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1、漳州液化天然气（LNG）项目环境影响评价报告书 9环境风险评价9环境风险评价9.1评价目的环境风险评价的目的是分析和预测建设项目存在的潜在危险、有害因素，建设项目建设和营运期间可能发生的突发性事件，引起有毒有害和易燃易爆等物质泄漏，所造成的人身安全、环境影响及其损害程度。提出合理可行的防范、应急与减缓措施。以使建设项目事故率、损失和环境影响达到可接受水平。本项目所涉及的天然气为甲类易燃、易爆化学品，一旦发生泄漏、火灾、爆炸事故，对环境和人体健康造成危害。遵照国家环境保护部环发201298号关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知要求，以建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-200
2、4）为指导，通过对本项目风险识别、风险分析和风险后果计算等风险评价内容，提出本项目风险管理及减缓风险措施和应急预案，为工程设计和环境管理提供资料和依据，达到降低危险，减少危害的目的。9.2评价等级及范围、保护目标9.2.1评价等级划分标准根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）规定，风险评价的级别划分主要依据评价项目的物质危险性和功能单元中的重大危险源判定结果以及项目所在地环境敏感程度等因素，按表 9.21划分：表9.21 评价工作级别剧毒危险性物质一般毒性危险物质可燃易燃危险性物质爆炸危险性物质重大危险源一二一一非重大危险源二二二二环境敏感地区一一一一9.2.2评价等级本
3、项目涉及的主要物质天然气属于易燃物质。本项目可研确定的库容规模为48104m3，含3座16104m3天然气储罐。按照危险化学品重大危险源辨识(GB18218-2009)表1 规定，天然气的临界量为50t，本工程天然气的储存量已超过易燃易爆物质临界量，因此本项目存在重大危险源。根据建设项目环境风险评价技术导则（HJ/T169-2004）评价等级判别标准，对照表9.21，本次风险评价等级确定为一级。9.2.2评价范围本次环境风险评价范围为项目厂址外5km（周围主要居民点见总论中的图和表）；对于海域，依据评价项目的物质危险性和功能单元中重大危险源判定结果以及环境敏感程度等因素（即与漳州火山地质公园娱
4、乐区的最近距离为6.9km，与鼓浪屿-万石山国家级滨海风景区最近距离为25km），海域环境风险评价范围工程附近周围约20km的海域。9.2.3风险保护目标见总论1.7节。9.3环境风险识别及源项分析9.3.1风险识别9.3.1.1物质危险性识别（1）理化、爆炸及毒理性质本项目所涉及的危险物质主要为LNG/天然气，LNG/天然气的主要成分为甲烷。LNG属于液化烃，为甲类火灾危险物质，其蒸发产生的天然气属于高度易燃易爆物质。对于天然气/空气的云团，当天然气体积浓度为5%14%时就可以被引燃或引爆。LNG/天然气属低毒性物质，其主要成分甲烷是无毒的，但空气中甲烷浓度过高可使人因缺氧引起窒息。天然气的
5、主要特性见表 9.31。表9.31 天然气理化、燃烧爆炸性和毒理性质类 别项 目天然气理化性质外观及性状无色无臭气体分子量16熔点/沸点（）-162相对密度水0.42空气0.55溶解性不溶于水，溶于多数有机溶剂燃烧爆炸危险性危险性类别第2.1类 易燃气体火灾危险性类别甲闪点/引燃温度（ ） 28爆炸极限（vol%）5-14%危险特性与空气混合能形成爆炸性混合物；遇明火、高热会引起燃烧爆炸。灭火方法切断气源。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。毒性毒性微毒健康危害空气中甲烷浓度过高，能使人窒息。当空气中甲烷达25-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、
