LNG加气站安全预评价报告参考范本

文档来源为:文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑欢迎下载支持 .1文档来源为1文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.前 言XXXXXX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、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。XXXXXXG加气站，设计加气规模m/23G1泵撬装设备（含2LNG11EAG加热器）和4LNG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 [2007]255 号文件要求的内容和格式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之处， 欢迎各位领导和专家提出宝贵意见。目 录第一章 概述 1评价目的 1评价工作原则 1评价范围 2安全预评价程序 2第二章 建设项目概况 4建设单位简介 4工程地址及周边环境情况 4总图运输 5建筑与结构 9工艺流程及设备选型 10公用工程及辅助设置 19第三章 危险和有害因素辨识结果 31危险和有害因素辨识依据 31危险有害因素识别结果 31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 35评价单元划分原则 35评价单元的划分结果 35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 定量分析危险物质数量、状态和所在的部位及其状况（温度、压力）结果 ..5.2 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 42安全条件分析结果 42安全生产条件分析结果 44事故案例 46第七章 安全对策与建议 50可行性研究报告中提出的安全对策措施 50应补充完善的安全对策措施 53意见和建议 64第八章 评价结论 68危险、有害因素辨识分析结果 68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 107附4.1法律法规文件 107附4.2标准规范 109附4.3其他依据 111附5工程交工验收时施工单位应提交的资料清单 112附6附件目录 115文档来源为:文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑欢迎下载支持 .PAGE47PAGE47文档来源为:从网络收集整理.word版本可编辑.第一章 概述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。、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。评价工作原则据，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。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。安全预评价程序按照安全预评价导则（细则（试行）（安监总危化[2007]255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 。前期准备前期准备辨识与分析危险、有害划分评价单元选择评价方法定性、定量评价与分析分析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预评价报告图1－1 安全预评价程序第二章 建设项目概况项目基本概况XXXXXXX 成立于2014年4月29日，已由西安市工商行政管理局册登记（），法人代表： XXX，注册资金500万元。建设项目名称：XXXXXXXXXXXXXXXLNG 加气项目建设单位：XXXXXXX建设单位性质：民营项目建设地点：XXXXXXXXXXX项目设计规模：4×104Nm3/d60m3LNGLNG（2LNG11EAG加热器）和2LNG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》 2014版）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《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《于XXXXXXXXXXXXXXXLNG 加气站项目在线备案前期意见的函》华经函[2016]78号。工程地址及周边环境情况地理位置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、交通方便。自然条件地形、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 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。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 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”。工程地质根据《建筑抗震设计规范》（ XXX 抗震设防烈度为 8度，设计基本地震加速度值为 。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 最热月（7月）平均气温最冷月（1月）平均气温-0.8℃，极端最高气温极端最低气温为年平均降水量无霜期283天。全年主导风向为 ENE，次主导风向为 WSW，年平均风速全年最大风速。1）气温年平均气温为最冷月平均气温为最热月平均气温 历年极端最高气温 极端最低气温2）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 6）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 22.1d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。总图运输总平面布置加气站按火灾危险性分类属于甲类场所，站区平面布局严格按现行《汽车加油加气站设计与施工规范》 2014版），《建筑设计防火规范》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，对装置进行下，做到布局合理，布置紧凑，节约用地。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。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。围护设施闭。