LNG液化天然气新能源公司生产经营单位的危险性分析

LNG液化天然气新能源公司生产经营单位的危险性分析1.1生产经营单位概况1.1.1企业简介新能源有限责任公司位于内蒙古xxxx土右旗山格架化工园区内，具体位置在土默特右旗110国道南侧，民生渠与科园大道交叉点的东南角。用地西侧为科园大道；北侧为民生渠；东侧和南侧为空地。该项目占地面积132227m2。该公司于2010年9月26日正式注册成立，注册资本6000万元人民币。职工总数60人，法人代表为王卫国。主要经营项目为：天然气液化及利用。该公司建设的天然气液化项目计划分二期进行，两期建设规模均为日处理天然气30×104Nm3。该项目的建成不仅可以作为管道气的调峰气源，补充高峰用气时的不足气量，而且在用气低峰期生产出富余的液化天然气可以满足管道未辐射到的大量分散的天然气用户的用气需求，同时也可以作为优质廉价的车用燃料气。1.1.2地理位置土右旗位于xxxx东南部,东与土默特左旗、托克托县毗邻、南隔黄河与准格尔旗、达拉特旗相望、西和xxxx辖区相连，北与固阳县、武川县接壤。地理位置在东经110˚14΄，北纬40˚27΄，海拔高度1000m。土右旗东西长距离约75km，南北最宽距离为67km。土右旗距离xxxx区45km，距离呼和浩特市102km，距托克托县城62km，距离鄂尔多斯市140km，距达拉特旗府45km，面积2368km2。1.1.3厂址该项目位于内蒙古自治区xxxx土默特右旗110国道南侧，民生渠与科园大道交叉点的东南角。土默特右旗西距xxxx45km，东距呼和浩特市100km。土默特右旗东与土默特左旗、托克托县毗邻，南隔黄河与准格尔旗、达拉特旗相望，西和xxxx郊区相连，北与固阳县、武川县接壤。该项目距气源较近，地下水资源很丰富，交通十分方便，是比较理想的天然气液化调峰项目外部安全条件。该项目与周边相关场所、设施、生产经营单位的距离见表1.1.3.1。表1.1.3.1外部安全条件周边距离表实际

规范方位

单位或设施

依据标准

备注距离

距离北侧

民生渠

257m

120m

《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）表4.0.4

实际距离为储罐到民生渠的距离。方位

单位或设施

实际距离

规范距离

依据标准

备注西侧

科园大道

362m

30m

《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）表4.0.4

实际距离为储罐与科园大道的距离。南侧 空地 ----------- ----- -----东侧 空地 ----------- ----- -----1.1.4主要原、辅材料该项目主要原辅材料见表1.1.4.1。表1.1.4-1该项目主要原、辅材料、产品情况一览表引燃 危险 火灾危险用 闪点 爆炸极物质名称温度 货物 危险性类 主要存在部位途 ℃ 限V%℃ 编号 分类 别原料