6、注意力不集中、呼吸和心跳加速、精细动作障碍等，甚至因缺氧而窒息、昏迷。泄漏处置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。本项目海上风险主要为船舶溢油，所涉及危险物质为船舶燃料油。船舶燃料油为柴油，其理化性质见表9.3-2。表9.3-2 柴油的理化、燃烧爆炸性和毒理性质类别项目柴油理化性质外观与
7、性状淡黄色液体熔点/沸点（）无资料/304574相对密度对水0.811溶解性不溶于水燃烧爆炸危险性危险性类别第3类 易燃液体闪点（）5255爆炸极限（v）0.67.5火灾危险性分类乙B自燃温度()230禁忌物硝酸、浓硫酸、高锰酸钾等强氧化剂灭火方法消防人员须穿全身消防服，佩戴空气呼吸器，在上风向灭火。喷水冷却燃烧罐和临近罐，直至灭火结束。处在火场中的储罐若发生异常变化或发出异常声音，须马上撤离。灭火剂：泡沫、干粉、二氧化碳。毒理性质毒性低毒健康危害急性中毒主要表现为乏力、头痛、酩酊感、神志恍惚等；严重者出现定向力障碍、意识模糊等。吸入液体可引起肺炎，严重时可发生肺水肿。慢性影响以神经衰弱综合症
8、为主要表现，还有呼吸道刺激症状，接触性皮炎等。（2）液化天然气（LNG）蒸发、溢出与扩散1）LNG蒸发LNG储存在绝热储罐中，任何热量渗漏到储罐中，都会导致一定量的液体气化为气体，这种气体就叫蒸发气。蒸发气的组成取决于液体的组成，一般来说，LNG蒸发气含有20%的氮气，80%的甲烷及微量的乙烷。对于纯甲烷而言，低于-113的蒸发气密度比空气重，对于含有20%氮气的甲烷而言，低于-80的蒸发气密度比空气重。2）LNG溢出与扩散LNG泄漏后回迅速闪蒸，形成蒸汽并夹带一部分液滴，导致云团的密度大约为周围空气密度1.5倍左右，其在空气中扩散包括如下阶段：重力沉降。LNG泄漏初期，会猛烈沸腾蒸发形成云团
9、，初期蒸发气比空气重，然后蒸发率将迅速衰减至一个固定值。云团由于重力的作用紧邻地面扩散，导致云团的径向尺寸增大，沿地面形成一个层流。由于储存条件或泄漏的温度比较低，泄漏后的物质迅速闪蒸，来不及闪蒸的液体泄漏后形成液池，部分液态介质以液滴的方式雾化在蒸汽介质中，达到气液平衡，因此泄漏物质在泄放初期，形成夹带液滴的混合蒸汽云团，使蒸汽密度高于空气密度。空气夹带。云团在扩散过程中，随着时间的推移，会从环境中吸收更多热量使云团中的LNG液滴进一步蒸发，同时会与周围的空气混合，使其密度不断降低，云团逐渐上升。当温度上升到-110时，蒸汽与空气的混合物形成一个可见的比空气轻的云团，转为大气扩散方式，即大气
10、湍流控制云团扩散。此现象发生在扩散后期，这个混合气的蒸汽云一旦遇到火源就容易起火爆炸，并迅速向蒸发的液池回火燃烧。 云团加热。由于泄漏的LNG温度极低，与周围空气之间存在大的温差，云团会被迅速加热，导致周围空气温度降低至露点以下，湿空气在与云团混合过程中部分水蒸气冷凝而形成水滴；另一方面，云团在近地面扩散，由于云团与地面接触面之间的温差而受到地表的加热作用，为云团提供了热量；此外，太阳的辐射也会给云团提供一定的热量。9.3.1.2生产过程潜在危险性识别通过对工程资料的分析及对类比工程的调研，LNG或天然气泄漏事故、火灾爆炸事故为LNG接收站在运营过程中可能发生的最主要的事故。本项目设备主要包括
11、3座16万m3的LNG储罐、LNG卸料臂、BOG返回臂、LNG储罐、低压泵、再冷凝器、BOG压缩机、高压泵、气化器、装车系统、火炬系统、燃料气系统等设施。（1）LNG储存系统卸船时LNG可以从储罐的上部进料管进料，也可通过底部进料管进料。LNG储罐选用了性能、技术经济性能及综合性能较好的全容式混凝土顶储罐（FCCR）。一期时，建3台单罐容积为160,000m3的LNG储罐，总储存能力为480,000m3。1）LNG储罐在整个LNG产业链中，LNG储罐处于重要的地位，它是连接上游LNG产业和下游LNG产业的重要中转站。因此，LNG储罐的安全性和可靠性对于LNG的产业链来说是十分重要的。全容式混凝
