加气站液化天然气项目预评价报告.doc

加气站液化天然气项目预评价报告932020年6月23日资料内容仅供参考，如有不当或者侵权，请联系本人改正或者删除。目 录1 评价总则11.1 前期准备情况11.2 评价对象、 范围及重点21.3 评价目的21.4 评价程序32 工程概况52.1 建设单位简介52.2 建设项目概况52.3 加气工艺简介72.4 主要设备92.5 公用工程92.6 消防112.7 建构筑物122.8 安全管理123 危险、 有害因素识别与分析153.1 加气站危险、 有害因素辨识153.2 物质危险分析153.3 加气站火灾危险性分析213.4 周边环境危险因素分析243.5 平面布置危险因素分析253.6 电气的危险因素分析253.7 静电危险因素分析263.8 环境危险因素分析263.9 其它危险因素分析273.10 危险化学品重大危险源辨识283.11 危险区域及危险类型294 安全评价单元的划分结果及理由说明304.1 评价单元划分的结果304.2 评价单元划分的理由305 采用的安全评价方法及理由说明335.1 安全评价方法的选择335.2 评价方法选择说明336 定性、 定量分析危险、 有害程度的结果346.1 预先危险性分析结果346.2 火灾爆炸危险指数评价结果346.3 灾害评估分析结果347 安全条件和安全生产条件357.1 项目安全条件357.2 项目安全生产条件397.3 条件论证结果408 加气站典型事故案例分析418.1 LNG储罐泄漏事故418.2郑州市丰庆路汽车加气站火灾事故428.3 案例分析小结438.4 海恩法则449 安全对策措施459.1 已有的安全对策措施459.2 补充安全对策措施4610 评价结论5411 与建设单位交换意见的情况结果55附件1 选用的安全评价方法简介56附1.1 预先危险性分析方法简介56附1.2 道化学火灾爆炸危险指数评价57附1.3 灾害评估58附件2 定性、 定量分析危险、 有害程度的过程60附2.1 预先危险性分析( PHA) 60附2.2 火灾爆炸危险指数评价62附2.3 灾害评估65附件3 评价依据66附3.1 有关法规和文件66附3.2 采用标准及规范68附3.3 项目有关资料691 评价总则1.1 前期准备情况建设项目设立安全评价是在建设项目可行性研究阶段, 根据相关的基础资料, 辨识与分析建设项目潜在的危险、 有害因素, 确定其与安全生产法律法规、 规章、 标准、 规范的符合性、 预测发生事故的可能性及其严重程度, 提出科学、 合理、 可行的安全对策措施和建议, 做出安全评价结论的活动。建设项目设立安全评价对落实建设项目安全生产”三同时”、 降低生产经营活动事故风险提供技术支撑。为了贯彻落实”安全第一、 预防为主、 综合治理”的安全生产方针, 根据国家安全生产监督管理总局第8号令危险化学品建设项目安全许可实施办法和新疆维吾尔自治区安全生产监督管理局关于印发危险化学品建设项目安全许可审查程序的通知的有关规定, *有限公司( 以下简称加气站) 委托我公司对其LNG加气站新建工程进行设立安全评价。我公司接受委托后, 针对项目特点组建了项目组, 阅读、 熟悉工程资料和安全条件论证报告。该站安全条件论证报告于 5月23日经过了专家论证。遵循危险化学品建设项目安全评价细则的要求, 依据国家有关标准规范和相关工程的调研情况, 对本工程的工艺、 设备、 平面布置及建筑、 自然环境等方面作了深入的分析, 确定了相应的评价单元及评价方法。在对项目危险、 有害因素的辩识与分析的基础上, 对加气站进行了安全定性和定量评价, 提出了相应的安全对策措施, 并做出了安全评价结论。1.2 评价对象、 范围及重点1.2.1 评价对象本次安全评价属于新建加气站的设立安全评价, 评价对象是* LNG加气站。1.2.2 评价范围本项目安全评价范围为加气站界区内的加气工艺设备及公用工程保障情况, 不包括LNG槽车的运输内容。1.2.3 评价重点本次安全评价工作的重点是对加气站工程可能出现的火灾爆炸危险及后果进行分析与评价, 提出相应的安全对策措施。