天然气

538-18821007

易燃甲气体

5.3～15

调压计量装置、增压装置、脱碳装置、脱水装置、再生装置、火炬及放空系统乙烷

＜472-50

21009

易燃甲气体

3.0～16

调压计量装置、原料气增压装置、脱引燃危险火灾危险用闪点爆炸极物质名称温度货物危险性类主要存在部位途℃限V%℃编号分类别碳装置、脱水装置、再生装置、火炬及放空系统氮气系统、制冷剂氮（压缩不燃储存系统、制冷剂————22005————的）气体循环压缩系统及液化装置区，LNG储罐氮（液化不燃————22006————LNG储罐的）气体辅空气（压缩不燃————22003————空压制氮间助的）气体材易燃乙烯425-13621017甲1.7～36料气体混易燃1.1～丙烷450-10421011甲液化装置、制冷剂合气体9.5储存系统、制冷剂冷低闪循环压缩系统剂异戊点易1.4～420-5631002甲烷燃液7.6体引燃危险火灾危险用闪点爆炸极物质名称温度货物危险性类主要存在部位途℃限V%℃编号分类别产易燃液化装置、LNG罐LNG538-18821008甲5.3～15品气体区、LNG装车区1.1.5主要设备设施该项目所涉及的主要设备包括压缩机、储罐、换热器、过滤器、吸收塔、火炬等，其主要生产、储存设备详见表1.1.5-1。表1.1.5-1一期主要生产、储存设备一览表操作操作序数位号设备名称规格及型号压力温度主要材质号量MPa℃1V-01101气液分离器1￠900x38643.645Q345R原料气计量6000x2200x25002X-0110111.635/调压撬气量13200Nm3/hD-01201A一级进口缓33￠500x16241.880Q345R-C冲罐D-01202A一级出口缓43￠500x16241.8100Q345R-C冲罐5E-01201A一级冷却器3￠325x36041.8/140/7Q345R/不操作操作序数位号设备名称规格及型号压力温度主要材质号量MPa℃-C1.20锈钢V-01201A6一级分离器3立式￠450x17801.880Q345R-CD-01203A二级进口缓73卧式￠450x15545.580Q345R-C冲罐D-01204A二级出口缓83卧式￠450x15345.5130Q345R-C冲罐E-01202A5.5/140/7Q345R/不9二级冷却器3￠377x3438-C4.20锈钢V-01202A10二级分离器3立式￠400x15201.880Q345R-C11T-02101吸收塔1￠1000x217305.060Q345R12V-02101闪蒸罐1￠1200x51830.760Q345R吸收塔顶气13V-022011￠1000x43955.045Q345R液分离器吸收塔顶过14F-022011￠500x26265.040Q345R滤器吸收塔顶冷0.6/15E-022011￠600x429240/50Q345R却器5.0操作操作序数位号设备名称规格及型号压力温度主要材质号量MPa℃16V-02301溶液过滤器1￠1000x61425.860Q345R17V-02401消泡剂贮罐1￠900x1250常压40304贫富液换热板式18E-0250110.8140304器620x1785x1330板式19E-02502贫液冷却器10.8140304740x1270x148020T-02501再生塔1￠1200x198350.051203040.1/120/1Q235B/3021E-02503再沸器1￠1200x72980.6804二氧化碳冷板式22E-0260110.8140304凝器740x1270x1380CO2气液分离23V-026011￠1000x45310.0545304器常压45/1824V-02701地下贮槽1￠1200x4393Q345R/0.60常压40/1825V-02702溶液贮槽1￠2600x6930Q235-B/0.60T-03101A26脱硫脱汞塔2￠1000x62425.040Q345R-B操作操作序数位号设备名称规格及型号压力温度主要材质号量MPa℃T-04101A40/2227吸附净化塔3￠1400x81005.0Q345R-C0再生气加热0.6/280/428E-041011￠500x4743Q345R器5.0029F-04101粉末过滤器1￠500x19635.045Q345R再生气30V-042011￠600x37375.045Q345R气液分离器V-04202A31废液收集罐2￠1400x41660.745Q345R-B再生气冷却5.0/Q345R、32WC-042011￠500x406720/40器0.6Q245R废水预处理33T-043011￠1200x55080.550Q245R塔T-04302A34废水处理塔2￠1200x