LNG和CNG合建站安全评价报告

前言受山西天标天然气有限公司委托，我中心派遣专职安全评价人员对该公司介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站项目的基本情况、周边环境进行了较深入的调查；对本项目站址、总平面布置、工艺设备及设施、消防设施、辅助设施等方面存在的危险有害因素进行了初步分析；根据建设项目危险有害因素的特征确定评价单元，选择评价方法，进行安全条件评价，并按照《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）的要求，编制本建设项目安全评价报告。山西兴新安全生产技术服务中心2015年12月

目录TOC\o"1-2"\h\z\u1概述 51.1安全评价目的和原则 51.2评价工作经过 61.3评价对象及评价范围 61.4评价工作程序 72建设项目概况 92.1建设项目概况 92.2工艺及设备 243主要危险化学品理化特性 294危险、有害因素分析结果 304.1工艺设施运行过程中危险有害因素分析结果 304.2充装、贮存及运输过程中危险有害因素分析结果 304.3电气设施运行过程中的危险有害因素分析结果 304.4自动控制系统危险有害因素分析结果 304.5主要危险作业场所汇总 314.6主要职业危害汇总 314.7施工期危险、有害因素分析结果 314.8人员管理危险、有害因素分析结果 324.9爆炸危险区域划分结果 324.10两重点一重大辨识结果 324.11风险分析结果 335评价单元划分及评价方法选择 345.1评价单元划分 345.2各单元评价方法选择 346定性、定量分析危险有害程度的结果 366.1定性、定量分析固有危险程度的结果 366.2事故案例分析结果 387安全条件分析结果 397.1加气站工艺装置及储存设施与周边设施距离 397.2站址选择及总图安全评价结果 407.3加气站工艺设备设施安全评价结果 417.4当地自然条件对本项目的影响分析结果 428安全对策与建议和结论 448.1工艺设备、设施与防护装置方面 448.2安全管理方面 468.3安全施工方面 478.4重大危险源安全管理方面 488.5重点监管的危险化学品安全措施 488.6建设项目安全评价结论 499与企业交换意见情况 51

1概述1.1安全评价目的和原则1.1.1安全评价目的安全评价是以实现安全为目的，应用安全系统工程的原理和方法，辨识与分析工程、系统、生产经营活动中的危险、有害因素，预测发生事故或造成职业危害的可能性及其严重程度，提出科学、合理、可行的安全风险管理对策措施建议，做出评价结论的活动。建设项目安全评价是为了贯彻“安全第一，预防为主，综合治理”的方针，确保建设工程项目中的安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用，保证建设项目建成后在安全方面符合国家的有关法律法规、国家标准和行业标准的要求。建设项目安全评价是在建设项目可行性研究阶段或生产经营活动组织实施之前，根据相关的基础资料，辨识与分析建设项目、生产经营活动潜在的危险、有害因素，确定其与安全生产法律法规、规章、标准、规范的符合性，预测发生事故的可能性及其严重程度，提出科学、合理、可行的安全对策措施建议，做出安全评价结论的活动。为设计单位和建设单位在本建设项目安全设施的设计、施工方面提供参考和依据，并为监督管理部门实行综合安全监督提供依据。1.1.2安全评价原则《安全评价通则》（AQ8001-2007）第4.2.2.5条规定安全评价遵循的原则：安全评价机构、安全评价人员应科学、客观、公正、独立地开展安全评价。安全评价必须符合科学性、公正性、合法性、针对性的原则。1.2评价工作经过受山西天标天然气有限公司委托，山西兴新安全生产技术服务中心对其所属介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站建设项目进行了安全评价。签定安全评价合同后，山西兴新安全生产技术服务中心组成评价组，收集项目有关资料，并到建设项目现场进行了实地调查。针对可行性研究报告或者申请报告及建设工程资料未明确的问题与建设单位进行了解和沟通。