三垧梁1号站安全设施设计专篇报告审后改版

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。固件、接头、过滤器、阻火器）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。危险化学品重大危险源majorhazardinstallationsfordangerouschemicals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——compressednaturalgas（压缩天然气） 设计依 法 ........................................................................................................................................1 概 3.4.1化学品重大辨识依 结 建 附件、附 《内达拉特经济开发区管理经济发展局关于鄂尔多斯市万瑞天然气公司三垧梁工业园区1#加气站项目核准》开经发发[2014]号《鄂尔多斯市达拉特旗建设用地规划条件意见书 编《化学品建设项目安全条件意见书鄂安监危化项目安条审字[2015]38法《中民劳动法 令[1994]第号《中民安全生产法 令[2014]第号《中民消防法 令[2008]第号《中民环境保 令[2014]第号《中民职业病防治法 令[2011]第52《 行 法 号《中民特种设备安全法 号《工伤保险条例 令[2010]第号 《使用物品作业场所劳动保护条例 令[2003]第352《生产安全事故报告和处理条例 令 部门规《国家安全 化学品建设项目安全设施设计专篇编制导则》 安监总厅管三[2013]39号《化学品经营证管理办法国家安全生产监督管理令[2012]第55《化学品建设项目安全监督管理办法国家安全生产监督管理令[2012]第45《关于进一步加强企业安全生产工作》的实施意安监总管三[2010]186《关于公布首批重点的化学品国家安全生产监督管理安监总管三[2011]95《关于公布首批重 化工工 国家安全生产监督管理安监总管三[2009]116 国家安全生产监督管理安监总管三[2013]3《国家安全关于公布第二批重点的化学品国家安全生产监督管理安监总管三[2013]12《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《关于成品油经营单位办理化学品经营证有关问题的复函安监总危化[2008]第37《安全生产事故隐患排查治理暂行规定国家安全生产监督管理令[2007]第16《生产安全事故应急预案管理办法国家安全生产监督管理令[2009]第17 和应急处置原则 安监总厅管三[2011]142《化学 》2015国家安全生产监督管理等十部委公告[2015]第5《内安全生产管理条例内十届第16次会议通《内人民关于进一步加强安全生产工作的决定发[2004]11《作业安全规范 《化学品经营企业开业条件和技术要求 GB18265- 《建筑设计防火规范 《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计规范 SH/T3022-《生产过程和有害因素分类与代码 GB/T13861-《工程防水技术规范 《机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求》GB/T8196-《电力装置安装工程电缆线路施工及验收规GB50168-《20kV以下变电所设计规《中国动参数区划图《易燃易爆性商品储藏养护技术条《防护装置选用规范《建筑物防雷设计规《化学品分类和性通则《建筑抗震设计规范《建筑 础设计规范《工业金属管道设计规范》（2008版） 《建筑照明设计规范 《钢制焊接常压容器 NB/T47003.1-2009(JB/T《低压配电设计规范《供配电设计规范《企业职工伤亡事故分类GB13495.1-《消防安全标志设置《消防应急照明和疏散指示系统《安全《安全标志及其使用导则《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导GB/T29639-《生产安全事故应急演练指AQ/T9007- 参考资 化学品安全技术全书 （化学工社 、编制《鄂尔多斯市万瑞天然气公司三垧梁工业园 G1#气站项目安全设施设计专篇》委托 4、化学品建设项目安全条件意见5、建设单位提供的其他资设计原认真“安全第一预防为主综合治理”的方针及建设项目的安全设“三同时的原则严格遵循国家及地方现行相关法律技术标设计范本次安全设施设计的范围及分工见表2-1表2- 安全设施设计的范围及分工一览1234建设项目性质：新建设项目地址：鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路南面，距三垧梁工业3.5km，距树林召镇区约8.2km。经营范围：主要从事CNG、LNG的零售业投额：该建设项目总投资3505.88万元，其中安全设施投资500万元，占总投资的1.43%。建设项目定员：该建设项目为CNG常规站和LNG加气站的二级合建站，全站定员为14人，其中主要（站长）1人、专职安全管理人员1人、化学品安全作业人员12（包括计量员1，开票员1）。销售市场：主要为鄂尔多斯市达拉特旗绕城公路的来往车辆来源该加气站的液化天然（LNG来自万瑞天然气公司达拉（CNG来自达拉特旗昌达天然气公司。1、LNG工艺技术对加气站不生产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加气站内，卸至LNG温储罐，充装完毕后，对储罐内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槽车大槽车的气相压力，将槽车内的LNG入LNG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，工艺流程将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。卸车约耗电11kWh。其优点是不用产生放空气体，工艺增压器和泵联合先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，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。约消耗电9kWh，排出的气体量约为140Nm3。