LNG液化天然气项目设立安全评价报告

LNG液化天然气项目设立安全评价报告LNG液化天然气项目设立安全评价报告目录前言1第一章概述31.1安全预评价目的31.2安全预评价范围41.3安全评价工作原则41.4安全评价工作程序4第二章建设项目概况62.1企业简介62.2项目概况62.3采用的主要技术、工艺82.4项目选址122.5产品方案及建设规模132.6总图及平面布置132.7产品、中间产品及主要原材料152.8生产工艺流程162.9主要设备192.10仪表、报警连锁控制系统212.11公用工程及辅助设施26第三章危险、有害因素的辨识结果343.1依据343.2主要危险、有害物质的理化性质及危险特性343.3生产过程中的危险、有害因素的辨识与分析413.4工艺管网的危险性分析503.5主要设备危险、有害因素的分析533.6LNG项目建设期的危险有害因素分析563.7项目建成后投产试运行过程中的危险因素分析573.8检修作业中存在的危险性分析573.9安全卫生管理分析583.10自然条件对本项目的影响分析593.7重大危险源辨识61第四章评价单元划分与评价方法的选择644.1评价单元划分的原则644.2评价方法的选择644.3评价方法简介…654.4评价单元划分65第五章定性、定量分析危险、有害程度………665.1安全检查表评价………665.2预先危险性分析评价705.3危险度安全评价825.4事故树分析评价845.5道化学火灾爆炸指数分析评价975.6事故概率危险分析评价1025.7事故后果模拟分析评价1035.8典型事故案例分析109第六章建设项目的安全条件和安全生产条件1116.1建设项目的外部情况1116.1总平面布置及周边环境的影响1126.2建设项目的安全生产条件113第七章对策措施与建议1157.1建设项目设计、审查与施工…………1157.2总体布置………………1167.3厂址与平面布置对策措施…………1167.4防火、防暴安全措施…………1187.6安全技术对策措施1197.6安全管理对策措施132第八章安全预评价结论与建议1378.1危险有害因素评价结论1378.1综合评价结论1408.2建议140第九章与建设单位交换意见142附录一安全评价依据的主要标准目录143附录二选用的安全评价方法简介146附件1安全评价委托书附件2企业法人营业执照附件3《某市发展和改革委员会关于同意某燃气技术开发有限公司“青海LNG”项目立项报告的批复》附件4某燃气技术开发有限公司安全条件论证审查意见附件5总平面布置图PAGEPAGE157前言天然气作为一种优质、洁净的燃料，在能源、交通等领域具有很大的发展前景。天然气的液化技术作为世界上一门新兴工业正在迅猛发展。LNG技术不仅用来解决天然气存储、运输等问题，还作为中小城市的主要气源，同时广泛的用作调峰气源。城市燃气化是城市现代化的重要标志，燃气工程是城市重要基础设施之一。某市城市天然气工程自2001年5月通气运行以来，经过5年的安全运营，已取得显著成绩。基本实现了城市居民、公共建筑和工业生产燃气化。同时，随着城市燃气事业的发展，供气规模的不断扩大，进一步完善天然气输配体系已成为亟待解决的问题。2005年，某市冬季最大日供气量已达247万标准立方米/日，而夏季最大日供气量仅为52万标准立方米/日。燃气的供需平衡矛盾十分突出。随着国内西气东输，LNG项目等一系列燃气利用工程的实施，液化天然气(LNG)技术已作为一门新兴工业在国内迅速发展。LNG技术不仅用来解决天然气储存、运输等问题，同时广泛的用作城市调峰气源。而且中油中泰第一个LNG项目已经启动，在此形势下，为了加快某市天然气利用步伐，满足城市调峰需要，某燃气技术开发有限公司筹建了第二套LNG-8300型装置。受某燃气开发技术有限公司委托，青海省安全生产科学技术中心对该公司LNG-8300型装置进行安全预评价。接到委托后，我中心立即组建了安全预评价小组，评价组人员结合评价对象特点和评价范围，收集了国内相关法律法规、标准、规章、规范；收集、分析了评价对象的基础资料；考察了项目选址地；辨识和分析了该项目存在的危险有、害因素；划分了评价单元；结合项目特点选择了评价方法，并在分析评价基础上提出了安全技术与管理对策措施，最后编制完成了安全预评价报告。在安全预评价工作过程中，得到了某燃气开发技术有限公司的大力支持和积极配合。在此，对某燃气开发技术有限公司领导和配合预评价工作的人员表示诚挚的感谢。第一章概述1.1安全预评价目的贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”安全生产方针，为建设项目初步设计提供科学依据，有利于提高危化建设项目的本质安全程度和安全管理水平，减少和控制危化建设项目和危化生产中的危险、有害因素，降低危化生产安全风险，预防事故发生，保护建设单位和危化企业的财产安全及人员的健康和生命安全。对照国内有关法律、法规、标准和规定，结合同类型装置生产运行情况及事故案例，依托专家知识和经验进行预先危险性分析和论证，找出事故隐患，提出相应的安全对策措施。推动新建、改建、扩建工程建设项目的安全“三同时”工作。本次预评价的目的如下：（1）分析和预测拟建项目存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全技术和安全管理的建议，确保安全设施同主体工程同时设计、同时施工、同时投入使用。（2）补充提出消除、预防或减弱装置危险性、提高装置安全运行等级的对策措施，为工程下一步的劳动安全卫生设计提供依据，以最终实现工程的本质安全化。（3）针对系统的危险性和危害程度，为初设提供安全设施设计依据，以达到项目投产后符合安全生产和法规标准的规定要求，获得最佳的安全投资效益。（4）为拟建装置的生产运行及日常劳动安全卫生管理提供依据。（5）为政府安监部门对危险化学品生产、储存项目的安全审查提供可靠的技术依据。1.2安全预评价范围本次评价的范围为LNG-8300型及辅助生产装置，分析和预测该改建项目存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全技术和安全管理的建议。1.3预评价工作原则（1）严格执行国家及地方颁布的有关劳动安全卫生的方针、政策、法规和标准，保证预评价内容符合国家政策、法规的要求，保证预评价结论的公正性。（2）按照科学的方法、程序，采用可靠、先进、适用的评价技术，针对该项目工程的实际情况和特征，从实际的经济、技术条件出发，对工程进行分析和评价，最大程度地保证预评价结论的正确性和所采取的对策措施的合理性、可行性和可靠性。（3）做到实事求是、客观公正地开展预评价工作。1.4安全评价工作程序评价组根据《安全预评价导则》、《危险化学品建设项目安全评价细则》、委托单位提供的资料，项目的评价范围，制定此次评价的程序图如下：接受委托接受委托国家及政府部门有关政策法规和标准甲方相关资料工程概况收集资料工程分析安全卫生技术资料类比工程调研分析确定工程职业危险有害因素实施工程项目劳动安全卫生预评价提出安全对策措施评价结论编制评价报告邀请有关领导、专家审核修改审定评价报告送交主管部门甲方相关资料图1-1安全预评价报告编制工作程序图第二章建设项目概况2.1企业简介某燃气技术开发有限公司是中油中泰燃气有限责任公司出资90％，上海青上青国际贸易有限公司出资10％，于2006年12月13日在青海省某市经济技术开发区挂牌成立。公司注册资金1200万元人民币。公司以液化天然气的生产与销售为主要经营范围。投入生产运行后，天然气日进气量将达到40×104Nm3，液化天然气（LNG）日产量为5.76×104Nm3，液化天然气储存容量为450m3。它的成立将充分利用液化天然气（LNG）的优势在用气高峰期作为调峰气源解决某市燃气供需矛盾，在用气低峰时将液化天然气供应其它以LNG为主气源的中小城市；同时也将成为某市燃气事业一个新的经济增长点，促进某市燃气事业的进一步发展。