油气管道运输泄漏分析

油气管道运输泄漏分析（4篇）

1.油气管道运输泄漏分析 篇一

液化石油气的储气站泄漏事故分析与防范

液化石油气储气站泄漏会产生严重的后果,针对事故发生的成因进行分析,加强防范,提出相应的对策措施,对预防重大事故的.发生具有重要意义.

作 者：张徐 李培  作者单位：张徐(滕州市计量检定测试所,山东,滕州,277500)

李培(滕州卷烟厂,山东,滕州,277500)

刊 名：科技信息 英文刊名：SCIENCE & TECHNOLOGY INFORMATION 年，卷(期)： “”(7) 分类号：U4 关键词：储气站   泄漏   防范  

2.油气管道运输泄漏分析 篇二

(1)液化石油气是一种火灾危险性较大的可燃气体,与空气混合后,在空气中浓度达到5 %~15 %时,遇到火源就可能发生火灾爆炸事故,甚至造成重大伤亡。如1984年6月9日墨西哥比亚埃尔莫萨东部约14.5 km的农业区附近发生天然气管道爆炸事故,造成6人死亡,44人受伤。1998年3月5日西安市煤气公司液化气泄漏爆炸事故造成7名消防官兵和4名职工死亡、11名消防官兵和20名职工受伤的特大危害[1]。

(2)液化石油气管线压力都比较大,若在人员密集场所或重要交通要道通过,一旦发生事故可能造成交通线路中断或其它严重事故。

(3)液化石油气管线泄漏,其所释放的能量作用于人体,并超过人体承受能力,将会造成人员伤亡;作用于设备、设施和环境,则可能造成设备、设施和环境被破坏。

2 液化石油气管线泄漏事故的原因分析

在运行过程中的液化石油气储配站液化石油气泄漏是最可能和最容易酿成重大事故的危险、有害因素。有4个重要的工艺单元,是可能产生液化石油气管线泄漏危险的主要部位。

(1)液化天然气管线腐蚀老化,部分管线因腐蚀严重而造成漏气,部分管线因密封填料老化而造成漏气。管线腐蚀穿孔是石油液化气管线发生泄漏最常见、最危险的情况之一,最常见的是因为钢制管线外表都有保温层,这些保温材料通常是多孔易吸水的,保温层中的水分与钢管的长期电化学作用,出现锈蚀。另外液化石油气通常含有少量的硫和水,钢管内部也易腐蚀,长期的腐蚀使管壁减薄最终不能承受压力而出现穿孔[2]。

(2)液化石油气生产装置工艺连接管线,有许多是采用法兰连接。由于施工的不规范在一些液化石油气生产装置上使用了平面法兰,由于其结构上的缺陷容易产生泄漏。需要特别指出的是,石油液化气管线的第一道进出口法兰应使用凹凸面法兰。连接法兰的螺栓应采用高强度螺栓。法兰连接所采用的垫片通常是石棉橡胶板垫片或金属缠绕垫片。石棉橡胶板垫片回弹力较差,在高温、低温、高压等恶劣工况下容易老化,导致物料泄漏。金属缠绕垫片有较好的回弹性和耐热性,强度高,是液化石油气工艺装置法兰连接较为理想的垫片,使用时要特别注意尺寸、选型和安装质量,否则将金属缠绕丝压断就容易产生泄漏。

(3)阀门是液化石油气管线工艺装置中最重要的控制部件。由于阀门频繁的开启、关闭使阀门的密封填料磨损、老化,产生泄漏。液化石油气中带有的杂质会卡在阀门的密封面上,造成阀门损坏。液化石油气中的游离水会沉降在储罐的底部,在冬季,如未及时脱水,就会冻坏阀门。

(4)液化石油气管线多为地下设置,液化石油气的水分在冬天易结冰,造成管道和阀门堵塞,甚至冻裂,进而导致物料泄漏。因此,液化石油气中的水分应及时排除,管道设备要考虑保温。