12、土顶储罐结构如图9.3-1、图9.3-1所示，火灾和爆炸是储罐最重要、最常见且后果影响最严重的事故危险因素。图9.3-1 全容式混凝土顶储罐模型图图9.3-2 全容式混凝土顶储罐结构图罐体破裂泄漏事故造成储罐罐体破坏而造成泄漏的主要原因包括：自然灾害（地震、地质灾害等）、施工期留下的先天缺陷（如焊接质量差、材质有问题等）、外部爆炸冲击波的冲击或者外部爆炸飞行物的撞击、储罐基础绝热系统出现故障未能对基础进行有效绝热，致使储罐基础冻结、膨胀而造成储罐损坏泄漏等。储罐附件（管道、法兰和阀门）危险因素管道破裂，法兰体开裂或紧固件失效泄漏，阀门体开裂或密封件、材料失效泄漏都是油品储运中的常见事故，产生的
13、原因主要有：地基沉降、地层滑动及地面支架失稳、快速开泵和停泵，产生水击效应使管线剧烈振动、气温高引起物料蒸发，使管内压力增大等。LNG储罐外壁冒汗结霜由于隔热层及罐体缺陷LNG 造成储罐外壁冒汗结霜，可能以下出现的危险：储罐压力突然升高，引起安全阀起跳喷液、阀门泄漏，甚至引起罐体爆裂、液体大量外泄、爆炸、火灾等，造成重大人身伤害、财产损失。储罐基础冻结现象由于储罐内的LNG温度为-162，属于低温物质，而且罐底会向罐基础传送冷能，结果会出现基础冻结现象。特别是储罐钢管桩基一旦接触到低温LNG，会其结构强度造成较大影响。基础冻结造成的后果比较严重，可以损坏储罐，使罐底隆起，造成储罐内LNG的泄漏
14、。储罐地基可能出现不均匀下沉或局部塌陷本工程站场大多填海形成，库区所建LNG储罐容量大，荷载亦较大，倘若地基处理不好，运营后，地基可能出现不均匀下沉或局部塌陷，可能造成储罐撕裂或罐地板断裂，造成油品泄漏。罐内分层和翻滚对LNG的安全储存非常不利由于天然气组分上的差异，致使LNG的密度有所不同。如果不同密度的LNG储存在同一储罐内，容易使密度较大的LNG积聚在储罐底部，而密度小的则处于顶部，如图9.3-3所示即产生分层。图9.3-3 罐内分层和翻滚示意图底部LNG因受到上面LNG重力的作用，压力高于顶部LNG，蒸发温度相应提高，相对于该压力所对应的蒸发温度来说，底部LNG成为具有一定过冷度的LN
15、G，蒸发速度较上部LNG慢。而外界热量总是不断由外而内地传递，底部LNG获得的热量中有相当一部分促使LNG的温度升高。由于温度升高，密度将减小，当底部LNG的密度小于上部LNG的密度时，分层平衡将被破坏，形成所谓的“翻滚。此时，底部LNG的温度高于上部LNG温度，混合后温度低的LNG被底下翻上来的温度较高的LNG加热而蒸发加剧，底部温度较高的LNG翻上来以后，失去了上面LNG重力的作用，压力降低，成为过热的LNG，也将产生剧烈的蒸发。因此，平衡被破坏以后，液体“翻滚”引起LNG蒸发率剧增。如来不及排出大量的LNG蒸发气体，储罐内压力将超过设计工作压力，对LNG的安全储存非常不利。LNG储罐内超
16、压或负压影响贮罐压力的因素很多，诸如环境吸入热量引起液体的蒸发、充注期间液体的闪蒸、大气压下降或错误操作，都可能引起罐内压力上升。储罐内的蒸气压力大大超过储罐正常工作压力时，紧急放空系统就地释放天然气，一旦遇到点火源，可能会引起火灾爆炸事故。另外，在非常快的速度进行排液或抽气、充注的液体温度较低时、外界大气压的上升等有可能使罐内形成负压，造成储罐损坏泄漏甚至瘪罐。2）罐内低压泵LNG罐内泵是指在LNG储罐内使用的泵，一般通过泵井(泵井固定在储罐中)安装在LNG储罐内。它是一种较大流量、低扬程泵。作用是将罐内的LNG输出。由于电动机浸没在LNG中，且无轴封，减少了液体和蒸汽的释放；被其输送的低温
17、流体直接冷却，因此冷却效果较好，电动机的效率较高，潮湿和腐蚀的影响也较小。再加上无裸露的运动部件和管路，不经冷热的连续循环等因素，提高了运行的安全性。电气连接处的密封装置是影响罐内LNG低压泵安全性的关键。如果电气接线端无法经受高压和电压的冲击或接线密封装置存在焊接缺陷等，可能引起电火花释放，产生明火，引起火灾爆炸事故。（2）BOG处理系统本工程对储罐蒸发气（BOG）的处理方式为再冷凝工艺。BOG经压缩机压缩至较低压力，然后与LNG储罐中低压泵出的LNG一起从再冷凝器的顶部进入，并在填充床中混合。该工艺过程设2台低温往复式压缩机，1台再冷凝器。1）BOG压缩处理BOG压缩机是BOG处理系统的关