2.2项目概况2.2.1项目名称、主办单位、企业性质及法人项目名称：青海LNG项目配套装置（LNG-8300型）主办单位：某燃气技术开发有限公司企业性质：有限公司企业法人：曲国华建设地点：某经济技术开发区东川工业园主要产品：LNG生产规模：20×104Nm3/d液化天然气2.2.2建设内容（1）土建工程：原料气压缩机间、氮气压缩机间、地坪、设备基础等。（2）安装工程：原料气增压系统、原料气净化系统、R22制冷系统、液化系统、增压透平机系统、LNG储运系统及制氮系统、仪表控制系统、供配电控制系统、暖通及消防等辅助系统组成。2.2.3主要技术经济指标8300型液化装置主要消耗指标及主要财务指标分别见表2-1。表2-1主要财务指标序号指标单位数量备注1工程总资金万元36811.1建设投资万元34661.2建设期利息万元511.3流动资金万元1642建设期年13生产期年204年均销售收入万元73065年均销售总成本万元61326年均销售税金万元2647年均利润总额万元9108年均所得税万元2279投资利润率（年均）%24.7110投资利税率（年均）%31.8911全投资所得税前11.1财务内部收益率%21.6311.2财务净现值万元322011.3投资回收期（静态）年5.7512全投资所得税后12.1财务内部收益率%24.3512.2财务净现值万元330812.3投资回收期（静态）年5.913单位加工成本元/m31.93含进气成本2.3采用的主要技术、工艺天然气的液化包括原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程。工艺方案的确定主要是指确定原料天然气的净化处理和天然气液化两个过程的工艺流程。2.3.1工艺技术方案的选择天然气净化用的吸附塔采用分子筛吸附净化工艺，清除原料天然气中的粉尘、H2O、CO2等杂质。天然气液化采用氮气循环膨胀制冷的工艺技术路线。2.3.2工艺技术方案的比较2.3.2.1天然气净化方法的选择天然气的净化处理，目的是除去低温过程中会固化而产生堵塞的成分。这些成分包括水、硫化物和二氧化碳。对于硫化物和二氧化碳含量较高的气源，净化过程分成两步：第一步采用乙醇胺等溶剂的溶剂吸收法进行处理，将硫化物和二氧化碳的含量减少到几十至几百ppm；第二步采用分子筛吸附将水减少到1ppm以下，二氧化碳含量降到50～100ppm。由于溶剂的选择性吸收以及分子筛也吸附硫化物，净化过程能使硫化物净化得更好。对于大型的LNG装置，联合采用这上述两步净化过程是没有问题的。装置大、产量高、效率高、较容易消化这样的净化成本。对于小型的LNG装置，则希望原料天然气中的硫化物和二氧化碳含量尽量低，采用上述第二步方法（即分子筛吸附法）就可以达到要求的净化指标，这样就不至于出现难以消化的净化成本。本LNG装置属于小型装置，所以原料天然气的选择要求硫化物和二氧化碳要尽量低。本项目气源地为柴达木气田。气源由涩北气田至某、兰州的输气管道接入。其主要成分见表2-2。表2-2原料天然气组成组分名称体积百分比（％）甲烷CH499.74二氧化碳CO20.054氮气N20.076乙烷C2H60.074丙烷C3H80.053丁烷C40.0028硫化氢H2S<0.0004汞1.9×10-4μg/l因此，本项目原料气净化工艺采用分子筛吸附流程可满足气体液化前的净化要求。2.3.2.2天然气液化流程的选择目前天然气常用的基本液化流程有：（1）阶式制冷循环流程；（2）混合制冷剂循环流程；（3）膨胀机制冷循环流程；（4）焦-汤节流制冷循环流程。以下对这几种基本流程进行简单的比较：（1）阶式制冷循环流程：这种循环是由若干个不同低温下操作的制冷循环复迭组成。一般由用C3H8、C2H4和CH4为的三个制冷循环复迭而成，来提供液化所需的冷量。它们的制冷温度分别为-40℃、-100℃和-160℃。净化好的天然气进入换热器与C3H8、C2H4和CH4制冷剂进行热交换，经过冷却、冷凝，并节流到常压后送入液化天然气储罐储存。阶式制冷循环1939年首先应用于液化天然气产品，装于美国的Clevelant，采用NH3、C2H4为第一、第二级制冷剂。优点：能耗低；制冷剂为纯物质，无匹配问题；技术成熟，操作稳定。缺点：机组多，流程复杂；附属设备多，专门储存制冷剂；管路和控制系统复杂，维护不便。（2）混合制冷剂循环流程：混合冷剂制冷循环是1960年发展起来的，克服了阶式制冷循环的某些缺点。它采用混合式的一种制冷剂、一台制冷剂压缩机。制冷剂是根据要液化的天然气组分而配制的，经充分混合，内有N2、C1～C5碳氢化合物。多组分混合制冷剂，进行逐级冷凝、蒸发、节流膨胀得到不同温度水平的制冷量，以达到逐步冷却和液化天然气的目的。与阶式制冷循环相比，其优点是：机组少、流程简单、投资省，投资比阶式制冷循环少15～20%；管理方便；制冷剂可从天然气中提取和补充。缺点是：能耗较高，比阶式制冷循环多10～20%；混合冷剂的合理匹配较为困难。（3）膨胀机制冷循环流程：利用天然气输气管网之间的压力差、即将天然气中的一部分利用本身输送中的压能从高压膨胀到低压，产生的冷量来冷却另一部分天然气，而达到液化的目的。此循环不消耗能量而达到液化。它流程简单、设备简单、调节灵活、工作可靠、易启动、易操作、维护方便；它适用于自由压力能是可以被利用的场合。（4）焦-汤节流制冷循环流程：天然气进行绝热节流时，压力降低，比容增大，但节流前后的焓值是不变的。天然气的焓值是温度和压力的函数，在绝热节流时，焓值虽然不变，但由于压力的改变，其温度也可能发生变化。这一现象称为节流效应（Joule-Thompson效应），天然气节流时温度的变化与压力的降低成比例。焦-汤节流循环流程最简单，投资最少，但效率也最低。膨胀机制冷循环和焦-汤节流制冷循环，这两种工艺流程适合于小型LNG装置。膨胀机制冷循环的效率比焦-汤循环高，特别是有较大的天然气压差时，能实现LNG生产的最佳经济性。国内膨胀机技术已经相当成熟，在轻烃回收和液化天然气装置上已大量使用。由于本项目上游输气管线与最终用气压力之间的有可利用的压力差，为减少初步投资及降低液化成本，以低能耗为原则，本LNG装置采用膨胀机制冷流程，它是最经济的选择。2.3.2.3膨胀机制冷循环流程的选择带膨胀机的液化流程常用的有以下几种：（1）天然气膨胀液化流程：天然气膨胀液化流程是指直接利用高压天然气在膨胀机中绝热膨胀到输出管道压力而使天然气液化的流程。这种流程最突出的特点是它的功耗小、只对需液化的那部分天然气脱除杂质，因而预处理的天然气的量可以大大减少。但流程不能获得像氮气液化膨胀流程那样低的温度、循环气量大、液化率低。（2）氮气膨胀液化流程：与混合制冷剂液化流程相比，氮气膨胀液化流程较为简单、紧凑，造价略低。此能获得很低的温度和较高的液化率。氮气膨胀液化流程能耗低，流程简单，符合本项目的实际情况。2.3.3与国内、外同类建设项目水平对比国外的天然气液化始于20世纪30年代，美国于1966年发布了世界上第一个LNG的标准，即为NFPA59A“液化天然气的生产、储存和处理标准”。天然气的液化是将净化合格的天然气变成液态，这方面的工艺技术在上世纪70年代就已经很成熟。与国内、外同类建设项目水平相比，本项目LNG生产在能源、原材料供应和价格上具有竞争优势。2.4项目选址2.4.1项目选址本项目用地位于某市经济开发区东川工业园8300型液化装置范围内,原乐家湾第三砖厂,塔尔山脚下,与现状凤凰山路北面的城东门站相对而建。2.4.2建设用地本工程占地约34993.15m2（约52.5亩），这里地势比较开阔，交通方便，周围100米范围内无居民稠密区和大型公共建筑，整个区域属于规划中的一类工业用地。2.5产品方案及建设规模项目8300型液化装置在一期基础上建设，生产能力为20×104Nm3/d，设计进LNG装置气量为24×104Nm3/d，设计出LNG装置气量为3.878×104Nm/d，年产液化天然气产量约为5万吨。