三上梁lngcng1号站设立报告改审定

第1章设立安全评价工作经 第2章建设项目概 要特种设 第3章、有害因素辨识结果与依据说 3.2化学品辨识结 3.2.1化学品特 3.2.2化学品分 重点的化工工艺辨识结 3.4、有害因素辨识辨识结 3.4.1、有害因素辨识结 3.5重大辨识结 第4章安全评价单元划分结果及理由说 第5章采用的安全评价方法及理由说 第6章定性、定量分析、有害程度的结 第7章安全条件和安全生产条件评价结 建 第9章设立安全评价结 第10章与建设单位交换意见的结 F2、有害因素辨识与分析过 F2.1加气工艺过程、有害因素的辨识与分 F2.1.1火灾和........................................................................................................................F2.1.3窒 F2.1.4低温冻 F2.1.5触 F2.1.6机械.........................................................................................................................F2.1.7高处坠 F2.1.8车辆.........................................................................................................................F2.1.9噪声危 F2.2特种设备和主要设备的、有害因素的辨识与分 F2.3建、构筑物主要设备的、有害因素的辨识与分 F2.5作业环境、有害因素的辨识与分 F2.6安全管理、有害因素的辨识与分 F2.7重大辨识过 F3评价方法介 F3.1安全检查表 F3.2度评价 F3.3道化学火灾、指数评价 F4定性、定量分析评价过 F4.1自然条件及外部安全条件单 F4.2总平面布置单 F4.3主要装置（设施）单 F4.4公用工程单 F4.5建筑施工安全评 F5安全评价依 F5.1法 F5.2......................................................................................................................................F5.3规 F5.4标准、规 F5.5参考资 F5.6参考其它资 附 化学品造的。化学品dangerous指具有、燃烧、助燃、毒害、腐蚀等性质且对接触的人员、设施、环境可能造成或者损害的化学品。新建项目new、指拟依法设立的企业建设伴有化学品产生的化学品或者化学品生产装置(设施)和现有企业(单位)拟建与现有生产活动不同的伴有化学品产生的化学品或者化学品生产装置(设施)的建设项目。、安全设施safety指企业(单位)在生产经营活动中将有害因素控制在安全范围内以及预防、减少、消除危害所配备的装置(设备)和采取的措施。作业场所指可能使从业人员接触化学品的任何作业活动场所包括从事化学品的生产操作处置、废弃化学品的处置或者处理等场所。单元指一个(套)生产装置、设施或场所，或同属一个工厂的且边缘距离500m的几个(套)生产装置、设施临界量threshold对于某种或某类物质规定的数量若单元中的物质数量等于或超该数量，则该单元定为重大。化学品重大majorhazardinstallationsfordangerous长期地或临时地生产加工使用或化学品且化学品的数量等于或超过临界量的单元。LNG气站LNGfilling具有LNG设施，使用LNG加气机为LNG汽车储气瓶充装车用LNG，站房station用于加气站管理、经营和提供其他便利性服务的建筑加气岛fueling用于安装加气机的平加气机用于向燃气汽车储气瓶充装CNG或LNG，并带有计量、计价装置的G气瓶组CNGstoragebottles通过管道将多个CNG储气瓶连接成一个整体的CNG储气装置卸车点unloading接卸汽车罐车所载LNG的固定地点管道组成件Pi用于连接或装配管道的元件(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)。防护堤safety用于拦蓄LPG、LNG储罐事故时溢出的易燃和可燃液体的构筑LNG设备portable将LNG储罐、加气机、放散管、泵、汽化器等LNG设备全部或部分装配G（卸）气设备CNGfilingunload)facilityCNG气机、加气柱、泄气柱的统称。符号V——油罐、LNG储罐和CNG储气设施总容积Vt——油品储罐单罐

缩略语LNG——liquefiednaturalgas（液化天然气）。CNG—— gas（压缩天然气）。1设立安全评价目的是“安全第一预防为主综合治理的方针确保建设项目的安全设施和措施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用，分析和预测建设项目存在的、有害因素及可能导致的、危害和程度，提出合理可行的安全对策措施，做好和事故预防，保证建设项目建成后在安全生产方面符合国家的有关法律、、规章、标准和规范的规定，保障劳动者在生产过程中的安全，为安全设施设计提供科学依据，以提高建设项目本质安全程度。受鄂尔多斯市万瑞天然气公司的委托，对该公司三垧梁工业园区G1#对该加气站进行了业务范围分析，该加气站在资质业务范围之内，现有评价人员专业构成能满足评价项目需要，公司聘请相关专业的技术专家能满足该加气站的相关技术咨询工作。对该加气站进行了经济可行性分析，通过项目费用预算，项目成本可以接受。对该加气站进行了风险性分析，该加气站的风险程度在可接受范内对该加气站进行了合同评审，能满足合同中企业要求的技术能力按期交付等能针对该加气站成立了安全评价小组，对组成人员的专业进行了相应配备，指定了评价组长。组织评价组人员对现场进行了实地勘查，与建设单位的技术人员和安全管理人员进行了交流。搜集国内外同类加气站的相关资与建设单位就该加气站可研报告的有关内容进行了沟通评价组成员对该加气站进行了、有害因素辨识，划分了评价单元，确定了评价方法。评价组依据国家现行有关安全生产法律、、规章、标准和规范，在对该加气站相关资料分析、对现场进行检查的基础上，通过定性、定量分析评价，编制完成了该加气站设立安全评价报告。设立安全评价对本次设立安全评价对象为鄂尔多斯市万瑞天然气公司三垧梁工业园区 G1#加气站建设项目。设立安全评价范本次安全评价范围为该加气站建设项目选址及外部安全条件、总平面布置、建(构)筑物、工艺设备设施、配套的公用工程与辅助设施、安全设施及安全管理。本设立安全评价的工作经过主要包括以下四个阶段前期准备阶主要是根据该加气站的实际情况，明确评价对象和范围；在充分研究安全评价对象和范围相关情况后，收集、整理安全评价所需的各种文件、资料和数据。安全评价实施过在此阶段完成以下工分析辨识、有害因素情况划分评价单元；根据所划分出来的评价单元，确定安全评价方法利用所选择的安全评价方法，定性、定量分析建设项目中的有害程度；提出安全对策与建整理、归纳安全评价结论安全评价结论形成后，与建设单位交换意见，进一步修订完善安全对策措施，最终得出安全评价结论。编制设立安全评价本次设立安全评价程序见图1-1辨识与分 辨识与分 图1－1设立安全评价程序2章建设项目概况鄂尔多斯市万瑞天然气公司于2014年成立，公司类型：其他公司（私营），公司资本：6000万元，法定代表范围：天然气项目筹

