天然气输气站场风险因素分析

第1页共7页天然气输气站场风险因素分析一、站场类型及设施一般天然气管道包括首站、压气站、注入站、分输站、清管站及以上站场的组合站和线路阀室。站内主要设备见表2-2。表2-2站内主要设备、设施组成序号站场主要设施1首站气质监测及分析系统，过滤、分离设备，计量设备，压缩机组及其配套设备，清管器发送系统，紧急截断系统，通迅及自控系统，电气系统，放空、排污、安全泄放系统，自用气系统，可燃气体监测火灾报警及消防系统，防腐检测及控制系统等2压气站压缩机组及其配套设备，过滤、分离设备，清管器接收、发送设备，紧急截断系统，通讯及自控系统，电气系统，放空、排污、安全泄放系统，自用气系统.，可燃气体监测火灾报警及消防系统，防腐检测及控制系统等3分输站过滤、分离设备，清管器接收、发送设备，调压计量系统，紧急截断系统，通迅及自控系统，电气系统，自用气系统，放空、排污、安全泄放系统，可燃气体监测火灾报警及消防系统，防腐检测及控制系统等4注入站气质监测及分析系统，过滤、分离设备，计量系统，紧急截断系统，压缩机组及其配套设备，清管器接收、发送设备，通讯及自控系统，电气系统，自用气系统，放空、排污、安全泄放系统，可燃气体监测火灾报警及消防系统，防腐检测及控制系统等5清管站分离设备，过滤设备，清管器接收和发送设备，紧急截断系统，放空、排污、安全泄放系统，防腐检测及控制系统等6联络站气质监测及分析系统，分离设备，过滤设备，调压、计量系统，紧急截断系统，通迅及自控系统，电气系统，自用气系统，放空、排污、安全泄放系统，可燃气体监测火灾第2页共7页报警及消防系统，防腐检测及控制系统等7末站分离设备，过滤设备，调压、计量系统，潦管器接收设备，紧急截断系统，通迅及自控系统，电气系统，自用气橇，放空、排污、安全泄放系统，可燃气体监测火灾报警及消防系统，防腐检测及控制系统等二、主要危险源站场的主要危险有管道及设备泄漏、站场设备故障和控制系统故障等。1.站场设备由于运行压力较高，且有不均匀变化，因此存在着由于压力波动、疲劳、腐蚀等引发事故的可能；站场均有过滤设备，当过滤分离器的滤芯堵塞时，如果差压变送计失灵，安全阀定压过高或发生故障不能及时泄放，就会造成憋压或泄漏事故。站场计量、调压系统的设备和仪表较多，若这些设备和仪表失灵、法兰安装密封不可靠，可能发生泄漏事故。站场过滤及分离设备效果欠佳或失效，可造成弯头减薄或击穿、阀门内漏、调压系统失效等问题，引起着火、爆炸或爆管等恶性事故。2.控制系统站内现场仪表是实现SCADA系统和ESD系统控制的关键。如机组运行检测系统、压力检测、计量系统、可燃气体监测火灾报警系统、通讯系统等，这些系统及仪表的性能以及日常使用和维护直接关系到整个管道系统运行的安全。另外，站内控制系统还会受到雷电天气的影响。尤其是在夏季雷电频发的地区，控制系统元件极易发生因雷击损坏和强烈的信号干扰。3.天然气排放管道投产、清管作业、站内设备检修、运行超压以及事故状态都有少量天然气采用火炬燃烧或直接向大气排放的方式放空，每次排放量从几立方米至几十立方米不等。当管道排放天然气与空气混合达到爆炸浓度极限时，存在爆炸危险和造成大气局部污染的可能性。”4.管道中固体、液态第3页共7页物(1)固体物由于天然气气质和管道腐蚀等原因，管道中还有一些固体废物，主要有沙粒粉尘和腐蚀物(成分是氧化铁和少量的其他氧化物如氧化镁、氧化锰、氧化铝)等。