2.6总图及平面布置2.6.1总图布置的一般原则（1）根据站内设施的功能性质、生产流程和实际危险性，结合四邻状况及风向，分区集中布置，尽量减少管线长度，节约投资，方便以后的安去作业和经营管理。（2）保证站内场地通畅，方便大型车辆和消防车辆的出入。2.6.2总平面及竖向布置2.6.2.1总平面布置根据青海中油燃气技术开发有限公司提供的总平面布置图和可研报告的总平面布置方案，本工程项目的布置情况如下：站场内分区集中布置，分为调压配气区、液化区、LNG储罐区、气化区、装车区、仪表控制区和消防辅助区等。调压配气区位于站内西南角，为敞开式结构。工艺配管区为长方形布置，南北长39.5米，东西宽15米。仪表控制区位于站内西侧中部，包括仪表值班室，空压机房、循环水间、锅炉房及凉水塔等辅助设施。8300型液化装置液化区位于站内东南端，包括加压净化装置、液化装置、加热装置及制氮和循环装置等生产设施。LNG储罐区位于站内中部，包括6台150立方米卧式低温储罐（包括8300型液化装置3台），增压气化装置等，储罐区四周设置高度为1.5m的挡液防火堤，堤脚线至罐壁距离最小距离为7.5m，罐区地坪采用不发火地坪。装车区位于LNG储罐区北侧，设3个装车柱（8300型液化装置2个），可同时为3辆罐车罐注LNG，装车区前设回车场约2600平方米，装车区出口设50吨地中衡一台。配电、消防辅助区位于站内西北部，包括消防泵房、变配电间、地下消防水池，消防水池设2座，单座容积1600m3。放散塔位于站场外西南角山坡上，距站场南侧、西侧围墙约为5米，其与站内最近的甲类工艺装置（调压配气区）距离为27米（规范要求距离25m）；放散塔设20米高放散管4根，其管口与站场内地坪高差约为35m，该地区主导风向为东南风，因此放散气体不会对站场造成威胁。2.6.2.2竖向布置站场竖向设计依据相关规范，结合厂区现状进行，站场由北至南，依据地形由低到高阶梯式设计，配电、消防辅助区地坪最低，工艺配管区地坪最高，两者高差约为8m。站内道路坡度设计最大为0.5%，装车区域按平坡设计。站内建筑物、工艺装置区、储罐区高出周边地面150～200mm。储罐周围设有围堰，围堰内设有集液池，池内设有潜水泵，围堰内雨水汇集到集液池后经潜水泵排出围堰。2.6.3厂区道路及运输站场四周设不低于2.2m的实体围墙；站内设环形消防车道，设计宽度4.5m；站场西侧设出入口两个，宽度分别为6m和12m，分别设钢栅栏门和电动伸缩门一座，方便运输罐车及其他车辆的出入。站区内道路及地面设计均为混凝土地面；道路旁设置流向、车辆限速等交通标志；装车区域设置禁止通行标志。本装置LNG产品采用汽车槽车陆运。2.7产品、中间产品、主要原材料和储存建设项目生产产品为低温液态天然气（LNG），无中间产品。所需原料为天然气，气源由涩北气田至某、兰州的输气管道接入，其组成见表2-2。根据本项目LNG的生产工艺特点，本工程LNG产品的储存采用带压储存，储存于6台150立方米卧式低温储罐内（包括一期3台150立方米卧式低温储罐），总容积900m3。2.8生产工艺流程2.8.1天然气流程压力为3.0MPa、温度约为20℃的原料天然气由工艺配气区进入原料气压缩机增压至5.5MPa后，首先在出口分离器中分离可能存在的水分或凝液，再经吸附器、脱汞器和粉尘过滤器净化，除掉原料气中的中粉尘、H2O、CO2等杂质，然后分两路送至冷箱内换热器冷却。净化天然气经冷箱内换热器（两路）初冷后，进入R22蒸发器预冷至－35℃后，回冷箱内换热器冷却至－120℃，出换热器天然气经节流阀减压至0.45兆帕进入液化冷箱内的LNG分离器，分离成气液两相，气相返流通过液化换热器为天然气液化提供冷量；液相经液位调节阀后输入LNG贮槽。分子筛吸附器设置为三台，一台处于吸附状态、一台处于再生状态、一台处于冷却状态，各吸附器进出阀门由可编程控制器自动控制，切换使用，循环周期为8小时。出LNG分离器气相分两路经液化换热器复热后，汇入吸附器预冷总管通过由编程控制器控制的阀门，由上而下通过处于冷却状态的吸附器，出该吸附器的气流经再生气加热炉加热到240～280℃后，进入另一台处于再生状态的吸附器，出该吸附器的天然气经再生气冷却器冷却，进入再生气分离器分离冷凝的水分后，汇入0.4兆帕天然气管网出界区。2.8.2循环氮气流程本工程氮气由一套700m3/h的制氮装置提供。出液化冷箱两换热器压力约0.4MPa，温度约30℃的氮气分两路经两台循环氮气压缩机组三级增压至2.58MPa，再经透平增压机增压，冷却器冷却后送至液化冷箱内换热器预冷，预冷后氮气经R22蒸发器冷却至－35℃后，返回液化冷箱内换热器深冷，深冷后氮气通过膨胀机过桥进入两膨胀机制冷降压至0.4MPa后，再次返流回液化冷箱给换热器提供冷量。氮气循环系统的补充氮气由制氮装置氮气平衡罐提供；增压透平膨胀机的密封气体，由透平增压前氮气管道提供，该气流经过滤器和减压阀后进入膨胀机密封系统，再同润滑油一起进入油箱，经油过滤器分离后放空。2.8.3R22制冷剂流程流程设备由两台压缩冷凝机组和两台蒸发器组成。压缩冷凝机组储罐内液态制冷剂经蒸发器与冷箱换热器预冷后的天然气和氮气换热，发生相变，气相返回经压缩冷凝机组压缩、水冷后进入储罐，循环使用。2.8.4LNG储存及装车系统本工程的产品：低温液态天然气（LNG）。考虑到本项目LNG的生产工艺特点，本工程LNG产品的储存采用带压储存。工艺流程见图2-1。图2-1图2-1LNG装置工艺流程简图2.9主要设备2.9.1设备选择原则LNG为国内新兴产品，对工艺设备的选择应遵循如下原则：（1）根据国内相关标准，并参照美国、加拿大等发达国家的标准选择设备。（2）在满足工艺要求的条件下，尽量选用国内技术先进、安全可靠的设备。（3）对于关键设备，国内技术尚不成熟的，考虑进口设备。2.9.2主要设备选择（1）膨胀机膨胀机是天然气液化装置中获取冷量的关键设备。由于天然气液化装置的天然气处理量很大，一般采用透平膨胀机。透平膨胀机具有体积小、重量轻、结构简单、气体处理量大、运行效率高、操作维护方便和使用寿命长等特点。比容积式（活塞式或螺杆式）膨胀机具有更广泛的应用。本项目选用两台增压透平膨胀机组。（2）换热器在天然气液化装置中，无论是液化工艺过程或是液－气转化过程，都要使用各种不同的换热器。在工艺流程中，主要有绕管式和板翅式液化冷箱两种型式。大多数基本负荷型的液化装置都采用绕管式换热器。板翅式换热器主要应用于调峰型的LNG装置。这两种换热器在低温液化和空气分离装置中，早已得到成功的应用。本项目属调峰型天然气液化装置，选用板翅式换热器，成本低，结构紧凑，负荷本项目的实际情况。（3）LNG储罐储罐选用真空粉末绝热圆柱型金属卧罐。（4）LNG输送管路LNG输送管路选用奥氏体不锈钢管。2.9.3主要设备表表2-3主要设备表序号名称规格型号单位数量备注1原料气压缩机台22出口分离器设计压力:6.0MPa设计温度:100℃几何容积：1.26m3台13再生气加热炉热负荷：176945Kcal/h台14再生气水分离器设计压力:0.8MPa(壳程)0.8MPa(管程)设计温度:80℃(壳程)/90℃(管程)几何容积：1.26m3(壳程)台15再生气冷却器BIU325-0.8/0.6-14-3.5/19-2I台16分子筛吸附器设计压力:6.0MPa设计温度:300℃几何容积：10.24m3台3内装4A分子筛7脱汞器设计压力:6.0MPa设计温度:100℃几何容积：1.96m3台28粉尘过滤器设计压力:6.0MPa设计温度:100℃￠325x12H=2640台29液化冷箱外型尺寸：2900X2800X15200台1板翘式换热器五通道、设计温度:-150℃～65℃台2冷箱内安装LNG分离器设计压力:0.8MPa温度:-160℃台1冷箱内安装10膨胀机冷桥外型尺寸：1200X1744X2708台111增压透平膨胀机PLPN-296.4/41×4.8台212增压机后水冷却器BEM426-5.5/0.6-60-5.5/19-1台213LNG储槽CFW-150/0.6设计压力:0.