LNG加气站设立安全评价报告.docx
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LNG加气站设立安全评价报告
1.1
前期准备情况
55
1.2
评价对象、范围及重点
55
1.3
评价目的
66
1.4
评价程序
66
2工程概况
99
2.1
建设单位简介
99
2.2
建设项目概况
99
2.3
加气工艺简介
1010
2.4
主要设备
1212
2.5
公用工程
1212
2.6
消防
1414
2.7
建构筑物
1414
2.8
安全管理
1515
3危险、
有害因素识别与分析
1818
3.1
加气站危险、有害因素辨识
1818
3.2
物质危险分析
1818
3.3
加气站火灾危险性分析
2525
3.4
周边环境危险因素分析
2929
3.5
平面布置危险因素分析
2929
3.6
电气的危险因素分析
2929
3.7
静电危险因素分析
3030
3.8
环境危险因素分析
3131
55
3.9其它危险因素分析3131
3.10危险化学品重大危险源辨识3333
3.11危险区域及危险类型3434
4安全评价单元的划分结果及理由说明3535
4.1评价单元划分的结果3535
4.2评价单元划分的理由3535
5采用的安全评价方法及理由说明3838
5.1安全评价方法的选择3838
5.2评价方法选择说明3838
6定性、定量分析危险、有害程度的结果3939
6.1预先危险性分析结果3939
6.2火灾爆炸危险指数评价结果3939
6.3灾害评估分析结果3939
7安全条件和安全生产条件4040
7.1项目安全条件4040
7.2项目安全生产条件4444
7.3条件论证结果4545
8加气站典型事故案例分析4646
8.1LNG储罐泄漏事故4646
8.2郑州市丰庆路汽车加气站火灾事故4747
8.3案例分析小结4848
8.4海恩法则4848
9安全对策措施4949
9.1已有的安全对策措施4949
9.2
4949
补充安全对策措施
10评价结论错误!
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错误!
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11与建设单位交换意见的情况结果错误!
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错误!
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附件1选用的安全评价方法简介错误!
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附1.1预先危险性分析方法简介错误!
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附1.2道化学火灾爆炸危险指数评价错误!
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附1.3灾害评估错误!
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附件2定性、定量分析危险、有害程度的过程错误!
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附2.1预先危险性分析（PHA错误!
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附2.2火灾爆炸危险指数评价错误!
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附2.3灾害评估错误！
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附件3评价依据错误！
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附3.1有关法规和文件错误！
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附3.2采用标准及规范错误！
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附3.3项目有关资料错误！
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1评价总则
1.1前期准备情况建设项目设立安全评价是在建设项目可行性研究阶段，根据相关的基础资料，辨识与分析建设项目潜在的危险、有害因素，确定其与安全生产法律法规、规章、标准、规范的符合性、预测发生事故的可能性及其严重程度，提出科学、合理、可行的安全对策措施和建议，做出安全评价结论的活动。