其优点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直接卸压LNG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LNG加气站储2、CNG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加压至25MPa经营品种名称及 G加气站项目，LNG部分设1台LNG储罐（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/储罐增压器和1台EAG加热器组成）、1台BOG回收撬（由1台BOG空温式汽化器1台电加热式复热器和1套调压计量装置组成和2台LNG加气机；CNG部分设撬装式压缩机1台、储气瓶组1套（水容积8m³）、低压脱水装置1套和2台CNG加气机根《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。LNG与CNG加气站合建站的等级划分见表2-2；液化天然气（LNG）和压缩天然气（CNG）消耗量及情况见表2-3。表2- 的等级划LNGLNG单罐容积CNG总容积表2- 消耗量 量一览量121（设备的布局及其上下游生产装置的关系1、工艺LNG流该加气站所需LNGLNG装完毕后，通过卸车/储罐增压器对储罐内液体进行调压，将罐内LNG调至（饱和压力LNG售气机给车辆加气。根据LNG发动机的工作压力确定该加气LNG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1.6MPa。根据压力确定LNG罐工作时的最低温度该站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等（1）卸车流该加气站采用增压器和泵联合卸车，卸车流程如下先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，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力，用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸（2)升压流汽车车载气瓶内饱和液体压力一般在0.4～0.6MPa，加气站LNG压力为0.8MPa，在给汽车加气之前须对储罐中的LNG进行升压升温。该站LNG升压采用增压器与泵联合使用进行升压，采用下进气方式，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。（3)加注流储罐内LNG由LNG低温泵抽出，通过加气机向汽车加注LNG。给车辆加注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（4)卸压流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，释CNG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0.25～0.3MPa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调压（0.25MPa计量后进入前置低压脱水装置深度脱去水份使其达到或低于-62（常压下然后安全压缩、、加通过撬装式压缩机装置将进站天然气加压至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（分别为22MPa，18MPa，12MPa），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，加气流量不大于0.25m3/min。2、建设项目的该建设项目为LNG加气站与CNGGB50156-201（2014年版第5业园区3.5km、距树林召镇区约8.2km，坐东朝置，东、南、北三侧均设置高度为2.2m高的非燃烧实体围墙与站外分隔。罩棚位于站区中部，站房位于罩棚北部，LNG艺装置区位于罩棚东部，CNG艺装置区位于LNG艺装置区的北部。站站房布置在站区北部，建筑面积为21.6×10.7＝231.12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、控制室和库罩罩棚位于站区中部，罩棚建筑投影面积37×16＝592，金属球型网度0.6mm，有效高度8.2m，顶部围板采用非燃烧体；罩棚下设2LNG气岛和2CNG气岛，加气岛上设2LNG气机和2CNG机，岛端距罩棚立柱0.6m，加气岛高出地坪0.2m，宽1.5m；加气岛端部的加气机附近设置高度为0.5m防撞栏，罩棚下地面为混凝土硬化地面。LNG工艺装置LNG艺装置区位于罩棚东部，LNG艺装置区占地面积为11.5×27=310.5布置有160m³LNG（地上卧式）、1LNG液泵橇（含1台LNG潜液泵、1台卸车/储罐增压器、1台EAG加热器），其中储罐、LNG潜液泵橇布置在防护堤内（防护堤面积为188㎡，防护堤内场地采用不发火花水泥砂浆层地面），防护堤东南角设置集液池；工艺装置区东北部设置1台BOG回收撬（包含1台BOG空温式汽化器、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），工艺装置区东部设LNG集CNG工艺装置CNG艺装置区布置在LNG艺装置区北部，占地面积约为11.5×20=230㎡，整个装置区设围栏保护。工艺设备布置由东向西依次为瓶、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、总容积8m³（水容积），储气瓶组距脱水干燥器10m、距撬装式压缩机装置3.0m，距东侧围墙16m，距南侧围墙12m。高、低压放空管集中布置在工艺道路、围墙、安全站内西北侧和西南侧分别设加气车辆进、出口，进口宽度为26m宽度为19m，罩棚下设5条车道，LNG工艺装置区与加气机间设一条宽度为8m的单车道，加气岛间设三条宽度为7.8m的双车道，加气机与站前绿化带间设一条8m12m2%2.2m高的非燃烧实体围墙与站外分隔，西侧面向道路一侧开敞。车辆和出口分别设置在该站西南侧和西北侧在进出口设置指示灯，站内外醒目处设置安全警示标志。主要装置（设施）上下游生产装置的关该加气站为CNG常规加气站和LNG加气站的二级合建站，站内分为部分和LNG部分CNG部分气源来达拉特昌达天然 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部分站使用的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化工厂LNG罐车进入LNG加气站，通过泵和增压器联合卸车进入LNG罐加注LNG通过泵和LNG气机进CNG部分和LNG部分不存在上下建、构筑（LNG工艺装置区内、围墙等根《中国动参数区划图GB18306-2001该建设项目所在地区基本烈度为8度，设计基本加速度值为0.30g。该建设项目建、构筑物按基本烈度8度设防。主要建、构筑物见表2-4。表2- 主要建、构筑物一览性11丙2—甲3m———4m—甲1、给排水和采给排给《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）10.2.3条规定：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；故该建设项目不设消防给水系统。