加气站安全现状评价

编号：DF2010YS012 广州市振戎燃气连锁经营有限公司 员村加气站 安全现状评价报告 北京达飞安评管理顾问有限公司 APJ-（国）-0074-2006 2010年1月26日 广州市振戎燃气连锁经营有限公司 员村加气站 安全现状评价报告 法 定 代 表 人：李志宪 技 术 负 责 人：张飞云 评价项目负责人：戴建伟 2010年1月26日 (安全评价机构公章) 评价人员 项目分工 姓 名 资格证书号 签 字 项目负责人 戴建伟 0800000000205845 项目组成员 王富宝 0800000000103302 金永新 0800000000206776 李博 0800000000103314 编制人 王富宝 0800000000103302 金永新 0800000000206776 报告审核人 杨漫红 0800000000103355 戴建伟 0800000000205845 过程控制负责人 杨漫红 0800000000103355 技术负责人 张飞云 0800000000104563 前 言 广州市振戎燃气连锁经营有限公司员村加气站（以下简称“员村加气站”）成立于2006年11月21日，地处广州市天河区员村一横路。营业执照经营范围为：销售液化石油气（车用）（30m3气罐一个，加气机4台），于2007年5月29日取得了广东省安全生产监督管理局批准的《危险化学品经营许可证》（粤安经（甲）字[2007]YA5394）。该加气站从发证至今，其工艺管线、设备设施、防火间距等没有改变，站内没有进行新建、改建、扩建项目，没有发生过安全事故，安全状况良好。此次为申请换领新证安全现状评价。 根据《中华人民共和国安全生产法》、《危险化学品安全管理条例》（国务院令第344号）、《危险化学品经营许可证管理办法》（原国家经贸委令第36号）、《关于〈危险化学品经营许可证管理办法〉的实施意见》（国家安监局安监管管二字［2002］103号）、《关于抓紧做好危险化学品经营许可证（甲种）换证工作的紧急通知》（粤安监〔2008〕20号）及当地安全生产监督管理部门的有关要求，受广州市振戎燃气连锁经营有限公司的委托，北京达飞安评管理顾问有限公司对员村加气站的安全现状进行了评价。 本次安全评价范围包括员村加气站的整个站区以及在经营过程中涉及安全的各个方面，但不包括其液化石油气站外运输环节、生活设施及其场所。 通过对员村加气站经营现状进行评价，指出其不符合安全要求的地方，提出对策措施与建议，确定重点管理对象，从而达到加强防范、有效避免事故的发生，实现经营过程本质安全化的目标；同时为政府有关部门的宏观监管提供客观、公正的依据。 目 录 11、编制说明 11.1安全评价依据 21.2评价范围 31.3评价程序 42、安全评价报告摘要 53、被评价项目概述 53.1加气站的基本情况表 63.2所在地及周围环境状况 83.3平面布置及储存区布置 93.4工艺及主要设备设施简介 103.5公用工程 113.5安全管理现状 134、危险有害因素辨识与分析 134.1危险有害物质及其特性 154.2主要危险、有害因素分析辨识 274.3爆炸危险区域划分 294.4液化石油气储存危险性分析 304.5重大危险源辨识 314.6本章小结 325、评价 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 的选择和评价单元的划分 325.1评价方法的选择 325.2评价单元的划分 336、定性评价与定量评价 336.1安全检查和安全检查表法 416.2火灾爆炸危险指数法评价 517、分析评价 517.1根据《加气站安全评价现场检查表》分析评价 547.2火灾爆炸危险性评价结果分析 557.3重大危险源分析评价 557.4对加气站申报许可应具备的基本条件分析评价 578、安全对策措施及建议 578.1针对事故隐患提出的安全对策措施 578.2其他补充的建议与措施 599、整改情况的复查 6010、评价结论 附件 1、员村加气站平面示意图和数码照片 2、员村加气站营业执照复印件 3、员村加气站《危险化学品经营许可证》复印件 4、员村加气站房地产权证明复印件 5、员村加气站消防验收意见复印件 6、员村加气站《广东省气瓶（罐车）充装许可证》复印件 7、员村加气站人员安全资格证书复印件 8、员村加气站广东省防雷装置合格证及定期 检测 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 报告复印件 9、员村加气站加气机防爆检验合格证复印件 10、员村加气站特种设备使用登记证复印件 11、员村加气站压力容器全面检验结论报告、安全阀检验报告 12、员村加气站压力表检定证书 13、其他资料复印件 1、编制说明 1.1安全评价依据 （1）《中华人民共和国安全生产法》中华人民共和国主席令第70号 （2）《危险化学品安全管理条例》国务院令第344号 （3）《危险化学品经营许可证管理办法》原国家经贸委令第36号 （4）《特种设备安全监察条例》（国务院令第549号） （5）《关于〈危险化学品经营许可证管理办法〉的实施意见》国家安全生产监督管理局安监管管二字［2002］103号 （6）《危险化学品经营单位安全评价导则（试行）》国家安全生产监督管理局安监管管二字［2003］38号 （7）《爆炸危险场所安全规定》原劳动部劳部发[1995]56号 （8）《仓库防火安全管理规则》公安部令第6号 （9）广东省第十届人民代表大会常务委员会公告第62号《广东省安全生产条例》 （10）粤经贸安全[2003]80号《广东省危险化学品经营许可证管理规定》 （11）《广州市液化石油气汽车加气站管理办法》（广州政府令[2000]2号） （12）《广东省燃气管理条例》（1997年7月26日广东省第八届人民代表大会常务委员会第三十次会议通过） （13）《易燃易爆性商品储藏养护技术条件》（GB17914-1999） （14）《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》（SY007） （15）《石油化工设备和管道防腐蚀涂料技术规范》（SH3022） （16）《液化石油气加气机加气枪》（GB/T19235-2003） （17）《汽车用液化石油气加气机》（GB/T19238-2003） （18）《建筑设计防火规范》GB50016-2006 （19）《常用化学危险品贮存通则》GB15603-1995 （20）《危险化学品经营企业开业条件和技术要求》GB18265-2000 （21）《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009） （22）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版） （23）《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005） （24）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94）（2000版） （25）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-1992） （26）《液化石油气安全管理规定》（SY5985-1994） 其他适用的国家、广东省法律、法规、文件及其他适用的国家、行业技术规范、 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 1.2评价范围 本次评价为员村加气站安全现状评价，评价范围主要包括员村加气站的安全管理、经营和仓储场所、经营储存条件、消防设施等，不包括其液化石油气站外运输环节、生活设施及其场所。 1.3评价程序 2、安全评价报告摘要 委托单位 广州市振戎燃气连锁经营有限公司员村加气站 委托单位负责人 李赞云 电话 020-85616987 传真 020-85616987 委托单位联系人 罗伟亮 电话 020-38731008 邮箱 luoweiliang@xiweigas.com 受评价危险化学品名称 危险性类别 危险货物编号 液化石油气 GB2.1类易燃气体 21053 / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / 安全评价结论 符合安全要求 安全评价单位 北京达飞安评管理顾问有限公司 评价报告书编号 编号：DF2010YS012 安全评价组组长 戴建伟 报告完成时间 2010年1月26日 3、被评价项目概述 3.1加气站的基本情况表 加气站名称 广州市振戎燃气连锁经营有限公司员村加气站 现任站长 李赞云 加气站地址 广州市天河区员村一横路 联系电话 13924138915 加气站设计单位 深圳天阳工程设计有限公司 设计单位资质 190030-sj 加气站施工单位 广州市石油化工建设集团公司 施工单位资质 A1091044010501 加气站监理单位 广东顺业石油化工建设监理有限公司 监理单位资质 E144002015 职工人数 32人 安全管理人员 3人 持证上岗人数 18人 占地面积 4605m2 储存能力 30m3 加气站级别 三级 加气机数量 4台 加气枪数量 32支 竣工验收时间 2006年10月 建、构筑物情况 名称 结构类型 耐火等级 层 数 高 度（m） 面 积(m2) 站房 钢筋混凝土 二级 3 9 18 加气亭 钢筋混凝土 二级 1 6 280 配电房 钢筋混凝土 二级 1 3 20 储罐 情况 物质名称 单罐容积(m3)台数 材 质 形 式 液化石油气 30m3 ×1（个） 16MnR 卧式埋地 主要消防安全设施工、器具配备情况 名 称 型号、规格 数 量 状 况 备 注 干粉灭火器 MFTZL35 2 良好 干粉灭火器 MFTZL4 16 良好 二氧化碳灭火器 MT2 4 良好 消防栓 PS-100-65-1-6 2 良好 水带 8型65MM 4 良好 战斗服 LL 2 良好 防火面罩 SHDNX40 3 良好 主要管理 制度名称 各级各类人员岗位责任制和岗位职责、安全 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 、安全操作规程、事故应急救援预案。 加气站法定代表人或负责人签字： 年 月 日 加气站（盖章）： 年 月 日 3.2所在地及周围环境状况 员村加气站位于广州市天河区员村一横路，气站正面为北面，与黄埔大道（距气站最近危险设施加气机约50m）相邻，之间有一处出租车停靠点及人行匝道（距气站最近危险设施加气机约35m）；气站的南面是为公交车站场（距气站最近危险设施加气机约35m）；西面为空地员村一横路（距气站最近危险设施加气机为17m）；东面为员村加油站（加油站危险设施埋地油罐与加气站最近危险设施埋地气罐距离为20m）。员村加气站内从南至北依次是三层综合楼（含站房、发配电房、职工宿舍）、加气亭、储罐区。该加气站设有2.2高实体围墙与周边的建、构筑物隔开，周围100m内无重要公共建筑物，加气站主要设施与站外建构筑物间的各项防火距离如下表。 