天然气泄漏分析

天然气供应系统

概况

天然气供应系统包括一座天然气调压计量站及辅助输送管道系统。天然气调压计量站应能保证在电厂各种运行工况下，对来自上游长输供气管道的天然气进行计量、换热、处理、降压或稳压，使天然气在所要求的温度、压力和流量下连续输入下游发电机组的配气管道中，供燃气轮机燃烧。天然气调压站系统包括燃气的计量，燃气处理（过滤、分离、换热），燃气压力调整（监控调压器，附内装式紧急切断阀、工作调压器），安全装置（进出口火灾紧急切断阀、安全放散阀、燃气泄漏报警器），监测监控站控系统。

调压站主要运行参数：

（1）燃气轮机安装/运行数量：4台；

（2）调压站进口天然气压力：约～，以后为 MPa；

（3）调压站进口天然气温度：5℃；

（4）调压站出口天然气压力：～ MPa；

（5）四台燃气轮机最大连续运行工况耗气量：调压站进口：159200Nm3/h（额定工况）；185000 Nm3/h（最大工况）；调压站出口：分四路，各39800 Nm3/h（额定工况）；46250 Nm3/h（最大工况）。

（6）调压站出口天然气温度范围：大于露点温度+28℃。

危险物质特性

1

本子单元物质理化特性见表所示。

表天然气调压站子单元危险物质系数及危险特性

预先危险性分析

预先危险性分析过程及结果如下：

潜在事故一：天然气火灾、爆炸

触发事件：

（1）故障泄漏：①天然气管道、调压站和燃气设施的设备故障；②压力容器、压力管道破裂；③压力调节阀、隔断阀、绝缘法兰及流量测量孔板泄漏；④雷电造成的破裂泄漏。

（2）安全防爆措施失控：①天然气装置的灯具等防爆性设施失效；②进入易燃易爆区人员未交出明火；③易燃易爆区域10m内动火，而未采取有效防范措施；④报警装置失灵。

现象：天然气系统火灾爆炸

2

原因事件：①天然气泄漏与空气混合形成爆炸性混合物，且浓度达到爆炸极限范围；②遇有火种；③静电起火。

事故后果：设备严重受损，人员伤亡

危险等级：IV

防范措施：

（1）控制与消除火种：①严禁吸烟和携带火种，严禁穿带钉皮鞋进入易燃易爆区；②天然气调压站、燃气设施10m内动火必须办理“火票”，并采取有效地防范措施；③使用防爆型电器。

（2）严格控制设备质量及其安装质量：①容器、泵、筏、管线等设备及其配套仪表要选用合格产品，并把好安全质量关；②管道等有关设施在投产前要按要求进行试压；③对设备、管线、泵、阀、仪表等要定期检查、保养、维修，保持完好状态；④按规定要求安装电气线路，并定期进行检查、维修、保养，保持其完好状态。

（3）安全设施要齐全完好：①配齐安全设施，入消防设施等，并保持完好；②易燃易爆场所安装可燃气体检测报警装置。

潜在事故二：天然气中毒、窒息

触发事件：

（1）故障泄漏：①天然气接收站和燃气设施的设备故障泄漏；②压力容器、压力管道破裂；压力调节阀、隔断阀、绝缘法兰及流量测量孔板泄漏；③雷电造成的破裂泄漏；④蒸发器因腐蚀穿孔火阀门损坏而造成天然气泄漏。

（2）安全防爆及通风设施措施失控：①报警装置失灵；②因通风设备失灵而使作业场所缺氧。

3

现象：中毒、窒息，泄漏刺激气味。

原因事件：

（1）天然气泄漏引起的窒息；（2）作业场所缺氧，窒息场所作业时无人监护；（3）通风不良，进入现场人员无个体防护措施。事故后果：人员伤亡，人员健康受到损害

危险等级：III

防范措施：

（1）严格控制设备质量及安装质量，消除泄漏的可能性；

（2）防止车辆行驶时撞坏设备、管线；

（3）泄漏后应采取相应措施：①查明泄漏源点，切断相关阀门，消除泄漏源，及时报告；②如泄漏量大，应疏散有关人员至安全处。

（4）定期检修：维护保养，保持设备的完好状态；检修时要有人监护及抢救后备措施，作业人员要穿戴好防护用品；

（5）在特殊场合下（如在有毒场所抢救、急救等），要有应急预案，抢救时要正确佩带好相应的防毒过滤器或氧气呼吸器，穿戴好劳动防护用品；

（6）组织管理：①加强对天然气泄露的检测；②教育、培训职工掌握天然气等物质的特性，预防中毒、窒息的方法及其急救法；

③要求职工严格遵守各种规章制度、操作规程；④设立危险、有毒、窒息性的标志；⑤设立急救点，配备相应的急救药品、器材；⑥培训医务人员对中毒、窒息、灼烫等急救处理能力。