项目评价组对评价过程中可能遇到的问题进行了讨论，分析了相关资料，对建设项目进一步了解、分析，按照规定要求编制了建设项目安全评价报告。1.3评价对象及评价范围我们按照与山西天标天然气有限公司签定的安全评价合同及委托书，依据建设工程的申请报告及其工程技术资料，对其所属介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站选址的安全性、平面布置、工艺设备及设施、消防设施、辅助设施以及运输、经营，可能存在的主要危险、有害因素和职业危害进行分析评价，并判断其危害程度。本安全评价报告评价重点主要包括：液化天然气加气站的选址与周边环境的相互影响及风险程度；自然条件的影响；站区总平面布置；建设项目工艺设备及设施、配套辅助设施、储存设施及经营运输安全可靠程度；作业场所职业危害程度；管理人员和技术人员配备的合理性以及职业卫生防护和消防设施等进行安全评价。1.4评价工作程序本次安全评价工作大体可分为四个阶段：第一阶段：前期准备。主要是收集资料，进行初步工程分析和危险、有害因素识别，选择评价方法，编制评价大纲。第二阶段：实施评价。对建设项目安全情况进行类比调查；辨识危险、有害因素；划分评价单元、确定评价方法；定性、定量分析危险、有害程度；分析安全条件；提出安全对策与建议；整理、归纳安全评价结论。第三阶段：与建设单位交换意见。第四阶段：编制安全评价报告。建设项目安全评价工作程序框图见图1.4-1。图1.4-1安全评价程序框图图1.4-1安全评价程序框图建设项目安全评价工作程序危险有害因素辨识准备阶段评价单元划分评价方法选择定性、定量评价提出安全对策建议安全条件分析安全评价结论交换意见编制安全评价报告明确对象和范围、现场勘查、收集资料危险有害因素识别危险有害因素分析确定评价单元确定评价方法定性、定量评价与建设单位交换意见安全对策措施分析安全生产条件技术管理措施对策应急救援预案概述工艺简介单元划分、方法选择定性、定量评价安全对策措施建议安全评价结论危险性分析评价2建设项目概况山西天标天然气有限公司是山西省国新能源发展集团有限公司直属企业山西省国新能源发展集团玉鑫煤炭有限公司和介休市振林煤化厂合资成立的公司，成立日期2014年5月7日，地址位于山西省晋中市介休市宋古乡洪善村108国道以北；法定代表人：白玉生；注册资本：2000万元（人民币）；经营范围：天然气技术服务、研究咨询（依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动）。本项目原建设主体为山西省国新能源发展集团有限公司，2014年7月16日介休市发展和改革局以介发改审函字【2014】64号将本项目的建设主体由山西省国新能源发展集团有限公司更改为山西天标天然气有限公司。山西天标天然气有限公司目前已取得由山西省发展和改革委员会出具的“四气”从业资格，详见附件“晋发改地区函【2014】510号”。2.1建设项目概况2.1.1项目名称和建设地点项目名称：山西天标天然气有限公司介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站建设单位：山西天标天然气有限公司企业性质：有限责任公司建设地址：山西省晋中市介休市宋古乡洪善村108国道以北建设规模：新建LNG加气能力3.0万Nm3/d，CNG加气能力2.0万Nm3/d工程总投资：2107.83万元占地面积：7814.73m2总建筑面积：1437m2立项审批部门：介休市发展和改革局（介发改审核字【2014】128号）2.1.2建设内容1、具体建设内容见表2.1-1。表2.1-1液化和压缩天然气加气站工艺设施序号设备种类规格、型号单位数量1LNG储罐立式V=60m3台22LNG潜液泵橇LNG潜液泵Q=340L/min台23卸车/储罐增压器Q=300Nm3/h台14EAG加热器Q=200Nm3/h台15CNG液压活塞式压缩机台16双管放散塔座17LNG加液机3~180L/min单枪48CNG加气机1~30Nm3/min双枪49储气瓶组V总=6m3台310仪表风系统套111消防泵房座112配电室、站房座12、LNG/CNG加气站等级加气站设有60m3立式LNG储罐2台、储气瓶组V=6m3及气瓶拖车V=18m3，根据《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-20122014局部修订版）第3.0.12A规定，该加气站属于一级加气站。