液化石油气站安全风险分析及其对策措施探讨

液化石油气站安全风险分析及其对策措施探讨液化石油气作为丙烷、丁烷为主要组分的低碳烃类混合物，具有热值高、无烟尘、无残炭、运输存储便捷的特点，是我国城镇燃气供应体系、工业生产燃料供应的重要组成部分。截至2023年末，我国在册运行的液化石油气储配站、瓶装供应站总量超过2.3万座，年供应量稳定在2700万吨以上，覆盖城乡居民用户超1.2亿户。与此同时，液化石油气自身闪点低（-60℃~-104℃）、爆炸极限范围宽（1.5%~9.5%）、气化后体积膨胀率达250~300倍、气态密度为空气的1.5~2倍的危险特性，决定了储存、充装、装卸作业环节一旦发生介质泄漏，极易在低洼处、密闭空间积聚形成爆炸性混合物，遇最小点火能仅0.2~0.3mJ的点火源即可引发爆燃、蒸汽云爆炸、沸溢喷溅等重特大事故。据应急管理部公开的2018-2023年燃气行业事故统计数据，涉液化石油气站场的生产安全事故共127起，累计造成219人死亡、487人受伤，直接经济损失超6.7亿元，其中因风险辨识不到位、管控措施缺失引发的事故占比达89.7%，开展全流程、全要素的安全风险辨识，构建分层分级的风险防控体系，是保障液化石油气站稳定运行的核心基础。一、液化石油气站全流程安全风险辨识与致因分析（一）储存环节核心风险储存区是液化石油气站介质存量最大的区域，也是高风险集中区域，其核心风险点可分为四类：一是储罐本体失效风险。液化石油气中普遍含有的硫化氢组分易对碳钢罐体内壁产生硫化物应力腐蚀开裂（SSCC），当介质中硫化氢含量超过20mg/m³时，长期运行会导致内壁出现腐蚀凹坑、裂纹，甚至发生穿透性泄漏。据中国城市燃气协会2022年对全国1762座运行年限超10年的液化石油气站储罐检测数据，存在内壁腐蚀减薄缺陷的储罐占比达31.4%，其中腐蚀深度超过壁厚10%的占7.8%，累计排查出3起因内壁腐蚀穿透导致的微泄漏隐患。外腐蚀风险主要集中在储罐底部边缘板与基础接触部位，受积水、土壤电化学腐蚀、接地装置锈蚀传导等因素影响，运行超8年的储罐罐底边缘板腐蚀减薄超标的占比达12.9%，严重时会导致罐底焊缝开裂。二是安全附件失效风险。安全阀、液位计、紧急切断阀、压力表是保障储罐安全运行的核心附件，据行业统计数据，因安全阀未按年度校验、整定压力偏差、铅封损坏导致超压时无法正常起跳的故障，占储罐附件故障总量的22.7%；磁翻板液位计因浮子卡涩显示假液位的问题占比达18.3%，2021年华东地区某液化石油气站因液位计卡涩，值班人员误判储罐液位，卸车作业时发生超装，导致储罐法兰密封垫撕裂泄漏，遇配电间电火花引发爆炸，造成3人死亡；紧急切断阀因长期不动作出现阀杆锈蚀、油压回路漏油问题，事故状态下无法快速切断介质通道，2018-2023年涉储罐泄漏事故中，因紧急切断阀失效导致泄漏范围扩大的占比达41.2%。此外，部分站点存在液化石油气加臭量不足的问题，未按规范要求添加四氢噻吩，泄漏时无法被人员及时察觉，据行业抽检数据，19.6%的民营站点加臭量未达到“泄漏浓度达爆炸下限20%即可被嗅觉感知”的要求，进一步放大了泄漏失控风险。三是超装超压风险。液化石油气饱和蒸气压随温度升高呈非线性快速上升，以丙烷组分为例，0℃时饱和蒸气压为0.48MPa，20℃时为0.85MPa，40℃时为1.53MPa，60℃时可达2.17MPa，若储罐充装系数超过规范要求的0.9限值，环境温度升高时介质受热膨胀会快速压缩气相空间，导致罐内压力骤升超过罐体设计压力（地上储罐常规设计压力为1.77MPa），引发罐体破裂、介质大量泄漏。