华油天然气预评价

周至县华油天然气有限公司

中国石油终南镇LNG加气站

建设项目

设立安全评价报告编制单位：陕西汇丰安全评价有限公司

目录1.安全评价经过2.建设项目概况3.危险有害因素辨识与分析结果4.安全评价单元划分5.评价方法的选用及理由说明6.定性、定量分析危险、有害程度的结果7.安全条件分析9.安全对策措施、建议和结论8.主要技术、工艺和装置、设备、设施及其安全可靠性Companyname2.建设项目概况2.1建设单位简介周至县华油天然气有限公司中国石油终南镇LNG加气站，建设项目位于周至县终南镇东大坚村108国道北侧

。法定代表人：宗玉宇，注册资本：一千二百万元整

。主要经营范围为：主要从事陕地区的天然气开发及天然气利用相关产业

。

该项目总投资3000万元，定员15人。Companyname

2.2建设项目概况

1234567建设项目概况采用的工艺技术与工艺

项目规模地理位置及自然条件总平面布置工艺流程原辅料及主要产品8公用工程及辅助设施

主要设备设施Companyname

2.2建设项目概况

采用的工艺技术液化天然气由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，加气时通过低温泵将储罐内的LNG输送至加气机，通过加气枪为加气车辆加气。

Companyname2.2建设项目概况项目规模项目规模：该项目加气站规模为40000Nm3/d，分两期建设，一期为20000Nm3/d，二期为20000Nm3/d。该LNG加气站的储存规模为120m3，有两台容积为60m3的LNG储罐。LNG加气机4台。根据《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）的等级划分，该项目属于二级LNG加气站。Companyname

2.2建设项目概况

地理位置地理位置南依秦岭和宁陕、佛坪毗连；北濒渭河，与扶风、杨凌、武功隔河相望；东依白马河中心线与户县相邻；西有界碑同太白、眉县接壤。交通东邻西安，西结宝鸡，南连汉中，北通杨陵。310国道横贯东西，与陇海铁路并驾齐驱；108国道纵贯南北，北通咸阳国际机场，仅50公里之遥，交通便利。Companyname

2.2建设项目概况

自然条件

地形地貌、地质和地震：

西南高，东北低，山区占76.4%。北部是一关中平川。南部是秦岭山脉。山、川、塬、滩皆有，呈“七山一水二分田”格局。地质构成主要有花岗岩、大理石、石灰岩、白云岩、石英等。抗震设防烈度为7度。气象和水文：该地区属温带大陆性季风气候。平原地区年平均气温13.2℃，降水674.3毫米，日照1993.7小时，无霜期225天。年主导风向是南风。水资源丰富，秦岭北麓的“九口十八峪”，大小52条峪沟，形成平原15条河流，年径流量9.7亿立方米，水力资源蕴藏量45万千瓦，地下水补给量充足，总量达3.2亿立方米。Companyname

2.2建设项目概况

总平面布置

该项目加气站内布置有工艺区、加气区和辅助区。工艺区位于加气站的北侧，设置了LNG低温储罐、低温泵、卸车增压器、EAG加热器、围堰和卸车点等。加气区位于站区南侧，设置4台加气机和加气罩棚。辅助区位于站区西侧，设置站房，包括空压机房、控配电室、工具间、站长办公室、营业室、财务室、厨房、卫生间等。

Companyname2.2建设项目概况工艺流程

LNG运输槽车进液管LNG储罐泵增压器LNG储罐加气机LNG车辆泵

LNG卸车流程简图

LNG加注流程简图

Companyname

2.2建设项目概况

原辅料及主要产品

原辅料及主要产品：液化天然气Companyname2.2建设项目概况公用工程及辅助设施

供配电给水排水供热

消防所需的电源来自附近市政电网，站内自备160kVA的10kV/0.4kV箱式变压器。站内自备水井，雨水、冲洗废水采用顺坡自流外排。生活污水进入化粪池处理达标后，就近排入附近公路排水系统。站内采用空调进行采暖。站内设置一定数量的移动式灭火器。关键部位设置可燃气体泄漏报警器和火焰探头及可燃气体检测仪。防雷防静电装置区建构筑物按第二类防雷设计