18、键设备。因此BOG压缩处理过程中的主要危险因素如下：蒸发气总量超出压缩机（或再冷凝器）处理能力或系统故障造成的紧急放空事故如果系统产生的蒸发气总量比压缩机（或再冷凝器）的处理能力高或水、电、汽、密封油等环节出现意外，或自动报警、安全联锁装置出现故障，将使蒸发气处理中断，造成储罐内的蒸气压力大大超过储罐正常工作压力，紧急放空系统就地释放天然气，一旦有点火源存在很可能引发火灾爆炸事故。压缩机附件（管道、法兰和阀门）危险因素往复式的压缩机处于高速运转状态，活塞往复运动的惯性作用和气流的脉冲影响，导致了压缩机出口振动，设备附件如管线、法兰、阀门容易震裂，同时活塞涨圈磨损，导致活塞杆下沉，密封填料偏磨，
19、使填料密封性能下降，产生气体泄漏，都是很危险的事故隐患。引起压缩处理系统天然气泄漏的其他危险因素地基沉降、地震、外部撞击、人为破坏等因素也可能导致该压缩处理系统的天然气泄漏事故。压缩机出口压力不正常的危险因素压缩机工作不正常时，出口压力过高可能造成压缩机下游管道的天然气压力过高，引发下游管道泄漏；出口压力过低会影响下游天然气的正常供应。压缩机入口分液罐液面过高导致压缩气体带液引发事故如果入口分液罐液面过高，压缩气体带液，会导致压缩机失去平衡，产生振动，严重时会损坏设备，造成蒸发气泄漏，引发火灾爆炸事故。2）再冷凝工艺再冷凝器主要有2个功能，一是在再冷凝器中，经加压后的蒸发气与送出的LNG混合后
20、被冷凝为液体。二是再冷凝器可作为LNG高压输送泵的入口缓冲容器。再冷凝工艺过程中主要的危险因素有：一起进入再冷凝器顶部的压缩BOG与LNG储罐中低压泵出的LNG如果两者压力不同，蒸发气会无法进入再冷凝器。再冷凝器填充床中液位过低会造成高压输送泵的汽蚀再冷凝器填充床中的压力和液位控制保持恒定，以确保LNG高压输送泵的入口压力恒定，如果液位过低，造成泵的吸入压力低于泵的吸入真空度，而造成高压输送泵气蚀。蒸发气的流量比例过大影响冷凝效果进入再冷凝器的蒸发气和LNG的流量须保持一定的比例，如果蒸发气的流量比例过大，会造成冷凝效果差，且影响高压输送泵的吸入特性。再冷凝器中易产生和积聚静电再冷凝器中，LN
21、G由于流动、搅动、混合和冲击，易产生和积聚静电。若系统的防静电措施不落实或效果不佳，则会产生静电积聚，从而产生较高的静电电位，并可能发生静电放电，从而在条件成熟时引发火灾爆炸事故。（2）LNG输送/气化系统从再冷凝器出来的LNG直接进入LNG高压输送泵，加压后通过总管输送到气化器。LNG在气化器中再气化为天然气，气化后的天然气最低温度为0。一期时安装4台高压输送泵（3开1备），二期将增加2台。海水开架式气化器，一期设置4台（3开1备），二期时增加2台；与之相对应的海水泵一期安装4台（3用1备），单台能力为7800m3/h，二期增加2台。 1）LNG高压输送泵LNG高压输送泵是对外输LNG加压的
22、重要设备。泄漏着火也是LNG高压输送泵的主要危险因素之一。泵体及附件的泄漏引起高压输送泵泄漏的原因很多，例如：机泵超温超压运转或操作不稳定，泵体端面密封不良，阀门、法兰连接处、管线弯头等处发生泄漏以及操作失误等均有可能引起LNG泄漏着火事故。泵的抽空再冷凝器作为高压输送泵的缓冲罐，如果液位过低或者无液位，会使泵发生抽空或气蚀现象，而损坏机泵。LNG泵预冷不够引起LNG气化对于安装在储罐外面的LNG泵，在正式输送LNG之前，整个泵和管路系统先要进行冷却。如果未预冷或预冷不够，会由于系统温度过高，引起LNG气化，产生气液两相流，使泵无法正常工作运行。保冷不善造成泵“结冰”泵长时间运行，如保冷不善可