液化石油气储罐、液化石油气油气卸车点、加气机和放散管管口 与站外建、构筑物的防火距离（ｍ）表 级别 项目 埋地罐 液化石油气油气卸车点 放散管管口 加气机 三级站 规范标准与实测数据 规范 实测 规范 实测 规范 实测 规范 实测 重要公共建筑物 100 无 100 无 100 无 100 无 明火或散发火花地点 18 无 25 无 18 无 18 无 民用一类保护物 18 无 25 无 18 无 18 无 民用二类保护物 14 无 16 无 14 无 14 无 民用三类保护物 （站房所属民用楼） 11 27 13 13 11 27 11 16 甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 （东面加油站储罐） 18 18 22 22 20 20 20 26.5 其他厂房、仓库、丙类液体储罐、V≤50m3的埋地甲、乙类液体储罐 15 无 16 无 14 无 14 无 室外变配电站 18 无 22 无 20 无 20 无 铁路 22 无 22 无 22 无 22 无 电缆沟、暖气管沟、下水道 5 无 / / / / / / 城市 道路 快速路、主干路 (北面黄埔大道 西面员村一横路) 8 北36 西54 8 北50 西54 8 北36 西54 6 北50 西60 次干路、支路 6 无 6 无 6 无 5 无 架空 通信线 国家一二级 1倍杆高 无 1倍杆高 无 1倍杆高 无 1倍杆高 无 一般 0.75倍杆高 无 0.75倍杆高 无 0.75倍杆高 无 不应小于5米 无 架空电力线路 电压＞380V 1倍杆高 无 1倍杆高 无 1倍杆高 无 1倍杆高 无 电压≤380V 0.75倍杆高 无 0.75倍杆高 无 0.75倍杆高 无 0.75倍杆高 无 注：气站站房所属民用楼参考民用第三类保护物评价。 从上表可以看出，员村加气站的埋地储罐、加气机和放散管管口与站外建、构筑物的防火距离符合规范第4.0.5条和第4.0.6条的规定。评价组认为，员村加气站的站址选择及周边四置情况符合《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）的规定。 3.3平面布置及储存区布置 根据员村加气站提供的资料和评价组现场检查的情况，对员村加气站的平面布置描述如下。 员村加气站的东、南二面均设有高2.2m的实体围墙。总体布局为南-北向布置，三层综合楼（含站房、发配电房、职工宿舍）、加气亭。气站设有4台加气机，32支加气枪；设有1个埋地储罐，容量为30m3，储存能力为30m3，属三级气站。具体情况见加气站平面布置图，站内各主要设施之间的间距如下表。 加气站内设施之间的防火距离（ｍ）表 设施名称 埋地罐 液化石油气卸车点 加气机 站房 消防泵房和消防水池 变配电间 站内道路 站区围墙 规范 实测 规范 实测 规范 实测 规范 实测 规范 实测 规范 实测 规范 实测 规范 实测 埋地罐 2 / 3 15 4 12 6 27 12 无 7 35 2 5 3 7.7 液化石油气卸车点 5 12 6 13 8 无 7 30 2 5 2 10 加气机 5 16 6 无 6 30 注：本站综合楼与站房为同一建筑，厕所与站内之间的防火距离可参照站房、综合楼与站内之间的防火距离，并且其防火距离都符合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2002，2006年版）第4.0.5条、第4.0.6条和第5.0.8条的规定。 从上表可以看出，站内各主要设施之间的间距符合规范的要求。 3.4工艺及主要设备设施简介 （1）工艺流程 槽车内的液化石油气经气体压缩机卸入到站内的贮罐中储存，为汽车加气时，加气机与加气泵联动，当加气枪与汽车上罐装接头接通时，泵同时启动，加气泵将贮罐内的液化石油气抽出经过滤、加压后输送给加气机，经计量送至需加气汽车，运行过程中产生的气体返回到贮罐中。 加气站工艺流程 （2）主要设备设施 员村加气站的主要设备设施见如下表： 员村加气站的主要设备设施情况表 序号 名称 型号、规格 数量 备注 1 埋地储气罐 30m3 1个 埋地设置 2 压缩机 coeken-491 1台 卸车设备 3 加气机 JYQ-30 4台 共配备32支加气枪 4 加气泵 CYZ-A 3台 流量11.5 m3/h 压差0.6MPa 配电机N=7.5kW n=750r/min 5 静电接地报警仪 1台 卸车槽车接地 3.5公用工程 （1）供电 ①该加气站的供电负荷为三级，供电电源由当地供电局提供。加气站外接电源为埋地电缆接入配电间，电压为380/220V。配电间设于综合楼内，配电间内设有配电箱、三相电源防雷器和计量装置，配线为电缆穿管直接埋地敷设。员村加气站自备柴油发电机一台，一旦供电系统停电，可由柴油发电机提供电源。 ②加气站室外配线为电缆穿管直接埋地敷设，电缆穿越行车道部分穿钢管保护。防爆区的电气设备采用防爆电气设备，罩棚下的照明设施防护级别为IP44。站内所有电气设备的非带电金属外壳及电缆均接地。 （2）供排水 员村加气站的经营、生活用水以及消防用水都是由市政自来水管网供水。液化石油气充装过程不使用水，项目用水主要为消防补充用水和生活用水。 （3）消防、防雷 员村加气站按照相关规范及要求设置了消防水池、消防水泵、消防栓并配置灭火器等消防设施、器材。其消防设施经广州市公安消防局验收合格，持有广州市公安消防局《建筑工程消防验收意见书》（穗公消验[2006]第663号）。消防设施、器材配置情况见下表。 员村加气站消防设施、器材配备情况一览表 序号 名称 型号、规格 数量 状况 设置场所 1 推车式干粉灭火器 MFTZL35 2个 良好 罐区 2 手提式干粉灭火器 MFZL4 16个 良好 综合楼（站房）等 3 手提式二氧化碳灭火器 MT2 4个 良好 综合楼（站房）等 4 消防栓 PS-100-65-1-6 2个 良好 气站周围 5 水枪、水带 8-65/25m 4套 良好 配套消防栓 6 战斗服 LL 2套 良好 7 防火面罩 SHDNX40 3个 良好 员村加气站站内建筑物、设施安装有防雷设施，经广州市防雷设施检测所萝岗分所检测合格，持有防雷设施定期检测报告（粤雷检[2009]AG-2-0493号）,有效期至2010年6月5日。 