LNG加气站安全预评价报告

1、前 言XXXXXXX是一家民营有限责任公司，成立于二零一四年四月二十九日。主要经营新能源产品的开发、销售及技术咨询服务；燃气设备、太阳能设备、节能环保设备的研发、销售及技术咨询、技术转让；节能环保工程的设计、施工。为项目顺利实施，企业委托XXXXXXX编制完成了可行性研究报告，同时积极进行项目的其他合法性程序。XXXXXXX拟建设一座LNG加气站，设计加气规模4104Nm3/d，主要设备包括2台60m3LNG卧式储罐、1套LNG泵撬装设备（含2台LNG潜液泵、1台增压器、1台EAG加热器）和4台LNG加气机。拟建项目为二级LNG加气站。依据中华人民共和国安全生产法、危险化学品安全管理条例和危险

2、化学品建设项目安全监督管理办法、城镇燃气管理条例、汽车加油加气站设计与施工规范的要求，为了确保建设项目符合“三同时”的法律、法规程序，企业委托XXXXXXX对该项目进行安全预评价。XXXXXXX接受委托后，成立了项目评价小组，项目评价小组依据委托方提供的相关资料，通过调查、分析、研究，按照危险化学品建设项目安全评价细则（试行）安监总危化2007255号文件要求的内容和格式的要求编制完成安全预评价报告。本报告在编制过程中得到了XXX安全生产监督管理局的大力支持，XXXXXXX相关人员的积极协助和配合，使得本项目安全评价工作顺利完成，谨在此一并表示感谢！报告在编制过程中难免存在不足和需要进一步完善

3、之处，欢迎各位领导和专家提出宝贵意见。目 录第一章 概述11.1评价目的11.2评价工作原则11.3评价范围21.4安全预评价程序2第二章 建设项目概况42.1建设单位简介42.2工程地址及周边环境情况42.3总图运输52.4建筑与结构92.5工艺流程及设备选型102.6公用工程及辅助设置20第三章 危险和有害因素辨识结果313.1 危险和有害因素辨识依据313.2危险有害因素识别结果313.3重大危险源辩识结果34第四章 安全评价单元划分及其理由说明354.1评价单元划分原则354.2评价单元的划分结果354.3评价方法的选用36第五章 定性、定量分析危险、有害程度的结果385.1 定量分析

4、危险物质数量、状态和所在的部位及其状况（温度、压力）结果385.2 定性定量分析危险物质及其在各单元固有危害程度385.3风险程度的分析结果40第六章 安全条件和安全生产条件的分析与结果426.1安全条件分析结果426.2安全生产条件分析结果446.3事故案例46第七章 安全对策与建议507.1 可行性研究报告中提出的安全对策措施507.2 应补充完善的安全对策措施537.3 意见和建议64第八章 评价结论688.1 危险、有害因素辨识分析结果688.2 评价结论68第九章 与建设单位交换意见情况70附1项目危险、有害因素辨识过程71附1.1主要物质危险有害因素辨识71附1.2主要工艺设备及管

5、道危险有害因素的辨识74附1.3工艺过程危险有害因素的辨识80附1.4 运行过程中危险有害因素辨识与分析81附1.5社会环境、自然环境危险有害因素分析93附1.6人的不安全行为危害因素辨识93附1.7安全管理危险因素分析94附1.8重大危险源辩识95附2定性、定量分析危险、有害程度的过程96附2.1 选址与总平面布置单元；96附2.2设备设施和工艺单元评价99附2.3公用工程评价单元102附2.4 蒸汽云爆炸爆炸伤害模型评价104附3.LNG加气站爆炸危险区域划分106附4.评价依据109附4.1法律法规文件109附4.2标准规范111附4.3其他依据113附5工程交工验收时施工单位应提交的资

6、料清单114附6附件目录117第一章 概述1.1评价目的对本项目的评价目的是通过对XXXXXXXXXXXXXXXLNG加气站的储存、加气系统的工艺、设备、作业环境、安全管理等的评价，辨识出及危险、有害因素的分布情况，确定其风险等级，在此基础上，提出降低或控制危险源的安全对策措施。本评价可作为安全生产监督管理“三同时”依据之一，也可作为本项目设计、施工、运行后进行安全管理工作的依据。1、贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针和建设项目安全设施、设备与主体工程“三同时”的要求，论证项目建设应具备的基本安全条件，评价项目在安全技术方面的可行性；2、运用安全系统工程的原理和方法，定性或定量分析项目

7、潜在的主要危险、有害因素及其危险危害程度，评价其安全风险的可接受程度；3、提出消除、预防、减弱或隔离危险、有害因素的对策措施，提高项目的本质安全水平；4、为工程项目建成后安全生产管理的系统化、标准化和科学化提供依据和技术指导。1.2评价工作原则本次预评价工作将以国家有关安全生产的法律、法规、标准和规范为依据，按照科学的方法、程序，采用可靠、先进、适用的安全评价技术，针对工程项目的工艺技术特征，从实际的经济、技术条件出发，进行分析和评价，在最大程度上保证结论的正确性和对策措施的合理性、可行性及可靠性。具体原则如下：1、遵循独立、客观、公正、公平的原则。2、遵循安全评价通则、安全预评价导则所规定的