55080.550Q245R-B35V-05101冷剂平衡罐1￠1800x51830.437Q345R冷剂压缩机1.3/145/4Q345R/3036E-052011￠1100x8436级间冷却器0.65437V-05201冷剂压缩机1￠1600x56261.340Q345R操作操作序数位号设备名称规格及型号压力温度主要材质号量MPa℃级间分离罐冷剂压缩机4.5/145/4Q345R38E-052021￠900x7295末级冷却器0.65/16MnⅡ冷剂压缩机39V-052021￠900x21204.540Q345R末级分离罐40V-06101冷剂储罐1￠2000x82803.540Q345R￠450x309541V-06102干燥器1吸附剂：3A分子0.440Q345R筛Q345R/3042V-06201乙烯储罐1￠2600x80300.7-1024汽化量500Nm3/h43E-06201乙烯汽化器10.8-102LF211614x1825x357544V-06301丙烷贮罐1￠1800x65501.7740Q345R45V-06401异戊烷贮罐1￠1800x65500.5040Q345RV-07201冷剂低温分461￠1200x51954-196304离罐47V-07202闪蒸罐1￠1000x46300.6-1965083-0操作操作序数位号设备名称规格及型号压力温度主要材质号量MPa℃48V-07203重烃分离罐1￠600x24895.0-50304有效容积：49V-08101LNG常压储槽10.02-16510000m3BOG空温式1810x1614x257550E-091011常压-196LF21加热器流量：500Nm3/h0.01-48/1Q345R51E-09102BOG加热器1￠500x3796/165/30452V-09101BOG缓冲罐1￠1800x52760.0140Q345R53E-10101放空汽化器12674x2178x65900.1-196LF2140/1654V-10101放空分液罐1￠1400x3762常压Q345R055X-10101火炬系统1￠400x38150常压20/表1.1.5-2二期主要生产、储存设备一览表操作操作序位号设备名称数规格及型号压力温度主要材1V-01101气液分离器1￠900x38643.645Q345R2X-01101原料气计16000x2200x251.635/3D-01201一级进口缓3￠500x16241.880Q345R4D-01202一级出口缓3￠500x16241.8100Q345R5E-01201一级冷却器3￠325x36041.8/140/7Q345R/6V-01201一级分离器3立式￠1.880Q345R7D-01203二级进口缓3卧式￠5.580Q345R8D-01204二级出口缓3卧式￠5.5130Q345R9E-01202二级冷却器3￠377x34385.5/140/7Q345R/10V-01202二级分离器3立式￠1.880Q345R11T-02101吸收塔1￠1000x217305.060Q345R12V-02101闪蒸罐1￠1200x51830.760Q345R13V-02201吸收塔顶1￠1000x43955.045Q345R14F-02201吸收塔顶过1￠500x26265.040Q345R15E-02201吸收塔顶冷1￠600x42920.6/40/50Q345R16V-02301溶液过滤器1￠1000x61425.860Q345R17V-02401消泡剂贮罐1￠900x1250常压4030418E-02501贫富液换热1板式0.814030419E-02502贫液冷却器1板式0.814030420T-02501再生塔1￠1200x198350.0512030421E-02503再沸器1￠1200x72980.1/120/1Q235B/322E-02601二氧化碳冷1板式0.814030423V-02601CO2气液分1￠1000x45310.054530424V-02701地下贮槽1￠1200x4393常压45/18Q345R25V-02702溶液贮槽1￠2600x6930常压40/18Q235-B26T-03101脱硫脱汞塔2￠1000x62425.040Q345RT-04101吸附净化塔3￠1400x81005.040/22Q345RE-04101再生气加热1￠500x47430.6/280/4Q345R29F-04101粉末过滤器1￠500x19635.045Q345R30V-04201再生气1￠600x37375.045Q345R31V-04202废液收集罐2￠1400x41660.745Q345R32WC-0420再生气冷却1￠500x40675.0/20/40Q345R、33T-