LNG加气站安全与损耗风险的控制对策

□王龙 韩立星

8月17日，内蒙古石油赤峰分公司白音塔拉加气站经理在进行关键装置巡检。王龙 谭志飞 摄

随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，LN G（液化天然气）市场因其在车用燃料方面清洁、高效的优势得到迅速扩大。近年来，内蒙古石油大力推进能源改革和转型，打造内蒙古“加气”走廊，LNG加气站数量和销售规模持续增长，今年上半年LNG零售量同比大幅增长。

同时，LNG的危险特性和其承载装置设备、工艺流程的复杂性，给企业安全平稳运行带来巨大挑战。加强LNG加气站安全与损耗影响因素的分析，制定科学合理的控制对策，便于精准施策，保障安全生产，促进企业可持续、高质量发展。

LNG加气站安全风险分析

LNG自身危害特性。LNG的沸点在标准大气压下约零下160摄氏度，1个单位体积的LNG可气化为约600个单位体积的气体，具有温度低、易气化、轻毒性和易燃易爆的特性，容易引发冻伤和窒息中毒事故。

人的不安全行为。在加注和接卸环节，极易因静电装置连接、防护措施、车辆完好性检查等方面的疏忽引发泄漏、冻伤和闪爆事故。同时，因销售周期过长或储罐余液过少，储罐内压力过高，直接平压也易引发槽车安全阀起跳、装置停车等安全隐患。

物的不安全状态。储罐区罐池（撬）内管线、阀门等连接密封不良或因安装、外力受到机械损伤，易引发低温下装置受损加剧、泄漏事故。加液机、运输车钢瓶及相关附件的密封不严会引发憋压、泄漏等事故。加液枪口、回气口冰堵，残留杂质、灰尘，造成压力过高，也易引发软管损伤、泄漏等事故。

LNG加气站损耗原因分析

设备制造因素。储罐、潜液泵池等设备尚无法达到绝对的真空绝热状态，与外部发生热交换时会形成BOG气体，不同厂家设备选型因材质、工艺不同，形成气体的量也有差异。

人员操作因素。在接卸过程中，操作人员若直接放散泄压，会造成较大卸车损耗。同时，加注过程中泵池及管道中的残留液体会迅速气化，通过泵后回流管回到储罐的气相空间，造成压力上升，被迫排空放散，从而造成损耗。

工艺设计因素。储罐到加液机的管线距离，管道上阀门、弯头是否按“能减必减”原则设置，都会影响LNG在管路流动过程中的阻力和冲撞强度，在热交换过程中导致不必要的损耗。

控制对策

加强学习培训，推广标准作业。做好LNG的管理和操作人才的储备，从各级管理层到操作层，定期开展LNG相关专业的学习与考核，全面掌握LNG工艺装置特征和损耗管理措施，考核结果纳入月度考评并于薪酬绩效挂钩。同时，要加大关键作业的“手指口述”推广，优化总结LNG加注、接卸的标准化作业流程。

识风险查隐患，防范管理缺陷。按照“三管三必须”的要求，进一步明确LNG加气业务的安全管理主体责任和安全监管责任，完善管理制度和职责，落实安全生产检查制度，分级开展检查督导。建立LNG加气站“红橙黄蓝”风险四色图，明确风险分级防控责任及措施，员工对本岗位风险和防控措施做到“一口清”。按照规范化、精细化的要求，运用信息技术和视频监控系统，精确鉴别加气站存在的风险要素，进行合理的风险防治工作。

优化过程管控，细化库存管理。气体来源的质量直接影响加气流程耗损，通过细化LNG来源选择，优化气源品质，降低实际放空频率，从而减少耗损率。全程装卸车前后过磅计量的办法是降低LNG运输过程中耗损的最佳方式，要对运输合同进行清晰明确的规定，将LNG耗损问题的责任方进行明确划分。优化LNG加注和操作流程，通过现场学习、实操演练、技能比武等方式不断提高员工操作的专业性与规范性。