建设项目设立安全评价对落实建设项目安全生产“三同时”、降低生产经营活动事故风险提供技术支撑。
为了贯彻落实“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，根据国家安全生产监督管理总局第8号令《危险化学品建设项目安全许可实施办法》和新疆维吾尔自治区安全生产监督管理局《关于印发危险化学品建设项目安全许可审查程序的通知》的有关规定，****有限公司（以下简称加气站）委托我公司对其LNG加气站新建工程进行设立安全评价。
我公司接受委托后，针对项目特点组建了项目组，阅读、熟悉工程资料和安全条件论证报告。
该站安全条件论证报告于2010年5月23日通过了专家论证。
遵循《危险化学品建设项目安全评价细则》的要求，依据国家有关标准规范和相关工程的调研情况，对本工程的工艺、设备、平面布置及建筑、自然环境等方面作了深入的分析，确定了相应的评价单元及评价方法。
在对项目危险、有害因素的辩识与分析的基础上，对加气站进行了安全定性和定量评价，提出了相应的安全对策措施，并做出了安全评价结论。
1.2评价对象、范围及重点
1.2.1评价对象
本次安全评价属于新建加气站的设立安全评价，评价对象是****LNG加气站。
1.2.2评价范围本项目安全评价范围为加气站界区内的加气工艺设备及公用工程保障情况，不包括lnG槽车的运输内容。
1.2.3评价重点本次安全评价工作的重点是对加气站工程可能出现的火灾爆炸危险及后果进行分析与评价，提出相应的安全对策措施。
1.3评价目的
（1）对加气站存在的危险和有害因素进行辨识，并对加气站的主要危险因素进行重点分析；
（2）运用安全系统工程的方法，定性和定量评价其发生危险的可能性以及可接受程度；
（3）提出消除、预防、减弱或隔离危险和有害因素的对策与措施，为修订、完善、改进加气站工程的安全设计提供依据，以确保项目从设计上实现本质安全；
（4）为本项目安全管理的系统化、标准化和科学化提供建议，为安全生产管理部门实施监察、管理提供依据。
1.4评价程序为达到预期目的，结合被评价单位实际情况，本次安全评价工作程序分
为准备、实施评价、报告编制三个阶段。
1.4.1评价准备阶段主要收集有关资料，划分评价单元，进行工程危险、有害因素辨识，选择评价方法，编制评价计划。
1.4.2实施评价阶段对工程的可研设计方案和现场选址进行调研，用相应的评价方法进行定性分析和定量计算，提出安全对策措施
143报告编制阶段
主要是汇总第二阶段所得的各种资料、数据，综合得出结论与建议，完成设立安全评价报告的编制。
设立安全评价工作程序见图1—1。
前期准备
1
辨识与分析危险、有害因素
1
划分评价单元
2工程概况
2.1建设单位简介
2009年7月6日，****在****工商行政管理局取得企业名称预先核准通知书。
公司由2人投资注册，注册资金100万元。
注册地址为****。
2.2建设项目概况
本项目为撬装式LNG加气站，选址于*****乌伊公路4289~4290处。
用地面积2700吊，总建筑面积225吊。
采用广汇集团开发的撬装式加气工艺，设1台43mkNG储罐，1台LNG加气机。
2.2.1工程地理位置及平面布置
2.2.1.1地理位置
加气站位于*****乌伊公路（312国道）4289~4290处，四周无生产经营单位，无民用住宅。
加气站沿乌伊公路建设，位于公路北侧。
加气站西侧为空地，30m外有一废弃的加油站站房，200m外是*中学，250m附近是*变电所；加气站东侧100m范围内均为空地；加气站北侧为林带和农田。
加气站周边无架空电力线和架空通信线。
周边环境情况见附图1——区域位置图。
加气站周
边情况可见附件——加气站四周情况照片。
2.2.1.2平面布置
加气站用地面积2700〃，总建筑面积225点，道路场坪面积885总加气站分为生产区和生产辅助区，生产区包括储罐区、卸车及加气区，生产辅助区包括营业厅、办公室、值班室、卫生间、壁挂炉间。
生产区位于站区的东面，生产辅助区位于站区的西面。
站区四围设置有高度不低于2.2m的实体砖墙。
沿312国道方向各设置一个出入口。
具体位置可见附图2——总平面位置
图。
222工程自然条件
****属温带大陆性干旱半干旱气候区。
具有冬季严寒，夏季酷热，日照充足，干旱少雨等特点。
年平均气温7.2C,最热月（七月）平均气温
24.4C,最冷月（一月）平均气温—18.4C,极端最高气温39.6C,极端最低气温—37.4C。
全年无霜期165—172天，最长达190天。
年平均降水量173.3毫米，最大年份251.1毫米，最大日降水量34.5毫米。
年均降雪量74.4毫米，占全年降水量的27%。
