专题资料（2021-2022年）LNG加气站项目安全预评价报告

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1、* LNG加气站项目安全预评价报告目 录非常用术语说明11 安全评价过程11.1前期准备情况11.2安全预评价目的11.3评价对象和范围11.4安全评价程序12 建设项目概况32.1建设单位简介32.2建设项目概况33 危险、有害因素辨识结果及依据说明123.1危险有害因素识别依据123.2危险有害因素辨识与分析过程123.3重大危险源辨识273.4 危险有害程度283.5 事故案例分析314 评价单元的划分354.1评价单元划分原则354.2评价单元确定365 评价方法的选择及理由说明375.1采用的安全评价方法375.2安全评价方法选用说明376 定性、定量分析危险、有害程度的结果386.

2、1外部安全条件单元386.2总平面布置单元386.3主要装置设施单元386.4公用工程单元397安全条件和技术工艺及装置、设备安全可靠性分析407.1安全条件分析407.2主要技术工艺、设备设施的安全可靠性分析438 安全对策措施、建议和结论478.1提出安全对策措施与建议的依据和原则478.2安全对策措施与建议478.3安全预评价结论579 与建设单位交换意见结果58附件591 附图592 选用的安全评价方法简介592.1安全检查表法592.2预先危险性分析法592.3事故树法603 定性、定量分析危险有害程度的过程613.1项目外部安全条件单元613.2项目总平面布置单元623.3主要装置

3、设施单元643.4公用工程单元694安全评价依据764.1法律法规764.2标准规范775 收集的文件资料目录79非常用术语说明1.液化天然气 liquefied natural gas(LNG)主要有甲烷组成的液态流体，并包含少量的乙烷、丙烷、氮和其他成分。2.LNG加气站 为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所。3.LNG卸车点接、卸LNG罐车及罐式集装箱内LNG的固定点。4.LNG加气机给LNG汽车储液（气）瓶充装LNG，并带有计量、计价装置的专用设备。5.加气枪与连接软管附属加气机，通常指加气机（计量、计价）以后的供气软管、截断阀和加气枪的总称。6.管道组成件 piping comp

4、onents用于连接或装配成管道的元件（包括管子、管件、阀门、法兰垫片、紧固件、接头、耐压软管、过滤器、阻火器等）。7.重要的公共建筑 important public building指性质重要、人员密集，发生火灾后损失大、影响大、伤亡大的公共建筑物。如省市级以上的机关办公楼、电子计算机中心、通信中心以及体育馆、影剧院、百货大楼等。1 安全评价过程1.1前期准备情况我公司在接受*安全评价委托后，在进一步了解项目实际情况的基础上，与建设单位协商，确定了本次评价的对象和评价范围。此后，公司安全评价小组在充分研究、调查相关情况后，对*LNG加气站建设项目进行了现场检查，收集、整理了安全评价所需的各

5、种文件、资料和数据。1.2安全预评价目的本次评价主要根据*LNG加气站可行性研究报告（中国轻工业西安设计工程有限责任公司）及*提供的其他相关资料，分析、辨识该项目可能存在的危险有害因素和危险有害因素存在的部位，分析危险有害因素发生作用的途径及其变化规律，分析危险有害因素导致事故发生的可能性和严重程度，据此提出安全对策措施，为设计提供依据以利于保障该项目建成实施后能安全运行。1.3评价对象和范围本次安全评价的对象是*LNG加气站项目。评价范围为该项目涉及的外部安全条件、总平面布置、主要工艺装置及设施、公用工程及辅助设施，不包括加气站其他经营项目。1.4安全评价程序安全评价程序为：前期准备；辨识与

6、分析危险、有害因素；划分评价单元；定性、定量评价；分析安全条件及安全生产条件；提出安全对策措施建议；做出评价结论；与建设单位交换意见；编制安全评价报告。编制安全预评价报告辨识与分析危险、有害因素选择评价方法划分评价单元定性、定量评价提出安全对策措施建议 做出评价结论前期准备图1-1 安全预评价程序框图2 建设项目概况2.1建设单位简介2.2建设项目概况*拟新建*LNG加气站一座，2010年8月23日，项目取得韩城市住房和城乡建设局关于韩城市天然气加气站项目建设用地的定点批复（韩住建规地发）； 2012年6月取得韩城市经济发展局转发渭南市发展和改革委员会关于加气站建设项目的批复。2.2.1主要技

7、术和工艺该项目LNG工艺分为卸车流程、升压流程、加气流程以及卸压流程等四部分。液化天然气由LNG槽车运至站内，利用低温泵和增压器将槽车内的LNG卸至LNG储罐中。加气时通过低温泵将LNG储罐中饱和压力为0.4-0.8Mpa的LNG通过加气机送入受气汽车的车载气瓶里。国内通用的LNG的卸车流程有两种方式可供选择：潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。站房式的LNG加气站可以同时采用，一般由于空间足够建议同时选择两种方式。该项目卸车方式采用泵和增压器联合卸车的方式，结合了两种卸车方式的优点。LNG的调压流程有两种方式：潜液泵调压和自增压力调压。该项目采用泵和增压器联合使用进行升压，加大了增压器的传热面积

8、，大大缩短了升压的时间，还能有效的降低能耗。泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车的加气流程由于加气速度快、压力高、充装时间短，为LNG加气站加气流程的首选方式。综上所述，该项目采用的LNG工艺为国内通用工艺基础上的改进，较为先进。2.2.2地理位置、用地面积及储存规模（1）地理位置韩城位于陕西省东部黄河西岸，关中盆地东北隅，介于东经1100719-1103724，北纬351850-355208之间，距省会西安244公里。南与合阳县接壤，西、北与黄龙、宜川县毗邻，东隔黄河与山西河津、万荣县相望。全市总面积1621平方公里，境内南北长50.2公里，总人口37.4万人，其中城市人口14.2万人。居

