LNG加气站泄漏安全风险分析与控制

严文锐 吕 佳

〔中国石化四川石油分公司 四川成都 610041〕

近年来，因油品质量不合格、尾气排放不达标等问题，致使大气PM2.5浓度超标，雾霾天气频发，严重影响了人们的日常生活。LNG等替代新能源的发展刻不容缓[1]。十三五以来，国家和地方密集出台多项政策，积极推动天然气能源利用。LNG相比传统燃料具有更高效、更环保、更安全、成本更低等竞争优势[2]，在交通运输领域发展迅速，特别是2018年以来，LNG市场价格持续低位运行，与柴油对比经济性明显提升，传统柴油重卡更换符合国Ⅵ排放标准的LNG牵引车头的势头迅猛。

由于市场的需求量增大，LNG加气站也有较大发展。在国内，由于LNG产业起步较晚，有关LNG方面的制度规范及相关操作规程相对滞后，LNG专业技能人才相对缺乏。同时，由于LNG具有低温及易燃易爆双重特性，导致LNG加气站在运营过程中容易出现泄漏并导致火灾爆炸等事故[3]。为降低LNG加气站泄漏安全风险，有效防范火灾爆炸事故发生，通过划分LNG槽车、卸车金属软管、潜液泵及管线、LNG储罐、加液管线、阻火器及放空单元等节点，对LNG加气站全过程泄漏安全风险进行识别分析，并探讨应对处理的控制措施[4]。

1 LNG工艺流程简述

1.1 卸液流程

用低温运输槽车将LNG配送至LNG加气站。卸液前，连接好槽车与卸液口增压相、气相及液相对应管线，观察槽车的压力与储罐的压力情况，确定卸车方案。通过增压相平压、气相平压的方式实现储罐压力与槽车压力基本相等，然后开展槽车自增压流程。打开槽车增压液相阀，让LNG从增压液相口流入增压气化器，LNG通过增压气化器压力增大，转化为气相后通过气相管线回到槽车，实现自增压。槽车的压力应高于储罐2 kg以上，但不能超过安全阀起跳压力。打开槽车液相阀开始卸液。通过加气站卸车接口、保冷管道、泵撬、阀门等将LNG接卸到低温储罐中。

1.2 加液流程

给车辆加液前，首先观察车辆钢瓶压力，如果大于1 MPa需要进行降压回气操作，待钢瓶压力低于0.9 MPa可进行加液操作(如果长时间未使用加液机需要进行预冷操作)。将加注管路通过专用的LNG加液枪与汽车上进液接口相连接， LNG从储罐经过低温潜液泵加压途径保冷管线、阀门、加液机等输送至客户车辆钢瓶内，同时用LNG流量计计算出输送的液体，在控制面板上方显示质量(或标方数)和价格。其工艺流程简图如图1所示。

图1 LNG加气站工艺流程

2 泄漏风险分析

LNG加气站的核心设备可分为三大部分：一是LNG储罐；二是低温潜液泵、加液机以及相关配套的低温管线及阀门；三是PLC自动控制系统及相关的安全配套设施。LNG加气站主要的危险源是LNG介质本身。通过分析LNG介质本身风险及LNG槽车、卸车金属软管、潜液泵及管线、LNG储罐、加液管线、阻火器及放空单元等环节泄漏风险，并采取相应措施控制LNG的意外泄漏，是控制LNG加气站安全平稳运行的关键。

2.1 LNG介质

LNG为-150～-160 ℃的深冷液体，若有液体泄漏或飞溅，人体直接与LNG接触，皮肤及皮肤以下组织迅速冻结，表皮与衣物或金属黏接造成表皮撕裂，接触时间过长时，人体骨骼将受到坏死性冻伤。受LNG低温特性影响，金属部件会出现明显的收缩，加气站销量越大，卸液与充装操作频率越高，储罐的焊缝、阀门、法兰等部位遇冷收缩越频繁，设备的应力损伤越大，泄漏的风险也相应增大。

2.2 LNG槽车泄漏风险

LNG槽车运输LNG到站后，存在因故长时间未卸液，槽车内LNG吸热过多蒸发，或者LNG槽车卸车增压操作时，操作人员失误，增压管路阀门开度不当导致过多气体生成等情况。从而导致LNG槽车超压，LNG从槽车溢出，泄漏至环境，附近人员受LNG低温伤害，如遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

2.3 卸车金属软管泄漏风险

目前国内LNG加气站卸液所采用的管线绝大部分为金属软管。卸液时金属软管因磨损等因素存在破裂的情况，导致LNG从软管破裂部位溢出，泄漏至环境，附近人员受低温伤害，如遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

另一方面，卸液完成后，拆卸软管时存在金属软管内残余LNG未能卸尽，或者空气进入软管预冷结冰，再次卸车时堵塞管道或损坏机泵，甚至引起设备损坏破裂(冻胀)等情况，引起LNG从设备薄弱环节泄漏，附近人员受低温伤害，如遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

2.4 潜液泵及管线泄漏风险

在LNG接卸过程中，存在因操作人员失误，卸车时LNG储罐过度充装，LNG从潜液泵或管线薄弱环节泄漏的情况，附近人员或受低温伤害，如遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