3 液化石油气管线泄漏事故的预防

(1)管线在设计时对选材应有明确的技术要求,其质量及规格应符合相应的国家标准和行业标准。要说明盛装介质的腐蚀性适用浓度范围,设计时要留有腐蚀裕度。运行时要严格执行工艺指标不得超浓度运行。

(2)管线基础施工时,其基础承台地下隐蔽工程必须经监理部门验收,以防止球罐基础发生不均匀沉降,使罐体在不良应力下运行。

(3)管线组装施工单位应具备相应的施工资质,施工时应严格按照技术规范组织,严格按技术要求正确选用焊接材料、使用正确的焊接方法施工。

(4)管线的安全附件(液面计、压力表、安全阀、紧急切断装置、温度表)必须齐全好用。

(5)建立、建全各项规章制度,特别是严格落实《安全、消防管理规定》中的用火管理规定。管线区工作人员必须经过安全教育和技术培训,经考核取得特种作业许可证后方可上岗。

(6)管线区必须配有完善的消防设施,管线应配有喷淋冷却水和消防水幕。按规定液态烃管线区应配有高压消防水(0.8 MPa~1.2 MPa)系统,并配有蓄水池。建议最好在管线区配自动或手动的高压消防炮。

(7)管线底部接管的第一道法兰、阀、垫片的压力等级应比球罐本体提高一个等级,垫片应选带有金属保护圈的缠绕垫片,法兰应选对焊法兰,螺栓应使用高强度螺栓,球罐第一道法兰、阀门、垫片、螺栓的安装、使用、更换应有详细的记录。

(8)宜在球罐底部的管线上增加注水管线,该管线在正常情况下应用盲板与物料系统隔开。冬季,要及时脱除罐内游离水,防止底部阀门冻裂。

4 处理液化石油气管线区泄漏应注意的问题

(1)管线区消防的重点是预防,物料泄漏、防火源、防静电、防化学爆炸。而火灾一旦发生,“预防”重点则是防止二次爆炸,防止二次爆炸可以说是罐区消防灭火作战的核心任务。

(2)当发生液化石油气泄漏时,切断气源,堵住漏点,是消除其形成爆炸性混合物和防止火灾蔓延的重要步骤。卸液过程中若发生严重泄漏,应立即按下紧急关闭按钮。加气过程中发生气体严重泄漏时,应立即关闭车辆气瓶阀,同时按现场紧急关闭按钮,把气体泄漏量控制在最小范围内。

(3)禁绝火源。切断警戒区内所有电源,熄灭明火;高热设备停止工作;关闭警戒区内抢险人员的手机和其它无线非防爆通讯工具,切断电话线路;不准穿化纤类服装和带铁钉的鞋进入警戒区,不准携带铁质工具进入扩散区参加救援。关阀断源。管道发生泄漏,泄漏点处在阀门以后且阀门尚未损坏、可采取关闭输送物料管道阀门,断绝物料源的措施,制止泄漏。关闭管道阀门时,必须设开花或喷雾水枪掩护[3]。

(4)使用喷雾开花水流或惰性气体稀释、驱散泄漏的液化石油气体,防止它达到爆炸浓度。对已着火的泄漏液化石油气体在切断气源的同时,向火区喷灭火剂。在有条件的地方,可以开启氮气管道、水蒸汽管道,使氮气和水蒸汽充盈火区空间,窒息灭火。在火焰熄灭后,应防止残余液化石油气气化扩散甚至复燃。

5 结 语

液化石油气管线网络延伸很广,涉及许多部门和单位,其安全知识的普及面越广越好、越深越好。尽管液化石油管线事故在生活中屡见不鲜,但绝不能讳疾忌医,必须学习掌握、了解使用液化石油气泄漏的危险特性和安全防范措施,做到出现事故能及时处置。

摘要：随着液化石油气管线的大量建设和运行时间延长,液化石油气管线事故时有发生。由于液化石油气有易燃、易爆的特点,一旦出现问题,极易造成重大事故。另外,燃气管网的安全运行也非常重要,一旦发生泄漏或断裂,就会对周围的环境和人员产生严重的后果。分析了液化石油气管线运输中泄漏的原因,介绍了在不影响正常操作的条件下,消除泄漏的动态措施。

关键词：液化石油气,管线泄漏,措施

参考文献

[1]西安煤气公司液化石油气管理所泄漏爆炸事故的反思[J],消防技术与产品信息,1998,9.

