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管道研究

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天然气管道无人值守站建设及站场安全运行

来源:《管道保护》杂志 作者:李国海 董秀娟 时间:2018-9-20 阅读:

李国海 董秀娟

中石油北京天然气管道有限公司


摘 要: 通过对天然气管道安全运营、站场事故后果、人员不确定性等因素分析,论证了天然气管道无人值守站建设的必要性。对比国内外天然气管道运行差异,结合实际案例,分析存在的运行操作隐患。 论述了“以人为本”的管道运行控制原则和“安全、可靠、效率”的全生命周期活动准则,从国情出发提出了“有人值守、无人操作、远程控制”站场运行操作思路。通过站场优化分析,完善站场操作替代手段,降低站场对现场人员的操作依赖,提高调控中心对管网运行、控制、调度的工作力度和效率。

关键词: 天然气管道;安全距离;无人值守;人为失误;自动逻辑;远程控制


随着国内天然气管线快速发展及管网的形成,天然气管道安全运行效率问题日益突出。如何通过强化站场的自动逻辑控制功能,提高调控中心对整条管道、甚至整个管网的管控效果,降低操作人员在危险环境内活动风险和人因失误风险,成为管道运营商不断追求的目标。

1 必要性分析

1.1 国内外管道运行模式分析

与北美、欧洲天然气管道远程控制水平和现场运行管理模式相比,国内仍存在较大差距(图 1~4)。


图 1  国外无人值守压气站

图 2  国外无人值守计量站

图 3  国内有人值守压气站

图 4  国内有人值守计量站


国内外管道运行模式对比如表 1所示。



1.2 安全运行分析

从表 1可以看出,国内管道虽设有SCADA系统控制站场运行,但仍以人工操作为主,站内需长期驻守运行人员。而现行标准规定了站内电气防爆距离、防火间距,却没有明确的、可接受的安全距离要求。当站场发生严重事故时,不可避免造成严重后果,甚至危及站内人员生命安全。所以在最大限度保证人员安全的同时,还应减少人的行为对管道运行安全的影响。例如合理划分站场安全区域、减少在危险区域内的人员活动、降低人因操作不确定性,提升管道的安全运行。

1.3 事故经验分析

2012年12月,某天然气站因进站管线绝缘接头断裂,产生大量天然气泄漏,瞬间起火爆炸,一座新建天然气站场完全烧毁。现场喷射火持续时间约32 min,泄漏速率约643.46 kg/s,所幸未发生人员伤亡(图 5)。


图5 过火后的天然气站场


针对本次事故开展了QRA符合性评估,分析结论如下。

(1)应用三维CFD软件模拟天然气站场泄漏导致的喷射火火灾,分析火灾影响范围(图 6)。对比CFD模拟结果与现场事故勘察和过火痕迹,呈现较好的一致性。


图6 天然气站场泄漏导致的喷射火火灾影响分析图


(2) QRA分析结果给出的危险区域划分,对确定天然气站场社会及站内安全距离有重要价值(图 7)。


图7 社会风险F-N曲线


图 7中,上条线(1.0E-03)为风险可接受标准的上限,下条线(1.0E-05)为风险可接受标准的下限。通常以火灾热辐射强度12.5 kW/m2所对应的最远距离作为安全距离,其对应风险可接受标准的下限,人在该距离的逃生时间约20 s(表 2)。


站场选址、布局、间距和设备方位都应首先确保站场周围社会人员和站内人员的安全。在提高管道系统本质安全的基础上,通过有效的操作替代手段实现站场的自动运行、诊断、巡检及防护,提高系统安全运行可靠性。目的是要限制在风险不可接受区域内的人员活动、减少在风险合理降低区域内的长期人员活动,降低人员伤亡几率。

1.4 人员风险分析

通过对人为失误的表象进行分析,结合国内外管道系统事故分析结果,并参考美国化工过程安全中心(CCPS)的统计数据,可以得出人为失误是管道失效的重要原因。

一名经过良好培训的操作人员,在不疲劳、无压力情况下的常规操作失误高达0.001~ 0.100次,远远高于设备、仪表的失效几率。

人具有较大的可塑性和不确定性,随着环境条件的改变、操作难度的增加、心理压力的变化,人的操作不确定性所带来的操作失误会给管道安全运行带来灾难性的后果,具体如图 8所示。


