LNG加气站项目安全预评价报告.docx

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LNG加气站项目安全预评价报告

非常用术语说明

1.液化天然气liquefiednaturalgas（LNG）

主要有甲烷组成的液态流体，并包含少量的乙烷、丙烷、氮和其他成分。

2.LNG加气站

为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所。

3.LNG卸车点

接、卸LNG罐车及罐式集装箱内LNG的固定点。

4.LNG加气机

给LNG汽车储液（气）瓶充装LNG，并带有计量、计价装置的专用设备。

5.加气枪与连接软管

附属加气机，通常指加气机（计量、计价）以后的供气软管、截断阀和加气枪的总称。

6.管道组成件pipingcomponents

用于连接或装配成管道的元件（包括管子、管件、阀门、法兰垫片、紧固件、接头、耐压软管、过滤器、阻火器等）。

7.重要的公共建筑importantpublicbuilding

指性质重要、人员密集，发生火灾后损失大、影响大、伤亡大的公共建筑物。

如省市级以上的机关办公楼、电子计算机中心、通信中心以及体育馆、影剧院、百货大楼等。

1安全评价过程

1.1前期准备情况

我公司在接受***安全评价委托后，在进一步了解项目实际情况的基础上，与建设单位协商，确定了本次评价的对象和评价范围。

此后，公司安全评价小组在充分研究、调查相关情况后，对******LNG加气站建设项目进行了现场检查，收集、整理了安全评价所需的各种文件、资料和数据。

1.2安全预评价目的

本次评价主要根据《******LNG加气站可行性研究报告》（中国轻工业西安设计工程有限责任公司）及***提供的其他相关资料，分析、辨识该项目可能存在的危险有害因素和危险有害因素存在的部位，分析危险有害因素发生作用的途径及其变化规律，分析危险有害因素导致事故发生的可能性和严重程度，据此提出安全对策措施，为设计提供依据以利于保障该项目建成实施后能安全运行。

1.3评价对象和范围

本次安全评价的对象是******LNG加气站项目。

评价范围为该项目涉及的外部安全条件、总平面布置、主要工艺装置及设施、公用工程及辅助设施，不包括加气站其他经营项目。

1.4安全评价程序

安全评价程序为：

前期准备；辨识与分析危险、有害因素；划分评价单元；定性、定量评价；分析安全条件及安全生产条件；提出安全对策措施建议；做出评价结论；与建设单位交换意见；编制安全评价报告。

图1-1安全预评价程序框图

2建设项目概况

2.1建设单位简介

2.2建设项目概况

***拟新建***LNG加气站一座，2010年8月23日，项目取得《韩城市住房和城乡建设局关于韩城市天然气加气站项目建设用地的定点批复》（韩住建规地发）；2012年6月取得《韩城市经济发展局转发渭南市发展和改革委员会关于加气站建设项目的批复》。

2.2.1主要技术和工艺

该项目LNG工艺分为卸车流程、升压流程、加气流程以及卸压流程等四部分。

液化天然气由LNG槽车运至站内，利用低温泵和增压器将槽车内的LNG卸至LNG储罐中。

加气时通过低温泵将LNG储罐中饱和压力为0.4-0.8Mpa的LNG通过加气机送入受气汽车的车载气瓶里。

国内通用的LNG的卸车流程有两种方式可供选择：

潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。

站房式的LNG加气站可以同时采用，一般由于空间足够建议同时选择两种方式。

该项目卸车方式采用泵和增压器联合卸车的方式，结合了两种卸车方式的优点。

LNG的调压流程有两种方式：

潜液泵调压和自增压力调压。

该项目采用泵和增压器联合使用进行升压，加大了增压器的传热面积，大大缩短了升压的时间，还能有效的降低能耗。

泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车的加气流程由于加气速度快、压力高、充装时间短，为LNG加气站加气流程的首选方式。

