中国石油工程建设有限公司华东环境岩土工程分公司

摘要：定量风险评估（ QRA）在石油及化工领域已经得到了广泛的应用和研究，然而天然气长输管道压气站在介质、操作压力及装置布局方面均与传统的石化企业有明显不同。通过参考国外相关资料，以挪威船级社开发的Safeti软件为工具，对某天然气长输管道压气站进行定量风险分析，给出一定条件下的量化指标，并与目前其他主流评价方法作横向对比，供新建站场设计人员及在役站场管理人员参考。

关键词：长输管道；压气站；定量风险分析

 

天然气爆炸危险性较大，站内和站外人员将面临巨大的风险。因此，根据生产工艺参数以及国内外数据资料，将压气站一旦发生失效事故可能给站内工作人员和站外公众群体带来的风险进行量化，对于压气站的风险管理将起到至关重要的作用，对其区域及平面布置也有重要的参考价值。

1 安全距离确定方法

通常在考虑压气站区域及平面布置时，选择安全间距的主要方法分为经验取值法、基于后果理念的方法和基于风险理念的方法。

1.1 经验取值法

该方法根据历史经验或专家判断，列出不同工业活动或设施与其他场所或区域之间的安全距离，其大小取决于工业活动的类型或现存危险物质的性质和数量。该方法的原理简单直观，容易理解且便于操作，所以至今仍被广泛应用。但是，该方法仅是建立在专家经验或历史案例的基础上，并没有考虑设施的安全管理水平和本质安全等方面的差别，针对性差。

1.2 基于后果理念的方法

该方法是在火灾、爆炸等事故后果模型的基础上建立的，不考虑事故发生的可能性，它通过模型计算出各种死亡或伤害半径，并将其作为事故后果严重程度的一种度量。对爆炸事故，根据可能导致死亡或造成严重伤害的超压，确定伤害距离和范围；对火灾热辐射，根据一定暴露时间内可能死伤的热辐射通量，确定伤害距离和范围。由于没有考虑事故发生的概率，不利于土地的合理使用和安全规划。

1.3 基于风险理念的方法

基于风险理念的评估方法首先计算危险源的个人风险（ IR）和社会风险（ SR），然后依据风险可接受标准进行相关间距分区，通常以个人风险可接受标准为主，以社会风险可接受标准为辅。基于定量风险评价的方法同时考虑事故后果严重度和事故发生概率，因此更加全面和可靠。本文所应用的定量风险分析软件为国际上较为主流的挪威船级社DNVGL Safeti，版本号为8.1。

2 压气站定量风险分析的准备条件

以国内某天然气长输管道中间压气站（以下简称压气站）为例，按自然和社会条件、工艺条件、管理条件、假定条件几个方面列举压气站定量风险分析的准备工作。

2.1 自然和社会条件

主要为气象条件、地质灾害条件、周边人口的分布以及周边交通状况等。

2.2 工艺条件

主要为工艺介质的组分及工艺参数等。

2.2.1 工艺流程

压气站接收上站来天然气，经过站内过滤、分离，一部分输往用户；一部分通过压缩机组增压、空冷器冷却后输往下站。

2.2.2 点火源

点火源有很多不确定因素，压气站内点火源可能的产生途径主要有以下几类：①明火；②电火花；③静电放电；④雷击及杂散电流；⑤机械火花。

2.2.3 单元划分

以工艺流程图中的截断阀为分界点，将压气站工艺流程划分为5个单元，分别为进站管线单元、过滤分离器单元，汇管单元、压缩机单元和出站管线单元。

2.3 管理条件

2.3.1 管理水平及运行状态

以完整性管理审核评价管理状况。完整性管理审核分为11个程序和48个子程序，由414个问题组成，总分5 084分，根据得分比评价管道管理部门的管道完整性管理水平。目前中石油各管道公司进行了DNV审核评级，根据DNV审核结果的得分率换算为SY/T 6714―2008《基于风险检验的基础方法》的得分。

2.3.2 岗位暴露时间

需要确定压气站定员人数、岗位设置、巡检计划，以最终确定每个岗位人员在站内各个位置暴露时间所占比重。

2.4 假设条件

重要的假设条件和分析基础需要结合压气站的设计方案，与运行单位以恰当的方式确认或调整。

2.4.1 基础失效频率选择

本文选取SY/T 6714― 2008中表31推荐的基础失效频率，并结合《OGP Risk Assessment DataDirectory-Process Release Frequencies》中推荐的部分泄漏频率，作为本次定量风险分析的基础失效频率，如表 1所示。

2.4.2 失效频率的修正

失效频率调整根据SY/T 6714― 2008通过设备系数（F E）和管理系数（F M）进行修正。

F 调整后=F 基础×F E×F M

2.4.3 单元失效频率

为便于在Safeti中建模，分别对划分的5个单元中的各类设备、管道、阀门仪表数量进行统计，分别与F 调整后相乘并求和，最终得到各单元的总失效频率。

2.4.4 泄漏量

首先识别泄漏单元内的各危险源体积、使用情况和物料信息，确定可能的初始泄漏量；动态泄漏量通过泄漏速率与泄漏时间相乘来计算。

2.4.5 致死概率

压气站主要风险为天然气泄漏导致的喷射火、闪火及爆炸，需要对喷射火及闪火产生的热辐射，以及爆炸产生的超压对人体的伤害及致死率予以假定。

2.4.6 个人风险准则选取

依据Q/SY 1594―2013，确定个人风险容许标准如表 2所示。

2.4.7 社会风险准则

依据Q/SY 1594―2013《油气管道站场量化风险评价导则》，天然气长输管道压气站应采用的社会风险容许标准曲线如图 1所示。区域被划分为三个部分：可容许区、不可容许区和ALARP区（合理可行下尽可能降低风险区），根据实际得到的危险源的社会风险曲线落入的区域，采取不同的安全对策。

