HAZOP分析Word文件下载.docx
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4
Aswellas（伴随）
在完成既定功能的同时，伴随多余事情发生，如物料在输送过程中发生组分及相变化。
5
Partof（部分）
只完成既定功能的一部分，如组分的比例发生变化，无某些组分。
6
Reverse（相逆）
出现与设计要求完全相反的事或物，如流量反向流动，反应向相反的方向进行。
7
Otherthan（异常）
出现与设计要求完全不相同的事或物，发生异常事件或状态，如停车、维修、改变操作。
加气站系统潜液泵出口管至加气机及回气管路节点八3.9-3LNG表．
HAZOP分析结果
参数
偏差
原因
后果
保护措施
建议措施
8.1
压力
出潜液泵口压力高
（1）加气机内部加液气球阀故障关闭；
车辆气瓶压力高（如
（2）已经充满LNG或LNG蒸汽）；
无泄放。
3（）假期最发生冰堵。
出造成泵口管路超压
）泵出口设置压（1力检测报警，加气机内部设置气动球阀前后；
）配置吹扫用压（2碎空气管，防止加气嘴冰堵；
在进入加气机前的管道上设紧急切断阀。
8.2
流量大
流泵出口量大
（1）泵出口管路大量泄漏（如加气软管破裂，加气机进口管路断裂等）；
2（）潜液泵变频器出现低频故障。
量产大生，电荷静如泄发生造，可漏成的潜在爆火灾炸，影响加气作业。
）控制潜液泵前1（，泵后流速≯1m/s；
3m/s流速≯）加气区设置可（2燃气体探测装置，并与出液口的紧急切断阀连锁关闭、加气岛LNG停泵在上配置与吹扫气枪上可能产生冰冻的压缩空气管。
8.3
流量小无/
气进入加机的流量低或无
）1潜液泵变频器出现低（频故障，泵出口流量低；
）泵出口管路发生七（2堵；
（加）加气管路不通畅3（气嘴发生冰堵，加气阀故。
障关闭等）加液时紧急切断阀误（4）开启或内漏；
加气机气液排空阀误5）（开启或内漏。
8.4
异常
入加进气LNG机的呈两相流
泵出口至加气机之间
（1）的各种阀门未采用直通式流过时产生气LNG阀门，泡；
（2）加气机加气前未进行LNG预冷，低温进入后气化。
可能1（）加LNG使产液管线生震动；
（影响2）流气机加进量计量度。
LNG1（）加液机设预冷系统；
2（）加液前严格执预机冷程气行加序。
加液管大哦及加气机内部阀门选用直阀式通门。
8.5
异常3
流出口泵体倒流
停电，）1（泵停止运行时，发生倒流；
LNG气瓶内的）泵出口管线断裂时，（2加气机内部发生倒流；
）泵发生反转。
3（．
坏泵损，泄可漏时发生能火或灾爆炸。
）泵出口设置止1（回阀；
）假积极进口设2（置止回阀。
8.6
异常
加液计量异常
（1）计量装置未定期校验；
（2）LNG组分发生差异；
（3）进入液体流量计的流体发生两相流；
加气机内部气液回路（4）连通气动阀误开启；
加气机内部气液排空5）（阀内漏或开启。
经济损失
（1）定期对计量装置进行校验；
）加气时检查回（2气回路畅通和排气/液阀门。
8.7
LNG泄漏
（1）金属软管开裂或加液软管被拉断（软管连接时，车辆误启动）。
引2）汽车撞击加液机，（发LNG泄漏。
（3）加液机自密封阀失效，）（4加液机安全阀起跳或气液放空误开启；
）（5各接头部位、或其他连接装置应力失效，0型密封圈老化变形，损坏或重开。
（LNG6）气瓶等部件泄漏；
储罐加液口LNG）（7车载失阀失效密封自或垫片效。
（1）潜在的火灾爆炸；