综上所述，该项目采用的LNG工艺为国内通用工艺基础上的改进，较为先进。

2.2.2地理位置、用地面积及储存规模

（1）地理位置

韩城位于陕西省东部黄河西岸，关中盆地东北隅，介于东经110°07′19″-110°37′24″，北纬35°18′50″-35°52′08″之间，距省会西安244公里。

南与合阳县接壤，西、北与黄龙、宜川县毗邻，东隔黄河与山西河津、万荣县相望。

全市总面积1621平方公里，境内南北长50.2公里，总人口37.4万人，其中城市人口14.2万人。

居民以汉族为主，还有回、满、蒙等10多个少数民族。

******LNG加气站项目拟选址位于。

项目所在地交通便利，详见附图。

（2）用地面积及储存规模

该加气站占地面积约7700m2，该项目建设规模为30000Nm3/d，围堰内布置1台LNG设备撬体（含1台60m3的LNG储罐、2台LNG潜液泵（1备1用）、1台卸车（储罐）增压器以及1台EAG加热器；加气区布置4台LNG加气机。

该站LNG储罐单罐容积为60m3，总容积为60m3，属三级加气站。

该站劳动定员24人，其中站长1名，副站长1名，财务部2人，运输部3人，后勤保安2人，运行部15人。

工作制为三班制。

2.2.3主要原辅料

该项目原料为LNG天然气，气源首先选择晋城市的LNG液化厂气源，在延安液化厂建成后选择延安液化厂气源，韩城市500万吨焦化厂焦炉煤气甲烷化制LNG项目将在2013年实现投产，实现当地液化产品的就地消化，在气源不能满足的情况下，选择周边地区LNG液化厂气源。

此外，项目在供应和充装等过程中的公用工程主要为电和水消耗。

2.2.4工艺流程

1、工艺流程

LNG加气站工艺流程分为卸车流程、升压流程、加注流程以及卸压流程等四部分。

工艺流程简图见下图2-1。

（1）卸车流程

把汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，使LNG经过泵从储罐进液管进入LNG储罐。

卸车有3种方式：

增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车。

①增压器卸车

通过卸车增压器将气化后的气态天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。

此过程需要给槽车增压，卸完车后需要给槽车降压，每卸一车排出的气体量约为180Nm3。

②泵卸车

将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，通过LNG低温泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐。

卸车约消耗18kwh电。

③增压器和泵联合卸车

先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压力，用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。

约消耗15kwh电。

第①种卸车方式的优点是节约电能，工艺流程简单，缺点是产生较多的放空气体，卸车时间较长；第②种卸车方式的优点是不用产生放空气体，工艺流程简单，缺点是耗电能；第③种卸车方式优点是卸车时间较短，耗电量小于第②种，缺点是工艺流程较复杂。

综合各种因素，本设计采用第③种方式卸车。

（2）升压流程

LNG的汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高，一般在0.4～0.8MPa，而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好。

所以在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温。

LNG加气站储罐升压的目的是得到一定压力的饱和液体，在升压的同时饱和温度相应升高。

LNG加气站的升压采用下进气，升压方式有两种：

一种是通过增压器升压，另一种是通过增压器与泵联合使用进行升压。

第一种方式优点是不耗电能，缺点是升压时间长，理论需要五个多小时。

第二种方式优点是升压时间短，减少放空损失，缺点是需要电耗。

本设计采用第二种方式，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间，需要一个多小时，从而确保加气时间。

（3）加气流程

LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车。

车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载气瓶内气体的热量，使瓶内压力降低，减少放空气体，并提高了加气速度。