9、民以汉族为主，还有回、满、蒙等10多个少数民族。*LNG加气站项目拟选址位于。项目所在地交通便利，详见附图。（2）用地面积及储存规模该加气站占地面积约7700m2，该项目建设规模为30000Nm3/d，围堰内布置1台LNG设备撬体（含1台60m3的LNG储罐、2台LNG潜液泵（1备1用）、1台卸车（储罐）增压器以及1台EAG加热器；加气区布置4台LNG加气机。该站LNG储罐单罐容积为60m3，总容积为60m3，属三级加气站。该站劳动定员24人，其中站长1名，副站长1名，财务部2人，运输部3人，后勤保安2人，运行部15人。工作制为三班制。2.2.3主要原辅料该项目原料为LNG天然气，气源首先选择

10、晋城市的LNG液化厂气源，在延安液化厂建成后选择延安液化厂气源，韩城市500万吨焦化厂焦炉煤气甲烷化制LNG项目将在2013年实现投产，实现当地液化产品的就地消化，在气源不能满足的情况下，选择周边地区LNG液化厂气源。此外，项目在供应和充装等过程中的公用工程主要为电和水消耗。2.2.4工艺流程1、工艺流程LNG加气站工艺流程分为卸车流程、升压流程、加注流程以及卸压流程等四部分。工艺流程简图见下图2-1。（1） 卸车流程把汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，使LNG经过泵从储罐进液管进入LNG储罐。卸车有3种方式：增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车。 增压器卸车通过卸车增压器将气化

11、后的气态天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。此过程需要给槽车增压，卸完车后需要给槽车降压，每卸一车排出的气体量约为180Nm3。 泵卸车将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，通过LNG低温泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐。卸车约消耗18kwh电。 增压器和泵联合卸车先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压力，用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。约消耗15kwh电。第种卸车方式的优点是节约电能，工艺流程简单，缺点是产生较多的放空气体，卸车时间较长；第种卸车方式的优点是不用产生放空气体，工

12、艺流程简单，缺点是耗电能；第种卸车方式优点是卸车时间较短，耗电量小于第种，缺点是工艺流程较复杂。综合各种因素，本设计采用第种方式卸车。 （2） 升压流程LNG的汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高，一般在0.40.8MPa，而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好。所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温。LNG加气站储罐升压的目的是得到一定压力的饱和液体，在升压的同时饱和温度相应升高。LNG加气站的升压采用下进气，升压方式有两种：一种是通过增压器升压，另一种是通过增压器与泵联合使用进行升压。第一种方式优点是不耗电能，缺点是升压时间长，理论需要五个多小时。第二种方式优点是升压时

13、间短，减少放空损失，缺点是需要电耗。本设计采用第二种方式，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间，需要一个多小时，从而确保加气时间。（3）加气流程LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车。车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加气速度。（4）卸压流程系统漏热以及外界带进的热量致使LNG气化，产生的气体会使系统压力升高。当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。通过对目前国内外采用先进的LNG加气站工艺的调查了解，正常工作状态下，系统的放空与操

14、作和流程设计有很大关系。操作和设计过程中应尽量减少使用增压器。如果需要给储罐增压时，应该在车辆加气前两个小时，根据储罐液体压力情况进行增压，不宜在卸完车后立即增压。LNG槽车增压器增压低温泵卸车LNG储罐泵+增压器升压加注机计量LNG汽车卸车后安全阀打开泄压图2-1 LNG加气站工艺流程图2、设备设施布局及上下游关系设备设施布局及上下游关系见表2-1。表2-1 设备设施布局及上下游关系一览表序号装置名称布局上游装置下游装置上下游装置之间关系1卸车口储罐区东侧储罐从卸车口卸气进入储罐2LNG储罐站区中部卸车口加气机卸车口输入到储罐，再通过管道输送到加气机3加气机站区西侧储罐区车辆从储罐吸取LNG

15、输送到加气车辆4站房站区北侧2.2.5辅助设施（1）电气供电及负荷LNG加气站工作电源由站区附近的苏东变电所引入0.4kV电缆埋地入站内配电室。供配电线路1）配电线缆：由箱变引至各用电设备或建筑物，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。2）控制电缆：控制电缆由配电柜或设备随机配套的控制柜引至现场控制设备，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装控制电缆埋地敷设。3）照明线路：室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源线路均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。（2）给排水给水给水水源由市政管网提供(条件不允许的加气站采用自备水井供给)。 本项目用水主要为生活用水、场地及设备清洗用水和消防用水，生活用水主要为站内

16、人员饮用水和卫生器具用水。1）生活及生产给水方式本工程生产、生活用水合用一个给水系统，称为生产生活给水系统，水管道设计供水管径为DN50。城市给水管网水压为0.30MPa，站内水压满足建筑物内最不利处配水点所需要流出水头的要求。2）消防系统给水方式本站区内的建筑物设计耐火等级均为二级，无高大建筑物，本站区属三级站场，不设消防水池。排水本项目执行国家相关环境保护的政策，排水体制采用雨污分流制。排水系统分污水系统与雨水系统。1）污水系统本站站内生活污水经站内排水系统收集至化粪池处理后，排入就近污水管网。生产装置中天然气系统为密闭式工艺系统，生产过程中不产生任何污水。2）雨水系统站内雨水采用顺坡自流

17、外排。（围堰内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。）（3）供热拟建站办公室、营业室、控制室、休息室、站长室等房间采用空调采暖。（4）消防项目站区加气站消防用水水源来自城市自来水管网。拟建建筑物设计耐火等级均为二级，加气机罩棚采用网架结构，工艺设施界区内采用不发火地面，站内工艺基础设施如LNG储基础罐、加气机基础、围堰等均采用钢筋混凝土结构。1）干粉灭火器在LNG罐区、卸车处、加注区、站房、箱变、压缩机、干燥器、储气井等处设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。2）气体灭火器在控制室、配电室等建筑物内设置气体灭火器，如二