建设项目概项目名称：鄂尔多斯市万瑞天然气公司三垧梁工业园G1#加气站建设项项目建设单位：鄂尔多斯市万瑞天然气公司项目性质：新建项目CNG1.0×104Nm3/（标准状态LNG3.0×104Nm3/（标准状态）项目定员:定员14人，其中：站长（主要）1人、专职安全员人，化学品作业人员12人（2011年本（2014年修正）鼓励类中第七类（石油、天然气）第3条（原油、天然气、液化天然气、成品油的储运和管道输送设施及网络建设）规定的项目，因此，该加气站建设项目符合国家产业政策的规定建设项目采用的工艺、技术和国内外同类项目的水平对LNG加气工艺技术对LNG加气工艺技术对LNG汽车加气站主要物料为LNG。该加气站不生产LNG，只将鄂尔多斯市万瑞天然气公司达拉特旗和杭锦旗天然气液化工厂生产的LNG产品通过汽车槽车运送至该卸至LNG低温储罐充装完毕后，对储LNG行调压，将罐内LNG至工艺设定压力（饱和压力）。当有加气车辆来加气时，通过低温泵和LNG气机给车辆直接加LNG。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卸车目前卸车有3种方式：增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车增压器卸通过增压器将气化后的气态天然气充入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。其优点是节约电能，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LNG卸入LNG储罐。卸车约耗电11kWh。其优点是不用产生放空气体，工流程简单，缺点是耗电能增压器和泵联合先将LNGLNG的气相空间连通，压力平衡后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。约消耗电9kWh，排出的气体量约为140Nm3。其综合考虑节约时间和节约电能，该加气站采用增压器和泵联合卸车升压LNG器升压，另一种是通过增压器与泵联合使用进行升压。第式优点是不耗电能，缺点是升压时间长，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。该站采用第二种方式，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间，只需一个多小时，从而确保加气时间。加注LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加通过计量后给汽车加气。采管加气，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。卸压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。当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，释放统中的气体，降低压力，保证系统安全通过对目前国内外先进工艺的LNG加气站的，正常工作状态下，系统的放空与操作过程和流程设计有很大关系。操作和设计过程中尽量减少使用增压器。设计中由于系统漏热所带进系统的热量，先通过给LNG加从而减少放空气体的量。操作过程中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。对比通过对比，该加气站采用的增压器和泵联合卸车及升压、加气、卸压工艺适合该加气站实际情况，工艺技术为国内成熟先进的工艺技术，可保证该加气站的安全运行。CNG加气工艺技术对该项目所需天然气由达拉特昌达天然气公司管道输入，原料天然气进站后，先经过滤、调压、计量、干燥后，通过撬装式压缩机装置将天然气加压至25MPa，再经自动顺序控制盘，分别送往高、中、低压储气瓶后经高、中、低压管道输至售气机向车辆加气，或经高、中、低压管道直接输至售气机向车辆加气。为国内同类项目普遍使用，工艺技术成熟、可靠。该加气站拟选站址位于鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路南面，距三垧梁工业园区3.5公里、距树林召镇区约8.2公里，坐南朝北布置，占地面积10094m2周边环该加气站北侧为鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路（距站内最近工艺设施CNG加气机为31.8m空电力、通信线路，无站外工艺管道穿越。站区东、西、南三侧均设置2.2mGB50156-201（2014年版)的要求，站内LNG工艺设施和CNG工艺设施与站外设施之间的安全间距见表2-1和表2-2。2-1站内LNG艺设施与站外设施的安全间距表LNGLNG———————————————————————————88———8660.750.750.75——————表2- 站内CNG工艺设施与站外设施的安全间距表—————————————————————6———5831.8、575910.750.75———53、212861、9691———该项目为新 G加气站项目，LNG加气站设1台LNG储（容60m3，地上卧式储罐）、1LNG温泵橇（由1台低温潜液泵、1台卸器、1台强制汽化器、1台水浴式电加热器和1套调压计量装置组成）和2台LNG加气机；CNG加气站设撬装式压缩机1台、储气瓶组1套（水容积8m³）、低压脱水装置1套和2CNG加气机。根据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版)的规定，该加气站为LNG加气站与CNG常规加气站的二级合LNG加气站与CNG常规加气站的合建站的级划分见表2-3表2- LNG加气站的等级划分LNGLNG单罐容积CNG总容积建设项目涉及的主要原、辅材料和产品的名称、消耗量及况原、辅材料和产品的名称、消耗量及情（LNG（CNG液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG）消耗量及情况见表2-4。表2- 液化天然气（LNG）消耗量 情况量121组天然气气源及气气该加气站的液化天然（LNG来自万瑞天然气公司达拉特旗（CNG天然气公司。因此，该加气站有可靠的气源保障。气天然气组天然气组分见表2-5表2- 天然气组分表烃类非烃类3H2S(mg/m-密度临界温度临界压力热值低位热值101.325kPa，293.15K；GB/T13610-2003；硫化氢（H2S）GB/T11060.1-成品气气质要2根据《车用压缩天然气》（GB18047-2000）的规定：车用压缩天然气站内压力≤25MPa在常压下温度≤-62℃微尘含量≤5mg/m3尘直径小于5μm，HS含量≤15mg/m3。2该站的CNG、LNG气质符合《车用压缩天然气》（GB18047-2000）定建设项目选择的工艺流程和选用的主要装置和设施的布局及其上下游生产装置的关系1.LNG工艺该加气站所需LNG过汽车槽车运至加气站内，充至LNG温储罐，充装完毕后，对储罐内液体进行调压，将罐内LNG调至工艺设定压力（饱和压力）。当有加气车辆来加气时，通过低温泵和LNG售气机给车辆加气根据LNG车辆发动机的工作压力确定该加气站的LNG系统工作压力为0.45～0.6MPa，LNG储罐的设计压力为1.0MPa，工作压力为0.8MPa，管道及其余设备的设计压力为1.6MPa。