3.5安全管理现状 3.5.1安全管理组织机构 3.5.2安全管理制度及事故应急预案 加气站制定了各级各类人员岗位责任制和岗位职责、安全管理制度、安全操作规程、事故应急救援预案。主要包括：各岗位的安全职责、消防安全制度、明火管理制度，用电安全管理制度、加气机操作规程、卸气操作规程和事故应急预案等。 3.5.3从业人员 气站站长和安全管理人员经培训考核合格，分别相应资格证书，电工和加气作业人员持证上岗，其他从业人员经本单位专业培训考核合格持证上岗。持证情况详见报告附件。 4、危险有害因素辨识与分析 危险因素是指能对人造成伤亡或对物造成突发性损坏的因素，危害因素是指能影响人的身体健康，导致疾病，或对物造成慢性损坏的因素；尽管所有危险有害因素的表现形式不同，但从本质上来讲，存在能量、有害物质和失控是导致各种危险有害因素产生的根本原因。 根据员村加气站经营的品种、工艺设备配置状况进行危险有害因素辨识，本评价组认为员村加气站的危险、有害因素主要包括所经营的液化石油气的危险、有害性和经营、储存过程中可能发生的事故、灾害等两个方面。 4.1危险有害物质及其特性 4.1.1液化石油气的理化特性 液化石油气为无色气体或黄棕色油状液体，有特殊臭味。极易燃，与空气混合能开成爆炸性混合物。遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与氟、氯等接触会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的地方，遇明火会引着回燃。液化石油气的理化特性及危险特性见表4-1。 表4-1液化石油气理化性质及危险特性表 标识 中文名： 液化石油气 危险货物编号：21053 英文名：Liquefied petroleum ges UN编号： 1075 分子式：/ 分子量：/ CAS号：68476-85-7 理化性质 外观与性状 无色气体或黄棕色油状液体，有特殊臭味。 熔点（℃） / 相对密度(水=1) / 相对密度(空气=1) / 沸点（℃） 120～200 饱和蒸气压（kPa） 1380/37.8℃ 溶解性 / 毒性及健康危害 接触限值 时间加权平均容许浓度 (mg/m3) 1000 短时间接触容许浓度 (mg/m3) 1500 最高能容许浓度 (mg/m3) / 侵入途径 吸入 毒性 无资料。 健康危害 本品有麻醉作用。中毒症状有头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等症状，严重时有麻醉状态及意识丧失。长期接触低浓度者，可出现头痛、头晕、睡眠不佳、易疲劳、情绪不稳、植物神经功能障碍等。 燃烧爆炸危险性 燃烧性 易燃 燃烧分解物 一氧化碳、二氧化碳。 闪点(℃) -74 爆炸上限%（v%）： 15 自燃温度(℃) 426-537 爆炸下限%（v%）： 2 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。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。液化石油气与皮肤接触会造成严重灼伤。 建规火险分级 甲 稳定性 稳定 聚合危害 不能出现 禁忌物 强氧化剂、卤素。 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。 急救措施 皮肤接触：若有冻伤，就医治疗。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。 泄漏处置 切断火源。戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。合理通风，禁止泄漏物进入受限制的空间(如下水道等)，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。 储运事项 易燃液化气体。储存于阴凉、干燥、通风良好的不燃库房。仓温不宜超过30℃。远离火种、热源。防止阳光直射。应与氧气、压缩空气、卤素(氟、氯、溴)、氧化剂等分开存放。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型。罐储时要有防火防爆技术措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。槽车运送时要灌装适量，不可超压超量运输。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。 4.1.2液化石油气的危险、有害特性 （1）火灾爆炸性 液化石油气是危险化学品，具有很高的易燃性，火灾危险性属甲类。如果发生液化石油气油气泄漏，一旦遇到火源，就会发生火灾爆炸事故，且液化石油气流动性及渗透性强，其气相密度比空气重，容易下沉聚集与空气混合形成爆炸性气体，能在较低处扩散到相当远的地方，一旦达到液化石油气的爆炸范围，遇火源则会发生火灾炸事故。 （2）低温的危险性 液化石油气泄漏后迅速蒸发，然后降至某一固定的蒸发速度；开始蒸发时气气体密度大于空气密度，在地面形成一个流动层，当温度上升至一定温度时，蒸气与空气的混合物在温度上升过程中形成了密度小于空气的“云团”。同时，由于液化石油气泄漏时的温度很低，其周围大气中的水蒸气被冷凝成“雾团”，然后，液化石油气再进一步与空气混合后完全气化。 液化石油气的低温危险性能造成相关设备脆性断裂或冷收缩，从而损坏设备；人体接触低温流体也可能造成低温灼伤。 （3）易积聚静电荷性 两种不同物体，包括固体、液体、气体和粉尘，通过磨擦、接触、分离等相互运动的机械作用，能产生静电荷。