（2）引起人员低温灼伤；
（3）加液枪造成低温伤害。
（1）严格执行嘉业作业安全规程；
（2）加液机前设防撞柱；
3（）加气嘴设资密封阀；
（4）加液机附件设可燃气体探测器；
）加液机设静电5（接地；
）加液机基础采（6用抗冻性能耗的混凝土；
）加液机基础采（6用抗冻性能耗的混泄LNG凝土，防止漏后造成严重的事故。
（1）对加液软管的性安全能，特别是导静电性能进行定期检测；
配备
（2）低温专业服；
在加气机前设防置撞栏；
加液（3）机附近现场设ESD按钮，紧断急切储罐LNG口进出阀，并停泵。
通过对LNG加气站的3个不同过程及主要设备进行HAZOP分析，发现了LNG加气站存在的问题详见表LNG加气站存在的问题。
表3.9-4LNG加气站存在的问题
种类
明细
采取的措施
卸车过程
槽车卸车时的放空安全问题）1（
连接槽车的液相官道上应设紧急、a）1（
（2）槽车卸车时的安全管理问题（3）LNG储罐液位监测与联锁不独立问题
切断阀和止回阀，气相管道上宜设切断阀；
b、LNG卸车软管应采用奥氏体不锈其公称压力不得小于装卸送钢波纹软管，不应小于公称压力的至控制室集中显示。
4倍。
、高液位报警器应与进液管道紧）a（2储罐最高液位以、LNG急切断阀连锁；
b、液位表、压力上部位应设置压力表；
c并应将检测信号传表应能就地指示，
送至控制室集中显示。
储存及调压过程
（1）LNG储罐合理的设计压力（P）问题d
（2）低温设备及管道支撑耐低温保护问题（3）LNG储罐防火堤不严密问题（4）消防水管布置不合理问题
（1）a、当（设备最大工作压力）Pw<
0.9MPa时P≥P+0.18MPa;
Wdb、当（设备最大工作压力）Pw≥0.9MPa
Pd≥1.2Pw
（2）设备基础采用耐寒抗冻材料
（3）LNG储罐采用为埋地式，此种情况不存在。
（4）严格按照《汽车加油加气站设计规范》执行。
（1）LNG加气机泄露紧急切断问题）站内低温管道法兰泄露问题（23（）加气机防撞栏设置合理问题
（1）加气机上设安全拉断阀；
（2）a、定期对管道设备及附件进行检修；
b、管件应符合相关规定。
（3）防撞栏设置高度不应小于0.5m
其他
（1）站内低温阀门避免两相流的选型问题
（2）站内员工的低温劳动保护问题站内紧急切断系统的布置问题3（）
（1）站场工作人员备有低温劳保服；
（2）a、需在加油加气现场工作人员容易接近的位置；
b、在控制室或值班室那需设开关。
二、L-CNG部分
表3.9-5引导词及意义
None（空白）
（减少）Less
More（过量）
（伴随）Aswellas
Partof（部分）
（相逆）Reverse
出现与设计要求完全相反的事或物，如流量反向流动，反应向相反的
方向进行。
Otherthan（异常）
出现与设计要求完全不相同的事或物，发生异常事件或状态，如停车、维修、改变操作。
通过对CNG加气系统加气过程的潜在危险分析，并对每一个偏差分析其可能的原因、后果和已有的安全保护，同时提出的建议措施等，详见表L-CNG加气系统加气过程HAZOP分析结果
表3.9-6L-CNG加气系统加气过程HAZOP分析结果
预防措施
流量
流量小
①加气软管泄漏；
②管线、阀门泄漏；
③违章加气；
管④加气软拉断；
①财产损失人员伤害；
火灾等危②造成爆炸、险。
1．加强检查，防止泄漏．严格执衍管理制度，杜绝2火源．加气机的加气软管上安装3拉断阀辆管理启动车辆5．严禁使用非防爆工具．加气时．加强人员、车46禁止