2022年辽宁某液化石油气站因储罐超装，夏季高温暴晒导致安全阀持续起跳，泄漏介质扩散范围超200米，所幸处置及时未引发爆炸。四是防护设施不匹配风险。部分站点防火堤存在裂缝、高度不足、排水阀未常闭等问题，泄漏的液态液化石油气易漫出堤外扩大扩散范围；可燃气体探测器安装位置错误，违反《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准》要求将重质气体探测器安装在距地面1.5米以上位置，泄漏后无法及时报警，行业调研显示42.1%的站点存在可燃气体探测器安装高度不符合要求、布点覆盖不全的问题；储罐区违规种植高大乔木、油性绿植，火灾情况下会加剧火势蔓延。（二）装卸作业环节核心风险装卸作业是液化石油气站介质进出的高风险动态作业环节，据统计，47%的站场泄漏事故发生在装卸作业阶段。一是连接设施失效风险，部分建成时间较早的站点仍采用金属波纹软管作为装卸连接构件，受反复弯折、老化、介质腐蚀等因素影响，易出现软管破裂，部分站点未在装卸连接部位设置拉断阀，槽车误启动时易拉断管道引发大量泄漏。2019年江苏某液化石油气站卸车作业时，槽车驾驶员未确认装卸管脱离即启动车辆，拉断未设置拉断阀的金属软管，泄漏的液化石油气遇站区配电间电火花引发爆炸，造成5人死亡。二是作业过程管控缺失风险。部分站点作业前未落实静电接地检测，槽车静电接地电阻超标时仍开展作业，若装卸流速超过3m/s，介质在管道内流动产生的静电无法及时导出，静电电位超过300V即可发生放电火花引爆混合物；作业过程中人员脱岗，未及时发现密封垫老化、接口泄漏等问题，2021年华北地区某液化石油气站卸车作业时，接口密封垫老化开裂发生泄漏，现场操作人员离岗取物未及时处置，泄漏的液化石油气沿地面漫流到站外小吃部，遇明火引发爆炸，造成4人死亡。三是作业流程不规范风险。作业前未查验槽车资质、人员从业资格、介质组分，违规装卸硫化氢超标的不合格介质；未按规定先接气相平衡管平衡压力，直接接入液相管导致压力骤升损坏设备；卸车完成后未吹扫管道内残留介质即拆卸接口，导致残留介质喷出。四是现场防护不到位风险，装卸位未设置防溜车挡车器、车轮止退器，槽车溜车拉拽管道；装卸区域未设置人体静电释放器，作业人员未释放人体静电即开展操作，穿戴化纤衣物产生静电火花。（三）充装作业环节核心风险充装作业直接面向钢瓶，涉及人员多、作业频次高，是连接站场和用户的关键环节。一是违规充装风险。部分站点为追求经济利益，为超期未检钢瓶、报废螺丝瓶、腐蚀减薄超标钢瓶、瓶阀泄漏钢瓶充装，甚至违规进行大瓶倒小瓶的倒装作业；充装秤未设置自动切断装置，人工充装时易出现超装，按照YSP-35.5型（15kg级）民用钢瓶技术参数，钢瓶爆破压力约为8MPa，当充装过量导致瓶内气相空间消失时，温度每升高1℃，瓶内压力将上升2~3MPa，极易发生钢瓶爆裂。据市场监管总局2023年气瓶充装专项检查数据，存在超装问题的液化石油气充装站占比达11.2%，历年因钢瓶超装引发的用户端爆燃事故占液化石油气用户事故总量的18.3%。二是作业环境风险。部分封闭式充装车间未设置防爆型强制通风系统，泄漏的重质液化石油气易在地面沉积，浓度逐步积聚到爆炸极限范围；充装区使用非防爆电气设备，人员作业时携带手机、打火机，打手机产生的射频火花、化纤衣物摩擦产生的静电均可成为点火源。三是设备设施风险，充装枪密封圈老化未及时更换，充装时发生介质喷溅泄漏；充装位未设置静电接地装置，钢瓶充装过程中产生的静电无法导出；违规在充装区域存放过量待充钢瓶，堵塞疏散通道。（四）公用辅助系统核心风险公用辅助系统是站场安全运行的支撑体系，其失效会直接放大事故后果。一是消防系统失效风险。