当液化石油气在运输和装卸作业时，会产生大量静电，并且液化石油气产生静电的速度远远大于流散速度，因此要求员村加气站在气罐车卸车或利用气枪加气时，一定要有可靠的静电接地装置，及时消除静电。 （4）有毒性 液化石油气有麻醉作用。急性中毒：有头晕、头痛、兴奋或嗜睡、恶心、呕吐、脉缓等；重症者可突然倒下，尿失禁，意识丧失，甚至呼吸停止。可致皮肤冻伤。慢性影响：长期接触低浓度者，可出现头痛、头晕、睡眠不佳、易疲劳、情绪不稳以及植物神经功能紊乱等。 4.2主要危险、有害因素分析辨识 4.2.1主要危险因素辨识 本项目事故易发部位主要集中在埋地储罐区、机泵区、汽车槽车装卸区、发配电房等处，但设计时已充分考虑了工艺的安全性，在工艺流程、设备选型、控制手段等方面，都留有足够的安全裕度。 因此，生产过程中引起危险的主要原因来自： 1、操作失误以及其他意外原因（如地震、雷击）引起的火灾爆炸危险。 2、设备使用不当（如制造缺陷、超压使用、超期服役等）引起的设备事故（如压力容器爆炸、管道阀门破裂等）而引起的火灾、泄漏等危险。 3、其他危险因素引起的伤害危险，如机械伤害、车辆伤害、灼烫、触电和高处坠落等。 参照《企业职工伤亡事故分类》（GB6441-86）和同类企业相关资料，综合考虑起因物、引起事故的先发诱导性原因、致害物和致害方式等，预测本项目生产过程中主要危险有：火灾爆炸、触电、机械伤害、车辆伤害、中毒和窒息、灼烫、高处坠落、容器爆炸、物体打击、其他爆炸、其他伤害等，以下对存在的危险因素进行辨识和分析。 （1）火灾爆炸 本项目经营、储存的液化石油气，其本身或蒸气都具有燃烧和爆炸的危险，若在经营、储存中未采取可靠的防范措施，遇到明火或静电火花等，都可能引起火灾和爆炸事故。本项目储存中使用的压力容器，有可能发生容器爆炸。 液化石油气极易燃（闪点为-74℃，远低于其储存和操作温度）、与空气混合能形成爆炸性混合物、其蒸汽比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃等危险特性。液化石油气在装卸、储存、充装过程中，在设备、管线异常或人员操作失误情况下可能泄漏出来，然后迅速挥发在空气中，这种可燃混合气体遇到一定的能量或火源就会燃烧，而且会以液化石油气泄漏处为源头，迅速扩大影响至整个站区及周边区域。 液化石油气储罐受到高温或不正常操作有可能引起物理性爆炸。化学性爆炸是由于物质发生极迅速的化学反应，产生高温、高压而引起的，其实质是高速度的燃烧，从而产生出大量的高温燃气向四周扩散，并引起附近的可燃物质燃烧。化学性爆炸常常与火灾同时发生。 分析火灾爆炸的危险性主要是针对燃烧三要素（可燃物、助燃物和点火源）的具备情况来分析。由于助燃物（如空气）是客观存在的，预防火灾爆炸发生主要从可燃物和点火源两方面着手。根据员村加气站的具体情况，可燃物的存在主要是由于泄漏造成，点火源主要以明火、静电火花、摩擦与碰撞、雷击、高温等形式存在，下面就针对相关问题进行分析评价。 1）泄漏 由于液化石油气中常常含有硫化氢、硫醇、氧硫化碳、元素硫等硫化物，这些硫化物能与储罐或设备、管道等金属起反应而使其受到腐蚀。因此，储罐或设备、管道在储存、运输和使用过程中，易被腐蚀或因操作失误而造成泄漏，而一旦泄漏来不及及时堵漏遇火源就容易发生爆炸。 储存系统中出现泄漏的部位不同，则泄漏物的状态、泄漏速度以及泄漏点对气站构成的威胁也不相同，发生火灾爆炸的危险性大小也不一样。因此，对储存系统中可能出现泄漏的不同情况及其危险特性进行分析。 A、储罐泄漏 液化石油气储罐的接管有液相进出口、气相进出口、排污口、放散口以及人孔等。由于集中应力的作用，各种接口、焊缝处较容易出现泄漏；液化石油气储存系统中蒸气压高，液化石油气对法兰橡胶密封件的溶胀性强，因此法兰处较容易出现泄漏；液化石油气中含有一定量的水分，长期贮存时，水分会逐渐积累下沉，积聚在储罐的下部。罐体越大，时间越长，积聚量越大。在罐底水层的作用下，罐底及罐底阀件的腐蚀比其它部位严重，容易出现泄漏。 ①罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏 罐体顶部或与顶部相连接的阀门、管道出现泄漏时，泄漏物为气相液化石油气，泄漏量相对较小；抢险人员直接接触的是气体，灼烫的可能性较低。但泄漏的气体同样具有火灾爆炸危险性。 ②罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门、法兰泄漏 无论是罐体底部泄漏或紧邻罐底的第一个阀门、法兰泄漏，泄漏出的都是液体，泄漏速度快，泄漏量大，泄漏点处于罐区之内，危险性更大，罐体底部泄漏或紧邻罐体的第一个阀门、法兰泄漏事故所具有的危险性主要体现在以下三个方面。 a、抢险救援的难度大 液化石油气贮的泄漏部位如果是发生在贮罐底部(或是紧邻罐底的第一个阀门和法兰，或是罐根管线接口)，抢险人员面临非常大的困难，因为这种情况下不能使用关闭阀门的方法直接切断泄漏源。当抢险人员强行堵漏时，由于罐体直径大、罐下障碍多，液化石油气泄漏压力大、流速快，难以实施堵漏作业；如果抢险人员皮肤直接接触到液态石油气，容易被灼烫，而且液化石油气还能造成人员中毒，堵漏作业往往被迫中断。 b、主动控制事故的可能性小 在储罐底部出现液相液化石油气泄漏时，不宜采用主动点燃液化石油气的方法。如果采用点燃法，形成的固定燃烧点离罐体很近，辐射热会使罐体温度上升，直接威胁罐体安全；而且一旦出现储罐底部泄漏，就会形成相当大的爆炸性气体区域，主动点火还有引起空间爆燃的可能。倒罐虽然可以减少泄漏罐内的贮量，但要以罐区内其它储罐有足够的剩余容量为前提，而且在液相液化石油气被抽空之前，罐内压力不会降低，泄漏速度不会减缓，堵漏的难度不会降低。随着泄漏的继续，爆炸性混合气体的范围逐渐扩大，危险性不断增大。 