8、评价程序及与其相匹配的方法和标准进行评价。3、评价人员遵循结合实际，实事求是的原则。1.3评价范围本次安全预评价的范围为XXXXXXX渭南市XXX天英LNG加气站建设项目可行性研究报告中所涉及的LNG加气站的各项工艺设施，电气、给排水、自动控制系统、消防系统、周边环境等（不包括槽车相关内容），不涉及其他设施。职业卫生由具有相关资质单位另外评价，不包括在本次评价范围内。1.4安全预评价程序按照安全预评价导则（AQ8002-2007）和危险化学品建设项目安全评价细则（试行）（安监总危化2007255号）的要求，本次评价工作大体上可分为三个阶段：1、前期准备阶段，本阶段主要工作是接受委托，成立项目评

9、价组，进行项目调研，收集有关资料；2、实施评价阶段，通过进行危险、有害因素辨识与分析，选择安全预评价方法，确定安全预评价单元，经过评价，提出安全对策措施及建议，得出安全预评价结论；3、编制阶段，主要是汇总第一、二阶段所得到的各种资料、数据，综合分析得出结论及建议，完成本项目安全预评价报告的编制。经与建设单位对此协商，签署安全评价协议，组成评价组。评价组随即进入现场，进行了现场调研，并收集相关资料。本次安全预评价工作程序见图1-1。前期准备辨识与分析危险、有害因素划分评价单元选择评价方法定性、定量评价与分析提出安全对策措施建议做出评价结论编制安全预评价报告分析安全生产条件与建设单位交换意见图11

10、 安全预评价程序第二章 建设项目概况2.1项目基本概况XXXXXXX成立于2014年4月29日，已由西安市工商行政管理局注册登记（4669），法人代表：XXX，注册资金500万元。建设项目名称：XXXXXXXXXXXXXXXLNG加气站项目建设单位：XXXXXXX建设单位性质：民营项目建设地点：XXXXXXXXXXX项目设计规模：4104Nm3/d建设规模：2台60m3LNG卧式储罐，1套LNG泵撬装设备（含2台LNG潜液泵、1台增压器、1台EAG加热器）和2台LNG加气机建设性质：新建项目征地面积：6347.9m2，约合9.52亩根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（20

11、14版）相关规定，本站属于二级LNG加气站。该项目于2015年8月由XXXXXXX编制完成XXXXXXX渭南市XXX天英LNG加气站建设项目可行性研究报告，已取得XXX经济发展局关于XXXXXXXXXXXXXXXLNG加气站项目在线备案前期意见的函华经函201678号。2.2工程地址及周边环境情况2.2.1地理位置XXXXXXX拟扩建的XXXXXXXXLNG加气站位于XXXXXXXXXXX，项目所在地位于XXX310国道北测，距G30连霍高速XXX出口约8.0km，距XXX县城7.5km。该站南面正对XXX，北面为XXX、东面距XXX200m、西面为XXX，加气站站址周边地势平坦、开阔、交通方

12、便。2.2.2自然条件2.2.2.1地形、地貌本项目所在地位于XXX，XXX位于关中平原南部、渭河南岸，XXX地势南高北低，相差悬殊；地貌分区明显，类型复杂多样。南部高耸着逶迤不断的山地，峰峦迭嶂，高峻挺拔，占XXX总面积的59.9%。北部陡直而降，为渭河及其支流冲积而成的平原。二者之间为山前洪积扇，背山向川，波状起伏。山外西南部高亢的黄土台塬，塬面破碎，沟壑纵横。山地与其它几种地貌类型以秦岭北麓东西向深大断裂面为界，南侧地壳不断上升，北侧相对下降，使地势南北高差悬殊。平原最低处海拔334米；山地最高峰海拔2646米，相对高差达2312米。山地和平原呈东西向延伸，洪积扇和台塬因受河流切割，多呈

13、南北向的条带，所以XXX群众说“南北走，有上有下；东西走，有沟有岔”。2.2.2.2工程地质根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）XXX抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g。2.2.2.3气候条件XXX气候属于大陆性季风半湿润气候，四季冷暖干湿分明。冬季处在强大的西伯利亚冷气团控制下，干燥寒冷。春季因西伯利亚冷高压随着南部热带暖气团逐渐北进而迅速减弱，暖湿气团北扩，大地回暖快，降水开始递增，由于冷暖气团的交替出现，冷空气活动频繁，气温日差较大，易出现寒潮、霜冻、大风等天气现象。夏季受盛行的副热带高压影响，易出现雷阵雨、大风，但由于冷空气路径不同及地形影响，降水分布极不