66MPa设计温度:-196℃公称容积：150m3台314LNG装车柱个215LNG储槽自增压器设计压力:1.6MPa设计温度:-196℃200Nm3/h空温式台316BOG加热器设计压力:1.6MPa设计温度:-196℃250Nm3/h空温式台117残液分离器设计压力:1.0MPa设计温度:-162℃公称容积：4m3台118R22蒸发器BKU66/1200-6.0/2.0-45-2.5/14-4台219R22压缩冷凝机组JLNLG20F台220氮气循环压缩机3TYC44台221氮气平衡罐设计压力:0.9MPa设计温度:100℃公称容积：6m3台122氮气加热器设计压力:0.6MPa设计温度:350℃几何容积：0.19m3功率：20KW台123制氮装置KDN-700型套1分馏塔KDN-700型台1分子筛纯化系统HXK-2200/8套1透平膨胀机PLPX-21.66/0.27-0.03型台2空气预冷机组GAYL-2200/8台1空气压缩机GA315-5OO台124仪表空气压缩机STORM15台12.10仪表、报警连锁控制系统2.10.1仪表控制系统仪控系统确保能有效地监控成套LNG设备生产过程，确保运行可靠,操作维护方便，采用就地控制和中控室DCS控制相结合的原则。重要工艺参数的显示、控制、报警以及各机组的逻辑联锁保护控制均由DCS系统完成。2.10.1.1控制系统构成LNG工厂控制系统采用集散型控制系统，包括：过程测控系统、紧急切断等系统。整个系统的CPU、通讯、电源及数据总线均采用冗余方式。（1）过程控制系统（PCS）DCS系统通过对LNG工艺装置生产过程进行连续动态监测和控制，使整个LNG工厂安全稳定连续生产。DCS系统在结构上分为过程控制层和操作管理层。过程控制层由I/O控制站（PM）、通讯接口模块（CM）和网络接口模块（IM）等组成。管理模块由通用操作站和数据存储器（HM）组成。两者之间通过通讯总线相连，挂在通讯总线上的每个设备是一个节点，节点之间可以实现点到点的通讯。（2）紧急关断系统（ESD）ESD系统由I/O模块、逻辑控制器、维护PC等组成。LNG工厂的ESD系统设置为事故安全型。2.10.1.2主要仪表选型（1）DCS系统选型：国外公司如Honeywell、西屋、L&N、西门子、贝利、横和等均有不同档次的DCS系统产品；国产DCS系统符合国情，应用较多的是新华XDPS-400+、和利时MACS、浙大中控JX-300X、华文HPCS-3000等。（2）系统的UPS选用法国梅兰日兰公司或西门子——克劳瑞德公司的产品，380VAC/220VAC，15KVA、60分钟后备。（3）压力、差压变送器采用SIEMENS、川仪EJA或成都中阳CS智能变送器，带HART协议，本安型Exia=2\*ROMANIIC6或隔爆型ExdIICT6，防护等级不低于IP65。（4）调节阀选用浙江富阳恒达、无锡工装、无锡卓尔或川空阀门产品，带手动轮、过滤减压阀及本安电气阀门定位器等，防护等级不低于IP65；分子筛干燥系统切换阀门选用进口产品。（5）二位三通、二位五电磁阀选用ASCO公司的产品，隔爆型。防护等级不低于IP65。（6）分析仪采用进口或国产分析仪，具体规格型号见表2-4。表2-4分析仪器表序号用途量程型号厂家1CO2分析0～100PPmCO2IR7000进口2H2O分析0～100PPmH2O8800A进口3天燃气组份色谱分析川仪（7）测温元件采用川仪或天津中环的Pt100隔爆铂热电阻(IP65)。（8）流量测量采用标准孔板或GKF系列孔板节流装置，可在不断流的情况下更换或清洗孔板。（9）24VDC电源，采用西门子或菲尼克斯产品。2.10.2报警连锁控制系统2.10.2.1时间程序控制及逻辑控制（1）吸附器组时间程序切换与逻辑控制（29只切换阀、充压阀、旁通阀）（2）仪表空气压力与循环冷却水压力过低逻辑联锁控制（3）增压透平膨胀机逻辑联锁控制（4）增压透平膨胀机防喘振逻辑控制（5）增压透平膨胀机润滑油泵逻辑联锁控制2.10.2.2调节控制点（1）进口过滤分离器液位调节（2）原料压缩机入口压力调节A(进口流量)（3）原料压缩机入口压力调节B(进出口回流)（4）原料压缩机入口压力调节C(放空)（5）原料压缩机出口分离器液位调节（6）再生气水分离器液位调节（7）R22蒸发器液位调节（8）R22蒸发器蒸发压力调节（9）制冷剂出R22蒸发器温度调节（10）净化天然气出R22蒸发器温度调节（11）LNG闪蒸罐液位调节（12）LNG闪蒸罐压力调节（13）低压返流气(尾气)压力调节（14）再生气出加热炉温度调节（15）制冷剂进增压透平膨胀机温度调节（16）制冷剂进增压透平膨胀机进口紧急切断控制（17）制冷剂旁通增压透平膨胀机进出口控制（18）增压透平膨胀机防喘振控制（19）增压透平膨胀机润滑油进出压差控制（20）增压透平膨胀机润滑油箱压力控制（21）制冷剂循环压缩机进口压力控制A（22）制冷剂循环压缩机进口压力控制B（23）液化天然气（LNG）贮槽D/E/F压力控制2.10.2.3报警联锁（1）吸附器组充压压差指示、联锁（2）吸附器组卸压压差指示、联锁（3）增压透平膨胀机膨胀端密封气压力指示、报警、联锁（4）增压透平膨胀机增压端密封气压力指示、联锁（5）增压透平膨胀机膨胀端轴承温度指示、报警、联锁（6）增压透平膨胀机增压端轴承温度指示、报警、联锁（7）增压透平膨胀机转速报警、联锁（8）润滑油进出增压透平膨胀机压差指示、报警、联锁（9）进口过滤分离器液位指示、报警（10）再生气水分离器液位指示、报警（11）LNG闪蒸罐液位指示、报警（12）液化天然气（LNG）贮槽D/E/F液位报警（13）液化天然气（LNG）贮槽D/E/F压力报警（14）仪表空气压力过低报警（15）循环冷却水压力过低报警（16）可燃气体报警（厂区内8处）2.10..2.4紧急切断按钮在紧急情况下，如火灾、爆炸事故时，按紧急预案所规定的程序启动紧急切断按钮，将下列阀门切断或开启，使进出装置的物料、装置区与LNG罐区之间的物料切断，保证本设备、其他设施的安全。（1）原料天然气进装置紧急切断（2）原料天然气紧急旁通（开启）（3）LNG出液化冷箱紧急切断（4）低压返流天然气出装置紧急切断（5）液化天然气贮槽D/E/F上进液管紧急切断（6）液化天然气贮槽D/E/F下进液管紧急切断（7）液化天然气贮槽D/E/F出液管紧急切断（8）LNG装车液相管线紧急切断（9）LNG装车气相管线紧急切断2.11公用工程及辅助设施8300型液化装置主要消耗指标见下表2-5。表2-5主要消耗指标序号项目单位年耗量指标备注1电104kwh4230电机效率按94%2燃料气104m324再生气加热炉消耗3新鲜水104m30.2循环率97%2.11.1建筑（1）建筑物名称及建筑面积：氮气压缩机间735m2，原料气压缩机间160m2。（2）建筑结构：采用轻钢门式钢架钢结构。屋面：采用100厚岩棉夹心保温板面板；基础：柱下独立基础，墙下砼条形基础；门窗：塑钢门窗；外墙面：贴面砖；地面：采用不发火水泥地面。（2）主要构筑物设备基础均采用钢筋砼基础，管架、设备钢架为H型钢结构。围墙、大门：砖混240mm围墙，电动伸缩门或钢栅栏门。（3）地基处理地基处理的原则：一般构筑物，优先采用天然地基；对于荷载大或基础沉降敏感的构筑物，采用钻孔灌注桩；如果场地土对地基结构具有腐蚀性，应作相应防腐处理。低温设备基础结构考虑液体泄漏时产生的低温损害，按防冻砼设计，考并虑温度应力的影响，增加钢筋的砼保护层，适当设置温度缝。（4）建筑安全站内建筑物：原料气压缩机间耐火等级为2级；耐火极限不低于2h，氮气压缩机间耐火等级为3级。爆炸危险区域内的地坪采用不发火地面；停车场和道路路面采用混凝土路面。站区爆炸危险区域内的建（构）筑物、工艺设备基础抗震设计均按7度设防。2.11.2给水、排水（1）给水站用水量主要包括生活用水、绿化用水、工艺装置区用水，以上用水均由站区一期供水系统提供。