该建设项目用水为全站14 昼夜123员工 昼夜123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；站无生产污水产生，总污水量按0.1m3/h计。站内的生活污水先排入站房北侧的化粪池处理，化粪池有4m3，经过化粪池处理后排入站外园区CNG集液池中的废液由有处理资质的单位定期集中处理。面，通过站内雨水排至站外低洼处。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BOG回收到LNG储罐中后的BOG经过BOG回收撬回收后作为站房燃供应。燃气壁挂炉供水温度90℃,回水温度60℃,采暖系统为上供下回异程，式自然循环系统散热器均采用TDD1-6-5(8)TDD1-4-5(8)型辐射对流铸铁散热器管路采用焊接，DN≤32采用螺纹连接，DN≥32采用焊接连接2、供配供电负荷和该建设项目工作电源由附近10kV高压线路埋地引至站区东北侧的箱式TN-S系统，电源引入处PE线做重复接地，N线与PE30kW燃气发电机组作为备用电源为保证自动化控制系统及系统的供电安全设置不间断供电电源装置（UPS）。供配各控制柜配电电压为380/220V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的规定，选用电缆时考虑环境腐蚀等因素，站区内线路选用ZR-YJV22-0.6/1kV型电材料堵塞，电缆埋深地坪下0.8m，电缆沟内充砂填实，不与油品、热力管道同沟引入配电箱40×4锌扁钢引出室外作重复接地保照该项目室内照明选用荧光灯灯具，并配电子镇流器；站区照明选用路灯，光源。罩棚、站房等处设置应急照明，应急照明应急时间为30min，罩棚下灯具采用防护等级IP54护型灯具。3、防雷、防静（构筑物为第二类防雷建筑物。。（10×10m或8×12m20×20m或24×16m），进行防雷保护，经引下线与接地CNG气瓶CNG缩机LNG艺设备及地上输气管线在管道的管道、构架和电缆金属外皮等长金属物，其净距小于100mm均按照进行跨地。在配电室进线处设置总等电位联结箱。所有进线配电箱的PE干线、公该项目设 器的静电接地仪，每套加气装置设一接地桩； 连接螺栓不少于5根的不跨接。CNG工艺装置区、LNG除静电装置。系统的接地等采用共同接地体，其接地电阻不大于4Ω。4、消GB50156-2012（2014年版）第10.2.3条规定：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，故该建设项目不设消防给水系统根据《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005GB50156-201（2014年版火器及二氧化碳灭火器，消防器材见表2-6。表2- 消防器材配置1822432448525、自控、通风、通自该建设项目自动 系统主要由控制室 计算机、PLC控制柜可燃气体控制器等组成该建设项目CNG部分和LNG部分控制分别如下CNG制方对于CNG部分主要是对压缩机的控制管缩机采用PLC控制系统进行管（PLC柜预留远处通讯接口缩机运行关键参数上传到PLC控制柜，操作人员在紧急情况下能通过PLC控制柜对压缩机进行紧急停车PLCLNG制方泵橇采用PLC（池（均上传至泵橇电控柜内。储罐、潜液泵、加注机、空压机设备自带压力、温度、2线制模拟信号传输由电控柜完成数据采集、控制、、ESD急停等功能。系统配套UPS电源供电，预留上位机通信端口，具备远传远控功能。泵橇控制由其配套电控柜PLC（停和运行状态并将现场泵橇成套可燃气体检测仪信号引入电控柜显示屏。现场设置防爆操作柱，完成启停和急停操作。2线制模拟信号远传至PLC控制系统，其中液位计上、下限输出信号分显示仪表，并远传至PLC。（进口、远传，加注机内置流量计完成LNG加注计量。通1LNG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；CNG压缩机撬装式机械通风；LNG和CNG加气机设置在加气棚下，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）；有线电视接收系统通信方工业余生活。①话音②移动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③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④系为了便于站内的安全工作该站设工业电视监视系统1套电视实时为原则，选用3台防爆云台机、5台防爆枪式摄像机1台吸顶半球标清机及数字硬盘机等设备监视整个加气站，并保留数据以备查询系统对加气站进行24小时实时3台一体化防爆云台机、5台防爆枪式机防爆等级均为ExddⅡBT4，外壳防护等级为IP65。该加气站系统主要设备见表2-7表2- 系统主要设备1只22装壁嵌式出线只43电信公网单部44部45套16安装系套17套1建设项目选用主要装置和设施的名称、型号、数量、材主要设1、主要该加气站主要设备、设施如下表2-8表2- 主要设备、设施一览1LNG储罐V=60m3(水容积)1.0MPa内筒：06台12LNG潜液泵橇套1LNG潜液泵8～泵池：06台1卸车/储罐增压器300Nm3铝翅片管台1EAG加热器120Nm3/h1.6MPa铝翅片管台13LNG台24BOG套15套1PN25套11CNGV=8m3套12台13套14套15CNG台21台12瓶13台12、其他辅助设管材、管该加气站LNG低温管道主要材质选用0Cr18Ni9不锈钢，CNG用奥式体不锈06Cr19Ni10按《流体输送用不锈钢无缝GB/T14976-2012LNG储罐上设备之间的管道和CNG储气瓶组上设备之间的管阀相应阀门及管件采用真空绝热阀门和管件阀、止回阀等。LNG储罐的进、出液管道上设有气动紧急切断阀；为了实现自动化控制，LNG低温泵的均设有气动阀和调节阀；增压器的出口设CNG进气管道上设置紧急切断阀，储气瓶与加气机的总管上设主切断阀，每个储气瓶出口也均设切断阀。LNG储罐上的阀门需要现场安装阀门，需要为低温进口阀。低温弯头，选用3D无缝弯头；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。保冷、涂色、标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，支架等固定件采用83400.04（W/m•K根据消防要求，保冷材料的氧指数≥30。保冷层厚度为100mm，LNGCNG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。在管道交叉处、干管与支管的连接处，用油漆标明介质流向箭头特种设序号1LNG06Cr19Ni10Q345R序号1LNG06Cr19Ni10Q345R1工作压力21设计压力工作压力3铝翅片管1300Nm3/h设计压力：40612-20m30.1-5162728190606队现有消防力量当发生火灾引起人员时医疗救护依托建设项目就近的达拉特旗人民医院。