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 围堰地面高出围堰内地面 采用钢筋混凝土结构，加气岛两侧设防撞柱，高度为 间距为保护加气岛及加气机。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泵，收集后的雨水经过潜水泵排出防护堤。总图运输主要技术经济指标序号名称单位建筑面积备注1序号名称单位建筑面积备注12345678站房面积5762F罐区面积318罩棚面积512消防水池面积90消防泵房36总建构筑物面积1532用地面积6347.9容积率0.2413建筑与结构该项目总建筑面积 1532m2，罩棚建筑结构为钢结构，站房建筑结构砖混，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 设备基础为 C30等，其他为钢筋：直径时为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）；0MU10机制粘土实心砖，M10水泥砂浆；0以上：内外墙MU10.0KP1M7.5HRB335钢筋焊接用其余用、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。序号1234序号12345名称面积m2 耐火等级火灾危险性结构形式备注LNG储罐防护堤318二级甲类钢筋混凝土防冻处理站房576二级-砖混两层砖混建筑面积加气机罩棚512 二级甲类钢网架折半，高7.5m消防水池90 二级戊类消防泵房36 二级戊类工艺流程及设备选型本工程加气站设计规模为 m3/d。液化天然气由 G槽车运至内，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。工艺设计方案1、设计规模：根据市场分析，本工程加气站 G设计规模为4m/d2、LNG储存容量：LNG储量按下式计算：V=nGr/v;式中：V：总储存容积(m3)；n：储存天数(d);: 平均日用气量（4m3/d3）；v：最高工作温度下的液化天然气密度（ 3b：最高工作温度下的储罐允许充装率， b=。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3，有效储存容积为 V=（71）/（）=87.31。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 的LNG低温储罐。、设计压力：根据 LNG车辆发动机的工作压力确定 LNG 储罐的工压力为LNG储罐的设计压力为 。、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系统采用液氮进行置换和预冷（液氮温度为 -196℃），因此系统计温度为。工艺流程LNG 四部分。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。）增压器卸车通过增压器将气化后的气态天然气送入LNG力，将槽车内的LNGLNG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。）泵卸车。将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，通过 LNG低温泵将槽车的LNG卸入LNG储罐，卸车约消耗 11kWh电。）增压器和泵联合卸车LNG槽车和LNG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（ 种卸车方式优点是卸车时短，耗电量小于第（ 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。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 低温将储罐中的部分 LNG 输送到汽化器，汽化后通过气相管路返回储罐，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LNGLNGLNGLNG储罐（液相）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 工艺流程图主要工艺设备选型工艺设备选型原则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℃。、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。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：、LNG低温储罐：本站选用的卧式高真空多层绝热储罐 2台、LNG储罐设置ITT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0.8MPa蒸发率：≤0.2%/d、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气站投入使用的 LNG 低温泵均采用国外进口泵，根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。LNGLNG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：245m转速范围：1500～6000RPM所需进口净正压头：1～4m电机功率：11kW电 源：3380V50Hz2）增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，空温式换热使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。根据公式 (h1—)ρV式中：升压所需热量（h2-升压前LNG比焓（h1-升压后LNG比焓（-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： 1.2MPa设计压力： 1.6MPa设计温度： 3）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 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，运行用低。根据公式： Q＝(h1—h2)ρV升压所需热量（h2-LNG比焓（h1-LNG比焓（-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。其主要工艺参数如下：单台处理量：300Nm3/h进口介质：NG出口介质：NG进口温度：出口温度：>-20℃最高工作压力：1.2MPa设计压力：1.6MPa设计温度：-196℃、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： 设计温度： 、阀门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， 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，具体参数如下：

