

深圳LNG接收站泄漏風險模型預評價研究

陳叢山1,2,蔣宏業1,張 淳3,寇智勇4,徐濤龍5

(1.西南石油大學石油工程學院,四川 成都 610500;2.中石油深圳LNG項目經理部,廣東 深圳 518054;3.中石油新疆CPE,新疆 克拉瑪依 834000;4.成都大學城鄉建設學院,四川 成都 610106;5.四川大學建筑與環境學院,四川 成都 610065)

針對深圳LNG接收站中的LNG儲罐、BOG壓縮機、高壓輸送泵、再冷凝器、氣化器、計量站及高壓外輸管線等易產生泄漏的設備及工藝過程,建立泄漏風險預評價模型及可辨識的泄漏風險源,然后預測接收站內各類設備泄漏事故發生頻率,選用對照標準法、道氏(Dow's)火災爆炸指數法和SAFETI軟件3種評價方法,分別從泄漏擴散后果、火災后果、爆炸后果3個方面進行模擬計算和分析,同時進行了火災爆炸指數計算.

LNG接收站;泄漏;預評價模型;火災爆炸指數

0 引 言

LNG接收站的LNG和蒸發氣體(Boil Off Gas,BOG)一旦發生泄漏,其具有的易燃、易爆、易蒸發、易擴散、易流淌、易產生靜電及低溫等特性,將極易引起火災、爆炸及人員低溫凍傷、窒息等事故[2].基于管道完整性管理所傳遞的理念:缺陷是無處不在的,只有不斷識別,跟蹤缺陷的發展,不斷消除缺陷,才能從本質上保證安全[3].同樣,LNG接收站工程的完整性管理是保障安全運行的有效手段,而泄漏風險預評價則是完整性管理的必要前提.本研究以深圳LNG項目接收站工程為對象,針對LNG儲罐、BOG壓縮機、高壓輸送泵、再冷凝器、氣化器、計量站及高壓外輸管線等易產生泄漏的設備及工藝過程進行安全預評價.

1 泄漏風險預評價模型

1.1 工程項目簡介

中石油深圳LNG項目接收站及碼頭工程位于大鏟島東北側,外輸(海底)管道位于內伶仃洋東南區域的深圳海域和香港海域,起于深圳大鏟島,止于香港龍鼓灘發電廠,總長約20 km.項目由接收站、碼頭和外輸管線3部分構成.其中,碼頭工程將建設一個可靠泊艙容量介于8×104～16.5×104m3LNG船的專用卸船泊位;接收站工程場地面積33.0 hm2,建設規模一期工程為300×104t/a,二期工程為600×104t/a;天然氣外輸海底管道總長20 km,陸地管道長0.8 km,設計輸氣規模為25×108m3(S)/a.項目總投資計約821 379萬元.

1.2 泄漏風險預評價模型

LNG接收站工程泄漏風險的評價所依據的主要標準規范[4]包括:《城鎮燃氣設計規范》(GB 50028-2006)、《建筑設計防火規范》(GB 50016-2006)、《石油天然氣工程設計防火規范》(GB 50183-2004)、《液化天然氣(LNG)生產、儲存和裝運》(GB/T 20368-2006)、《重大危險源辨識》(GB 18218-2000)、《液化天然氣的一般特性》(GB/T 19204-2003),安全預評價應按照《安全預評價導則》(AQ 8002-2007)進行.評價的一般流程如圖1所示,其具體步驟為:根據項目設立安全評價的要求,進行資料收集和整理,包括工程資料收集、國內外標準收集以及相關專題評價成果的收集,并赴現場進行踏勘,完成預評價的前期準備工作;從LNG的理化性能指標、泄漏事故類別及事故致因、重大危險源辨識3方面辨識泄漏風險源;根據LNG接收站外部安全條件和安全生產條件劃分評價單元,選擇合適的評價方法分別對所劃分的單元進行評估;通過LNG固有危險特性、泄漏事故發生概率及后果定性、定量評價泄漏危害程度;提出安全管理措施和建議,得出評價結論.

