LNG 接收站全生命周期安全风险管控实践

林现喜 杨勇 裴存锋 张克政(中海石油气电集团，北京 100028)

0 引言

随着中国经济的快速发展，能源需求量也在高速增长，石油、煤炭等常规能源的供给已不能够满足中国对能源需求;与此同时中国对环境保护不断提高重视程度，对清洁能源的需求和依赖度越来越高。液化天然气(LNG)作为清洁、高效的能源，其作用和地位日益提升。2018年，中国天然气表观消费量达2803亿立方米，其中LNG 进口量为5378万吨，占全国2018年表观消费量的26.46%，进口LNG 对中国天然气供应保障的地位越来越重要。中国海油率先于1995年开始了LNG 的发展战略研究；1998年，中国海油第一座LNG 接收站广东大鹏LNG 接收站获得政府批准，2003年年底开工建设，2006年6月份正式建成投产，年接收LNG 规模为680万吨/年，约合95亿方天然气。截至目前，全国已建成投产LNG 接收站达21座，总接收能力为6480万吨/年。其中中国海油已建成投产LNG 接收站10座，在建2座，目前在运营接收能力为4520万吨/年，主要情况如表1所示。

表1 中国海油已建和在建的LNG接收站项目

随着国家对产供储销体系建设的大力推进，未来将有更多的LNG 接收站投入生产运营，这就意味着LNG 接收站在保障全国天然气消费和安全平稳保供显得尤为重要。且LNG 具有低温、易燃、易爆、易挥发等特性，一旦发生泄漏，危害性极大，所以如何对LNG 接收站进行安全风险管控成为中国海油面临的重要课题。为了控制LNG 接收站风险，确保安全平稳生产运营，中国海油提出LNG 接收站全生命周期安全风险管控策略。

1 LNG接收站主要工艺和风险

LNG 接收站的主要功能是接收、储存LNG 运输船运来的液化天然气，并以需要的形态通过配套输气干线或者其它方式提供给下游。LNG 接收站工艺流程主要包括：码头卸料系统、储存系统、高压输送及气化系统、天然气外输及计量系统、槽车外输系统、BOG 处理及压力泄放系统。LNG 接收站涉及的液化天然气(LNG)/天然气(NG)属于重点监管的危险化学品。通过对接收站进行风险辨识与分析表明，接收站存在的主要危险因素有火灾、爆炸、中毒(窒息)、触电、机械伤害、物体打击、冻伤等，其中火灾、爆炸为主要危险有害因素。LNG 接收站主要工艺流程图如图1所示。

2 LNG接收站全生命周期安全风险管控

LNG 接收站全生命周期安全风险管控主要包括可研设计、建造施工、生产运营阶段的安全风险管控。在可研设计阶段，遵循国际领先的标准进行设计，持续开展安全风险分析：如HAZOP、SIL、QRA、FHA 等，并以此指导接收站总图布置，在设计中采取有效手段控制风险。在建造施工阶段，选用业绩丰富、口碑良好的有资质承包商，聘请独立的第三方进行安全监督监理，并推行承包商优质文明施工标准，严格按照设计文件建设施工，确保施工安全和建设质量优良。在生产运营阶段，以QHSE 管理体系为根基，持续推动体系化管理；积极开展设备设施完整性管理，利用RBI、RCM、HAZOP 再分析、SIL 验证等手段及时识别和降低过程安全风险；开展隐患排查治理体系建设，建立隐患排查治理长效机制；大力开展教育培训和安全文化建设，不断提升全员安全意识。LNG 接收站全生命周期安全风险管控流程如图2所示。

图1 LNG接收站主要工艺流程

图2 LNG接收站全生命周期安全风险管控流程

3 可研设计阶段风险管控

3.1 可研设计标准

中国海油LNG 接收站均选用国内/外严格的设计规范和标准，如：EN1473《液化天然气设备与安装 陆上装置设计》(GB/T 22724—2008)、NFPA 59A《液化天然气(LNG)生产、储存和装运》(GB/T 20368—2012)、《石油天然气工程设计防火规范》(GB 50183—2004)、《液化天然气接收站技术规范》(SY/T 6711—2014)等。同时选用经验丰富、国内外一流的设计单位(CBI、IHI、TGE、TR、中海石油气电集团技术研发中心等)。在接收站设计计算过程，利用成熟主流的商业软件(ANSYS、HYSYS等)，并选取适当的安全系数(材料许用应力等)；针对用于低温环境的材料开展多种低温性能试验(低温冲击、低温拉伸等)。