（4）卸压流程

系统漏热以及外界带进的热量致使LNG气化，产生的气体会使系统压力升高。

当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。

通过对目前国内外采用先进的LNG加气站工艺的调查了解，正常工作状态下，系统的放空与操作和流程设计有很大关系。

操作和设计过程中应尽量减少使用增压器。

如果需要给储罐增压时，应该在车辆加气前两个小时，根据储罐液体压力情况进行增压，不宜在卸完车后立即增压。

图2-1LNG加气站工艺流程图

2、设备设施布局及上下游关系

设备设施布局及上下游关系见表2-1。

表2-1设备设施布局及上下游关系一览表

序号

装置名称

布局

上游装置

下游装置

上下游装置之间关系

1

卸车口

储罐区东侧

——

储罐

从卸车口卸气进入储罐

2

LNG储罐

站区中部

卸车口

加气机

卸车口输入到储罐，再通过管道输送到加气机

3

加气机

站区西侧

储罐区

车辆

从储罐吸取LNG输送到加气车辆

4

站房

站区北侧

——

——

2.2.5辅助设施

（1）电气

①供电及负荷

LNG加气站工作电源由站区附近的苏东变电所引入0.4kV电缆埋地入站内配电室。

②供配电线路

1）配电线缆：

由箱变引至各用电设备或建筑物，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。

2）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现场控制设备，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装控制电缆埋地敷设。

3）照明线路：

室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源线路均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。

（2）给排水

①给水

给水水源由市政管网提供（条件不允许的加气站采用自备水井供给）。

本项目用水主要为生活用水、场地及设备清洗用水和消防用水，生活用水主要为站内人员饮用水和卫生器具用水。

1）生活及生产给水方式

本工程生产、生活用水合用一个给水系统，称为生产生活给水系统，水管道设计供水管径为DN50。

城市给水管网水压为0.30MPa，站内水压满足建筑物内最不利处配水点所需要流出水头的要求。

2）消防系统给水方式

本站区内的建筑物设计耐火等级均为二级，无高大建筑物，本站区属三级站场，不设消防水池。

②排水

本项目执行国家相关环境保护的政策，排水体制采用雨污分流制。

排水系统分污水系统与雨水系统。

1）污水系统

本站站内生活污水经站内排水系统收集至化粪池处理后，排入就近污水管网。

生产装置中天然气系统为密闭式工艺系统，生产过程中不产生任何污水。

2）雨水系统

站内雨水采用顺坡自流外排。

（围堰内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。

）

（3）供热

拟建站办公室、营业室、控制室、休息室、站长室等房间采用空调采暖。

（4）消防

项目站区加气站消防用水水源来自城市自来水管网。

拟建建筑物设计耐火等级均为二级，加气机罩棚采用网架结构，工艺设施界区内采用不发火地面，站内工艺基础设施如LNG储基础罐、加气机基础、围堰等均采用钢筋混凝土结构。

1）干粉灭火器

在LNG罐区、卸车处、加注区、站房、箱变、压缩机、干燥器、储气井等处设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。