（2）给水站内排水采用雨污分流制，生活污水、雨水经管道汇集并入站内原有生活污水和雨水管道；生产污水排放前应做曝气处理。2.11.3供配电2.11.3.1用电负荷（见表2-6）表2-6用电设备功率表序号名称高压用电设备的额定功率（10KV）低压用电设备的额定功率（0.4KV）数量备注1氮气循环压缩机组氮气循环压缩主机1800KW2氮气循环压缩机油泵4KW2氮气循环压缩机油箱加热器6KW2氮气循环压缩机空间加热器1.2KW2偶尔使用2原料压缩机组原料压缩机主机160KW2原料压缩机辅油泵1.5KW2原料压缩机油箱加热器3KW/0.22KV2间断使用3R22冷凝机组R22冷凝机主机200KW2R22冷凝机油泵3KW24膨胀机组膨胀机油泵11KW2用一备一膨胀K601油箱加热器6KW1间断使用膨胀机加油泵2.2KW1偶尔使用膨胀机油泵11KW2用一备一膨胀机油箱加热器6KW1间断使用膨胀机加油泵2.2KW1偶尔使用加温解冻电加热器20KW15仪表空气压缩机15KW16空分制氮系统空分制氮空压机355KW1空分制氮预冷机17KW1空分制氮电加热器45KW2用一备一本工程内一期工程已投产，动力负荷为339.9KW，办公照明负荷为100KW，安装干式电力变压器SC（B）9型400KVA一台。8300型液化装置工程动力负荷为1543.5KW，在变配电所安装干式电力变压器SC（B）9型2000KVA变一台。另外：8300型液化装置工程内有两台1800KW10KV高压电机。8300型液化装置工程内电气总装机容量为5340.8KVA（其中高压负荷为3600KVA）,低压总装机容量为1740.8KVA，低压侧计算负荷为1034.2KW，计算电流为1566.9A，尖峰电流为2373.7A，折算到高压侧的尖峰电流为269.5A。2.11.3.2供电电源进线柜电源由站区综合变配电所引来，敷设方式沿站区电缆沟，局部直埋敷设方式。2.11.3.3供配电线路（1）电源电缆：电源电缆埋地引入，过道路穿管敷设。电缆为聚氯乙烯铠装铜芯电缆。（2）配电线缆：电源电缆引至低压配电柜，低压配电柜引至用电设备或建筑物，均采用聚氯乙烯铠装铜芯电缆埋地敷设。（3）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设备现场控制设备，均采用聚氯乙烯铠装铜芯电缆埋地敷设。（4）照明线路：室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源均采用聚氯乙烯铠装铜芯电缆埋地敷设，室内正常环境采用铜芯导线穿PVC管暗设，爆炸危险环境采用铜芯导线穿镀锌钢管敷设。2.11.3.4电控系统电控系统主要由高、低压进线、母联、PT、R22压缩冷凝机组、增压透平膨胀机组等设备组成。（1）高压电源为10KV±5%，50HZ±0.5HZ，三相三线制，中性点不接地。（2）低压电源为380/220V、50HZ±0.5HZ、三相四线制，中性点直接接地。（3）所有电动机和用电设备的控制、计量、保护及信号传输等均按国家有关规定的规范设置。（4）高、低压电源均为两路进线，单母排分段，设母联。每段进线开关能承担装置的全部负荷，重要的用电负荷分设在母线的两段。（5）在各机组的机旁设有操作柜（箱），其防护等级为IP54，设操作柜（箱）的机组有：氮气压缩机、天然气压缩机、R22压缩冷凝机组等。（6）高、低电机启动时，母线电压应满足不低于额定电压的85%，否则采用降压启动方式，天然气压缩机暂定为直接启动；循环冷却水泵、消防水泵采用固态软启动装置降压启动。氮气压缩机采用降压启动。（7）高压开关柜选用中置式真空开关柜ZS1，真空断路器选用ABB公司产品VD4系列。低压开关柜选用ABB公司抽屉式开关柜MNS型，并留有约20%的备用抽屉回路。高、低压开关柜柜内主元件采用ABB公司产品。整个10KV高压系统采用微机综合保护装置，保护装置采用ABB公司产品，实现继电保护，计量等功能。（8）高、低压开关柜操作、保护和信号电源采用直流电源DC110V，来自免维护铅酸电池直流屏，直流屏容量为100AH。（9）设有中央音响信号系统，整个液化设备的电器设备运行状态进入DCS系统显示，主要设备可在中控室DCS上启停，也可在就地启停。在中控室设有天然气压缩机等设备紧急停车按钮。（10）低压供电系统设有电容器补偿装置对380V母线进行功率补偿，补偿后母线功率因数大于0.92。2.11.3.5防爆等级及防爆电气（1）工艺生产区：压缩机房、增压透平膨胀机组、加热炉等内部空间划为Ⅰ区爆炸危险环境场所。贮罐区、LNG装车台、LNG槽车停车位、工艺装置区周围为气体Ⅱ区爆炸危险环境场所。（2）站区内其余环境为正常环境。（3）爆炸危险环境场所用电设备及照明灯具均采用隔爆型或本安电器设备。2.11.3.6防雷防静电（1）配电系统采用TN-S接地形式，接地电阻不大于4欧姆。（2）防雷接地：接地电阻不大于10欧姆。本站工艺区及站内建构筑物属第二类防雷建筑物。（3）防静电接地：接地电阻不大于100欧姆。站区内所有电气设备，工艺设备，金属管架等均应作重复接地和防静电接地。（4）电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于10欧姆。（5）管道进出装置区处、分岔处以及爆炸危险场所分界处应进行接地。长距离无分支管道应每隔100m接地一次。（6）槽车装卸作业，应采用接地夹与装卸设备实行等电位连接。所有接地系统如防雷接地、电气系统接地、防静电接地共用接地装置，接地电阻不大于1欧姆。2.11.4暖通2.11.4.1采暖包括8300型液化装置原料气压缩机间、氮气压缩机间采暖及生产装置供热。（1）总供热负荷为0.35MW。（2）采暖热媒为95℃热水，站区锅炉房设立式燃气常压锅炉一台。（3）采暖系统形式为上供下回式，散热设备采用钢制翅片管对流型散热器，采暖管道采用焊接钢管。（4）采暖系统入口设置截止阀、压力表、温度计、压力平衡阀等。（5）采暖管道沿墙或直埋敷设，架空部分采用无缝钢管，40mm厚岩棉保温，镀锌薄板保护；直埋部分采用无缝钢管，不小于25mm厚聚氨脂泡沫管保温，高密度聚乙烯塑料套管保护。2.11.4.2通风原料气压缩机间采用轴流风机进行换气，通风次数10次/小时，轴流风机选用防爆型风机，并与压缩机间可燃气体报警器联锁。第三章危险、有害因素的辨识3.1依据根据《危险化学品生产储存建设项目安全审查办法》（国家安全生产监督管理局令第17号）第十一条对危险化学品生产储存项目安全评价的要求和《企业职工伤亡事故分类》(GB6441-1986)采用类比方法对该项目的主要危险、有害因素进行辨识与分析。3.2主要危险、有害物质的理化性质及危险特性3.2.1主要危险、有害物质分析本项目的主要危险、有害物质为原料天然气及产品液化天然气（LNG）。其主要成分是甲烷，为易燃、易爆物。能在空气中燃烧，与空气混合达到5～15%（体积比）时遇明火会发生爆炸，属甲类火灾危害性。原料天然气含有少量汞，具有腐蚀性，易发生中毒事件，与氯酸盐、硝酸盐、热硫酸等混合可发生爆炸。辅助材料用氮气，吸入可引起缺氧窒息，若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。因此，原辅材料具有易燃、易爆、有毒、有害、腐蚀性等危险性，装置具有潜在危险性。在制造、施工、调试、运行、检修等工作环境中都存在一定风险。3.2.2主要危险、有害物质理化特性主要危险、有害物质的理化特性和危险特性主要参照《新编危险物品安全手册》（化学工业出版社2001年4月第1版、《化学化工大辞典》（化学工业出版社2003年1月第1版本和《危险化学品名录》。3.2.2.1LNG的危险特性LNG虽是在低温状态下储存、气化，但和管输天然气一样，均为常温气态应用，这就决定了LNG潜在的危险性。（1）低温的危险性LNG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、冻伤等危害。