4

定量安全评价

定量安全评价采用道化学公司“火灾、爆炸指数法”对该子单元求取一般工艺系数（F

1）和特殊工艺系数（F

2

），按F

3

=F

1

×F

2

求出

工艺危险系数（F

3），再按火灾、爆炸指数F&EI=F

3

×MF求得该子单元的火灾危险爆炸指数。

（1）火灾爆炸危险指数计算

天然气调压站子单元火灾、爆炸危险指数（F&EI）计算过程及结果见表。

5

6

7

根据表计算出的（F&EI）值，按F&EI危险等级表见表，进行危险等级划分。

显然，从计算结果来看，天然气调压站子单元固有危险性等级为非常大。本工程设计使用的天然气消耗量较大，按照GB18218—2000判断，属于重大危险源，存在着非常大的火灾和爆炸的危险，必须可采取工艺控制、物质隔离、防火设施等补偿措施，进一步降低其危险性。

（2）火灾爆炸影响区域计算

下面计算天然气调压站子单元火灾、爆炸时影响区域半径（暴露半径）：

R= F&EI××(m)=××=（m）

该暴露半径表明天然气调压站子单元危险区域的平面分布，它是一个以工艺设备的关键部位为中心、以暴露半径为半径的圆。

火灾、爆炸时影响区域暴露面积和体积：

暴露半径决定了暴露区域的大小，暴露区域面积为

S=πR2

式中：R——暴露半径。

暴露区域表示区域内的设备会暴露在本单元发生的火灾、爆炸环境中。

8

2=×=

S=π×R

1

影响区域暴露体积为一个围绕着工艺单元的圆柱体体积，其底面积是影响区域暴露面积，高度相当于暴露半径R（也可用球体体积表示）。

（3）安全措施补偿

通过上面的计算，可知本子单元F&EI值为，对应的危险等级为非常大。若要实施本子单元，必须有严格的安全技术和管理措施做保证。本子单元安全状况能否接受，取决于安全措施补偿后的评价结果，因此，应对其采取安全措施补偿后再进行评价。

考虑到工艺控制、物质隔离、防火防爆设施保障等情况，进行安全补偿后的现实危险度评估，可得到更加接近实际的现实危险度评价结果。本子单元的安全措施补偿系数取值情况见表。

表天然气系统安全措施补偿系数计算

9

10

安全措施补偿后火灾爆炸危险指数及其补偿后危险等级为：

F&EI=×=，危险等级为“较轻”

（4）小结

通过采用道化学公司“火灾爆炸危险指数法”基本分析，可知本工程天然气系统F&EI为，对应的固有危险等级为“非常大”。通过参考本工程天然气调压站技术规范书、同类规模发电装置的实际情况以及考虑本项目可行性研究提出的工艺控制、物质隔离、防火、防爆设施保障等实施方案，进行安全设计补偿计算得出：F&EI为，其现实危险度等级降到“较轻”，因此，本子单元的布设基本上是合理的。在下一步的设计及生产运行过程中，设计单位和建设单位应参考本评价的评价结果，按照可研报告中提出的要求及本评价提出的安全对策措施对天然气调压站系统进行设计管理，使其满足有关规范标准的要求，防止天然气火灾爆炸事故的发生。

因此必须严防火源，杜绝火种，在严格安全管理，遵守操作规程等规章制度的前提下，可认为该单元能达到安全生产的要求。

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管道系统

本系统不仅距离长、输送压力较高、工艺复杂、介质量大，而且输送的介质具有易燃、易爆危险性。在设计、施工、运行管理过程中，可能存在设计不合理、施工质量问题、腐蚀、疲劳等因素，可能造成输送泵、压缩机、阀门、仪器仪表、管线等设备设施及连接部位泄漏而引起火灾爆炸等事故。

（1）设计不合理

①工艺流程、设备布置不合理；②管道系统工艺计算不正确；③管道强度计算不准确；④材料选材、设备选型不合理；⑤防腐蚀设计不合理；⑥管道布置、柔性考虑不周及防雷防静电设计缺陷等。