04301废水预处理1￠1200x55080.550Q245R34T-04302废水处理塔2￠1200x55080.550Q245R35V-05101冷剂平衡罐1￠1800x51830.437Q345R36E-05201冷剂压缩1￠1100x84361.3/145/4Q345R/337V-05201冷剂压缩1￠1600x56261.340Q345R38E-05202冷剂压缩1￠900x72954.5/145/4Q345R39V-05202冷剂压缩1￠900x21204.540Q345R40V-06101冷剂储罐1￠2000x82803.540Q345R41V-06102干燥器1￠450x30950.440Q345R42V-06201乙烯储罐1￠2600x80300.7-102Q345R/343E-06201乙烯汽化器1汽化量0.8-102LF2144V-06301丙烷贮罐1￠1800x65501.7740Q345R45V-06401异戊烷贮罐1￠1800x65500.5040Q345R46V-07201冷剂低温分1￠1200x51954-19630447V-07202闪蒸罐1￠1000x46300.6-1965083-048V-07203重烃分离罐1￠600x24895.0-5030449V-08101LNG常压储1有效容积：0.02-16550E-09101BOG空温式11810x1614常压-196LF2151E-09102BOG加热器1￠500x37960.01-48/1Q345R52V-09101BOG缓冲罐1￠1800x52760.0140Q345R53E-10101放空汽化器12674x2178x650.1-196LF2154V-10101放空分液罐1￠1400x3762常压40/16Q345R55X-10101火炬系统1￠400x38150常压20/56防爆行车1载重量25t57装车臂4DN501.0-1623041.1.6平面布置根据功能需要，液化厂划分为厂前区、辅助生产区、罐区、装车区及工艺装置区。厂前区包括综合楼、倒班宿舍等；辅助生产区包括水处理设施、地下消防水池、消防泵房、动力车间、导热油炉等；工艺装置区包括调压计量单元、增压单元、天然气净化单元、冷剂循环单元；罐区包括：10000m3低温常压LNG储罐1座；装车区包括：LNG充装泵和装车台。各区通过道路连为一体，既满足运输的要求，又满足消防和设备检修的要求。同时厂区在南面设有两个出入口，做到人货分流。厂前区布置在的西南部。人员出入口和货运出入口都设在进厂大道上，人员出入口位于进厂大道西侧，靠近科园大道；货运出入口位于进厂大道的东端。工艺生产装置区布置在中部，其东侧为罐区。辅助生产区布置在西北部。火炬布置在东北部。厂区道路采用城市型混凝土道路，宽度16m、8m、6m，转弯半径12m，局部9m、6m设有环形消防通道。管架跨越道路净空高度大于5米，可满足装置区设备吊装、维修、运输及消防要求。各功能区与周边装置、建筑设施之间的距离见表1.1.6-1。表1.1.6-1各功能区与周边装置及建筑设施之间的距离一览表（单位：m）周边建筑、设规范要求评价分区名称方位实际距离检查规范施距离结果符合南二期LNG装置3030《石油化工企业设计防火LNG装置要求规范》表4.1.12北围墙9125符合周边建筑、设规范要求评价分区名称方位实际距离检查规范施距离结果要求符合导热油炉房3535要求西符合动力车间3535要求符合东北火炬10190要求符合东南罐区7060要求符合西北消防泵房4735要求符合循环水站2210要求北符合《建筑设计防火规范》表导热油炉2210要求3.4.1动力车间符合南倒班宿舍2310要求符合《石油化工企业设计防火规东LNG装置3535要求范》表4.1.12周边建筑、设规范要求评价分区名称方位实际距离检查规范施距离结果符合《石油天然气工程设计防火西围墙235要求规范》5.1.7符合北火炬11590要求《石油化工企业设计防火符合规范》表4.1.12南装车站5745要求《石油天然气工程设计防符合火规范》表5.1.1罐区西二期LNG装置6260要求符合《石油化工企业设计防火规东围墙6140要求范》表4.1.12符合《石油天然气工程设计防西北LNG装置7060要求火规范》表5.1.1符合《石油天然气工程设计防东围墙755要求火规范》5.1.7符合南罐区11590火炬要求《石油天然气工程设计防符合火规范》表5.1.1西消防泵房18390要求北围墙455符合《石油天然气工程设计防周边建筑、设规范要求评价分区名称方位实际距离检查规范施距离结果要求火规范》5.1.7符合《石油天然气工程设计防西南LNG装置10190要求火规范》表5.1.1符合东围墙5825要求《石油化工企业设计防火符合规范》表4.1.12南围墙6625要求装车站倒班宿舍）