1.3 评价目的（1） 对加气站存在的危险和有害因素进行辨识, 并对加气站的主要危险因素进行重点分析; （2） 运用安全系统工程的方法, 定性和定量评价其发生危险的可能性以及可接受程度; （3） 提出消除、 预防、 减弱或隔离危险和有害因素的对策与措施, 为修订、 完善、 改进加气站工程的安全设计提供依据, 以确保项目从设计上实现本质安全; （4） 为本项目安全管理的系统化、 标准化和科学化提供建议, 为安全生产管理部门实施监察、 管理提供依据。1.4 评价程序为达到预期目的, 结合被评价单位实际情况, 本次安全评价工作程序分为准备、 实施评价、 报告编制三个阶段。1.4.1 评价准备阶段主要收集有关资料, 划分评价单元, 进行工程危险、 有害因素辨识, 选择评价方法, 编制评价计划。1.4.2 实施评价阶段对工程的可研设计方案和现场选址进行调研, 用相应的评价方法进行定性分析和定量计算, 提出安全对策措施。1.4.3 报告编制阶段主要是汇总第二阶段所得的各种资料、 数据, 综合得出结论与建议, 完成设立安全评价报告的编制。设立安全评价工作程序见图11。前期准备辨识与分析危险、 有害因素选择评价方法划分评价单元定性、 定量分析提出安全对策措施建议做出评价结论编制安全评价报告图11 设立安全评价程序框图2 工程概况2.1 建设单位简介 7月6日, *在*工商行政管理局取得企业名称预先核准通知书。公司由2人投资注册, 注册资金100万元。注册地址为*。2.2 建设项目概况本项目为撬装式LNG加气站, 选址于*乌伊公路42894290处。用地面积2700m2, 总建筑面积225m2。采用广汇集团开发的撬装式加气工艺, 设1台43m3LNG储罐, 1台LNG加气机。2.2.1 工程地理位置及平面布置2.2.1.1 地理位置加气站位于*乌伊公路( 312国道) 42894290处, 四周无生产经营单位, 无民用住宅。加气站沿乌伊公路建设, 位于公路北侧。加气站西侧为空地, 30m外有一废弃的加油站站房, 200m外是*中学, 250m附近是*变电所; 加气站东侧100m范围内均为空地; 加气站北侧为林带和农田。加气站周边无架空电力线和架空通信线。周边环境情况见附图1区域位置图。加气站周边情况可见附件加气站四周情况照片。2.2.1.2 平面布置加气站用地面积2700m2, 总建筑面积225m2, 道路场坪面积885m2。加气站分为生产区和生产辅助区, 生产区包括储罐区、 卸车及加气区, 生产辅助区包括营业厅、 办公室、 值班室、 卫生间、 壁挂炉间。生产区位于站区的东面, 生产辅助区位于站区的西面。站区四围设置有高度不低于2.2m的实体砖墙。沿312国道方向各设置一个出入口。具体位置可见附图2总平面位置图。2.2.2 工程自然条件*属温带大陆性干旱半干旱气候区。具有冬季严寒, 夏季酷热, 日照充分, 干旱少雨等特点。年平均气温7.2, 最热月( 七月) 平均气温24.4, 最冷月( 一月) 平均气温18.4, 极端最高气温39.6, 极端最低气温37.4。全年无霜期165172天, 最长达190天。年平均降水量173.3毫米, 最大年份251.1毫米, 最大日降水量34.5毫米。年均降雪量74.4毫米, 占全年降水量的27。积雪深度约1525厘米, 最大年降雪量深度33厘米。全年多东风, 在67月转为西风, 平均风速2.5米秒, 最大风速20米秒。抗震设防烈度为8度。2.3 加气工艺简介本工程采用撬装式设备, 撬装设备集成了储罐、 增压设备、 烃泵、 加气机及各设备之间的连接管线、 阀门等。现场设有天然气泄漏检测报警系统。设备管线吹扫及仪表用气由氮气瓶提供。LNG加气站的原则工艺流程见图2-1。LNG罐式集装箱槽车LNG储罐LNG增压设备LNG烃泵LNG加气机LNG加气车辆EAG加热器放散管LNG储存加注整体撬图2-1 加气站原则工艺流程图2.3.1 卸车工艺加气站卸车采用给槽车增压方式卸车。站内卸车增压器给集装箱槽车增压至0.6MPa, 利用压差将LNG送入低温储罐。