该建设项目依托的外部条件和设施，能够满足该站的需求1、地理该项目所在地为鄂尔多斯市达拉特旗绕城公梁工业园3.5km、距树林召镇区8.2km达拉特旗位于内西南部中游南岸鄂尔多斯高原北端。133km66km110°45″，北纬40°00″～40°30″2、属地自然条气候条该地区属典型的温带大陆性气候，大陆度7530006.1～7.1135～150天，能、风能资源充裕。年均降水量240～360mm，主要集中在7～9月份地形达拉特旗地形南高北低，海拔高度由1500m降至1000m。分三大自然类区，南部属鄂尔多斯台地北端，占总面积的2471个13049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。3、气象、地质，年最高气温40.2℃，最低气温零下34.5℃，全年平均气温6.5℃；最大大降水量123.1mm；最大风速22.7m/s，年平均风速2.9m/s；最高气压92.62kPa，最低气压88kPa，平均气压90.17kPa；平均相对湿度58%，最，0%，最高90%多；晴天123.3阴天56.2天，大风日数17有天数27.1时间3119.6无霜期178蒸发量2130.5；主导风向为西北风、静风，本地区全年无台风；达旗来少，仅有两次震的最高震级为里氏3级左右，地质结构较为稳定4、烈该站所处地区抗震设防烈度为8度，设计基本加速度值为0.30g。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端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。项目的周边情况及与站外重要设施的距1、项目的周边园区3.5km、距树林召镇区约8.2km，坐东朝置，该加气站西侧为鄂尔（距站内最近工艺设施CNG加气机为31.8m东、南北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、南、北三侧均设置2.2m与站外设施分隔。站房、罩棚、LNG和CNG工艺装置区上空无（电力、通讯线路（站外管道穿越符《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）的有关选址要求。2-10：表2- 项目与周边保护区域及场所距离序号项目名称保护区域、设施实际距离/情况1 周边范围内无此类区域。2周边范围内无此类区域。3周边范围内无此类区域。4周边范围内无此类区域。5周边范围内无此类区域。物料性分建设项目涉及的化学品特该建设项目主要物质为天然气（CNG、LNG）天然气的特性见表3-1：表3- 化学品特性点极易燃，与空气混合能形成性混合物，遇热源和明火有燃烧。55-Ⅳ~）--气-Ⅳ~551、该建设项目中涉及的化学品数液化天然气液化天然气总量为60m3，液化天然气密度为0.42t/m3，充装系数0.9计，液化天然气总量为注：液化天然 车辆只在站内卸车期间停留 该站 施压缩天然气（1）储气瓶组压缩天然 量为 压力25MPa，天然气分量为16.04，温度取20℃，一个大气压，其最 量公式为mPVM

由克拉伯龙方程式PVmRT得MP——表示压强，单位MPaV——表示气体体积，单位R示气体体积，取值8.314J/mol·KM——物质的摩尔质量，数值上等于物质的分子量，单位g/mol由此可m

而CNG拖车较在站内短时间停留，卸完气随即离开，所以量不考虑由上述可知，该建设项目天然气最大量为22.68+1.3=23.98t2、该建设项目中涉及的化学品浓度(含量)、状态及其有害特性析天然气主要成份含甲烷97%(摩尔有害性：易燃，与空气能形 性混合气体， 极限内，热源明火电火花静电火花有着火与氯气次氯气等(25%-30%)、皮肤变青、失去知觉、直至窒息。建设项目涉及重点的化学品情根《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的化学品安监总管三[2013]12号该建设项目经营的天然气属于重点的化学品。依《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《国家安全关于公布首批重点监管的化工工艺》安监总管三[2009]116号、《国家安全关于公布第二批重点化工工艺和调整首批重点化工工艺部分典型工艺》安监总管三[2013]3号等对该建设项目进行工艺过程可能导致泄漏、、火灾、事故1、可能导致、火灾天然气泄漏遇点火源造成的火灾天然气主要成份是甲烷，天然气与空气混合能形成性混合物极限为5.0～16%。正常情况天然气在密闭的管道及密闭性良好的设备间输送，一旦出现异常（如泄漏、管破等），可 天然气泄漏，遇火源会生火灾一旦在局限性空间与空气混合形成性气体遇火源高温即会发生严重的事故而且扑救很只能任其燃烧完为止另外由于LNG是低温深冷，所以它的泄漏与一般液化烃有所不同。LNG一旦从气形成性混合物。天然气泄漏造成火灾、的主要原①腐LNG和CNG设备管道的材质存在问题系统中天然气的水分含量，时，对设备、管道内壁造成较大腐蚀，若内壁防腐衬里不满足抗腐蚀要求，可能导致设备、管道腐蚀穿孔，天然气泄漏。LNG和CNG设备、LNG储罐、CNG甚至是水气的常年腐蚀下，可能造成设备、管道发生泄漏。②温度引起涨泄漏，进而引起天然气。③设计结构缺钢制阀门的使用和选择不当、法兰的使用不当、垫片的使用竖管振裂。④施工中的应力增大管道及设备在安装或修理中造成局部损伤如易于产生缺陷。焊接作业中产生缺陷，如焊接口开裂、焊接材料及施工方法存在问题、材质的脆性破坏（温差）、焊接的热处理问题。⑤疲劳造过程中，不可避免地存在开孔或支管连接，焊缝存在错边、棱角、余高、劳裂纹会逐渐扩展并最终贯穿整个壁厚，从而导致天然气泄漏或火灾。⑥阀门、法兰、垫片及紧固件质量材料等级选用或使用错误制造精度等不能满足实际要求阀门的控制系统失灵手动操作阀门的阀杆锈死或操作设备及备、管道的振动的影响及对其应力分析存在错误；使用过程中阀门误动作、⑦安全附件存在问、有效控制有可能造成超压泄漏等安全事故甚至火灾事故。、⑧天然气压缩机振等接近，会发生，引起管道剧烈振动，造成严重破坏，发生气体泄漏另外，压缩机选用密封性能不良的轴封装置或密封材料，将引起泄漏；机器自动控制和保护系统，如压力、温度、振动等超限保护系统出现故障，将导致系统控制失灵，事故，造成泄漏。⑨其他设备、设施缺LNG低温泵出口压力低，流量不大，最大是有可能因密封失效产生造成LNG泄漏；加气机直接给汽车加气，其接口为软管连接，接口遇火源、高热等均易导致火灾事故。⑩防雷、防静电设施存在质量问题或管理不善从而酿成火灾事故如系统设置的防雷、防静电装置连接方法不正确，造成防雷、防静电效果达不到设计要求；⑪工艺过程发生了其能够承受的工作压力最终超过设备及配件的强度极限而或局部炸LNG储罐等都有可能发生泄漏。当压缩天然气管道被拉脱或加气车辆意外失控而撞毁加气机时会造成天然气大量泄漏。LNG气泄漏，如果LNG储罐区未设置防护堤或防护堤不符合要求，LNG泄漏到大片区域，遇火源、高热等易导致火灾事故。