符合北罐区5745要求《石油天然气工程设计防符合火规范》表5.1.1西北二期LNG装置6325要求符合《石油化工企业设计防火东二期LNG装置4040要求规范》表4.1.12符合《建筑设计防火规范》表南综合楼176要求3.4.1符合《建筑设计防火规范》西围墙225要求3.4.12符合《建筑设计防火规范》表北动力车间2310要求3.4.1周边建筑、设规范要求评价分区名称方位实际距离检查规范施距离结果符合《建筑设计防火规范》西围墙325要求3.4.12符合《建筑设计防火规范》南围墙505要求3.4.12综合楼符合《建筑设计防火规范》表北倒班宿舍176要求3.4.1符合《石油化工企业设计防火东北二期LNG装置4040要求规范》4.1.12注：1.本表所指方位以总图为基准；1.该项目属于一级油气站场；3采用规范优先顺序：《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）、《石油化工企业设计防火规范》（GB50160-2008）、《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）。1.1.7工艺流程1.1.7.1总工艺流程简述来自长庆气田通过长-呼复线管道及相应支线输送的1.6～1.0MPa、25℃的原料天然气进厂后，首先经过原料气过滤分离器尽可能除去其中可能携带的液体和机械杂质，再经计量后稳压至1.4～1.6MPa，进入原料增压系统。原料天然气在天然气压缩机一级被压缩至5.0MPa，经过末级冷却器冷却至40℃，送入净化系统。天然气净化过程先进行脱碳（CO）、脱硫(HS等)处理，再进行脱汞、脱水处理。净化处2 2理后的天然气进入混合制冷剂（MRC）制冷液化单元进行液化。LNG经低温保冷管送进LNG低温常压贮罐储存，LNG经贮罐后设置的低温泵送进LNG槽车外售。总工艺流程框图如图1.1.7-1所示。1.1.7.2原料气计量稳压单元原料天然气在1.6～1.0MPa、25℃条件下进厂，首先经过原料气过滤分离器尽可能除去可能携带的游离液体和机械杂质，在经计量后稳压至1.4～1.6MPa以后进入LNG装置的后续系统。原料天然气进装置有事故联锁切断阀，可以在事故状态下切断进入装置的原料天然气源，保证装置、人员及附近设施的安全。为保证液化装置的正常、安全运行，计量调压单元设置进站紧急切断阀。天然气计量调压系统原料气压缩单元 CO2酸性气体脱除单元 胺液再生单元BOG回收系统 脱汞、脱水单元 去做原料气混合冷剂储配系统LNG储存及充装系统 液化冷箱系统 混合冷剂压缩系统图1.1.7-1天然气液化工艺流程简图1.1.7.3原料气增压系统原料天然气经过计量稳压后进入天然气压缩系统，天然气压缩机将原料天然气从1.6MPa一级压缩到5.0MPa后，经过末级冷却器冷却到40℃，送人后续净化系统。1.1.7.4天然气净化单元1）脱碳部分从进口分离器出来的原料气中CO的含量约为3％（摩尔2百分数）。原料气首先进入MDEA吸收塔的底部。气体逆流向上，并与流向吸收塔底部的调配胺溶液（浓度为50％的CS-2020MDEA的溶液）接触。来自MDEA吸收塔项部的气体中CO含量低于50ppm，但MDEA吸收塔的吸收工艺使气体浸满2水，经过MDEA吸收塔上方的分离器再次分离。从MDEA吸收塔顶上的分离器中流出的气体流向脱水装置进一步脱水。由吸收塔底部流出的富液先进入闪蒸罐，以脱除被醇胺溶液吸收的烃类。然后，富液经过过滤器后进入贫富液换热器，利用高温贫液将其加热后进入在低压下运行的再生塔上部喷入，使酸气在再生塔内精馏出来。离开再生塔底部的贫液经过贫液换热器及溶液冷却器冷却，然后进入吸收塔内循环使用。从富液中汽提出来的酸气和水蒸气离开再生塔顶，经冷凝器进行冷凝和冷却，冷凝水作为回流返回汽提塔顶，而回流罐分出的酸气送往火炬。脱碳工艺主要由吸附、再生操作组成。吸附操作条件为50℃、5.0MPa，MDEA循环量为5m3/h，再生压力为0.07MPa，温度为122℃，再生气通过导热油和加热器提温。