2）气体灭火器

在控制室、配电室等建筑物内设置气体灭火器，如二氧化碳型灭火器等扑灭电气火灾。

3）全站灭火器配置表

加气站的灭火器配置见下表。

表2-2加气站灭火器配置表

序号

位置

推车式干粉

MFT/ABC35

手提式干粉

MF/ABC8

二氧化碳灭器MT3

手提式干粉

MF/ABC5

一

生产区

1

LNG罐区

2台

4个

2

工艺装置区

1台

4个

二

站房

2个

6个

合计

3台

8个

2个

6个

2.2.6主要装置和设施名称

表2-3主要设备设施表

序号

设备名称

规格/型号参数

数量

备注

1

LNG储罐

单罐容积：

60m3型式：

真空粉末绝热式

充装率：

95％工作温度：

-162℃/环境温度

最高工作压力：

1.2/-0.1Mpa

1台

2

LNG潜液泵

工作温度：

-162℃

设计温度：

-196℃

流量：

~200L/min（液态）

扬程：

15~245m

转速范围：

1500~6000rpm

1台

3

卸车增压器

单台处理量：

000Nm3/h

进口介质：

LNG

出口介质：

NG

进口温度：

≥-162℃

出口温度：

＞-137℃

最高工作压力：

2.5MPa

设计温度：

-196℃

1台

4

EAG加热器

单台处理量：

120Nm3/h

进口温度：

≥-162℃

出口温度：

＞-20℃

最高工作压力：

2.5Mpa

设计温度：

-196℃

1台

5

LNG加气机

流量：

~200Lm3/min（液态）

计量精度：

±1.0％

工作介质：

LNG、液氮

最低工作温度：

-162℃

4台

2.2.7总平面布置

根据******LNG加气站项目可行性研究报告确定的总平面布置图，该站占地面积约7700m2，对外设置高度为2.2米的非燃烧实体围墙；坐东朝西，面向二环东路敞开设置，车辆出入口分开布置，按功能可分为加注区、工艺区、站房及办公生活区。

加注区位于加气站西侧，布置有4台LNG加气机；工艺区位于加气站中部，设有围堰，围堰内布置1台LNG设备橇体（含1台全容积60m3的LNG储罐、1台LNG潜液泵、1台卸车（储罐）增压器以及1台EAG加热器）；站房位于加气站北侧；办公生活区位于站区最东侧，工艺区向东依次布置为停车场、车辆改装车间、办公楼、职工宿舍及职工餐厅。

详见附件总平面布置图。

3危险、有害因素辨识结果及依据说明

3.1危险有害因素识别依据

危险因素是指能够对人造成伤亡或对物造成突发性损害的因素；有害因素是指能影响人的身体健康，导致疾病，或对物造成慢性损害的因素。

二者合称危险有害因素。

危险有害因素是造成事故的根源。

危险、有害因素具有多样性。

考虑到该加气站的特点，本报告依据《新编危险物品安全手册》（化学工业出版社）、《生产过程危险和有害因素分类与代码》（GB/T13861-2009）、《企业职工伤亡事故分类》（GB6441-1986）和《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）等相关标准规范和资料，对该加气站的危险、有害因素进行辨识。

3.2危险有害因素辨识与分析过程

3.2.1物质危险、有害因素辨识

该项目的物料为液化天然气，天然气的成分以甲烷为主。

甲烷

标识

中文名：

甲烷

英文名：

Marshgas 

分子式：

CH4

分子量：

16.04

危规号:

21007

UN编号:

1971

CAS号：

74-82-8

理化性质

外观与性状：

无色无臭气体

溶解性：

微溶于水，溶于醇、乙醚

熔点（℃）：

-182.5

沸点（℃）：

-161.5

相对密度：

（水=1）0.42（-164℃）

相对密度（空气=1）：

0.55

饱和蒸气压（kPa）：

53.32（-168.8℃）

禁忌物：

水、酸类、易燃或可燃物

临界压力（Mpa）：

4.59

临界温度（℃）：

-82.6

稳定性：

——

聚合危害：

——

危险特性

危险性类别：

第2.1类易燃气体

燃烧性：

易燃

引燃温度（℃）：

538

闪点（℃）：

-188

爆炸下限（%）：

5.3

爆炸上限（%）：

15

最小点火能（mJ）：

0.28

最大爆炸压力（Mpa）：

0.717

燃烧热（mJ/mol）：

889.5

燃烧（分解）产物：

一氧化碳、二氧化碳

危险特性：

与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。

与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。

灭火方法：

切断气源。

若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。

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

健康危害

燃爆危险：

本品易燃，具窒息性。

健康危害：

甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。

当空气中甲烷达到25%～30%时，可引起头痛、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速等症状。