储气瓶内压力25MPa求稍有疏忽便可发生火灾事故储气瓶进气总管上未设安全阀及紧急放散管压力表及超压器均能导致储气设备发生事故时不切断气源而导致事故扩大。检修时，LNG气时未彻底置换干净，可能引起。操作人员未按操作规程进行导致生产系统局部压力爆裂点火源类重点控制的火源有：用火、电气焊等。机械火花：用钢制工具敲打管道、设备产生的机械火电器火花在区域和火灾区域使用非防爆电器电线短路、超负荷用电等。机动车尾气携带的火花：主要指机动车尾气中的火星体携带的静电未及时导出进行操作时发生静电放电导致火灾的发生。其他火源：如在站区接机时的射频信号、日光受聚焦效应等压力容器、该项目使用的LNG储罐、CNG储气瓶、压缩空气储罐、氮气瓶等压力容器及压力管道一旦超压又不泄压存在超压如果发生超压，往往伴随火灾、事故的发生。压力容器、压力管道的原因，主要有：压力容器、压力管道选材不当导致脆性断裂或腐蚀破裂（特别是低温，事故。压力容器、压力管道未根据安全操作要求精心操作和正确使用压力容器。事故。LNG储罐在使用过程中，储罐内介质以绝热方式，如果储罐的绝热层破坏，罐内温度急剧升高，将导致LNG迅速膨胀，存在超压的（不全未及时发现和处理储气罐存在的缺陷或储气罐未进行定期造成残碳积聚过多等原因均可能电气施缺陷区域未使用防爆电气外来火源等都易电气易被引燃电缆一旦着火会很快蔓延波及的电缆和电气设备使火灾扩大同时电气设备的绝缘物质燃烧时能产生大量烟雾产生气体这些气体会造成人员、窒息。造成电缆火灾的主要因素有以下几电热器具和照明灯具形成引燃2 、窒该项目CNG瓶、天然气压缩机组、LNG罐等露天布置，天然气如，空气中甲烷浓度达到25%～30%时出现头昏、呼吸加速、运动失调等。检修LNGLNG储罐内天然气浓度作业人员进罐作业防护不发的情况下存在缺氧窒息。如果天然气中的硫化氢浓度天然气发生泄漏的同时硫化氢也泄漏到作业场所，作业人员吸入较高浓度的硫化氢，存在窒息。可能造成作业人员伤亡的其他、有害因1、触电流对的有两种类型电击和电伤电击通常是指电流通过体内部所造成的主要影响呼吸心脏和神经系统对内部组织造成破坏甚至电伤是指电流通过外部组织所造成的包括电弧通常绝大部分的触电事故都属于电击而电击的严重程度与通过体电流的大小持续时间部位电流频率有关通过的电流强度越大，允许持续时间越短；通过的电流频率越高，对的危害性越小。操作人员在施工、作业、检查、维修以及正常使用过电气工作操作规程或缺少安全用电或设备本身出现故障以及设备护措施不完善、损坏或损坏后未及时更换，均可能导致电气事故的发生。配电室等使用不合格的电气产品配电室防雨设施不全、不当或其它造成短路烧坏设由于导致电气设备损坏未及时维修更换造成触电事故供电线路绝缘损坏操作人员误操作或违章操防雷接地设计不合理或失效导致设备发生雷击事故其它原因如电缆敷设不合理或自然等电气事故，从而造成人员、财产损失。上述原因均可导致触电事故的发生2、冻LNG是一种超低温。在槽车、储罐或者钢瓶中，在储运或使LNG溢出并大量吸热，急剧气化结霜冻冰。LNG在压力为0.40MPa的条件下，温度约为-146℃，泄漏后的初始云，此蒸气云的密度和空气的密度相等时的温度是-107℃。可见，LNG泄后的冷蒸气云或者来不及气化的液体都会对产生低温灼烧冻伤等危害。同时一旦LNG3、机天然气压缩机组空压机等的联轴器皮带轮等露的运动部件可对造成零部件的磨损腐蚀或润滑冷却不良以及操作超温超4、车，LNG槽车进入卸车场地时误操作将准备卸车作业人员撞伤，，各类车辆驾驶员违章驾驶或酒后驾车，撞击站内工艺设施发生人员伤亡事故。遇有浓雾暴风雪等天气出现识别违章冒进作业等事故各类车辆进出站时，对周围环境观察不够导致撞人5、坍站房、罩棚、LNG储罐等因工程施工质量不良（强度、硬度及剪切应力等因素）等因素造成坍塌事故，造成人员伤亡；使设备、管道变形、破损，引起天然气泄漏，可能导致二次。6、高处坠落危建设、安装期间作业人员登高未做安全防罩棚照明等维修过程中作业人员高处作业未做安全防护高处作业时作业人员未佩带安全防护装备高处作业场所未配备安全护栏、平台、梯子、扶手等安全设施高处作业人员误操作更换罩棚灯具使用的移动梯平面搭板未固7、其该项目可能出现高低温、噪声危害，对作业人员造成高、低温危该项目所在地区夏季温度为40.2℃可能出现室内外作业人员中暑。该项目所在地为严寒地区气温可达－34.5℃，季气温可能出室内、外作业人员发生冻伤诱发操作噪噪声主要损害人的引起神经系统心血管系统及消化系统功能的噪声还影响人们交谈与思考可使人反应迟钝判断或操作从而增加事故发生频率噪声干扰可导致信号失效引起各种事故该设项目中的噪声源主要为空压机、压缩机、潜液泵运行产生的噪声。8、自然环境和有害因自然环境有害因素是指因不良地质雷击气候风沙等造成的危害。如果建、构筑物、设备、管道防震性能不良，一旦发生，会使构筑物倒塌使设备管道变形破损引起物料泄漏可能导致二次不良（构和人员的安全。雷电流若迅速通过，会立即使人的呼吸中枢麻痹、心室颤动、心跳骤停，以致使脑组织及一些主要脏器严重受损出现休克甚至雷击时产生的火花、电弧，还会使遭到不同程度的灼伤。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。风该地区冬春气候干燥，经常刮风，常伴有沙尘暴，会给经营造成一响9、行为性和有害因加气站的行为性有害因素主要是人的不安全行为如携带烟火使用穿戴极易产生静电的衣物指挥错误操作人员操作和监护以及其他人员的不安全行为均可能导致事故造成人员和财产损失及和有害因素存在的主要作业场所及和有害因素分布情况见表3-2表3- 及和有害因素分布情况CNG√√√√√√√√LNG√√√√√√√√√√√√√√√火灾性类依据《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012（2014年版）《建筑设计防火规范GB50016-2014该加气站站房的火灾性类别为类；、G工艺装置区的火灾性类别为甲类加气作业区的火灾性类别为甲类。加气站区域划CNG和LNG加气机区域的划CNGLNG加气机的内部空间应划分为1区CNGLNG机的外壁四周4.5m，自地面高度为5.5m围内空间应划分为2，图3- CNG和LNG加气机的区域划分LNG储罐区域的划LNG储罐的外壁和顶部3m范围内应划分为2区储罐区的防护堤至储罐外壁，高度为堤顶高度的范围内应划分为2图3-2地上LNG储罐区域划分露天设置的LNG泵的区域划距设备或装置的外壁4.5m，高出顶部7.5m，地平以上的范围内，应划分为2。当设置于防护堤内时，设备或装置外壁至防护堤，高度为堤顶高度围内，应划分为2区图3-3露天设置的LNG泵、空温式LNG气化器、阀门及法兰的危储气瓶组区域划放散管管以放散管管口半径为3m的球形空间和距储气瓶4.5m以内并延至地面的空间为2放散管管图3-4室外或棚内CNG储气瓶区域划压缩机区域划距露天（棚）设置的CNG压缩机、阀门、法兰或类似附件壳体7.5m以内并延至地面的空间为2。