[2]黎忠文.灭火过程中爆炸事故的预防[J].工业安全与环保,1997,7.

3.油气管道运输泄漏分析 篇三

摘 要：随着经济发展结构的不断调整，我国的天然气资源在能源结构中所占比重不断增大，与此同时，天然气管道运输的安全性也成为人们关注的重点问题。在管道运输的过程中，由于受到多种因素的影响，引发天然气管道泄漏问题，严重危害了人们的生命安全。基于此，本文对天然气管道泄漏的原因进行分析，并提出了一些针对性的防范措施，旨在更好的保证天然气管道的运输安全。

关键词：天然气管道；泄漏原因；防范对策

中图分类号： TE8 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）16-196-2

0 引言

众所周知，石化能源的燃烧，严重破坏了地球的生态平衡，例如全球变暖问题，已严重危及到人们的生存空间，改革能源结构已迫在眉睫。在这样的社会背景下，天然气能源以其本身的独特、清洁、低碳、环保的优势，被大众所知、接受，并且也得到了国家政府部门的大力支持。国家出台的《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》中，曾明确指出要实现天然气化民生工程，将天然气在城镇建设中全面普及，成为人们生产、生活最主要的能源。因此，保证天然气管道运输安全，及时消除天然气管道泄漏隐患，对天然气的开发、利用都具有重要作用。

1 天然气泄漏的危害

1.1 易燃性

天然气本身就具有易燃特性，并且天然气与其他的固体或液体燃料相比，没有熔化蒸发的过程，其燃烧蒸发的速度会更快。并且天然气的燃点也比较低，但天然气泄漏的过程中，微弱的火星都可能引发其燃烧，形成火灾。并且天然气泄漏与空气融合，当温度达到一定时，空气就会产生自燃，而且火温极大，给周边地区带来严重的危害。

1.2 易爆性

当天然气发生泄漏时，在密闭的空间与空气融合，非常容易产生爆炸并且还引发许多次生灾害，对周边环境以及相关单位带来巨大的环境危害与经济损失，增加企业的负面影响。

1.3 扩散性

上文已经提出，当天然气管道发生泄漏时，天然气与空气相融合在一起，形成易爆炸的混合气体，并且由于质量较轻，可随空气、风等移动，遇到明火就发生爆炸，而且随空气蔓延的速度也非常快。而且，天然气中的甲烷、硫化氢等气体较重，在扩散的过程中易于聚集在地面、沟渠等死角处，不易消散，遇火及燃。

2 天然气管道泄漏原因分析

在天然气管道管理的实践过程中，天然气管道泄漏的主要原因可分为以下四方面：

2.1 在城市管网的建设过程中缺乏整体性规划

随着城市化进程的不断加快，城镇建设设施日趋完善，城市地下管网建设也日趋复杂，并且涉及到众多方面，例如，市政管网、电力、电线线路以及地下水、生活水等各种管道。并且在管道的建设过程中，各施工单位各自为政，并没有进行统一的规划。并且地下管网的复杂性、多样性，致使施工单位无法准确了解地下管网的布置，并且对燃气管道的保护工作认识不足，致使在施工的过程中破坏天然气管道的完整性，致使其发生泄漏问题。

2.2 管道设施的质量不合格

在施工的过程中，一些施工企业为了追求更高的施工效益，在管道材料的选取上以次充好，给管道的运行埋下了严重的安全隐患。同时，还要多加关注管道阀门、石棉垫片和放散球阀的质量问题，避免出现密实性差等问题，这也是极易引发天然气泄漏的重要因素。

2.3 管道遭到严重的侵蚀

天然气管道在传输的过程中，大部分都是埋藏在地表下的，为了保证管道工程质量，延长管道的寿命，必须对管道采取防腐措施。如果管道的防腐措施不到位，不仅影响管道的使用寿命，还会因为腐蚀问题引发天然气的泄漏。