部分站点消防水池有效容积不足，无法满足《城镇燃气设计规范》要求的连续6小时消防冷却用水量；消防水泵长期未维护锈蚀卡死，未设置柴油机备用泵，双回路供电失效时无法启动；消火栓压力不足、水带破损老化，灭火器过期、选型错误（采用二氧化碳灭火器替代干粉灭火器）；储罐固定喷淋装置堵塞，高温时无法有效降温，火灾时无法冷却罐体。二是防雷防静电系统失效风险。液化石油气站储罐区、装卸区、充装区属于第二类防雷建筑物，部分站点接闪杆保护范围不足，接地极锈蚀断裂导致接地电阻超标，2020年华中地区某液化石油气站因储罐区防雷接地电阻实测达47Ω（标准要求不大于10Ω），雷击产生的火花引发放散口逸出的液化石油气蒸汽，造成储罐区火灾。部分站点管道法兰、阀门连接部位未设置静电跨接线，静电积聚无法导出。三是电气系统防爆失效风险。爆炸危险区域内违规使用非防爆照明、开关、插座、监控设备甚至电暖器等电器，电气火花成为泄漏事故的重要点火源；电缆未按要求铠装埋地敷设，架空线路穿越爆炸危险区域，线路绝缘层破损产生电火花。四是外部安全间距不足风险。部分早期建设的液化石油气站随着城市扩张，逐渐被居民区、商业区包围，与周边民用建筑、人员密集场所的防火间距达不到规范要求，据应急管理部2023年城镇燃气安全专项整治数据，全国共有1100余座液化石油气站存在外部安全间距不足的重大隐患，一旦发生爆炸事故极易造成群死群伤。（五）检维修作业与自然环境风险检维修作业是事故高发环节，2018-2023年站场事故中，检维修作业引发的事故占比达17.3%，主要风险为作业前未对设备、管道进行氮气置换，残留的液化石油气遇检修打磨、焊接产生的火花引发爆炸；检修时使用铁质工具敲打设备产生撞击火花；作业现场未开展可燃气体持续检测，人员违规进入受限空间作业。自然环境风险方面，洪涝灾害发生时，密度低于水的液态液化石油气储罐易被洪水浮起，拉断连接管道引发泄漏；地震烈度达到7度及以上时，管道连接部位易断裂、安全附件易失效；夏季极端高温时储罐压力快速升高引发超压，冬季低温时阀门、消防管道冻裂，操作时易发生脆性断裂；大风天气吹倒站房、高空坠物砸坏管道设备。（六）安全管理层面核心风险80%以上的生产安全事故本质上源于管理缺陷，液化石油气站的管理风险主要体现在五个方面：一是人员资质能力不足，部分民营站点主要负责人、安全管理人员未按要求经考核合格上岗，充装人员、装卸人员、压力容器操作人员未取得特种作业操作证，缺乏基本的安全操作技能和应急处置能力，2021年河北某液化石油气站发生泄漏时，现场操作人员无法快速找到紧急切断阀位置，慌乱撤离导致泄漏扩大引发爆炸。二是制度落实流于形式，设备巡检记录、维护保养记录、安全培训记录造假，未按要求每小时开展现场巡检，安全附件未按期校验，可燃气体探测器长期不校准，行业调研显示36.8%的民营站点可燃气体探测器超过6个月未校准，存在探测失效问题。三是变更管理缺失，部分站点私自改扩建储罐、改变工艺管道走向，未经过正规设计和安全验收，原有消防、防雷、防爆设施未同步改造；违规将站区空地出租给外单位开展汽修、餐饮等经营活动，引入大量无关人员和点火源。四是应急管理薄弱，应急预案照搬模板不符合站点实际，未按季度开展应急演练，员工不掌握泄漏处置、紧急切断、初期火灾扑救技能，甚至错误使用直流水冲击泄漏的液态液化石油气，加速介质气化扩散扩大危险范围；应急物资配备不足，正压式空气呼吸器压力不足、堵漏工具缺失，事故状态下无法有效处置。五是非法经营风险，部分未取得燃气经营许可的“黑站点”藏身于城乡结合部、农村地区，采用简陋储罐、过期钢瓶非法存储充装液化石油气，无任何安全防护措施，是重大风险源，2023年全国燃气安全打非治违行动中，累计查处非法液化石油气站点1.2万个，查扣非法钢瓶37万余只。