序号项目技术参数备注空压机（风冷）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/min2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3μm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1μm、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 0.01μm、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 加气机管道采用管沟敷设方式。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4公用工程及辅助设置自控和仪表仪表、控制柜控制室内安装成撬控制柜（包括仪表显示和 PLC 控制）和一台中央制器，集中显示现场一次仪表的远传信号。1、仪表显示低温泵出口压力、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，控制柜内可编程制器，主要功能为:低温泵的软启动及变频调速；系统启动、停止和运行状态监控；可燃气体泄露报警连锁；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护在电源进线处设置 6kVA、断电延时30min的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涌保护器。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 带变送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。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。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。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、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。、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。供配电电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AUPS应急电源（t≥n为信息系统、自控系统及视频经计算本项目最大用电负荷为38.8KW。供配电线路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，按经济电流密度选用电缆截面。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，电缆出地面时穿钢管保护。电缆出地面加钢套管，与设备之间采用防爆挠性管保护。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。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。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。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》 版）及《爆炸危险环境电力装置设计规范》 GB50058-2014的规定，防爆区域划如下：加气站加气区、围堰工艺装置区为 2区爆炸危险场所。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均选用EX：dIIBT4 的产品。各类用电设备的防护等级要求不低于 。防雷、防静电及接地1、防雷区域划分及防雷措施余建（构）筑物按三类防雷考虑。防雷措施）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。根据《建筑物防雷设计规范》 GB50057-2010及《石油工企业设计防火规范》储罐等设备壁厚大于 可利设备本体兼作接闪器，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 m或三类网格不大于 m或m。）防雷电感应：罐区所有设备、管道、构架、平台、电缆金属外皮）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25m接地一次。）防雷击电磁脉冲：低压电磁脉冲主要侵害对象为计算机信息系统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。）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》 2014 版）第中规定当各自单独设置接地时：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属保护管两端均应接地。）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。）防雷接地：接地电阻不大于 。）防静电接地：接地电阻不大于 。）仪表、信息及自控系统接地：接地电阻不大于。该项目所有系统接地采用共用接地装置，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。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。、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排风，门窗补风的机械通风方式，换气次数 8次/时。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、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。消防1、总图布置根据相邻建（构）险源设备，远离人口密集区，远离明火场所。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）的关规定执行。区。各区之间分区明显，其中储气区、加气区为爆炸危险环境。设置拦蓄区拦蓄区由防护堤（也称围堰）构成，根据规范 LNG 储罐的周围应设拦蓄区，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。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。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。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。分考虑装置露天化、敞棚化。如 LNG 储罐采用露天化布置，加气区采用周完全敞开的罩棚。（设置消防水池在站区东北角设置一座容积 的消防水池2、建构筑物消防耐火等级，耐火极限：按照《建筑设计防火规范》站内建（构）筑物耐火等级为二级。耐火极限不低于 。工艺设施界区内如储罐区（拦蓄区）、道路等采用不发火地面。围堰和站内 LNG工艺设施基础，如 LNG 储罐基础等构筑物，采钢筋混凝土结构并采取防冷冻措施。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《爆炸危险环境电力装置设计规范》 （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5个时，应采用金属线跨接。LNG 等电位连接。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。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 。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》 （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《汽车加油加气站设计与施工规范》 GB50156-201（4版条要求，本工程站内需设置消防用水系统，设置消防水量 。根《汽车加油加气站设计与施工规范》 GB50156-201（4版条要求，及《建筑灭火器配置设计规范》 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 序号配置灭火器区域灭火器材配置规格数量备注4kg序号配置灭火器区域灭火器材配置规格数量备注4kg手提式ABC类干粉灭火器6具1辅助区3kg手提式CO2灭火器2具35kg推车式ABC类干粉灭火器1具2储罐区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）围堰区及卸车区设置可燃气体检测器。）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。）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。生产安全事故运动规律就是生产系统客观存在的危险有害因素失去了控制或者没有采取有效的防护措施，必然形成事故隐患。各类事故隐患相互作用，条件成熟就酿成事故。由此可见，全面地系统地识别生产系统危险有害因素是安全评价工作的根本。 根据各类危险有害因素的危害程度和风险度采取科学的、合理的、有效的防护措施是实现安全生产的关键。为全面对拟建项目进行危险、有害因素的辨识分析，本报告将从危险物质、设备设施、作业过程、自然条件等方面依据《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/T、《企业职工伤亡事故分类》（ GB6441-1986）和《危险化品重大危险源辨识》（GB18218-2009）等相关标准规范和资料，对该项目系统中人的因素、物的因素、环境因素、管理因素等四个方面进行危险、有害因素进行辨识。危险有害因素识别结果物质危险有害因素辨识结果本项目存在的危险物质液体天然气的危险特性如下表 、表3-2、表3-3所示：表3-1 主要危险物质名称、火灾危险性、毒性分级存在部位表名称状态火灾危险性分类毒性等级液化天然气名称状态火灾危险性分类毒性等级液化天然气液体甲类IV天然气气体甲类IV储罐、气化调压装置、卸气区、加气区等通过物质危险有害因素辨识得知： LNG是第2.1类易燃气体; UN编号CAS。表3-2 液化天然气的危险、有害因素危险 易燃 危规名称 液化天然气类别 液体 编号