LNG泄漏后的冷蒸气云、来不及气化的液体或喷溅的液体，会使所接触的一些材料变脆、易碎，或者产生冷收缩，材料脆性断裂和冷收缩，会对加气站设备如储罐、低温泵、加气机、卸车阀组、加气车造成危害，特别是LNG储罐和LNG槽车储罐可能引起外筒脆裂或变形，导致真空失效，保冷性能降低失效，从而引起内筒液体膨胀造成更大事故。（2）BOG（蒸发气体）的危险性LNG储罐或液相工艺管道，由于漏热而自然蒸发一定量的气体，一般情况下（制造厂家提供的数据为每昼夜3‰的蒸发量），生产运行中由于装车，需要给系统增压，这部分气体也储存于储罐，这些气体统称为BOG气体。当BOG气体压力过高时需要进行回收或安全放散。否则，BOG将大大增加，严重者使储罐内温度、压力上升过快，直至储罐破裂。（3）火灾、爆炸的危险性液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，储存温度约为－140℃左右。泄漏后由于地面和空气的加热，会生成白色蒸气云。当气体温度继续被空气加热直到高于－107℃时，由于此时天然气比空气轻，会在空气中快速扩散。液体密度是标准状态下气体的约570倍，天然气与空气混合后，体积分数在一定的范围内就会产生爆炸，其爆炸下限为5％，上限为15％。天然气的燃烧速度相对于其它可燃气体较慢（大约是0.3m/s）。（4）翻滚的危险性通常，储罐内的LNG长期静止将形成两个稳定的液相层，下层密度大于上层密度。当外界热量传入罐内时，两个液相层自发传质和传热并相互混合，液层表面也开始蒸发，下层由于吸收了上层的热量，而处于“过热”状态。当二液相层密度接近时，可在短时间内产生大量气体，使罐内压力急剧上升，甚至顶开安全阀，这就是翻滚现象。其危害是储罐内压力急剧地变化，导致设备超压，以及罐体受到损害等。（5）冷爆炸当LNG泄漏遇到水的情况（如集液池中的雨水），水与LNG之间有非常高的热传递速率，LNG将激烈地沸腾并伴随大的响声、喷出水雾，导致LNG蒸汽爆炸。这个现象类似水落在一块烧红的钢板上发生的情况，可使水立即蒸发。3.2.2.2主要危险、有害物质的理化特性表3-1天然气理化性质表标识英文名：Naturalgas分子式：CH4分子量：16.04危险货物编号：21007UN编号：1971RTECS号：IMDG规则页码：CAS号：74-82-8理化性质外观与形状无色无臭气体熔点(℃)-182.5自燃温度(℃)538沸点(℃)-162临界温度(℃)-82.6相对密度(水=1)0.42（-154℃）临界压力(MPa)4.59相对密度(空气=1)0.55最大爆炸压力(MPa)0.68燃烧热(kJ/mol)800爆炸下限(V%)3.6~6.5最小引燃能量(mJ)0.28爆炸上限(V%)13~17成分主要是低分子量烷烃混合物。如甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等未净化天然气，常含二氧化碳、硫化氢、氮和少量氦。溶解性微溶于水。毒性及健康危害接触限值中国MAC：未制定标准美国TLV-TWAOSHA：未制定标准ACGIH：未制定标准前苏联MAC：未制定标准美国TLV-STELACGIH：未制定标准侵入途径吸入毒性健康危害急性中毒时，可有头晕、头痛、呕吐、乏力甚至昏迷。病程中尚可出现精神症状，步态不稳，昏迷过程久者，醒后可有运动性失语及偏瘫。长期接触天然气者可出现精神衰弱综合症。燃烧爆炸危险性燃烧性：易燃建规火险分级：甲危险特性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。（若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。稳定性稳定避免接触的条件聚合危害不聚合禁忌物强氧化剂、氟、氯。灭火方法切断气源，若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。雾状水、泡沫、二氧化碳。表3-2氮气理化性质表标识英文名：Netrogengas分子式：N2分子量：28.01危险货物编号：22006UN编号：RTECS号：IMDG规则页码：CAS号：7727-37-9理化性质外观与形状无色无臭气体熔点(℃)-209.8℃

自燃温度(℃)沸点(℃)-195.6℃临界温度(℃)-147相对密度(水=1)0.81(-196℃)临界压力(MPa)3.40相对密度(空气=1)0.97最大爆炸压力(kPa)燃烧热(kJ/mol)爆炸下限(V%)最小引燃能量(mJ)爆炸上限(V%)成分氦。溶解性微溶于水、乙醇。毒性及健康危害接触限值中国MAC：未制定标准美国TLV-TWA：窒息性气体OSHA：未制定标准ACGIH：未制定标准前苏联MAC：未制定标准美国TLV-STEL：窒息性气体ACGIH：未制定标准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。潜水员深潜时，可发生氮的麻醉作用；若从高压环境下过快转入常压环境，体内会形成氮气气泡，压迫神经、血管或造成微血管阻塞，发生“减压病”。燃烧爆炸危险性燃烧性分解物氮气危险特性若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。稳定性稳定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。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。防护措施呼吸系统防护：一般不需特殊防护。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。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。呼吸心跳停止时，立即进行人工呼吸和胸外心脏按压术。就医。灭火方法本品不燃，用雾状水保持火场中容器冷却。表3-3汞理化性质表标识英文名：Mercury分子式：Hg分子量：200.59危险货物编号：83505UN编号：RTECS号：IMDG规则页码：CAS号：7727-37-9理化性质外观与形状银白色液态金属，在常温下可挥发。洒落可形成小水珠熔点(℃)-38.9℃

自燃温度(℃)沸点(℃)356.9℃临界温度(℃)相对密度(水=1)13.55临界压力(MPa)相对密度(空气=1)7.0最大爆炸压力(kPa)燃烧热(kJ/mol)爆炸下限(V%)最小引燃能量(mJ)爆炸上限(V%)成分水银。溶解性不溶于水、盐酸、稀硫酸，溶于浓硝酸，易溶于王水及浓硫酸。毒性及健康危害居住区大气中有害物质的最高容许浓度：0.0003mg/m3(日均值)车间空气中有害物质的最高容许浓度

：0.01mg/m3大气污染物综合排放标准①最高允许排放浓度：0.015mg/m3(表1)；0.012mg/m3(表2)②最高允许排放速率(kg/h)：二级：1.8×10-3～39×10-3；1.5×10-3～33×10-3三级：2.8×10-3～59×10-3；2.4×10-3～50×10-3③无组织排放监控浓度限值：

0.0012mg/m3；0.0015mg/m3污水综合排放标准固体废弃物浸出毒性鉴别标准值0.05mg/L0.05mg/L侵入途径吸入、食入、经皮吸收。健康危害急性中毒：病人有头痛、头晕、乏力、多梦、发热等全身症状，并有明显口腔炎表现。可有食欲不振、恶心、腹痛、腹泻等。部分患者皮肤出现红色斑丘疹，少数严重者可发生间质性肺炎及肾脏损伤。慢性中毒：最早出现头痛、头晕、乏力、记忆减退等神经衰弱综合征；汞毒性震颤；另外可有口腔炎，少数病人有肝、肾损伤。燃烧爆炸危险性燃烧性分解物氧化汞危险特性常温下有蒸气挥发，高温下能迅速挥发。与氯酸盐、硝酸盐、热硫酸等混合可发生爆炸。泄漏应急处理疏散泄漏污染区人员至安全区，禁止无关人员进入污染区，建议应急处理人员戴自给式呼吸器，穿化学防护服。不要直接接触泄漏物，在确保安全情况下堵漏。收集转移回收。无法收集的可用多硫化钙或过量的硫磺处理。防护措施呼吸系统防护：可能接触其蒸气时，应该佩带防毒口罩。必要时建议佩带自给式呼吸器。眼睛防护：戴安全防护眼镜。防护服：穿相应的防护服。手防护：戴防化学品手套。其它：工作现场禁止吸烟、进食和饮水。工作后，彻底清洗。单独存放被毒物污染的衣服，洗后再用。进行就业前和定期的体检。急救措施皮肤接触：脱去污染的衣着，立即用流动清水彻底冲洗。眼睛接触：立即提起眼睑，用大量流动清水或生理盐水冲洗。吸入：迅速脱离现场至空气新鲜处。必要时进行人工呼吸。就医。

