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对长输管道介质和危险源的安全分析
对长输管道介质和危险源的安全分析
重庆科技学院
《油气储运管理规范》论文
学院:
石油与天然气工程学院专业班级:
油气储运普08-3
学生姓名:
李胜学号:
2008440092
写作地点（单位）_________重庆科技学院__________
论文题目:
___对长输管道介质和危险源的安全分析
完成日期：
2011年12月10日
指导教师评语:
_______________________________________
____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________
成绩（五级记分制）:
________________
指导教师（签字）:
________________
对长输管道介质和危险源的安全分析
摘要
近年来，天然气作为一种清洁高效的能源，对国民经济的发展做出重要的贡献，其需求增长速度明显超过煤炭和石油。
在我国，天然气管道是天然气陆路运输的主要运输方式，由于管道运输容易发生事故，往往伴随发生爆炸及火灾，事故危险性和后果严重性比较大，对人民群众和环境造成重大影响。
由于天然气长输管道系统的危险复杂性，详细分析了天然气长输管道的各个基本组成，并对每一部分的工程风险进行分析，其风险包括：
地震断裂带、洪水、采空塌陷、泥石流、水冲沟、腐蚀、潜埋和潜蚀、瓦斯爆炸和煤层自燃、第三方破坏、管道试压、施工缺陷，是管道安全运行的重大危险源。
针对天然气长输管道工程风险，本文根据对天然气性质和危险源分析来找出提高天然气长输管道安全的方法。
关键词：
天然气管道，风险，风险策略
Abstract
Inrecentdecades,naturalgasasacleanandefficientenergy,itmakesanimportantcontributiontothenationaleconomy,andthedemandgrowthsignificantlymorethancoalandoil.InChina,naturalgas,naturalgaspipelineisthemainmodeoftransportbylandtransport,asthepipelinepronetoaccidents,oftenaccompaniedbyanexplosionandfire,Accidentriskandconsequencesoftheseriousnessoftherelativelylargemassesofthepeopleandtheenvironmentasignificantimpact.
Aslongdistancegaspipelinesystemcomplexityrisk,adetailedanalysisofthevariouslongdistancegaspipelineelementsandeachpartoftheprojectriskanalysis.Theprojectrisksaremainlycorrosion,earthquakefaultzone,floods,minesubsidence,landslides,watergullies,corrosion,corrosionpotentialandthepotentialburied,gasexplosionsandcombustion,third-partydamagetopipelinepressuretesting,constructiondefects.OftheNaturalGasPipeline,"naturalgas"sub-regionalcasestudyprojects,andnotedthateachsectionofthemainrisks.
KeyWords:
NaturalGasPipeline;Risk;RiskStrategy
前言
随着社会的发展，能源成为全球经济的基本支撑，是人类赖以生存的基础。
因此，能源安全是国家经济安全的重要方面，它直接影响到国家安全、可持续发展及社会稳定。
能源安全不仅包括能源的开发生产安全，能源运输与供应的安全也是更重要的一个方面。
作为一种高效清洁的能源—天然气，其需求增长速度将明显超过煤炭和石油。
截止到2010年，天然气在能源需求总量中所占比重将从1998年的%增加到6%，到2020年将进一步增至10%。
在我国，天然气管道是天然气陆路运输的主要运输方式，其天然气运输周转量在我国天然气总周转量中占有绝对的领先地位。
天然气管道由于具有易燃易爆、高能高压、有毒有害、连续作业、点多线长、环境复杂等特点，其发生的事故将对管道的正常运输、企业及居民的安全供气、人民群众的生命安全及生活环境造成重大影响，例如，1994年3月23日一条0.91米（36in）天然气管道破裂引发火灾。
着火后形成的火球高152.4米，方圆91.44米处的建筑物受到辐射热的影响，毁坏了128套房屋，撤离了1500人，共有50多人受伤，无人死亡[1]。
为此，天然气管道的安全问题备受社会的广泛关注。
加强对天然气管道的危险性分析，找出其重大危险源，并采取相应的安全对策，是解决天然气长输管道安全问题的根本解决之道。
要保证管道安全运行，首先要知道管道的运行状况，预知管道的薄弱区和事故隐患所在，通过维修和更换，最大限度的降低管道的运营风险。
管道工程是典型的线状工程,管道通过地区自然环境、人文环境、施工条件等风险因素各不相
天然气管道的工程风险及分析
由于天然气管输系统复杂危险性，任何一个危险源都可能导致天然气管道的泄露、火灾和爆炸，后果十分严重，因此，对天然气管道系统的危险源分析是预防事故发生的必要措施。
一.输送介质的风险因素分析
1.天然气成分
天然气是以甲烷为主要成分的多种物质组成的混合物[7]，大致有以下主要成分：
（1）烷烃，是天然气的主要成分
（2）烯烃，在天然气中以微量存在（3）环烷烃，在天然气中含量很少（4）芳香烃，一种不饱和的环状烃类（5）非烃类，主要包括氮气、二氧化碳、硫化氢、氢气、氦气、水蒸气。
2.天然气危险性
天然气中含量最多的成分是甲烷，我国各油气田商品天然气中甲烷的含量一般为85%-98%，甲烷是比空气稍轻的无色可燃气体，在20°C，1³甲烷的净热值是32926kJ/m³。
天然气属易燃、易爆物质，在通常环境中极易引起燃烧和爆炸。
当天然气和空气中的氧气混合浓度达到一定的数值（称为爆炸下限）后，遇明火就会发生爆炸。
（1）易爆性
天然气的爆炸极限范围较宽，爆炸下限较低，在空气中能形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸，燃烧分解产物为CO、CO²。
在储运的过程中，若遇高热，管道内压增大有开裂和爆炸的危险。
天然气在输气管道里和空气混合发生爆炸时，出现迅速着火爆炸现象，火焰传播速度可超过音速而达到1000-4000m/s，局部压力可达到8MPa，甚至更高。
该爆炸现象的产生是由于着火介质中有冲击波产生，并迅速运动，致使介质温度、压力和密度急剧增大，加速了化学变化，使破坏力增强。
按《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）中可燃物质火灾危险性分类，天然气火灾危险等级为甲类。
（2）易扩散性
天然气的密度比空气小，在大气环境中极易随大气的运动二扩散一般不在低凹处聚集。
（3）毒性
天然气为无色、无臭烃类混合物质气体，属低毒物质。
空气中甲烷浓度过高能使人窒息，当空气中甲烷浓度达到25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、精细动作故障等。
长期接触天然气可出现神经衰弱综合症。
（4）腐蚀性
天然气中的酸性气体有硫化氢、二氧化碳等组分，它们是造成金属腐蚀的主要原因，天然气含水时腐蚀程度更加严重。
二.输气站场风险因素分析