加气速度快
生大量电从而造成爆炸、火灾等危险事故；
3／加气机流量不大0.25m（工作状态）min
压力高
①安全阀故障不工作，
①操作违规造成低温泵或加气机憋压，管危险事故；
成爆炸、火灾等线、设备超压造
①对加气工作人员进行上岗培训②定期对设备进行检修。
泄漏
阀门②管线、泄漏；
加③气软管拉断；
气④加车辆撞击加气机
火灾等危险造成爆炸、事故
①定期对站场的阀门管件等进行检修；
②设置防撞柱。
③醒目处设安全警示标志；
④加强进站车辆管理
⑤加气管端口建议设置拉断装置；
⑥加液机附近设现场设ESD按钮；
紧急切断LNG储罐进出口阀，并停泵
⑦设可燃气体报警器。
通过对L-CNG加气站的不同过程及主要设备进行HAZOP分析，发现了L-CNG加气站存在的问题详见表LNG加气站存在的问题。
加气站存在的问题3.9-7L-CNG表．
采取相应措施
储罐合理的设计压力问题
（1）CNG
（2）安全排污问题（3）消防设施布置不合理问题
（1）a、当Pw≤1.8MPa时：
P=Pw+0.18
0（P．安全阀定压、P：
设备最大工作压力）W0b、当1.8MPa<
Pw≤4.OMPa时
P=1.1PW0c、当4.OMPa<
Pw≤8.OMPa时
P=P+0.4
W0d、当8.OMPa<
Pw≤25.OMPa时
P=l.05PW0
（2）设置排污池。
（3）严格按照《汽车加油加气站设计规范》执行。
加气过程
（1）CNG加气机泄漏紧急切断问题
（2）站内管道法兰泄露问题3）加气机防撞柱设置合理问题（
（1）a、力口油软管上设置安全拉断阀；
b、在储气瓶出口设置切断阀，总管上再设置主切断阀。
（2）定期对设备进行检修。
（3）位于加气岛端部的加油机附近应设置防撞柱（栏），高度不应小于0.5m
其他
（1）站内安全放空问题
（2）站内紧急切断系统的布置问题
（1）a、不同压力级别系统的放散管分别设2m、在控制室或值班室那需设开关。
置；
b、c及以上，且应高出所在地面5m以上；
放散管应垂直向上。
、需在加油加气现场工作人员容易接）a（2近的位置；
、放散管管口高出设备平台b
三、加油部分
表3.9—8引导词及其意义
None（空白）
Less（减少）
More（过量）
（相逆）Reverse
（异常）Otherthan
出现与设计要求完全不相同的事或物，发生异常事件或状态，如停车、
维修、改变操作。
根据加油站部分HAZOP分析对象划分为2大部分，即卸车过程、加油过程，并对每部分按照其工艺流程和主要设备进行节点划分详见表加油站运行系统HAZOP分斤节点。
表3.9-9加油站站运行系统HAZOP分析节点
流量
量流小/无
①液位低；
②油品泄露；
③油罐温度低，油品凝管。
④加油时紧急切断阀误开启或内漏；
⑤潜液泵变频器出现低频故障，泵出口流量低。
⑥影响加油站正常运转；
⑦造成火灾、爆炸、人员毒等危险；
置高液①设位报警器；
设②定期对备进行检修。
①建议增加温度低报警置；
②加油区设至可燃气体探测报警和高液位报警器并与潜液泵的紧急切断阀连锁关闭、停泵。
流量高
调节阀故障全开
油品温度升高，储罐内超压
设置通气管。
压力
压力低
①潜油泵故障或不工作；
②安全阀起跳。
①流量小或无流量；
②液体倒流。
定期对设备进行检修。
增设压力表
力压高
油品温度高，造成油品挥发成油蒸汽
对储油罐造成威胁，有爆炸危险
设置通气管。
油品温度高时需从灌顶不进入罐内。
液位
位液高