3.2 设计安全分析

接收站在设计阶段，持续开展安全分析，主要包括：

(1) HAZOP 危险与可操作性分析：用于识别设计中潜在的危险和可操作性问题，提高设计的本质安全。

(2) SIL 安全完整性等级定级与验证：确定设计中的安全完整性等级满足实际需要，验证项目选择的安全仪表系统能够达到应有的SIL 等级。

(3) QRA 定量风险分析：通过计算个人风险及社会风险，确保LNG 接收站的风险处于可接受风险标准之内。

(4) FHA 火灾危害分析：计算火灾发生后对其他设备或区域产生的影响以及连锁效应，根据火灾危害分析的结果，指导对火灾和气体探测器的布置，以及应急逃生路线的选择等工作。

(5)大型LNG 储罐主要包括单容罐、全容罐、双容罐，从安全可靠性分析，全容罐安全可靠性最高，中国海油已建和在建LNG 大型LNG 储罐均选用预应力混凝土全容罐。

3.3 接收站总图布置

设计阶段通过以上安全性分析，指导总图布置，并充分考虑总体布置的合理性和安全性，根据功能分区进行总平面布置。LNG 接收站项目陆域部分主要组成包括：LNG 罐区、工艺区、公用工程区、仓库及维修区、海水取水区、厂前区、计量输出区、LNG 码头、火炬等。各功能区以道路分隔，在各功能区间距满足规范要求的前提下，还要求能够有效地减少在某一区域发生火灾时，周边功能区所受热辐射的影响；同时，设置环形道路，保证安全疏散和消防车及各种车辆的顺利通行。基于风险分析的中国海油所属某LNG 接收站总图布置如图3所示。

图3 中国海油所属某LNG接收站总图布置

4 建设施工阶段风险管控

4.1 施工承包及监理

建设施工阶段，中国海油选择业绩丰富、口碑良好(无安全、质量不良记录)、具备符合资质要求的施工单位对LNG 接收站进行总承包施工；同时选择供货业绩丰富的材料供货厂家，制定严格的技术指标，按照施工设计采购建造，关键材料聘请独立第三方全程监检，并进行入场复验。关键施工过程全程旁站，中间验收环节停检。同时聘请独立的第三方机构作为监理单位，确保施工过程安全和施工质量。

4.2 施工质量控制

针对LNG 接收站的建设施工，中国海油建立一套严格的施工标准，例如对LNG 储罐的施工标准为：

(1) 进场设备、材料检验合格率100%。

(2) 焊接一次合格率≥96%。

(3) 混凝土浇筑合格率100%。

(4) 单位工程合格率100%，单位工程优良率≥90%。

(5) 储罐、管道、装置强度试验一次合格。

(6) 调试、试生产一次成功。

(7) 无质量事件/事故。

中国海油已建/在建的LNG 接收站等项目质量控制都要高于上述要求，如某LNG 接收站项目：一次开车成功；单位工程合格率100%；单位安装工程优良率100%；焊接一次合格率99.04%(储罐)；单位工程观感质量合格。由于LNG 特殊的低温特性，中国海油最早将核电标准引进到LNG 接收站的建设施工管理，企业内部标准部分高于国家标准，中国海油所属LNG项目获得多项国家优质工程奖项(表2)。

表2 中国海油LNG接收站施工质量获得奖项

5 生产运营阶段风险管控

5.1 LNG接收站安全管理体系

在生产运营阶段，LNG 接收站的装置设备内充满了易燃易爆的液化天然气(LNG)或天然气(NG)，为确保LNG 接收站在生产运营期风险可控，中国海油建立了QHSE 管理体系，并以此为根基，持续推进体系化管理进程。中国海油LNG 项目主管单位QHSE 管理体系框架和主要内容如图4所示。

图4 QHSE管理体系框架

各LNG 接收站运营单位根据本单位运行实际建立了操作性更强的安全管理体系，并加强对本单位员工的宣贯培训，严格落实执行。同时各LNG 接收站均按照本单位的工艺、设备情况制定了详细的操作规程，并定期检查更新，以确保员工正确合规操作运行。

