LNG 加气站工艺危害分析

1 工艺危害分析方法

综合采用危险源辨识、合规性核查、危险与可操作性(HAZOP)分析、自控系统评价、安全仪表系统评价、安全阀设置评价、人为因素分析等方法，对6 座在役LNG 加气站开展了首次工艺危害分析。

① 危险源辨识

综合采用资料查阅、现场考察、调查走访等方式，对各加气站的工艺、常规操作和危险作业等环节进行系统的危险有害因素分析，辨识可能引起火灾、爆炸、窒息等安全事故的危险源，确定重点关注区域，并编制危险源辨识清单。

② 合规性核查

根据GB 50156—2021《汽车加油加气加氢站技术标准》和NB/T 1001—2011《液化天然气(LNG) 汽车加气站技术规范》等标准规范与法律法规的要求，对各站周边环境、总平面布置、工艺流程、公用工程和辅助设施等开展全面核查。

③ HAZOP 分析

根据各站具体工艺，将其细分为LNG 卸车、潜液泵、储存、加注、仪表风等独立工艺单元。针对每一工艺单元及其操作步骤，构建合理工艺参数与引导词，对工艺、设备、操作等各方面参数偏差产生的原因、可能导致的事故后果 ( 人员伤害、财产损失、环境影响、社会声誉 ) 及已有安全措施进行评价。制定适用于 LNG 加气站的可接受风险准则与风险评价矩阵，评估每项偏差的残余风险等级。针对残余风险为高、中风险的隐患，提出针对性的风险削减建议措施，以降低运行风险。

2. 安全隐患统计

2.1 分析结果统计

6 座LNG 加气站的工艺危害分析结果统计见表1。从表1 可知，6 座站目前存在高、中、低风险隐患共计 106 项。其中高、中风险隐患占比高达 64.2%;A 站和B 站的风险隐患数量最多，两站合计达到 49 项，在 6 座站发现的全部隐患中，占比达 46.2% , 是后续隐患整改的重点关注对象。

2.2 典型安全隐患

① 部分工艺系统设计不合理，存在本质安全风险

B 站卸车液相管的两个阀门之间、卸车增压液相管的两个阀门之间均未设置安全阀。上述管道两端阀门若误关，管内 LNG 受热不断气化，可能导致管道超压爆裂。E 站的仪表风管道和卸车放散管之间未进行物理隔断，卸车置换时，存在仪表风通过卸车放散阀窜入 LNG 槽车气相空间的可能。C 站的卸车增压液相管、卸车气相管均未设置空气置换放散管，导致置换出的气体只能通过槽车放散管放散，且放散口朝向加气汽车。

② 安全仪表系统功能设计不完善，且均未开展过功能安全评估6 座 LNG 加气站都存在不同程度的安全仪表系统功能缺失，主要问题如下： A～F 站均存在 LNG 储罐液位高高连锁只能停泵，无法自动远程放散；储罐区、泵橇区等易泄漏区域未设置低温报警连锁功能；仪表风系统未设备用气源，也未设置仪表风低低连锁功能。 C～F 站 LNG 潜液泵未设置电机电流高报警功能。A、B、D站未设置 LNG 储罐压力高高连锁功能。C 站 LNG 潜液泵出口管未设置超压报警功能。E 站报警连锁机制不合理，所有高报警和低报警均立即执行连锁，无人工干预环节；未设置 LNG 潜液泵超温自动停泵保护装置。虽然分析的 6 座 LNG 加气站均为三级站，但不同站的安全仪表功能设置存在显著差异。此外，6 座站自投运以来，均未开展过安全仪表系统功能安全评价，无法判断安全仪表功能是否齐全、安全完整性等级能否满足风险控制要求。

③ 安全阀整定压力设置不合理

6 座LNG 加气站中，有4 座加气站存在安全阀整定压力高于管路设计压力的问题，安全阀未起到超压放散保护作用；部分 LNG加气站安全阀前的截止阀未进行铅封。

3 隐患整改与风险管控措施

① 立即整改

对于围堰内集液池与站外市政污水管网连通、站内爆炸危险区存在点火源等问题，立即制定相应的整改计划与方案，落实整改责任、资金与整改验收时限。及时对安全阀、仪表风压力等工艺参数进行校核和修订，同时将工艺参数审查纳入厂站操作手册。

② 监控与管理措施

针对一些整改难度大、无法立即整改的问题，如工艺系统、自控与安全仪表系统功能设计不合理、工艺装置区与周边环境间距不足等问题，采取增加巡检频次、加强员工培训与应急演练、新增相应的应急操作卡与处置卡等方式，加强监控与管理，提高风险处置能力，有效削减和控制风险。

4 结论

① 综合采用危险源辨识、合规性核查、HAZOP 分析、自控系统评价、安全仪表系统评价、安全阀设置评价、人为因素分析等方法，对 6 座 LNG 加气站开展了首次工艺危害分析，辨识出高、中、低风险隐患共计106 项。其中，高、中风险隐患分别为33 项和35 项，占比高达 64.2% 。

② 发现的安全隐患主要体现在：工艺系统设计不合理，存在本质安全风险；自控与安全仪表系统功能设计不完善，未开展过功能安全评估；安全阀整定压力设置不合理；操作与运行管理不规范以及工艺装置区与周边环境的安全间距不足。针对发现的安全隐患，综合考虑其风险等级与整改难易程度，从立即整改、加强监控与管理、完善制度等方面，制定了针对性的风险管控措施。

③ LNG 加气站在运行过程中存在较高风险，开展工艺危害分析有助于管理人员及时发现薄弱环节。建议对建站较早的在役LNG加气站尽快开展首次工艺危害分析，随后每 3 年进行一次分析。对新建、改建、扩建 LNG 加气站，应在设计阶段开展工艺危害分析，及时发现并整改安全隐患，确保工艺本质安全。

参考文献

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