14、均匀，常有程度不同的初夏旱或伏旱发生。秋季转为暖湿气团与干冷气团的交替期，初秋多连阴雨，晚秋多为秋高气爽的晴朗天气。县境内，由于受山地阻挡及地形垂直变化影响，气温、降水、蒸发、日照和无霜期南北差异显著。根据气象站多年气象要素资料统计，该项目所在地平均气温13.4，最热月（7月）平均气温27.3，最冷月（1月）平均气温-0.8，极端最高气温42.2，极端最低气温为-15.8，年平均降水量583.4mm，无霜期283天。全年主导风向为ENE，次主导风向为WSW，年平均风速1.9m/s，全年最大风速2.8m/s。1）气温年平均气温为13.4最冷月平均气温为-0.8最热月平均气温27.3历年极端最高气

15、温42.2极端最低气温-15.82）气压年平均气压970.3hPa1月份气压最高（平均值）102.5kPa7月份气压最低（平均值）959.3kPa3）降水平均年降水量583.4mm日最大降水量92.3mm4）风年平均风速1.9m/s最大风速2.8m/S最小风速1.7m/S常年主导风向为东北风，其次为西南风。5）积雪年最大积雪深度22cm6）日照日照百分率40%7）冻土最大冻土深度45cm8）雷暴日年平均雷暴日数22.1d2.2.2.4交通运输条件项目所在地地质条件良好，地势开阔、平坦、项目地处交通要道，便于加气站的建设。2.3总图运输2.3.1总平面布置加气站按火灾危险性分类属于甲类场所，站区

16、平面布局严格按现行汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014版），建筑设计防火规范GB50016-2014，参考液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范NB/T1001-2011防火规范的有关规定布置。根据当地气象条件，对装置进行合理布置，在满足规范要求的最小防火间距以及进出车辆的回车场地的前提下，做到布局合理，布置紧凑，节约用地。2.3.1.1站内分区1、根据加气站的功能分为加气区、工艺区、营业区、辅助区等。 2、工艺区位于站区的西侧，包含LNG低温储罐、低温泵、卸车增压器、EAG加热器、围堰和卸车点等。3、加气区位于站区南侧，面向310国道，设置4台加气机。4、营业区位于

17、站区北侧，站房包括控制室、办公室、营业室、空压间、配电室、休息室及卫生间等。5、辅助区位于站区东侧，设置有消防水池和消防泵房。6、各功能区位置见总平面布置图。2.3.1.2道路及出入口为使加气车辆和LNG槽车进出通畅，加气区的进出口分开设计，进出口均面向310国道，设置一个汽车进口，一个汽车出口，交通组织方便。2.3.1.3围护设施加气站属于易燃易爆性生产场所，为了加气站的安全管理，应作适当封闭。站区面向道路一侧敞开布置外，其余三面采用非燃烧实体围墙隔离，高度2.2米；为防止储罐发生事故时危害范围扩大，根据规范要求，储罐四周设围堰，围堰内地面应低于周边地面0.4m，围堰地面高出围堰内地面0.8

18、m。采用钢筋混凝土结构，加气岛两侧设防撞柱，高度为0.5m，间距为1.2m，保护加气岛及加气机。2.3.2排水及竖向布置本项目拟建场地自然坡度较为平缓，故竖向设计采用平坡式，整体坡向站外的310国道边缘，LNG防护堤内设有集液池，集液池内设有防爆潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出防护堤。2.3.3总图运输主要技术经济指标表2-1 主要技术指标表序号名称单位建筑面积备注1站房面积m25762F2罐区面积m23183罩棚面积m25124消防水池面积m2905消防泵房m2366总建构筑物面积m215327用地面积m26347.98容积率0.24132.4建筑与结构该项目总建筑面积1532m2，罩棚建

19、筑结构为钢结构，站房建筑结构为砖混，储罐区建筑结构为钢筋混凝土，耐火等级为二级。1、 主要工程材料混凝土强度等级：垫层为C10，设备基础为C30等，其他为C30；钢筋：直径12mm时为HRB335钢筋 直径12mm时为HPB235钢筋；砌体：（施工质量控制等级要求达到B级）；0.000以下：MU10机制粘土实心砖，M10水泥砂浆；0.000以上：内外墙MU10.0KP1承重空心砖，M7.5混合砂浆；钢材及型钢：Q235；焊条：HRB335钢筋焊接用E50,其余用E43。2、结构形式站房为砖混结构，罩棚为钢网架结构，工艺区罩棚为轻型门式钢架结构，基础形式：站房及围墙采用墙下条形基础；罩棚、工艺装

20、置区采用柱下独立基础，其它小设备基础一般采用素混凝土基础（支墩）。围堰采用钢筋混凝土结构并采取防冷冻措施。表2-2 建筑物一览表序号名称面积m2耐火等级火灾危险性结构形式备注1LNG储罐防护堤318二级甲类钢筋混凝土防冻处理2站房576二级-砖混两层砖混3加气机罩棚512二级甲类钢网架建筑面积折半，高7.5m4消防水池90二级戊类5消防泵房36二级戊类2.5工艺流程及设备选型本工程加气站设计规模为4104Nm3/d。液化天然气由LNG槽车运至站内，利用低温泵将槽车中的LNG卸入低温储罐中，加气时利用低温泵将储罐内的LNG输送至加气机，通过加气枪为车辆加气。2.5.1工艺设计方案 1、设计规模：

