中國石油工程建設有限公司華東環境巖土工程分公司

摘要：定量風險評估（ QRA）在石油及化工領域已經得到了廣泛的應用和研究，然而天然氣長輸管道壓氣站在介質、操作壓力及裝置布局方面均與傳統的石化企業有明顯不同。通過參考國外相關資料，以挪威船級社開發的Safeti軟件為工具，對某天然氣長輸管道壓氣站進行定量風險分析，給出一定條件下的量化指標，并與目前其他主流評價方法作橫向對比，供新建站場設計人員及在役站場管理人員參考。

關鍵詞：長輸管道；壓氣站；定量風險分析

 

天然氣爆炸危險性較大，站內和站外人員將面臨巨大的風險。因此，根據生產工藝參數以及國內外數據資料，將壓氣站一旦發生失效事故可能給站內工作人員和站外公眾群體帶來的風險進行量化，對于壓氣站的風險管理將起到至關重要的作用，對其區域及平面布置也有重要的參考價值。

1 安全距離確定方法

通常在考慮壓氣站區域及平面布置時，選擇安全間距的主要方法分為經驗取值法、基于后果理念的方法和基于風險理念的方法。

1.1 經驗取值法

該方法根據歷史經驗或專家判斷，列出不同工業活動或設施與其他場所或區域之間的安全距離，其大小取決于工業活動的類型或現存危險物質的性質和數量。該方法的原理簡單直觀，容易理解且便于操作，所以至今仍被廣泛應用。但是，該方法僅是建立在專家經驗或歷史案例的基礎上，并沒有考慮設施的安全管理水平和本質安全等方面的差別，針對性差。

1.2 基于后果理念的方法

該方法是在火災、爆炸等事故后果模型的基礎上建立的，不考慮事故發生的可能性，它通過模型計算出各種死亡或傷害半徑，并將其作為事故后果嚴重程度的一種度量。對爆炸事故，根據可能導致死亡或造成嚴重傷害的超壓，確定傷害距離和范圍；對火災熱輻射，根據一定暴露時間內可能死傷的熱輻射通量，確定傷害距離和范圍。由于沒有考慮事故發生的概率，不利于土地的合理使用和安全規劃。

1.3 基于風險理念的方法

基于風險理念的評估方法首先計算危險源的個人風險（ IR）和社會風險（ SR），然后依據風險可接受標準進行相關間距分區，通常以個人風險可接受標準為主，以社會風險可接受標準為輔�；�于定量風險評價的方法同時考慮事故后果嚴重度和事故發生概率，因此更加全面和可靠。本文所應用的定量風險分析軟件為國際上較為主流的挪威船級社DNVGL Safeti，版本號為8.1。

2 壓氣站定量風險分析的準備條件

以國內某天然氣長輸管道中間壓氣站（以下簡稱壓氣站）為例，按自然和社會條件、工藝條件、管理條件、假定條件幾個方面列舉壓氣站定量風險分析的準備工作。

2.1 自然和社會條件

主要為氣象條件、地質災害條件、周邊人口的分布以及周邊交通狀況等。

2.2 工藝條件

主要為工藝介質的組分及工藝參數等。

2.2.1 工藝流程

壓氣站接收上站來天然氣，經過站內過濾、分離，一部分輸往用戶；一部分通過壓縮機組增壓、空冷器冷卻后輸往下站。

2.2.2 點火源

點火源有很多不確定因素，壓氣站內點火源可能的產生途徑主要有以下幾類：①明火；②電火花；③靜電放電；④雷擊及雜散電流；⑤機械火花。

2.2.3 單元劃分

以工藝流程圖中的截斷閥為分界點，將壓氣站工藝流程劃分為5個單元，分別為進站管線單元、過濾分離器單元，匯管單元、壓縮機單元和出站管線單元。

2.3 管理條件

2.3.1 管理水平及運行狀態

以完整性管理審核評價管理狀況。完整性管理審核分為11個程序和48個子程序，由414個問題組成，總分5 084分，根據得分比評價管道管理部門的管道完整性管理水平。目前中石油各管道公司進行了DNV審核評級，根據DNV審核結果的得分率換算為SY/T 6714―2008《基于風險檢驗的基礎方法》的得分。

2.3.2 崗位暴露時間

需要確定壓氣站定員人數、崗位設置、巡檢計劃，以最終確定每個崗位人員在站內各個位置暴露時間所占比重。

2.4 假設條件

重要的假設條件和分析基礎需要結合壓氣站的設計方案，與運行單位以恰當的方式確認或調整。

2.4.1 基礎失效頻率選擇

本文選取SY/T 6714― 2008中表31推薦的基礎失效頻率，并結合《OGP Risk Assessment DataDirectory-Process Release Frequencies》中推薦的部分泄漏頻率，作為本次定量風險分析的基礎失效頻率，如表 1所示。

2.4.2 失效頻率的修正

失效頻率調整根據SY/T 6714― 2008通過設備系數（F E）和管理系數（F M）進行修正。

F 調整后=F 基礎×F E×F M

2.4.3 單元失效頻率

為便于在Safeti中建模，分別對劃分的5個單元中的各類設備、管道、閥門儀表數量進行統計，分別與F 調整后相乘并求和，最終得到各單元的總失效頻率。

2.4.4 泄漏量

首先識別泄漏單元內的各危險源體積、使用情況和物料信息，確定可能的初始泄漏量；動態泄漏量通過泄漏速率與泄漏時間相乘來計算。

2.4.5 致死概率

壓氣站主要風險為天然氣泄漏導致的噴射火、閃火及爆炸，需要對噴射火及閃火產生的熱輻射，以及爆炸產生的超壓對人體的傷害及致死率予以假定。

2.4.6 個人風險準則選取

依據Q/SY 1594―2013，確定個人風險容許標準如表 2所示。

2.4.7 社會風險準則

依據Q/SY 1594―2013《油氣管道站場量化風險評價導則》，天然氣長輸管道壓氣站應采用的社會風險容許標準曲線如圖 1所示。區域被劃分為三個部分：可容許區、不可容許區和ALARP區（合理可行下盡可能降低風險區），根據實際得到的危險源的社會風險曲線落入的區域，采取不同的安全對策。