根据压力确定LNG储罐工作时的最低温该站LNG工艺流程分为卸车流程、升压流程、加注流程以及卸压流程1）卸车该加气站采用增压器和泵联合卸车，卸车流程如下先将LNGLNG的气相空间连通，压力平衡后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压用泵将槽车内的LNG卸入储罐，升压汽车车载气瓶内饱和液体压力一般在0.4～0.6MPaLNG压力为0.8MPa，在给汽车加气之前须对储罐中的LNGLNG加注储罐内LNG由LNGLNG注LNG时，先将加注管路通过的LNG加液枪与汽车上的LNG储罐相连接，控制储罐内的压力将LNG输送到一种专业的低温潜液泵中，通过加气机来控制泵运转输送的流量，同时用LNG流量计计量出输送的液体，在控制面板上反映出质量和价格。卸压由于系统漏热以及外界带进的热量，致使LNG系统气化产生的气体，会使LNG储罐压力升高。当系统压力大于设定值时，系统中的安全阀打开，G工艺流CNG工艺流程主要分为过滤、调压、计量、压缩、、加气六部分过滤、调压、计天然气经管道输送至加气站，进站天然气压力为0.25～0.3MPa天然气中含有粉尘等杂质，为确保调压器及后续设备的安全运行，管道上设天然气过滤器，过滤后的天然气含尘≤5μm。过滤后的天然气经调压器（0.25MPa达到或低于-62（常压下然后缩机增压进站管道设超压截断阀，确保安全。压缩、、加通过撬装式压缩机装置将天然气从0.25MPa加压至25MPa经自动顺序控制盘分别送往高中低压储气瓶后经高中、低压管道输至售气机向车辆加气，或经高、中、低压管道直接输至加气机向车辆加气。储气瓶补气由高压至低压，即当站内三级储气瓶的压力均低于设定压力时，压缩机自动开启，按从高压—中压—低压的顺序补气，低压储气瓶的补气起点压力为12MPa，中压储气瓶的补气起点压力为18MPa，高压储气瓶的补气起点压力为22MPa25MPa缩机自动关闭。加气机向站内储气瓶取气的顺序控制与充气相反，由低压至高压。当有汽车加气时，控制系统按低压—中压—高压的顺序取气，即首先打开低压储气瓶的控制阀，对汽车加气。当车用瓶内压力与该储井瓶内压力平衡时，打开高一级的中压储气瓶，以此类推。当储气瓶内压力降（分别为22MPa18MPa12MPa压缩机重新自动启动，开始顺序补气。加气机额定工作压力为20MPa加气流量不大0.25m3/min选用的主要装置（设施）的布该加气站拟选站址位于鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路南面，距三垧梁工业园区3.58.2南三侧均设置高度为2.2mLNGCNG工艺装置区位于LNG工艺装置区的东部。站站房布置在站区东部面积为21.6×10.7＝231.12m2，站房与LNG储罐相距34m，与CNG储气瓶组相距10m。站房为单层砖混结构，包括便利店、、财务室、餐厅、壁挂炉间、宿舍、配电间、控制室和库房。罩罩棚位于站区中部，罩棚建筑投影面积37×16＝592m2架结构，球型网架焊接球节点为正放四角锥，网架上铺红色压型钢板，厚度0.6mm，有效高度8.2m，顶部围板采用非燃烧体；罩棚下设2座LNG加气岛和2座CNG加气岛，加气岛上设2台LNG加气机和2台CNG加气机，岛端距罩棚立柱0.6m0.2m1.5m0.5m的防撞栏，罩棚下地面为混凝土硬化地面。LNG工艺装置LNG工艺装置区位于罩棚南部，LNG工艺装置区占地面积为11.5×27=310.5m2，布置有160m3LNG（地上卧式1LNG潜液（1LNG潜液泵1台卸车/储罐1EAG加热器其中LNG储罐、LNG液泵橇布置在防护堤内（防护堤面积为188m2，防护堤内场地采用不1BOG收撬（包含1BOG式汽化器、1制汽化器、1水浴式电加热器和1压计量装置）。G工艺装置CNG工艺装置区布置在LNG工艺装置区东部，占地面积约为11.5×20=230m2撬装式压缩机装置、脱水干燥器、低压装置区；设固定储气瓶1套、总容积8m³10m3.0m16m，距南侧围墙12m。高、低压放空管集中布置在工艺装置区西南部。5.道26m宽度为19m5LNG工艺装置区与加气机间设一条宽度为8m7.8m8m的单车道。站内停车位为平坡，道路转弯半径均为12m，坡度不大于2%。站内地坪坡向站外，站内道路均采用混凝土硬化地面，砂卵石基层上作C25混凝土路面。该项目总平面布置详见附图。站内主要设施之间的防火间距见表2-6表2- 站内主要设施之间的防火间距（m）设施名LNG—CNG设—————————————————LNG——————————————CNG——————LNG————LNG——————————————注：1括分子数据为的防火间距，分母数据为设施之间拟定的距离2CNG加气站和LNGCNG加气站气源来达拉特昌达天然气公司管道输入天然气通过过滤调压、计量、压缩机加压后在储气瓶中，加气时通过储气瓶、加气机进入加气车辆。LNG加气站使用的LNG来自鄂尔多斯市万瑞天然气公司达拉特旗天然气液化工厂和杭锦旗天然气液LNG通过罐车进入LNG加气站，通过泵和增压器联合卸车进LNG罐，加LNG通过泵LNG气机CNG加气站和LNG加气站不存在上下游关系给排1.给排给该加气站为LNG加气站与CNG常规加气站的二级合建站，不需要冷却用水，只有生活用水、绿化用水等，用水量见2-7。表2- 站内用水量 昼夜小时最大123由于该加气站周围没有市政给水，站内用水由站内自备井供水水质符合《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006的要求排该加气站生活污水量按用水量的90%计，最大生活污水量为0.1m3/h；0.1m3/h池处理后，化粪池有效容积为4m3，经过化粪池处理后排入站外市政污水管网。防护堤内集液池中的废液由有处理资质的单位定期集中处理站内地面雨水和场地冲洗废水通过坡度散流排出站外，罩棚的雨水通过落水管引至地面，通过站内雨水排至站外低洼处。供供电负荷和电GB50156-201（2014年版]的规定，该加气站的供电负荷等级为三级，可采用单回路供电，供电电源由站外的10kV高压电源就近接入站内315kVA箱式变电站，通过埋地电缆引入站房配电室。并配置30kW燃气发电机组为事故照明供电。供配低压侧以放射方式向各用电设备、设施供电，均由配电室采用电缆引至各控制柜，配电电压为380/220V。考虑到加气站为易燃易爆环境且天然气具有腐蚀性，根据《环境电力装置设计规范》GB50058-2014的ZR-YJV22-0.6/1kV型电缆，该电缆具有阻燃性及防腐蚀特性。站区内线路均采用电缆直埋或电缆穿暗敷，穿越道路、车场时加保护，进出配电室的电缆孔洞采用防火材料堵塞照照明设施电压等级为220V站区照明沿主要干道设路灯，光源选用金卤灯，集中在站房值班室控制，其余以荧光灯为主，罩棚内的灯具选用防爆型灯具，防雷防静为防止雷电波侵入配电装置，在10kV进线上装有避雷器，变压器低压GB50057-2010罩棚防雷等级为第二类，防雷接地电阻≤4Ω；站内建筑物若其屋面金属钢结构满足二类防雷接闪器并作电气接通情况下可作为接闪器，或采用镀锌扁钢作防雷接闪器，引下线利用建筑物柱内主筋，接地装置采用镀锌扁钢埋于并与防雷系统构成可靠的电气通路。站内低压配电系统采用TN-S接地系统，变压器中性点直接接地；自控为保证人身安全，所有因电气绝缘损坏而可能带电的金属构件、支架、设备外壳、电缆金属外皮等均应可靠接地，手握式电器设备及插座回路均应装设漏电保护开关。