18、氧化碳型灭火器等扑灭电气火灾。3）全站灭火器配置表加气站的灭火器配置见下表。表2-2 加气站灭火器配置表序号位置推车式干粉MFT/ABC35手提式干粉MF/ABC8二氧化碳灭器MT3手提式干粉MF/ABC5一生产区1LNG罐区2台4个2工艺装置区1台4个二站房2个6个合计3台8个2个6个2.2.6主要装置和设施名称表2-3 主要设备设施表序号设备名称规格/型号参数数量备注1LNG储罐单罐容积：60m3 型式：真空粉末绝热式充装率：95 工作温度：-162/环境温度最高工作压力：1.2/-0.1Mpa1台2LNG潜液泵工作温度：-162设计温度：-196流量： 200L/min（液态）扬程：15

19、245m转速范围：15006000rpm1台3卸车增压器单台处理量：000Nm3/h进口介质：LNG出口介质：NG进口温度：-162出口温度：-137最高工作压力：2.5MPa设计温度：-1961台4EAG加热器单台处理量：120Nm3/h进口温度：-162出口温度：-20最高工作压力：2.5Mpa设计温度：-1961台5LNG加气机流量：200Lm3/min（液态）计量精度：1.0工作介质：LNG、液氮最低工作温度：-1624台2.2.7总平面布置根据*LNG加气站项目可行性研究报告确定的总平面布置图，该站占地面积约7700m2，对外设置高度为2.2米的非燃烧实体围墙；坐东朝西，面向二环东路

20、敞开设置，车辆出入口分开布置，按功能可分为加注区、工艺区、站房及办公生活区。加注区位于加气站西侧，布置有4台LNG加气机；工艺区位于加气站中部，设有围堰，围堰内布置1台LNG设备橇体(含1台全容积60m3的LNG储罐、1台LNG潜液泵、1台卸车（储罐）增压器以及1台EAG加热器)；站房位于加气站北侧；办公生活区位于站区最东侧，工艺区向东依次布置为停车场、车辆改装车间、办公楼、职工宿舍及职工餐厅。详见附件总平面布置图。3 危险、有害因素辨识结果及依据说明3.1危险有害因素识别依据危险因素是指能够对人造成伤亡或对物造成突发性损害的因素；有害因素是指能影响人的身体健康，导致疾病，或对物造成慢性损害的

21、因素。二者合称危险有害因素。危险有害因素是造成事故的根源。危险、有害因素具有多样性。考虑到该加气站的特点，本报告依据新编危险物品安全手册（化学工业出版社）、生产过程危险和有害因素分类与代码（GB/T 13861-2009）、企业职工伤亡事故分类（GB6441-1986）和危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）等相关标准规范和资料，对该加气站的危险、有害因素进行辨识。3.2危险有害因素辨识与分析过程3.2.1物质危险、有害因素辨识该项目的物料为液化天然气，天然气的成分以甲烷为主。甲烷标识中文名：甲烷英文名：Marsh gas分子式：CH4分子量：16.04危规号: 21007UN编

22、号: 1971CAS号：74-82-8理化性质外观与性状：无色无臭气体溶解性：微溶于水，溶于醇、乙醚熔点（）：-182.5沸点（）：-161.5相对密度：（水=1）0.42(-164)相对密度（空气=1）：0.55饱和蒸气压（kPa）：53.32(-168.8)禁忌物：水、酸类、易燃或可燃物临界压力（Mpa）：4.59临界温度()：-82.6稳定性：聚合危害：危险特性危险性类别：第2.1 类易燃气体燃烧性：易燃引燃温度()：538闪点()：-188爆炸下限（%）：5.3爆炸上限（%）：15最小点火能（mJ）：0.28最大爆炸压力（Mpa）：0.717燃烧热(mJ/mol) ：889.5燃烧（分

23、解）产物：一氧化碳、二氧化碳危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。灭火方法：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉健康危害燃爆危险：本品易燃，具窒息性。健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达到25%30%时，可引起头痛、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速等症状。若不及时脱离，可致窒息死亡。工作场所最高容许浓度：急救皮肤接触：若有冻伤，就医治疗

24、眼睛接触：吸入：，迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。如呼吸停止，立即进行人工呼吸，就医食入：应急处理迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用储存储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过30。保持容器密封。应与氧化剂分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风

25、设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备和合适的收容材料。压缩气体须贴“易燃气体”标签3.2.2设备设施危险、有害因素辨识（1）LNG储罐LNG储罐工作温度为-162，是低温深冷储罐，其最大的危险在于真空破坏，绝热性能下降。一旦绝热性能下降，低温深冷储存的LNG因受热而气化，储罐内压力剧增，会造成储罐破裂事故。储罐钢制容器可能因为材料缺陷、安装缺陷等加剧发生脆性爆裂和腐蚀破裂。（2）LNG加气机加气机是用来给机动车辆添加并计量液化天然气的设备，操作次数频繁，使用环境特殊，对加气站的安全有一定影响。加气机内部的截止阀、气动阀、单向阀等设备老化失效引起管内液体不能按照正

26、常工作流程进行流动造成整个管路局部过载，引起泄漏。加气枪的接口为软管连接，接口处容易漏气，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。（3）LNG槽车该项目使用LNG槽车运输液态天然气至LNG储罐，通过卸车流程等将液态天然气添加到LNG储罐，LNG槽车属于低温液体运输设备，槽车内存储甲类易燃介质液态天然气，如在运输、装卸过程中发生泄漏有造成火灾爆炸、低温冻伤事故的可能。车载罐体在重装、卸车过程由于各种原因造成火花或罐内超压，可能引发燃烧爆炸事故。槽车运输过程遇撞击等因素导致容器破损，气体泄漏，可能引发燃烧、爆炸、低温冻伤事故。槽车经日光长时间暴晒，罐内气体温度上升，压力升高，当超过钢瓶应力极限时，便会