卸车进行末段集装箱槽车内的低温LNG气体, 接入BOG气相管线。卸车工艺管线包括液相管线、 气相管线、 气液连通管线、 安全泄压管线、 氮气吹扫以及若干低温阀门。2.3.2 加气工艺储罐或槽车中的饱和液体LNG经过泵加压后, 经过气液分离器后, LNG由加气枪给汽车加气, 加气压力为1.6MPa。在给车载瓶加气前, 必要时应给车载瓶卸压, 经过回气口回收车载瓶中余气, 并入BOG总管。2.3.3 BOG工艺( 1) BOG来源由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体( boil off gas) , 本工程中BOG气体包括: 1） LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体。2） LNG卸车时储罐由于压力、 气相容积变化产生的蒸发气体。3） 卸车时注入储罐内气体容积相对减少产生的蒸发气体。4） 注入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体。5） 槽车内的残余气体。( 2) BOG工艺根据LNG储存条件、 卸车方式及BOG的来源, BOG的处理采用缓冲输出的方式。排出的BOG气体为低温状态, 且流量不稳定, 需对其加热及稳定压力后并入增压器。为保证气化过程储罐的安全以及卸车时工艺的顺利进行, 储罐气相管装有降压调节阀及手动BOG排气阀。降压调节阀可根据设定压力自动排出BOG, 该调节阀的压力设定为0.65MPa。手动BOG排气阀用于储罐内压力较高时对储罐进行减压操作的情况。2.3.4 安全泄放工艺加气站放散管道经汇集后采用集中放散。安全泄放工艺系统由安全阀、 爆破片、 EAG加热器、 放散管组成。天然气为常温时, 天然气密度远小于空气密度, 易扩散。在温度低于-120左右时, 密度重于空气, 一旦泄漏将在地面聚集, 不易挥发, 需设置EAG加热器, 对放空的低温LNG进行集中加热后, 经阻火器后经过集中放散排放, EAG加热器采用200Nm3/h空温式加热器。常温放散LNG直接经阻火器后排入放散管。阻火器内装耐高温陶瓷环, 安装在放空总管路上。在一些可能会形成密闭的管道上, 设置手动放空加安全阀的双重安全措施。加气站整体工艺流程图见附图3工艺流程图。2.4 主要设备加气站主要设备见表2-1。表2-1 加气站主要设备一览表序号设备名称规格型号数量备注1LNG储罐储罐43m3EAG加热器200Nm3/h储罐增压器300 Nm3/h1台第三类压力容器2LNG加注撬烃泵: 8340L/min加注机气液分离器1台2.5 公用工程2.5.1 供电站内电气系统主要包括加气站站内的变配电、 动力控制、 室内外照明。( 1) 供电电源及配电系统本工程加气站用电负荷为三级负荷, 站内用电接自*供电所。加气区、 储罐区等为2区爆炸危险环境, 选用隔爆型用电设备。( 2) 照明系统站内照明分工作照明、 事故照明两种类型, 其防爆区内采用隔爆灯具及防爆照明开关。( 3) 线路敷设本站均采用铜质导线。室内采用BV-500V聚乙烯绝缘线, 在爆炸和火灾危险环境穿钢管明设, 在正常场所穿钢管暗敷设。室外采用ZRC-YJV22阻燃式电缆沿地坪下敷设, 过道路时穿钢管敷设。( 4) 防雷防静电加气站防雷、 防静电接地、 电气设备的工作接地、 保护接地等, 站房屋面采用镀锌圆钢作防雷接闪器, 引下线利用建筑物柱内主筋, 接地装置采用镀锌扁钢埋于地下并与防雷系统构成可靠的电气通路。其接地电阻不大于4欧。站内爆炸危险区域内金属设备及工艺管道均作防静电接地处理, 接地材料为镀锌扁铁, 跨接于阀门、 流量计等设备金属连接法兰上, 防止电荷集聚, 确保设备安全运行。出口管线设绝缘法兰。站内管段均由静电接地电缆可靠接地, 将气流摩擦产生的静电导入大地。为防止因绝缘损坏而可能带电的金属构件、 支架、 设备外壳等均应可靠接地。2.5.2 自控与仪表仪表和自控主要是就地指示压力表和温度计及可燃气体检测器。