2.1.3地理位置与周边环境本项目选址在山西省晋中市介休市宋古乡洪善村108国道西北侧，位于城市建成区外，周围100m无重要公共建筑物。加气站北侧为农田，西侧围墙外有一预制板储存库（目前已废弃），东侧、南侧为绿化带，距108国道为50m，该加气站扼守交通要道，车流量大，配套设施齐全，符合介休市总体规划、环境保护、消防安全和供气方便等要求，满足建站条件。见区域位置图。项目所在地项目所在地图2.1-1加气站区域位置图 站址站址108国道50北预制板储存库（已废弃）农田空地单位：m图2.1-2加气站周边示意图图2.1-3洪善加气站东侧108国道图2.1-4洪善加气站南侧空地图2.1-5洪善加气站西侧预制板储存库图2.1-6洪善加气站北侧农田（目前已废弃）2.1.4自然条件2.1.4.1地理位置介休市位于山西省中南部，太行山北侧，距省会太原120千米。地理坐标为东径111°44′10〞-112°10′14〞、北纬36°50′01〞-37°11′04〞。北起义安镇任家堡村，南至绵山顶端艾蒿坡;西起义棠镇圪塔头村，东至张兰镇南窑头村。东北与平遥、汾阳接壤，西南与灵石相连，东南与沁源毗邻，西北与孝义相望。全市东西最宽处38.5千米，南北纵长38千米，总面积743平方千米。介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站位于山西省晋中市介休市宋古乡洪善村108国道西北侧，紧邻108国道，通往介休市城区，交通相当方便。2.1.4.2地形、地貌介休市地势东南高西北低，按地貌单元可分为山地、丘陵、平原三部分。主要为南部土石山区、中部黄土丘陵和北部平川区三大部分，每部分各约三分之一。2.1.4.3地质构造介休市境内地层出露比较齐全，其分布特征为由南向北，由新到老。主要包括：太古界前震旦系、元古界震旦系、古生界寒武系、奥陶系、石炭系及二迭系、中生界三迭系、新生界第三系及第四系。第四系地层为区域内主要的含水层。介休市地处山西台背斜中部、跨吕梁隆起，为太岳沁水构造及太原断陷盆地等次一级构造单元，主要构造为祁吕弧形及“多”字型。市域内断裂、断层主要有：绵山西边缘大断裂组、白牛旦正断层、化家窑地垒、后崖头正断层、黄土长梁前缘隐伏正断层。此外，全市在新构造运动上表现为两种特点：一为运动的继承性，在老构造的基础上，山区继续上升，出现高山峡谷，盆地相对下降，继续接纳物质堆积，且沉降速度大于堆积速度；另一种为运动幅度的差异性，南部绵山高峻险要，向北逐渐低缓浑圆。近代介休市地震频繁，就是新构造运动的表现。2.1.4.4水文地质境内地表水主要以河流、泉水、农灌渠、水库为主。境内河流主要有7条，分别为汾河及其支流磁窑河、文峪河、龙凤河、樊王河、东涧河、西涧河、兴地河。由于近年来气候干燥，除雨季外，各河流平时基本无水。主要泉水有洪山泉、槐柳泉、闷津泉等。全市农灌渠主要有东西支渠、红旗渠、团结渠。并修建有下梁水库、西湖龙水库、张村水库等。场地内地下水为松散岩类孔隙潜水。勘察期间，勘探深度（13.0m）内未见地下水。据附近打井资料，地下水位埋深大于20.0m。孔隙潜水主要补给来源为大气降水及农田灌溉用水的入渗补给，向地势低洼及河流下游方向排泄。地下水对拟建加气站无影响。2.1.4.5地震烈度介休市为Ⅷ度地震烈度区，设计基本地震加速度为0.20g。按《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010），站内建筑物按8度烈度设防。根据《关于介休市洪善液化和压缩天然气加气合建站项目工程抗震设防要求的通知》（晋震标[2014]263号），工程场地在遭遇抗震设防烈度Ⅷ度影响时，不会产生震陷、地震崩塌与滑坡地质灾害。2.1.4.6气候条件介休市处于中纬度大陆性季风气候区域，属暖温带大陆性气候。一年中大部分时间在干燥的大陆性气团控制之下，雨季时间较短，干燥期较长，一年四季分明，雨热同季。由于地形复杂，高低悬殊，山区与平原气温有较大差异，但主要农业区平川及丘陵区之间差异较小。