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摘要：随着世界能源需求的不断增长以及天然气资源的大力开发和利用，必然要求不断完善天然气储运技术。天然气水合物储运天然气技术具有安全可靠、成本低等优势，备受瞩目。本文对基层场站日常风险管理与预控措施进行了探讨。
关键词：基层场站 天然气 储运技术 预控措施
中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）32-313-01
引言：根据西气东输豫鄂管理处近几年场站日常风险管理，指出基层场站日常风险管理存在的问题；要求定期进行安全观察与沟通；在项目施工前进行作业前安全分析，严格执行作业许可制度；加强作业风险识别与过程监控；发现隐患及时处理或上报；定期进行安全经验分享等。
1.天然气水合物的储存和运输
1.1天然气水合物储运基本原理
天然气水合物储运的基本原理是利用天然气水合物的巨大储气能力，通过一定的工艺将天然气制成固态的水合物，然后将水合物运送到储气站，在储气站气化成天然气供用户使用。天然气水合物储运一般基于两方面的考虑：一是开采海上气田或远洋进口天然气，天然气在气田或出口国加工成水合物，再通过轮船运往需要的地方气化后使用；二是内陆储运，主要是在没有必要铺设专用管道的情况下使用。
1.2天然气水合物储存条件
天然气水合物可以在一定的温度和压力条件下实现稳定储存。生成的天然气水合物在常压和-5℃、-10℃及-18℃的冷库中储存 10 天仍保持稳定。一方面，因为在上述条件下，天然气水合物只是发生表面分解，分解出来的水在水合物表面形成一层冰膜；另一方面，天然气水合物导热系数为 18.7W/（m·℃），比一般的隔热材料还低，具有良好的自我储存能力。所以，除非外部继续加热，否则它将很难进一步分解。根据天然气水合物的这一特点，可将天然气水合物储存在隔热较好的普通钢制储罐中，且储罐不需要承压。
除了上述的常压低温的储存条件外，还可以通过提高储存压力，实现天然气水合物在常温下的稳定储存。例如，在压力为 2～5MPa 的管道中储输，或储存于承压储罐中装车外运。
1.3天然气水合物运输技术
不同的天然气水合物生产工艺可以制备出不同形态的天然气水合物，相对地会有不同的运输方式，主要表现为以下 3 种：一是，对于干水合物，可用类似 LNG 运输船的轮船运输。到达目的地后，在船上进行再气化，分离出来的游离水留在船上用做返航时的压舱水。由于制备干水合物时需要进行 3 次脱水，所以，此方式生产成本较高，而且装船作业也有一定的困难。二是，对于经过 2 次脱水后稠度为 1：1 的水合物浆，可将其用泵送入双壳运输船上的隔热密封舱进行运输，舱内压力约为 1MPa，温度为 2～3℃，这种水合物浆再气化时可得到约为原体积 75 倍的天然气。此方法运输能力较低，运输成本较高。三是，将干水合物与冷冻到-10℃的原油充分混合，形成悬浮于原油中的天然气水合物浆液，然后在常压条件下用泵送入绝热的油轮隔舱或绝热性能良好、运输距离较短的输油管中。输送到终端后，在三相分离器中分离出原油、天然气和水。此方法释放出的天然气约为油浆液体积的 100 倍，经济效果十分明显。
由此可见，水合物的运输工艺要求不高，易于实现。若大规模投入实际应用，可根据天然气的具体分布情况、周边依托情况、用户要求和技术经济条件等因素，选择合适的生产工艺。
2.案例分析
西气东输管道公司豫鄂管理处所辖管道总长867公里，主干线设计压力12MPa，设有3座压气站，8个分输站，39座阀室。各基层场站在日常管理中发现小的隐患非常多，也不排除有较大隐患的部位，例如，2012年8月仙人渡分输站所辖管道发生较大水毁，造成管道裸露，被雨水冲刷。根据天然气管道风险管理理论，在日常工作中有效开展风险识别和隐患排查，是确保管道、生产安全运行的基础。
2.1存在的问题
日常工作中，部分员工存在“习惯性违章”行为，安全观察与沟通执行不到位；在生产运行与管道线路管理过程中，隐患和风险识别能力较差，现场风险未能全部识别；作业前未进行JSA分析，作业许可制度流于形式，安全生产责任制落实不到位等。
2.2应对的措施
2.2.1进行安全观察与沟通
安全观察与沟通的重点是观察和讨论员工在工作地点的行为及可能产生的后果。安全观察既要识别不安全行为，也要识别安全行为。安全观察与沟通与“有感领导”相结合，各级管理人员要有计划或者随机进行。按照安全观察与沟通“六步法”从七个方面观察：员工的反应、员工的位置、个人防护装备、工具和设备、程序、人体工效学、整洁。