所有建筑单体在电源入线处均要求作重复接地。在区域内的天然气管道上的法兰、法兰两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。静电接地电阻≤4Ω。该加气站主要电气设备见表2-8，主要电气数据及技术经济指标见2-9表2- 主要电气设备1LNG面1213套14套1516套1表2- 主要电气数据及技术经济指标1V2V345万350采暖通采站房仪表控制室、、休息室、宿舍等场所冬季采用燃气壁挂炉进行采暖。壁挂炉燃气为加气站的BOG气体。潜液泵和加液机产生的BOG回收到LNG储罐中，后的BOG经过BOG回收撬去站房作为燃气供通站房内壁挂炉间和餐厅内通风采用机械通风与自然通风相结合的方式，各设置1台轴流风机，其他房间通风以自然通风为主，夏季采用空调进行空气调节LNG储罐、CNG储气瓶组等工艺设备均采用露天设置，采用自然通风LNG和CNG加气机设置在加气棚下，采用自然通风该加气站LNG气源来自万瑞天然气公司达拉特旗液化厂和杭锦旗液化厂，采用LNG槽车；该站CNG气源来自由达拉特昌达天然气建(构)筑依据《建筑抗震设计规范》GB50011-2010，鄂尔多斯市达拉特旗的抗震设防烈度为8度设计基本加速度为0.30g根《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223-2008的规定，该加气站LNG储罐基础按9度抗震烈度设防，其他建（构）筑物按8度抗震烈度设防。设备基础采用现浇混凝土或钢筋混凝土基础。该加气站主要建（构）筑物见表2-10表2- 主要建(构)筑物一览火灾1丙2甲高3丙高4甲高自动控自动控制及仪1）系统组为确保三垧梁工业园区G1#加气站和相关配套工程安全、可靠运行，提高生产效率和整体管理水平，采用具有国内外先进水平的工业控制G1#加气站及配套设施的工艺参数和设备运行状况进行监视和控制，实现生产运行统一调度和管理，保证三垧梁工业园区G1#加气站运行的高效益和高水平。工业控制计算机系统是一个标准的开放型的监视控制及系G1#加气站具体特点和运行要求，采用由各种传感器、站控计算机系统、流量计量系统和下位机系统组成的工业控制计算机系统，并实现二级监视：第一级：站控计算机进行全系统的集中监视控制第二级：相关设备分系统下位机进行天然气流量计量和对相关设备的监视和实时控制。主要的控制和处理功能由站控计算机系统同配套的现场自控仪表完成，主要的监视功能和人机界面由站控计算机系统完成，当通信出现故障而中断时，站控计算机仍能按预设程序独立工作。2）方三垧梁工业园区 G1#加气站设置站控系统具有下列设置及控制采用压力变送器为检测仪表，由系统进行指示和，同时设计LNG储罐、CNG储气瓶组成套供应，压力、温度、液位检测信号并入站站控系统设UPS作为应急电源，保障系统连续运行3）现场仪LNG储罐上、CNG储气瓶组上分别设置现场和远传液位计、压力表，并对液位、压力实行联锁，超限自动、切断；低温泵撬的、工艺管道上设有现场和远传压力表、温度计，撬装式压缩机、脱水装置和低压LNG加气机和CNG加气机上均设有现场和远传流量计、压力表、温度计，所有仪表均远传到控制室，实行实时控制该加气站控制系统设备见表2-11表2- 主要自控设备1套12火灾就烟气（F&GS）系套13加气机台24加气机台25套16套17LNGCNG套系工艺装置区加气区壁挂炉间等处设可燃气体检测探头控制室设可燃气体检测控制器。可燃气体检测（高限）设定值小于天然气下限的25%。工艺装置区设置能连续检测天然气泄漏的低温控制装置工艺装置区、加气区设置火焰探测器EDS系系统内设置紧急切断系统，紧急切断系统自动或人工、或现场均可操作，当系统内设置的监测仪表监测到系统运行工况超限时，能自动报警并切断系统（首先切断储罐等装置）；当系统内场地监测仪表监测到系统发生泄漏或火灾等性事故时，能自动并快速切断（同样首先切断储罐等装置）。站内在防护堤、加气区、卸车区、工艺装置区等经常操作的区域内，设置紧急切断系统人工按钮，当操作者判断系统不在受控条件下时，可以通过人工快速实现停车。LNG储罐设有防过量注入系统、防超压（和超低）系统汽化器的进口管线上设有紧急切断阀，一旦汽化器发生泄漏或其它事故，立即自动动作，关闭汽化器。LNG泵设有紧急切断阀，可以自动动作为使LNG的泄漏量达到最小，在管线的每个独立段都装的紧急切断阀。另外，主要LNG道上还装有防超压的安全阀和防泄漏的过流阀。控制系统失“源”保护安全设计。当控制系统失去电源或仪表用气源时，系统应能中止在安全状态，并保持这一状态直至系统重新启动或长期安全。仪表供该加气站仪表用压缩空气量约150Nm3/h，由空压机提供。站房控制室内共设置1台空气压缩机，单台排气量为6Nm3/min，排气压力0.8MPa。仪表空气系统设置无热再生吸附式干1，额定处理气量8Nm3/min，成品气压力温度为-40℃。空压1m3仪表空气储1，气压力为0.8MPa当空压机出现故障立即启用氮气（站房控制室内通种话音通信（包括生产调度话音通信和行政话音通信）；数据通信（为工控计算机系统提供数据传输通道）；移动通信（巡线检修和应急话音通信）；有线电视接系统通信方该加气站利用电信公网解决站场通信要求，利用地方有线电视网丰富职工业余生活。话音通在加气站，申请安装市话单机，利用电信公网话音电路，提供加气站与公司之间的生产调度话音通信和行政管理话音通信。移动通采用防爆对讲机解决现场应急抢险和工程维修的话音通信有线电视接为丰富职工业余生活，利用当地有线电视网收看电视系在储罐区设置防爆带云台机，处设置固定防爆机，信号引入仪控值班室主机。主机采用8路硬盘机，同时记录时间不低7。该加气站系统主要设备见表2-12表2- 系统主要设备1壁嵌式分线箱（10对只22装壁嵌式出线只43电信公网单部44部45套16安装系统（8路主机套17套1消防设消防给根据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）第10.2.3条规定：、CNG加气站、三级LNG加气站和采用埋地、地下和半LNG储罐的各级LNG加气站，可不舍消防给水系统。合建站中地上LNG储罐总容积不大于60m³时，可不设消防给水系统。该项目为新建GLNG部分新设1台LNG（容积60m3，地上卧式储罐）、1台LNG低温泵橇（由1台低温潜液泵、1台卸车增压器和1台EAG加热器组成）和2台LNG加气机；储气瓶组1套（水容积8m³）、CNG部分新设撬装式压缩机1台、低压脱水装置1台和2台CNG加气机。根据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版)的规定，该加气站为LNG加气站与CNG常规加气站的二级合建站,且合建站中地上LNG储罐容积为60m³，故可不设消防给水系统。消防器根据《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005及《汽车加油加气设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）的规定，该加气站火灾的种类主要为天然气发生泄漏后造成的火灾及电气火灾，因此，选用磷酸铵盐干火器及二氧化碳灭火器。该加气站配置的消防器材见表2-13。