主要气象条件如下： 年平均气温10.7℃极端最高气温38.5℃极端最低气温-23.3℃年平均相对湿度60%年平均大气压93.13kPa最高气压95.66kPa最低气压90.63kPa年最大降雨量120.5mm年平均降雨量454.9mm全年主导风向西南风(SW)年平均风速2.2m/s雷暴日38天2.1.5交通运输条件介休境内南同蒲铁路复线及祁临高速公路、大运一级路、东厦公路等6条公路呈网格状贯穿全境，市乡公路四通八达，与国道交错连接。全市现有火车站5座，铁路专用线15条，其中介休火车站为国家特等站，站内建有大型编组站一个，年客运量390万人次，货物吞吐量1590万t，担负着原临汾铁路分局70%的货运任务，是南同蒲沿线最大的货运站。2.1.6总图布置1、总平面布置根据加气站的功能，可分为加气区、加气工艺装置区、站房、辅助用房区。站区东南侧面向公路，在临近公路各设进出口一个，加气区位于站区开阔部分，站房布置在厂区中央，站房内部设置有控制室、营业室、空压机房、办公室，厕所等，加气机布置在站区东侧，LNG工艺装置区设在厂区南部边界处，CNG工艺装置区布置在厂区东北侧。预留城市调峰供气管道接口设置在厂区北侧，站房的西北方向。站房西、南两侧和罐区周围布置有绿化隔离，这样布置既方便了管理又美化了环境。2、竖向布置加气站竖向设计整体坡向站外道路为平坡式布置，站内雨水散排至站外。3、道路站内布置尽量做到简捷、顺畅，能使车辆进出方便，并严格按照国家有关规范的规定，满足防火间距和消防通道的要求。加气区进、出口分开设计，加气区最小转弯半径为15米，满足加气车辆和LNG槽车的转弯半径要求。4、绿化站内绿化选择除植油脂之外的，含水量较多的树木。2.1.7气源情况本项目LNG气源由山西平遥液化天然气有限公司提供。CNG气源由祁县国新天然气有限公司提供。（1）项目CNG气源气质根据建设单位提供资料，CNG气源气质如下：表2.1-2天然气组分及性质序号项目数值备注一组分含量（%）体积百分比1CH494.29452C2H663C3H80.42144IC4H100.06695nC4H100.12616IC5H120.03857NC5H120.01218C6+0.01409He1.71210H30.000011N20.282812CO2（≤3.0%）1.827113H20（mg/m3）（≤20）1.827114总硫（mg/m3）（≤200）15总烃97.890116比重0.5962二性质数值1高热值（MJ/Nm3）37.492低位热量（MJ/Nm3）33.803平均密度(kg/m3)0.71784临界温度（K）196.995临界压力（MPa）4.655由以上可知，本项目CNG气源质量符合国家标准《天然气》（GB17820-2012）中规定的二类气质标准，并符合压缩运行要求的有关规定；压缩天然气符合《车用压缩天然气》（GB18047-2000）中规定的气质标准，满足CNG加气站的建设要求。（2）LNG气质情况建设单位提供的《天然气气质分析报告》，其气质成分及特性如下：表2.1-3液化天然气组分表序号项目数值备注一组分含量（%）体积百分比1乙烷0.632氦气0.2683丙烷0.03014新戊烷05异丁烷0.0036正丁烷0.0037正戊烷0.00238C6以上组分9甲烷98.92210Hg0.00811露点0.3712总硫＜0.0313沃泊指数48.669214高热值≥55.4095MJ/m315低热值≥49.894116LNG密度(101.325Kpa0℃)425.51kg/m317气化率(101.325Kpa20℃)11484.85kg/m3上述LNG气质符合《天然气》（GB17820-2012）中二类气质标准，满足《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）对天然气质量的要求，并可判定其属《城市燃气分类和基本特性》（GB/T13611-2006）中12T基准气的可互换燃气。该液化天然气气质符合《液化天然气的一般特性》（GB/T19204-2003）的规定。