圖1 泄漏風險預評價的一般流程示意圖

2 泄漏風險源辨識

2.1 LNG理化性能指標

中石油深圳LNG項目的液化天然氣的主要來源于澳大利亞,其典型的組成及物性見表1.

表1 工程液化天然氣典型組成及物性表

從表1數據可看出,本工程所儲運的LNG及其蒸氣(天然氣)具有易燃、易爆、易蒸發、易產生靜電荷、易擴散、流淌及低溫等特性.這些特性是導致本工程存在泄漏擴散、火災爆炸危險及人員低溫凍傷、窒息等事故的內在原因.

2.2 泄漏事故類別及事故致因

LNG/天然氣泄漏事故是擴散及火災爆炸事故的前提和基礎.LNG/天然氣一旦泄漏,將會引起擴散甚至火災爆炸事故的發生.反過來,火災爆炸事故所產生的破壞力,在特定條件下,又會引發次生泄漏事故,導致事故升級.因此,對LNG/天然氣泄漏事故應給予高度重視.本工程LNG儲罐、BOG壓縮機、高壓輸送泵、再冷凝器、氣化器、計量站及高壓外輸管線等在工作過程中均有可能發生泄漏事故.LNG接收站泄漏事故的類型如圖2所示.

圖2 LNG接收站泄漏事故類型及原因

通常,人為導致事故的因素較多,且各因素間關系復雜,相互作用的隨機性和不確定性大,具有典型的灰色特征[5].因此可定性地認為,人的不安全行為主要來自于違章作業和安全管理不善兩方面:違章作業常常是造成泄漏的最直接原因,違章作業也是安全管理不善所造成的;安全管理工作對于LNG儲運生產企業尤為重要,如果安全管理不善,隨時可能發生火災爆炸等重大事故.

設備設施的質量缺陷可能產生于設計、選材、制造及現場安裝等各個階段,故障則是出現在投產運營之后.設備設施質量缺陷是引發LNG泄漏及火災爆炸等事故的重要隱患.此外,由于本工程位于濱海地區,其他外部因素的不利影響,如儲罐地基的不均勻沉降、雷擊、臺風、暴潮、地震等自然災害,都有可能引起泄漏、爆炸等事故.而人為破壞也是導致泄漏擴散和火災爆炸等事故的另一個原因.

2.3 重大危險源辨識

本工程LNG儲量估算及重大危險源辨識結果見表2.

表2 本工程LNG儲罐存儲量估算及辨識結果

對于其他設備設施,如氣化器系統、計量站以及外輸管線等,由于是處于高壓、大流量的連續作業狀態,而且容納的天然氣數量較大,可以認為是重大危險源.總的來看,本工程重大危險源分布廣泛,整個接收站都屬于重大危險源.

3 泄漏事故預評價結果

3.1 預評價單元劃分

本工程安全評價劃分為2大單元,即外部安全條件和接收站安全生產條件.外部安全條件又分為建設項目對周邊單位生產、經營活動的影響,周邊單位生產、經營活動對建設項目的影響,自然條件對建設項目投入生產或者使用后的影響3個評價子單元.接收站安全生產條件又細分為總平面布置、站場儲罐區、站場工藝區、LNG碼頭作業區、管道系統和組件、自控系統、電氣系統、消防系統、公用工程及輔助工程與其他方面10個評價子單元.針對泄漏事故預評價,主要集中在站場儲罐區、站場工藝區、LNG碼頭作業區、管道系統和組件等接收站設施.根據評價需要,再將其細分為LNG罐(儲存作業)、BOG壓縮機、再冷凝器、LNG輸送泵系統、氣化系統、計量系統與LNG卸船作業7個評價單元.

3.2 預評價方法

DNV定量風險評價軟件由挪威DNV公司獨立開發,目前已在全世界得到廣泛應用[6].其中的SAFETI軟件[7]用于定量風險分析和危險性評價.本工程主要選用了3種評價評價方式.

3.2.1 對照標準法.