这些固态物可能会堵塞过滤分离器或排污管线，并对设备造成磨损。固体废物中的硫化亚铁还可能对清管作业和设备的检修造成隐患，因为硫化亚铁具有自燃性，一旦接触空气在常温条件下能迅速氧化燃烧。(2)液态物液态物主要是游离态水或轻烃类物质。游离态水主要是由于管道施工打压后干燥不彻底或天然气净化厂处理不完全所造成的；轻烃类物质主要是由于运行压力变化而凝结出的液态烃。水与天然气中的酸性气体结合对管道及设备产生腐蚀，轻烃排污减压后汽化处理不当可引起着火、爆炸。另外，天然气中游离态水还会对设备和管道造成影响，具体为：对管道的腐蚀；产生冰堵；冻裂设备；控制失灵。其中水造成控制系统全部或部分失灵的案例很多，以下只选几种比较典型的加以分析。①由于结冰导致调压撬监控级调压阀指挥器失灵，当下游达到设定值后，监控级调压阀不能自动关闭，使下游压力超高，安全截断阀关断。②由于气体中游离态水，发生冰堵造成安全阀气源管路堵塞，导致差压超限而泄压。③由于气体中游离态水，发生冰堵导致气液联动阀控制单元引压管堵塞，导致阀门误关断。5.噪声站场内噪声声源主要来自燃气轮机压缩机组、调压系统、放空系统、清管系统等。燃气轮机压缩机组、调压系统钧噪声值比较大，操第4页共7页作人员每天接触此噪声，如果防护不当，可熊对操作人员听力造成一定的损伤；备用电源的燃气发电机在运行时、大量放空时的噪声都较大，如果防护不当，也可能对操作人员的听力造成伤害。6.其他站场内还存在着操作人员意外伤害的可能，如接触电气设备时可能发生触电事故；天然气泄漏发生火灾、爆炸或中毒窒息事故；承压设备上的零部件固定不牢或设备超压可能发生物体打击事故；加热设备运行时可能发生蒸汽泄漏事故，使操作人员遭受高温灼伤。三、各类站场主要危害分析1.压气站压气站的主要设备是燃气轮机(或调速电机)——压缩机组，主要故障是因机组的供油系统、自控系统、供电系统和机组部件损坏等原因引起的停机。据统计，约90%的故障是由于操作不当、超限运转和停电造成的；约10%的故障是由于机组的部件损坏造成的，由于部件的损坏和维修的停机将会直接影响系统的输气能力。(1)压缩机系统火灾危险性天然气泄漏和原动机产生火花(明火)是站场发生火灾、爆炸事故的重要原因。压缩机系统火灾危险性表现为以下几方面。①易形成爆炸性混合物天然气通过缸体连接处、吸排气阀门、轴封处、设备和管道的法兰、焊口和密封等缺陷部位泄漏，或设备局部腐蚀穿孔、疲劳断裂等，导致高压天然气喷出，与空气形成爆炸性气体混合物，遇火源引起空间的爆炸或火灾。如入口处发生抽负现象，可能会使空气从不严密处进入设备系统内部，形成爆炸性气体混合物，如遇到火源或经压缩升温增压，就会发生燃烧甚至爆炸。第5页共7页②设备内温度超高天然气经压缩后温度会迅速提高，如果设备内冷却系统不能有效地运行，会使润滑油黏度降低，失去润滑作用，使设备的运行部件摩擦加剧，进一步造成设备内温度超高；，同时高温能使某些介质发生聚合、分解以致自燃引起火灾。③误操作操作人员会因受心理、生理或情绪等方面的影响出现操作失误。例如压缩机发生事故需紧急停车时，操作人员因紧张而未能及时关闭进气阀，也会造成供气设备的增压，最终导致爆炸。另外，压缩机的出口被人为关闭或未能及时清洗的异物堵塞都有可能造成憋压，导致压缩机发生物理性爆炸。④设备缺陷设备缺陷或故障产生于设计、制造、安装、运行和检修等的各个环节，主要是由于材质及制造工艺不良所致。