23、能出现“结冰”现象，堵塞泵流道，使泵不能正常运行。轴向力容易引起泵的故障不平衡的轴向力会加重止推轴承的工作负荷，对轴承不利，同时轴向力使泵转子向吸入口窜动，造成振动并可能叶轮口环摩擦使泵体损坏，引起泵的故障，影响泵的运行。2）海水开架式气化器海水开架式气化器(ORV)结构如图9.3-4所示，其工作原理如图9.3-5所示。液态天然气（LNG）通过LNG集合管（LNG manifold）流入下主管（LNG/lower header），然后经过支管（heat exchange/transfer tubes）气化为气态天然气（NG）。高温度的海水通过海水集合管（seawater manifold）流入
24、海水分配管线（seawater distributing pipe），流经支管（heat exchange/transfer tubes）外侧，通过热交换将液态天然气（LNG）转化成气态天然气（NG），通过上主管（NG/upper header）流出。图9.3-4 海水开架式汽化器（ORV）结构示意图图9.3-5 海水开架式汽化器（ORV）工作原理图结合海水开架式汽化器（ORV）工作原理，并与同类工艺对比，得出ORV运行是的主要危险因素如下：海水质量不合格，会造成气化器堵塞要考虑海水的质量，特别是海水泥沙含量和胶质情况。如果支管（heat exchange/transfer tubes）被生物
25、淤积堵塞，会造成气化器工作异常或气化效果差，可能导致低温物质流入下游常温管道，损坏下游的设备设施。气化器内部泄漏引发事故 气化器的内部一旦泄漏，可导致LNG水相接触，产生快速相变，LNG将激烈地沸腾并伴随大的响声、喷出水雾，导致LNG蒸气爆炸，引发严重的事故。引起气化器内部泄漏的主要原因如下：气化器管外壁由于海水的腐蚀和冲刷，有可能变薄穿孔，直至发生LNG泄漏；低温脆裂、材料缺陷等原因也可能造成气化器的内部泄漏；气化器的海水供应系统一旦出现故障，如海水供应量骤减，气化器内产生的较大热应力，很可能会拉裂管道，造成LNG泄漏。气化器中水流分配不均匀或流动不连续稳定导致管外结冰海水开架式气化器支管中
26、的水流如果不能保证连续稳定流动，或分配不均匀时，气化器将会承受额外热应力导致气化器内部泄漏，或气化器管外结冰积聚现象，导致气化效果差，可能损坏下游的常温运行设备设施。3）海水泵海水泵的是LNG气化系统中的重要设备之一，其最主要的危险因素为腐蚀泄漏、固体堵塞等。海水腐蚀危害海水泵的正常运行海水腐蚀性强，容易造成泵及其附件（连接管线、阀门、法兰等）的腐蚀，影响泵的正常运转，一旦海水泵停运，将造成下游气化器海水供应不足，影响开架式气化器的正常工作或使气化效果差，进一步危害下游常温设备的运行，引发事故。海水泥沙、胶质等固体物质含量影响泵的正常运行海水中的泥沙、胶质等固体杂质不但会淤积堵塞泵体管线，影响
27、泵的正常吸入排出压力，而且加剧泵体及叶轮的磨蚀，缩短泵的寿命。4）海水系统防海生物加氯装置本项目海水系统防海生物装置选用海水电解加氯技术。海水电解制氯是通过整流变压器和整流器，将6KV左右的交流电变压整流为直流电，施加到海水电解槽的阴、阳两极上。利用天然海水中含有的氯化钠成分，使海水发生电解反应产生次氯酸钠和活性有效氯，再通过加药泵将含有次氯酸钠和有效氯的海水加入到循环冷却海水中。由于次氯酸钠易降解，且浓度大大低于工业次氯酸钠，故循环水出口余氯含量很低，对海域环境只产生一定影响。（3）NG外输系统经气化器气化后的天然气最低温度为0，计量后经输气管线送往各用户。接收站天然气（NG）外输仅有一条输
28、气管线，接收站天然气外输量是由设在接收站内的计量站来计量的，在计量站中安装超声流量计和连续气相色谱仪以及作为备用的手工取样设施，可以检测输出气体的流量、组成、热值、Wobbe指数、比重和密度等。天然气外输系统的主要泄漏及火灾爆炸危险因素存在于计量外输气的计量站。该系统容易出现流量计不计量、连接处外漏、传输系统问题等，可能出现的危险如下：1）连接处外漏：引起火灾，造成人身伤害、财产损失；2）管道异物：造成无法计量，影响供气；3）传输问题：影响自动加臭、不能随时监控。（4）汽车装车系统汽车装车站一期时设置10个汽车装车位，二期时增加至21个装车位。在每个装车位设有液体装料臂和气体返回臂。汽车槽车装
