压缩天然气(CNG)加气站安全措施研究

浙江海洋学院安全工程专业  李达

[摘要] 介绍压缩天然气(CNG)加气站的主要设备构成，并对其进行了危险性分析。统计了主要事故类型，并对加气站的火灾、爆炸事故通过事故树分析法做了简单分析。从总体布局；安全监控；安全保护装置；静电、电火花、雷电的预防；人员的管理与制度这5个方面提出预防措施。

[关键词] 压缩天然气;危险性分析;事故树分析法;预防措施

1.前言

近年来，天然气在世界范围内的市场不断增大。据统计，全国CNG加气站已经从2012年底的2400座左右，增长至2013年六月底的3000座左右。除去中国外，美国、阿根廷、巴西、巴基斯坦近年来也大力发展天然气能源，这些国家的加气站数量也达到了1000座以上，特别是巴基斯坦，其天然气加气站到2013年6月底已达2997座。发达国家和天然气出产国是天然气的主要市场，包括美国，欧洲，墨西哥和一些拉美国家，天然气的使用率在近几年大幅增加，天然气加气站的数量也随之增大。伴随着天然气汽车的使用范围不断扩大，加气站的数量大幅增加，加气站的安全问题也成为了安全工作者的主要研究方向之一。天然气加气站事故不仅发生的频率高，而且一旦发生，一般伴随着设备报废，人员伤亡，其损失往往较大。自科技部的“十五”清洁汽车技术研究项目开展以来，对全国范围内68个天然气加气站进行了重点抽样调查，发现仅三、四年间其中的35个加气站共发生了101起事故，而这只是中国众多加气站事故的冰山一角。由此可见加气站的安全问题已达刻不容缓的地步。本文将根据近几年天然气加气站的事故统计，结合事故树分析的手段，从加气站的安全技术角度展开研究，并提出相应的应对策略。

2.压缩天然气(CNG)加气站设备构成及危险性分析

CNG加气站的主要设备包括：调压计量装置、净化干燥装置、压缩装置、储气装置、充气优先级控制盘、售气机。

加气站的工艺流程为：经管道输送至加气站的天然气先进入调压计量系统和净化干燥系统进行气体预处理，再经过压缩机组使气体的压力达到25 MPa ，然后进入储气系统，最后由售气机将压缩天然气加入车辆储气瓶。

2.1.调压计量装置

调压计量装置主要包括：过滤器、调压器、流量计、压力表、旁通阀，以及主阀门等。其主要作用是使输入的天然气的压力保持稳定，并满足压缩机组对与入口压力的要求。并对输入加气站的天然气量进行计量。

因为进入调压计量系统的天然气气压不高，除去泄露、电火花等因素，其本身是一个不容易发生事故的系统，但由于这是加气站工艺的第一阶段，如果气体处理不当，出口气体压力、流速、流量不符合规定，则会对后续的工艺流程和设备造成一定的损害，导致之后的脱水脱硫，压缩等工艺的事故发生概率增大。

2.2.净化干燥装置

净化干燥装置的主要作用是将从调压计量系统处来的天然气，送入脱硫塔与吸附器，进行脱硫脱水处理，使得进入压缩装置的天然气的硫化氢和水含量达到相关标准。

由于输送到CNG加气站的原料气一般硫含量较低，硫含量在10-200mg/m3之间，少数气井出来的原料气也不超过1000mg/m3，但仍然没有达到标准。根据美国工程师协会NACE对硫化氢浓度所做的规定，硫化氢分压P≤3.5×10-4MPa，即硫化氢含量小于20mg/m3。否则，在高压容器内可能会发生硫化氢应力腐蚀开裂，对设备造成损害，甚至引起爆炸。

在储存过程中，在最高储存压力下气体水露点应在当地最低环境温度以下，如果达不到该要求，则CNG可能会析出液态水，液态水的存在会严重危害加气站的安全。同时影响加气站正常工作，严重时加气站将无法运行。原因有以下几点：