2.5 不确定性分析及敏感性分析

当真实事故与所选参数存在偏差时，事故后果也相应变化。例如当单元的压力或流量值变大，或截断时间有所延长时，事故后果会随之变得更加严重。对于基础频率的修正仅使计算泄漏频率更接近实际情况，而真实的泄漏频率应是以本企业多年来的所有事故数据为基础所得。另外，天气因素的不确定性也造成了事故后果的不确定性。

计算过程中发现，事故后果的大小，对本单元的压力、温度、流量以及截断时间较为敏感。而风险模拟不仅对后果较为敏感，对于计算频率的取值也较为敏感。

3 压气站定量风险分析

3.1 建模

利用DNV GL Safeti 8.1将前述各项准备条件输入到软件中。

3.2 后果定量计算

根据前述2.4.5中假设，通过筛选模型中各单元的后果定量计算结果，得到发生火灾、爆炸情况下可能发生的最严重事故的伤害、死亡半径。

喷射火致死热辐射强度半径为237 m；最大闪火距离为393 m；爆炸超压致死强度半径为256 m。根据基于后果理念的方法，压气站选址时与有人员常住地区的距离应参考其中最大值393 m。

3.3 个人风险等高线

利用风险模式运算生成个人风险等高线，见图 2。

图中1E-3/a等高线基本包含了绝大部分生产区以及一小部分生活区，距离综合办公楼很近。 1E-4/a个人风险等高线已极为贴近村庄甲的居民区，根据Q/SY 1594― 2013要求的个人风险可接受准则，1 E - 4 / a内没有出现居住类场所（如居民区、宾馆、度假村等）及公众聚集类场所（办公场所、商场、饭店、娱乐场所等）。 1E-5/a内没有出现高敏感场所（如学校、医院、幼儿园、养老院等）、重要目标（如党政机关、军事管理区、文物保护单位等）及特殊场所（如大型体育场、大型交通枢纽等）。

3.4 岗位个人年度风险

根据站内人员所处位置不同，生成站内风险排名，将岗位人员分布中各岗位人员在不同位置的时间与24 h相除，并乘以各位置的个人风险值，再以岗位为单位进行求和，最终得到各岗位人员年度个人风险，见表 3。

压气站全部岗位人员作为站内人员的个人综合年度风险均未大于1E-3/a，风险可接受。压气站全部岗位人员非工作时间均在综合办公楼的宿舍中休息，此时应属于站外人员，个人年度风险均大于1E-4/a，风险不可接受。应考虑将宿舍远离生产区以降低风险。

3.5 社会风险曲线

利用风险模式运算生成社会风险曲线，见图 3。

可以看出本站社会风险曲线在死亡人数为5人以下时进入了不容许区，必须采取措施降低社会风险。

4 结论

压气站与最近的村庄间距为140 m，满足防火规范要求。根据GB 50183― 2004《石油天然气工程设计防火规范》未规定四级油气站场员工休息室与甲、乙类工艺设备、容器、厂房的间距，仅在条款5.2.4中规定：五级油品站场和天然气站场值班休息室(宿舍、厨房、餐厅)距甲、乙类油品储罐不应小于30 m，距甲、乙类工艺设备、容器、厂房、汽车装卸设施不应小于22.5 m。因此依靠经验取值法不能很好地解决员工宿舍的平面布置防火间距问题。

根据前述3.2的最严重事故后果半径，如果站场的选址以此为标准行，将会面临巨大的限制，如果需要拆迁，其投资额也将相应增加。

根据前述3.4的计算结果，站内各岗位工作人员的个人年度风险是可以接受的。建议在具备条件的情况下，员工宿舍应尽可能远离生产区。

可以看出，相比起经验取值法确定的安全距离，基于风险理念的定量分析在针对不同工艺、不同介质的站场选址和平面布置时更加灵活而精细。而相比起基于后果理念的分析方法，基于风险理念的定量分析则更加经济适用。

本文以案例的形式叙述了Safeti软件用于天然气长输管道压气站个人及社会风险的计算，以及区域及平面布置方面的运用示例，并分别与经验取值法和基于后果理念的方法进行了比较，为天然气长输管道压气站的选址及平面布置提供了有价值的理论依据，具有一定的指导意义。

 

作者：张上， 1982年生， 2005年毕业于北京工商大学自动化专业，工学学士，仪器仪表工程师。主要从事长输管道工程、油田工程、成品油库的安全评价， QRA计算、HAZOP分析、 SIL定级等。先后对中石油西部管道公司、北京管道公司及西气东输管道公司的站场及管道高后果区开展定量风险评估工作。具有12年工程设计经验，参与设计多个国内外海上、陆上油气田开发工程及长输管道工程。