( 1) 自控系统采用手动操作方式, 泵可单独起停操作, 但当压力超高或温度过低时, 泵自动停止, 配电回路本体设置了速断和过负荷保护。按工艺要求, 可燃气体泄漏检测探头分置于LNG储罐区、 工艺区及加气区, 当所在区域有气体泄漏时, 可燃气体检测器除发生报警声和显示泄漏区域外, 还能将信号传至控制系统实现紧急停泵的连锁控制。( 2) 通讯为了保证加气站的生产安全以及公司的调度畅通, 设置一部直拔电话。2.5.3 给排水站内用水主要为职工办公、 生产用水, 排水主要为职工生活排水。站内用水由城市给水管网接入, 生活污水经化粪池处理。雨水经过专设排水沟直接排至站外, 本站给水接口均在站区北侧围墙外。2.5.4 采暖站内设置1台36kW燃气壁挂炉, 供站区所有房间采暖, 站内房间采暖温度保证不低于18。2.6 消防2.6.1 加气站消防情况站内消防以灭火器为主, 灭火器配置情况如下: （1） 加气棚附近设置2具MF/ABC8型干粉灭火器。（2） LNG储罐区设置2具MFT/ABC35型干粉灭火器, 4具MF/ABC8型干粉灭火器。（3） 站房内设置4具MF/ABC8型干粉灭火器。2.6.2 加气站消防依托本项目消防依托于*消防中队, 消防中队离加气站距离约8km, 消防中队有20人, 配置有消防车5辆。2.7 建构筑物站内建( 构) 筑物主要有站房、 加气棚以及各类设备基础及场坪。站房建筑面积为225m2, 主要包括营业厅、 值班室、 办公室、 器材室、 卫生间、 壁挂炉间等。加气棚面积180m2。建筑物抗震按8度设防。站房结构形式为砖混结构, 加气棚采用钢网架结构, 基础形式采用独立基础。地上设备基础采用混凝土基础, 道路场坪为砂卵石基层上作混凝土路面。加气站建、 构筑物情况见表2-2。表2-2 加气站主要建、 构筑物一览表序号名称单位面积备注1站房m2225一层、 砖混2加气棚m2180钢网架2.8 安全管理2.8.1 组织机构*拟成立办公室、 财务部、 安全部和技术生产部等几个部门。公司组织机构可见图2-2。加气站办 公 室财 务 室安 全 部技术生产部加气班组图2-2 加气站组织机构图( 1) 办公室负责对全公司行政、 人事等方面进行管理, 对外负责天然气的安全稳定供气。( 2) 财务部负责全公司财务计划等工作。( 3) 技术生产部生产部主要对天然气工程质量、 生产技术等方面进行统一管理, 负责LNG加气站的规划、 建设, 保证站区系统的安全运行、 稳定供气。对LNG加气站工艺设施及阀门等设备进行定期检查、 维护、 检修和运行管理等项工作, 保证设备的正常运行, 负责加气站的事故抢修, 带气接管等项工作。( 4) 安全部安全部配置专职安全管理人员, 负责组织编制加气站安全生产责任制、 安全生产管理规章制度和加气站事故应急预案, 并检查落实情况, 负责加气站安安全生产策划、 安全培训教育、 安全生产档案等。安全管理网络见图2-3。加气站安全管理人员图2-3 加气站安全管理网络图加气站主要负责人加气站操作人员及检修人员2.8.2 人员编制加气站定员12人, 人员编制情况见表2-3。表2-3 劳动定员情况一览表序号部门定员1办公室22财务室23技术生产部24安全部25加气班组4合计123 危险、 有害因素识别与分析3.1 加气站危险、 有害因素辨识根据企业职工伤亡事故分类的规定, 对加气站的危险、 有害因素进行辨识, 综合考虑起因物、 引起事故的诱导性原因、 致害物、 伤害方式等, 对加气站危险因素进行辨识, 具体分析见表3-1。表3-1 加气站危险、 有害因素一览表序号危险和有害因素危险因素存在部位备注1火灾爆炸LNG储罐与加气机危害较重2冻伤LNG储罐与加气机危害较大3机械伤害机泵等动设备4车辆伤害装卸及加气的车辆5坍塌站房和罩棚6高处坠落站房、 罩棚和储罐7中毒和窒息天然气、 氮气窒息8触电带电部位易发事故3.2 物质危险分析加气站主要危险物质为LNG和氮气, LNG是天然气原料经过预处理, 脱除其中的杂质后, 再经过低温冷冻工艺在-162下所形成的低温液体混合物。