(1) 液态水的存在加强了酸性组分(H2S、CO2)对压力容器及管道的腐蚀，并可能发生硫化氢应力腐蚀开裂及二氧化碳腐蚀开裂，使设备无法运行甚至发生爆炸。

(2) CNG 汽车的充气温度达70℃以上，析出的液态水会在管道和阀门处产生冰堵，使充气无法进行。

(3) 在高压状态下，液态水的存在会使CNG在储气装置中生成水化物，水化物会堵塞管道和阀门，使设备无法正常运行。

2.3.压缩装置

压缩系统是CNG加气站的核心部分，原料天然气经过脱硫脱水处理后，进入压缩系统，使其压力达到25MPa，再进入储气系统储存。

压缩系统在运行时长时间处于高压状态，加上设备老化、操作失误等问题，极易发生故障。有些故障如：安全阀失灵、测量仪表故障等一旦发生，会导致重大事故。

由于天然气在进行压缩时，处于高热、高压状态，所以很容易发生天然气泄露，此时如果阀门、管道密闭性不够好，泄露出来的气体一旦遇到引火源就会发生火灾爆炸事故，造成巨大的损失。

2.4.储气装置

压缩天然气的储存方式目前有三种形式，分别是瓶储式、罐储式和井储式。

(1) 瓶储式储气：该储气方式由于输气管线错综复杂，保养维护困难，从实际情况看，这种储气方式已经被逐步淘汰。

(2) 罐储式储气：罐储式储气是我国主要采用的储气方式之一，该储气方式管线连接少，不容易发生气体泄漏，系安全性能相对较高。但是作为压力容器，输送和存储过程均属于高压状态，不排除设备老化、阀门管线故障等原因致使天然气外泄，造成火灾、爆炸事故。而且该种储气方式一旦发生爆炸事故，由于其冲击波辐射范围、强度较大，造成的后果极为严重。

(3) 井储式储气：井储式储气较前二者而言是一种较为新型的储气方式，也正因如此，井储技术也相对不完善。虽然此种储气方式具安全牢固，维护简单，占地面积小等优点，但由于磨损、腐蚀、老化等原因，还是会导致事故发生。储气井事故主要包括泄露、井管爆裂、筒体严重浮动三种，一旦发生，后果极为严重。

无论哪种储存系统，其内部压力都在25-30MPa之间，都属于高压容器。因此储气设备的质量就显得非常重要。储气设施基本都是钢制材料由于受腐蚀或存在先天性缺陷，如制造工艺不能满足规定的技术要求，加之维修保养不善，安全管理措施不落实等因素，极易造成储气设施零部件损坏，发生天然气泄漏，引起火灾和爆炸事故。

2.5.售气系统

售气系统主要包括高压管线、阀门、加气枪、计量、计价及控制部分。CNG从储气系统出来经售气机给CNG汽车加气。

售气系统因为直接对外关联，是发生事故最频繁的系统，很多细节都会引发事故。如阀门损坏漏气、接地线断裂等。除此之外，违章操作也会造成事故，例如工作人员穿化纤服，乘客在加气过程中未熄火，吸烟等都会导致事故的发生。

3.加气站事故分析

3.1.加气站事故类型

从近年来的近年加气站事故统计可以看出, 在加气站各部分中, 安全事故集中在售气系统和高压储气系统, 其次是CNG 压缩系统, 共占事故总数的90%。如图1所示 。

加气站事故故障位置统计 图1

在CNG 加气站事故中, 后果比较严重的事故类型是爆炸、燃烧, 其次是储气井套管冲出、售气机相关部件报废、压缩机震动报废、压缩机冰堵、高压管线腐蚀报废等, 如图2所示 。

加气站事故类型统计 图2

3.2.加气站火灾、爆炸事故分析

对于加气站来说，火灾、爆炸是后果最为严重的事故类型，事故一旦发生，不仅会使设备报废，严重时还会造成大范围的人员伤亡，事故损失更是不可估量。而加气站容易发生火灾、爆炸事故的主要原因有以下几点：