c、发生爆炸性火灾的可能性大 由于气相液化石油气比同样条件下的空气重，不容易扩散，泄漏出的液相石油气气化后与空气形成的爆炸性混合物很容易达到爆炸浓度范围(5～33%)，而液化石油气的最小引燃能量只有0.18～0.38mJ，很小的点燃能量就能够将液化石油气爆炸性混合物点燃。液化石油气泄漏部位喷出的介质和容器都带有静电，其放电火花足以引燃液化石油气，即使抢险时划定了禁火区，潜在的静电放电危险也不能保证不发生爆炸。如果混合气体发生爆炸，势必引起罐区连续爆炸而使事故失去控制。 由此可见，液化石油气储罐或紧临储罐的阀门、法兰等部位出现泄漏时，不仅难以控制，而且极易发生爆炸火灾，必须要采取适当的措施加以预防和控制。 据专家分析评比，使用注水法处理储罐底部的泄漏事故是一种安全可靠的堵漏方法。当储罐底部发生泄漏时，利用液相液化石油气比水轻且与水不相溶的性质(液相液化石油气的比重是4℃时水的比重的0.5～0.6倍)，向储罐内注入一定数量的水，以便在罐内底部形成水垫层，使泄漏处外泄的是水而不是液化石油气，从而切断泄漏源，使火焰自动熄灭，然后再采取堵漏措施。这种利用水重于液化石油气的性质向储罐内注水而切断泄漏源或减少泄漏量的方法称为注水法。中毒、灼烫和燃烧爆炸的危险性均大大降低。而且注水作业可以在远离泄漏点的地方进行，更可保证抢险人员的安全。 B、管线泄漏 管线泄漏包括管道、法兰和接头泄漏，其发生泄漏的形式和原因主要有以下几点： ①管道穿孔 a、管道外腐蚀，其原因是防腐质量不合格；施工时吊装不合格，破坏了防腐层；还可以是电腐蚀、化学腐蚀。 b、管道内腐蚀，其原因是化学腐蚀或管道材质不均匀，产生电位不平衡，产生内腐蚀最后穿孔。 c、工作压力超过了管线所能承受的强度。 d、管道受外力或液压的震动，受沉重物体的压轧、打击而破损。 ②管道断裂 原因主要是焊接质量问题，施工时产生应力，埋深不够，气温突然变化，管线受到急剧膨胀或收缩。 ③管道焊口漏气 主要是焊接质量不合格所致，如夹渣、气孔、没焊透，当时试压气密合格，运行一段时间后问题就暴露出来了。 ④泄漏点密封不严 多发生在阀门和法兰，由于垫片损坏，阀门杆带法兰盘根失灵泄漏。 一般在管道、阀门或法兰出现泄漏点时，液化石油气的泄漏速度较慢，泄漏或燃烧点离罐体远，危险性较小。停止输送气体，通过安装在储罐根部的紧急切断阀关闭，并关闭泄漏点相邻部位的阀门，即可切断泄漏源排除危险。如果相邻阀门不能关紧，为防止泄漏点周围形成爆炸性混合气体而产生危险，还可以暂时主动点燃液化石油气，让其稳定燃烧，等必要的抢险措施都准备好后，再扑灭火焰。或者，可以采用夹具堵漏法（包括注胶堵漏法、顶压堵漏法、卡箍堵漏法、压盖堵漏法、捆扎堵漏法、引流粘接堵漏法等）和封冻堵漏法。 C、泵和压缩机泄漏 泵的泄漏主要是泵体损坏泄漏、密封压盖处泄漏。压缩机的泄漏主要是压缩机机壳损坏而泄漏、压缩机密封套泄漏。 2）点火源 火源是导致火灾爆炸事故的原因之一，作业人员穿着、所使用的设备、工具，作业环境因素等均为产生火源的因素。常见的点火源种类如下： A、明火 在埋地储罐、压缩机区等场所，在作业过程（如卸料、充装、搬运等）中若有吸烟、设备维修中的动火施焊等都会形成明火，引燃可燃物质，发生火灾。明火的产生是发生火灾爆炸事故的重要原因之一。明火引起的火灾爆炸事故危险性大小主要与管理因素有关。 B、电气火源 电气火源主要来自于以下几个方面 ①选型及布线不合规范：电器设备未按标准要求选用防爆电器，线路敷设未按规定进行排线和穿管保护，运行时产生火花。 ②散热条件差：某些发热量较大的电气设备由于通风不良、散热条件差，形成表面过热现象，直至达到可燃气体自燃温度。 ③接触不良：电气设备和线路的部件，因接触不良产生火花。 ④过负荷或缺相运行：运行中的电气设备和电气线路，其负荷如果超额定值或电动机缺相长时间运行，设备超载发热，达到可燃气体自燃温度。 ⑤漏电和短路：电气绝缘老化、损伤，发生漏电、短路；违章操作、接线错误、以及其它意外原因，造成电气短路；出现火花和电弧。 ⑥机械故障：电气设备的机械部件松动、异常磨擦或碰撞发生发热或火花。 C、静电火花 物体因摩擦、剥离、静电感应等产生的静电荷，经过长时间积累，带电体之间的电位差大到一定程度有可能达到击穿场强而进行瞬间放电。一般静电放电现象分为电晕放电、刷形放电、火花放电、传播型刷型放电，而火花放电是化工生产过程中的危险火种。液化石油气站的静电带电现象常见的有以下几种： ①液化石油气从小孔中喷出时带电 液化石油气的电阻率约为1011～1014Ω.cm,流动时易产生静电。实验证明，液化石油气喷出时产生的静电可达9000V以上。这主要是因为液化石油气是一种多组分的混合气体，特别是气体中伴有其它微粒物质时，其静电危险性更大，而当带电体与不带电或静电电位很低的物体相接近时，只要电位差达到300V以上，就会发生静电放电现象，并产生火花。当火花能量超过0.3mJ时，就足以引燃处于爆炸浓度极限范围内的液化石油气，引起燃烧和爆炸。如1998年2月26日，江西九江石化总厂储运分厂液化石油气罐区排空爆燃，就是因805.2输料管端头板处大量液化石油气高速喷射，积聚静电，并放电产生火花引燃液化石油气和空气的混合物燃爆起火。 ②液化石油气由泵向储罐内灌注时带电 液化石油气由泵向储罐内灌注时，液化石油气会在流动中摩擦带电，并将电荷带入容器内引起电荷聚集，如不能将越聚越多的电荷及时导除掉，就会有放电危险。 ③转动的皮带带电 在液化石油气储罐的储存作业中，输送所用的烃泵、压缩机等与电机的机械传动，大都是用绝缘的皮带来进行的，然而，飞速转动的皮带会因运行中释放自由电子而产生很高的静电电压。据测试，其静电电压可高达20kV。此时的静电如不能及时导除而聚集，就会产生很强的静电火花。 ④操作人员所穿化纤服装穿脱或行走时放电 作业人员未穿防静电服装，因衣服摩擦产生的静电也有可能在放电时产生火花；如某市液化石油气站一女工，早晨上班发现操作间内液化石油气味很浓，她在将尼龙纱巾从头上解下来准备检查原因的瞬间，尼龙纱巾与头发摩擦产生静电火花引燃了室内可燃气体，发生爆炸，造成站毁人亡的恶性事故。 