图 8  人员失误分析


1.5 小结

通过如上分析,迫切需要提升现有的运行管理模式和理念,提高调控中心对管网的管控效果和管道系统安全运行效率,降低操作人员在危险环境内的活动风险和操作风险,加快无人值守站的推广建设势在必行。

2 无人值守站建设探索

2.1 明确统一的控制理念

控制理念是方向,是管道建设发展的原动力。

国外管道在设计伊始即有明确的针对整条管道的运行控制目标,所有设计活动均在运行控制原则框架内进行。 1994年,德国PLE公司牵头设计陕京一线,第一份文件为“操作及控制原则”,明确给出了“所有的站场设计都要达到无人操作水平,站场仅留少量人员进行维修服务”“控制系统实行三级控制: 中心控制、站控制、就地人工控制”。

反观国内管道设计缺乏明确的运行控制目标,受管理理念、设计能力和专业间的不协调性制约,管道设计水平参差不齐。

因此,有必要建立符合管道运营商需求的管道运行控制原则,在管道设计、建设、运行、维护等全生命周期各阶段活动都应遵循可广泛接受的、标准化的、统一的标准,本着“以人为本”的原则,按照“安全、可靠/有效、效率”的顺序执行。借鉴国外“无人值守、远程控制”运行控制模式,结合我国国情宜采用“有人值守、无人操作、远程控制”的模式,站场仅需要少量的看护、维护人员。在保证站场安全运行的前提下,以站自动逻辑控制为基础,实现管线的调控中心远程目标控制。

2.2 统一建设标准

高水平建设标准决定了管道控制水平的高低。国际标准、国家标准、行业标准仅仅为管道设计的最低要求,国外大型管道公司通常编制有完善的企业标准或手册,其要求相对于国际标准更严格、更细致,要求管道设计、工程建设方均应执行。

2.3 提供有效的操作替代手段

利用有效的技术手段代替现场人员操作是站场无人值守的基本条件,也是智能管道运行的基础。应主要解决以下三个方面的问题。

(1)站场运行工艺控制、流程及设备操作问题采用SCADA系统控制管道运行,通过实现站场自动逻辑控制,使天然气管道站场按照调控中心的远程控制指令运行,自动完成预设的控制逻辑目标,降低人为原因产生的操作不确定性或不安全因素,提高管道的运行效率和可靠性。

(2)站场运行环境综合监测、报警及巡检问题根据当地社会治安环境建立站场智能安全防护系统平台,实现站场智能监护。通过站场的综合运行环境监测、巡检及报警,实现全天候站场巡检、监测、人员识别等的报警和记录,减少人工巡检频次,进而减少危险区域内人员活动时长。

(3)站场设备、系统的远程诊断及维护问题通过远程诊断维护系统对现场智能设备提供远程诊断、设备故障报警记录、故障处理和维护。实现现场压缩机组、智能仪表和控制系统的巡检、诊断和维护,为智能设备健康评价提供基础数据。降低站场智能设备的运行失效风险,提高预知维护水平。

2.4 优化和简化站场设计

通过对现有各类站场模式的对比(表 3),可以看出,无人值守站场用房用地均可得到简化,逐渐打破专业分工,电气、自控、通信、阴保、暖通等设备可综合设计与安装。



2.5 优化站场工艺设计

从提高站场可控性、可靠性、可操作性及保护功能方面考虑,站场无人值守需依托调控中心远程控制,而调控中心远程控制的基础是站场自动逻辑控制。为提高自动控制的有效性,首先应从站场工艺系统设计优化入手,针对计量分输站通常可从下面几点考虑。