积雪深度约15~25厘米，最大年降雪量深度33厘米。
全年多东风，在6~7月转为西风，平均风速2.5米/秒，最大风速20米/秒。
抗震设防烈度为8度。
2.3加气工艺简介
本工程采用撬装式设备，撬装设备集成了储罐、增压设备、烃泵、加气机及各设备之间的连接管线、阀门等。
现场设有天然气泄漏检测报警系统。
设备管线吹扫及仪表用气由氮气瓶提供。
LNG加气站的原则工艺流程见图2-1
厂
LNG储存加注整体撬
图2-1加气站原则工艺流程图
2.3.1卸车工艺
加气站卸车采用给槽车增压方式卸车。
站内卸车增压器给集装箱槽车增
压至0.6MPa,利用压差将LNG送入低温储罐。
卸车进行末段集装箱槽车内的低温LNG气体，接入BOG气相管线。
卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线、氮气吹扫以及若干低温阀门。
2.3.2加气工艺
储罐或槽车中的饱和液体LNG通过泵加压后，经过气液分离器后，LNG由加气枪给汽车加气，加气压力为1.6MP&在给车载瓶加气前，必要时应给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气，并入BOG、管。
2.3.3BOG工艺
（1）BOG来源
由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体（boiloffgas）,本工程中BOG^体包括：
1）LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体。
2）LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体。
3）卸车时注入储罐内气体容积相对减少产生的蒸发气体。
4）注入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体。
5）槽车内的残余气体。
（2）BOGT艺
根据LNG储存条件、卸车方式及BOG勺来源，BOG勺处理采用缓冲输出的方式。
排出的BOG气体为低温状态，且流量不稳定，需对其加热及稳定压力后并入增压器。
为保证气化过程储罐的安全以及卸车时工艺的顺利进行，储罐气相管装有降压调节阀及手动BOG排气阀。
降压调节阀可根据设定压力自动排出BOG该调节阀的压力设定为0.65MPa手动BOG非气阀用于储罐内压力较高时对储罐进行减压操作的情况。
234安全泄放工艺
加气站放散管道经汇集后采用集中放散。
安全泄放工艺系统由安全阀、
爆破片、EAG加热器、放散管组成。
天然气为常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。
在温度低于
120C左右时，密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发，需设置
EAG加热器，对放空的低温LNG进行集中加热后，经阻火器后通过集中放散排放，EAG加热器采用200Nmh空温式加热器。
常温放散LNG直接经阻火器后排入放散管。
阻火器内装耐高温陶瓷环，安装在放空总管路上。
在一些可能会形成密闭的管道上，设置手动放空加安全阀的双重安全措
施。
加气站整体工艺流程图见附图3――工艺流程图。
2.4主要设备
加气站主要设备见表2-1。
表2-1加气站主要设备一览表
序号
设备名称
规格型号
数量
备注
1
LNG储罐
3
储罐43m
EAG加热器200Nn3/h
储罐增压器300Nm3/h
1台
第三类压力
容器
烃泵：
8~340L/min
2
LNG加注撬
加注机
1台
气液分离器
2.5公用工程
2.5.1供电
站内电气系统主要包括加气站站内的变配电、动力控制、室内外照明
（1）供电电源及配电系统
本工程加气站用电负荷为三级负荷，站内用电接自*****供电所。
加气区、储罐区等为2区爆炸危险环境，选用隔爆型用电设备。
（2）照明系统站内照明分工作照明、事故照明两种类型，其防爆区内采用隔爆灯具及防爆照明开关。
（3）线路敷设
本站均采用铜质导线。
室内采用BV-500V聚乙烯绝缘线，在爆炸和火灾危险环境穿钢管明设，在正常场所穿钢管暗敷设。
室外采用ZRC-YJV22阻燃
式电缆沿地坪下敷设，过道路时穿钢管敷设。
（4）防雷防静电加气站防雷、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地等，站房屋面采用镀锌圆钢作防雷接闪器，引下线利用建筑物柱内主筋，接地装置采用镀锌扁钢埋于地下并与防雷系统构成可靠的电气通路。
其接地电阻不大于4
欧。
站内爆炸危险区域内金属设备及工艺管道均作防静电接地处理，接地材料为镀锌扁铁，跨接于阀门、流量计等设备金属连接法兰上，防止电荷集聚，确保设备安全运行。
