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摘要：鉴于CNG加气站的高风险状态，有必要对CNG加气站生产运营中可能产生的危险因素进行危害识别和风险分析，结合其事故统计分析的结果，采用定性评价的方法，对CNG加气站生产单元进行预先危险性分析，找出CNG加气站常见事故发生的原因，提出CNG加气站安全生产运行的对策措施。
关键词：CNG加气站；风险识别；对策措施；
CNG是一种易燃易爆气体，且在发生事故时其扩散能力强、火势蔓延快，加之生产中需将它加压到25MPa，并以20-25MPa的压力储存，故CNG储存装置是目前我国可燃气体的最高压力储存容器。加气站生产的特点决定了其危险是客观存在的，这些潜在危险因素可能给加气站工作人员、用户和周围环境造成一定风险和危害。
一、概述
CNG加气站的主要作用是将天然气经由压缩机加压后，增压到20-25MPa，再经过高压深度脱水，充装储存，运送到各个城市输入管网，向居民用户、商业用户和工业企业用户供应天然气。
1.工艺流程。CNG加气站的一般工艺流程是从天然气管网进气，经计量调压装置后进入净化脱硫系统，再进入压缩机组，压缩到25MPa，然后经过高压脱水装置进行处理，可直接将压缩天然气注入车载气瓶给汽车加气，或注入CNG拖车的气瓶运往子站。
2.主要设备概述。CNG加气站的主要设备有气体预处理系统（进站计量装置、过滤器、干燥器等）、压缩机组、储气装置、售气机等，其中核心设备是压缩机。
第一，气源调压计量系统。气源压力要求与压缩机进气压力的匹配，主要进站计量装置目前采用的计量装置有孔板流量计和涡轮流量计。第二，压缩机系统。压缩机是CNG加气站的关键设备，国内生产天然气压缩机主要有V型、L型和ZW型。该系统还包括循环水冷却系统、传动机构润滑系统、气缸润滑辅助系统等。第三，深度脱水装置。汽车用CNG的水露点为在汽车驾驶的特定地理区域内，在最高操作压力下，水露点不应高于一13℃；当最低气温低于一8℃，水露点应比最低气温低5℃。主要通过再生循环和来处理天然气含水，以达到合格的CNG。第四，地下钢管储气井或高压储罐，用于存储高压气。第五高压管道。CNG高压管道最高工作压力达25MPa，同时压力波动频繁，波动幅度大。
二、CNG加气站风险识别评价
1.腐蚀性。输气管道中的天然气除甲烷外，还含有少量的硫化氢、可溶性硫化物、水分及二氧化碳等组分。若CNG加气站没有脱水和脱硫设备，硫化氢在潮湿的环境下会对管壁及设备造成应力腐蚀，随着时间的推移可能造成事故隐患。
2.静电荷聚集性。天然气本身是绝缘的，当其在较高流速下流经管路进入容器的过程中或压缩气体从管口或破损处高速喷出时，由于强烈的摩擦作用，有产生静电的特性，静电聚积到一定电位时就会产生静电放电。如果静电放电产生的电火花能量达到或大于可燃物的最小点火能，就会立即引起燃烧或爆炸。
3.膨胀和压缩性。CNG加气站要求将进站天然气经脱水（硫）、压缩等工艺，最终增压至25MPa。由于天然气具有压缩性，使得压力容器和管道的天然气储存了大量的压缩能，导致系统处于高压运行状态，容易发生超压，若系统压力超过了其能够承受的许用压力，压力容器和管道会出现裂纹，最终超过设备及配件的强度极限而发生爆炸事故。
4.工艺设备风险
（1）压力管道（容器）超高压泄漏。CNG加气站运行过程始终处于高压状态，系统高压运行容易发生超压现象，很容易造成管道、压力容器泄漏；当压力超过设备和组件所能承受的最大压力时，有可能发生爆炸或局部破裂，造成天然气的大量泄漏。