2)脱水部分脱酸气后的天然气进入分子筛干燥塔，脱水工艺采用分子筛三塔流程，以4A分子筛作为吸附载体，12h干燥、6h再生、5h冷吹、1h备用，脱水后天然气的水露点降至-100℃以下，以防止后续的液化单元中生成水合物而造成冻堵，分子筛再生选用干气进行同压再生，再生后的天然气经过冷却分离后增压返回脱水系统。本系统采用特制的分子筛脱水，同时除去天然气内的微量的CO。原料气中微量的汞，可采用一层特制的分子筛（如2UOPTM和HgSIVTM再生型除汞吸收剂）除掉汞，也可以采用载硫活性碳过滤器脱除汞，以便进一步保护下游的钎焊铝制换热器。分子筛脱水工艺主要由吸附、再生和冷却操作组成。操作温度为天然气进脱水装置的温度45℃，操作压力为5.0MPa，吸附周期为12h，再生气和冷吹气用量为300m3/h，再生温度为160℃，再生6h，冷吹5h，备用1h。脱水后的天然气经粉尘过滤器过滤，然后进入天然气液化单元。1.1.7.5天然气液化单元净化处理过的天然气经过MDEA脱碳装置和分子筛脱水装置后，CO含量低于50ppm，含水量低于1ppm，进入主换热2器——钎焊铝制换热器，天然气冷却至–50℃左右，冷凝重烃，重烃可能会导致工厂的低温段出现冻结。净化后的天然气，首先进入液化冷箱的切换式换热器中与循环介质进行换热，被冷却到-50℃左右后从切换式换热器底部引出，进入到重烃分离罐冷凝重烃，重烃分离到罐底，分离出来的重烃作为导热油炉的燃料气。而顶部出来的天然气进入主换热器继续冷却、液化和过冷到一定的温度，节流降压到贮存压力，这时压力降至约110kPa，温度约-160℃，然后进入液化冷箱内的LNG闪蒸罐，分离出的液体，即为LNG产品送入LNG贮槽。从LNG贮槽闪蒸出的气体，在液化换热器和切换板式换热器中复热到常压作为导热油炉的燃料气或净化系统的再生气，剩余部分将进入BOG压缩机压缩后送至用户原料气低压管网。1.1.7.6冷剂循环单元该项目采用混合制冷剂制冷循环工艺，混合制冷剂由甲烷、乙烯、丙烷、异戊烷和N组成。来自天然气液化单元的2低压混合制冷剂经分离罐进入制冷剂压缩机（离心压缩机、电驱动）压缩，一级压缩后进入一级冷却器和分离器，分离后混合制冷剂进入二级压缩，二级压缩后进入二级冷却器和二级分离器，二级分离器顶部的高压制冷剂气体去天然气液化单元，二级分离器底部的高压制冷剂液体经制冷剂泵加压后送至天然气液化单元。高压混合制冷剂进入天然气液化单元后，经液化冷箱中的板翅换热器冷却、液化、过冷，然后节流降温降压，返回板翅换热器为天然气液化和高压制冷剂冷却提供所需的冷量，复温后低压混合制冷剂出天然气液化单元，返回制冷剂压缩单元。该系统采用天然气色谱仪监测并提供混合制冷剂的组分数据，设有制冷剂储罐，用于工厂停产期间制冷剂的保存。MRC压缩机主要操作指标为：进气压力0.3MPa，进气温度37℃，排气压力3.5MPa，排气温度40℃（水冷后）。1.1.7.7LNG储存及装车单元LNG经低温保冷管送进LNG10000m3低温常压贮罐储存，LNG经贮罐后设置的低温泵通过LNG装车鹤管密闭送进LNG槽车外卖。由LNG贮槽、LNG装车时产生的BOG气体，经换热器复热后，经BOG管道风机加压到一定压力后，做净化系统再生气和导热油系统的燃料气。1.1.7.8火炬火炬的任务是将各系统在任何情况下排放的气体进行集中收集、燃烧后放空。该火炬系统包括汽化器、分液罐、阻火器，以保证进入火炬的尾气不带液,点火方式为自动点火。该项目系统正常尾气排放量为240Nm3/h,事故状态下最大排放量为4167Nm3/h,该工艺流程是成熟可靠的。1.1.8储存的危险化学品的理化性能指标本站涉及的危险化学品及其理化性能见表1.1.8-天然气理化特性表、表1.1.8-2液化天然气理化特性表。依据安监总厅管三〔2011〕142号《国家安全监管总局办公厅关于印发首批重点监管的危险化学品安全措施和应急处置原则的通知》天然气理化特性见表1.1.8。