LNG的主要成份为甲烷。火灾危险性为甲类, 爆炸浓度极限为515, 最小点火能量仅为0.28mJ, 燃烧速度快, 燃烧热值高( 平均热值为33440kJ/m3) , 对空气的比重为0.55, 扩散系数为0.196, 极易燃烧、 爆炸, 而且扩散能力强, 火势蔓延迅速。一旦发生火灾难以施救。天然气火灾特点是当发生火灾时往往会引发天然气的爆炸, 随着爆炸的发生, 天然气会很快释放。氮气主要在天然气设备及管线吹扫及仪表用气, 采用氮气瓶储存。LNG的性质随组分变化而略有不同, 一般商业LNG的基本性质为: 在-162与0.1MPa下, LNG 为无色无味的液体, 其密度约为424kg/m, 燃点为650, 热值一般为37.62MJ/m, 在-162时的汽化潜热约为510kJ/kg, 压缩系数为0.7400.820。其主要组份见表32。表32 LNG基本组成一览表组 分体积百分含量( V%) 组 分体积百分含量( V%) C19298C404C216其它烃类化合物01C314惰性成分03其主要危险类别见下表33。表3-3 天然气危险特性一览表物料据数危害类别火灾危险性分类危险性类别备 注天然气甲2.1类氮气2.2类3.2.1 液化天然气( LNG) LNG属甲类火灾危险性物质, 最小点火能较低, 易燃易爆。LNG理化性质见表3-4。表34 LNG理化性质一览表标识中文名: 液化天然气; 别名: LNG英文名: liquefied natural gas化学类别: 烷烃CAS号: 8006-14-2危规分类及编号: GB2.1类21008。UN No.1972。危险性类别: 第2.1类 易燃气体组成与性状主要成分: 83%99%甲烷、 1%13%乙烷、 0.1%3%丙烷外观与性状: 无色无臭液体物化性质及危险特性液化天然气是以甲烷为主的液态混合物, 常压下的沸点温度约为162, 密度大约为424kg/m3, LNG在泄漏或溢出的地方, 会产生明显的白色蒸气云。白色蒸气云的形成, 是空气中的水蒸气被溢出的LNG冷却所致。天然气在液化装置液化, 产生液化天然气, 其组成与气态稍有不同, 因为一部分组分在液化过程中被除去。沸点160164; 危险特性: 极易燃, 蒸气能与空气形成爆炸性混合物, 爆炸极限为5%15%。当液化天然气由液体蒸发为冷的气体时, 其密度与在常温下的天然气不同, 约比空气重1.5倍, 其气体不会立即上升, 而是沿着液面或地面扩散, 吸收水与地面的热量以及大气与太阳辐射热, 形成白色云团。由雾可察觉冷气的扩散情况, 但在可见雾的范围以外, 仍有易燃混合物存在。如果易燃混合物扩散到火源, 就会立即闪燃回着。当冷气温热至112左右, 就变得空气轻, 开始向上升。液化天然气比水轻( 相对密度约0.45) , 遇水生成白色冰块。冰块只能在低温下保存, 温度升高即迅速蒸发, 如急剧扰动能猛烈爆喷。天然气主要由甲烷组成, 其性质与纯甲烷相似, 属”单纯窒息性”气体, 高浓度时因缺氧而引起窒息。液化天然气与皮肤接触会造成严重的灼伤。应急措施泄漏出的液体如未燃着, 可用水喷淋驱散气体, 防止引燃着火, 最好用水喷淋使泄漏液体迅速蒸发, 但蒸发速度要加以控制, 不可将固体冰晶射至液化天然气上灭火方法: 用水冷却容器, 以防受热爆裂, 并用水保护进行关阀或堵漏的人员。如泄漏物未被点燃, 可用雾状水直接射至易燃蒸气和空气的混合物, 以使其远离火源。如需使泄漏物蒸发加快, 须在蒸气蒸发能控制的情况下, 用雾状水加快其蒸发速度。禁止向液化天然气使用水枪施救。如有必要扑灭少量的天然气的火种时, 可用水、 干粉、 二氧化碳、 卤素灭火剂灭火。同时必须注意通风转换急救: 应使吸入天然气的患者脱离污染区, 安置休息并保暖; 当呼吸失调时进行输氧, 如呼吸停止, 要先清洗口腔和呼吸道中的粘液及呕吐物, 然后立即进行口对口人工呼吸, 并送医院急救; 液体与皮肤接触时用水冲洗, 如产生冻疮, 就医诊治泄漏处理首先切断一切火源, 勿使其燃烧, 同时关闭阀门等, 制止渗漏; 并用雾状水保护关闭阀门的人员; 操作时必须穿戴防毒面具与手套注: 摘自危险化学品安全技术全书( 化学工业出版社) 3.2.2 天然气LNG泄漏蒸发后生成天然气, 其主要物化特性见下表35。