①加油站工作人员不负责；
②无液位报警装置；
油罐油品漫溢，造成火灾、爆炸、人员中毒等危险。
①定期对加油站工作人员进行培训；
②设置高液位报警器。
液位低
①仪表失灵；
①流量小或无流量；
②造成火灾、爆炸等危险。
①定期对站区内仪表、工艺设施设备进行检修；
②设置温度表。
温度低报警
①金属软管开裂或加油软管被拉断（软管连接时，。
车辆误启动）加油车辆撞
火造成灾危险、中毒窒息危险。
查期定巡①设工艺场站施；
①在加油软管上设置拉断阀。
②加油机附近现按钮，ESD场设
击加油机；
②各接头部位、或其他连接装置应力失效，0型密封圈老化变形，损坏或重开。
③埋地储罐部件泄漏。
撞防②设置柱。
设区③加油体置可燃气和报警测探警位报高液液潜器并与切紧泵的急关断阀联锁闭、停泵。
紧急切断储罐进出空阀，并停泵；
③定期对站场工艺装置进行检修。
通过对加油站的不同过程及主要设备进行HAZOP分析，发现了加油站存在的问题详见表加气站存在的问题。
卸车过程
）卸车采用的方式问题
（1）卸油时对液位监测不及时问题（23）卸油胶管破裂及附件出现异常的问题（（4）卸车的密封问题
（1）卸车必须采用密闭卸油方式，卸油盖接口应装设快速接头和密封盖。
（2）定期对仪表进行校正。
（3）a、定期对管件及附件进行检修；
b、在防渗罐池那设检查立管．
（4）卸油接口应装设快速接头和密封盖。
储存过程
埋地油罐合理的设计压力问题
（1）
钢制油罐的设计内压不应低于0.08MPa
加油过程
（1）加油机泄露紧急切断问题
（2）站内管道法兰泄露问题3（）加油机防撞柱设置合理问题
（1）a、加油软管上设置安全拉断阀；
b、潜油泵供油的加油机底部对的供油管道上设置剪切阀。
（2）a、在防渗罐池内设检测立管：
b、经常对管件及附件进行检修。
（3）位于加油岛端部的加油机附近应设置防撞柱（栏），高度不应小于0.5m；
（1）站内紧急切断系统的布置问题
（1）需在加油加气现场工作人员容易接近的位置；
（2）在控制室或值班室那需设开关。
2-2工艺对比
本项目加油部分采用国内成熟的工艺技术，该技术国内、国外应用较为普遍。
2.2.1加油工艺对比介绍：
本项目加油工艺包括卸油、加油两部分，其中卸油系统采用密闭卸车方式，油品由槽车运至站内。
加油过程油品由潜液泵供给加油机，再通过加油机向社会车辆加油。
加油过程本项目采用潜液泵供油，由自吸式加油机加油具有输送量大，能耗低，安全可靠的优点。
2.2.2LNG加气工艺对比介绍：
LNG加气站工艺流程的选择与LNG加气站的建站方式有关，LNG加气站的工艺主要包括4部分流程：
卸车流程；
调压流程；
加气流程；
泄压流程。
◆卸车流程：
LNG的卸车工艺是将集装箱或槽车内的LNG转移至LNG储罐内的操作，
LNG的卸车流程主要有两种方式可供选择：
潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。
①液泵卸车方式
该方式是通过系统中的潜液泵将LNG从槽车转移到LNG储罐中，目前用于LNG加气站的潜液泵主要是美国某公司生产的TC34型潜液泵，该泵最大流量为340L/min，最大扬程为260m。
潜液泵卸车方式是LNG液体经LNG槽车卸液口进入潜液泵，潜液泵将LNG增压后充入LNG储罐oLNG槽车气相口与储罐的气相管连通，LNG储罐中的BOG气体通过气相管充入LNG槽车，一储罐LNG另一方面解决槽车因液体减少造成的气相压力降低，LNG方面解决．