2.4 管道施工质量无法保证

2.4.1 管道焊接质量问题

在天然气管道的安装过程中，通常都是将管道焊接在一起进行使用的，并且在焊接接头处也极易发生质量问题，引发天然气泄漏。天然气管道焊接的质量问题大体上可分为两种，一是，管道焊接表面的质量问题，例如烧穿、咬边等，通过观察就能及时的发现，治理起来也比较简单；二是，管道接头处的内部质量问题，例如气孔、夹渣等问题。这些质量问题位于管道内部，不易发现，在管道的使用过程中极易引发天然气泄漏。

2.4.2 管道施工管理问题

在实际的管道施工过程中，一些施工企业为了追求施工进度以及工程效益，在施工的过程中忽视了施工质量管理要求。例如，管道预埋深度、距离电缆的安全距离等在施工的过程中都没有按照设计要求进行施工。并且一些施工人员的责任心较差，在施工的过程中，无法保证施工工序的质量，给天然气管道质量带来严重的质量问题。

2.5 自然因素

天然气管道基本上都是埋藏在地表下，其运行质量也比较容易受自然灾害以及地质灾害的影响。例如，泥石流、地陷等问题都会造成天然气运输管道的变形、断裂，严重破坏天然气运输管道，造成天然气泄漏。

3 天然气管道泄漏防范对策

3.1 加强规划和管理部门间的协调

一是在建设规划上必须与市政、城建、电力、电信等部门加强协作，最好可以实现联合办公，这样就可以有效地防止各个部门的规划设计彼此冲突，通过多部门的协作，最终制定一套科学合理的规划方案。二是在施工、维修过程中，加强燃气管道与其他基础设施建设的协调，确保不相互冲突，避免造成管道设施的人为损坏。

3.2 加强管道施工的质量管理

燃气管道的使用寿命必须按照标准从严要求，从管道材料的选型、设计、质检、招标、采购运输到施工过程，严格执行质量管理，确保整个施工工程的材料质量达标。

严格控制管道焊接的质量。管材在进行焊接前要进行温差消除，避免由此造成的焊接质量缺陷；在开展焊接时要及时将管材的接口表面处理好，完成焊接收工，要将管口封堵避免进入杂物；管道焊接完成后要进行复查，将质量隐患及时排除，再下沟填埋，严格按照施工要求进行填平夯实，确保管道填埋质量。

3.3 建立健全管道防腐层记录

天然气管道防腐层由于埋地时间长久而出现老化、发脆、剥离和脱落，从而造成管道的腐蚀和穿孔，引起泄漏。因此要定期对城市燃气管道防腐层进行全方位的检测和评价，检测腐蚀引起的管道壁厚减薄程度，对出现问题的部位要及时进行维修或更换。建立健全防腐层历史数据记录，包括施工建设记录、运行和维修记录、腐蚀测量记录等，为管道安全运行和技术改造提供准确可靠的依据。

3.4 加强燃气管道运行的安全管理

天然气管道的管理其实是一个完整的体系内容，建立并不断完善天然气管道安全管理制度，规范管道管理各项规程。同时，还要定期检查管道的各项基础设施，及时有效的排除管道内的杂物，保证管道运输的安全性和可靠性。

管道的安全管理工作，除了检查管道本身的工作质量外，还要注意管道的周边环境，加强对管道周边环境的管理对天然气管道运输的安全性也是有重要影响的。同时，可建立专门的管道风险评价体系，借鉴国外先进的管道管理理念，提高我国天然气管道运输的管理水平。

3.5 提高天然气管道安全监督人员的综合素质

天然气管道建设完成应用的过程中，还要建立专门的安全监督检查小组，以保证管道的运行安全为工作根本。同时管道安全监督检查小组应该独立存在，直接归属于天然气总公司，直接由领导部门管理。还要不断提高监督检查小组工作人员的工作质量，在提高其专业水平的同时，还要提高员工的思想素质，切实提高员工的监督管理水平，保证管道的运输安全，及时消除天然气管道泄漏的安全隐患。