2.1.8公用工程2.1.8.1电气1、供电电源：供电主电源由就近市政10KV电网T接引入一回路电缆，架空引入站内变配电站终端杆，经跌落熔断器及避雷器保护后，以电缆暗埋敷设进线方式引入箱式变配电室；另外站内火灾报警系统、可燃气体检测系统、计算机信息系统配置不间断电源UPS。2、配电系统：（1）本项目变配电系统由箱式变电站向站内动力设备放射式配电。并在供电系统的10kV侧设置集中无功补偿。（2）低压配电系统采用TN-S系统，对站内用电设备采用放射式配电，低压配电系统层次不超过两级。（3）根据工艺条件，LNG潜液泵电机采用变频启动控制；其它电机负荷较小，均采用低压全压启动。LNG潜液泵连锁控制由设备成套供应商所提供的控制柜完成。（4）各类用电设备的馈电线路电压损失控制在5%以内。3、防雷、防静电（1）防雷①防直击雷：本工程的工艺装置区，储罐外壁厚度大于10mm，其他设备壁厚度均大于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，可利用设备本体兼作接闪器，不专设避雷针。设备本体与工艺装置区接地网不少于两点连接即可。站内所有建（构）筑物屋面装设避雷带，二类防雷网格不大于10×10m或12×8m；第三类防雷建筑物屋面装设避雷网，网格不大于20×20m或24×16m。经避雷带引下线与室外接地网可靠相连，形成电气通路。接地极尽量利用建、构筑物基础或底板钢筋作自然接地装置，无自然接地装置时，另设独立角钢人工接地系统。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：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，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时均加装避雷器。站房、辅助用房等建筑物电源进线处设置等电位端子箱，实现室内等电位联接；站内各接地系统均采用热镀锌扁钢连接，形成全场等电位。4、防静电措施本工程设备每台至少两处接地。管道在进出装置区处、分岔处以及爆炸危险场所分界处应进行接地，管道每隔25m接地一次，金属固定管道、钢架等进行等电位接地，槽车装卸处设置防静电接地夹，并设置静电接地检测仪。本工程其它设备如加气机做防静电接地；LNG卸车口须设置防静电接地夹，槽车卸车时与其连接形成等电位连接；围堰区设置防静电释放球，防止工作人员带静电操作；管道首末端、分支处及跨接处均作可靠接地。除绝缘接头外的阀门、法兰加跨接线，当金属法兰采用金属螺栓或卡子相紧固时，可不另装接跨接线，但应保证至少有五个螺栓或卡子间具有良好的导电接触面，并测试导电的连续性，若连接处导电不良，则需加跨接线（16mm2软铜线）。5、通信加气站控制室、休息室、站长室和营业室等岗位设行政电话和生产调度电话，行政电话和生产调度电话共用一套系统。站区设视频监控系统1套，监控系统设置于控制室，营业室及站区内主要部位设置摄像前端。各摄像前端将采集到的视频图像信号传输到监控主机，进行监视并对前端进行控制。2.1.8.2给排水系统（1）给水水源本项目用水由洪善村供水管网提供，供站内生活用水、消防水池补水、浇洒道路和场地及绿化用水等，出水水质须满足《生活饮用水卫生标准》GB5749-2006的要求。（2）用水量站区用水主要是生活给水用水及浇洒绿化、道路及场地用水，用水量约为4.91m3/d。供水压力不低于0.30MPa。（3）排水系统a）生活排水系统本项目不设食堂，厕所采用防渗旱厕，旱厕定期由当地村民清掏用于田地施肥，产生的废水主要为洗漱废水，洗漱废水经过沉淀池处理以后用于道路及场地的洒水降尘，不外排。b）雨排水系统站内雨水采用有组织排放，经雨水管道收集后，排放至附近雨水系统。表2.1-4具体用水部位及水量见下表。序号分类部位用途水量（m3）备注1生活用水站房饮用、卫生洁具1.502生活用水壁挂炉间壁挂炉补水0.363道路净化用水站区道路、绿地浇灌2.60取部分面积4全站1085未予见0.45按前两项和的10%考虑6合计总用水量4.91m3/d，1767m3/d（按350天计）不含消防用水（4）消防水系统消防泵房设置2台消防泵，单台功率20kW，一用一备，工作泵事故时备用泵自动投入运行。消防系统为“二级”负荷，采用双动力源，正常工作电源引自市电，另一回路引自备用柴油发电机组，保证消防系统供电的可靠性。