表2- 消防器材配置18kg手提式ABC类干火82LNG35kg推车式ABC类干火28kg手提式ABC类干火43CNG35kg推车式ABC类干火28kg手提式ABC类干火444kg手提式ABC类干火85MTZ2（设备（或者规格、材质、数量和主要特种设备主要设主要设一、LNG1LNG储罐V=60m3(水容积)设计压力：1.0MPa工作压力：内筒：一、LNG1LNG储罐V=60m3(水容积)设计压力：1.0MPa工作压力：内筒：06Cr19Ni10Q345R台1地上卧式2LNG潜液泵橇套1LNG潜液泵8～340L/min泵池：06Cr19Ni10台1卸车增压器300Nm3/h设计压力：1.6MPa铝翅片管台1EAG加热器120Nm3/h设计压力：1.6MPa铝翅片管台13LNG台24BOG套15套1PN25套1二、CNG1CNGV=8m3套12台13STR30NGX-4D-套14套15CNGHQHP-JQJ-30-Ⅱ-台21台12瓶13台1加气站其他辅助设管材、管该加气站低温管道主要材质选用0Cr18Ni9管材选用奥式体不锈1Cr18Ni9，符合《流体输送用不锈钢无缝》GB/T14976-2012的规定。LNG储罐上设备之间的管道和CNG储气瓶组上设备之间的管道连接在制造厂完成，现场无需安装。储罐区与加气机之间的管道连接采用现场法兰连接。管阀相应阀门及管件采用真空绝热阀门和管件阀门是实现系统开闭、系统自动化控制和系统安全运行的关键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LNGLNG低温泵的均设有气动阀和调节阀增压器的出口设有气动调节阀；液相管道上两个截止阀之间设置安全阀。自动控制的阀门采用不锈钢防爆型低温气动阀。CNGLNG储罐上的阀门需要现场安装阀门，需要为低温进口阀。站内安全放散阀选用全启式和微启式安全阀。低温弯头3D缝弯头；一般低温阀门原则上采用焊接连接，低温安全阀采用螺纹连接，在处加锁母，锁母材质为0Cr18Ni9防腐及保地面工艺设备和管线（聚乙烯保温管壳保冷管道除外）的防腐采用外壁涂刷聚氨酯防腐蚀漆底漆，防腐完毕后，再在聚氨酯防腐蚀漆表面按规定颜色涂刷聚氨酯防腐蚀漆面漆的防腐蚀方法。低温泵、加气机、流量计等设备仪表和各种阀件的表面可保持制造厂出厂时的本色；不锈道、可保持原色。管道支架、平面、梯子、构架等涂灰色。LNG进液总管和LNG储罐出液低管及支（不锈作保温绝热，LNG管道绝热采用HUP改性聚氨酯保温管托和聚乙烯保冷管壳支架固定件采用83400.04（W/m•K30100mm粘接剂由厂家配套供应，保冷施工由供货方负责指导安装。液相管道要求进行保冷，气相管道不进行保冷。特种设序号1LNG06Cr19Q345R12序号1LNG06Cr19Q345R1213铝翅片管1300Nm3/h设计压力：1.6MPa406Cr19Ni1012-20m30.1-51器6V=0.79m327V=1.0m3289道道原料、产品理化性能指标及包装 技术要原料、产品理化性能指该加气站原料、产品均为液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG）。根据《化学品（2015年版）》的规定，天然气属于化学品类---类---Ⅳ3-5-5-Ⅳ注：上表中火灾性依据《建筑设计防火规范》GB50016-2014）划分，毒物危害程度依据《职业GBZ230-2010）1GBZ2.1-2007化学品包装、、技术要求天然气包装、、技术要求见表2-17。表2- 天然气包装 技术要汽车时车辆应配备相应品种应于阴凉、通风的场所。远火种、热源。环境温度不宜阻火装置，使用易产生火花的机CNG30设施。使用易产生火花的机设备和工具。夏季应早晚，防止公路时要按规定路线行驶，勿在居设备和工具。LNG第3章、有害因素辨识结果与依据说化学品辨识依据《化学品（2015版）》重点的化学品辨识依据《国家安全 重点的化学品》安监总管三[2011]95号和《国家安全关于公布第二批重点 化学品 》安监总管三[2013]12号生产火灾性分类依据《石油化工企业设计防火规范GB50160-2008和《建筑设计防火规范》GB50016-2014化学品危害程度分级依据《职业性接触毒物危害程度分级GBZ230-2010化学品接触限值依据《工作场所有害因素职业接触限1分:化学有害因素》GBZ2.1-2007和《工作场所有害因素职业接触限值第2、有害因素分类依据《生产过程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《职业害因素分类》。重大辨识的依据是《化学品重大监督管理暂行规定》国家安全生产监督管理令[2011]第40号、《化学品重大该加气站涉及的化学品为液化天然（LNG）和压缩天然（CNG）化学品特)))级)))级)---8Ⅳ)---8Ⅳ化学品分该加气站化学品分布见表3-2表3- 化学品分布CNGCNGCNGCNGLNGLNGLNG车√√√√√√√√√重点的化学品辨识结根据《国家安全关于公布首批重点的化学品的通知》安监总管三[2011]95号、《国家安全关于公布第二批重点化学品》安监总管三[2013]12号的规定，该加气站涉及的天然气属于重点的化学品。重点的化工工艺辨识结 关于公布首批重点的化工工艺》安监总管三[2009]116号及《国家安全关于公布第二批重 艺》安监总管三[2013]3号之规定，重点的化工工艺为：光气及光气化工艺电解工艺（氯碱氯化工艺硝化工艺合成氨工艺裂解（裂化）工艺氟化工艺加氢工艺重氮化工艺氧化工艺过氧化工艺胺基化工艺磺化工艺聚合工艺烷基化工艺新型煤化工工艺电石生产工艺偶氮化工艺的化工工艺。：对人造成伤亡或对物造成突发性损害的因素有害因素：能影响人的身体健康，导致疾病或对物造成慢性损素本次评价依据“事故类别”和“职业害因素”进行分类，将。有害因素进行分类辨识和分析、有害因素辨识与分析过程见附件F2。、有害因素辨识结从物质性、生产工艺和设备设施等方面分析，鄂尔多斯市万瑞天然气公司三垧梁工业园区 G1#加气站主要有害因素有：火灾、、、窒息、低温冻伤、触电、机械、高处坠落、车辆特种设备和主要设备、有害因素的辨识结1（LNG（高压输气管道和低压输气管道，其主要、有害因素是压力容器、压力管道失效，造成压力容器、压力管道破裂，导致天然气泄漏，火灾、、事故。2、该项目主要设备为低温泵撬装置、压缩机等，其主要、有害素为机械、火灾和、、灼烫、噪声危害、高温危害建构筑物主要、有害因素的辨识结建、构筑物的主要、有害因素是坍塌事故，造成人员伤亡，使设备、管道变形、破损，引起物料泄漏，可能导致二次。建筑物内部布局、建（构）筑物总体布局不合理等可使火灾等事故扩大。自然环境、有害因素的辨识结自然环境的主要、有害因素有、雷击、气候、沙尘暴等1、可使建、构筑物倒塌，使设备、管道变形、破损，引起天然气泄漏，可能导致二次。2、雷雷击会造成设备、设施损坏、大面积停电以及人员伤亡、财产损失3、气夏季气温高时，长期在阳光直晒业，易造成人员中暑。冬季气温过低会导致冻伤和冻坏设备、管路。4、沙尘该地区冬春气候干燥，经常刮风，常伴有沙尘暴，会给生产造成一定影响。作业环境、有害因素的辨识结该项目作业环境中的主要、有害因素为噪声危害、低温危害、中安全管理、有害因素的辨识结安全管理的为行为性，是指人在作业过程中由于管理不规范、违章操作等原因而产生的事故。人的不安全因素主要表现在思想意识方面、技术方面和心理或生理方面，即缺乏牢固的“安全第一、预防为主、综合治理”的意识，或长期在简单重复的作业中产生的麻痹思想而导致操作规程和安全管理制度；知识不够、技术不熟练或缺乏处理异常现象的经验；过度疲劳或带病上岗、酒后上岗、情绪波动和逆反心理劳动纪律等。同时，管理方面的技术培训不够、违章指挥、不严或、职业等往往也是造成事故的原因，比较常见的现象是为了赶时间、赶任务，有章不循、对不安全因素忽视而违章作业等。