4 结语

综上所述，随着经济的不断发展，以及环境因素的严重制约，我国的能源结构必须加大变革力度，增加天然气的占用比例，实现天然气民生工程的建设。因此为了保证天然气的使用安全，消除天然气管道的泄漏问题至关重要。这不仅需要注重施工管道的施工质量，还要加强管道的安全管理，提高管道人员的责任意识，这对保证天然气管道运输的安全性、稳定性至关重要。

参 考 文 献

[1] 史革章.关于石油天然气管道安全管理存在问题及应对策略[J].科技与企业，2012（3）：11-11.

[2] 迟伟.城市天然气管道安全管理存在的问题及其控制措施[J].煤炭加工与综合利用，2014（6）：18-20.

4.油气管道运输泄漏分析 篇四

恶劣海上作业环境使得浮式生产储油卸载装置(FPSO)的工艺设备及管线易破裂而发生油气泄漏，进而引发油气燃爆事故。爆炸冲击波和爆轰产物会对结构产生破坏和损伤，持续火灾甚至会造成船体整体损毁[1,2],2010年美国墨西哥湾Deepwater Horizon平台、2007年墨西哥坎佩切湾Usumacinta平台、1988年英国大陆架piper alpha平台均由于泄漏油气燃爆事故损害而报废。

FPSO泄漏油气与空气形成可燃气云处于半开放空间中，目前对于蒸气云爆炸后果的预测模型主要有TNT当量模型、TNO多能法、基于CFD技术的爆炸模型[3,4,5,6,7]，其中TNT当量模型与TNO多能法对结构受损分析只限于超压判断[8]，不能精确分析冲击波对结构的破坏效应。

为定量评估泄漏油气燃爆FPSO安全风险，以泄漏油气稳定后爆炸为研究对象，采用AUTODYN对FPSO结构在爆炸载荷作用下动力响应进行数值模拟研究，比较不同泄漏量油气爆炸下结构的变形和受损情况，对FPSO作业风险定量评估和结构安全计算具有指导意义。

1 FPSO油气泄漏事故分析

1.1 计算模型

以“海洋石油115”为原型建立FPSO仿真模型，船体长X235.6m，宽Y46.0m，高Z24.1m，如图1，包括工艺处理Ⅰ、Ⅱ区、动力站、热站、生活区，以甲板上部生产设备为目标，忽略内部舱室和管线。

1-M.C.C房间;2-船艏甲板;3-主甲板;4-冲洗水循环泵;5-氮气发生器;6-电脱水器;7-电脱水增压泵;8-电脱水预热器;9-原油热处理器;10-惰气发生器;11-工具间;12-海水冷却器;13-化学药剂撬;14-火炬分液罐;15-燃油循环撬;16-燃油日用罐;17-热油加热炉撬;18-热油膨胀罐;19-生产甲板Ⅱ;20-生产甲板I;21-生活楼;22-水力旋流器;23-原油发电机撬;24-原油分油机处理撬;25-原油换热器;26-原油外输计量撬;27-电脱盐器;28-原油日用罐;29-原油增压撬

1.2 油气泄漏危害分析

魏超南[9]对FPSO全生命周期风险分析指出主甲板上部原油热处理器最易发生油气泄漏，位于工艺处理模块I区中部，内部介质为天然气(主要为甲烷)。假设原油热处理器端部发生孔泄漏，泄漏方向垂直向下，参考API标准[10]选取三种泄漏孔径(20、40、60 mm)，根据设备运行参数(运行压力1500kPa，温度45℃)采用孔泄漏模型计算天然气泄漏速率。采用Fluent模拟南海环境下天然气泄漏扩散过程[11]，全年平均风速5m/s，船艏方向来风，此时天然气覆盖设备最多。

模拟天然气泄漏至形成稳定状态的天然气混合气云，图2为60mm孔径泄漏1%浓度稳定混合气云分布，气云覆盖工艺模块I、Ⅱ区、热站和动力模块，其直观展现了可燃混合气云的位置和形态分布。