（2）施工质量问题

①管道施工技术水平低下，管理失控；②强力组装。强力装配时，一般需要采用特别的方法（如定位块焊接）使管道发生变形，一旦焊接完成并去除装配工装或定位块，管道因恢复原来的变形而在焊缝内产生了较高的安装残余应力，使工作时管道中应力增大；强力装配时有可能破坏钢管外表面材质状态，造成管道承压运行后在破坏点产生缺陷，同时也有可能损坏表面防腐层，使管道防腐性能或等级降低；强力组装使管道经常伴随有超差错边的出现，不仅削弱管道承压强度，且造成较大的应力集中，易于产生缺陷；③焊接缺陷；④补口、补伤质量问题；⑤管沟、管架质量问题；⑥穿跨越质量问题；⑦检验控制问题。

（3）腐蚀失效

腐蚀可能大面积减薄管的壁厚，导致过度变形或爆破，也有可能导致管道穿孔，引发漏油、漏气事故。腐蚀种类包括：①电化学12

腐蚀；②化学腐蚀；③微生物腐蚀；④应力腐蚀；⑤电流干扰腐蚀。

（4）管道水击

当带压管道中的阀门突然开启、关闭或泵因故突然停止工作或泵输出不稳时，使流体流速急剧变化，造成管道内的压强发生大幅度交替升降，压力变化以一定的速度向上游或下游传播，在边界上发生反射，并伴有液体锤击的声音，这种现象为水击。

管道系统输送工艺水击产生的危害主要有以下两点：

①管道强度破坏。当管道内流体流速发生突然变化时，会引起管内压力突变，造成压力波在管道内迅速传播，此时水击压力上上流方向传播，与出站压力叠加，使管道超出允许承载能力，产生破坏从而引发安全事故。如果水击现象经常发生，管道有可能因振动造成疲劳破坏。

②管道监测系统故障。高压强水击波在管道内的传播，不仅造成输送泵、阀门、计量设施损坏，而且引起系统各种控制检测系统出现故障，造成整个系统停运。

（5）疲劳失效

管道设备等在交叉应力作用下发生的破坏现象称为疲劳破坏。

管道系统设备设施在制造安装过程中，不可避免地存在开孔或支管连接，焊缝存在错边、棱角、余高、咬边或夹渣、气孔、裂纹、未焊透、未熔合等内部缺陷，这些几何不连续将造成应力集中。随着交变应力的作用在这些几何不连续部位或缺陷部位将产生疲劳裂纹。疲劳裂缝会逐渐扩展并最终贯穿整个壁厚，从而导致介质泄漏或火灾爆炸事故。

（6）安全附件危险有害因素

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如果安全附件故障，不仅不能对系统起到保护作用，而且有可能直接造成安全事故。主要有：①安全阀缺陷；②监测控制仪表缺陷；③清管设施缺陷等。

本工程燃料输送管道系统介质泄漏是管道系统的典型事故，也是引起其他一些事故的重要原因。现以天然气泄漏为例，采用事故树评价方法评价天然气管道系统泄漏原因的重要度。

以“天然气管道系统泄漏”作为顶上事件，将“外力破坏”、“违章作业”、“安装质量”、“设备故障”、“腐蚀”等几个引起泄漏的主要因素作为多事件的中间事件，绘制出管线天然气泄漏事故树（图）。

通过对事故树的分析，得到结构重要度顺序为：

I f(1)= I

f(2)

= I

f(3)

=I

f(4)

= I

f(5)

= I

f(6)

= I

f(1)

= I

f(7)

= I

f(8)

= I

f(9)

= I

f(10)

= I

f(11)

= I

f(12)

= I

f(13)

= I

f(14)

= I

f(15)

= I

f(16)

>I

f(17)

= I

f(18)

= I

f(19)

= I

f(20)

>I

f(21)

=

I

f(22)= I

f(23)

= I

f(24)

= I

f(25)

= I

f(26)

由上面分析可知，外力破坏、违章作业、安装质量、设备故障及腐蚀等因素构成了管道系统泄漏事故发生的基本因素。X

1

～X

16

的

结构重要度系数最大，即外力破坏、违章作业、安装质量、设备故障是造成管线天然气泄漏事故发生的最重要因素。其次，外防腐层失效也是造成管线泄漏的重要原因之一。

14

15