因液体增多造成的气相压力升高，整个卸车过程不需要对储罐泄压，可以直接进行卸车操作。
该方式的优点是速度快，时间短，自动化程度高，无需对站内储罐泄压，不消耗LNG液体；
缺点是工艺流程复杂，管道连接繁琐，需要消耗电能。
②自增压卸车方式
LNG液体通过LNG槽车增压口进入增压气化器，气化后返回LNG槽车，提高LNG槽车的气相压力。
将LNG储罐的压力降至0.4MPa后，LNG液体经过LNG槽车的卸液口充人到LNG储罐。
自增压卸车的动力源是LNG槽车与LNG储罐之间的压力差，由于LNG槽车的设计压力为0.8MPa，储罐的气相操作压力不能低于0.4MPa，故最大压力差仅有0.4MPa。
如果自增压卸车与潜液泵卸车采用相同内径的管道，自增压卸车方式的流速要低于潜液泵卸车方式，卸车时间长。
随着LNG槽车内液体的减少，要不断对LNG槽车气相空间进行增压，如果卸车时储罐气相空间压力较高，还需要对储罐进行泄压，以增大LNG槽车与LNG储罐之间的压力差。
给LNG槽车增压需要消耗一定量的LNG液体。
自增压卸车方式与潜液泵卸车方式相比，优点是流程简单，管道连接简单，无能耗；
缺点是自动化程度低，放散气体多，随着LNG储罐内液体不断增多需要不断泄压，以保持足够的压力差。
经过对比从技术成熟度和投资对比，本项目建议选择自增压卸车方式，可以简化管道，降低成本，节省空间，便于设备整体成橇。
◆储罐调压流程
储罐调压流程是给LNG汽车加气前需要调整储罐内LNG的饱和蒸气压的操作，该操作流程有潜液泵调压流程两种。
①潜液泵调压流程：
储罐的出液口进入潜液泵，由潜液泵增压以后进入增压LNG液体经LNG．
气化器气化，气化后的天然气经LNG储罐的气相管返回到LNG储罐的气相空间，为LNG储罐调压。
采用潜液泵为储罐调压时，增压气化器的入口压力为潜液泵的出口压力，美国某公司的TC34型潜液泵的最大出口压力为，一般将出口压力设置为1.2MPa，增压气化器的出口压力为储罐气相压力，约为0.6MPa。
增压气化器的入口压力远高于其出口压力，所以使用潜液泵调压速度快、调压时间短、压力高。
②自增压调压流程：
LNG液体由LNG储罐的出液口直接进入增压气化器气化，气化后的气体经LNG储罐的气相管返回LNG储罐的气相空间，为LNG储罐调压。
采用这种调压方式时，增压气化器的入口压力为LNG储罐未调压前的气相压力与罐内3的储罐充满时约为0.O1MPa06m）之和，液体所产生的液柱静压力（容积为出口压力为LNG储罐的气相压力（约0.6MPa），所以自增压调压流程调压速度慢、压力低。
经过对比，自增压调压流程虽然相对潜液泵调压流程速度较慢，但为防止储罐压力剧增造成设备损坏，同时潜液泵调压需要耗费电力，从经济安全角度出发储罐调压工艺建议选择自增压调压流程。
◆LNG加气流程
在加气流程中由于潜液泵的加气速度快、压力高、充装时间短，成为LNG
加气站加气流程的首选方式。
2.2.3L-CNG加气工艺对比介绍：
L-CNG工艺目前国内多采用柱塞泵液相增压再气化过程，LNG气化为CNG后送入CNG储气瓶组，再通过CNG加气机向社会车辆加气，该过程工艺已非常成熟。
相对LNG先气化再由压缩机增压方式来说能耗较低，同时后者压缩机入口控制较为严格，要求气化器较为苛刻，所以本项目选择常规的先增压后气化的工艺。
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