GB2.1类21008UNNO1972物理性质

无色无臭液体，主要由甲烷组成，组分可能含有少量乙烷，丙烷、氮或通常存在于天然气中的其他组分。温度极低，大气压下沸点约为 -。密度取决于其组分，通常3 3危险特性

430kgm470kgm之间。极易燃。蒸气能与空气混合形成爆炸性混合物，在室温下的爆炸极限为 在-左右的爆炸极限为 。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，而是沿着液或地面扩散，吸收水与地面的热量以及大气与太阳的辐射热，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外，仍有易燃混合物存在。如果易燃混合物扩散到火源，就会立即闪回燃着。当气温热至-112℃左右，就变得比空气轻，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。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体天然气上；如果液喷水冷却容器，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。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，如被冻伤，就医诊治。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。不要直接接触泄漏物。尽可能切断泄漏源。用工业覆盖层或吸附 /吸收剂盖住泄漏点附近的下水道等地方，防止气进入。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。注：本表参照化学工业出版社 2001年出版的《新编危险物品安全手册》表3-3 天然气的危险、有害因素天然气

英文名 Natural gas,refrigeratde liquid,with methane危规分类 易燃气体

危险货物编号

GB2.1类21008副危险3类知理

无色无臭气体，主要成份为含 甲烷、乙烷、丙烷、0.2%-1.0%丁烷。也含有一定比例的氮气、水蒸气、二氧化碳、硫化氢，有时还含有一些数量不明显的稀有气味（氦、氩）。与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸。与氟、氯等能发生剧烈的化学反应。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。雾状水、泡沫、二氧化碳。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， 并送医院急救包装标志：易燃液体。包装方法：钢瓶或大型气柜。储运条件：液化天然气应在大气压下稍高于沸点温度（液化天然气为 -下用绝缘槽车或槽车驳船运输；用大型保温气柜在接近大气压并在相应的低温（ -时储存；远离火源和热源；并备有防泄的忖门仪器；钢瓶应储存在阴凉、通风良好的专用库房内，与五氟化溴、氯气、二氧化氯、三氟化氮、液氧、二氟化氧、氧化剂隔离储运。切断火源。戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。合理通风，禁止泄漏物进入受限制的空间(如下水道等)，以避免发生爆炸。切断气源，喷洒雾状水稀释，抽排 (室内)或强力通风(外)。漏气容器不能再用，且要经过技术处理以清除可能剩下的气体。根据本项目危险物质LNG的特性和危险特性，通过辨识与分析得知，火灾、爆炸、中毒窒息和低温伤害是本项目的主要危险有害因素。主要危险有害因素辨识结果通过危险有害因素辨识分析，本项目主要设施设备、工艺、运行过程主要存在火灾、爆炸、低温冻伤、中毒窒息、电气伤害、机械伤害、高处坠落及噪音等危险有害因素。主要危险有害因素分析结果汇总见表3-4。序场所或设备号

3-4危险有害因素及其分布表危险有害因素主要危险有害因素 其它危险有害因素工艺装置区 火灾、爆炸、中毒窒息 噪声加气区 火灾、爆炸、中毒窒息 车辆伤害、坍塌、高处坠落LNG加 气4站