選擇對照標準法對建設項目安全條件和安全生產條件進行定性分析、評價.對照標準法將建設項目的設計方案與相應的國家或行業標準規范進行對照.這種評價方法可直接得出工程建設方案是否可行,并能指出設計中的某些不足.

3.2.2 道氏(Dow's)火災爆炸指數法.

選擇道氏(Dow's)火災爆炸指數法(第七版)對LNG火災爆炸危險進行評價.該方法綜合考慮各工藝單元加工或儲運物質的危險性、生產工藝的危險性以及安全措施的效用等多方面因素的影響,計算出火災爆炸指數,以此來判別各工藝單元火災爆炸危險性的大小.

3.2.3 SAFETI軟件評價法.

選擇SAFETI軟件對LNG泄漏擴散危險危害后果進行模擬.該軟件通過事故模擬,確定事故后果,進而通過與本工程地域圖的結合,可以清楚地給出典型事故情景下對周圍人員和設備設施的危害程度和范圍.

3.3 事故發生概率

依據經BP修正的Offshore Industry Hydrocarbon Release(OIR12)Database(海上工業烴泄漏數據庫),給出了接收站內各類設備泄漏事故發生頻率的預測值,如表3～5所示.

表3 不同設備類型的泄漏事故發生頻率預測值

表4 不同孔徑的泄漏事故發生頻率預測值

表5 接收站各系統/區域泄漏事故發生頻率預測值

由表3看出,閥門、法蘭及接頭發生泄漏事故的頻率最高,預計為0.34次/年,占全部泄漏事故的49%;管道發生泄漏事故的頻率次之,預計為0.199次/年,占全部泄漏事故的29%;噴嘴、工藝設備發生泄漏事故的頻率較低.因此,對于閥門、法蘭、接頭及管道等應重點防范,以避免或減少泄漏事故發生.

由表4看出,就管道和閥門、法蘭及接頭等而言,12 mm(代表2.83～16.7 mm)及以下孔徑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)以上孔徑的泄漏事故占全部泄漏事故的2%,說明管道、閥門、法蘭及接頭等發生的泄漏事故絕大部分是孔徑在12 mm(尤其是2 mm)及其以下的小型或微型泄漏事故,發生中、大型泄漏事故的可能性相對極小.工藝設備的泄漏事故組成情況略有不同,工藝設備發生25 mm孔徑泄漏事故的比例較高,占工藝設備全部泄漏事故的20%,發生200 mm以上孔徑大型泄漏事故的比例不容忽視,約占到全部泄漏事故的4%.故此,對于工藝設備,不僅要預防小型泄漏事故,更應防止中、大型泄漏事故發生,并在事故一旦發生時采取有效的應急處理措施.

由表5可看出,液體外輸系統、氣體外輸系統發生LNG/天然氣泄漏事故的頻率預測值較大,表明發生泄漏事故的可能性較大,LNG儲罐發生泄漏事故的頻率很小,表明其發生泄漏事故的可能性很小.由此可見,液體外輸、氣體外輸系統(包括低壓輸送泵、低壓輸送泵管線系統、BOG壓縮機、設備設施)是防止泄漏事故發生的重點控制對象.

3.4 事故發生后果

根據LNG泄漏不同的危害程度,分別從泄漏擴散后果、火災后果及爆炸后果3個方面進行模擬計算和分析,同時進行了火災爆炸指數計算,評價結果如下:

3.4.1 泄漏擴散后果.

若本工程LNG儲罐低壓輸送泵管道系統發生小型、中型和大型泄漏事故時,達到爆炸下限(LFL)的蒸氣云團最遠會分別擴散至下風向36.72、116.44和290.5 m處.接收站工藝區BOG壓縮機發生大型泄漏,達到爆炸下限的蒸氣云團將會擴散至下風向116.10m處.再冷凝器發生大型泄漏,達到爆炸下限的蒸氣云團將會擴散至下風向314.58 m處.高壓輸送泵發生大型泄漏,達到爆炸下限的蒸氣云團將會擴散至下風向1033.3 m處.開架氣化器發生大型泄漏,達到爆炸下限的蒸氣云團將會擴散至下風向488.58 m處.