27、发生爆炸。卸车软管的接头处容易漏气，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。（4）EAG加热器EAG加热器主要应用在设备或管道超压时放散气体的加热。如设备在运行过程因管路老化、阀门管件密封不严造成漏水，设备因缺水运转不良；设备选型不满足储罐放空需要，造成放空气体聚集，形成爆炸性混合气体当遇到明火、静电等情况时容易引发火灾、爆炸事故。（5）卸车及储罐增压器卸车及储罐增压器设计压力1.6Mpa，工作压力1.2Mpa属压力容器，压力容器在内压作用下，设备车体上产生的应力达到或超过材料强度极限就会发生塑性爆裂；在低温状态下，钢的冲击值显著降低，材料出现缺口裂缝，会把传播应力的材料切断，发生脆性爆裂；长期反

28、复使用材料会产生疲劳爆裂；在有腐蚀介质作用时，由于截面积减少或机械性能降低以致承受载荷的强度不够会产生腐蚀爆裂。（6）LNG低温泵项目在生产运行过程中应用到LNG低温泵。泵的材质缺陷或加工过程缺陷，会造成泄漏。安装不当，稳定性差，会加剧泵的机械振动，噪声加大，剧烈振动还会造成螺栓松动，引起可燃气体泄漏，遇点火源发生火灾、爆炸。泵的传动设备在运行过程中容易造成机械伤害。（7）管道、管件和阀门由于该项目天然气储配及汽车加气过程中，天然气多处于为高压状态，多出现泄漏情况，最常漏气的位置就是静密封点处，如法兰、螺纹接口处，管线穿孔泄漏也时有发生，主要是管线弯头处，特别是放空管线的弯头处，在线路上最常见

29、的泄漏是由第三方破坏和管道穿孔引起的。根据以往经验常见的泄漏有以下几种：法兰之间的泄漏；管道泄漏；阀门泄漏。法兰之间的泄漏法兰连接是天然气管道和设备连接的主要形式，其泄漏也是该项目泄漏最为主要的形式。法兰密封主要是依靠其连接的螺栓产生的预紧力，通过垫片达到足够的工作密封比压，来阻止天然气外漏。对于天然气管道，由于其输送介质具有腐蚀性、高压以及输送过程中产生的振动等特点引起天然气管道法兰密封失效，造成泄漏。天然气站法兰泄漏主要有以下原因：a.密封垫片压紧力不足，法兰结合面粗燥，安装密封垫出现偏装，螺栓松紧不一，两法兰中心线偏移。这种泄漏主要由于施工、安装质量引起的，主要发生在投产试压阶段；b.由

30、于脉冲流、工艺设计不合理，减振措施不到位或外界因素造成管道振动，致使螺栓松动，造成泄漏；c.管道变形或沉降造成泄漏；d.螺栓由于热胀冷缩等原因造成的伸长及变形，在季节交替时的泄漏主要是由这种故障引起的；e.密封垫片长期使用，产生塑性变形、回弹力下降以及垫片材料老化等造成泄漏，这种泄漏在老管线上比较常见。f.天然气腐蚀，造成泄漏。管道泄漏a.夹渣、气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，随着焊接技术的发展和施工质量以及检测手段的提高，这种焊接缺陷逐渐减少；b.腐蚀引起的泄漏周围介质引起的均匀腐蚀，这种腐蚀造成的泄漏主要出现在老管线上，随着时间的推移，管线内外壁一层层的腐蚀而剥落，最后造成大面积的

31、穿孔，最终造成管道泄漏事故的发生；应力引起的腐蚀，金属材料的应力腐蚀，是指在静拉伸应力和腐蚀介质的共同作用下，使应力集中处产生破坏。这种腐蚀危害性较大，一般在没有先兆的情况下，能够迅速扩展产生突然断裂，发生严重的泄漏事故。c.冲刷引起的泄漏由于冲刷原因造成站场泄漏的事故较多，比较容易出现此类故障的部位是管道弯头，特别是流速较快的弯头处，造成这种泄漏主要有以下几个原因：从加工角度来说，对于冲压成型和冷煨、热煨成型的弯头，弯曲半径最大的一侧存在着加工减薄量；天然气流速较快，流经弯头时，对管壁产生较大的冲刷力，在冲刷力的作用下，管壁金属不断地被带走，壁厚逐渐变薄，最后造成泄漏。阀门泄漏阀门由于受到天

32、然气的温度、压力、冲刷、振动腐蚀的影响，以及阀门生产制作中存在的缺陷，阀门在使用过程中不可避免的产生泄漏，常见的泄漏多发生在填料密封处、法兰连接处、焊接连接处、丝口连接处及阀体的薄弱部位上。a.连接法兰及压盖法兰泄漏，这种泄漏一般通过在降压的情况下，通过拧紧螺栓得以解决；b.焊缝泄漏：对于焊接体球阀，有可能存在焊接缺陷，出现泄漏，这种泄漏很少见。c.阀体泄漏：阀体的泄漏主要是由于阀门生产过程中的铸造缺陷所引起的，天然气的腐蚀和冲刷造成阀体泄漏，这种泄漏常出现在调压阀上。（7）电气设备设施电能与客观世界的其它事物一样，都具有两重性。一方面作为现代化动力，促进了生产力的发展，在推动人类科技进步上充

33、分发挥了它的积极作用。另一方面，电流客观存在的危险有害因素又成为各类电气事故的根源。电能的危险有害因素主要有以下几个方面： 触电伤害 触电是电流的能量对人体的伤害，分为电击和电伤。电击是电流通过人体内部，破坏人的心脏、神经系统、肺部的正常工作，可导致人死亡。通过人体的致命电流为50mA。 电伤是电流的热效应、化学效应和机械效应对人体外部造成的局部伤害，包括：电弧烧伤、烫伤、电烙印、皮肤金属化等。人体触及带电导线、设备、或其它带电体就会产生触电事故。触电方式有单相触电、两相触电和跨步电压触电。射频伤害 当电流在导体中流过时，就会产生电磁场，射频伤害是由电磁场的能量造成的。人体在高频电磁场作用下吸