压缩机 火灾、爆炸、中毒窒息 机械伤害、噪声LNG储罐区 火灾、爆炸、中毒窒息 火灾、爆炸、冻伤配电室 触电 火灾、爆炸放散管 火灾、爆炸、中毒窒息 噪声施工

火灾、爆炸、高处坠落、触电、物体打击

机械伤害、坍塌、起重伤害、车辆伤害、噪声、粉尘重大危险源辩识结果根据《危险化学品重大危险源辨识》（ 规定，本项目及的物料天然气，天然气属于重大危险源辨识中规定的危险物质，本项目是否构成重大危险源，应由该站储罐的最大储量来确定。按照《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）的规定，天然气构成重大危险源的临界量为。LNG2台的LNG。q天然气/Q天然气=48.6/50=0.972<1由计算可知该建设项目不构成重大危险源。该加气站虽不构成重大危险源，但由于经营储存的是易燃液体，针对天然气的危险性，该加气站应严格按照《汽车加油加气站设计与施工规范》 版）及相关标准、规定的要求，设置必要的紧急截断阀、放散管等安全设施，配备消防灭火器材和可燃气体泄露报警设施，装置区设置实体隔离围墙，同时，建立完善的管理制度，制定内容全面的“事故应急救援预案”和危险源监控措施，以保证该建设项目对危险源的控制符合安全要求，使得建设项目不会对周边环境带来危害。第四章 安全评价单元划分及其理由说明评价单元划分原则评价单元是在该工程项目危险有害因素进行辨识与分析的基础上， 根评价目标和评价方法的需要， 将系统划分为若干个有限的确定范围而分别进行评价的相对独立的子系统。各单元分别采用定性和定量的评价方法，并结合已经获取的资料，有针对性地进行分项评价，在此基础上，对整个系统做出综合评价，从而达到安全预评价的目的。划分评价单元的目的是保证安全预评价工作的全面性，准确性和针对性。因此，本次评价，根据以下原则划分评价单元：1、按照项目固有的危险、有害因素及分布特点划分评价单元；2、按照设备设施的相对独立性划分评价单元。评价单元的划分结果、选址及总平面布置单元；2、设备设施和工艺单元；3、自动控制单元；、变配电单元；、公用工程单元表4-1安全预评价单元划分表单元名称单元名称主要设备及区域选址和总平面布置设备设施和工艺加气站工艺装置区自动控制自动控制系统变配电电气设施公用工程公用工程消防设施及给排水，采暖与通风，供电和电气防爆、防雷、防静电，站区建、构筑物以及站区绿化布置评价方法的选用采用的评价方法说明依据加气站的工艺特性及工艺布置的特点， 本次安全评价主要采用以几种方法：1、安全检查表法安全检查表分析是将一系列分析项目列出检查表进行分析，以确定系统、场所的状态，这些项目可以包括场所、周边环境、设备、设施、操作、管理等各个方面。安全检查表内容包括法律法规、标准、规范和规定。安全检查表分析是基于经验的方法，编制安全检查表的评价人员应当熟悉装置的操作、标准和规程，并从有关渠道（如内部标准、规范、行业指南等）选择合适的安全检查的内容。、预先危险性分析评价法（PHA）选用预先危险性分析方法对系统中可能存在的主要危险进行识别，对可能发生的事故进行预测，并对重大潜在危害成因作详细分析，提出防范措施，可为下一步的设计、施工、运行识别危险提供依据，以防止这些危险发展成事故。3、重大事故后果模拟分析法事故后果分析是安全评价的一个重要组成部分， 其目的在于定量的描一个可能发生的重大事故对工厂、场内职工、场外居民，甚至对环境造成危害的严重程度。分析结果可为企业或主管部门提供关于重大事故后果的相关信息，为企业决策和设计者提供关于确定采取何种防护措施的信息，如防火系统、报警系统或减压系统、应急救援等信息，以达到减轻事故损失的目的。4、固有危险度评价法4.3.2评价单元及评价方法汇总各单元所采用的评价方法见表 。4-3各单元评价方法汇总表单元名称选址及总平面布置单元总体危险性设备设施和工艺加气机单元储罐变配电单元主要评价方法SCL道化法、固有危险度评价法PHAPHAPHAPHASCL，4.3.2评价单元及评价方法汇总各单元所采用的评价方法见表 。