3-5露天(棚)设置的CNG、阀门、法兰或类似附件区域划3.4.1化学品重大辨识依》依据《中民安全生产法令[2014]第13号《化学品重大监督管理规定暂行规定》国家安全生产监督管理令[2011]第40号《化学品重大辨识》GB18218-2009，对该项目重》1、根据《安全生产法》第一百一十物品指易燃易爆物品 化学品、放射性物品等能够危及人身全和财产安全的物品2、根据《化学品重大辨识》GB18218-、化学品是指具有易燃易爆有害等特性会对人员设施、、（套离小于500m的几个（套）生产装置、设施或场所。临界量指对于某种或某类化学品规定的数量若单元中的化学品数量等于或超过该数量，则该单元定为重大。3.4.2化学品重大辨识过程及结2009规定范围内的物质。表3- 主要化学品的临界临界量实际最大量1根《化学品重大辨识GB18218-2009单元内存在的化学品为单一品种，则该化学品的数量即为单元内化学品的总量，若等于或超过相应的临界量，则定为重大。辨识结该建设项目天然气量计算如下液化天然气液化天然气总量为60m3，液化天然气密度为0.42t/m3，充装系数0.9计，液化天然气 量为注：液化天然气车辆只在站内卸车期间停留，该站的施压缩天然气储气瓶压缩天然 量为 压力25MPa天然气分子量为温度取20℃，一个大气压，其最 量公式为mPVM

由克拉伯龙方程式PVmRT得MP——表示压强，单位MPaV——表示气体体积，单位R示气体体积，取值8.314J/mol·KM——物质的摩尔质量，数值上等于物质的分子量，单位g/mol由此可m

由上述所知该建设项目天然气最大量为22.68+1.3=23.98t。Q＝23.98＜50由于天然气量小于临界量。根据《化学品重大辨识（GB18218-2009）的规定，该建设项目天然 量未构成重 》安监总管三[2009]116号及《国家安全 重点 化工工艺 和调整首批重点 化工工艺中部分典型工艺》安监总管三[2013]3号之规定，重点的化工工是1、光气及光气化工2、电解工艺（氯碱3、氯化工4、硝化工5、合成氨工6、裂解（裂化）工7、氟化工8、加氢工9、重氮化工10、氧化工11、过氧化工12、胺基化工13、磺化工14、聚合工15、烷基化工16、新型煤化工工17、电石生产工18、偶氮化工该建设项目为加气站，工艺过程为纯物理工艺过程，不存在重点的化工工艺。、有害因素分析结结合该建设项目的设立安全评价报告评价结果和的及危险和有害因素分析该建设项目经营过程中主要的和有害因素有火灾、窒息低温冻伤机械物体打击、触电高处坠落车辆坍塌高低温危害等其中火灾坍塌的等级为Ⅱ～Ⅲ级其他的有害因素为Ⅱ级事故发生的可能性及其严重程度预先分析见表3-4。表3- 经营过程中预先性分析LNG输送天然气的过程中产生静电放电、雷击，均可能。制定严格的安全操作规违章检修，天然气放Ⅱ漏装置。Ⅱ增强职工的安全与自我保护意识。5.没有安装漏电保护装置或保Ⅱ金属护管应接零或接地保1LNGLNGLNG储罐、输送管道、LNG加气机耐低温深冷性能差；LNG超压及高、低液位系表等连接处因安装质量不当泄2LNG3LNGⅡ材料；LNG储罐上设置安全阀、放空阀、ITT液位计一器一套，实现对储罐内LNG驾驶Ⅱ作业人员未按规定实施身体条件不符合登高作业的Ⅱ空压机等设备的联轴器等破Ⅱ规定实施防护Ⅱ早做好防暑降温设备的维 防护用品Ⅱ固有、有害程度分析结1、具有性、可燃性、毒性化学品的质该建设项目天然气（LLNG和CNG）最大量为23.98t（具体计算过程见3.1.2）当量的计算公式：Wa----蒸气云的当量系数，取Wf----蒸气云中的总质量，取CNGWf=8m³；LNGWf=60m³；Qf----的燃烧热值，天然气Hc=34830（kJ/Nm³）；----1kg，所释放的能量，取4520kJ/kg；的摩尔量 取0.227kg/mol。W（CNG）=[（0.04×8×34830×200）÷4520]W（LNG）=[（0.04×34830×60×600）÷4520]÷0.227=48882.3molW（总）=W（CNG）+W（LNG）=2172.5 3经查，燃烧热值：天然气Hc=34830（kJ/Nm³）； Q=Q+Q 1、风险程度分1作业场所出现具有性可燃性毒性的化学品泄漏的可能性天然气压缩机组、储气瓶、LNG程中由于操作人员的等均可能导致天然气泄漏其泄漏主要由物的不全状态、人的不安全行为和管理缺陷面因素造成：物的不安全设①基础设计错误，如地基下沉，造成LNG储罐等容器底部产生裂缝，或②选材不当，如强度不够，耐腐蚀性差，耐压性能差管道破裂；④选用机械不合适，如转速过高、耐温、耐压性能差⑤LNG储罐、储气瓶、输气管道等未加压力表、安全阀等安全设施设备原①加工不符合要求，或检验擅自采用代用材料②加工质量差，特别是不具有操作证的焊工焊接质量③施工和安装精度不高，如机械设备不平衡、管道连接不严密等④选用的标准定型产品质量不合格⑤设备长期使用后未按规定检修期检修，或检修质量差造成泄漏⑥计量仪表未定期校验，造成计量⑦阀门损坏或开关泄漏，又未及时更换⑧设备附件质量差，或长期使用后材料变质、腐蚀或破裂等人的不安全心理、生理、有害因①体力负荷、负荷、视力负荷超限②健康状况异③从事作业④情绪异常、心理、过度紧张⑤感知延迟、辨识错误以及其他辨识功能缺陷行为性、有害因①指挥错误、指挥、违章指挥②误操作、违章操作、违章作业以及其他操作③监护管理缺没有制定完善的安全操作规程对安全漠不关心，已发现的问题不及时解没有严格执行监督检查制度指挥，甚至违章指挥让培训的工人上岗，知识不足，不能判断错误检修制度不严，没有及时检修已出现故障的设备，使设备带病转天然气出现泄漏后，造成、火灾事故的条件和所需时该项目在经营过程中,如果天然气泄漏后遇上点火源将立 。灾事故极限为5%～15%(体积分数)，最小点火能量仅为0.28mJ，燃烧速度快烧热值高(平均热值为33440kJ/m3气的相对密度为0.55，扩散系数为0.196，极易燃烧、，并且扩散能力强，火势蔓延迅速。。CNG和LNG的危害主要是由于其易燃、易爆等特性，一旦发生泄漏，爆采用蒸气云模型对项目中存在的天然气进行定量分析计算分起加速产生蒸气云，从而形成冲击波，事故的评价运用当量进行预测和评估蒸气云。气体泄漏该项目中天然气的主要成分甲烷属一级可燃气体甲类火灾性炸极限为5%～15%(体积分数)，站内管道系统（包括管道、阀门、连接法兰等）是最有可能发生泄漏的地方。假设该站天然气泄漏量为50Nm³,其半径如下：燃烧热值：天然气Hc=34830（kJ/Nm³）；泄漏出来的天然气以Wf式中α——蒸气云的当量系数，取4％；W——燃烧掉的总量，m3；fQf——燃烧热，天HcQ——的爆热，4520kJ/kg；W——蒸气云的当量，kg。W＝αWfQf/Q对人员的（1）半径＝13.6×（WR重伤半径该区的人员如缺少防护则绝大多数人员将严重极少数人可能或受轻伤。sΔP=0.137Z-3+0.119Z-2+0.269Z-s Z=Rd/（E/P）1/3 P0=101325Pa，解得Z=1.099，E为总能量（J）=W×QRd轻伤半径该区内的人员如缺少防护则绝大多数人员将轻微少数人受重伤或平安无事，的可能性极小。