、有害因素分布情该项目的主要、有害因素存在部位及形成原因见表3-3。表3-3 主要、有害因素存在部位及形成原因表1火灾、LNGCNG天然气泄漏达到极限，且2LNGCNG裂3加气区、LNGCNG4电气火灾、静电接地不良、静电积雷电站房、加气区、LNGCNG5机械加气区、LNGCNG6车辆加气区、LNGCNG车流、违章操7加气区、LNGCNG作8加气区、站房、LNGCNG9LNGCNG砌体质量不良、、腐重大辨识结该加气站涉及的天然气《化学品重大辨识GB18218-2009中规定的化学品其中液化天然（LNG量为22.68t压缩天然气的量为1.32t,总量为24t天然气临界量为50t因此该加气站不构成化学品重大。4评价对象一般由相对独立、相互联系的若分（子系统、单元）组成各部分的功能含有的物质存在的和有害因素以及性，以及安全指标均不尽相同，如果不划分单元进行整体评价很难操作。进行评价时，将整个评价对象系统划分为不同的评价单元，不仅可以简化评价工作、减少评价工作量、避免遗漏，而且由于能够得出各评价单元性的比较概念，避免以最单元的性来表征整个系统的性、夸大整个系统的性的可能性，从而提高了评价工作的准确性。一般评价单元的划分遵循以下原则：以有害因素的类别为主划分评价单元，将具有共性或相同类别的有害因素划分为一个单元；以装置和物质的特征划分评价单元，将布置上相对独立的装置或工艺条件相似的装置划分为一个单元；依据评价方法划分单元为了对该加气站整体的安全生产条件进行评价，根据该加气站的实际情况和评价单元划分原则，依据《化学品建设项目安全评价细则（试行）》安监总危化[2007]255号的规定，将该加气站划分为五个评价单元：自然条件及外部安全条件单元总平面布置及建构物单元主要装置（设施）单元配套和辅助工程单元建筑施工单5本次设立安全评价遵循充分性、适应性、系统性、针对性和合理性的原则，在认真分析并熟悉被评价系统的前提下，选择安全评价方法。根据本次评价的目的、要求和该加气站的特点、生产工艺及被评价单位提供的基础数据和其它资料，本次设立安全评价采用的评价方法有安全检查表法、预先分析法、度评价法、事故树分析法、蒸气云事故模型。主要装置（设施）云事故模型预先分析本次设立安全评价各评价单元采用的评主要装置（设施）云事故模型预先分析该项目评价方法的选择原则及所使用的评价方法简介见附件F3第6章定性、定量分析、有害程度的结固有、有害程度分析结具有性可燃性毒性腐蚀性的化学品数量浓（含量、状态和所在的作业场所（部位）及其状况（温度、压力）的定量分析该加气站涉及的化学品为液化天然（LNG和压缩天然（CNG，液化天然气（LNG）、压缩天然气均具有性、可燃性。该加气站不涉及具性和腐蚀性的化学品。液化天然（LNG和压缩天然（CNG）数量、浓度、状态和所在的作业场所及其状况见表6-1表6- 天然气 、G）数量、浓度、状态、作业场所及其状况浓度2.1CNGCNGCNGLNG-LNG-162～-总的和各个作业场所的固有程度的定性分自然条件及外部安全条件单元评价依据《化学品管理条例》[第、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）等有关标准、规范的要求编制安全检查表，对该加气站的外部安全条件单元进行安全检查和预先性分析，并采用预先性分析法对自然条件潜在的、有害因素进行分析和评价，预先性分析表和安全检查表见附件F4.1，具体评该加气站选址位于鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路南面距三垧梁工业园区3.5公里、距树林召镇区约8.2公里，坐南朝北布置，北侧为鄂尔多斯市达拉特旗绕城公（距站内最近工艺设施加气机为31.8m东西、南三侧均为空地；站区工艺设施上方无电力、通信线路，无站外工艺管道穿越站区东西南三侧均设置2.2m高非燃烧实体围墙与站外设施分隔，符合《化学品管理条例》[ 第 、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）等的规通过预先分析可知，自然条件潜在主要、有害因素有地质、、雷击、洪水、高低温危害及风沙等。地质、、洪水等级为Ⅱ～Ⅲ级，属的；其余的等级均为Ⅱ级，属临界的。总平面布置单元评价结依据《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801-2008）、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）等有关标准、规范的要求编制安全检查表，对该项目的总平面布置单元进行安全检查和安全评价，安全检查表见附件F4.2，评价结果如下：该项目的总平面布置符合工艺流程交通环境保护以及防火、安全、卫生及检修等方面的要求。整个站区按功能分区、布局合理，建、构筑物的外形规整主要装置（设施）单元评价结预先分析结主要装置（设施）单元主要的、有害因素有火灾、、压力容器与压力管道、与窒息、机械、低温冻伤、电气、物体打击、车辆、高处坠落、坍塌、灼烫、噪声危害等，预先分析评价过程见附件F4.3，等级见表6-2：表6- 主要装置（设施）单元预先分析结Ⅱ火灾、、压管道、坍塌、窒息、机械、低温冻伤、电气、车辆、高天然气火灾事故树评价结评价结果如下，分析过程见附件F4.3天然气主要是由LNG储罐、储气瓶组及其工艺设备、设施等处泄漏，主要由储罐、储气瓶组及其工艺设备、设施的自身原因和外界不良影响所决定，因此要杜绝储罐的泄漏，关键是提高储罐或设备、设施的质量，防止其在正常情况下腐蚀，在储罐或设备设施的周围建以醒目标志，杜绝其他施工建设对管道造成破坏。。在设备及LNG储罐周围动火时候要由相关部门进行指导和监督以保证周边避雷装备的可靠性。此外，应对员工进行安全教育，以减少各个环节的误操作，能够潜在的，通过提高职工的安全素质可以大大降低事故发生的可能行。公用工程单元评价结预 分析结该项目公用工程包括供配电系统、给排水系统、采暖系统与建、构筑物等。主要的、有害因素有电气火灾、电缆火灾、变压器着火、触电、烫伤、坍塌等，预先分析评价过程见附件F4.4，等级见表6-3：表6- 公用工程单元预先分析结Ⅱ着火、坍塌触电事故事故树分析评价结评价结果如下，分析过程见附件F4.4（1）此类事故常见的因电气是电能作用于造成的，有触电、电磁场和间接3种类型。其中以触电最为常见，而绝大部分触电都属于电击。因此，防止触电事故的技术措施应该把防止单相触电作为重点。装置内电缆、电气设备和配电设施存在着隐患，电缆敷设不合理也可能造成人身触电事故。此外，因防雷接地措施不完善也会发生雷电事故。通常造成触电事故的原因，除了设计不周、设备缺陷、防护装置失灵等技术方面的原因外，大部分事故是由于违章指挥、违章操作引起的，常见的因素有：①检修电气设备时，不执行工作票制度和监护制度②检修电气线路时，没有装设或没有按规定要求装设接地线，或装设③作业时，未使用或使用了不符合绝缘要求的工具，或使用的电动工④在带电设备附近作业，安全距离不足⑤工作过程中安全围栏或安全警戒线走错间隔误碰带电设备⑥电气设备检修工作完毕，未办理工作票终结手续，即对停电设备恢⑦在金属容器等有限空间内作业，未按规定使用安全电压照明灯⑧未正确实施防护或防护用品不合格（如作业时未戴绝缘手（2）触电事故的事故树评价总该事故树共有39个最小割集，其中任何一个发生，都会导致顶上事件的发生。通过结构重要度分析可知：首先要认真实施可靠的接地、接零和正确使用安全防护用具是防止此类事故最重要的环节。其次，是要严格执行电气检修工作票制度和监护制度。建筑施工评价单元结预先分析结该项目建筑施工主要的、有害因素有火灾、触电、高处坠落、物体撞击、车辆、坍塌等，预先分析评价过程见附件F4.5，等级见表6-4：表6- 公用工程单元预先分析结Ⅱ车辆各个评价单元的固有程度的定量分具有可燃性的化学品的质量及燃烧后放出的热质量燃烧热51652（热值51652（热值该站的LNG具有可燃性，LNG的质量及燃烧后放出的热量见表6-5。表质量燃烧热51652（热值51652（热值度评价结表6- 度评价结1CNG5055Ⅰ2LNG5005Ⅰ32052Ⅰ4CNG2052Ⅰ5LNG0002根据6-6价结果，CNG气瓶、LNG罐、压缩机、CNG气机危险程度均为高度，等级为Ⅰ级；LNG加液机程度为中度，等级II。道化学火灾、指数评价结表6- 单元指数结果汇总初期指数评补偿指数评1LNG2CNG通过《道七版》火灾 指数评价法分析，LNG储罐的固有火灾性为“很大”；通过补偿系数补偿后，LNG储罐火灾性均为“中等”。根据《道七版》火灾、指数法的规定，该站LNG储罐火灾 为可以接受