4-3各单元评价方法汇总表单元名称选址及总平面布置单元总体危险性设备设施和工艺加气机单元储罐变配电单元主要评价方法SCL道化法、固有危险度评价法PHAPHAPHAPHASCL，PHA表4-2危险度分级表分值等级危险程度16分以上15分10分以下危险Ⅲ级低度危险第五章 定性、定量分析危险、有害程度的结果定量分析危险物质数量、状态和所在的部位及其状况（压力）结果LNG加气站危险物质主要是 LNG在本项目中的存在是不可避免风险，LNG在储存、经营过程中，因其所在的场所、工艺设备、设施的条件不同，存在的危险、危害程度不同。从固有危险程度分析中得知，本项目固有的危险主要是爆炸、火灾、中毒和窒息、冻伤等。LNG的浓度（含量）、数量、状态和所在的主要部位及其状况（压力）所示：表5-1 LNG的浓度、数量、状态、所在的主要部位、状况（温度、压力）一览表序号所在部位主要成份状态数量浓度（V/V）温度最大压力1LNG储罐甲烷液态120m3甲烷≥82.3%-196℃1.2Mpa2LNG低温泵甲烷液态120L/h甲烷≥82.3%-196℃1.6Mpa3加气机甲烷液态200L/min甲烷≥82.3%-196℃1.6Mpa4储罐/卸车增压器甲烷液态300Nm3/h甲烷≥82.3%-196℃1.6Mpa5气化器甲烷液态300Nm3/h甲烷≥82.3%-196℃1.6Mpa定性定量分析危险物质及其在各单元固有危害程度选址与总平面布置单元评价结果LNG LNG加气站设施与站外建、构筑物的防火间距符合规范。总平面布置中，功能性分区明确、工艺设备设施的布置规范，道路宽度合理。站内设施之间防火间距符合《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014 版）及《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范NB/T1001-2011的规定，该评价单元采用安全检查表法进行分析，检查结果均符合要求。设备设施和工艺单元评价结果、道化法评价结果表明： LNG储罐、加气机的火灾、爆炸指数分别为116.5为较轻。经过事故模拟分析（道化法）可以看出储罐区发生爆炸事故的火灾爆炸指数（F&EI）为暴露半径为 暴露面积为 产损失为0.75X，补偿后财产损失为 0.53X。、采用危险度评价法对设备设施和工艺单元评价结果表明： LNG储危险等级为Ⅰ级，属于高度危险，其余设备和工艺过程危险等级为Ⅱ级，属本单元的危险等级，故本单元的固有危险等级为Ⅰ级，属于高度危险。对LNG储存危险，在采取安全措施时应按高度危险考虑。3、采用预先危险性分析法对储罐区和加气区进行分析可知：该项目工程在施工、生产过程中，存在着火灾、爆炸、中毒、触电、坍塌、高处坠落、车辆伤害、低温伤害、雷击等危险、危害因素。主要的危险是：火灾、爆炸，其危险等级为Ⅳ级（破坏性的）；其次是车辆伤害和中毒、雷击、坍塌、高处坠落，其危险等级为Ⅲ级（危险级）；再次是触电伤害、和低温伤害，危险等级为Ⅱ级（临界级）。自动控制单元评价结果自控系统系统失灵或 PLC不稳定，都使LNG加气站无法正常进行。危险等级多在Ⅱ级，个别危险性较大，危害后果严重，应高度重视，强化安全管理措施，确保安全生产。变配电单元评价结果变配电发生故障，引起触电以及火灾爆炸事故的原因较多，危险等级在Ⅱ～Ⅲ级，火灾部分因素的危险等级达 Ⅳ级，属高度危险。公用工程单元本单元采用安全检查表对加气站公用工程进行评价，结果表明：该项目公用工程基本符合规范要求， 给排水，采暖与通风，供电和电气防爆、防雷防静电，站区建、构筑物以及站区绿化布置等各个环节均符合规范要求。另外采用 PHA 法对消防系统存在固有危险性进行分析评价，其主要在的危险有害因素有：低温、过期失效、破裂及故障，其中后三种因素导致发生事故的危险性较大，为Ⅲ级，即危险的，必须采取措施方可控制风险。风险程度的分析结果LNG冻伤、机械伤害、电气伤害等。其中火灾、爆炸是主要危害，一旦发生，造成的损失也最大。泄漏的可能性LNG可能发生泄漏的部位有阀门、泵、工艺管道以及工艺管道与设备装置的法兰连接部位、加气机加气枪等。