21、 根据市场分析，本工程加气站LNG设计规模为4104Nm3/d。 2、LNG储存容量： LNG储量按下式计算： V = n Gr /vb; 式中：V：总储存容积(m3)； n：储存天数(d); Gr: 平均日用气量（4104Nm3/d0.717kg/Nm3）； v：最高工作温度下的液化天然气密度（356kg/m3）； b：最高工作温度下的储罐允许充装率，b = 90%。综合各种因素，确定储存天数按1.0天考虑。经计算，本站总储存容积V为120m3，有效储存容积为V=（41040.7171）/（3650.9）=87.31m3。结合当地LNG车辆发展计划，本座站的储存规模为两具水容积60m3的LN

22、G低温储罐。3、设计压力：根据LNG车辆发动机的工作压力确定LNG储罐的工作压力为0.4-0.8MPa，LNG储罐的设计压力为1.26MPa。4、设计温度：LNG加气站工作介质为饱和LNG，确定系统工作温度为-162，系统采用液氮进行置换和预冷（液氮温度为-196），因此系统设计温度为-196。2.5.2工艺流程LNG加气站工艺流程分为卸车流程、升压流程、加气流程和泄压流程四部分。1）卸车流程 把LNG运输槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，使LNG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）增压器卸车通过增压器将气化后的气态天然气送入LNG

23、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l80Nm3。 （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11kWh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，使其气相压力达到平衡，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，同时用泵将槽车内的LNG 卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压，卸车约消耗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

24、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，即增压器和泵联合卸车，储罐上下同时进液的方式。2）升压流程由于汽车车载瓶中的液体必须是饱和液体，为此在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升温升压，使之成为饱和液体方可给汽车加气。当储罐内压力过低，需要对储罐增压时，可通过两种方式进行，第一种方式是储罐内的液体通过增压器汽化后对储罐进行增压；第二种方式是储罐内的液体通过泵和增压器联合对储罐进行增压。在卸车后，用LNG低温泵将储罐中的部分LNG输送到汽化器，汽化后通过

25、气相管路返回储罐，直到罐内压力达到设定的工作压力，可以增加LNG的温度，以提高储罐的压力。 LNG储罐LNG泵LNG空温加热器LNG储罐（液相）3）加气流程LNG加气站储罐中的饱和LNG通过泵增压，再由加气机经过计量后给LNG加气车辆加气。车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸取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）卸压流程由于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。储罐除配有一套安全组件外，还配备了一套自动和手动的卸放装置，当储罐压力大于设定值时，阀门自动打开，从而确保储罐的安全。图2-1 工艺流程图2.5.3主要工

26、艺设备选型2.5.3.1工艺设备选型原则LNG为低温深冷介质，对站内工艺设备的选择应遵循如下原则： 1、相关设备要具备可靠的耐低温深冷性能。特别是储存设备应至少满足耐低温-162以下，应达到-196。2、储存设备保冷性能要好。若LNG储存设备保冷性能不好，将引起设备内温度升高，压力上升，危险性增大。 3、气化设备气化能力要满足设计要求，气化效率要尽量高。 4、相关设备附属管道、阀门等的耐低温性应与主体设备一致。 5、除满足工艺要求外，所有安全阀件（装置）应耐低温且完好、灵敏可靠。2.5.3.2工艺设备选型根据以上工艺设备的选择原则，本项目设备选择如下：1、LNG低温储罐：本站选用60m3的卧式

27、高真空多层绝热储罐2台、LNG储罐设置ITT液位计、压力变送器、温度变送器、压力表和温度表各一套，以实现对储罐内LNG液位、温度、压力的现场指示及远传控制。罐体顶部设置安全防爆装置，下部设夹层抽真空接口及真空度测试口。具体参数如下：型式：卧式真空粉末隔热储罐。全容积： 60m3充装率： 90内/外筒的工作温度： -162/环境温度内/外筒的设计温度: -196/50内/外筒的材质： 06Cr19Ni10/Q345R工作压力为 0.40.8MPa 蒸发率： 0.2%/d2、LNG低温泵：由于目前国内LNG加注站的设备技术还未成熟，国内已建成的LNG加气站投入使用的LNG低温泵均采用国外进口泵，根