D、摩擦与碰撞火花 摩擦和碰撞往往成为火灾爆炸事故的原因。铁器彼此摩擦、碰击或与水泥地面摩擦、碰击都能产生火花，如压缩机和泵润滑不够有可能造成摩擦发热，在卸车时因槽车司机不小心驾驶使槽车碰撞到墙柱；在铁器工具相互撞击或与混凝土地面撞击，都可能有火花产生，或操作、 检修 外浮顶储罐检修方案皮带检修培训教材1变电设备检修规程sf6断路器检修维护检修规程柴油发电机 使用工器具不当、防静电措施未落实或不可靠，导致储罐、容器、管道及各种金属设备、设施上积聚的静电荷与周围物体形成一定的电位差而放电，当放电能量大于可燃气体混合物的最小引燃能量，且处于燃烧、爆炸极限范围时，将引发火灾爆炸事故。此外，人体穿化纤衣服而又穿胶鞋、塑料鞋之类的绝缘鞋时，由于行走、工作、运动中摩擦而产生的静电火花也可引发火灾爆炸事故。 E、雷击 雷电是雷云之间或雷云对地面放电的一种自然现象。雷电分直击雷、感应雷和球形雷。雷击引起可燃物发生火灾爆炸的主要原因有： ①雷击产生的热效应 雷电放电温度很高，一般在6000～20000℃，甚至高达数万度。其遇到可燃物时，使其发生火灾爆炸事故。 ②雷电反击：接闪器、引下线和接地体等防雷保护装置在遭受雷击时，都会产生很高的电位，当防雷装置与建筑物内部的电气设备、线路或其它金属管线的绝缘距离太短时，它们之间就会发生放电现象，即出现雷电反击。发生雷电反击时，可能引起电气设备的绝缘被破坏，金属管道被烧穿，引发火灾爆炸事故。此外杂散电流窜入危险场所也是火灾爆炸事故发生的原因之一。 （2）触电 人体接触电源会造成触电伤亡事故。作业区内各种用电设施设备，若遇电气开关本体缺陷、设备保护接地装置失效或操作失误、思想麻痹等情况，易发生作业人员触电伤亡事故。雷击也会造成类似后果。 （3）机械伤害 机械设备运动（静止）部件或加工件、工具直接与人体接触可能引起夹击、碰撞、卷入、绞、割、刺等伤害。本项目的生产用到了泵机等转运设备，若防护不好，或者检修作业麻痹大意时，容易发生机械伤害等危险。此外,工具、器材等在重力或其他外力作用下产生运动,打击人体也会造成人身伤亡事故。本项目的常用的机电设备（压缩机、烃泵等）均属电动机械设备，由旋转部件组成，生产过程中，如有设备发生故障、防护装置损坏、操作人员违反操作规程、误操作或遇意外，都可能造成人体伤害。 （4）车辆伤害 在装卸过程中违规装卸，液化石油气泄漏，有引发燃烧爆炸的危险。如违规将禁忌物混装混运，发生交通事故时会扩大事故后果。 本项目运输液化石油气体的槽车在进出作业区或操作岗位时，若没有按规定停靠或限速行驶,在行驶中引起的人体坠落或碰撞、物体倒塌、下落、挤压，就可能造成车辆对人员的伤害事故。一旦出现车辆交通事故不仅可能造成人员伤亡，而且可能会导致泄漏、燃烧、爆炸等更严重的事故，因此，存在一定的车辆伤害危险。 （5）高处坠落 发生场所：进行罩棚维修或更换照明灯具等登高作业场所。当作业人员在其上进行操作、设备检修、安装等作业时，可能由于设施缺陷、保护措施不当、思想麻痹或违反安全操作规程而发生高处坠落事故，造成人员伤害。 （6）容器爆炸 员村加气站的液化石油气储罐是压力容器。如果防范不当或容器本身未达到相关要求，容易发生容器爆炸事故。容器爆炸大体上可分为物理性爆炸和化学性爆炸两类。前者主要是指容器超压爆炸；后者包括可燃气体与空气混合形成爆炸性混合物，接触点火源而发生的爆炸事故，即上述的火灾发生而导致的爆炸。引起压力容器爆炸的原因主要如下： A、人的不安全行为 操作失误、压力容器检测失误、安全设计或校验不当有缺陷、检测仪表因设计、检验及电气故障影响而失灵未及时发现处理：压力容器液位显示装置失效，未及时发现检测仪表及调节阀缺陷等，当容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。 B、压力容器的不安全状态 压力容器频繁启动和停机，反复的加压和卸压，压力和温度周期性波动且波动幅度较大，导致疲劳破裂、压力容器液位显示装置失效、检测仪表及调节阀缺陷、压力容器有缺陷或强度不够、压力容器维护检修质量差、压力容器自然腐蚀，强度下降、调节阀因机械故障或气源不足失灵等原因，造成压力容器开裂和爆炸的危险。 ①压力容器超压运行：在设计液化石油气容器时，必须保证在最高使用温度下容器内液化石油气的蒸气压力小于设计压力。如果液化石油气温度升高，饱和蒸气压上升，超过容器的允许压力就会产生裂缝，甚至发生爆炸的危险。此外，液化石油气储罐超装，容易发生爆炸，因为一旦容器达到满液状态，温度再升高时，容器就要直接承受液体膨胀的巨大压力，该力要比气体膨胀的压力大得多。 ②容器材质不良：如果容器未能按规范要求制造，使用材料不能满足要求或存在缺陷，制造质量不好，或者压力容器在制造过程中改变或降低了材料的性质，在使用过程就有可能发生破裂损坏。 ③安全附件不足或失效：当容器发生超压时，压力可通过安全装置（安全阀等）泄压排放，不至于导致容器损坏，但如果泄压装置的泄压量不足或泄压装置失灵，就起不到安全保护的作用而使容器损坏。因此压力容器的安全泄压装量必须定期检查，确认装置处在良好的待用状态。 ④压力容器会因锈蚀、金属疲劳、焊缝缺陷、机械损害、环境温度的变化产生脆性破裂等原因发生破裂和爆炸，后果十分严重。 ⑤压力容器属于特种设备，应按规定检验。容器在使用过程没有按压力容器的要求进行管理、检测，会因使用年限超期，腐蚀等原因出现缺陷导至破裂损坏。 C、环境因素 长时间高温天气，导致容器内压增大；短时间内气温变化快，温差大，导致疲劳破裂，造成容器有开裂和爆炸的危险。 （7）物体打击 物体打击是指物体在重力或其它外力的作用下产生运动，打击人体造成人身伤亡事故，不包括因机械设备、车辆、起重机械、塌陷等引发的物体打击。 