另外，设备受外力冲撞破坏都可能造成LNG泄漏。发生火灾、爆炸的可能性LNG 加气站火灾、爆炸的途径一般为：① LNG 泄漏后遇点火源燃烧爆炸；②人员操作失误造成设备超压爆炸。LNG 加气站的设备、管道、阀门泄漏；容器、管道、设备超压；静电火花、违规动火；LNG 储罐安全附件、真空保温失效；控制系统故障 是引发LNG加气站中火灾、爆炸的常见条件。火灾、爆炸的伤害范围1、爆破能量以LNG储罐发生爆炸时计算，2台储罐容积储存量为释放的爆破TNT当量约为。Wf=ρV=9 /m03=WTNT=AWfQTNT=0.04014/45002、伤害范围当单个 LNG 储罐发生蒸汽云爆炸时，造成的伤害范围：死亡半径财产损失半径 。第六章 安全条件和安全生产条件的分析与结果安全条件分析结果XXXXXXX 拟新建的XXXXXXXXLNG 加气站项目位于XXXXXXXXXXX ，项目所在地位于XXX310国道北测，东侧为陕西华山监狱大门，西侧为荒地，南邻 国道，国道南侧为延炼石油加油站，北侧为陕西省华山监狱围墙，整个站区交通方便，本项目的周边环境采取措施后符合相关规范的要求。项目周边单位的生产、经营活动和周边居民生活的影响通过对本拟建项目危险物质和运行过程中危险、有害因素的分析，建设项目在运行过程中主要存在着火灾、 爆炸、中毒和窒息、冻伤、噪声、触电高处坠落、物体打击、机械伤害等危险有害因素。该建设项目主要的危险物质 LNG 易燃、易爆，如果发生泄漏，泄漏及其气体会向周边扩散，根据该项目周边现状分析，站区周边无重要公共建筑及其他受保护区域，项目外部安全距离满足安全要求。如果发生火灾、爆炸、泄漏事故。及时控制，不会对周边环境产生中毒窒息的危害。项目运行的噪声主要是液体泵、空压机，由于功率小，间歇式运行。不会对周边产生噪音危害。周边环境和居民生活对建设项目投入生产或者使用后的影响1、建设项目站址邻近道路对建设项目运行后的影响建设项目站邻近 310国道，站内主要设施与道路的距离满足《汽车加油加气站设计与施工规范》 GB50156-2012（2014 版）的要求，正常情况下对本站无影响。但如果行驶中的车辆发生火灾、爆炸事故，则会对加气站构成一定威胁，加气站安全员应随时观察道路上人员及车辆的活动情况，及时消除隐患。2、站址附近电气线路对建设项目的影响拟建站址目前现场有电气线路和通讯线路， 及时做好后续线路和通讯路迁移手续，迁移后对项目建设无影响。3、周边住户，其他建筑物对于建设项目的影响加气站远离城区和主要居民区，北侧为陕西省华山监狱围墙，东侧为陕西省华山监狱大门，310国道南侧为延炼石油加油站，其距离加气站工艺设施间距均符合规范要求。周边无其他明火或散发火花地，加气站区为易燃、易爆场所，进出的加气车辆，过路的行人（居民）带入的烟火，道路周围燃放烟火和鞭炮均对加气站存在一定的威胁。只要加强安全管理和监控，不会对项目运行造成大的影响。自然条件对项目的影响XXX 年平均气温极端最高气温 、极端最低气温年降水量583.4mm、主导风向东北风、最大冻土深度 、地震基本烈度Ⅷ度。自然条件对站区的影响因素主要为暴雨、洪水、雷电和地震。该场地周围地势较为平坦，受不良地质条件如滑坡、崩塌、泥石流等不良影响较小。该项目的LNG 储罐区、站房、罩棚等较突出的部分，夏季有可能遭到雷击，导致火灾、爆炸事故，对人员生命和设备设施造成严重损伤。雷电天气时，人体靠近或触摸设备时也有可能使人体遭到雷击，应注意定期检查防雷接地系统，防止雷击事故。遇冬季风雪，夏季狂风时，如果设备基础固定不牢固、罩棚的结构强度不够，当不能承受风雪荷载时，可能会造成设备倒塌、罩棚垮塌。地震除了可能对建筑、设备设施造成破坏作用外，还可能造成火灾、爆炸的次生灾害。加气站建构筑若满足当地防震等级要求，能很大程度减少地震带来的危害。项目设计的排水系统满足当地降雨排水量的要求，可以减少暴雨带来的危害。安全生产条件分析结果项目采用的主要工艺装备的安全可靠性本次评价范围为 XXXXXXXXXXXXXXXLNG 加气站项目，LNG加站工艺流程分为：卸车流程、加气流程以及卸压流程。设备运行时，整套设