通过Fluent以原油热处理器泄漏3min为例计算天然气泄漏量，采用等效TNT法[12]计算可燃蒸气云等效TNT量，如表1。

式中，WTNT为可燃气体TNT当量，kg;Wf为蒸气云中可燃气体质量，kg;α为可燃气云当量系数，表示参与蒸气云爆炸事故并对爆炸波的产生有实际贡献的燃料占泄漏燃料的百分比，取0.04(统计平均值);Qf为可燃气体燃烧热，CH4为5.56×107J/kg;QTNT为TNT爆炸热，4.52×106J/kg。

2 爆炸冲击波作用计算模型

2.1 几何模型及边界条件

对FPSO各模块单独分析，图3为工艺处理模块Ⅰ区流固耦合模型，空气域采用六面体Euler单元划分，设备采用四面体Lagrange单元划分。生产甲板支柱底部设置为固定边界，空气域各面为出流边界条件。采用Euler/Lagrange完全耦合算法计算分析，利用AUTODYN中REMAP功能将二维楔形模型计算的爆炸载荷映射到流固耦合模型，避免计算资源过多消耗在流体单元上。

2.2 材料状态模型及参数[13]

假设空气为理想气体，采用线性多项式方程描述其状态，根据Gama准则:

式中，P为气体压力，λ为比热比，ρ为气体密度，ψ为气体单位体积内能。采用JWL状态方程描述TNT爆轰过程中压力、内能及相对体积的关系:

式中，P为爆炸产生的压力;V为压力p时的体积与初始体积的比值;ψ为TNT比内能，6.0GJ/m3;材料参数A=373.7GPa,B=3.747GPa,R1=4.15,R2=0.9，ω=0.35;TNT初始密度ρ0为1630kg/m3。

FPSO设备材质为4340钢，采用J-C状态方程及强度模型描述其在爆炸载荷下的本构关系，屈服应力σy为:

式中，A为弹性极限应力，79.1GPa;B和N为塑性应变硬化系数和指数，分别取3.44和0.61;εpeff为有效塑性应变;6)ε和C分别为应变率和应变率系数，C取-2.12;M为标准化温度指数，M取0.002;Tr为参考温度，取300K;Tm为熔点温度。材料的失效模式为最大应变失效，取极限应变为0.35。

3 爆炸载荷下FPSO动力响应分析

3.1 爆炸冲击波传播分析

高浓度天然气聚集在原油热处理器和电脱盐器附近，将爆炸载荷中心置于两者中间位置，距离生产甲板垂直距离为3m。图4为TNT起爆后击波传播向量图，其描述了爆轰产物及冲击波传播情况。

TNT起爆后，高温、高压爆轰产物及空气冲击波呈辐射状高速传播，经0.2ms到达结构表面。爆轰产物和空气介质在结构表面滞止聚集，界面处介质密度和压力急剧升高，动能转化为作用在结构的动压，设备所受载荷增加。冲击波发生正反射和斜反射，其绕过设备继续传播，2ms时绕过生产甲板到达船体主甲板，入射波和反射波耦合叠加使其冲击力明显增强。4ms时冲击波在生产甲板与主甲板间多次反射与叠加耦合，形成复杂流场，设备所受冲击波压力载荷不均匀，受损情况产生差异，10ms后冲击波已覆盖工艺模块I区全部区域。

3.2 结构动力响应分析

图5为原油热处理器结构动力响应情况，冲击波在2.5ms时刻开始作用原油热处理器，2.5～39ms时间内，结构保持弹性状态，加速度正负波动，25ms后稳定在145m/s2左右，速度0～1.5m/s，位移逐渐变大，39ms时刻达10mm左右。39ms之后加速度继续增大，且正向加速度大于负向加速度，速度急剧增大，结构由弹性状态进入塑性状态，发生塑性变形，位移相应急剧增大，40ms时刻结构加速度、速度和位移分别为170m/s2、43m/s和24mm。