食入：误服者立即漱口，给饮牛奶或蛋清。就医。3.2.3主要危险、有害物质的分布及危险特性天然气火灾危险性类别按照我国现行防火设计规范为甲类，细划分甲A类，即它的火灾危险性类别是最高的。根据我国现行规范规定，天然气的物态属工厂爆炸性气体，分类、分组、分级为：Ⅱ类，B级，T1组，即ⅡBT1，防爆电器应按此选择。爆炸性气体环境区域划分为2级区域（简称2区），即在正常运行时，不可能出现爆炸性气体混合物，即使出现也仅是短时存在的环境。各危险物质的分布见表3-4所示。表3-4危险有害分布和主要危险特性一览表序号生产过程主要危险、有害物质名称主要危险特性一天然气净化天然气易燃、易爆汞腐蚀、有毒二天然气液化天然气易燃、易爆氮气高浓度有窒息危险三LNG储存及装车低温液化天然气易燃、易爆对表3-4所例物质的主要危险特性初步分析，按照危险化学品分类标准《危险货物分类和品名编号》、《常用危险化学品的分类及标志》、《危险货物品名表》的化学物质名称、分类、主要危险、危害特性如表。表3-5LNG装置涉及危险化学品分类、特性一览表序号危险化学品名称危险性类别GB编号主要危险、有害特性1天然气易燃、易爆甲A类气体GB2.1类21007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；若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险；火灾爆炸危险性大；火焰温度高、辐射热强；易形成大面积火灾；具有复燃性、复爆性。2汞腐蚀性GB8.3类83505具有腐蚀性；常温下有蒸气挥发，高温下能迅速挥发；与氯酸盐、硝酸盐、热硫酸等混合可发生爆炸。3氮气窒息性气体GB2.2类22006空气中氮气含量过高，使吸入气氧分压下降，引起缺氧窒息；若遇高热，容器内压增大有开裂和爆炸的危险。4液化天然气易燃、易爆甲A类GB2.3类23012LNG由83～99%的甲烷组成，甲烷起火立即产生大量热辐射，液化天然气一旦发生泄漏就会立即沸腾而汽化，形成蒸汽云，会在非常低的浓度（一般是体积的5%～15%）下起火爆炸，并且会迅速向蒸发的液池回火燃烧。3.3生产过程中危险、有害因素的辨识与分析3.3.1火灾、爆炸液化天然气由83～99%的甲烷组成，甲烷一旦起火立即产生大量热辐射（93000千卡/平方米），通常是等量汽油发热量的两倍。然而和汽油不同的是，液化天然气从液态变成气态，体积要膨胀大约620倍。液化天然气一旦发生泄漏就会立即沸腾而汽化，在汽化过程中从周围环境（地面、水泥构件、管道系统，甚至空气）中吸收热量。开始液化天然气比空气重，随着时间的推移，逐渐地吸收热量，它与周围环境温度渐渐接近，液化天然气就变得比空气轻了。在这个“比空气轻”的状态下，蒸发气体随气流或风力漂移到其他地方，会在非常低的浓度（一般是体积的5%～15%）下起火爆炸。因此，蒸气云的边缘很容易遇到火源起火爆炸，并且会迅速向蒸发的液池回火燃烧，如果对这种泄漏不采取正确的保护措施，储罐及其周围设施就会因热辐射遭受严重破坏。LNG生产因设备、管道、装置（详见主要设备表）集中，高、中、低压并存，各设备、管道、装置、安全放散设施、安全阀、检测仪表、仪器、阀门、取样点等设施及连接处，燃气泄漏点多、火灾、爆炸的可能性也大，根据LNG理化性质和火灾危险性可知，造成火灾、爆炸的原因主要为泄漏所致。3.3.1.1LNG泄漏的特点液化天然气LNG一旦发生泄漏，会在低洼地方形成液池，池内液体发生初始闪蒸气化，瞬时产生大量蒸气。蒸气云内的物质难以在短时间内自发均匀分布，其分布特性由泄漏量、泄漏速度及泄漏地点等因素确定。当其体积比在爆炸极限(5%～15%)以内并遇点火源时，便发生蒸气云爆炸事故。若蒸气云处于液池上方，便有可能迅速向液池回火燃烧，形成池火火灾。LNG储罐受到外部火焰的长时间烘烤，储罐强度随温度上升逐渐降低，当强度下降至该温度下的屈服极限时，储罐将突然破裂。此时压力瞬间降低，LNG迅速气化并起燃，导致沸腾液体扩展为蒸汽爆炸事故。沸腾液体扩展蒸汽爆炸事故后果通常是相当严重的，将导致巨大的财产损失、人员伤亡及环境影响。3.3.1.2工艺装置发生泄漏事故的原因分析（1）设备、管道母材质量不合格，可能会引发天然气泄漏。（2）焊缝焊接质量不合格、焊缝焊接时严重错边、焊缝未焊透、焊接材料不符合要求。（3）LNG站内各种运转设备及密封部件保养不良，易造成泄漏。（4）现场空间燃气浓度检测仪失灵，燃气泄漏不易被发现。（5）阀门、法兰接口、螺纹接口处泄漏时维修或使用工具不当。（6）工作人员各种操作不符合规范，引起燃气泄漏。（7）设备及附属装置防腐措施不当，出现腐蚀穿孔易产生泄漏。（8）控制装置（如各种阀门）未定期检查而失效，造成泄漏不易发现。（9）由于自然灾害造成泄漏，如：地震造成管道拉裂、雷击导致设备损坏、设备设施因风雪灾害、土壤冻结或霜冻升沉而受到损坏。（10）氮气虽然用量较少，一旦泄漏可引起人员窒息，同时钢瓶若遇高热、容器内压增大，有发生开裂和爆炸的危险。3.3.1.3火灾、爆炸事故原因分析（1）设备、管道、阀门以及产品储罐等可能因各种因素（见泄漏原因分析）引发天然气和LNG的泄漏。如果泄漏的天然气和LNG遇火源，将产生喷射火焰，甚至发生火灾、爆炸事故，从而引起热辐射和爆炸伤害。（2）分离器、天然气压缩机、液化换热器、膨胀机等压力设备可能因连接处密封不严或破裂，引发天然气泄漏事故，若处理不当或未及时发现，则可能发生人员缺氧窒息或火灾爆炸事故。（3）调节阀、减压阀、放空阀、仪表调压阀等以及其它各类阀们出现故障，引发天然气泄漏，可能引发火灾爆炸事故。（4）工艺装置区的避雷针和DCS系统的避雷器失灵，遇雷电可能会引发火灾爆炸事故。（5）工艺装置可能因腐蚀而发生爆裂而漏气，易造成火灾爆炸事故。（6）工艺设备涂层脱落或防护措施不到位，可能造成管道腐蚀而发生天然气泄漏，从而引发火灾爆炸事故。（7）遇停电或高温，装置内的液化天然气会因温度升高而汽化，导致容器内的压力增高而可能爆裂。引发燃爆事故。（8）在充灌过程中，易发生泄漏，将引燃爆事故。（9）液化天然气储罐装得过满或在温度升高的情况下因液化天然气膨胀或气化而泄压装置控制失效造成溢罐或罐体破裂引发大量LNG外泄的重特大事故。（10）液化天然气储罐因是低温储存，若罐体材质选择不当、制造缺陷或保温层处理不当，易引发罐体破裂导致大量LNG外泄的重特大事故。（11）站内电气设备由于短路、碰壳接地、触头分离而引起弧光或电火花，都可能引发天然气与空气的混合物而爆炸。（12）再生气加热炉是明火源，若因制造质量问题或违反操作规程而发生爆裂事故，受其影响LNG装置区将会引发连锁重大燃爆事故。（13）放散塔在检修或紧急事故放散燃烧时，因燃烧产生的热辐射对LNG装置区将产生重大影响，极易引发重大燃爆事故。（14）变配电站若发生火灾，对LNG装置区影响重大，易引发火灾或燃爆事故。（15）雷击或静电等引发的事故。（16）仪器、仪表、安全阀、压力表、温度计等未定期维护、定期校验而失效，易引发重大事故。（17）违反动火作业条件易引发重大事故。（18）电气与照明灯具的防爆选型不当，易引发重大事故。3.3.4.1.4主要生产场所或装置的火灾爆炸危险区域根据并参照《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）及《城镇燃气设计规范》GB50028-93（2002年版）等规范，本工程各主要生产场所或装置的火灾爆炸危险性为1区～2区，生产类别为甲类，见表3-6。