2.2.2严格执行作业许可制度，严格作业过程控制
作业前编制作业方案，进行JSA分析，制定安全措施，并严格执行审批、人员培训与交底、缴纳施工作业风险抵押金等程序。之后向施工单位发放《施工现场准入证》；施工作业单位凭施工作业方案和《施工现场准入证》到作业所在地办理作业票。作业票实行属地化管理，按照作业等级和类型办理作业许可证、作业许可票以及专项许可证，站队负责人或管理处现场项目负责人负责作业许可证的签批，并组织对作业安全技术措施、应急预案的物资和人员落实情况、工作安全分析风险控制措施进行确认。作业过程中，严格执行作业方案和风险控制措施，确保安全监护人在场，重视作业区域的安全动态，发现违章行为立即制止，确保现场施工作业安全。针对作业中高度风险和可能出现的各种意外事故，结合工作实际，编制事故应急预案，并进行应急演练。
2.2.3发现隐患及时处理或上報
在基层场站的日常巡检、常规作业或线路巡护过程中，发现隐患及时处理，确保将小隐患处理在“萌芽”状态。如果遇到本站无法自行处理的问题，要及时上报，上级部门收到隐患报告后认真分析，前往现场或者指挥站内相关技术人员进行维修或维护，尽快将隐患处理。管理处对站内上报的隐患进行分类，如属于共性问题，须通知各站均进行整改。对发现隐患的个人或单位采取奖励机制，鼓励进行隐患上报。
2.2.4定期进行安全经验分享
在每次会议之前进行安全经验分享，将兄弟单位或本站内发生的安全事件进行分享，避免此类事故再次发生。豫鄂管理处每周周例会的经验分享传达至基层站队每位员工，并进行不定期抽查，培训内容深入人心，取得较好的效果。
3.结语：
基层场站是天然气运输行业中基础的组成部分，站场的日常风险管理和预控，是天然气管道企业安全生产的重要保证，对天然气管道企业的安全发展、科学发展起到至关重要的作用。目前，天然气水合物储运技术的研发仍处于初级阶段，该技术能否有广阔的应用前景，关键在于其工艺及经济可行性。由于天然气水合物技术具有投资少、储运安全可靠、使用方便的优点，相信它会在不久的将来投入到实用中。
参考文献：
[1] 宋汉成.天然气水合物储运技术[J].上海煤气，2007（3）
[2]傅文奎等 天然气管道作业风险管理与预控措施.油气储运，2011，30（7）：534-535.
关键词：基层场站 天然气 储运技术 预控措施
中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）32-313-01
引言：根据西气东输豫鄂管理处近几年场站日常风险管理，指出基层场站日常风险管理存在的问题；要求定期进行安全观察与沟通；在项目施工前进行作业前安全分析，严格执行作业许可制度；加强作业风险识别与过程监控；发现隐患及时处理或上报；定期进行安全经验分享等。
1.天然气水合物的储存和运输
1.1天然气水合物储运基本原理
天然气水合物储运的基本原理是利用天然气水合物的巨大储气能力，通过一定的工艺将天然气制成固态的水合物，然后将水合物运送到储气站，在储气站气化成天然气供用户使用。天然气水合物储运一般基于两方面的考虑：一是开采海上气田或远洋进口天然气，天然气在气田或出口国加工成水合物，再通过轮船运往需要的地方气化后使用；二是内陆储运，主要是在没有必要铺设专用管道的情况下使用。
1.2天然气水合物储存条件
天然气水合物可以在一定的温度和压力条件下实现稳定储存。生成的天然气水合物在常压和-5℃、-10℃及-18℃的冷库中储存 10 天仍保持稳定。一方面，因为在上述条件下，天然气水合物只是发生表面分解，分解出来的水在水合物表面形成一层冰膜；另一方面，天然气水合物导热系数为 18.7W/（m·℃），比一般的隔热材料还低，具有良好的自我储存能力。所以，除非外部继续加热，否则它将很难进一步分解。根据天然气水合物的这一特点，可将天然气水合物储存在隔热较好的普通钢制储罐中，且储罐不需要承压。
除了上述的常压低温的储存条件外，还可以通过提高储存压力，实现天然气水合物在常温下的稳定储存。例如，在压力为 2～5MPa 的管道中储输，或储存于承压储罐中装车外运。
1.3天然气水合物运输技术