34、收辐射能量，就会受到不同程度的伤害。它会引起中枢神经功能失调、出现头晕、头痛、乏力、失眠等症状；还能引起植物神经功能失调，如：多汗、食欲不振、心悸等；还会造成心血管系统某些异常，如：心动过速或过缓，血压异常、心区有压迫感和心痛等。 短路电路相线之间直接接通，或者相线与接地物体之间直接接通。外电路电阻几乎接近于零时，电源则被短路。发生短路时，电压突然下降，电流急剧增大，可达几万或几十万安培，产生很多的电动力和很高的温度，烧毁设备，造成停电。电流热效应 电流通过导体时就会发热，这也是电流的性质之一。电流强度越大，电阻越大，转换的热能就越大。除此之外，交变电流的交变磁场还会在铁磁材料中，由于涡流损耗

35、和磁滞损耗产生热量。以上现象说明，电路和电气设备运行时总是要发热的。电流的热效应是电流和电气设备事故的根源之一。 由于电路和电气设备过度发热，热能会成为点火源，引发火灾或爆炸。如果设备散热不良会导致烫伤人，烧毁设备。过热还会导致绝缘材料产受到破坏，引起短路事故。 电路或电气设备异常发热往往是由于过载、散热不良、接触不良等原因造成的。 电火花和电弧电火花是由电极间的击穿放电产生的。电弧是大量持续的电火花汇集而成的。电火花包括工作电火花和事故电火花。电气设备正常工作时或正常操作过程中会产生火花，称为工作火花。如开关或接触器开合时产生的电火花，插销拔出或插入时产生的电火花。事故电火花是线路和设备发生

36、故障时出现的火花。如导电线路连接松脱产生的火花、保险丝熔断时产生的火花、过电压放电火花、静电火花、感应电火花等。一般情况下，电火花温度很高，特别是电弧，温度可高达6000。同时，电火花和电弧不仅能引起可燃物燃烧和爆炸，还能使金属熔化、飞溅。主要电气设备如输电设备、线路、照明设备。因电缆绝缘老化，电路故障或荷载过大，有可能引起电缆着火。配电装置及各种照明设备可能引发电气故障、漏电、短路，造成触电、设备损坏、电气火灾等事故。3.2.3工艺过程危险、有害因素辨识该项目的危险性主要表现为火灾、爆炸。此外还存在机械伤害、车辆伤害、触电、噪音、低温等危险有害因素。（1）火灾、爆炸天然气虽然属于易燃易爆性气

37、体，但天然气的燃点较高，密度小易于空气易扩散，通常轻微的泄漏不会造成火灾、爆炸事故，在天然气的浓度达到爆炸极限时，才会遇火发生火灾、爆炸。事故的成因是多方面的，其主要原因分为人为、设备、原料、环境和管理以及运输等方面原因，现将各事故成因详细分述如下：人的原因造成事故的人为原因主要包括设计缺陷、设备选型或安装不当以及站内工作人员安全意识差、违规操作和工作警惕性不高、忽视报警系统警报或是警报系统故障等。如卸车过程中，由于注意力不集中，造成进液超限，多余的液体从LNG储罐中溢出。LNG储罐投料前未进行预冷，或者在生产中工艺管道每次开车前未进行预冷，可能使工艺管道接头阀门发生脆性断裂和冷收缩引发泄漏事

38、故。设备原因事故的设备因素从施工到加气站的日常运营是多方面的：设备设计、选型、安装错误，不符合防火防爆要求；压力管道容器未按正确设计制造、施工，存有缺陷隐患；设备失修、维护不当，超负荷运行或带病运行；管线、加气机等接地不符合规定要求；电气设备不符合防爆要求；安全附件、报警装置、配备不当或失灵。原料的原因主要是天然气自身静电或气质有问题，存在事故隐患。环境因素自然环境异常现象：雷电、地震、洪水、滑坡和土壤腐蚀等。地震发生后因地面震动、断层区土壤破坏及错动、震动及地面断裂等可能会造成站场处理设备、管道的破坏，导致事故发生。根据土壤理化性质对金属的腐蚀性可知，沼泽地、盐渍地，湿地为强腐蚀环境，其余为

39、中度或弱腐蚀区。腐蚀会使管线壁厚度减小甚至穿孔，容易引起爆裂。其他自然因素如雷电、洪水、滑坡等也可能诱发危险事故。不良工作环境：不适宜的温度、湿度、振动等。与周围环境相关建筑不符合防火要求。管理因素一般是对职工培训工作不到位，安全防范教育不足，以及日常工作管理不严，指挥失职、错误等。事故点火源分析事故点火能量可来源于明火、静电火花、电火花、雷电、摩擦、日光、热能源、金属撞击火花等。产生或影响点火源的因素很多，主要有以下因素：明火：据不完全统计，明火是产生火灾、爆炸的主要原因，常见的明火有：加气站附近产生的火星，放鞭炮和烧纸的飞火；车辆排气管喷出的火星；装置区临时维修及正常停车检修焊接和切割作业

40、；装置区内违章吸烟或其他违章作业等。静电火花：产生静电聚集的常见情况有：人体带的静电；穿、脱化纤衣服；形成孤立导体等，如装置接地电阻过大，消除静电的装置失灵，或接地不良很容易聚集静电荷。电气火花：主要电气设备如输电设备、线路、照明设备等采用非防爆型或防爆等级不够，发生短路、漏电、接地、过负荷等故障，产生电弧、电火花、高热。雷击火花：避雷装置设计不合理或发生故障；装置的构架、容器、配电设施、高大建筑物等采取避雷保护措施或失效；设备接地电阻过大(大于10)，静电荷消除不掉等，都容易遭受雷击。碰撞和摩擦火花：装置区可燃气体存在区操作人员使用镁铝合金工具或持工具撞击储罐；穿带钉鞋进行作业等会引起碰撞或