1. 天然气本身危险性大       

天然气的主要成分甲烷属于一级可燃气体，甲类火灾危险性，爆炸极限为5%-15%(体积分数)，最小点火能量仅为0.28mJ，燃烧速度快，燃烧热值高，极易燃烧、爆炸，并且扩散能力极强，一旦发生火灾施救难度大。

2. 容易发生泄漏事故      

加气站内工艺过程一般处于高压状态，容易造成气体泄漏，管道焊缝、干燥器、阀门、法兰、管道、压缩机等都可能发生泄漏事故；当天然气管道断裂或加气车辆失控而撞毁站内设备时会引发天然气大量泄漏。一旦遇到引火源，就会发生火灾和爆炸。

3. 高压工艺过程极具危险性

加气站工艺过程要求压缩机必须加压至25MPa以上，才能将天然气充装到储存装置中。若储存设备或者压缩装置不能满足该标准，稍有疏忽，便会发生爆炸或火灾。高压过程容易发生超压事故，一旦工作压力超过站内设备的强度极限，就会发生爆炸或局部炸裂。

4. 天然气气质问题引发危险      

如果天然气中的存在未脱净水，钢瓶积水中的硫化氢便会引起钢瓶腐蚀。硫化氢水溶液在高压状态下对钢瓶或容器的腐蚀速度比在相对低压的天然气管道中要快得多。其次，压缩天然气中在高温下析出析出的液态水则会在阀门、法兰等部位产生冰堵，使得设备无法运行。

5. 多种引火源的存在

商业性的CNG加气站绝大多数建立在交通干道一侧，周围的环境比较复杂，受到外部点火源的影响较大，如频繁出入的车辆，烟火、打火机火焰、手机通电时产生的电火花、撞击火花、化纤服装摩擦产生的静电火花、雷击等，均可成为加气站火灾的点火源。操作中也存在多种引火源，设备运行过程中充斥着电气火花；天然气在管道中高速流动，易产生静电火源；操作时容易造成摩擦、撞击火花等。

6. 工作人员安全培训存在问题     

近年来，随着天然气行业的发展，一些不规范的中小型加气站常常会忽视对工作人员的培训。部分加气站的工作人员在不熟悉CNG技术和未经过培训的情况下就上岗，容易出现违反安全操作规程的现象。有些对安全知识特别是消防知识了解不全面，不能及时发现火灾隐患，没有处理突发事故的能力。

加气站火灾、爆炸事故发生的原因多样复杂，图3是加气站火灾爆炸事故树。

加气站火灾爆炸事故树图3

通过最小割集、最小径集及基本事件重要度分析，可以发现安全阀失效与报警器失效是造成事故的最重要因素，只要对安全阀与报警器这二者进行定期检查维护，就能最大程度上的预防事故的发生。

4.加气站事故预防措施

4.1.总体布局

CNG 加气站的布局应充分从安全的角度出发，站内压缩装置和储气系统与周围建筑的防火间距, 应严格按照GB50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》。加气站内的平面布置应按照《建筑设计防火规范》与《城市燃气设计规范》, 除了储气系统、生产建筑和一些辅助设施以外,不应再设置其他建筑物。加气站的生产区域和办公区域应分开建设。加气站内的储气系统、压缩机组、调压计量装置、售气机等必须设置明显的分隔线,并符合相关规范的规定。加气站适宜建设在工厂和居民区全年最小频率风向的上风侧，并选择在通风良好的地点，选址应尽量远离学校、医院、商场及文物保护区等人口稠密地带及重要设施。

4.2.安全监控

根据上文得出的结论，安全监控系统是加气站事故预防著重要的因素之一。监控内容主要包括：1、安全参数监控，指的是对温度、压力、可燃气体浓度、接地电阻、天然气中的硫化氢与水含量的监控。2、视频监控，主要包括对加气站进出口人员车辆的监控与对站内设备如压缩机组、储气系统等的现场监控。