表35天然气主要物化特性一览表标识英文名: Natural gas危险货物编号: 21007UN号: 1971理化特性主要成分甲烷及低分子量烷烃外观与形状天然气是无色、 无臭易燃气体沸程( ) -160自燃温度( ) 482632相对密度(水1)0.45( 液化) 最大爆炸压力( kPa) 6.8102溶解性微溶于水毒性及健康危害侵入途径吸入健康危害天然气的职业危害程度分级为级, 车间最高允许浓度为300mg/m3( 前苏联标准) 。长期接触天然气的人员, 可形成头晕、 头痛、 失眠、 记忆力减退、 食欲不振、 无力等神经衰弱症, 接触低浓度天然气对人体基本无毒, 接触高浓度( 达20%30%) 天然气时, 可引起缺氧窒息、 昏迷、 头晕、 头疼、 呼吸困难, 以至脑水肿、 肺水肿, 如不及时脱离, 可能造成窒息中毒死亡。急 救应使吸入天然气的患者迅速脱离污染区, 安置休息并保暖; 当呼吸失调时进行输氧, 如呼吸停止, 要先清洗口腔和呼吸道中的粘液及呕吐物, 然后立即进行人工呼吸, 并送医院急救; 液体与皮肤接触时用水冲洗, 如产生冻疮, 就医诊治。防护措施呼吸系统防护: 高浓度环境中佩戴供气式呼吸器。眼睛防护: 一般不需要特殊防护, 高浓度接触可戴化学安全防护眼镜防护服: 穿工作服; 手防护: 必要时戴防护手套其它: 工作现场严禁吸烟。避免高浓度吸入。进入罐或其它高浓度区作业, 须有人监护燃烧爆炸危险性燃烧性易燃建规火险分级甲燃烧分解产物CO、 CO2稳定性稳定爆炸极限( V%) 515禁忌物强氧化剂、 卤素危险特性天然气火灾危险类别属甲类, 极易燃, 与空气混合能形成爆炸性混合物, 遇明火、 高热极易燃烧爆炸。与氟、 氯等能发生剧烈的化学反应。其蒸气比空气重, 能在较低处扩散到相当远处, 遇明火引着回燃。若遇高热, 容器内压增大, 有开裂和爆炸的危险。泄漏处理迅速撤离泄漏污染区人员至上风处, 并隔离直至气体散尽, 切断火源。应急处理人员戴自给式呼吸器, 穿化学防护服。合理通风, 禁止泄漏物进入受限制的空间, 以避免发生爆炸。切断气源, 喷洒雾状水稀释, 抽排( 室内) 或强力通风( 室外) 。漏气容器不能再用, 且要经过技术处理以清除可能剩下的气体。储 运储存于阴凉、 通风仓间内。温度不宜超过30。远离火种、 热源。防止阳光直射。应与氧气、 压缩空气、 卤素、 氧化剂等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照明、 通风等设施应采用防爆型。配备相应品种和数量的消防器材。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。验收时要注意品名, 注意验瓶日期, 先进仓的先用。搬运时轻装轻卸, 防止钢瓶及附件破损。灭火方法泡沫、 雾状水、 二氧化碳干粉灭火剂灭火注: 摘自危险化学品安全技术全书( 化学工业出版社) 3.2.3 氮气氮气在加气站主要用于天然气设备及管线吹扫及仪表用气。其危险特性见表3-6。表36氮气主要物化特性一览表标识中文名: 氮; 氮气英文名: nitrogen分子式: N2CAS号: 7727379危险性类别: 第2.2类 不燃气体化学类别: 非金属单质TRECS MW8900000, UN:1049(气体), 危编号: 21001( 气体) 。组成与性状外观与性状: 无色无臭气体主要用途: 用于合成氨, 制硝酸, 用作物质保护剂、 冷冻剂健康危害侵入途径: 吸入健康危害: 空气中氮气含量过高, 使吸入气氧分压下降, 引起缺氧窒息。吸入氮气浓度不太高时, 患者最初感胸闷、 气短、 疲软无力; 继而有烦躁不安、 极度兴奋、 乱跑、 叫喊、 神情恍惚、 步态不稳, 称之为”氮酩酊”, 可进入昏睡或昏迷状态。吸入高浓度, 患者可迅速出现昏迷、 呼吸心跳停止而致死亡急救措施吸入: 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。