41、摩擦火花。（2）触电该企业电气系统包括配电设施、电缆、各用电设备等。主要为低压电气设施。 低压电气设备、设施包括各用电设备、输电线路等，容易发生低压触电事故，以发生在电气设备上的低压触电现象最为多见。如电线绝缘破损（未能及时进行检修及更换）、湿手拧灯泡误触金属灯口、电气设备绝缘破损而带电，都容易引起低压触电。发生触电主要有以下原因：a.作业人员违章操作。如电气工作人员习惯性违章，在未经许可、无人监护的情况下，走错间隔或错听、错看，误登带电设备；电气工作人员对与带电设备之间应保持的安全距离不甚清楚，未认真履行工作票制度和安全监护制度，存侥幸心理，工作时监护不到位或脱离监护人工作；误送电、误带电造

42、成触电。b.电气设备设施的安全防护措施不到位。如作业中安全措施不够完善，应设临时遮栏或绝缘挡板而未设、应使用绝缘套而未采用，作业人员触及带电的设备设施；机械设备绝缘损坏致外壳带电，或接地不完善，开脱、虚焊等，人体接触设备外壳时即遭受电压伤害，这是低压触电中最典型的一种；移动照明及设备照明、特殊场所和潮湿场所未采用安全电压；手持电动工具未采用漏电保护装置；接地线连接不好，接触电阻过大被烧断；分接头接触不良，或分接头之间有污物；高压侧没安装熔断器保护，低压侧没安装短路器保护或保护失灵；电压互感器二次侧无保护接地或保护失灵；电流互感器的二次侧开路等。c.安全管理制度和安全操作规程不完善。单位未制定电

43、气方面的安全管理制度和安全操作规程，或者相关制度、规程不科学，致使电气管理环节有疏漏和作业人员对电气安全操作认识不够。d.其他原因。如返供电致触电，这类型触电主要是由于工作停电不彻底。（3）机械伤害指机械设备运动（静止）部件、工具、加工件直接与人体接触引起的夹击、碰撞、剪切、卷入、绞、碾、割、刺等伤害，不包括车辆、起重机械引起的机械伤害。生产装置压缩机的转动设备，存在机械伤害危险。在泵等转动设备检修过程中可能发生机械伤害，如当转动部分缺少护栏、护置时，在操作、擦洗过程中职工触及可能发生撞击，衣物或长发被缠绕而造成伤害。（4）车辆伤害车辆在站内行驶，若站内道路安全标志不全或设计不合理（如道路狭窄

44、，转弯半径过小等），车辆本身安全性能缺陷、驾驶人员操作失误，易发生撞、挤、砸伤亡事故。该站在物料运入、加气过程中都存在机动车辆，站内行驶过程中可能造成车辆伤害。（5）噪音项目装置中泵、增压器等装置正常工作时产生噪音，此外如果安装不当或者带病运行，噪声增大。如果人员长时间在附近操作，会产生噪音伤害。（6）低温项目存储经营的液态天然气LNG储存温度约为-162，泄漏后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。气化的天然气在空气中形成冷蒸气云，此蒸气云的密度和

45、空气的密度相等时的温度是-107。所以，LNG泄漏后的冷蒸气云或者来不及气化的液体都会对人体产生低温灼烧、低温冻伤等危害。（7）窒息天然气对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达2530时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。3.2.4劳动过程危险、有害因素辨识在生产过程中，劳动者要使用设备或工具进行生产活动，或者对自动生产系统进行监控。在此过程中，由于劳动者安全意识、安全认识、心理异常和存在不科学的行为习惯，都成为人不安全行为的根源。此外，由于人机关系的不合理、不协调，都会成为危险有害因素。（1）行为

46、性危险有害、因素管理者的指挥失误或违章指挥、作业者的误操作或违规操作、作业监护人员的监护不到位等行为都会影响正常作业，甚至引发事故。（2）心理、生理性危险、有害因素作业者的体力和视力等负荷超限（体力、视力、听力及其它负荷超限）；健康状况异常，带病作业；从事禁忌的作业；心理异常（情绪异常、冒险侥幸心理、过度紧张等心理异常）；辨识功能缺陷（反应迟钝、辨识错误等辨别功能缺陷以及其他心理、生理性危险有害因素也会影响正常作业，重则发生事故。（3）人机系统危险、有害因素人机界面不合理、作业面狭窄等会造成操作不方便，加速劳动者的疲劳，或使劳动效率降低，也会影响正常作业。3.2.5自然条件危险、有害因素辨识自

47、然条件一般包括暴雨、狂风、雷电、地震等自然现象形成的对人或项目造成危害因素。（1）暴雨暴雨季节水量较大，可能造成较深地面积水现象或者水灾，如果排水系统设计不合理，就存在设备或装置被水浸泡的危险，影响正常工作，甚至会对人员和设备造成严重的危害。（2）雷电雷击时电流数值约为数万安培至二百千安培，并伴有空气膨胀、雷鸣闪电，产生强烈机械振动和热效应。由于雷击，在架空线路或空中金属管道上产生的冲击电压沿线路或管道的两方向迅速传播的雷电波称为雷电波入侵。雷电的危害巨大，可以导致设备损坏、人员伤亡、建筑物损坏或电气系统故障，严重者还可导致火灾和爆炸。造成雷电事故的主要原因有：建构筑物、设备设施的设计未符合防

