CNG加气站安全问题1999年4月开展“空气净化工程——清洁汽车行动”以来，我国CNG加气站及汽车有了极大的发展。

据统计，到2005年6月我国共建成CNG加气站约535座（含油气合建站），CNG汽车约14万辆。

通过“十五”期间各重点推广应用城市（地区）认真抓好CNG加气站的运行实践，取得了不少经验和成绩。

但根据对大量加气站的调查结果，CNG加气站及汽车的运行中也存在一些安全隐患问题，有必要引起重视并加以改进。

1 加气站安全事故分类统计分析 在本次调研中，共在34个站收集近年共发生的100起安全事故资料。

按事故的损失及性质，可分为重大事故及一般事故。

其中重大事故（爆炸、燃烧、泄漏）事故10起，占总事故的10%。

一般事故主要是指关键性零部件严重损坏、设计存在缺陷、材料不过关、加气站的硫化氢及水质腐蚀导致部件失效或设备报废等。

总的直接经济损失约240万元。

从调查的情况分析，加气站发生重大安全事故的类型主要有爆炸、爆燃、泄漏等，占事故总数的10%，其造成的直接经济损失占事故总损失的80.4%。

一般事故发生的直接原因有设计问题、产品质量问题、自然腐蚀、卡套脱落、冰堵管道等。

另外，安全拉断阀失效导致高压软管拉断或泄漏的事故在调查中也占了较大的比例。

在加气站所配置的各大系统中，发生的安全事故主要集中在售气系统和高压储气系统，其次是天然气压缩系统，占事故总数的90%。

各系统发生事故分别占事故总数的56%、22%和12%。

在售气系统引发的56起安全事故中，电磁阀、质量流量计、加气枪开关或显示器失效、安全拉断阀等关键部位引发事故占46起，占安全事故总数的46%；因气质质量不合格，严重损伤关键部件诱发安全事故4起，占事故总数的4%；其它部件诱发6起（含卡套脱落1起），占事故总数的6%。

加气站高压储气装置引发的安全事故共有22起，其中站内气瓶4起，地下储气井18起，分别占事故总数的4%和18%。

调研所得CNG加气站事故整体情况统计见表1。

在GB 18047《车用压缩天然气》的所有组分要求指标中，水露点是最重要的一项指标。

但是GB 18047-2000标准中第4.7条规定：天然气水露点的测定应按GB/T 17283《天然气水露点的测定冷却镜冇凝析湿度计法》执行。

然而严格按该标准配置露点仪，则检测装置昂贵，操作起来也比较复杂。

目前加气站的CNG水露点监测普遍采用的是SY/T 7546-1996所规定的方法，即以SY/T 7507《电解法测定天然气中水含量》规定的测量方法，采用直接测量CNG的水含量体积分数，然后查表获得标准气压下水露点温度。

查相关图表得，GB 18047规定的25MPa压力下，－13℃水露点所对应的水含量，约等于在标准气压下－54℃水露点的水含量体积分数23.5ppm，于是用电解法测定的水含量是否低于23.5ppm来间接判断脱水后CNG的水露点是否达到了25MPa压力下，－13℃的要求。

该法易于操作，设备成本低，但据资料[1]，电解法测定的含水量换算成高压下的水露点尚无公认的方法标准，而常用的查图法误差较大。

在此监测背景下，根据对135个CNG加气站的调查，有的加气站的出站CNG的含水量超过80ppm，有的在70～80ppm，普遍的含水量都在50～60ppm。

出站CNG的水露点超过GB 18047技术要求规定的约占85% 脱水后的CNG水含量超标，与脱水装置再生后的有效吸附容积和再生操作规范有很大的有关系。

再生气体温度对分子筛的脱附效率和再生后的有效湿容量影响很大。

目前，国产的脱水装置，由于分孖筛的耐热强度差，再生气体加热温度只能控制在230℃以下，因此，分子筛脱附效率及有效湿容积很难达到设计指标，所以在脱水周期末的CNG水含量极易超标。