（2）管道腐蚀泄漏。在高压状态下，H2S水溶液对输气管道的腐蚀作用进行得很快，即使溶液中H2S的质量分数很低，容器及管道的硫化物也能在很短的时间内引起应力腐蚀破坏，造成管道腐蚀，发生天然气泄漏。
（3）压缩机爆炸。天然气经压缩后温度会迅速升高，如果压缩机内循环冷却水水质差，冷却系统不能有效运行，会使设备内温度过高；高温就会导致压缩机内部的润滑油黏度降低，失去润滑作用，使设备的运行部件摩擦加剧，造成设备内温度超高，容易引起火灾爆炸。另外，如果压缩机气缸润滑油选择不当、加油量过多、油质不佳或过滤器污垢严重，吸人气体含尘量大均易形成积碳。积碳燃烧后产生大量的一氧化碳，当压缩机系统中一氧化碳的含量达到15%-75%时就会发生爆炸，并引起压缩机爆炸事故。
5.设备控制系统的危险性。设备控制系统主要是对加气站内各种设备实施手动或自动控制。因此，加气站内存在着潜在的点火源，各生产环节防静电接地不良或各种电器设备、电气线路不防爆、接头封堵不良，在天然气稍有泄漏时就易发生火灾爆炸事故。
三、对策措施
1.注重工艺安全，保证气质符合要求。由于CNG加气站气质来源存在差异，应根据气质情况，设置脱水、脱硫设施。以脱除天然气中的硫化氢等酸性气体或水分，防止设备管线腐蚀和钢质气瓶发生“氢脆”或防止在减压膨胀过程中出现冰堵。对特殊气质如含烃气质．应考虑增加除烃装置。在日常的管理维护中，应按规定进行气质监测，及时更换脱水剂、脱硫剂。保证气质符合要求。也就是保证加气站设备设施的本质安全。
2.加强对井管储气技术研究。加强对井管储气技术研究，是日后解决安全问题的必然要求，由于泥浆的差易性，压力小不可能穿过垮塌物（段）到达设计位置，往往只能将泥浆固在井口段。一般从以下几个方面出发：首先，当水容积确定以后，一般情况下，设计深度不要超过120m。我国的技术体系并不是特别健全，部分环节仍然存在争议和探索的空间。小于120m的设计深度符合社会需求，也符合技术上的规范；其次，上部30m-40m之间，必须加大一级钻头的尺寸，下入井管，值得注意的是钻井时需采用清水钻井，才能得到一个理想的成果，部分地区由于客观条件上的限制，仍然需要采用泥浆钻井，此时的泥浆比重不能过大，必须控制在一个合理范围之内，保证钻井质量。最后，要灌入固井水泥，当下的要求是采用油井专用水泥来进行工作，并且通过大量数据和资料的指导，优化选择比重。
3.辅助电加热（保温）、降温及强制通风设备。在净化设备循环再生过程中会发生节流制冷效应，因此如果天气偏冷的时候，并且恰好天然气本身带有少量的水分，就会使天然气马上结冰，产生冰堵，增大了整个管道的压力，安全隐患堪忧，要避免这种情况的发生可以在管件或者阀门处使用辅助电加热或者保温设
计；另外气体的压力会随着温度的增大而上升，如果储存瓶组在高温地区下或者天气下使用，应设置相应的降温措施（最简单的方法就是采用喷淋的方式），这样不仅能够有效提高储气的效率，同时又能使储气瓶组的最高储气压力能够满足安全的要求。天然气的密度远远小于空气，发生机械爆炸（如压缩机机体爆裂、机件解体等）的概率非常低，如果能保证足够的空间和良好的通风条件，完全可以消除发生恶性事故，因此储气棚还必须具备通风系统，但对于储气井是例外。
通过对CNG加气站风险识别和分析评价可以知道，CNG加气站为较高风险的企业，主要生产环节都有较大风险，一旦发生事故将产生较严重后果，带来较高的经济损失和较大的社会影响，但CNG加气站的风险也是可以控制的，只要深入理解其特性、特点，掌握驾驭控制的方法，CNG加气站完全可以做到安全平稳地运营。
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