1.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、清管站以及上站场的组合站和线路阀室[8]。
站内主要设备如下（表5）：
表5输气站场设备
序号
站场
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，通迅及自控系首站统，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，防腐监测及控制系统等
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，防腐监测及控制系统等
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
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，防腐检监测及控制系统
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，防腐监测及控制系统
6
联络站
气质监测分析系统，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等
7
末站
分离设备，过滤设备，调压、计量系统，清管器接收系统，急截断系统，通讯及自控系统，电气系统可燃气体监测火灾报警及,消防系统等。
2.主要危险源
场站的主要危险源有管道及设备泄露、站场设备故障和控制系统故障等。
（1）场站设备
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，如果压差变送计失灵，安全阀定压过高或发生故障不能及时泄放，就会造成憋压或泄露事故。
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，可能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。
如机组运行监测系统、压力监测、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。
尤其是在夏季频发的地区，控制系统元件极易发生因雷电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保值极限时，存在保值危险和造成大气局部污染的可能性。
（4）管道中固体、液态物
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，并对设备造成损伤。
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。
噪声
站场内噪声声源主要来自燃气轮机压缩机组、调压空系统、清管系统等。
燃气轮机压缩机组、调压系统的I较大，操作人员每天接触此噪声，如果防护不当，可能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。
误操作
EGIG定义的误操作是指将高压输气管道当作其他管道进行操作。
误操作导致的管道事故对大、小管径的管道都有影响，但对小口径管道影响程度更大，事故形式为针孔和穿孔两种形式。
操作失误的主要原因有：
（1）管理、操作人员自身技术水平、业务素质不高。
（2）操作人员没有认识到严格执行操作规程、遵守安全生产规定的重要性，有章不循或违章操作。
误操作极有可能造成相关设施的损坏，对天然气管道的运行有很大的影响。
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。
3.各类站场主要危害分析
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、供电系统和机组损坏等原因引起的停机。
据统计，约90%的故障是由于操当、超限运转和停电造成的；约10%的故障是由于机组的损坏造成的，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。
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呢不过有效的运行，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阀门，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位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爆炸。
④设备缺陷设备缺陷或故障产生于设计、制造、安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，在正常工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。
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，会使叶片强烈振荡，叶轮动应力增加，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。
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。
二、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。
三、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。
四、线路阀室
天然气管道一般设置有紧急截断室，其中包括RTU阀室。
一般位于不同自然环境和社会环境中，无人值守，容易受到第三方破坏；也容易受到雷击、大风、洪水等自然灾害的破坏。
另外，阀室还存在由于选址不良造成维护条件差、施工质量差曹成阀室内设施组装、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。
这两类故障的发生率如下图表和表7：
表6线路阀室中导致天然气了泄漏的设备故障率
设备
型号/mm
失效模式
故障频率
数据来源
接头
305-660.4
穿孔
0.1
WASH1400
接头
＜305
全口径破裂
0.1
WASH1400
管道
＜102
全口径破裂
2
CCPS
法兰
全口径破裂
0.035
CCPS
法兰
泄漏
0.085
Hydrocarbon
阀门
全口径破裂
0.1
Hydrocarbon
阀门
泄漏
2.2
Hydrocarbon
表7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
数据来源
手动
所有故障
0.0012
CCPS
电动
卡死
0.010
CCPS
气动
卡死
0.029
CCPS
从上述表中可以看出，导致天然气泄漏的设备故障频率非常小，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，有可能影响管道正常运行，造成大量天然气放空。
结论
通过对天然气长输管道的分析，得出以下结论：
（1）天然气长输管道系统是一个复杂而广泛的系统工程，具有易燃易爆、高能高压、有毒有害、连续作业、点多线长、环境复杂等特点，易发生泄漏、火灾、爆炸。
（2）对天然气长输管道系统进行分析，管道运送介质天然气是一种多组分的混合气体,主要成分为甲烷，比重约0.65，比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性,天然气在空气中含量达到一定程度后会使人窒息。
若天然气在空气中浓度为5%～15%的范围内，遇明火即可发生爆炸；天然气长输管道系统是由输气站库、线路工程和监控系统四个基本部分构成，并分析了其基本工艺流程。
（3）找出了危险源就方便了我们找出了预防风险的方法，就能消除各种事故隐患。
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