若不及时脱离，可致窒息死亡。

工作场所最高容许浓度：

急救

皮肤接触：

若有冻伤，就医治疗

眼睛接触：

——

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

食入：

——

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。

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

储存

储存于阴凉、通风的库房。

远离火种、热源。

库温不宜超过30℃。

保持容器密封。

应与氧化剂分开存放，切忌混储。

采用防爆型照明、通风设施。

禁止使用易产生火花的机械设备和工具。

储区应备有泄漏应急处理设备和合适的收容材料。

压缩气体须贴“易燃气体”标签

3.2.2设备设施危险、有害因素辨识

（1）LNG储罐

LNG储罐工作温度为-162℃，是低温深冷储罐，其最大的危险在于真空破坏，绝热性能下降。

一旦绝热性能下降，低温深冷储存的LNG因受热而气化，储罐内压力剧增，会造成储罐破裂事故。

储罐钢制容器可能因为材料缺陷、安装缺陷等加剧发生脆性爆裂和腐蚀破裂。

（2）LNG加气机

加气机是用来给机动车辆添加并计量液化天然气的设备，操作次数频繁，使用环境特殊，对加气站的安全有一定影响。

加气机内部的截止阀、气动阀、单向阀等设备老化失效引起管内液体不能按照正常工作流程进行流动造成整个管路局部过载，引起泄漏。

加气枪的接口为软管连接，接口处容易漏气，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。

（3）LNG槽车

该项目使用LNG槽车运输液态天然气至LNG储罐，通过卸车流程等将液态天然气添加到LNG储罐，LNG槽车属于低温液体运输设备，槽车内存储甲类易燃介质液态天然气，如在运输、装卸过程中发生泄漏有造成火灾爆炸、低温冻伤事故的可能。

车载罐体在重装、卸车过程由于各种原因造成火花或罐内超压，可能引发燃烧爆炸事故。

槽车运输过程遇撞击等因素导致容器破损，气体泄漏，可能引发燃烧、爆炸、低温冻伤事故。

槽车经日光长时间暴晒，罐内气体温度上升，压力升高，当超过钢瓶应力极限时，便会发生爆炸。

卸车软管的接头处容易漏气，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。

（4）EAG加热器

EAG加热器主要应用在设备或管道超压时放散气体的加热。

如设备在运行过程因管路老化、阀门管件密封不严造成漏水，设备因缺水运转不良；设备选型不满足储罐放空需要，造成放空气体聚集，形成爆炸性混合气体当遇到明火、静电等情况时容易引发火灾、爆炸事故。

（5）卸车及储罐增压器

卸车及储罐增压器设计压力1.6Mpa，工作压力1.2Mpa属压力容器，压力容器在内压作用下，设备车体上产生的应力达到或超过材料强度极限就会发生塑性爆裂；在低温状态下，钢的冲击值显著降低，材料出现缺口裂缝，会把传播应力的材料切断，发生脆性爆裂；长期反复使用材料会产生疲劳爆裂；在有腐蚀介质作用时，由于截面积减少或机械性能降低以致承受载荷的强度不够会产生腐蚀爆裂。

（6）LNG低温泵

项目在生产运行过程中应用到LNG低温泵。

泵的材质缺陷或加工过程缺陷，会造成泄漏。

安装不当，稳定性差，会加剧泵的机械振动，噪声加大，剧烈振动还会造成螺栓松动，引起可燃气体泄漏，遇点火源发生火灾、爆炸。

泵的传动设备在运行过程中容易造成机械伤害。

（7）管道、管件和阀门

由于该项目天然气储配及汽车加气过程中，天然气多处于为高压状态，多出现泄漏情况，最常漏气的位置就是静密封点处，如法兰、螺纹接口处，管线穿孔泄漏也时有发生，主要是管线弯头处，特别是放空管线的弯头处，在线路上最常见的泄漏是由第三方破坏和管道穿孔引起的。