2.5 LNG储罐泄漏风险

LNG储罐外罐材质为Q345R碳钢，内罐材质为06Cr19Ni10不锈钢，内外罐之间设有绝热层并抽取真空。储罐的设计压力一般为1.2 MPa[5]。LNG站储罐一般为露天设置，罐体在使用过程中受到阳光暴晒和雨水侵蚀。LNG储罐存在因绝热层受损，抽真空管路或测真空装置泄漏等原因导致真空度无法维持，LNG吸热过多蒸发，使储罐内压力急剧上升，在安全阀泄压速度小于升压速度时，导致储罐超压的情况。在罐体壁厚小、根部法兰等应力集中区域破裂泄漏至环境，附近人员受低温伤害，遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

另一方面，LNG储罐存在因槽车LNG密度与储罐LNG密度差过大，储罐进液方式选择错误，LNG在储罐内发生翻滚，压力急剧升高导致储罐超压的情况，LNG从储罐薄弱环节溢出，泄漏至环境，附近人员受低温伤害，遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

2.6 加液管线泄漏风险

目前国内LNG加气站对外加液所采用的管线绝大部分为金属软管。在作业过程中，存在操作人员管线连接不当，接口脱落或加液金属软管破裂等情况，LNG从加液软管溢出，泄漏至环境，附近人员受低温伤害，遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

2.7 阻火器及放空系统泄漏风险

在LNG加气站运行过程中，存在阻火器堵塞，不能正常放空，或放空流程阀门误关闭，不能正常放空的情况，导致系统憋压，LNG从阻火器或放空系统薄弱环节泄漏，附近人员受低温伤害，如遇点火源存在火灾爆炸、人员伤亡风险。

3 风险防控措施

3.1 工程技术类措施

采取工程技术类措施是提高LNG加气站设备设施本质安全的重要手段。目前LNG加气站在日常运行过程中存在LNG储罐锈蚀、罐区围堰及地面破损、可燃气体连锁控制不到位、紧急切断系统不完善、视频监控系统存在盲区等问题，针对上述问题采取以下工程技术措施加以解决：①对LNG储罐表面进行隔热防腐处理。对储罐进行底漆防腐固化处理、中间层使用环氧云铁中间漆、面漆采用喷涂氟碳面漆，达到减少热辐射及耐酸碱、耐气温变化、耐腐蚀等作用；②增设可燃气体连锁控制。在储罐区域增设可燃气体泄漏声光报警检测探头，用于检测监控储罐区域和LNG接卸区域泄漏情况，并与LNG控制系统连锁。监控室安装气体报警仪专用控制器，监控站内燃气浓度状态，实现实时读数反馈异常信息，同时将控制信号接入LNG控制柜的PLC程序控制单元，与紧急制动系统联动运行；③完善紧急切断系统。在接卸区和加液现场新增紧急启动开关，一旦发生异常情况，迅速启动切断LNG操作系统，阻止事态进一步扩大；④对破损围堰及其地面采用防冻材料进行维护；⑤完善LNG加气站视频监控探头配置、配齐巡检仪器、配齐通讯工具，做到日常作业和设备运行状况监控全覆盖。

3.2 管理措施

管理措施主要是：①修订完善LNG加气站管理制度、操作规程、作业指导书等规章制度，完善各岗位职责，明确各项作业标准流程；②加强LNG加气站人员技能培训，相关人员必须熟知加气站的工艺流程、设备的结构及工作原理、岗位操作规程、设备日常维护保养及消防器材的使用等，做到100%持证上岗； ③强化日常管理，定期开展储罐、压力管线、真空度及安全附件的检测校验工作，严格按照操作规程开展卸液作业，配备电子巡检仪，每日定人、定时、定路线对储罐区进行安全巡检，补充完善制作罐区、泵撬区及其他作业区域的工艺标识标牌、警示牌。

3.3 个体防护措施

个体防护措施主要是：①采购配齐LNG加气站穿戴用防护手套、防护面罩、防护围裙、防护耳罩、防阻燃静电工作服、防静电工作鞋等日常作业防护用品；②规范日常作业防护用品穿戴，监督指导员工正确使用防护用品。

3.4 应急措施

应急措施主要是：①结合站内实际情况编制修订LNG加气站泄漏专项应急预案、编制应急处置卡、制作应急小视频等，使各岗位应急职责、关键环节应急处置流程更加清晰明确；②定期开展LNG加气站泄漏应急演练，熟悉掌握应急处置流程，评估应急预案并进行改进；③配齐LNG加气站应急物资，包括巡检仪器、安全帽、绝缘鞋、超低温防护手套、超低温防护服、防冻靴、消防隔热服、正压空气呼吸器、防爆对讲机、防爆维修工具等应急防护用具，并指导员工正确佩戴。

4 结束语

LNG是一种高效、清洁、节能、环保的绿色新能源，但也是一种非常危险的化学燃料。在LNG加气站的建设和运行中，必须采取有针对性的措施，降低LNG加气站泄漏风险，杜绝事故的发生。