具有性、可燃性的化学品泄漏的可能误操作可能引起的天然气泄漏天然气管线因腐蚀等原因发生泄漏天然气管线存在因操作压力等引起的管线超压破损、冲蚀减薄等，造成天然气泄漏；压缩机、储气瓶组、LNG储罐、加气机等因超温、超压或密封不良，压力容器（储气瓶组、LNG储罐等）的安全附件失灵、腐蚀，造成天压缩机、LNG输送泵等的端面密封因磨损发生泄漏出现具有性、可燃性的化学品泄漏后具备造成、火灾事故的条件该站涉及的CNG、LNG具有性和可燃性，遇明火、高热等可能发生火灾；天然气在达到极限的情况下，可发生火灾。天然气发生火灾、事故的条件有以下几点。泄漏的天然气在一定的空间范围内达到极限浓度点火点火源是指能够使可燃物发生燃烧反应的能量来源。这种能量既可以是热能、光能、电能、化学能，也可以是机械能。根据点火源产生能量的来源不同，点火源可分为火焰、火星、高热物体、电火花、静电火花、撞击、摩擦、化学反应热、光线聚焦等。该站可能存在的点火源主要有火焰、火星、高热物体、电火花、静电火花、撞击、摩擦等。另外，天然气发生燃烧或还需要一定的引燃温度和点火能量助燃助燃物为空气中的氧气，空气几乎是无处不在，无法隔绝其与天然气的接触。通过以上分析可以看出，控制泄漏化学品发生火灾或的途径一是防止易燃、易爆化学品与空气形成性混合物；二是控制各种形式的点火源。以上两点得到有效控制，即可避免火灾、事故的发生。该站天然气泄漏后发生火灾、事故的相关条件见表6-8。表6-8化学出现、火灾事故造成人员伤亡的范计算说、对该站存在的主要火灾、，本评价选用了道化学公司的火灾指数评价（第七版通过计算LNG储罐CNG储气瓶的火灾、指数，划分等级，并进行采取安全对策措施加以补偿的最终指数评价，判定度是否可以接受。、火灾、指数评价结果汇固有程度评价结果，见表6-9半径面积1LNG半径面积1LNG2CNG最终程度评价结果，见表6-10。表6-10 半径面积1LNG2CNG评价结果分、通过道化学火灾指数计算LNG储罐发生火灾事故的固有危险等级“很大半径为39m区域面积为4776m2采取安全措施补偿后LNG储罐发生火灾事故的等级降“中等半径为30.72m区域面积为2963m2LNG储罐的系数F3=7.25物质系数MF=21，得危害系数为0.81，表示如果LNG储罐发生火灾，区域内有81%的设施被破坏。、为了向该公司管理层提供其安全生产管理指导与建议，评价组列举出较典型的事故案例进行分析，希望企业能够以此为借鉴。案例一：江苏徐州市加气站储气罐发生大2011281907分，江苏徐州市二环西路北首沈场立交桥西南侧的加气站储气罐发生大火。徐州消防支队先后出动15辆消防车、80余名官兵赶往现场处置火情。8日晚19时50分，20余米高的火9日下午15时50左右在大火现场依然看到硕大的储气罐还不冒起一人多高的火苗，加气站周围沿铜沛路口、二环北路口、北路口等地方依然拉着警戒线，数辆消防车停在火场附近，数十名消防官兵仍然在紧张地降温灭火。直到下午16时30分左右，气罐周围不时冒起的零星火苗被消防队员成功扑灭，排除了隐患。大因分燃烧区域集中在LNG大火81907分开始，91630分扑灭，历21分钟，最高火焰高度达到20余米分析：在LNG贮罐区域着火应有两个条件，一是泄漏，二是点火源，从现场情况可知失火前贮罐底部区域出现NG泄漏但是没有天然气泄漏。因贮罐底部区域内不存在明火及非防爆电气，所以点火源可能是外来的火种，当时正值正月初六，居民燃放的 竹是可能的外来火种。外来火种点燃了贮罐底部泄漏的天然气 大火火灾在设备方面的原因分LNG贮罐区域天然气泄漏器安装位置不当或者是器灵敏度不够，在发生天然气泄漏的情况下，没有及警LNG贮罐区域没有紧急切断的安全系统，这样在火灾情况下，仍有LNG贮罐底部管道系统的液相管上没见到“紧急切断阀”，因此没有实施：“泄漏--关闭出液管路”的自动切断功能。LNG贮罐区域没有“紧急切断按钮”，在发生时，不能人为LNG贮罐底部管路系统中有多组“法兰联接”件，它LNG站中最大的泄，尤其在火灾情况下，更容易发生泄漏，这是徐州火灾中，有大LNG流出助长火势的重要原因管路系统采用焊接的联接方式就不贮罐的自增压器也存在泄漏的隐患，应当与贮罐保护一定的距离，不要直接放在贮罐下部。案例二：气管被严重酸2002229日上1034葫芦岛市消防支队指挥中心突然接到：（中国）位于龙湾新区东窑村的JZ20-2天然气分离厂一个储气罐出现天然气大量泄漏。如果遇到火星，将引起大面积。接到后，消防官兵迅速赶到现场疏散人员，并在当地门的配合下设立了方圆3公里的警戒区域，一切明火和车辆通行。而厂一个容积为1000m³存有237t液化天然气的球形储罐正发出巨大的喷气声，大量零下50℃低温的液化天然气急速向外气化，形成了一个高达1.8m、直径为1.5m的冰柱，整个厂区弥漫着白色无味的液化气中。据介绍，在周围不足100㎡范围内，共有5个1000m³容积的液化气储罐，如果遇明火或静电，将连锁，整个厂区便会被夷为平地，周边的村庄群众也将严重损失。面对紧急情况，消防支队制订了三套处置方案：一是利用罐底注水、凝结泄漏处；二是实施堵漏；三是将罐内天然气排放至厂区内的火炬，利用火炬燃烧实行排空。一开始，第一套方案的实施还算顺利，液化天然气在气化时吸收大量的热量，所以泄出点温度急剧下降，喷出的水在泄出点的金属管附近冻结2时40白气，液化气又开始大量泄出。在此情况下，指挥人员决定实施第二套抢险方案：用木头楔子堵塞泄漏的管口。因为泄出液化气的管口温度在零下50℃左右，消防战士将用来堵漏的木头楔子固定在一根木头上，然后由几名战士抱着塞向泄漏管口，然而，由于泄出的液化气压力过大，没有成功。消防人员只能用手持木头楔子，用铜锤向里钉。消防战士手上戴着皮手套，一挨上泄出点附近的金属，手套立即被冻得像铁片一样，消防战士将手套上的冰磕掉以后，再次冲上前去，一共进行了5次，到16时零6分，泄终于被彻底堵住。这是葫芦岛市建市以来最大的一起可燃气体泄漏事故，也是国事故中，单罐储量最大的一起可燃气体泄漏事故。险情的成功排除，创造了处置同类可燃气体泄漏事故的典范。2、事故原因违章操作拧断压力表。当日，液化气分离厂发现一个阀门前的压力表出现故障，工作人员在更换压力表，向下拧表时，压力表管被拧断，导致液化气泄漏。案例三：加气站奥拓车气罐飞出百事故概2006年4月16日上午10点20CNG加气站内一辆奥拓车在加气时气罐突然，气罐飞出百多米外，泄漏气体冲起数米高，加气站弥漫着浓烈的异味，车主横躺在车内，当场不醒，右臂已不见了，消防官兵赶到现场救援，才将车主送往医院抢救。