2.5 不確定性分析及敏感性分析

當真實事故與所選參數存在偏差時，事故后果也相應變化。例如當單元的壓力或流量值變大，或截斷時間有所延長時，事故后果會隨之變得更加嚴重。對于基礎頻率的修正僅使計算泄漏頻率更接近實際情況，而真實的泄漏頻率應是以本企業多年來的所有事故數據為基礎所得。另外，天氣因素的不確定性也造成了事故后果的不確定性。

計算過程中發現，事故后果的大小，對本單元的壓力、溫度、流量以及截斷時間較為敏感。而風險模擬不僅對后果較為敏感，對于計算頻率的取值也較為敏感。

3 壓氣站定量風險分析

3.1 建模

利用DNV GL Safeti 8.1將前述各項準備條件輸入到軟件中。

3.2 后果定量計算

根據前述2.4.5中假設，通過篩選模型中各單元的后果定量計算結果，得到發生火災、爆炸情況下可能發生的最嚴重事故的傷害、死亡半徑。

噴射火致死熱輻射強度半徑為237 m；最大閃火距離為393 m；爆炸超壓致死強度半徑為256 m。根據基于后果理念的方法，壓氣站選址時與有人員常住地區的距離應參考其中最大值393 m。

3.3 個人風險等高線

利用風險模式運算生成個人風險等高線，見圖 2。

圖中1E-3/a等高線基本包含了絕大部分生產區以及一小部分生活區，距離綜合辦公樓很近。 1E-4/a個人風險等高線已極為貼近村莊甲的居民區，根據Q/SY 1594― 2013要求的個人風險可接受準則，1 E - 4 / a內沒有出現居住類場所（如居民區、賓館、度假村等）及公眾聚集類場所（辦公場所、商場、飯店、娛樂場所等）。 1E-5/a內沒有出現高敏感場所（如學校、醫院、幼兒園、養老院等）、重要目標（如黨政機關、軍事管理區、文物保護單位等）及特殊場所（如大型體育場、大型交通樞紐等）。

3.4 崗位個人年度風險

根據站內人員所處位置不同，生成站內風險排名，將崗位人員分布中各崗位人員在不同位置的時間與24 h相除，并乘以各位置的個人風險值，再以崗位為單位進行求和，最終得到各崗位人員年度個人風險，見表 3。

壓氣站全部崗位人員作為站內人員的個人綜合年度風險均未大于1E-3/a，風險可接受。壓氣站全部崗位人員非工作時間均在綜合辦公樓的宿舍中休息，此時應屬于站外人員，個人年度風險均大于1E-4/a，風險不可接受。應考慮將宿舍遠離生產區以降低風險。

3.5 社會風險曲線

利用風險模式運算生成社會風險曲線，見圖 3。

可以看出本站社會風險曲線在死亡人數為5人以下時進入了不容許區，必須采取措施降低社會風險。

4 結論

壓氣站與最近的村莊間距為140 m，滿足防火規范要求。根據GB 50183― 2004《石油天然氣工程設計防火規范》未規定四級油氣站場員工休息室與甲、乙類工藝設備、容器、廠房的間距，僅在條款5.2.4中規定：五級油品站場和天然氣站場值班休息室(宿舍、廚房、餐廳)距甲、乙類油品儲罐不應小于30 m，距甲、乙類工藝設備、容器、廠房、汽車裝卸設施不應小于22.5 m。因此依靠經驗取值法不能很好地解決員工宿舍的平面布置防火間距問題。

根據前述3.2的最嚴重事故后果半徑，如果站場的選址以此為標準行，將會面臨巨大的限制，如果需要拆遷，其投資額也將相應增加。

根據前述3.4的計算結果，站內各崗位工作人員的個人年度風險是可以接受的。建議在具備條件的情況下，員工宿舍應盡可能遠離生產區。

可以看出，相比起經驗取值法確定的安全距離，基于風險理念的定量分析在針對不同工藝、不同介質的站場選址和平面布置時更加靈活而精細。而相比起基于后果理念的分析方法，基于風險理念的定量分析則更加經濟適用。

本文以案例的形式敘述了Safeti軟件用于天然氣長輸管道壓氣站個人及社會風險的計算，以及區域及平面布置方面的運用示例，并分別與經驗取值法和基于后果理念的方法進行了比較，為天然氣長輸管道壓氣站的選址及平面布置提供了有價值的理論依據，具有一定的指導意義。

 

作者：張上， 1982年生， 2005年畢業于北京工商大學自動化專業，工學學士，儀器儀表工程師。主要從事長輸管道工程、油田工程、成品油庫的安全評價， QRA計算、HAZOP分析、 SIL定級等。先后對中石油西部管道公司、北京管道公司及西氣東輸管道公司的站場及管道高后果區開展定量風險評估工作。具有12年工程設計經驗，參與設計多個國內外海上、陸上油氣田開發工程及長輸管道工程。