但是在海南省及银川市调查的两个母站，由于采用进口的脱水装置，分子筛在再生温度280℃条件下不粉化，不结块，再生效果很好，出站CNG的水含量都控制在10ppm以下。

因此，当前应着重首先解决脱水装置分子筛的耐高温，耐高压的问题，再解决脱水装置的其他各项参数匹配问题。

2．2 出站CNG的硫化氢含量状况 美国腐蚀工程师协会（NACE）认为可导致井管出现“氢脆”的H2S 浓度与储存气体的压力有关，并有近似对数线性反经关系，储存气体的压力越大，不发生“氢脆”的H2S最高容许体积浓度越低。

在车载气瓶最高工作压力为20MPa条件下，不发生“氢脆”的硫化氢最高容许浓度约为15ppm，而在储气井的最高工作压力25MPa条件下，不发生“氢脆”的硫化氢最高容许浓度约为12ppm。

根据GB 18047规定在标准状态下硫化氢含量不大于15mg/Nm3，对应的体积分数约为10ppm。

因此，严格执行GB 18047，储气装置的“氢脆”是可以避免的。

但是在调研的135个加气站中发现，大约有45%的加气站在线检测硫化氢含量超过了15ppm。

2．3 关于气质的在线检测装置问题 根据对135个加气站的调查，其中有45%的站没有安装微量水分分析仪等检测设备，有42%的站没有安装硫化氢在线检测设备。

有些加气站即使安装了在线检测仪，由于没有法定检测单位，没有明确规定的检测周期，很多装置是建站时装上后，就再也没有校验标定过，形同虚设。

考虑到CNG气质可能受子站的不干净的储气装置污染，污染建议设计单位今后设计子站时，在设计布置图中应考虑配备微量含水检测仪及硫化氢检测仪。

通过对13个省、市的气质监督体系调查，只有长春市建立了有效的监督体系，有体系、有机构、有设备、有监督周期，有气体质量的监测标准。

四川省、海南省的质量监督体系也正在完善过程中。

其他大部分省、市都没有原始记录，气质监督体系尚未建立运行。

3 关于加气机的安全问题 根据统计，在CNG加气站发生安全事故频次最多的环节是在加气时由于加气工或驾驶人误操作，导致加气机被拉倒或者加气枪高压管被拉断。

因此，加气机的安全防护装置使用可靠性的问题值得注意。

一是加气软管管路应设置安全拉断阀，并且保证在不大于400N的分离拉力作用下可以分开，分离的两段立即密封，同时可以重新连接，保证加气机继续正常使用。

二是要真正安装使用拉断阀，有的加气机上实际上是安装的钢球定位结构式的快换接头来代替的拉断阀，而快换接头的分离拉力是不稳定的。

在出厂时应设置只有质检机构才有权调整的加铅封的限压装置，使加气机供气超过额定压力时，能快速切断供气，确保不能超压加气。

在实际调查中，很多加气站存在超压加气状况，很多驾驶人和加气站都希望超压加气，以增加一次充气的续驶里程和增大售气量，但这对公众安全是十分危险的，因此，应当由质检机构加以监管。

4 关于气瓶检测问题 在所调查的13个省、市中，有7个省、市有比较完整的气瓶检测线，6个省、市还在筹建中，或者没有筹建。

气瓶检测周期国家已有明文规定，第一次气瓶检测期限为3年，四川省规定以后每两年检测一次。

但实际上，全国许多CNG汽车气瓶使用已超过4～5年，有的省、市气瓶运行最长时间超过10年，还没有进行过检测，问题相当严重。

根据在气瓶检测站的调查，出租车气瓶使用两年后，在检测时往往能倒出约0.5～1升的油水混合液，这一方面说明，CNG脱水脱油质量堪忧，另一方面也说明定期进行气瓶检测的必要性。