sΔP=0.137Z-3+0.119Z-2+0.269Z-1-sZ=P0=101325Pa，解得Z=1.96，E为总能量=W×QRd该区的人员无率几乎为零该区内径为轻伤半径外径为穷大。评价若该站天然气的泄漏量为50Nm³时，相当于的质量为15.42kg，发生蒸气云后形成的半径R0.5＝2.90m、重伤半径Rd0.5＝28.36m，轻伤Rd0.01＝50.6m天然气设施的管理，加强作业人员培训与教育，防止天然气发生泄漏该加气站内分为站房LNG工艺装CNG工艺装置区和加作业气区（构施工规范GB50156-201（2014年版）要（具体数值表）相互影响较小。要安全设施和措施1、该建设项目的工艺设备主要包括LNGCNG储气瓶组LNG泵撬、CNG压缩机、加气机及其附属设施。该项目LNG储罐和CNG储气瓶组为压力容器，CNG进气管道为压力管道。LNG储罐的设计与制造按照国家《钢制压力容器》GB150.1～4-2011低温绝热压力容器》GB18442-2011TSGR0004-2009GB50156-201（2014年版到的容器设备均由有制造资质和生产证的专业厂商设计制造，产品必须经过检验，质量符合国家相关的规定。LNG储该加气站设置60m³LNG储罐一台，储罐的內罐与外罐之间设真空粉末绝热双层结构，绝热层与LNG气相适应，且为不燃材料。LNG储罐阀门的储罐设置全启动式安全阀不应小于2个，其中1个为备用，且安全阀2009有关规定。安全阀与储罐之间设置切阀在正常操作时处于铅封开态与LNG储罐连接的LNG管道设置可操作的紧急切断阀LNG储罐液相管道根部阀门与储罐的连接采用焊接，阀体的材质选用LNG储罐的仪表设置LNG储罐设置液位计和高液位器。高液位器与进液管道紧急LNG储罐最高液位以上部位设置在內罐与外罐之间设置检测环形空间绝对压力的检测接口设置能就地指示的液位计与时能将检测信号传送到控制内LNG低温泵LNG潜液泵安装在泵池内，潜液泵池的设计应符合国家《钢制压力容GB150.1～4-2011低温绝热压力GB18442-2011《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009的相关规LNG储罐的底部与潜液泵罐的顶部高差2.4m，满足LNG潜液泵的性能要时潜液泵的回气管道与LNG的气相管道接泵撬产生的BOG气体回收到LNG罐中。储罐/卸车增压器、EAG加热器和潜液泵池均设置温度和压力检测在泵出口管道上设置全启封闭式安全阀和紧急切断阀，同时还在泵出口设置止回阀。CNG储气瓶（组该加气站设置储气瓶组1（8m³），储气瓶的额定工作压力为25MPa，且储气瓶固定在独立的基础上。储气瓶的管道接口端不应朝向办公区、加气岛和的站外建筑物当不可避免时储气瓶的管道接口端与办公区加气岛和的建筑物之间应设置厚度不小于200mm的钢筋混凝土隔墙。压缩（1）缩机的天然气应符合现行《车用压缩天然气》GB18047-2000的有关规定在压缩机进气口设1m³的缓缓冲罐上设置压力指示仪表和压缩机运行的安全保于压缩机的安全泄放量。压缩机的设高、低压和高压越限停机装置C.压缩机的冷却系统设温度及停车装置D.压缩机的润滑系统设低压及停机装置压力不足时，自动启动压缩机供气。而压缩机运行关键参数也能上传到PLC控制柜，操作人员在紧急情况下能通过PLC控制柜对压缩机进行紧急停车。加气CNG和LNG加气机设置在罩棚下的加气岛上CNG加气机流量为0.25m³/min，泄气柱流量为0.5m³/min，且和LNG加气机的加软管上设安全拉断阀安全拉断阀的分离拉力为400-600N，泄气柱的安全拉断阀的分离拉力600-900N。LNG加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的最大工作压加气机附近设置防撞柱，其高度为0.5m。设计压力低于4MPa的CNG管道，按照现行《输送流体用无缝》GB/T8163-2008的有关规定执行；设计压力等于或高于4MPa的CNG管道，按照现行《流体输送用不锈钢无缝》GB/T14976-2012的《LNG管道和管件材质采用低温不锈钢按照现行流体输送用不锈钢无缝GB/T14976-2012的有关规定执行管件按照现行国家标准《钢制对焊无缝管件》GB/T12495-2005的有关规定执行。《LNG阀门的选用按照现行《低温阀门技术条件》《2010的有关规定执行紧急切断阀的选用按照现行低温介质用紧急切断阀》GB/T24918-2010有关规定执行。《CNG高压管道采用焊接连接，管道与设备、阀门采用法兰连接CNG采用管沟充沙地敷设时其管顶距地面为0.5m，且埋地敷设的管道防腐按照现行《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-2008关规定执行。工艺管道设计以尽量减少各类接口和弯头的使用为原则管道在焊接前就将坡口表面及坡口边缘内外侧表面不小于10mm范陷，焊接后立即除去渣皮，飞溅物，并将焊缝表面清理干净工艺管道之间的连接方式除注明外全部采用焊接，不锈道采用手工钨极氩弧焊接，焊丝选用H0Cr21Ni10。管DN25以下不锈道可进行现场煨弯弯曲半径不得小于管道对焊口的中心线距管道弯曲起点不小于100mm，与支、吊架边缘的距离不小于50mm。3、安全阀的开启压力按规范规定进行调试，潜液泵前管道安全阀的开启压力为1.18MPa1.76MPa行校验和压力调整时,必须经压力容器安全监察部门审定,调试后的安全阀应加铅封；安全阀经调校后，在最大工作压力下不得有泄漏。4该建设项目区域内，1区内选择本安型仪表设备和防爆型设备，2内选择防爆型设备。5该建设项目发电机房炉间LNG工艺装CNG工艺装置区、加气作业区设可燃气探测器14台，站房设置手提式气体检漏仪2台。用于8、CNG工艺装置区东侧设置集中放散管，集中放散高出地面5m，分压缩机单独设置放空管，其他放空均接入集中放散9、连接LNG切断阀；LNG管道上的两个切断阀间设置安全阀，安全阀超压排放的气体接入集中放散管。正常工况与工况下物料的安全控制措正常工况下物料的安全控制措LNG储罐进、出液相管道上设置有紧急气动切断阀及安全放散阀。储罐设置有全启封闭式安全阀，且不少于2个，其中一个为备用，安全阀密封压力为1.20MPa，整定压力1.26MPa。LNG储罐设置液位计和高液位且高液位与进液管道紧急气化器液相管道上设置有气动紧急切断阀，当压力超过限定值时自动关闭。加气机上设置加气截断阀和拉断阀站内液化天然气管道严格按照规范进行试压和气密性试验加气站内所有天然气管道和管道组成件的设计压力，高于最大工作压力10%，且高于安全阀的定压；CNG气瓶组和加气机之间的总管上设主切内个储气瓶的及超 器工况下物料的安全控制措联锁保护设紧急停机联锁设液位超限温度过高以及出现天然气泄漏火灾事故时能自动或手动在设备现场或控制室远距离快速停车快速切断使系统停运在安全位置上，现场(加气区、卸车区、工艺区)操作等级优先于控制室。仪表连锁LNGLNGESD控制。LNG设备控制系统由LNG设备控制柜实现设备的启动停车保护停车紧急停车等控制仪表连锁紧急切断系统在下列位置设置启动阀门①卸车液相管道上设置启动阀门②储罐进出液体管道上设置启动阀③潜液泵出口设置启动阀门④去加气机液相管道上设置启动阀⑤加气站CNG进气管道上设置紧急切断阀，紧急切断阀可手动操作，以 安全泄压设施和止逆设①该建设项目低温储罐分别设置双安全阀和片通过集中放散管压中放散管泄压。