29、车区的主要设备是汽车槽车及装车设施，泄漏和火灾爆炸事故是该系统的主要危险因素。1）汽车装车区内的LNG泄漏事故装装车区内一旦发生LNG泄漏，在条件成熟时，极易引发火灾爆炸事故。车区内可能造成LNG泄漏的原因有很多，例如：来站LNG槽车本身的泄漏来站槽车车况参次不齐，若槽车本身有缺陷，如罐体锈蚀严重、安全装置失灵等；装车设施上的阀门、管件有缺陷等；或者本身设计、制造存在缺陷等，都可能造成LNG泄漏，导致火灾爆炸事故的发生。站内装车设施泄漏站内装车设施如液体装料臂和气体返回臂及其相应附件（管接头、管道、各种阀门）破损或本身缺陷，是造成LNG及其蒸发气泄漏的重要危险因素。装车操作过程易产生LNG泄漏
30、装车过程中由于接卸软管破损或槽车液相管及装车台液相管间连接不紧密等原因，容易造成LNG泄漏。另外，违反装车操作规程或人员失误是造成装车过程中LNG泄漏的另一重要原因。例如：装车之前如果未对软管及增压器中的空气进行吹扫，可能形成爆炸性混合物，引起火灾爆炸事故；由于人为操作失误，在槽车与装料臂尚未脱开时，启动车辆，拉断管道造成LNG严重泄漏；LNG槽车司机驾车不慎，撞坏管线或装车设施，也极易造成LNG的泄漏；LNG超装溢出引发事故由于人为因素例如操作工麻痹大意或装车系统计量失效等原因，导致LNG超装溢出，一旦有点火源存在即引发火灾爆炸事故。2）静电积聚放电引发火灾在LNG装车过程中，高速流动的LN
31、G易产生静电，并形成静电积聚。若由于人为因素未将槽车进行有效接地或接地设施失效，积聚的静电一旦放电引发火花，极易造成火灾爆炸事故。3）LNG槽车易产生明火槽车进站时，若未作有效检查，车辆未带防火帽，或者装车操作刚完成，油气未来得及散尽就启动槽车，极易导致火灾爆炸事故的发生。4）环境因素引发装车作业危险事故发生主要的危险环境因素表现为：雷击、台风、地震、附近发生火灾及异常高温天气等，这些对于LNG装车作业都是非常不利的，极易引发火灾危险事故的发生。（5）火炬系统火炬设置在接收站用地东侧。火炬系统接收蒸发气总管超压排放的气体以及所有压力安全阀和接收站安全阀排放的气体（除海水开架式气化器安全阀就地放
32、空及LNG储罐上压力安全阀放空直接排到大气中之外）。为使排到分液罐的蒸发气所带液体能充分分离并气化在火炬筒的上游低点位置设有火炬分液罐。火炬系统的主要危险因素分析如下：1）供氧不足造成火炬气燃烧不完全火炬气排放量较大时，可能仅靠自然供气不能使可燃气体完全燃烧，会对大气造成污染。2）火炬气带液造成“火雨”火炬分液罐液面过高，造成蒸发气中夹带液滴带入火炬，就会造成“火雨”，这种情况极易造成安全事故。3）火炬系统负压产生回火当火炬气流量显著减少时会造成排放气体总管或火炬系统的设备内出现负压现象时，火炬顶部正在燃烧的明火可能返回到火炬筒体直至相连的排气总管和设备内，空气窜入火炬系统会使放空管道和火炬设
33、施内形成爆炸性气体，易导致回火引起爆炸事故。4）火炬火焰熄灭，火炬气直接排空造成事故由于火炬系统的排放气有波动，有时甚至停止排放，或排放系统本身设计就是间断排放，这种情况下可能造成真空或使火焰熄火，火焰熄灭，使排放气直接排空而造成事故。5）空气吹扫火炬系统时存在火灾爆炸的危险用空气吹扫火炬系统时，如果在没有熄灭火炬的火焰常明灯及锁闭电点火系统时就开始吹扫作业，存在火灾爆炸的危险。6）雷击等引发火灾 爆炸事故火炬的高度较高，在夏天的雷雨季节，有可能遭受雷击，从而发生火灾、爆炸和设备、人员伤害事故。9.3.1.3 LNG危险性类别（1）储存气化超压爆炸与翻滚气化超压爆炸：危险与LNG处于沸腾（或接