在近年的若干起CNG加气站事故中，实际上是CNG汽车的气瓶在加气站发生了爆炸形成事故。

表1中就有6次事故是车用气瓶爆炸引起的。

5 CNG加气站储气井 目前国产储气的装置，可分为3种：储气瓶组、储气罐和地下储气井。

井管储气方式是近几年迅速发展起来的一种全新储气方式，经过10多年来的开发研究和应用，目前正逐步趋于成熟与完善。

地下储气井具有占地面积小、运行费用低、操作维护简便和事故影响范围小等优点，很快就受到CNG汽车加气站建设者和消防安全部门的广泛关注和欢迎。

目前，全国已有300多个CNG加气站应用此方式，储气井的保有量已逾1千口。

但是从表1可以看出，储气井的事故率最高。

储气井是埋在地下的高压压力容器。

作为一种新的储气装置，在现实的储气井建造、使用中已经出现了一些不容忽视的质量问题。

种种迹象表明，要达到SY/T 6535-2002《高压地下储气井》规定的25年预期使用寿命，尚需从各个建造环节进行认真总结和改进。

地下储气井使用中出现的异常情况主要是泄漏、井管爆裂和井口装置上串或下沉。

5．1 泄漏 泄露有两种情况：井口装置泄漏和井下泄漏。

井口装置泄漏发生在井口封头与井管连结螺纹处和井口装置中的阀门、管件处，这类泄漏现象比较容易发现，也较容易处理，一般不致酿成严重后果。

井下泄漏发生在井下，可通过储气井充满CNG后，井口压力表不能稳压而发现。

问题在于很难弄清井下泄漏的确切泄漏位置。

也就很难采取有效的补救措施。

实践中往往只好采取报废旧井，另建新井的作法。

5．2 井管爆裂井管往往会因腐蚀、“氢脆”而发生爆裂。

若固井质量良好，则爆裂后仅产生天然气的泄漏现象，否则将会导致整个储气井全部井管拨地腾空，十分危险。

在最近的一次事故，井底封头与储气井管联接口胀破，导致该井9根井管冲出地面，其中4根断裂后倒向站侧停车场，5根倒向加气区及其附近，造成7辆汽车和加气站顶棚损毁，造成巨大经济损失，幸无人员伤亡。

5．3 筒体严重上串或下沉在些储气井在使用过程中，出现井管慢慢地向上爬的现象，甚至出现处理一次后，又继续上爬的现象；有些储气井在使用一段时间后，出现气井有下沉的现象。

对于上述两种情况，如不及时处理会造成连接管线破裂拉断，联接接箍松动生冲管事故，导致大量气体从井内叶喷出，其后果也是较为严重的。

此种情况多数是由于固井质量不良所致。

6 影响储气井寿命的几个主要因素6．1 储存的天然气气质不佳正如前面所述，在调研的138个加气站中发现，大约有78%的加气站气质不符合国际要求，大多是水含量太高，另外是硫化氢含量超标。

一些加气站前置除尘装置除尘不净，使高压管线或阀门组件堵塞或失效，储气井排污管道的堵塞。

积水、杂质沉积及脱硫不净导致复杂的再化作用，使储气装置局部壁厚偏小或脆化。

全国发生的85起气瓶爆炸事故，主要是由于气质超标，导致腐蚀、“氢脆”引发的。

6．2 井管材料不符合相应的技术标准根据SY/T 6535规定“井筒应采用符合API SPEC SCT的要求，套管钢级应为TP80CQJ”，同时还规定“下井的井管应有质量证明文件，试压合格报告等表示其质量完全符合设计要求的文件”。

可是，在实际CNG加气站储气井的建造工作中，有不少使用的是日本井管，个别的甚至使用石油部门用过的废旧井管。

有人以为进口井管的质量会高于国产的TP80CQJ 级井管，这有一个认识上的差异，实际上除了我国以外，世界上还没有别的国家专门开发用于地下储气井的专用井管。

一般的进口油井井管在化学成分控制和机械性能要求方面，均不及TP80CQJ级井管。