(1)站场主流程等压设计,减少压力分界点,优化保护控制。

(2)提高用户供气压力,优化加热、压力监控系统流程和配置。

(3)合理配置执行机构,满足逻辑控制和保护控制需求。

(4)优化工艺流程设计,合理选择口径,减少公共部分回路数量。

(5)简化辅助系统设计。

例如:站场大口径球阀开启时,通常要求前后压差不超过0.2~0.5 MPa,避免在高压差状态下开启造成阀门密封损坏,延长阀门的使用寿命。在设计时应对站场自动控制逻辑进行分析,找出存在自动开启时存在大压差的阀门,通过设计电动旁通阀和压差检测,增加自动平衡压力阀组控制逻辑,确保自动启动大口径球阀功能实现。

2.6 推广科学评估手段和专业化的设计审查

在项目实施过程中,以现行标准、规范为基础,适时开展科学的评估分析,如: QRA、 HAZOP、SIL、安装应力分析等。并根据分析结果指导项目设计和实施,用数据代替经验。

目前国内的设计审查通常采用专家会审模式,存在审查深度不足、不同阶段专家意见相左、审查意见受专家个人经验影响等弊端。可考虑参考国外项目设计审查方式,委托有能力的专业机构按照管道运营商关于管道建设、运行控制目标及要求对设计文件进行专业化的审查,主要包括不同阶段的设计文件、采购文件、控制原则等,确保审查深度和审查一致性。

2.7 技能型人员培养

人的因素是实现无人值守站场建设的关键。提高人员技能,降低事故发生概率,结合ASME B31Q和API RP 1161标准要求,从以下几方面加强技能型人员的培养。

(1)建立有效的培训与资质认证体系,提高操作人员的职业素养。

(2)开展针对管道运行中基于风险的操作、维护作业识别工作,对识别出的作业按风险进行分级、分类并建立培训标准。

(3)操作运行人员向维护技能型人员转化,打破基层专业、工种分工,开展基于维护维修作业的培训。

(4)建立科学、有效的评估考核体制,提高人员工作积极性。

2.8 小结

无人值守站由调控中心负责管道的运行、控制,优化站场设计和现场运行维护人员配置,现场属地人员生活依托社会,提高站场运行安全性,减少站场征地面积和辅助设施,降低建设和运行成本约10%~30%。

3 站场自动控制功能分析

通过 SCADA系统至少实现管道运行参数监视、站场运行过程控制、报警响应、应急控制、数据处理与存储、运行工况模拟及预测、输差平衡与负荷预测等功能。

(1)主要自动控制功能如表 4所示。



(2)为确保站场在应急状态下有效控制在安全范围内,防止事故进一步扩大,站场ESD控制的重点是在紧急状态下实现站场关断,隔离站场与管线的连通,站场关闭后放空站内天然气。 ESD命令不受站场控制模式限制, ESD进程遇阻后保持激活状态,ESD执行完成后应人工本地复位。站场ESD控制如图 9所示。


图 9  站场紧急控制功能


(3)在站场自动逻辑控制的基础上,实现调控中心远程目标控制。站场过程控制的重点是实现站场工艺系统的自动逻辑控制及调控中心的宏观目标控制,而不仅仅是远程操作控制。过程控制要求所有切换控制实现无扰切换,自动切换执行优先级控制,设置合理的切换阈值及触发延时和超时报警,所有切换控制参数采用基本测量参数。过程控制进程遇阻后自动中断进程,过程控制执行完成后程序自动复位。过程控制命令受站场控制模式权限限制,中心与站场命令应互锁。

4 结束语

推行无人值守站建设不仅是技术问题,还受制于管理理念、标准化设计水平、设备可靠性和社会环境等因素。通过建立明确的运行控制目标,在管道全生命周期范围内推行统一的运行管理和设计理念,引入专业的风险评估分析手段和专业化审查制度,提高管道的设计水平、降低管道运行风险;提高现场人员职业技能水平,在站场全自动逻辑控制的基础上实施管道调控中心远程目标控制,逐步扩大无人值守站应用范围。

作者:李国海,北京天然气管道有限公司生产运行处副处长,大学本科,高级工程师。

《管道保护》2018年第5期(总第42期)

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