28、据目前市场产品进行选择，LNG低温泵的流量根据加气站的设计规模及加气机的流量选定，因此LNG低温泵的设计流量为120L/min。LNG低温泵包括泵体和泵池两部分，泵体为浸没式两级离心泵，整体进入泵池中，无密封件，所有运动部件由低温液体冷却和润滑。LNG低温泵由一台变频器控制。根据LNG燃料加注泵的性能曲线对LNG低温泵进行选型，所选LNG低温泵的主要参数如下：介 质： LNG最低工作温度： -162设计温度： -196设计流量： 120L/min（液态）扬 程： 15245m转速范围： 15006000RPM所需进口净正压头： 14m电机功率： 11kW电 源： 3相，380V，50Hz2）增

29、压器增压器是辅助完成系统升压升温的设备，增压器选用空温式加热器，增压借助于列管外的空气给热，使管内LNG升高温度来实现，空温式换热气使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。根据公式 Q(h1 h2 )V式中：Q-升压所需热量（kJ）h2-升压前LNG比焓（kJ/kg）；h1-升压后LNG比焓（kJ/kg）；-介质密度；V-储存介质的体积。通过上式计算，LNG卸车增压器拟选择处理量为200Nm3/h的空温式增压器一台。其主要工艺参数如下：单台处理量： 300Nm3/h进口介质： LNG出口介质： NG/LNG进口温度： -162出口温度： -137（饱和压力为0.4MPa的液体温度）最高工作压力

30、： 1.2MPa设计压力： 1.6MPa设计温度： -1963）EAG加热器EAG加热器是保证放空系统安全放散的设备之一，选用空温式加热器，加热借助于列管外的空气给热，使管内放空气升高温度，当温度大于-107时，其密度比空气轻可以安全放空，并考虑对放空管道的影响，使其温度大于-15。EAG加热器采用空温式，使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。根据公式： Q(h1 h2 )V式中：Q-升压所需热量（kJ）h2-升压前LNG比焓（kJ/kg）；h1-升压后LNG比焓（kJ/kg）；-介质密度；V-储存介质的体积。通过上式计算，本设计拟选用处理量为200Nm3/h的EAG加热器一台。其主要工艺参

31、数如下：单台处理量： 300Nm3/h进口介质： NG出口介质： NG进口温度： 高于或等于-162出口温度： -20最高工作压力： 1.2MPa设计压力： 1.6MPa设计温度： -1963、LNG加气机加气机是给加气车辆上的LNG气瓶加注和计量的设备，主要包括流量计和加注枪两大部件。流量计采用质量流量计，具有温度补偿功能；加气枪是给车载LNG气瓶加注的快装接头。本设计拟选用LNG加气机四台，主要参数如下：最小喷嘴压力： 0.4MPa最大流量： 220L/min(液态)喉管配置： 胆管计量计量精度： 1工作介质： LNG最低工作温度： -162设计温度： -1964、阀门阀门是实现系统开闭、

32、系统自动化控制和系统安全运行的关键设备。这些阀门应具备耐低温性能，储罐根部阀及气动阀应选用进口产品，其余阀门选用中外合资的高品质产品。站内工艺系统设有手动截止阀、球阀、调节阀、气动切断阀、安全放散阀、止回阀等。LNG储罐的进、出管道上设有气动紧急切断阀；液相管道上两个阀门之间设有去EAG系统的安全阀等；为了实现自动化控制，LNG低温泵的进出口均设有气动阀和调节阀；增压器的出口设有气动调节阀。5、仪表风系统LNG加气站工艺系统中，在需要紧急切断或需要实现自动化控制的部位均设置气动阀，仪表风系统就是为气动阀提供符合要求的动力控制气源。本工程拟采用的控制气源为压缩空气。项目选用螺杆式压缩机一台，具体

33、参数如下：表2-3 仪表风系统主要设施技术参数表序号项目技术参数备注空压机（风冷）1规格型号螺杆式2排气量0.3m3/min3排气压力0.4-0.8MPa储气罐1公称容积50L2工作压力0.4-0.8MPa干燥器1处理量1.5m3/min 2工作压力0.8MPa3露点-40共选用三台过滤器，一级过滤器为前置过滤器，置于空压机之前，过滤精度3m、处理量1.5m3/min、二级过滤器为除油过滤器，置于空压机之后，过滤精度1m、处理量1.5m3/min、三级过滤器为粉尘过滤器，置于干燥器之后，过滤精度0.01m、处理量1.5m3/min。6、管道设计站区工艺管道布置合理、紧凑、整齐、美观，方便维修和

34、操作。低温管道管材选用O6Cr18Ni9不锈钢保冷管道。LNG储罐及泵撬上设备之间的管道连接在制造厂完成，现场无需安装，站区除管道与设备连接采用法兰连接外，其余均采用焊接。低温管道采用平面借助L型弯头补偿器，地上工艺管道采用高效隔热支吊架（管托），管架采用型钢低支架，去LNG加气机的管道采用管沟敷设方式。2.5.3.3主要工艺设备本拟建项目主要工艺设备选择如下表2-10：表2-4 主要工艺设备表序号名称规格单位数量备注1LNG低温储罐60m3台2卧式2LNG低温泵120L/min套23储罐/卸车增压器300Nm3/h台14EAG加热器300Nm3/h台15LNG加气机200L/min台42.6