48、雷设计规范的要求；项目施工或设备设施安装时，防雷接地装置未按照防雷设计进行；防雷接地设施损坏，未及时检查、检测、发现和维修。雷电直接击中气瓶组和调压设施，或者雷电感应作用在气瓶组和调压设施上产生间接放电，有导致天然气燃烧或爆炸的危险。（3）地震地震是地球表层的快速震动，对地表建筑具有很大的破坏作用。该项目中地震除了可能对加气站建筑、设备设施造成破坏作用外，还可能造成火灾、爆炸等次生灾害。3.2.6危险、有害因素辨识结果表3-1 项目危险、有害因素及其分布表序号危险有害因素岗位相关设备设施1火灾爆炸LNG卸车岗位LNG槽车、LNG储罐、加气输送管道、阀门加气岗位加气机2容器爆炸卸车岗位LNG储罐

49、、增压器3低温卸车岗位设备装置区事故状态4机械伤害维修岗位低温泵、空压机等5触电带电设备、设施6噪声振动卸车岗位低温泵、空压机、增压器等7中毒窒息储罐区、设备设施区域3.3重大危险源辨识3.3.1重大危险源辨识依据根据危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）进行重大危险源辨识。重大危险源包括以下方面：（1）储存场所、生产场所多品种物质判定以下式为据：此时，该生产场所或贮存区构成重大危险源。式中：q1，q2，qn每种危险物质实际存在量，t。 Q1，Q2，Qn与各危险物质相对应的生产场所或贮存区的临界量，t。3.3.2重大危险源辨识过程 按照危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2

50、009）的规定，重大危险源的辨识依据是物质的危险特性及其数量，同时对构成重大危险源的物质的名称及临界量作了明确规定，本项目中涉及的危险物质为甲烷，其规定的临界量为50t。由主要设备设施一览表可知，涉及的甲烷最大储量为60m3；在储存状态下甲烷密度为20.81kg/m3。经计算qV60m320.81kg/m31248.6kg1.25t50t该项目天然气储量远远小于其临界量50t，故该项目不构成重大危险源。3.4 危险有害程度3.4.1 固有危险程度分析（一）项目中具有爆炸性、可燃性、毒性、腐蚀性化学品数量、浓度（含量）、状态和所在的作业场所及其状况本项目涉及的危险化学品是天然气。其数量、分布详见

51、下表。表3-1 危险性化学品的数量及状态物质名称危险性数量状态存在部位状况（温度、压力）天然气（甲烷）易燃易爆60m3液态储罐区-162/、1.2/-0.1Mpa（二）项目的固有危险程度该项目涉及的危险化学品为天然气，天然气主要危险性表现为易燃易爆。该小节对罐区的固有危险进行定量分析。爆炸性化学品的质量及相当于梯恩梯（TNT）的摩尔量计算TNT当量法是把爆炸的破坏作用转化成TNT爆炸的破坏作用，从而把蒸气云的量转化成TNT当量。TNT当量计算公式：WTNT = 1.8aWfHc/QTNT式中： WTNT 易燃液体的TNT当量（kgTNT）a 蒸气云当量系数（统计平均值为0.04，占统计的60%

52、）Wf 蒸气云中可燃气体质量（kg）Hc 易燃液体的燃烧热（kJkg）QTNT 1kgTNT爆炸所释放的能量，取为QTNT4.52103kJkg天然气具有易燃易爆性，该项目中天然气储量为60m3，密度为20.81kg/m3，质量为1.25t，查得天然气的燃烧热为4.7104kJkg，代入上式算得天然气的TNT当量： WTNT =1.80.041.251034.7104(4.52103 )=936（kg）即该站的天然气全部转化为气态发生爆炸的能量相当于936kgTNT炸药爆炸产生的能量。可燃性化学品的质量及燃烧后放出的热量该站燃烧性物质为天然气，已算得天然气存量为1.25t。查得天然气的燃烧热为

53、4.7104kJkg。该站天然气全部燃烧放出的热量计算如下：1.251034.7104=5.88107kJ3.4.2 风险程度分析该项目存在的主要危险危害因素有：火灾、爆炸、机械伤害、电气伤害、车辆伤害、低温等。其中爆炸是主要危害，造成的损失也最大。（1）项目出现爆炸性、可燃性、毒性、腐蚀性化学品泄漏的可能性LNG储存过程属于低温深冷过程，储罐真空破坏，绝热性能下降，可能造成储罐超压破裂而泄漏。加气机及卸车的软管长期使用，接头部位容易出现泄漏，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。低温泵、储罐增压器等压力容器长时间使用可能会因塑性爆裂、脆性爆裂或腐蚀爆裂等原因造成泄漏。此外，管道、管件和阀门也是

54、容易发生泄漏的部位。（2）出现具有爆炸性、可燃性的化学品泄漏后具备造成爆炸、火灾事故的条件和时间天然气泄漏后有一个与空气混合、稀释达到爆炸极限浓度的渐变过程，这个过程与当时的空气湿度、风速等有很大的关系，而且由于天然气密度小，泄漏是上升扩散运动，遇到明火、电火花、静电火花等点火源立即发生闪爆和火灾。爆炸和火灾事故发生必须同时满足以下三个条件：天然气大量泄漏；天然气泄漏后没有得到有效控制，天然气迅速扩散蔓延渐渐积聚浓度达到爆炸极限；天然气遇明火、摩擦、碰撞、电气火花、静电火花、雷击等。（3）出现爆炸、火灾、中毒事故造成人员伤亡的范围根据TNT当量计算加气区爆炸事故后果，假设该站储罐发生泄漏，泄漏