34、近沸腾）状态有关，在LNG储罐中，LNG处于沸腾状态，在一些管道中接近于沸腾状态，外来的热量船入会导致气化使压力超高，致使安全阀打开造成更大的破坏。翻滚：由于储罐中LNG不同组成或密度引起分层，两层之间进行传质或传热，最终完成混合，同时在液层表面进行蒸发。此蒸发过程吸收上层液体热量使下层液体处于过热状态。当两层液体密度接近相等时就会突然迅速混合在短时间内产生大气气体，使储罐内压力急剧上升，甚至顶开安全阀。（2）低温冻伤由于LNG是-162的深冷液体，皮肤直接与低温物体表面接触会产生严重伤害，表现为皮肤表面的潮气凝结，并粘在低温物体表面上，皮肤及皮下组织冻结，很容易撕裂并留下伤口。（3）泄漏由于
35、低温操作，金属部件会出现明显收缩，在管道系统的任何部位，尤其是焊缝、阀门、发兰、管件、密封及裂缝处，都可能出现泄漏和沸腾蒸发，如果不及时封闭这些蒸汽，它就会逐渐上浮、扩散较远，容易遇到潜在火源，十分危险。（4）低温麻醉没有充分保护措施，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，进一步下降就会死亡。（5）窒息呼吸LNG低温蒸气有损健康，短时间内导致呼吸困难，时间一长就会产生严重后果。虽然LNG蒸气没有毒，但其中的氧含量低，容易使人窒息。如果吸入纯净LNG蒸气而不迅速脱离，很快就会失去知觉，几分钟后便死亡。当空气中氧含量逐渐降低，操作人员没有
36、一点感觉，也没有任何警示。等意识到，则为时已晚。通常氧含量10%是人体不出现永久性损伤的最低限。相对应，正常空气中含52.4%的甲烷，其含量是10%。因此不要进入LNG蒸气中。（6）冷爆炸在LNG泄漏遇到水的情况下（例如集液池中雨水），水与LNG之间有非常高的热传递效率，LNG将激烈地沸腾并伴随大的响声、喷出水雾，导致LNG蒸气爆炸。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，为避免这种危险，应定期排放集液池中的雨水。（7）温室效应甲烷是大气中一种有破坏作用的温室效应气体，对大气层的臭氧起着重要作用，据研究它使全球变暖的可能性是二氧化碳的22倍，所以从减少温室气体角度出发，我
37、们也要注意控制甲烷的泄漏。9.3.1.4 LNG泄漏引起火灾爆炸事故类型泄漏出LNG遇到火源后形成火灾爆炸类型如下：（1）池火大量LNG泄漏到地面或水面后（LNG溢出到水面的蒸发速率是0.181kg/(m2s)），未被蒸发的部分形成一定厚度的液池，遇到火源发生池火。是泄漏后延迟点火，主要危害是热辐射。（2）喷射火高压气体泄漏，被立即点燃形成喷射火。如来自接收站外输系统，包括气化器、计量装置、高压天然气管道等气体，是泄漏后立即点火，主要危害是热辐射。（3）闪火泄漏的LNG蒸发形成蒸气云漂移（扩散），遇点火源在无约束空间，产生的无爆炸性燃烧闪火，是泄漏后延迟点火，主要危害是热辐射。（4）火球LNG
38、泄漏后没有立即被点燃，可燃物质剧烈蒸发并迅速扩散在周围空气，形成低温度高浓度蒸气云，与空气混合达到极限浓度，遇点火源可发生爆炸。此时一般产生一个火球向外扩展，如在敞开空间，火球扩大到最大火球状态后稳定燃烧到很短时期会熄灭，主要危害是热辐射。（5）蒸气云爆炸上述火球在向外扩展时由于障碍/密闭空间等局部受限（如外输装置区、罐区等）引起局部湍流和旋涡，使火焰和火焰相互作用，造成很高的体积燃烧速率，有可能使爆燃转为爆轰。蒸气云爆炸为泄漏后延迟点火，主要危害是爆炸引起的冲击波。蒸气云爆炸发生有一定的条件，包括一定量的天然气泄漏并与周围空气预混、延迟点火、局限化空间等，一般由火灾发展成的，是一种面源爆燃，
39、初期不是爆轰。（6）沸腾液体扩展蒸气爆炸产生原因同样是可燃物质剧烈释放。当储罐或其他设备因为火焰包围或受热辐射时，罐内气体受热气化，蒸气压力升高，导致罐壁强度下降，发生延伸性变形而减薄，乃至产生裂缝或小孔，或者压力容器储存的液体因容器材料缺陷、受机械冲击、或充装过量，容器形成裂口失效。此时高压气体从裂缝或小孔中喷出，储罐中压力急剧下降，储罐中的液体突然降压处于过热状态，并剧烈沸腾，进一步大量气化，体积剧烈膨胀，冲击罐壁（容器壁），致使裂缝扩张，最终导致爆炸，形成物理爆炸。爆炸后大量液体泄漏，蒸发，达到爆炸极限，若遇明火，发生二次爆炸，为化学爆炸。产生容器碎片抛射、火球热辐射和爆炸冲击波等。9.