35、公用工程及辅助设置2.6.1自控和仪表2.6.1.1仪表、控制柜控制室内安装成撬控制柜（包括仪表显示和PLC控制）和一台中央控制器，集中显示现场一次仪表的远传信号。1、 仪表显示显示下列远传参数：储罐液位、储罐压力、储罐温度、低温泵出口温度、低温泵出口压力、泵池压力、加气机流量、仪表风压力等。2、 PLC控制PLC控制为全站工艺系统控制中心，采用进口产品，控制柜内可编程控制器，主要功能为:1） 低温泵的软启动及变频调速；2） 系统启动、停止和运行状态监控；3） 可燃气体泄露报警连锁；4） 超限紧急切断；3、 中央控制台中央控制台上设置一台工控机，监视工艺流程及生产过程。4、 不间断电源及电涌保

36、护在电源进线处设置6kVA、断电延时30min的UPS，在系统短时间停电时能为仪表控制系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。为防止雷电及防止操作过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有电涌保护器。2.6.1.2现场检测仪表变送器采用智能型带就地显示产品，热电阻采用双支Pt100带变送器4-20mA输出。桥架采用热浸式镀锌钢桥架，控制电缆和计算机电缆均采用本安阻燃型。根据本工程的工艺特点及控制系统要求，现场检测仪表设置有：储罐液位、储罐压力、储罐温度、低温泵出口温度、低温泵出口压力、泵池压力、加气机流量、仪表风压力、罐区设置可燃气体泄漏报警器、加气区设置可燃气体泄漏报警器。

37、现场采用本安或隔爆型仪表，各仪表均带就地显示及4-20mA标准信号输出，现场仪表和二次仪表之间设置隔离式安全栅，以防止危险能量窜入现场，同时增强系统的抗干扰能力，提高系统的可靠性，仪表电缆采用本安电缆穿钢管埋地暗敷。2.6.1.3压缩空气系统压缩空气系统主要供应气动阀门的仪表用气体，供气设计压力0.4-0.8MPa。2.6.1.4安保系统加气站设置天然气泄漏检测系统，设置9条泄漏检测回路，4个可燃气体检测探头安装于 LNG变频泵及储罐区；1个可燃气体检测探头安装于卸车区；4个可燃气体检测探头安装于加气区输出，报警器安装在站房内，并配有备用电源。泄漏检测仪表选用催化燃烧式可燃气体报警装置，设置高

38、、低限报警，能自动开启紧急切断阀进行连锁控制。报警装置主要包括：紧急停机连锁报警、售气机处泄露低限报警、LNG储罐/泵处泄漏低限报警、LNG泵抽空报警、储罐超压报警、储罐液位高/低限报警、仪表风欠压报警、停电报警。2.6.1.5仪表供电、接地及其他1、系统供电控制室仪表设备需 UPS 电源供电。当正常供电系统出现故障时， UPS电源应能为 DCS 系统连续供电 30 分钟以上。2、系统接地本站接地系统采用联合接地，接地电阻小于 1 欧姆。3、仪表配管及电缆敷设方式信号电缆采用铠装屏蔽信号电缆。所有仪表电缆进入防爆区域设备接线时，应采用防爆挠性管并加装防爆密封器。2.6.2供配电2.6.2.1电

39、源本工程电源从市政供电直接引出一路0.38/0.22kV线路到本装置配电室，另在站内设置一台柴油发电机，作为站内二级负荷备用电源，采用手动切换。站内设置一套6kVAUPS应急电源（t30min）为信息系统、自控系统及视频监控系统提供不间断电源。工作电源与备用电源实行机械联锁，严禁并网运行。本项目站区用电负荷定为三级负荷，其中信息及自控系统为二级负荷，经计算本项目最大用电负荷为38.8KW。2.6.2.2供配电线路1）在满足设备用电需要和保证电压损失控制在5%以内的前提下，按照经济电流密度选用电缆截面。2）本工程电力线路采用铜芯交联聚乙烯（铠装）绝缘电力电缆（YJV型）电缆沟敷设，电缆出地面时穿

40、钢管保护。3）电缆出地面加钢套管，与设备之间采用防爆挠性管保护。4）潜液泵由厂家成套提供控制柜，其电机均采用变频启动方式，其他电机均采用低压全压启动方式，所有电机均在控制室内进行控制。5）电缆不得与其他任何管道同沟敷设，并应满足施工安全距离的要求。2.6.2.3配电柜、照明选择配电柜选用GGD型设备，落地式安装。照明箱选用XRM型，嵌墙暗装。非防爆场所采用节能型灯具，防爆场所采用隔爆型节能灯具。2.6.2.4爆炸危险区域划分1、爆炸危险区域划分根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014版）及爆炸危险环境电力装置设计规范GB50058-2014的规定，防爆区域划分如下：1