气罐飞出对直挂断了当空的电缆，导致附近居民和整个片区的网通座机、网通宽带都受到了影响，中断数小时，损失巨大。事故主要原直接原因气罐表面锈迹斑斑，形状不同于正规的压缩天然气气瓶，而类似家用煤气罐，不能承受高压，导致加气时发生。间接原因车主改装，未使用正规合格车载气瓶加气站未对气瓶进行充装前检查未发现不符合充装规定的气瓶， 了国家有关气瓶充装安全管理规定；加气站载人加气，导致事故扩大，了车载气瓶充装有关加气站对员工安全培训、教育。事故发生后，加气站竟有一工作人员称：“责任不在加气站，是他（车主）自己的气罐有问题”。7该加气站拟选站址位于鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路南面，距三垧梁工业园区3.5公里、距树林召镇区约8.2公里，坐南朝北布置，北侧为鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路（距站内最近工艺设施加气机为31.8m），东、西南三侧均为空地站区工艺设施上方无电力通信线路，无站外工艺管道穿越，站区东、西、南三侧均设置2.2m非燃烧实体围墙与站外设施分隔，距站内设备的距离均符合《生产过程安全卫生要求总则》（GB/T12801-2008）GB50156-2012(2014年版)等标准要求，因此，该项目不会对周边单位生产、地形、地1500m降至1000m2471个苏木，130个村；中部为库布其沙带，占总面积的49%，土壤属沙壤土，宜林宜牧；北部为冲积平原，占总面积的27%，地势平坦，土壤属灌淤草甸土类。烈该建设项目位于鄂尔多斯市达拉特旗境内。依据《建筑抗震设计规范（GB50011-2010）确定鄂尔多斯市达拉特旗的抗震设防烈度为8度，设计基本加速度为0.30g。气象条达拉特旗属典型的温带大陆性气候75%，干燥少雨冬寒夏热，昼夜温差大，年均日照时数约3000小时，年均气温6.1～7.1℃，无霜期135～150天，能、风能资源充裕。年均降水量240～360mm，主要集中在7～9份。水文条达拉特旗全旗的水资源由三部分组成：水、地表水和过境水。水年可采储量3.15亿立方米，水质好、易开采，开采深度30—70米近年平均开采水资源1.8亿立方米。地表水年可利用量1.55亿立方米，现年利用0.058亿立方米，有近1.5亿立方米的余水流入，补充水资源。水年过境310亿立方米，批准达旗年可用水量1.6亿立方米，年用水量0.8亿立方米，余水0.8亿立方米。国家黄委和计划到2010年批准达旗年用水量3亿立方米，因此引黄用水潜力较大。水、水库水、水完全能满足工业发展的需求。自然条件对建设项目的影该建设项目所在地在不发生高于8度、风灾和百年一遇的洪水等自然的情况下，自然条件仅可能造成雨、雪、风、暑等危害，加气站作业人员防护得当，严格按照操作规程作业自然条件就不会对该站安全经营造成影响。重大场所与“八类场所”的距离符合性结依据《化学品安全管理条例》（中民令[2011]第591号）的要求，化学品数量构成重大的设施与下列区域、场所的距离应符合国家有关法律、、标准、规范的规定：居民区、商业中心、公园等人口密集区域学校、医院、影剧院、体育场（馆）等公共设施供水水源、水厂及水源保护区车站、码头（按照国家规定，经批准，专门从事化学品装卸作业的除外）、机场、铁路、水路交通干线、地铁风亭及出；基本农田保护区、畜牧区、渔业水域和、种畜、水产苗种生产河流、湖泊、风景名胜区和自然保护区军事、军事管理区法律、行政规定予以保护的其他区域经辨识该项目未构成化学品重大辨识过程见3.5.3节。该加气站拟选站址位于鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路南面，距三垧梁工业园区3.5公里、距树林召镇区约8.2公里，坐南朝北布置，北侧为鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路（距站内最近工艺设施加气机为31.8m），东、西、南三侧均为空地；站区工艺设施上方无电力、通信线路，无站外工艺管道穿越，站区东、西、南三侧均设置2.2m高非燃烧实体围墙与站外设施分隔，距站内的距离均符合国家有关法律、、标准、规范的规定。根据表2-6GB50156-2012（2014年版）的规定。该建设项目的安全条件分析结建设项目内在的、有害因素对建设项目周边单位生产、经营活动或者居民生活的影响该站最主要的有：火灾和、容器。同时存在其他危险有害因素，如窒息、低温冻伤等。该站采用DCS控制系统，同时设有EDS紧急切断系统，站区设有可燃气体泄漏检测器，通过采取安全设施和措施，可有效控制天然气大量泄漏，该加气站天然气小量泄漏对道过往人员没有影响。天然气浓度如果达到极限，遇明火、火花等存在燃爆。通过道化学火灾指数计算，采取措施后LNG储罐火灾半径为30.72m、CNG储气瓶火灾半径为26m，LNG储罐和CNG储气瓶组与道路的距离均大于半径，LNG储罐和CNG储气瓶发生火灾对道路的影响在可接受站区如果发生其他有害因素（如低温冻伤、触电等）对站区周边没有影响。建设项目周边单位生产、经营活动或者居民生活对建设项目的影进站加气车辆排气筒可能排出火花，在站区天然气浓度达到极限的情况下，可能引起火灾事故的发生；进站车辆上的人员如加气站的安全管理规定，进入易燃易爆区（如LNG储罐区、CNG储气瓶等）吸烟、机等，对站区安全也构成了，泄漏的天然气浓度达到极限的情况下，可能造成火灾事故的发生。站区周边其他设施对该站在安全方面没有影响当地自然条件对建设项目的影1）根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）的划分，鄂尔多斯市达拉特旗抗震设防烈度为8度设计基本加速度值为0.30g该站的LNG储罐基础按9度抗震烈度设防，其他建（构）筑物按8度抗震烈度设防，如果发生，对该站建（构）筑物的影响可能较小。雷站区建（构）筑物的防雷，按第二类建筑物防雷进行设计，防雷设施接地电阻不大于4Ω。发生雷击，对该站建（构）筑物的影响可能较小。高高温可能导致LNG储罐、储气瓶、压缩机等工艺设备升温，升温可导致设备内的天然气体积膨胀，进而导致设备超压、天然气泄漏，天然气泄漏后遇明火、火花存在火灾。洪该地区降水主要集中在7-9月份，该地区雨季时发生洪水的可能性较小，且站区设有排水，不会造成站区内积水或内涝，对站区影响较小。大风和沙尘该站所在地春季和冬季风速较大，站区周围无高大建筑物，六级以上强风可能造成加气棚顶盖坠落，导致作业人员受伤的。沙尘暴携带的大量沙粒对设备、仪表进行高强度冲刷，会造成设备和仪表的损坏，引起生产事故甚至安全事故。另外沙尘暴往往造成光线明显下降甚至漆黑一片，对生产操作也会十分不利。地基沉该站的建（构）筑物的地基如果没有处理好，地基发生下沉或塌陷，将会引起建（构）筑物发生坍塌、设备变形等恶性事故，进而发生天然气泄漏事故、火灾事故等。工艺方案的可靠1、LNG加气站工艺可靠LNG汽车加气站不生产LNG，只将其余生产厂生产的LNG产品通过汽车槽车运送至该站内，卸至LNG低温储罐，卸完LNG后，对储罐内LNG进行调压，将罐内LNG调至工艺设定压力（饱和压力）。当有加气车辆来加气时，通过低温泵和LNG加气机给车辆直接LNG。该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。该站的卸车流程采用增压器和泵联合卸车；该站的升压流程采用增压器与泵联