二、液化石油气站安全风险分级防控对策措施（一）强化本质安全设计与设备全生命周期管理本质安全是风险防控的核心基础，要从源头上消除设备设施的固有风险。一是严格储罐本体安全管控，按照《固定式压力容器安全技术监察规程》要求开展定期检验，投用后3年内完成首次全面检验，后续根据安全状况等级每3~6年开展一次全面检验，重点检测内壁硫化物腐蚀、罐底边缘板腐蚀状况，对介质硫化氢含量超过10mg/m³的储罐，加装在线腐蚀监测探头，实时监测腐蚀速率，当腐蚀速率超过0.1mm/年时，采取介质脱硫、内壁涂覆防腐涂层等措施；每2年检查一次储罐外壁防腐层，破损部位及时修补，罐底基础设置渗水监测装置，及时发现积水腐蚀隐患；按照标准要求严格控制储罐充装系数不超过0.9，配置两套不同原理的液位测量装置（磁翻板液位计+伺服液位计），设置高液位（充装量85%）声光报警、高高液位（充装量90%）联锁自动切断进液阀，低液位报警、低低液位联锁切断出液阀，防止超装、储罐抽瘪；夏季高温时段，当储罐表面温度超过40℃时自动启动固定喷淋装置，喷淋强度不小于0.15L/(s·m)，确保罐内压力不超过设计压力的80%。二是从严管控安全附件性能，安全阀每年经有资质的机构校验，整定压力严格匹配储罐设计压力，安全阀前截止阀保持全开并加铅封，防止误操作关闭；紧急切断阀选用失气、失电自动关闭的故障安全型产品，每半个月开展一次手动试动作，每年开展一次联锁触发试验，确保动作可靠；储罐进出口管道、装卸连接部位加装紧急拉断阀，受外力拉拽时可自动双向密封切断介质；可燃气体探测器按规范要求安装在距地面0.3~0.6米位置，覆盖所有阀门组、法兰接口等易泄漏点，报警阈值设定为爆炸下限的25%，每3个月校准一次，确保报警准确；严格落实加臭管理制度，每季度检测出站介质的四氢噻吩含量，确保泄漏浓度达到爆炸下限20%时可被人员明显感知。三是推动装卸环节本质安全升级，逐步淘汰老旧金属波纹装卸软管，全部采用带拉断阀的万向装卸臂，拉断阀脱离拉力设置为4~6kN，密封件每半年检查更换一次；装卸位设置静电接地联锁装置，只有当槽车接地电阻小于100Ω时，才能解锁紧急切断阀开展作业；安装防溜车挡车器、车轮止退器，作业时要求驾驶员熄火并将钥匙交现场管理人员保管，从技术上防止槽车误驶拉断管道。四是提升充装环节技防水平，全部更换为智能充装秤，绑定钢瓶电子溯源标签，只有检验有效期内的合格钢瓶才能启动充装，充装到额定重量时自动停泵关阀，从技术上杜绝超装、给不合格钢瓶充装的问题；对所有回收的报废钢瓶、螺丝瓶，一律采取压扁破坏性处理，严禁回流市场；充装区采用敞开式或半敞开式结构，封闭式车间安装防爆型强制通风系统，正常通风换气次数不小于6次/小时，事故通风换气次数不小于12次/小时，防止泄漏介质积聚。（二）严格关键作业环节全流程风险管控针对装卸、充装、检维修等动态高风险作业，建立标准化作业流程，实现作业全过程可管可控。一是规范装卸作业流程，作业前严格查验槽车的危险化学品运输资质、驾驶员和押运员从业资格、槽车定期检验报告，核对介质组分，严禁装卸硫化氢超标、不合格的液化石油气；作业时先接静电接地线，再接气相平衡管确认压力平衡后连接液相管，初始装卸阶段流速控制在1m/s以内，待管道充满介质后正常流速不超过3m/s，防止静电积聚；作业过程中操作人员全程在岗，每15分钟检查一次接口密封、压力变化情况，严禁脱岗、玩手机；作业完成后用氮气吹扫管道内残留介质，确认阀门全部关闭后再拆卸连接装置。