41、）加气站加气区、围堰工艺装置区为2区爆炸危险场所。2）站区内其余环境为正常环境。2、天然气爆炸性级别为IIA，组别为T1。爆炸危险场所内的用电设备均选用EX：dIIBT4的产品。各类用电设备的防护等级要求不低于IP54。2.6.2.5防雷、防静电及接地1、防雷区域划分及防雷措施1）防雷区域划分：本工程站内储罐、罩棚防雷均按二类防雷考虑，其余建（构）筑物按三类防雷考虑。2）防雷措施 （1）防直击雷：本工程工艺装置区储罐外壁厚度大于4mm；其他设备厚度均大于4mm。根据建筑物防雷设计规范GB50057-2010及石油化工企业设计防火规范GB50160-2008，储罐等设备壁厚大于4mm，可利用设备

42、本体兼作接闪器，不专设避雷针，但应保证设备本体有良好的电气性能。本工程工艺装置材质均为碳钢、不锈钢、铝型材等导电性能良好，均可利用设备本体兼作接闪器，不单独设置避雷针。上述设备本体与工艺装置区接地网连接即可。站内所有建（构）筑物屋面物装设避雷网作为防直击雷接闪器（二类网格不大于1010m或128m，三类网格不大于2020m或2416m）。 （2）防雷电感应：罐区所有设备、管道、构架、平台、电缆金属外皮等金属物均接到接地装置上。 （3）防雷电波侵入：低压电缆埋地敷设，电缆金属外皮均接到接地装置上，所有管道在进出建构筑物时与接地装置相连，管道分支处、直行管道每隔25m接地一次。（4）防雷击电磁脉冲

43、：低压电磁脉冲主要侵害对象为计算机信息系统，信息系统进线处设置相应等级浪涌保护器，信息系统的配电线路首、末端与电子器件连接时，应装设与电子器件耐压水平相适应的过电压（电涌）保护器。低压进线柜内设置相应的避雷器，低压线路进入各用电设备的控制柜，建构的配电箱时均加装避雷器。2、防静电措施本工程在生产过程中，因液体、气体在设备、管道中高速流动而产生静电，静电电荷有可能高达数千伏，有可能产生静电放电火花，引燃泄漏的可燃气体，防止静电火花最根本的方法是设备管道作良好的接地。（1）每台设备两处接地，管道分支处接地，管道每隔25m接地一次。（2）天然气管道上的法兰（绝缘法兰除外）、阀门连接处，当螺栓数量少于

44、5个时，应采用金属线跨接。（3）LNG槽车卸车作业及加气车辆受气时，应采用临时接地装置与接地网等电位连接。（4）储罐区设置人体静电接地金属棒，通过触摸的方式进行人体放电。3、接地系统根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014版）第11.2.2中规定当各自单独设置接地时：（1）供配电系统宜采用TN-S系统，供电系统的电缆金属外皮或电缆金属保护管两端均应接地。（2）电气设备的金属外壳均作保护接地，防止人身触电，接地电阻不大于4。（3）防雷接地：接地电阻不大于10。（4）防静电接地：接地电阻不大于30。（5）仪表、信息及自控系统接地：接地电阻不大于1。该项目所有系统接地采用共

45、用接地装置，其接地电阻应按接地电阻值最小的电阻值确定，接地电阻不大于1欧姆。如达不到，应增大接地极或采用相应的降阻措施。2.6.2.6采暖与通风本拟建项目站房的采暖与通风设计为：1、站房采用电热泵分体式空调采暖，室外机安装在实体外墙上。2、工艺装置区敞开式设置，天然气泄露时不会造成堆积形成燃爆环境，采用自然通风；卫生间采用门窗自然通风方式；空压机室采用边墙排风机排风，门窗补风的机械通风方式，换气次数10次/时；配电室采用边墙排风机排风，门窗补风的机械通风方式，换气次数8次/时。2.6.3给、排水1、 给水水源 站区水源来自站区自备水井为水源，水质符合生活饮用水卫生标准GB5749-2006的要

46、求，能够满足站内的日常用水需要。2、给水本拟建项目主要为生活用水和浇洒绿化用水。其中生活用水主要为日常生活用水和卫生器具用水；浇洒绿化用水主要为道路和绿地浇洒用水。本工程生活用水量为：Q=2-3m3/h，为了保证供水的可靠性，站区内生活给水管道呈枝状布置；管材采用PE管，主管线径DN40，采用粘接或法兰连接。3、排水 本项目执行国家相关环境保护的政策，排水体制采用雨污水分流制，排水系统分污水系统与雨水系统。 站内雨水采用顺坡自流外排。防护堤内设有集液池，集液池内设有防爆型潜水泵，雨水经过潜水泵排出防护堤，事故状态下，切断潜水泵。 站内生活污水经站区内污水管道集中收集，通过化粪池处理后，排入集水