55、流量为100L/min，取泄漏时间为5min，泄漏的燃气总量为10.41kg。当燃气与空气混合后遇到点火源发生爆炸，其死亡半径（R1）计算过程如下： R1=13.6(WTNT/1000)0.37取Wf10.41kg；A0.04；QTNT4.52103 kJ/kg；Qf4.7104kJ/kg； =1.80.0410.414.7104/(4.52103)=7.8（kg）死亡半径：R1=13.6(WTNT /1000)0.37=2.26（m）当燃气蒸汽与空气混合后遇到点火源发生爆炸，死亡半径为2.26m。由此可见：若LNG储罐区发生泄漏，理论上周围2.26m范围的人员会死亡。储罐区设有围堰，有利于减

56、小事故范围减轻事故后果。3.5 事故案例分析西安液化气罐爆炸事故1998年3月5日18时40分许，西安煤气公司液化石油气管理所煤气储罐发生泄漏爆炸，10余分钟后发生第二次爆炸，19时12分和20时0l分许又先后发生两次猛烈爆炸，烈焰腾空而起,两次形成的时长10余秒的火柱“蘑菇云”，高达150-200m。特别是最后一次爆炸最为猛烈，西安市靠近西郊的街市被照得亮如白昼，附近10万居民慌乱不堪，匆忙逃离家门。爆炸事故造成11人死亡(消防人员7人，4名气站工作人员)，1人失踪。34人受伤，其中烧伤者中大多数终身残废，经济损失巨大。（1）事故经过：3月5日15时许，西安煤气公司液化石油气管理所临时工罗立

57、民的妻子,突然发现装储液化气的11号大球形罐底部漏气，液化气从球阀口“嘶嘶”作响喷冲而出，白色的液体冲出后迅速气化，罗妻跑去所里值班室报警。管理所迅速组织人手抢修。漏气的11号大球罐容积为400 m3 ，强大的压力使罐内液化气从受损球阀处冲出来,当时没风，现场的危险气体越来越浓。工作人员先后用了30多条棉被包堵球阀，并用消防水龙朝被子上喷水液化气呈液体冲出阀门，迅速气化，温度很低,喷上的水很快结冰；泄漏有所减弱。但强大的压强不时冲开棉被包压冰冻处,工作人员一时束手无策,只能用水枪冲击稀释泄漏出来的液化气。由于液化气比空气比重大，喷发出来后沉在地面形成一尺来高的悬雾层，呈现越来越厚的滚动之势，很

58、远的地方都可闻到刺鼻的气味。16时51分管理所工作人员打“119”报警求助。6分钟后,西安市消防七中队一台消防车赶到现场。五六分钟后,增援车辆陆续抵达现场。由于液化气喷出后温度极低，消防人员下到罐底池中，一二十秒钟后裤脚上就结满了冷凝冰，离地面一二尺飘浮滚动着水状的液化气，池子里结满了冰。这时已有几名消防战士中毒倒下，被后来者抬出。由于先期赶到的七中队队员没有防毒面具，大多已中毒丧失战斗力，由新调来的消防特勤九中队代替。18时40分许，在抢救过程中储罐突然爆炸起火，大火腾起有五六层楼高，火海里只听见一片惨叫，大部分人员在此次爆炸中伤亡。从火海中侥幸跑出30多人，很多人身上已没有一点衣服了，气浪

59、撕去了他们的衣物，有的人尚余的一点衣服已经着火了，大多数人跑出来后就地打滚灭火。大约过了10分钟，第二次爆炸发生了，红黄火焰裹着黑烟又窜了起来。19时12分,20时01分，分别发生第三、第四次爆炸，形成照彻西郊的火柱“蘑菇云”，各持续约十几秒钟。爆炸发生后，附近10万居民开始恐慌大逃亡,不少人房门、防盗门都来不及锁,场面非常混乱。从爆炸发生到次日上午，西郊一带几千辆车大堵塞,警方设置了方圆3km的疏散戒严区。第二天上午观察,事故现场2个400m3的球罐已经爆裂,球罐的顶部裂开了一道大裂口,燃气从裂口直冲而出，大火冲天而起。东邻有一排10个100 m3的小卧罐,距爆裂的11号、12号大球罐仅六七

60、米远，靠近球罐的4个卧罐顶部猛烈燃烧；两个炸裂的400m3球罐斜向卧罐东侧,另6个卧罐和还有2个更大的1000 m3的大球罐处于烈火威胁之下，随时可能继发爆炸。抢险救灾指挥部决定立即组织力量进人事故现场，对未爆炸的储气罐实施喷水冷却保护，控制火势蔓延。当晚23时20分，西安、咸阳、宝鸡、渭南4个消防支队共计40辆消防车300余名干警投入灭火战斗，每辆消防车均喷洒了几十车次甚至上百车次水。大火又持续烧了37小时,至3月7日19时05分大火完全熄灭。其中10号、7号罐的火一个燃气烧尽自灭,一个被风吹灭,8号、9号罐的火为人工灭掉。 （2）事故分析： 事故发生后经过调查组的调查分析，确认液化气泄漏原

61、因技术分析与结论如下： 从排污阀外形基本完好及外表面颜色，可判断此阀未经受严重烧灼，而液相阀已扭曲变形，纯属经历严重高温烧灼、碰撞所致。液化石油气液相泄漏时出现吸热汽化现象，阀体要降温，排污阀及相连的法兰盘在火场中仍能保持一般铁锈颜色系自身泄漏的必然结果。排污阀上法兰密封垫片上、下表面与接管法兰、上法兰密封面均在同一方位存在无贴合部位(密封垫片上表面未贴合情况尤为严重)，且未贴合面积大致相同,具备泄漏的必要条件。 综上所述，排污阀上法兰密封垫片由于长期运行导致的受力不均匀，使得与法兰密封面不能完全贴合，局部丧失密封功能(失效),从而引导液化石油气泄漏。（3）事故教训:未能及时发现排污阀存在的问题，没有及时更换法兰垫片。没有及时更换有几种可能，一种是法兰垫片质量不合格，未达到使用年限从而麻痹大意;另一种可能是管理混乱,达到使用年限而未更换。不论是哪一种可能,事