Companyname

3危险有害因素辨识与分析结果

危险有害因素辨识结果中毒窒息电气伤害冷灼烫自然灾害机械伤害车辆伤害

3.1危险有害因素辨识结果

爆炸火灾Companyname3危险有害因素辨识与分析结果3.2重大危险源辨识结果

危险化学品储存重大危险源辨识

该项目涉及的危险化学品为天然气。该站有60m3的天然气储罐2个，按照天然气相对密度为0.43t/m3，充装系数取0.85，对其进行计算：M天然气=0.43t/m360m320.85=43.86t(临界量50t)2.该项目输送天然气的管道，不存在设计压力大于1.6MPa的管道。3该项目有2个60m3的LNG储罐，工作压力为1.0MPa，PV=120MPam3，大于临界值100MPam3，该项目2个LNG储罐构成重大危险源。综上所述,该项目存在重大危险源，该单位应该做好重大危险源的申报工作

Companyname4安全评价单元划分

总平面布置单元

主要装置、设施单元公用工程单元

依据评价单元划分原则、项目的实际情况，该项目划分为四个单元加气区子单元储罐区子单元外部安全条件单元

Companyname5选用的评价方法及理由说明

序号评价单元评价方法1外部安全条件单元

安全检查表法2总平面布置单元安全检查表法3主要装置、设施单元预先危险性分析事故后果模拟

4公用工程单元事故树分析法预先危险性分析为了对该项目的各评价单元进行全面、细致的评价，避免漏项，本报告采取以下方法：Companyname

6定性、定量分析危险、有害程度的结果

6.1外部安全条件单元评价结果该项目LNG储罐与室外箱变的最近距离为24m，放散管管口与室外箱变的距离为10m，不符合《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011表4.3.3）35m、25m的要求，建议该项目设计单位对此进行重新设计。该项目符合周至县规划，交通便利，站内其他建构筑物（除室外箱变）与站外建构筑物的距离符合安全要求。该项目南边有架空电力线路，与该项目之间的距离符合要求，该项目建成后该架空线路会迁离该站范围。见附件4.1节。

Companyname

6定性、定量分析危险、有害程度的结果

6.2项目总平面布置单元评价结果该站出入口分开设置，站区功能分区明确，站内设备设施间的距离符合安全要求。该站内设备设施间的相互距离符合《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）的要求。见附件4.2节。

Companyname

6定性、定量分析危险、有害程度的结果

6.3主要设施、装置单元分析结果

6.3.1储罐区子单元通过分析可知，储罐区子单元存在发生火灾、爆炸的危险性。火灾、爆炸事故发生的途径较多，危害后果严重，危险等级为III级（危险级）。见附件4.3.1节。6.3.2加气区子单元经分析得知，加气作业区存在火灾、爆炸等危险。火灾、爆炸危险等级为III级（危险级）。见附件4.3.2节。Companyname6定性、定量分析危险、有害程度的结果该项目的变配电装置有可能发生变压器过热、绝缘击穿、电缆火灾、触电和雷击事故，以上事故均有可能导致人员伤亡和设备损坏，危险等级IV级；此外，接地网接地不良会导致保护失效、设备损毁，进线柜和高压开关柜可能会导致触电事故，事故危险等级为III级。针对上述事故，应采取相应措施进行有效防范。变压器和雷电造成的事故危险等级为Ⅳ级，应重点进行防范。见附件4.4.1节。6.4公用工程单元评价结果Companyname6定性、定量分析危险、有害程度的结果6.5固有危险程度分析结果（1）固有危险物质状况序号名称数量（m3）状态所处部位状况温度（C）压力（MP）1液化天然气120液体储罐区低温高压