检修、操作人员在作业时，因工具、其它物品的摆放不符合安全要求，或安全防护措施不符合规范，或未按安全操作规程操作，引起物体坠落、倒下，有引发砸伤、撞伤的危险。 （8）灼烫 液化石油气液体泄漏到大气环境中后，因其极易挥发，迅速挥发又带走大量的热，从而造成人体接触部位产生灼烫。作业人员在充装、管阀泄漏和设备管道检修过程中，均有可能发生人体接触LNG而产生灼烫的情况。 （9）其他爆炸 本项目的液化石油气输送管道属于压力管道，如果防范或操作不当或压力管道本身的材质或焊接未达到相关要求，容易发生容器管道事故。 （10）其他伤害 在搬运重物过程中，若搬运人员重心不稳，可能发生摔伤事故。 总之，本项目存在诸多的危险有害因素，其中火灾爆炸和容器的容器爆炸是重大危险，在运行中要充分考虑其影响，加强管理，积极采取措施，防患于未然。必须做好自身的管理工作，严格遵守操作规程，以保证使用安全。 4.2.2主要危害因素辨识 员村加气站在装卸、储存作业工艺过程中存在的主要有害因素是噪声危害、毒物危害、高温危害等。 （1）毒物危害 高浓度的液化石油气被人大量吸入就会中毒、使人昏迷，甚至中毒和窒息死亡。国家有关标规定，车间空气中，液化石油气短时间接触容许浓度为1500mg/m3，气站在运行中，由于设备密封不严、严重腐蚀穿孔、超压引起的设备与管道突然断裂、开错阀门或因阀门故障无法关闭、阀门密封不严、电流过高跳闸或检修时未加设堵板与系统隔绝等原因致使大量有毒的液化石油气泄漏、逸出、喷出而污染作业环境，当其浓度超过规定的浓度时便造成中毒甚至死亡事故。因此，应采取措施减少装卸车和输送时液化石油气的泄漏，搞好自然通风或设置通风设施。特别是做好高浓度的急性中毒的防护，配备必要的防护器材如过滤式防毒面具、空气呼吸器等以备用。 （2）噪声危害 噪声对人体的危害主要表现在听觉和非听觉两方面。长期暴露在强噪声环境中而不采取任何防护措施，内耳器官易发生器质性病变，成为永久性听阈偏移，导致噪声性耳聋。本项目的噪声主要是机械噪声。机械噪声是由固体振动、金属摩擦、构件碰撞、旋转零件撞击等产生的。 本项目运转设备中的压缩机等机械旋转设备，工作时会产生机械噪声，是噪声源。 生产人员长期在这些噪声环境中操作，会使听觉功能敏感度下降甚至造成耳聋或引起神经衰弱，心血管病及消化系统等疾病。 （3）高温危害 在高温天气下，人体散热比较困难，随着大量出汗，人体代谢紊乱而发生中暑。长期在高温环境中工作，人体可出现高血压、心肌受损和消化功能障碍等疾病。 夏天作业场所温度较高，若未采取相应的防护措施，可能造成中暑等危害。预防措施：在高温季节作业或进行检修作业时应采取防暑降温措施或缩短作业时间。 4.3爆炸危险区域划分 4.3.1火灾爆炸危险性物质辨识 本项目储存、经营的品种为液化石油气，根据《爆炸危险场所安全规定》，属于甲类火灾爆炸危险物质。 4.3.2加气站火灾爆炸危险场所类别辨识 本项目火灾爆炸危险场所有液化石油气储罐、压缩机和灌装泵区、液化石油气卸车点等。按照《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2002（2006版）的规定，爆炸危险区域按以下要求进行划分： （1）液化石油气加气机的爆炸危险区域划分：加气机内部空间划分为1区；以加气机中心线为中心线，以半径为5m的地面区域为底面和以加气机顶部以上0.15m半径为3m的平面为顶面的圆台形空间划分为2区。 图1 加气机危险区域图 （2）埋地液化石油气储罐的爆炸危险区域划分：人孔（阀）井内部空间和以卸车口为中心，半径1m的球形中间划为1区；距人孔(阀)井外边缘3m以内，自地面算起2m高的圆柱形空间、以放散管管口为中心，半径为3m的球形并延至地面的空间和以卸车口为中心，半径为3m的球形并延至地面的空间划为2区。 图1 埋地液化石油气储罐危险区域图 （3）露天或棚内设置的液化石油气泵、压缩机、阀门、法兰或类似附件的爆炸危险区域划分：距释放源壳体外缘半径为3m范围内的空间和距释放源壳体外缘6m范围内，自地面算起0.6m高的中间划为2区。 图3 露天或棚内设置的液化石油气泵、压缩机、阀门、 法兰或类似附件的爆炸危险区域划分图 4.4液化石油气储存危险性分析 液化石油气储存的一个危险因素是其饱和蒸气压随温度、组分变化而变化。见下表： 液化石油气单体烃、混合烃的饱和蒸气压力表（绝压MPa） 蒸气压 名称 温度 丙烷 丙烯 正丁烷 异丁烷 丁烯 25%C4H10 75%C3H8 50%C4H10 50%C3H8 75%C4H10 25%C3H8 -10 0.36 0.40 0.07 0.10 0.06 0.29 0.22 0.14 0 0.46 0.57 0.09 0.16 0.09 0.38 0.28 0.19 10 0.63 0.75 0.14 0.23 0.14 0.51 0.39 0.27 20 0.84 1.02 0.21 0.32 0.20 0.68 0.52 0.37 30 1.09 1.31 0.29 0.41 0.27 0.89 0.69 0.49 40 1.41 1.68 0.38 0.54 0.36 1.15 0.90 0.64 50 1.78 2.07 0.50 0.70 0.47 1.46 1.14 0.82 注：本表数据摘自《炼油厂油品贮运工艺设计》，组分比为液化石油气各组分的体积百分数。 从上表可以看出： 1）在温度50℃时，丙烷、丙烯的饱和蒸气压分别为1.78MPa和2.07MPa，比正丁烷、异丁烷、丁烯高得多。 2）由C3、C4二个组分混合的液化石油气，C3含量高，其饱和蒸气压也高。 因此员村加气站液化石油气贮罐的设计压力为1.77MPa（设计温度50℃），贮存由三个碳与四个碳混合的液化石油气是合适的，贮罐中如贮存的是单组分C3，罐内的压力接近或超过设计压力，则是不安全的。 3）液化石油气饱和蒸气压随温