5.2 设备设施完整性管理

为确保LNG 接收站设备设施的安全可靠，中国海油在各LNG 接收站均推行了设备设施完整性管理。设备设施完整性管理是系统的、完善的管理过程，用整体优化的方式管理设备设施，达到设备设施的可靠性(包括性能、安全、环保)与经济性的平衡可持续发展。其目的主要是满足LNG 接收站设备设施的可靠性、可操作性、可维护性，使其更好的履行生产任务并规避因其引起的安全风险。中国海油所属LNG 接收站制定了设备设施完整性管理总体规划，如图5所示。

图5 某LNG接收站设备设施完整性管理实施规划

5.3 HAZOP分析

为确保运营期各LNG 接收站工艺安全，中国海油对各LNG 接收站全面开展了HAZOP 分析工作，并制定2017～2019年实施计划，用3年左右的时间统一开展HAZOP 分析，彻底摸清LNG 接收站本质安全状况，提升本质安全水平，夯实安全运营基础。截至目前中国海油10座运营期LNG 接收站、2座在建LNG 接收站均完成了HAZOP 分析工作。通过开展HAZOP 分析，并对比国内类似企业，目前中国海油各LNG 接收站在风险管理和本质安全等方面均处于行业前列。

5.4 SIS系统

LNG 接收站的安全仪表系统独立于过程控制系统(如分散控制系统DCS 用于对正常生产过程的调节和控制)，生产正常时处于休眠或静止状态，一旦生产装置或设施出现可能导致安全事故的情况时，能够瞬间准确动作，使生产过程安全停止运行或自动导入预定的安全状态。如果安全仪表系统失效，往往会导致严重的安全事故，近年来发生的危险化学品事故大都与安全仪表失效或设置不当有关。

为确保各LNG 接收站SIS 系统正常工作运营，培养安全仪表管理人才队伍，中国海油在各LNG 接收站全面推广SIL 定级和SIL 验证，用2年时间完成了所有项目的SIL 定级和验证(图6)；同时建立和完善安全仪表系统管理制度，探索建立企业标准规范；加强对安全仪表系统设计、施工、运维、变更等全生命周期管理，保障生产安全。

图6 某LNG接收站储罐液位SIS回路SIL等级验证

5.5 隐患排查治理和安全文化教育

中国海油各LNG 接收站积极开展隐患排查治理体系建设，建立隐患排查治理长效机制。强化监督检查，及时识别和消除各类安全隐患；实施投资建设项目节点把控，按计划开展项目开工前和试生产前HSE 检查。创新安全检查方法(如采用结合LNG 接收站生产特点和危险因素专门制定的安全检查表法)，持续深入开展现场安全检查。定期组织开展安全隐患专项问题自查整改。建立隐患排查治理跟踪督办机制，确保整改落实到位；设专人对各类安全隐患进行跟踪督办，将事故风险消灭在萌芽状态；实施重大隐患整改现场监督，避免整改期间出现安全事故。

各LNG 接收站组织开展各类安全宣传活动，积极营造良好氛围。组织开展安全技能大赛，塑造人人苦练安全基本功，处处争创安全技能更高记录的良好氛围，同时也为班组丰富日常安全活动提供了示范。借助“微信”等新媒体平台，传播安全生产知识；组织开展安全文化建设示范企业创建活动，塑造安全生产和安全文化的标杆。

6 结论和建议

中国海油通过对LNG 接收站施行全生命周期的安全风险管控手段，确保了接收站的安全平稳建设运营，其中部分LNG接收站单位获得安全生产一级标准化达标和全国安全文化示范企业，为清洁能源的持续稳定供应打下了坚实的基础，。对下一步持续开展全生命周期安全风险管控有如下建议：

(1) 持续加强LNG 接收站风险分析工作，风险管理是LNG接收站安全管理的核心内容，是开展安全管理活动的基础；各LNG 接收站应针对辨识出的风险制定有效的控制措施，并严格落实。

(2) 针对LNG 接收站工艺和设备风险，持续开展设备设施完整性管理工作，利用HAZOP 分析、SIL 评估、RCM、RBI 等手段控制LNG 接收站可能面临的工艺和设备风险。

(3) 加强LNG 接收站设计和建造阶段的风险分析和质量管控，确保LNG 接收站设计的本质安全。加强对LNG 接收站的地质环境勘察分析，防止地质灾害和设备设施、建构筑物的沉降危害发生。

(4) 进一步加强安全管理体系和操作规程的建设完善和执行，严格落实LNG 接收站安全管理规定；加强员工的安全培训教育和安全文化意识培训，提高员工安全素养。