表1.1.8-1天然气理化特性表特别极易燃气体。警示无色、无臭、无味气体。微溶于水，溶于醇、乙醚等有机溶剂。分子量16.04，熔点-181.5℃，沸点-161.5℃，气体密度0.7163g/L，相对蒸气密度（空气=1）0.6，相对密度（水理=1）0.42(-164℃)，临界压力4.59MPa，临界温度-81.6℃，化饱和蒸气压53.32kPa(-168.8℃)，爆炸极限5.0%～16%（体特积比），自燃温度537℃，最小点火能0.28mJ，最大爆炸压性力0.717MPa。主要用途：主要用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造。危 【燃烧和爆炸危险性】害极易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有信燃烧爆炸危险。息 【活性反应】与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其他强氧化剂剧烈反应。【健康危害】纯甲烷对人基本无毒，只有在极高浓度时成为单纯性窒息剂。皮肤接触液化气体可致冻伤。天然气主要组分为甲烷，其毒性因其他化学组成的不同而异。表1.1.8-2液化天然气理化特性表相对分子量（kg/kmol）：16.41 沸点温度/℃：-161.6密度/（kg/m3）131.6理0℃t101.325Pa条件下单位体积和液体生成的气体体积/化（m3/m3）:590特0℃t101.325Pa条件下单位质量和液体生成的气体体积/性（m3/103kg）:1.367毒性：LNG和天然气是无毒的。气味：无气味。组LNG是以甲烷为主要成分的烃类混合物，其中含有通常存在于分天然气中少量的乙烷、丙烷、氮等其它组分。物LNG作为一种沸腾液体大量的储存于绝热储罐中，任何传导至理储罐中的热量都会导致一些液体蒸发，一般情况下，蒸发气性包括20%的氮，80%的甲烷和微量乙烷。质密LNG的密度取决于其组分，通常在430kg/m3～470kg/m3之间。度温LNG的沸腾温度取决于其组分，在大气压力下通常在-166℃～度-157℃之间。2.2危险源与风险分析2.2.1火灾、爆炸（1）工艺、设备的火灾、爆炸危险因素分析1）制造、安装缺陷厂内各储运气、液态可燃介质的动设备及塔器制造不合格，安装（检修）不当，焊接有缺陷，密封损坏等原因导致开裂损坏或密封失效，可导致重大事故的发生。各储运气、液态可燃介质的系统管阀及设备附属管阀的本体、焊缝及密封件因存在缺陷而损坏。特别是该项目中高压天然气管道，压力较高，管道焊缝和阀门出现缺陷的危险性较大，如果不能严格控制焊接、安装质量，可能发生泄漏，导致重大火灾、爆炸事故的发生。2）腐蚀损坏系统储运的气、液态可燃介质中含硫、含水，可造成设备、管路和阀门腐蚀损坏。3）系统超压损坏过滤分离器、再生气分离器等设备可能因下述因素造成系统超压：分离器内部堵塞造成流程不畅；操作不当；低压端停车。系统超压若不能及时发现，严重时可能导致系统设施损坏，进而导致可燃介质泄漏，遇火源引起火灾、爆炸事故。4）低温损坏低温分离器、低温换热器以及膨胀机等设备及配套管阀储运低温液态可燃介质，可发生如下低温损坏：①低温设备和管路选材不当，发生低温断裂损坏；②液态可燃介质放空入火炬，可能因大量汽化降温造成火炬线及管架承受很大的温度应力而引起断裂损坏；③液态可燃介质急剧汽化可形成高速气流，对管路弯头、法兰造成冲蚀损坏；④低温系统易出现水化物，造成设备或管路冻堵、冻裂，可能造成设备设施损坏、停工停产。低温损坏常可造成低温液态可燃介质泄漏，低温液态介质一旦泄漏，会发生急剧汽化，达到爆炸极限，遇火源引起火灾、爆炸事故。5）加热炉火灾、爆炸加热炉是明火危险源之一，以下因素可引起火灾、爆炸事故：①炉管在高温下可能发生烧穿损坏；原料气可能造成炉管腐蚀损坏；炉管、弯头材质选错或连接部位有缺陷可能造成开裂损坏，造成漏气。②燃料气带液可造成炉嘴结焦，风门调节不当可造成炉内混合气比例不当，采用人工点火（点火棒）可能出现误动作。