例如安全阀被堵塞或损坏而失灵，超压部位得不到及时泄放导致的爆炸；压力或温度显示仪表出现读数差错或显示失真时引发的误操作导致的爆炸；压缩机的受压部件机械强度本身不符合要求或因水浊、腐蚀性介质等腐蚀，使其强度下降，在正常的操作压力下也能够引起物理性爆炸。(2)压缩机喘振危害由于天然气输送量不均匀，离心式压缩机常常会在变工况下运行，当流量减少时，性能(效率、压比)发生变化；当流量小于一定值时，会产生严重的边界层分离和失速；如进一步减少流量，将会产生强烈的气流脉动和周期性振荡，出现喘振现象。喘振现象不仅影响整个系统的正常供气，而且对离心式压缩机十分有害。喘振时由于气流强烈的脉动和周期性振荡，会使叶片强烈振动，叶轮动应力大大增加，使整个机组发生强烈振动，噪声加剧，并可能损坏轴承、密封，进而造成严重的事故。第6页共7页引起喘振的原因有两个：一是压缩机内的气体出现失速；二是压缩机运行存在的管网系统特性。2.分输站根据天然气分输调压前后压力和温度情况，有些分输站设置加热炉。加热炉炉膛内易积聚泄漏的天然气，并形成爆炸性混合物。加热炉通风置换不良，点火时造成炉膛爆炸事故曾多次发生。另外，由于加热炉供热介质液位计失灵、液位自动调节及高低液位报警失灵或操作失误，将水烧干而又进行误操作突然加入冷水，极易引起炉体爆炸，对人员造成极大伤害。3.清管站在正常运行时，独立的清管站收发球系统是与管道干线隔开的，一般不影响管道运行系统的可靠性。但清管站与管道连接的阀门和安装在管道上的接头等一旦发生故障，将会影响管道的正常运行。此外，清管出的固体废物中可能含有硫化亚铁，它具有自燃性，如果处理不当，可引发火灾事故。4.线路阀室天然气管道一般设置有紧急截断阀室，其中包括RTU阀室。一般位于不同自然和社会环境中，无人值守，容易受到第三方破坏；也易受到雷击、大风、洪水等自然灾害破坏。另外，阀室还存在由于选址不良造成维护条件差、施工质量差造成阀室内设施组装、防腐等方面出现问题；由于误操作或其他运行问题导致紧急截断阀误关断等。线路阀室故障主要分为导致天然气泄漏的设备故障和阀门无法按要求操作两种类型。这两类故障的发生概率如表2-3和表2-4所示。从表中可以看出，导致天然气泄漏的设备故障频率常小，在确保施工质量的前提下，可以避免事故发生。而由于阀门无法按要求操作导致故障的频率较高，有可能第7页共7页影响管道正常运行，造成大量天然气放空。表2-3线路阀室中导致天然气泄漏的设备故障频率设备型号/mm失效模式故障频率/(10-4次/a)数据来源接头305～660.4穿孔0.1WASH②1400接头＜305全口径破裂0.1WASH1400管道＜102全口径破裂2CCPS③法兰①全口径破裂0.035CCPS法兰①泄漏0.085Hydrocarbon④阀门①全口径破裂0.1Hydrocarbon阀门①泄漏2.2Hydrocarbon①表示地上设备的部件。②WASH为美国国家原子能委员会反应堆故障数据库(1974年)。③CCPS为美国化工安全中心的过程设备可靠性数据库。④Hydrocarbon为工程技术业务出版物论坛(ESPForum)泄漏与火灾数据库(1992年)。表2-4阀门无法按要求操作的故障频率执行机构类型故障类型故障频率/(次/a)数据来源手动所有故障0.0012CCPS①电动卡死0.010CCPS气动卡死0.029CCPS①CCPS为美国化工安全中心的过程设备可靠性数据库。