如呼吸心跳停止, 立即进行人工呼吸和胸外心脏按压术。就医燃爆特性与消防燃烧性: 不燃闪点( ) : 无意义爆炸极限( %V/V) : 无意义引燃温度( ) : 无意义最小点火能( mJ) : 无意义最大爆炸压力: 无意义危险特性: 若遇高热, 容器内压增大, 有开裂和爆炸的危险灭火方法: 本品不燃。用雾状水保持火场中容器冷却泄漏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, 穿一般作业工作服。尽可能切断泄漏源。合理通风, 加速扩散。漏气容器要妥善处理, 修复、 检验后再用储运注意事项不燃性压缩气体。储存于阴凉、 通风仓间内。仓内温度不宜超过30。远离火种、 热源。防止阳光直射。验收时要注意品名, 注意验瓶日期, 先进仓的先发用。搬运时轻装轻卸, 防止钢瓶及附件破损防护措施工程控制: 密闭操作。提供良好的自然通风条件呼吸系统防护: 一般不需要特殊防护, 当作业场所空气中氧气浓度低于18%时, 必须佩戴空气呼吸器、 氧气呼吸器或长管面具眼睛防护: 一般不需要特殊防护身体防护: 穿一般作业工作服手防护: 戴一般作业防护手套其它: 避免高浓度吸入。进入罐、 限制性空间或其它高浓度区作业, 须有人监护理化性质熔点: 209.8沸点: 195.6相对密度( 水=1) : 0.81( 196) 相对密度( 空气=1) : 0.97饱和蒸气压( kPa) : 1026.42( 173) 燃烧热( kJ/mol) : 无意义临界温度: 147临界压力( MPa) : 3.40溶解性: 微溶于水、 乙醇稳定性和反应活性稳定性: 稳定聚合危害: 不聚合燃烧( 分解) 产物: 氮气运输信息危规号: 2 UN编号: 1066包装分类: III包装标志: 5包装方法: 钢质气瓶注: 摘自危险化学品安全技术全书( 化学工业出版社) 3.3 加气站火灾危险性分析火灾爆炸是加气站最主要的危险因素, 现对其设备和工艺两个方面进行全面分析。分析情况如下: 3.3.1 设备火灾危险性分析液化天然气属于易燃、 易爆的介质, 且为低温液体( 沸点-162) , 液化天然气泄漏, 遇点火源即可引发火灾爆炸事故。（1） LNG储罐为特种设备, 当设备及安全附件承压能力不能满足工艺要求, 如果储罐未定期检验, 安全附件未定期校验, 易发生物理爆炸; 当发生LNG大量泄漏时, 遇点火源进而发生火灾爆炸。（2） 由于LNG温度很低, 在低温条件下会引起材料变脆、 易碎, 如果接触LNG的设备管线材料在低温工作状态下的抗拉和抗压等机械强度、 低温冲击韧性和热膨胀系数等不满足低温要求, 可使设备产生损坏, 引起LNG的泄漏, 遇明火可引发火灾爆炸事故; （3） LNG储罐罐体以及配套管阀的金属材料、 密封材料, 特别是焊缝, 由于材质选用或安装、 焊接工艺的失误, 造成保温失效会导致低温破坏; （4） LNG储罐中液化天然气储存过程中由于分层导致涡旋现象( 涡旋是由于向已装有LNG的低温储槽中充注新的LNG液体, 或由于LNG中的氮优先蒸发而使槽内的液体发生分层。分层后的各层液体在储槽周壁漏热的加热下, 形成各自独立的自然对流循环) 发生, 可导致储罐内过热的液化天然气大量蒸发而引发事故; （5） 加气系统出现故障、 操作失误, 会引起温度上升、 压力波动( 包括真空、 负压) , 可能导致储罐、 附属管阀及密封垫失效、 破坏; （6） LNG储罐的安全保护系统失效, 储罐液位、 压力控制和可燃气体报警等失真, 可能因误判断等造成事故; （7） LNG储罐的地基如果不能经受LNG直接接触的低温, 在LNG产生泄漏或溢出时, 可引起地基损坏, 从而造成设备损坏, 导致天然气泄漏; （8） LNG储罐液化天然气超装, 造成储罐内的工作压力超过允许最大值等原因也容易引起泄漏; （9） 液化天然气储罐保温失效, 安全泄压装置失灵, 遇热或过量充装, 可能发生超压物理爆炸; （10） 泵体设计不满足安全要求, 