根据以往经验常见的泄漏有以下几种：

法兰之间的泄漏；管道泄漏；阀门泄漏。

法兰之间的泄漏

法兰连接是天然气管道和设备连接的主要形式，其泄漏也是该项目泄漏最为主要的形式。

法兰密封主要是依靠其连接的螺栓产生的预紧力，通过垫片达到足够的工作密封比压，来阻止天然气外漏。

对于天然气管道，由于其输送介质具有腐蚀性、高压以及输送过程中产生的振动等特点引起天然气管道法兰密封失效，造成泄漏。

天然气站法兰泄漏主要有以下原因：

a.密封垫片压紧力不足，法兰结合面粗燥，安装密封垫出现偏装，螺栓松紧不一，两法兰中心线偏移。

这种泄漏主要由于施工、安装质量引起的，主要发生在投产试压阶段；

b.由于脉冲流、工艺设计不合理，减振措施不到位或外界因素造成管道振动，致使螺栓松动，造成泄漏；

c.管道变形或沉降造成泄漏；

d.螺栓由于热胀冷缩等原因造成的伸长及变形，在季节交替时的泄漏主要是由这种故障引起的；

e.密封垫片长期使用，产生塑性变形、回弹力下降以及垫片材料老化等造成泄漏，这种泄漏在老管线上比较常见。

f.天然气腐蚀，造成泄漏。

管道泄漏

a.夹渣、气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，随着焊接技术的发展和施工质量以及检测手段的提高，这种焊接缺陷逐渐减少；

b.腐蚀引起的泄漏

周围介质引起的均匀腐蚀，这种腐蚀造成的泄漏主要出现在老管线上，随着时间的推移，管线内外壁一层层的腐蚀而剥落，最后造成大面积的穿孔，最终造成管道泄漏事故的发生；

应力引起的腐蚀，金属材料的应力腐蚀，是指在静拉伸应力和腐蚀介质的共同作用下，使应力集中处产生破坏。

这种腐蚀危害性较大，一般在没有先兆的情况下，能够迅速扩展产生突然断裂，发生严重的泄漏事故。

c.冲刷引起的泄漏

由于冲刷原因造成站场泄漏的事故较多，比较容易出现此类故障的部位是管道弯头，特别是流速较快的弯头处，造成这种泄漏主要有以下几个原因：

从加工角度来说，对于冲压成型和冷煨、热煨成型的弯头，弯曲半径最大的一侧存在着加工减薄量；天然气流速较快，流经弯头时，对管壁产生较大的冲刷力，在冲刷力的作用下，管壁金属不断地被带走，壁厚逐渐变薄，最后造成泄漏。

阀门泄漏

阀门由于受到天然气的温度、压力、冲刷、振动腐蚀的影响，以及阀门生产制作中存在的缺陷，阀门在使用过程中不可避免的产生泄漏，常见的泄漏多发生在填料密封处、法兰连接处、焊接连接处、丝口连接处及阀体的薄弱部位上。

a.连接法兰及压盖法兰泄漏，这种泄漏一般通过在降压的情况下，通过拧紧螺栓得以解决；

b.焊缝泄漏：

对于焊接体球阀，有可能存在焊接缺陷，出现泄漏，这种泄漏很少见。

c.阀体泄漏：

阀体的泄漏主要是由于阀门生产过程中的铸造缺陷所引起的，天然气的腐蚀和冲刷造成阀体泄漏，这种泄漏常出现在调压阀上。

（7）电气设备设施

电能与客观世界的其它事物一样，都具有两重性。

一方面作为现代化动力，促进了生产力的发展，在推动人类科技进步上充分发挥了它的积极作用。

另一方面，电流客观存在的危险有害因素又成为各类电气事故的根源。

电能的危险有害因素主要有以下几个方面：

触电伤害

触电是电流的能量对人体的伤害，分为电击和电伤。

电击是电流通过人体内部，破坏人的心脏、神经系统、肺部的正常工作，可导致人死亡。

通过人体的致命电流为50mA。

电伤是电流的热效应、化学效应和机械效应对人体外部造成的局部伤害，包括：

电弧烧伤、烫伤、电烙印、皮肤金属化等。

人体触及带电导线、设备、或其它带电体就会产生触电事故。

触电方式有单相触电、两相触电和跨步电压触电。

射频伤害

当电流在导体中流过时，就会产生电磁场，射频伤害是由电磁场的能量造成的。

人体在高频电磁场作用下吸收辐射能量