表3-6主要生产场所或装置的火灾爆炸危险性表序号场所生产类别危险区域介质备注1天然气净化区域甲2区天然气2天然气液化区域甲2区LNG3LNG储存区域甲2区LNG4LNG储罐内上部甲1区LNG、天燃气5放散塔区域甲2区天然气6气化区域甲2区LNG、天然气7地下阀室甲1区天然气8装车柱区域甲2区LNG3.3.2中毒、窒息生产过程中的物料汞具有毒性，在生产区内，一旦吸入量超标、食入或经皮肤吸收都将可能造成人员中毒，主要伤害皮肤、眼、呼吸系统、神经系统，甚至影响人体其他器官。LNG低温蒸汽虽然没有毒，但其中的氧含量低，易造成缺氧窒息危险，如果吸入纯净LNG蒸汽而不迅速脱离，很快就会失去知觉，几分钟后便死亡。高浓度氮气有窒息性危险，吸入高浓度，患者可迅速出现昏迷、呼吸心跳停止而致死亡。窒息共分为以下4种情况：（1）含氧量14％～21％（体积含量，下同），呼吸、脉搏加快，并伴有肌肉抽搐。（2）含氧量10％～14％，出现幻觉，易疲劳，对疼痛反应迟钝。（3）含氧量6％～10％，出现恶心、呕吐、昏倒，永久性脑损伤。（4）含氧量低于6％，出现痉挛、呼吸停止，死亡。通常，含氧量10％是人体不出现永久性损伤的最低限。相对应，正常空气含52.4％的甲烷，其含氧量是10％，因此，人员不要进入LNG蒸汽中。3.3.2.1中毒、窒息事故原因分析（1）生产系统的温度较高及设备受腐蚀，产生的跑、冒、滴、漏；（2）操作中排污过量或放空，导致气体大量扩散；（3）生产过程中的抽堵盲板或局部泄漏点的抢修；（4）停车时检修时，由于内部气体置换不干净或空气不足，造成人的中毒或窒息；（5）人员进入LNG蒸汽中。3.3.2.2中毒窒息主要作业场所分布(见表3-7)表3-7中毒窒息主要作业场所一览表序号场所主要有毒有害物质备注1天然气净化区域天然气、汞2天然气液化区域天然气、氮气3LNG储存区域液化天然气5放散塔区域液化天然气6气化区域液化天然气8装车柱区域液化天然气3.3.3触电危害3.3.3.1电击危害（1）分布厂内的配电间、配电线路以及在生产过程中使用的各种电气拖动设备、移动电气设备、照明线路及照明器具等，上述环节均存在直接接触电击及间接接触电击的可能。（2）伤害的方式触电伤害是由电流形式的能量造成的。当伤害电流流过人体时，人体受到局部电能作用，使人体内细胞的正常工作遭到不同程度的破坏，产生生物学效应、热效应、化学效应和机械效应，会因作用器官或组织等的不同而引起压迫感、打击感、痉挛、疼痛、呼吸困难、血压异常、昏迷、心率不齐，严重时会引起窒息、心室颤动而导致死亡。（3）伤害的途径人体触及设备和线路正常运行时的带电体发生电击；人体触及正常状态下不带电，而当设备或线路故障（如漏电）时意外带电的金属导体（如设备外壳）发生电击；人体进入地面带电区域时，两脚之间承受到跨步电压造成电击。（4）电击危险产生的原因①电气线路或电气设备在设计、安装上存在缺陷；②电气线路或电气设备在运行中缺乏必要的检修维护，使设备或线路存在漏电、过热、短路、接头松脱、断线碰壳、绝缘老化、绝缘击穿、绝缘损坏、PE线断线等隐患；③未采取必要的安全技术措施（如保护接零、漏电保护、安全电压、等电位联结等）或措施失效；④电气设备运行管理不完善，安全管理制度不健全，没有必要的安全组织措施；⑤专业电工或机电设备操作人员的操作失误，或违章作业等。3.3.3.2电伤（1）分布厂站内变压器间、配电间、配电线路等。（2）伤害的方式由电流的热效应、化学效应、机械效应对人体造成局部伤害，形成电弧烧伤、电流灼伤、电烙印、电气机械性伤害、电光性眼炎等。（3）伤害的途径直接烧伤：当带电体与人体之间发生电弧时，有电流流过人体形成烧伤。直接电弧烧伤是与电击同时发生的。间接烧伤：当电弧发生在人体附近时，对人体产生烧伤。包括融化了的炽热金属溅出造成的烫伤。电流灼伤：人体与带电体接触，电流通过人体由电能转换为热能造成的伤害。（4）电伤危险因素的产生原因带负荷（特别是感性负荷）拉开裸露的闸刀开关；误操作引起短路；线路短路、开启式熔断器熔断时，炽热的金属微粒飞溅；人体过于接近带电体等。3.3.4低温冻伤、麻醉由于LNG是－162℃的深冷液体，本装置存在低温的危害，低温表面包括LNG液体表面、低温管线及设备等。短时间暴露于冷气体中虽然不会影响面部，但会使眼睛的软组织受损伤，皮肤直接与低温物体表面接触会产生严重的伤害。低温液体黏度较低，它们会比其它液体更快地渗进纺织物或其他多孔的衣料里去，直接接触时，皮肤表面的潮气会凝结，并粘在低温物体表面上，皮肤及皮肤以下组织冻结，很容易撕裂，并留下伤口。没有充分的保护措施，人在低于10℃下待久后，就会有低温麻醉的危险产生，随着体温下降，生理功能和智力活动都下降，心脏功能衰竭，进一步下降会导致死亡。3.3.5机械伤害生产装置中使用了许多压缩机、传输泵等设备，机械设备应根据有关的安全要求，装设合理、可靠，不影响操作的安全装置，本项目中的传输泵、压缩机等机械设备外露传动转动部分，如果没有防护装置或防护装置损坏、所有转动机械外露部分没有设置必要的闭锁装置，工人操作失误就会发生挤、扎、绞伤等机械伤害。机械设备的零部件的强度、刚度如不符合安全要求，安装质量达不到要求，在运行过程中就可能发生损坏以致影响生产的正常进行。3.3.6高处坠落工作场所的井、坑、孔、洞或沟道如没有防护栏杆或盖板等防坠落的安全设施，可能会造成操作人员高处坠落伤害。车间内的工作平台四周临空部分，没有按规定设置1.2米的防护栏杆、车间内吊物孔没有设置活动盖板或活动栏杆、因场地有限而设置的爬梯、楼梯均没有设置扶手、房顶若有检修的设备，房顶四周没有设不低于1.2米的栏杆，以可能会因操作人员在工作中不慎而造成伤亡事故的发生。对需要到各种罐、管道上操作的部位，如没有安装操作平台、支架等安全防护设施的，操作人员易发生高处坠落事故。高处作业人员对各种用于高处作业的设施和设备，在投入使用前，未能逐一加以检查并经确认完好就投入使用，在各项安全措施和人身防护用品未解决和落实之前就忙于施工，操作时未能严格遵守各项安全操作规程和劳动纪律，可能会发生高处坠落伤害。3.3.7噪声危害在生产过程中使用各类生产设备（如压缩机、泵等）都会产生不同程度的噪声，噪声来源主要是压缩机、泵类运转产生的噪声，声源在85～100dB(A)，所有产生噪声的设备没有按规定进行降噪、消声、隔音处理，可能会发生噪声污染。（作业场所噪声等级标准限值为：一般工作场所85dB(A)），人员长期处于噪音环境中，对人的听力构成危害，可引起人听力减退和神经衰弱征，严重时造成职业性耳聋。3.3.8车辆伤害厂区内部的运输车辆，因车辆本身缺陷，如制动、音响、灯光失效，转向失灵等；厂区道路状况不符合规定要求或管理不善、误操作等，如在厂区内超速行驶、超高超载、无证驾驶、装卸不当、违反管理和操作规程等；均会引发车辆伤害事故。3.4工艺管网的危险性分析3.4.1保冷失效LNG液相管道为低温深冷管道，采用真空管或绝热材料绝热，但当真空度破坏或绝热性能下降时，液相管道压力剧增，此时安全阀自动开启，可以降低管道内的压力。3.4.2管道中的两相流与管道振动在LNG的液相管道中，管内液体在流动的同时，由于吸热、磨擦等原因，势必有部分液体要气化为气体（尽管气体的量很小），液体同时因受热而体积膨胀，这种有相变的两相流因流体的体积发生突然的变化，流体的流型和流动状态也受到扰动，管子内的压力可能增大，这种情况可能激发管道振动。当气化后的气体在管道中以气泡的形式存在时，有时形成“长泡带”；当气体流速增大时，气泡随之增大，其截面可增至接近管径，液体与气体在管子中串联排列形成所谓“液节流”；这两种流型都有可能激发管道振动，尤其是在流径弯头时振动更为剧烈。3.4.3管道中蒸发气体可能造成“间歇泉”现象与LNG储罐连接的液相管道中的液体可能受热而产生蒸发气体，当气体量小时压力较小，不能及时的上升到液面，当随着受热不断增加，蒸发气体增大