造成材质不符合低温条件, 密封不严, 不符合防爆要求, 易造成天然气泄漏; （11） 设备管线由于低温引起的冷收缩, 对设备具有一定的危害性, 如果引起设备损坏, 可引起天然气的泄漏; （12） 加气工艺管线具有一定压力, 管线材质不合格、 腐蚀、 应力变形、 焊接质量差、 密封不良、 操作不当等原因, 造成管线内的天然气泄漏, 遇点火源时可引发火灾爆炸; （13） 加气站卸气软管可能出现鼓泡、 破损, 加气枪密封圈易破损, 如不及时修理或更换, 在卸气、 加气过程中会出现LNG泄漏, 遇点火源, 可引发火灾爆炸事故。（14） 带压的LNG加气设施意外泄漏, 人员把持不牢, 可能会造成物体打击事故; （15） 加气系统中所用闸阀、 调压阀、 安全阀等阀门较多, 其密封件易损坏, 也可能出现阀体砂眼及裂缝破坏或开启、 关闭、 调压等功能失效, 其结果造成系统可燃介质泄漏或操作失控。（16） 加气工艺管线有可能因材质不合格、 腐蚀、 应力变形、 焊接质量差、 密封不良、 操作不当等原因, 造成管线内的天然气泄漏, 遇点火源时可引发火灾爆炸。（17） 加气站内工艺过程处于低温、 带压状态, 工艺设备容易造成泄漏, 气体外泄可能发生地点很多, 管道焊缝、 阀门、 法兰盘、 槽车、 低温烃泵、 加气机等都有可能发生泄漏; 当LNG管道被破坏、 压缩天然气管道被拉脱或加气车辆意外失控而撞毁加气机时会造成天然气大量泄漏。泄漏气体一旦遇引火源, 就会发生火灾和爆炸。（18） 加气车辆的LNG储罐非正规厂家生产, 储罐保温性较差, 承压不能满足安全要求, 加气时易发生火灾爆炸事故。（19） 氮气瓶在使用过程中, 由于碰撞、 倾倒、 违章操作等原因造成氮气大量泄漏, 人员接触易引起窒息死亡事故。（20） 氮气瓶使用不当, 造成氮气瓶爆炸, 从而引起人员伤亡。3.3.2 工艺及操作火灾危险性分析（1） LNG储罐及有关LNG的管路在首次充注LNG之前, 必须经过惰化处理( 惰化处理就是用惰性气体置换储罐内的空气, 使罐内的气体中的含氧量达到安全的要求, 本站用于惰化的气体是氮气) , 如果处理不彻底, 造成天然气与空气混合, 易引发火灾爆炸事故; （2） 加气站内紧急切断系统和联锁系统不能正常工作, 遇到危险状况时不能及时处理, 可导致LNG泄漏。（3） 卸气时责任心不强, 不严格遵守操作规程, 造成设备损害, 天然气泄漏, 引发火灾爆炸事故; （4） 卸气过程中, 如果未连接静电接地系统或者静电装置电阻值过高, 静电不能及时导除, 有可能引发静电放电, 遇天然气泄漏, 造成火灾爆炸事故; （5） 加气时汽车停在指定位置后, 要熄火作业, 如不熄火或汽车突然启动, 有将加气枪拉断, 引起泄漏着火的可能; （6） 加气机旁未设防撞柱, 当司机野蛮行驶时, 可能撞及加气机造成天然气泄漏, 引发火灾爆炸事故; （7） 系统管路、 设备中天然气的流动、 阀门开启过大、 人员着装不符合防静电要求等均可产生静电, 静电放电在一定条件下也是易燃易爆物料的点火源; （8） 工艺操作中违反操作规程而导致天然气外泄, 可引起火灾事故; （9） 加气枪与加气车辆连接好后, 若加气枪处于放空状态时就直接开钢瓶角阀, 会造成钢瓶内气体泄漏; 加气完毕, 如不将加气枪排空就强行拔枪, 可能会出现枪头反弹伤人事故; （10） 在加气、 卸气过程中, LNG流动会产生大量静电, 在进行这些作业时, 若未消除静电, 产生的静电火花即可成为天然气火灾爆炸事故的点火源; （11） 在易燃易爆区抽烟、 使用非防爆工具、 手机等也可能触发火灾爆炸事故; （12） 操作人员未按操作规程操作, 有可能致使机泵憋压, 若安全阀故障不动作, 造成管线、 阀门、 设备超压运行, 甚至造成天然气泄漏和火灾爆炸事故; （13） 系统管路、 设备中的天然气具有一定压力和流速, 放空、 卸料中容易产生静电, 出入站场的人员不穿防静电服装等也可能产生静电, 静电放电在天然气等可燃物料泄漏时常常是引发火灾爆炸事故的重要点火源。3.4 周边环境危险