二是严格充装作业管理，充装人员必须穿戴防静电工作服、防静电鞋，进入充装区前触摸静电释放器释放人体静电，严禁携带手机、打火机等点火源进入作业区；充装前逐只检查钢瓶状况，发现超期未检、腐蚀超标、瓶阀泄漏、标识不清的钢瓶一律不予充装，严禁私自开展钢瓶倒装作业；充装区安装全覆盖智能视频监控，自动识别人员抽烟、接打手机、未穿防静电服、违规倒气等行为，实时声光报警，视频存储时间不少于90天。三是强化特殊作业管控，动火、受限空间、高处、临时用电等特殊作业严格执行作业审批制度，作业前开展工作安全分析，落实置换、检测、监护措施；生产区原则上不得带压动火，确需动火的，必须将作业范围内的介质全部用氮气置换，连续3次检测可燃气体浓度低于爆炸下限的10%后方可开具作业票，作业过程中安排专人全程监护，每30分钟检测一次可燃气体浓度，作业结束后彻底清理现场火种；检维修作业采用铜制防爆工具，严禁用铁质工具敲打设备管道，防止产生撞击火花。（三）完善公用辅助系统安全保障能力定期开展公用辅助系统排查整治，补齐安全防护短板。一是夯实消防系统基础，按照《城镇燃气设计规范》《消防给水及消火栓系统技术规范》标准核算消防用水量，消防水池有效容积满足连续6小时消防冷却和灭火需求，消防水泵采用双回路供电，配套柴油机消防泵作为备用，每周启动试运转一次，确保供水压力达标；消火栓沿防火堤外布置，间距不超过60米，配齐配套水带、水枪，每月检查一次灭火器压力，每年更换干粉灭火剂，罐区按规范配置高倍数泡沫灭火系统，泄漏时可覆盖液面抑制介质挥发；防火堤采用不燃材料浇筑，高度控制在1.0~2.2米，堤内做防渗处理，排水阀设置在堤外并保持常闭，雨天排水时安排专人值守，防止泄漏介质随水外溢；储罐区严禁种植高大乔木、油性绿植，仅可种植低矮常绿灌木。二是完善防雷防静电系统，每年雷雨季节前委托有资质的机构开展防雷装置检测，确保接闪器保护范围全覆盖，防雷接地电阻不大于10Ω，防静电接地、电气保护接地电阻不大于100Ω；法兰、阀门等连接部位螺栓数量少于5个时，加装金属跨接线，跨接接触电阻不大于0.03Ω；进入生产区的金属管道在入口处做好接地，防止雷电感应高电压传入站区。三是提升电气防爆水平，全面排查爆炸危险区域内的电气设备，所有照明、开关、监控、通风设备均采用ExdⅡBT4及以上防爆等级产品，严禁在防爆区域内架设临时线路、使用非防爆电器；站区电缆全部采用铠装电缆埋地敷设，严禁架空线路穿越爆炸危险区域。四是分类整治外部安全间距不足隐患，结合城镇燃气发展规划，对位于城区核心区、安全间距严重不足的站点，逐步搬迁至工业集聚区域的专用危化品存储区；暂时无法搬迁的站点，提高设防等级，采用高设计压力的覆土储罐、设置实体防爆墙、安装全覆盖的泄漏和火灾监测系统，与周边单位、社区建立应急联动机制，严禁在站区安全防护范围内新建人员密集场所。针对洪涝、地震、高温、低温等自然灾害，制定专项防控方案，沿江沿河站点设置防洪墙、储罐锚固装置，高温时段落实喷淋降温，冬季落实管道阀门防冻保温措施。（四）健全全员安全责任与管理体系压实各层级安全责任，从管理层面消除风险隐患。一是强化人员能力建设，站点主要负责人、安全管理人员必须经燃气、应急管理部门考核合格后方可上岗，充装、装卸、压力容器操作人员必须取得相应特种作业操作证，持证上岗；每月开展一次全员安全培训，内容涵盖液化石油气危险特性、操作规程、隐患排查方法、应急处置技能，新员工必须经过三级安全教育考核合格后才能独立上岗。二是落实全员安全生产责任制，明确从站长到一线操作人员的安全职责，制定覆盖所有作业环节的操作规程；采用电子巡检系统，按规定频次对储罐压力、液位、温度、密封点开展巡检，巡检数据实时上传，杜绝假巡检、假记录；建立设备全生命周期管理台账，详细记录压力容器、安全附件、消防设备、