47、池，定期清掏、外运。工艺生产过程中不产生任何污水，故不考虑生产污水系统。2.6.4消防1、总图布置 1）根据相邻建（构）筑物特点，结合地形、风向等因素布置储罐等危险源设备，远离人口密集区，远离明火场所。 2）本项目拟建址隶属于XXXXXXXXXXX，站址位于310国道北侧，站区与站外建（构）筑物的按间距、站内工艺设施与建（构）筑物的防火间距按照汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014版）的相关规定执行。 3）根据系统的工艺流程按照功能分区布置，如储气区、辅助区和加气区。各区之间分区明显，其中储气区、加气区为爆炸危险环境。 4）设置拦蓄区拦蓄区由防护堤（也称围堰）构成，根据

48、规范LNG储罐的周围应设置拦蓄区，拦蓄区的作用是在发生泄漏时，为防止流体流淌蔓延，将流体限制在一定区域内。5）设置集液池在拦蓄区内设置集液池一座，以便收集泄漏的LNG或雨水，集液池内安装防爆潜水泵，当发生LNG泄漏时，潜水泵不工作，当需要排雨水时，启动潜水泵将雨水排入拦蓄区外的排水系统。6）出入口分开设置站区内加气区的出入口分开设置，并方便车辆的出入。7）装置露天化、敞棚化LNG气体泄漏后扩散挥发迅速，与空气混合后容易形成爆炸混合物。密闭房间内部易积聚气体，易引发火灾爆炸事故。本拟建项目在建设时应充分考虑装置露天化、敞棚化。如LNG储罐采用露天化布置，加气区采用四周完全敞开的罩棚。（8）设置消

49、防水池在站区东北角设置一座容积150m3的消防水池。2、建构筑物消防1）耐火等级，耐火极限：按照建筑设计防火规范GB50016-2014，站内建（构）筑物耐火等级为二级。耐火极限不低于2h。工艺设施界区内，如储罐区（拦蓄区）、道路等采用不发火地面。2）围堰和站内LNG工艺设施基础，如LNG储罐基础等构筑物，采用钢筋混凝土结构并采取防冷冻措施。3）抗震设计：建筑物及设备基础按8度设防，储罐区设备基础按8度设防。 3、电气消防 站内的电气防火设计按照汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014版）、液化天然气(LNG)汽车加气站技术规范NB/T1001-2011和爆炸危险环境电力

50、装置设计规范（GB50058-2014）等其他现行国家标准中的有关规定执行。 1）防雷根据生产性质、发生雷电的可能性和后果，站内储罐、罩棚防雷均按二类防雷考虑，其余建（构）筑物按三类防雷考虑，在被保护物上部装设避雷网和避雷针以防止雷击。特殊构筑物(如露天布置的储罐等)的防雷，则根据其中介质的性质、设备的壁厚、发生雷电的后果等因素区别对待，分别采取相应的防雷措施。2）防静电每台设备两处接地，管道分支处接地，管道每隔25m接地一次。天然气管道上的法兰（绝缘法兰除外）、阀门连接处，当螺栓数量少于5个时，应采用金属线跨接。LNG槽车卸车作业及加气车辆受气时，应采用临时接地装置与接地网等电位连接。储罐区

51、设置人体静电接地金属棒，通过触摸的方式进行人体放电。全站设统一静电接地网，各装置(单元)的静电接地设施与接地网相连，接地网接地电阻不大于1。 3）电气设备和电缆防火 电气严格遵守爆炸危险环境电力装置设计规范（GB50058-2014）和其他现行的国家标准，选用性能优良、密封绝缘良好的电缆及电气设备以杜绝火灾隐患。用于爆炸性气体环境的电气设备和灯具是与该区域的级别相适应的防爆电气设备和灯具。 电缆全部采用阻燃电缆，在电缆沟、电缆穿墙处用防火密封阻燃材料进行防火封堵。在电缆群、电缆穿墙处、电缆头等处涂刷阻燃涂料。4、灭火器材配置根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014版）

52、10.2.2条要求，本工程站内需设置消防用水系统，设置消防水量150m3。根据汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014版）10.1.1条要求，及建筑灭火器配置设计规范GB50140-2005，在可能发生火灾的各类场所、工艺装置主要建筑物、仪表及电气设备间等，根据其火灾危险性、区域大小等实际情况，分别设置一定数量的移动式灭火器，以便及时扑救初始零星火灾。具体配置地点、型号及数量见下表2-5：表2-5 灭火器材配置一览表序号配置灭火器区域灭火器材配置规格数量备注1辅助区4kg手提式ABC类干粉灭火器6具3kg手提式CO2灭火器2具2储罐区35kg推车式ABC类干粉灭火器1具4kg手提式ABC类干粉灭火器2具3加气区4kg手提式ABC类干粉灭火器4具5、可燃气体检测器（1）围堰区及卸车区设置可燃气体检测器。（2）加气区罩棚中在每台加气机上方各设置一台可燃气体检测仪。（3）可燃气体报警器的声光报警显示部分安装在控制室。第三章 危险和有害因素辨识结果3.1 危险和有害因素辨识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