该项目爆炸性、可燃性化学品Companyname6定性、定量分析危险、有害程度的结果6.5固有危险程度分析结果（1）固有危险物质状况

该项目各个作业场所的固有危险程度序号作业场所固有危险程度结果1储罐区III级人员伤亡或系统破坏2加气区III级人员伤亡或系统破坏可燃化学品的质量及燃烧后放出的热量存储位置可燃性化学品名称数量（m3）密度（t/m3）质量（t）燃烧热（kJ/kg）燃烧后放出的热量（kJ）储罐区液态天然气1200.4343.865.56×1042.44×109Companyname6定性、定量分析危险、有害程度的结果6.6风险程度分析结果该项目存在的主要风险有：火灾、爆炸、窒息中毒、机械伤害、电气伤害、车辆伤害等。其中火灾爆炸是主要风险，造成的损失也最大。Companyname7安全条件和安全生产条件的分析与结果

该项目位于周至县终南镇东大坚村108国道北侧，该加气站坐北朝南，东西侧均为农田。LNG加气站周边无重要公共建筑。加气机与南侧的公路最近距离为26m，满足安全距离要求。该项目对周边环境的影响轻微。该站50m内无重要公共建筑，没有人口过于密集区域和农田保护区。50m内无明火或散发火花地点，50m之内无一、二类保护物，周边50m内无生产厂房，及甲、乙、丙类液体储罐。周边环境对本加气站无重大影响。周至县属温带大陆性季风气候。在夏季，应做好防暑降温、防雷电措施，冬季应做好防冻防滑工作。雨季应注意对站区的护坡、排水设施进行维护，防止积水、洪涝灾害。Companyname8主要技术、工艺和装置、设备、设施及其安全可靠性本项目采用LNG运输槽车供气。LNG储存方式采用LNG低温储罐存储。天然气在液化过程中进一步得到净化，甲烷纯度更高，几乎不含二氧化碳和硫化物，且无色无味、无毒。该项目选用的增压装置和加气装置技术也比较成熟，自动化水平较高、安全可靠。本项目拟选择的所有工艺装置、设备设施均由正规厂家生产，本质安全性高，能够满足该企业安全生产的需要。

水、电、消防等公用工程配套完善，能够满足安全生产的需要。

Companyname9安全对策措施、建议和结论

8.1安全对策措施与建议（1）项目的选址

①装置建筑物、构筑物的抗震按《建筑抗震设计规范》设计，建议本工程按地震烈度7度的抗震要求设防。②LNG加气站与站外建、构筑物的防火间距应符合《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）关于LNG加气站站址选择的规定。Companyname8安全对策措施、建议和结论

8.1安全技术对策措施与建议（2）总平面布置的安全对策与建议

根据《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》（NB/T1001-2011）关于LNG加气站站内平面布置的规定：①

LNG槽车单车道宽度不应小于4.5m，其他单车道宽度不应小于4m，双车道宽度不应小于7m。②道路转弯半径应按行驶车型确定，且不宜小于9m；站内停车位应为平坡，道路坡度不应大于6%，且宜坡向站外。③站内道路不应采用沥青路面。④加气岛应高出加气区地坪0.15m~0.2m，宽度不应小于1.2m。⑤加气机附近应设置防撞柱（栏），防撞柱（栏）高度不应小于0.5m。⑥LNG加气站内设施之间的防火间距应符合《液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范》规定Companyname8安全对策措施、建议和结论

8.1安全技术对策措施与建议（3）拟选择的主要技术、工艺和装置、设备、设施

①LNG储罐应设置就地指示的液位计、压力表及液位上、下限及压力上限报警，并远程监控；液相连接管上应设置紧急切断阀；②安全阀与储罐之间应设置切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态；③与储罐气相空间相连的管道上应设置人工放散阀；④连接槽车的液相管道上应设置切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。⑤加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的最大工作压力；

⑥加气机应设置在一定外力作用下具有自动切断功能的安全装置或采用拉断阀，拉断阀的脱离拉力范围宜为