化时，安全放散阀自动打开泄压，防止管道超压。④气相总管上设置安全放散阀一旦操作或系统超压时安全阀开放散泄压，保护了气相管道的安全。⑤卸车阀组内设有安全放散阀，以保护卸车处阀门和管道的安全口管道上设置止回阀防止停泵后液体回流造成潜液泵的损害及造成危害。该建设项目设置集中放散装置，即站内各工艺设施需要放散的气体经EAG加热器加热后集中排放。放散管高出储罐及周围12m范围内的建(构)筑物2m紧急切断设紧急切断LNG卸车液进出液相管去加气机的液相管线CNG气管道上设置紧急切断阀，系统泄漏后紧急切断气源加气机的加气软管上设置拉断阀在加气软管被加气汽车拉断的况下，自动紧急切断气源。站内天然气管道及阀门采用焊接连接，管道与设备采用法兰连接牌，防止站内人员的误操作发生低温灼伤或不安全事故。建设项目与站外设施的主要间距符合性及采取的防护园区3.5km、距树林召镇区约8.2km，坐东朝置，该加气站西侧为鄂尔（距站内最近工艺设施CNG加气机为31.8m东、南北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、南、北三侧均设置2.2m高非燃烧实体围墙与站外设施分隔。站房、罩棚、工艺装置区选址上空无（电力、通讯）线路（站外管道穿越符《汽车加油加气站设计与施工规GB50156-201（2014版4-1和4-2：表 CNG设备与站外建（构）筑物的安全间距———————————————罐——————6———5831.8、10.750.75———53、61、———表4- LNG设备与站外建（构）筑物的安全间LNG机LNG———————————————————————————88———8660.750.750.75——————GB50156-201（2014年版表4.0.8和表4.0.9的规定。2.采用的防护 加气站内工艺设备与站外建(构)筑物之间，设置高2.2m，厚的非燃烧实体围墙，面向车辆和出口一侧敞开式设计站区及装置（设施）平面及竖向布置安全防范措该加气站站房车库的火灾性类别为戊类；、G工艺装置区的火灾性类别为甲类加气作业区的火灾性类别为甲类站区平面根据站内功能设置全站可分为LNG工艺区(包括卸车及气化)、CNG工艺区(包括、卸车及压缩)、加气区、站房。其中罩棚位于站区中部，站房位于罩棚北部，LNG工艺装置区位于罩棚东部，CNG于LNG工艺装置区的东部。站站房布置在站区北部，建筑面积为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，包括便利罩罩棚位于站区中部，罩棚建筑投影面积37×16＝592m2，金属球型网架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加气岛罩棚立柱0.6m，加气岛高出地坪0.2m，宽1.5m；加气岛端部的加气机附近设置高度为0.5m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东部，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液泵橇（1LNG潜液泵1卸车/储罐增1EAG加热器其中LNG罐LNG潜液泵橇布置在防护（防护堤面积为188m2，防护堤内场地采用不发火花水泥砂浆层地面），防护堤东北角设置集液池；工艺装置区南部设置BOG回收撬（包含1BOG空温式汽化器、1强制汽化器、1水浴式电加热器和1调压计量装置）。CNG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8m³，储气瓶组距脱水干燥器10m、距撬装式压缩机装置3.0m，墙16m，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。站内工艺装置区、加气区设计为平坡，其余各个路面为坡向站外设计，坡度按0.2%设计，且坡向站外。竖向布置安全防范道路、绿化、围墙安全防范措站内西北侧和东北侧分别设加气车辆进、出口，进口宽度为26m宽度为19m，罩棚下设5条车道，LNG工艺装置区与加气机间设一条宽度为8m的单车道，加气岛间设三条宽度为7.8m的双车道，加气机与站前绿化带间设一条8m12m2%2.2m高的非燃烧实体围墙与站外分隔，南侧面向道路一侧开平面布置的主要防火间距及符合情《汽车加油加气站设计与施工规范GB50156-2012（2014年版）5.0.13-2该建设项目站内设施之间的防火间距如下表：表4- 加气站内设施之间的防火间距（m）一览器LNG罐2—2—23244464—4—24——3————83—83———————LNG23——24——63624——54——————25466662————5LNG2—22—26666622—5—3—452—5536824—45—LNG2——465—2666—————CNG48—6652———5——————CNG4366636——53—2—4—36666———52—67———555————432222——32——————采用的防护站内道路转弯半径为加气区及站内道路路面采用混凝土路面工艺装置区选择含水量较多的树木，站内不能种植能形成树冠的乔木，以免影响泄漏气体的扩散；工艺装置区围墙和道路路沿之间种植树冠小的花木面种植草坪加气区、工艺装置区之间设置界限标识，该建设项目面向三垧梁工业园区G1#口宽度为26m出口宽度为19m且站区南侧有供大车回转场地站门口路段转弯路段按要求设置限速标牌和警示标牌在道路旁设置照明设施，站区照明的照度设计不低于50lx,站区发生火灾、、天然气大量泄漏在无法控制时工作人员应有能通过出迅速逃生的且安全通道要随时保持畅通，严禁在安全通道上堆放杂物或停车。，采取的其他安全措防撞该建设项目加气岛两侧均设置防撞栏防撞栏高度为0.5m，防止加气车加气加气机安装在加气岛上加气岛高出周围地坪0.2m，可以有效地防止车工艺区、加气区等防晒防雨设供电电源、电气负荷分类、应急或备用电源的设供电电源、电气负荷分该建设项目工作电源由附近10kV电负荷考虑。供配电系统采用TN-S系统，电源引入处PE线做重复接地，N线与PE30kW置不间断供电电源装置（UPS）应急固定式防爆应急照60min。罩棚、站房等处设置应急照明，应急照明应急时间为30min，应急照明由独立回路供电。防爆区域采用相应防爆等级的灯具，路灯、加气罩棚下灯具采用防护等级IP65防护型灯具。防爆型手提式应急照明该建设项目配置3只防爆型手提式应急照明夜间发生安全事故电气设备的防爆及防护等天然气性级别为ⅡA，组别为T1，场所内的用电设备及照明灯具均选用EXdⅡAT4的电气其余各类用电设备的防护等级为IP44该建设项目区域内的电气设备选型按《和火灾环境电力装置设计规范》GB50058要求来选定，1区内选择本安型仪表设备和防爆型设备，2区内选择防爆型设备(本站区域内划分见附图)。（构筑物为第二类防雷建筑物