出口管线设绝缘法兰。
站内管段均由静电接地电缆可靠接地，将气流摩擦产生的静电导入大地。
为防止因绝缘损坏而可能带电的金属构件、支架、设备外壳等均应可靠接地。
2.5.2自控与仪表仪表和自控主要是就地指示压力表和温度计及可燃气体检测器。
（1）自控系统采用手动操作方式，泵可单独起停操作，但当压力超高或温度过低
时，泵自动停止，配电回路本体设置了速断和过负荷保护
按工艺要求，可燃气体泄漏检测探头分置于LNG储罐区、工艺区及加气区，当所在区域有气体泄漏时，可燃气体检测器除发生报警声和显示泄漏区域外，还能将信号传至控制系统实现紧急停泵的连锁控制。
（2）通讯为了保证加气站的生产安全以及公司的调度畅通，设置一部直拔电话。
2.5.3给排水站内用水主要为职工办公、生产用水，排水主要为职工生活排水。
站内用水由城市给水管网接入，生活污水经化粪池处理。
雨水通过专设排水沟直接排至站外，本站给水接口均在站区北侧围墙外。
2.5.4采暖
站内设置1台36kW燃气壁挂炉，供站区所有房间采暖，站内房间采暖温度保证不低于18C。
2.6消防
2.6.1加气站消防情况站内消防以灭火器为主，灭火器配置情况如下：
（1）加气棚附近设置2具MF/ABC8型干粉灭火器。
（2）LNG储罐区设置2具MFT/ABC35型干粉灭火器，4具MF/ABC8型干粉灭火器。
（3）站房内设置4具MF/ABC8型干粉灭火器。
2.6.2加气站消防依托
本项目消防依托于****消防中队，消防中队离加气站距离约8km消防中队有20人，配置有消防车5辆。
2.7建构筑物
站内建（构）筑物主要有站房、加气棚以及各类设备基础及场坪。
站房
建筑面积为225m,主要包括营业厅、值班室、办公室、器材室、卫生间、壁挂炉间等。
加气棚面积180〃。
建筑物抗震按8度设防。
站房结构形式为砖混结构，加气棚采用钢网架结构，基础形式采用独立基础。
地上设备基础采用混凝土基础，道路场坪为砂卵石基层上作混凝土路面。
加气站建、构筑物情况见表2-2。
表2-2加气站主要建、构筑物一览表
序号
名称
单位
面积
备注
1
站房
2m
225
一层、砖混
2
加气棚
2m
180
钢网架
2.8安全管理
2.8.1组织机构
****拟成立办公室、财务部、安全部和技术生产部等几个部门
公司组织机构可见图2-2。
（1）办公室
负责对全公司行政、人事等方面进行管理，对外负责天然气的安全稳定供气。
（2）财务部
负责全公司财务计划等工作。
（3）技术生产部
生产部主要对天然气工程质量、生产技术等方面进行统一管理，负责
LNG加气站的规划、建设，保证站区系统的安全运行、稳定供气。
对LNG加气
站工艺设施及阀门等设备进行定期检查、维护、检修和运行管理等项工作，保证设备的正常运行，负责加气站的事故抢修，带气接管等项工作。
（4）安全部
安全部配置专职安全管理人员，负责组织编制加气站安全生产责任制、安全生产管理规章制度和加气站事故应急预案，并检查落实情况，负责加气站安安全生产策划、安全培训教育、安全生产档案等。
安全管理网络见图2-3。
282人员编制
加气站定员12人，人员编制情况见表2-3
表2-3劳动定员情况一览表
序号
部门
宀口疋员
1
办公室
2
2
财务室
2
3
技术生产部
2
4
安全部
2
5
加气班组
4
合计
12
3危险、有害因素识别与分析
3.1加气站危险、有害因素辨识
根据《企业职工伤亡事故分类》的规定，对加气站的危险、有害因素进行辨识，综合考虑起因物、引起事故的诱导性原因、致害物、伤害方式等，对加气站危险因素进行辨识，具体分析见表3-1。
表3-1加气站危险、有害因素一览表
序号
危险和有害因素
危险因素存在部位
备注
1
火灾爆炸
LNG储罐与加气机
危害较重
2
冻伤
LNG储罐与加气机
危害较大
3
机械伤害
机泵等动设备
4
车辆伤害
装卸及加气的车辆
5
坍塌
站房和罩棚
6
高处坠落
站房、罩棚和储罐
7
中毒和窒息
天然气、氮气窒息
8
触电
带电部位
易发事故
3.2物质危险分析
加气站主要危险物质为LNG和氮气，LNG是天然气原料经过预处理，脱除
其中的杂质后，再通过低温冷冻工艺在-162C下所形成的低温液体混合物。
LNG的主要成份为甲烷。
火灾危险性为甲类，爆炸浓度极限为5〜15%，最小
点火能量仅为0.28mJ,燃烧速度快，燃烧热值高（平均热值为33440kJ/m3）,
对空气的比重为0.55，扩散系数为0.196，极易燃烧、爆炸，并且扩散能力强，火势蔓延迅速。
一旦发生火灾难以施救。
天然气火灾特点是当发生火灾时往往会引发天然气的爆炸，随着爆炸的发生，天然气会很快释放。
氮气主要在天然气设备及管线吹扫及仪表用气，采用氮气瓶储存。
LNG的性质随组分变化而略有不同，一般商业LNG的基本性质为：
在-162C