40、3.1.5储罐天然气泄漏事故树分析液化天然气储罐作为本项目最大危险源，其泄漏可发生火灾爆炸，造成财产损失和人员伤害，下面以此为代表，进行储罐泄漏火灾爆炸事故用事件树分析。（1）确定顶上事件以LNG储罐发生爆炸燃烧作为顶上事件。LNG储罐内所储介质为LNG，泄漏或挥发产生的LNG在达到爆炸极限并满足点火热能要求时，将发生燃爆事故，如果扑救不及时，将可能造成灾难性后果，故以“LNG储罐发生爆炸燃烧”作为顶上事件进行事故树分析。（2）事故原因分析储罐LNG泄漏发生火灾事故的产生条件有三个：可燃物质、引火源和氧气，氧气广泛存在于大气中，因此不列入，具体分析如下：1）存在可燃物质：a. 存在天然气正常生
41、产中产生的天然气，如收发LNG作业引起的大呼吸或静止储存引起的小呼吸等；LNG泄漏产生的蒸气。b. LNG泄漏操作不当或仪表、附件失灵造成泄漏（如呼吸阀、阻火器等附件由于结冰冻死或堵塞造成操作失灵）；l 储罐密闭系统性能减弱造成泄漏 安全密封附件不匹配； 罐阀因磨损等原因造成密封性能减弱； 法兰连接不严密，螺栓过松或过紧； 罐密封材质老化； 选用的密封材质不合格或压力等级不够。l 罐体出现裂纹，导致泄漏 焊接施工质量不过关； 罐基础下沉不均匀，导致局部应力过大而产生裂纹； 罐体耐低温性能欠佳，在严寒气候作用下出现裂纹。l 罐体腐蚀过度，出现穿孔而泄漏（易出现在罐顶和罐底）杂质含量过高； 罐清洗
42、后残液未清除干净。c. 存在橡胶、塑料；d. 存在木材或棉纱。2）引火源a. 明火 人员吸烟； 现场动火。b. 静电火花c. 电气火花 电弧电火花，切断开关过程中熄弧装置不良引起； 短路击穿； 电器线路着火，在过电流情况下，过负荷保护失效、监控失误造成；d. 使用大功率白炽灯。e. 存在过热体： 焊后热金属； 摩擦过热物体。f. 雷击火花。（3）绘制事故树从顶上事件“LNG储罐爆炸燃烧”开始，层层分析其发生原因，并绘制事故树，见图9.3-6，图中各符号意义见表9.3-3。图9.3-6 LNG储罐爆炸燃烧事故树表9.3-3 储罐事故树符号意义对应表符号意义符号意义A3LNG泄漏X8雷击A4明火X
43、9金属撞击火花A5电气火花X10吸烟A6电器线路故障X11乙炔火焰A7电弧电火花X12电焊喷灯X1正常生产中产生的油蒸气X13短路击穿X2操作不当或仪表、附件失灵X14合断开关X3LNG储罐密闭系统性能减弱X15熄弧装置不良X4罐体裂纹X16监视失误X5腐蚀X17过负荷保护无效X6外因造成的罐体破裂X18过电流X7静电火花（4）定性分析1）列逻辑方程T=A1A2=（A3+X1）（A4+X7+X8+X9+A5）=(X2+X3+X4+X5+X6)+X1(X10+X11+X12)+X7+X8+X9+(A6+X13+A7)=(X1+X2+X3+X4+X5+X6)(X7+X8+X9+X10+X11+X1
44、2+X13+X14X15+X16X17X18)2）求最小割集上述逻辑方程的展开式共计54项，均为最小割集，即该事故树的最小割集为54个：P1=X1X7P2=X2X7P3=X3X7P4=X4X7P5=X5X7P6=X6X7P7=X1X8P8=X2X8P9=X3X8P10=X4X8P11=X5X8P12=X6X8P13=X1X9P14=X2X9P15=X3X9P16=X4X9P17=X5X9P18=X6X9P19=X1X10P20=X2X10P21=X3X10P22=X4X10P23=X5X10P24=X6X10P25=X1X11P26=X2X11P27=X3X11P28=X4X11P29=X5X
45、11P30=X6X11P31=X1X12P32=X2X12P33=X3X12P34=X4X12P35=X5X12P36=X6X12P37=X1X13P38=X2X13P39=X3X13P40=X4X13P41=X5X13P42=X6X13P43=X1X16X17X18P44=X2X16X17X18P45=X3X16X17X18P46=X4X16X17X18P47=X6X14X15P48X5X16X17X18P49=X6X16X17X18P50=X1X14X15P51=X2X14X15P52=X3X14X15P53=X4X14X15P54=X5X14X1554个最小割集表明了顶上事件“LNG储罐爆炸燃烧”发生的54种模式。以P7=X1X8X4为例，若X1、X8、X4个基本事件同时发生，则顶上事件“储罐爆炸燃烧”发生。其它模式的物理意义也类同。根据结构重要度的计算原则进行基本事件结构重要度IF(i)的计算，计算结果如下：根据上述计算结果可知：IF(1)= IF(2)= IF(6)IF(7)= IF(8)= IF(13)IF(14)= IF(15)IF(16)= IF(17)= IF(18)（5）分析结论与对策措施根据对“LNG储罐爆炸燃烧”事故树定性分析中求得的54个最小割集及其基本事件结构重要度计算结果的分析可知：1）54个割集说明LNG储罐爆炸燃