按照国家构建重大危险源四级监控网络及国家安全生产信息化建设的要求, 加气站安全监控系统的建设采取“监控中心级基于WEB(Internet或专网)的B/S 架构, 底层加气站现场级基于C/S 架构”。系统的安装与设置应按照《加油加气站视频安防监控系统技术要求》实行。加气站必须制定安全监控管理制度，站内工作人员必须严格执行，从源头上预防事故发生，以保证加气站安全运行。

4.3.安全保护装置

加气站内应设置安全保护装置，并必须严格按照GB50156-2012《汽车加油加气站设计与施工规范》中的要求进行设计。如：天然气进站管道应设紧急手动截断阀,一旦发生事故,自动控制系统失灵,操作人员手动关闭截断阀,切断天然气来源,以防事故扩大。储气装置进气管上应设安全阀、紧急放散管、压力表和超压报警器。每个储气装置出口应设截止阀,用来保证储气装置的安全或者当发生事故时可以及时切断气源。对严寒区域的室外管道,其选材应考虑环境温度的影响。由于天然气内含有硫化氢、二氧化碳等腐蚀性介质,因此加气站内与压缩天然气接触的所有设备、管道、阀门、法兰、垫片等材质应选取抗腐蚀材料。地下管道防腐蚀设计应采用最高级别的防腐措施。加气机应该设置限压装置，加气机的进气管道上应设置自动切断阀。不同压力级别的放散管应该分开设置,放散管管口必须高出设备平台2m以上,并且高出所在地面5m以上。储气设施与站内汽车通道相邻一侧,应设置安全防撞拦或其它防撞措施,防止汽车因失控而撞上储气设施造成事故。

4.4.静电、雷击、电火花的预防

加气站防雷、防静电接地的设计；电气设备的安装；电力线路敷设应按照GB-50156《加油加气站设计与施工规范》和GB-50058《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》中的相关规定。加气站的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息系统的接地等，宜共用一个接地装置,其电阻值应按照其中最小的电阻值进行确定。当各自单独设置接地装置时,储气瓶组的防雷接地装置的接地电阻、配线电缆金属外皮两端和保护钢管两端的接地装置的接地电阻不应大于10Ω；电气系统的接地电阻不应大于4Ω；CNG管道始、末端和分支处接地装置的接地电阻不应大于30Ω。防静电接地装置的接地电阻不应大于100Ω。加气站的天然气运转车接卸气时，应设运转车车时用的防静电接地装置，并宜设置能检测跨接线及监视接地装置状态的静电接地仪。在爆炸危险区域内的天然气管道上的法兰及胶管两端接处采用金属线跨接,防止法兰和胶管两端连接点由于接触不良而发生静电或电火花。加气站的站房和罩棚一般采用较经济的避雷带(网)保护。加气站建筑物作环形接地装置后，所有进出环形接地装置的金属管道。电缆金属外皮，导线保护管，均应在与环形接地装置交叉处相连。防止雷电反击火花及维护操作人员产生电击，保护设备及人身安全。相邻的金属导体及设备应用导电体跨接。配电系统安装的智能配电系统（SPD)要符合防雷类别要求，并注意外露的电器设备不能过于突出，金属支架必须接地，电源线路应屏蔽接地保护，并在开关处安装过电压保护装置，同时关注信息系统雷电的防护。

4.5.人员管理与制度

做好加气站的安全管理工作，确保加气站经营活动的正常开展，只注重设备的配置是不够的，还必须根据加气站的特点，结合石化行业的有关规定，制订一套切实可行的安全管理办法和各项操作规程，并落实到岗、到人，严格执行，以有效地预防、控制和消除事故的发生。加气站安全管理应注意以下几点：

一、根据加气站实际，科学合理地制订适应加气站的各岗位工作制度和操作规程，并强化员工的安全教育，包括气体燃料知识的学习，树立安全观念，增强安全意识。

二、强化明火管理制度，严防火种进入。

三、制定明确规范的接卸气、加气操作规程及管理制度，并严格按照操作规程进行接卸气、加气作业。

四、应制订完善的应急预案，以保证在事故发生时能有应对措施，并能进行简单的预处理，使事故损失降到最低。

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  来自：《安全生产》2014年第1期