与O.IMPa下，LNG为无色无味的液体，其密度约为424kg/m3,燃点为650C,热值一般为37.62MJ/m3,在-162C时的汽化潜热约为510kJ/kg，压缩系数为0.740〜0.820。
其主要组份见表3—2。
表3—2LNG基本组成一览表
组分
体积百分含量（V%
组分
体积百分含量（V%
G
92〜98
G
0〜4
C2
1〜6
其他烃类化合物
0〜1
C3
1〜4
惰性成分
0〜3
其主要危险类别见下表3—3
表3-3天然气危险特性一览表
数
物料
危害类别^
火灾危险性
分类
危险性类别
备注
天然气
甲
2.1类
氮气
2.2类
3.2.1液化天然气（LNG
LNG属甲类火灾危险性物质，最小点火能较低，易燃易爆。
LNG理化性质
见表3-4。
表3—4LNG理化性质一览表
标识
中文名：
液化天然气；别名：
LNG
英文名：
liquefiednaturalgas
化学类别：
烷烃
CAS号：
8006-14-2
危规分类及编号：
GB2.1类21008。
UNNo.1972。
危险性类别：
第2.1类易燃气体
组成与
性状
主要成分：
83%-99%甲烷、1%^13%乙烷、0.1%〜3%丙烷
外观与性状：
无色无臭液体
物化性质及危
险特性
液化天然气是以甲烷为主的液态混合物，常压下的沸点温度约为-162C，密度大约为
424kg/m3,LNG在泄漏或溢出的地方，会产生明显的白色蒸气云。
白色蒸气云的形成，是空气中的水蒸气被溢出的LNG冷却所致。
天然气在液化装置液化，产生液化天然气，其组成与气态稍有不冋，因为一部分组分在液化过程中被除去。
沸点—160〜164C；
危险特性：
极易燃，蒸气能与空气形成爆炸性混合物，爆炸极限为5%〜15%当液化
天然气由液体蒸发为冷的气体时，其密度与在常温下的天然气不同，约比空气重1.5
倍，其气体不会立即上升，而是沿着液面或地面扩散，吸收水与地面的热量以及大气与太阳辐射热，形成白色云团。
由雾可察觉冷气的扩散情况，但在可见雾的范围以夕卜，仍有易燃混合物存在。
如果易燃混合物扩散到火源，就会立即闪燃回着。
当冷气温热至-112C左右，就变得空气轻，开始向上升。
液化天然气比水轻（相对密度约0.45），遇水生成白色冰块。
冰块只能在低温下保存，温度升高即迅速蒸发，如急剧扰动能猛烈爆喷。
天然气主要由甲烷组成，其性质与纯甲烷相似，属“单纯窒息性”气体，咼浓度时因缺氧而引起窒息。
液化天然气与皮肤接触会造成严重的灼伤。
应急措
施
泄漏出的液体如未燃着，可用水喷淋驱散气体，防止引燃着火，最好用水喷淋使泄漏液体迅速蒸发，但蒸发速度要加以控制，不可将固体冰晶射至液化天然气上
灭火方法：
用水冷却容器，以防受热爆裂，并用水保护进行关阀或堵漏的人员。
如泄漏物未被点燃，可用雾状水直接射至易燃蒸气和空气的混合物，以使其远离火源。
如需使泄漏物蒸发加快，须在蒸气蒸发能控制的情况下，用雾状水加快其蒸发速度。
禁止向液化天然气使用水枪施救。
如有必要扑灭少量的天然气的火种时，可用水、干粉、二氧化碳、卤素灭火剂灭火。
同时必须注意通风转换
急救：
应使吸入天然气的患者脱离污染区，安置休息并保暖；当呼吸失调时进行输氧，如呼吸停止，要先清洗口腔和呼吸道中的粘液及呕吐物，然后立即进行口对口人工呼吸，并送医院急救；液体与皮肤接触时用水冲洗，如产生冻疮，就医诊治
泄漏
处理
首先切断一切火源，勿使其燃烧，同时关闭阀门等，制止渗漏；并用雾状水保护关闭阀门的人员；操作时必须穿戴防毒面具与手套
注：
摘自《危险化学品安全技术全书》（化学工业出版社）
322天然气
LNG世漏蒸发后生成天然气，其主要物化特性见下表3-5
表3-5天然气主要物化特性一览表
标
识
英文名：
Naturalgas
危险货物编号：
21007
UN号：
1971
理
化特性
主要成分
甲烷及低分子量烷烃
外观与形状
天然气是无色、无臭易燃气体
沸程（C）
-160C
自燃温度（C）
482〜632
相对密度（水=1）
0.45（液化）
最大爆炸压力
（kPa）
2
6.8X10
溶解性
微溶于水
毒
性及健康危害
侵入途径
吸入
健康危害
天然气的职业危害程度分级为W级，车间最咼允许浓度为300mg/m（前苏
联标准）。
长期接触天然气的人员，可形成头晕、头痛、失眠、记忆力减
退、食欲不振、无力等神经衰弱症，接触低浓度天然气对人体基本无毒，接触高浓度（达20%-30%天然气时，可引起缺氧窒息、昏迷、头晕、头疼、呼吸困难，以至脑水肿、肺水肿，如不及时脱离，可能造成窒息中毒死亡。
急
救
应使吸入天然气的患者迅速脱离污染区，安置休息并保暖；当呼吸失调时进行输氧，如呼吸停止，要先清洗口腔和呼吸道中的粘液及呕吐物，然后立即进行人工呼吸，并送医院
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