图6为电脱盐器结构动力响应，TNT起爆4ms后冲击波开始作用于电脱盐器。4～38ms，结构局部发生剧烈振动，加速度峰值达55m/s2，速度在正负波动，位移0～2.5mm，说明结构变形阻尼起作用，结构处于弹性状态。38ms后加速度增大，正向加速度大于负向加速度，最大80 m/s2，速度和位移迅速增大，电脱盐器部分结构进入塑性状态，发生塑性变形，冲击波作用下结构变形继续增大。

水力旋流器、电脱水增压泵和海水冷却器Z方向动力响应强于X、Y方向，对Z向进行分析。爆炸冲击波衰减快速，3处设备受冲击波影响较小，结构加速度和速度较小，最大为1.0m/s2、1.1 m/s，冲击波的衰减和结构阻尼作用下加速度逐渐减小。水力旋流器、电脱水增压泵速度及位移变化趋于一致，40ms时Z方向位移达到-7mm，海水冷却器位移达到-25mm，其较大的位移由生产甲板变形引起。

3.3 结构弹塑性状态分析

图7、图8分别为FPSO工艺模块I区结构弹塑性及位移分布。原油热处理器部分结构应力超过屈服极限，泄漏口附近结构呈塑性状态，设备发生凹陷，X方向位移94.1mm;电脱盐器和电脱水增压泵右端以及中部进入塑性状态，主要发生X方向位移，最大为112.2mm和25.8mm;电脱水预热器主要发生Z方向刚性位移，最大为-30.4mm;生产甲板船艏端中部大面积结构失效，位移超过45.0mm;原油换热器、水力旋流器和海水冷却器受爆炸冲击波作用较小，结构保持弹性状态。

4 不同泄漏量油气爆炸结构响应分析

分析孔径20、40、60mm泄漏时天然气燃爆对设备伤害，对比结构等效应力、塑性及位移分布情况，图9为3种工况下结构等效应力分布图。

3种工况下原油热处理器端部应力均超过材料的屈服强度，结构失效。随着参与反应油气量的增大，生产甲板大应力区域扩大，受冲击波作用设备增多，设备受损程度变大。d=20mm时应力超过0.8GPa区域分布在原油热处理器下方，d=40mm时扩大至电脱水增压泵位置，d=60mm时扩大至电脱盐位置。d=20mm时，原油热处理器端部、底部支撑及下方生产甲板边缘位置小面积结构塑性失效;d=40mm时，塑性区域扩大，原油热处理器顶部结构及电脱水增压泵附近甲板发生屈服;d=60mm时受损区域进一步扩大，电脱盐器下方甲板失效塌陷，塑性变形区域已扩大至电脱盐器附近，电脱盐器端部受冲击波损害严重，结构塑性变形增大。

d=20mm时原油热处理器及生产甲板主要发生Z方向位移，最大为29.9mm。电脱水增压泵及电脱水预热器距离爆点较近，迎爆面发生较大的位移，最大为34.1mm。d=40mm时，相比d=20mm时相同位置结构位移变大，发生大位移的区域扩大，如原油热处理器端部和下方生产甲板结构的位移超过40.0mm。d=60mm时，冲击波载荷作用位置向右侧偏移，原油热处理器位移变小，电脱盐器端部位移变大，最大为127.0mm，甲板大面积区域位移在45.0mm以上。

5 结论

1)结合等效TNT法和AUTODYN软件定量评估可燃气云燃爆FPSO结构风险。分析TNT爆炸后冲击波传播过程，TNT起爆后爆炸冲击波和爆轰产物以辐射状高速传播，10ms后已覆盖工艺处理模块I区，冲击波经设备反射叠加耦合破坏力大大增强。

2)原油热处理器和电脱盐器受冲击波超压和支撑挤压作用最容易发生失效破坏和变形，易引起事故规模扩大;生产甲板边缘位置受约束较小，发生较大位移和塑性变形，部分结构屈曲破坏;电脱水增压泵等设备迎爆面积小且离爆心远，受损较小。