3.4.2 火災后果.

儲罐低壓輸送泵管道系統發生大型泄漏事故后的池火熱輻射區域一旦發生大規模的池火事故,因火焰熱輻射造成的人員輕度燒傷、嚴重燒傷及死亡距離(距離液池邊沿)分別達到119.45、76.65和48.16 m.

開架氣化器管道系統發生大型泄漏事故后的噴射火熱輻射造成的人員輕度燒傷、重度燒傷及死亡距離(距離泄漏源)分別達到123.47、94.64和73.99 m.

3.4.3 爆炸后果.

當LNG儲罐低壓輸送泵管道系統發生大型泄漏事故后,一旦發生蒸氣云爆炸事故,距爆炸中心498.21、129.00、99.82 m范圍內的人員將分別受到輕傷、重傷、死亡 3種程度的傷害;距爆炸中心498.21、129.00、99.82 m范圍內的設備設施將分別遭受輕度、重度和摧毀性破壞.

當氣化器管道系統發生小型泄漏事故后,一旦發生蒸氣云爆炸事故,距爆炸中心146.39、37.90、29.33 m范圍內的人員將分別受到輕傷、重傷、死亡3種程度的傷害;距爆炸中心146.39、37.90、29.33 m 范圍內的設備設施將分別遭受輕度、重度和摧毀性破壞.

3.4.4 火災爆炸指數計算后果.

采用道氏火災爆炸指數法,計算接收站內LNG儲罐存儲系統、BOG壓縮機系統、再冷凝器、LNG高壓輸送泵系統、高壓氣化系統、氣體計量系統的火災爆炸危險性大小.各工藝單元火災爆炸危險性指數計算結果見表6.

表6 各工藝單元火災爆炸危險性分析評價匯總表

根據表6的計算結果可知:

1)在不考慮安全措施的前提下,LNG儲罐、LNG輸送泵系統、氣化系統及計量系統4個工藝單元潛在火災爆炸危險程度處于“很大”級別,BOG壓縮機和再冷凝器工藝單元潛在火災爆炸危險程度“較輕”.

2)當充分考慮安全措施后,LNG儲罐、LNG輸送泵系統、氣化系統及計量系統4個工藝單元實際火災爆炸危險程度已降至“較輕”級別,BOG壓縮機和再冷凝器工藝單元實際火災爆炸危險程度為“最輕”.

4 結 論

通過相應的定量計算可知,LNG接收站內各項安全措施對于降低接收站各工藝單元火災爆炸危險十分重要.因此,針對LNG接收站泄漏風險的預評價要求各項安全措施在今后的施工中應予認真落實,同時,為了進一步降低接收站在運營過程中因泄漏而引起火災爆炸的危險程度,有必要在工程設計、施工及日后投產運營管理工作中,采取更為完善、有效的安全技術對策與措施.

[1] 顧安忠.面向“十二五”中國 LNG的新發展[J].天然氣工業,2011,31(6):1-11.

[2] 向宇.LNG裝置的危險分析及安全設計探討[J].上海煤氣,2002,46(5):40-45.

[3] 姚安林,徐濤龍,李又綠,等.國內油氣管道完整性管理應予重視的問題[J].油氣儲運,2010,29(10):721-725.

[4] 張紅威,王啟昆.LNG氣化站工程的安全預評價[J].煤氣與熱力,2009,29(5):6-10.

[5] 徐濤龍,姚安林,曾祥國,等.基于灰色關聯分析的LNG接收終端人因事故辨識方法[J].中國安全生產科學技術,2011,7(9):99-101.

[6] 陳國華,成松柏.LNG泄漏事故后果模擬與定量風險評估[J].天然氣工業,2007,27(6):133-135.

[7] 梁韜,陳國華.SAFETI在LPG儲罐事故后果評價中的應用[J].油氣儲運,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.

科技部國家科技支撐計劃——基于風險的特種設備事故預防關鍵技術研究(2011BAK06B01-11)資助項目.

陳叢山(1986—),男,碩士研究生,從事油氣儲運安全技術研究.