不同的天然气水合物生产工艺可以制备出不同形态的天然气水合物，相对地会有不同的运输方式，主要表现为以下 3 种：一是，对于干水合物，可用类似 LNG 运输船的轮船运输。到达目的地后，在船上进行再气化，分离出来的游离水留在船上用做返航时的压舱水。由于制备干水合物时需要进行 3 次脱水，所以，此方式生产成本较高，而且装船作业也有一定的困难。二是，对于经过 2 次脱水后稠度为 1：1 的水合物浆，可将其用泵送入双壳运输船上的隔热密封舱进行运输，舱内压力约为 1MPa，温度为 2～3℃，这种水合物浆再气化时可得到约为原体积 75 倍的天然气。此方法运输能力较低，运输成本较高。三是，将干水合物与冷冻到-10℃的原油充分混合，形成悬浮于原油中的天然气水合物浆液，然后在常压条件下用泵送入绝热的油轮隔舱或绝热性能良好、运输距离较短的输油管中。输送到终端后，在三相分离器中分离出原油、天然气和水。此方法释放出的天然气约为油浆液体积的 100 倍，经济效果十分明显。
由此可见，水合物的运输工艺要求不高，易于实现。若大规模投入实际应用，可根据天然气的具体分布情况、周边依托情况、用户要求和技术经济条件等因素，选择合适的生产工艺。
2.案例分析
西气东输管道公司豫鄂管理处所辖管道总长867公里，主干线设计压力12MPa，设有3座压气站，8个分输站，39座阀室。各基层场站在日常管理中发现小的隐患非常多，也不排除有较大隐患的部位，例如，2012年8月仙人渡分输站所辖管道发生较大水毁，造成管道裸露，被雨水冲刷。根据天然气管道风险管理理论，在日常工作中有效开展风险识别和隐患排查，是确保管道、生产安全运行的基础。
2.1存在的问题
日常工作中，部分员工存在“习惯性违章”行为，安全观察与沟通执行不到位；在生产运行与管道线路管理过程中，隐患和风险识别能力较差，现场风险未能全部识别；作业前未进行JSA分析，作业许可制度流于形式，安全生产责任制落实不到位等。
2.2应对的措施
2.2.1进行安全观察与沟通
安全观察与沟通的重点是观察和讨论员工在工作地点的行为及可能产生的后果。安全观察既要识别不安全行为，也要识别安全行为。安全观察与沟通与“有感领导”相结合，各级管理人员要有计划或者随机进行。按照安全观察与沟通“六步法”从七个方面观察：员工的反应、员工的位置、个人防护装备、工具和设备、程序、人体工效学、整洁。
2.2.2严格执行作业许可制度，严格作业过程控制
作业前编制作业方案，进行JSA分析，制定安全措施，并严格执行审批、人员培训与交底、缴纳施工作业风险抵押金等程序。之后向施工单位发放《施工现场准入证》；施工作业单位凭施工作业方案和《施工现场准入证》到作业所在地办理作业票。作业票实行属地化管理，按照作业等级和类型办理作业许可证、作业许可票以及专项许可证，站队负责人或管理处现场项目负责人负责作业许可证的签批，并组织对作业安全技术措施、应急预案的物资和人员落实情况、工作安全分析风险控制措施进行确认。作业过程中，严格执行作业方案和风险控制措施，确保安全监护人在场，重视作业区域的安全动态，发现违章行为立即制止，确保现场施工作业安全。针对作业中高度风险和可能出现的各种意外事故，结合工作实际，编制事故应急预案，并进行应急演练。
2.2.3发现隐患及时处理或上報
在基层场站的日常巡检、常规作业或线路巡护过程中，发现隐患及时处理，确保将小隐患处理在“萌芽”状态。如果遇到本站无法自行处理的问题，要及时上报，上级部门收到隐患报告后认真分析，前往现场或者指挥站内相关技术人员进行维修或维护，尽快将隐患处理。管理处对站内上报的隐患进行分类，如属于共性问题，须通知各站均进行整改。对发现隐患的个人或单位采取奖励机制，鼓励进行隐患上报。
2.2.4定期进行安全经验分享
在每次会议之前进行安全经验分享，将兄弟单位或本站内发生的安全事件进行分享，避免此类事故再次发生。豫鄂管理处每周周例会的经验分享传达至基层站队每位员工，并进行不定期抽查，培训内容深入人心，取得较好的效果。
3.结语：
基层场站是天然气运输行业中基础的组成部分，站场的日常风险管理和预控，是天然气管道企业安全生产的重要保证，对天然气管道企业的安全发展、科学发展起到至关重要的作用。目前，天然气水合物储运技术的研发仍处于初级阶段，该技术能否有广阔的应用前景，关键在于其工艺及经济可行性。由于天然气水合物技术具有投资少、储运安全可靠、使用方便的优点，相信它会在不久的将来投入到实用中。
参考文献：
[1] 宋汉成.天然气水合物储运技术[J].上海煤气，2007（3）
[2]傅文奎等 天然气管道作业风险管理与预控措施.油气储运，2011，30（7）：534-535.