这些因素常常会引起炉膛爆炸。③操作流程倒错，可能把系统的高压气导入炉管进气口，引起憋压，并造成损坏漏气。④加热炉燃料系统出现泄漏，且环境通风不良。6）重沸器内漏重沸器采用导热油为介质，若泄漏，主要造成塔内物料急剧汽化升温升压，可能引起塔器泄漏爆燃事故。7）机泵泄漏各机泵的安装（检修）及操作不当等可造成部件和机械密封损坏，引起可燃物料泄漏。若液化气、天然气的泄漏量较大，会形成“蒸气云”，遇明火发生闪燃、爆炸。8）液化气装车危险在LNG装车过程中，操作不当或机具故障可能导致泄漏，装车现场可能遇车辆电气打火、排气管火星以及产品液流静电、人体静电和其他明火而起火。若LNG采用密封装车，相对危险较小，但液流静电和人体静电有可能引起火灾、爆炸。9）LNG储罐、冷剂储罐、压力容器和压力管道超温超压LNG储罐、冷剂储罐、压力容器和压力管道因操作不当、保温层脱落、未及时检测，造成超温超压，有可能引起容器爆炸。（2）电气、仪表的火灾、爆炸危险因素分析1）电气、仪表火花净化厂内电气设备可能因接地设施失效、线路绝缘损坏、短路、接点接触不良，设备和线路、照明不符合防爆要求等原因引起电打火；电动仪表可能因能量积聚产生并泄放火花。电气、仪表火花是造成易燃介质火灾、爆炸的重要点火源。2）自动仪表及联锁保护失效调节阀等仪表出现故障，仪表信号受到电磁干扰，出现错误显示或产生误动作；DCS自控系统及自动联锁保护系统功能出现故障，可造成压缩机，脱碳（硫）塔、及其他设备的温度、压力、流量、液面的仪表指示失真，安全阀失灵，可能导致超压、超温、操作失控、物料溢出等后果，进而引发火灾、爆炸。3）可燃气体报警器失灵净化厂各部位的可燃气体报警器失灵，当泄漏的可燃气体聚集，没有被及时发现，延误可燃气体泄漏事故的处理时机，导致火灾、爆炸事故。（3）其他危险因素分析如果安全管理制度不健全，安全管理不到位，火灾、爆炸危险区域未严禁吸烟和火种，检修未严格执行动火证制度，操作人员未穿防静电服装等，都会导致火灾、爆炸事故。2.2.2机械伤害该项目有天然气压缩机、各类机泵、膨胀机等转动设备，当人员接触该类设备或转动轴防护罩不完善时，可能发生机械伤害事故。2.2.3高处坠落该天然气厂存在有塔类、放空火炬等高度较高的设备，人员在操作、巡检、检修作业中，有发生滑跌、坠落的危险。2.2.4灼烫（1）高温灼烫该项目的各设备中，加热炉、MDEA重沸器、再生气分离器、再生气换热器等设备的操作温度较高，在设备及附属管道出现损坏，保温层破损以及操作不当时，人员有被高温介质喷出烫伤和高温接触灼伤的危险。（2）分子筛接触灼烫使用的分子筛干燥剂极易吸水并放热，人员在运输、装卸该物质时，皮肤或呼吸道接触时可造成灼烫伤害。2.2.5车辆伤害该项目将净化后的LNG储存后用车辆运送给用户，因此，存在车辆伤害危险因素。车辆伤害事故的发生，一方面是驾驶员违章驾驶造成的，如驾驶员无照驾驶、酒后驾车或超速驾车等；另一方面是厂内交通标志不完善造成的。2.2.6触电该项目生产过程中系统使用了大量的电气设备和电线电缆。如果电气设备或线路的绝缘因击穿、老化、腐蚀、机械损坏等失效；电气设备未装设屏护装置将带电体与外界相隔离；带电体与地面、其它带电体和人体范围之间的安全距离不符合要求；低压电气设备未装设漏电保护装置或漏电保护装置失效；人体不可避免的长期接触的有触电危险的场所未采用相应等级的安全电压；用电设备金属外壳保护接地不良及人员操作、监护、防护缺陷等等，均可能导致触电。输送天然气的金属管道及电气设备存在着静电伤害。另外，系统中电气线路或电气设备故障可导致人员伤亡及设备损坏，其主要表现为：（1）线路、开关、熔断器、插座插头、照明器具、电动机、电热器具等均可能成为引起火灾的火源。（2）原本不带电的物体，因电气系统发生故障而异常带电，可导致触电事故的发生。如电气设备的金属外壳，由于内部绝缘不良而带电；高压故障接地时，在接地处附近呈现出较高的跨步电压，均可造成触电事故。2.2.7物体打