在消防泵房设有应急照明灯（自带蓄电池组）保证消防照明需要。柴油发电机组的额定功率为80kW。2.1.8.3建、构筑物表2.1-5站内主要建构筑物一览表序号名称单位建筑面积结构耐火等级备注1站房m2243砖混二2罩棚m21748钢网架二3围堰m2187.5钢筋混凝土二2.1.8.4采暖与通风（1）采暖本工程位于山西省介休市，属暖温带大陆性气候；根据站房和辅助用房的采暖负荷，选择空调采暖，为采暖房间提供热量。（2）通风工艺装置区：敞开式设置，天然气泄漏时不会造成堆积形成燃爆环境，采用自然通风；空压机房：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为10次/h；配电室：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为8次/h；消防泵房：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为8次/h；卫生间：采用边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为10次/h；发电机房：采用防爆边墙排风机进行机械排风，门窗自然补风，换气次数为12次/h；2.1.8.5消防本项目为一级LNG/CNG加气合建站，根据《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-20122014年修订稿），本站消防设用水量为20L/s的消防给水系统。消防管网采用临时高压消防系统，由于消防用水量大，因此需设置专用消防水池和消防水泵。本站总消防用水量为144m3，站内设置7.5m×6m×3.5m消防水池一座，用于存放消防用水；消防水池采用钢筋混凝土结构。消防泵选用两台(1用1备)，其性能为Q=72m3/hH=40mN=15kW。根据《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）及《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）规定，在可能发生火灾的各类场所、工艺装置、主要建筑物、仪表及电器设备间等，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。站区只配备相应数量的灭火器，灭火器材配置如下：表2.1－6灭火器配置表序号配置灭火器区域灭火器配置规格及数量数量备注1站房5kg手提式ABC类干粉灭火器2具7kg手提式二氧化碳灭火器2具2辅助用房5kg手提式ABC类干粉灭火器2具4围堰区及工艺装置区35kg推车式ABC类干粉灭火器2具8kg手提式ABC类干粉灭火器4具电气灭火用5箱变7kg手提式二氧化碳灭火器2具6加气区5kg手提式ABC类干粉灭火器6具7消防泵房5kg手提式ABC类干粉灭火器2具2.1.8.6仪表控制系统本站自动化监控系统主要由电控室监控计算机、站控PLC控制柜、可燃气体报警控制系统等组成。配置UPS不间断电源，蓄电池续流能力一小时以上。在系统停电时仍能为仪表系统的监视和纪录系统提供电源。本工程设计工艺及生产管理自动化控制系统包含下述自动控制流程：安全连锁控制；LNG潜液泵控制；可燃气体报警控制系统；IC卡卡机联动及网络管理系统等。控制系统的主要功能是通过各种仪表对现场储罐、LNG潜液泵、增压器、LNG加气机、CNG加气机等设备的正常运转和相关设备的运行参数进行监控，并在设备发生故障时自动报警并紧急切断。1、安全联锁控制LNG潜液泵和LNG加气机设备安全联锁控制系统由厂家完成，根据联锁控制需要相关电动执行机构参与ESD控制。2、LNG潜液泵控制站控系统通过RS-485通讯接口与LNG潜液泵变频控制柜进行通讯。由LNG潜液泵变频控制柜实现LNG潜液泵的启动、停车、保护停车、报警、紧急停车等控制。3、可燃气体报警控制系统系统由可燃气体探测器、控制主机、声光报警、信号输出接口等部分组成，完成对各个区域的可燃气体泄漏量的动态监测、区域和声光报警、报警和联锁控制信号输出等功能。通过RS-485通讯接口与站控系统控制器通讯。报警探头按如下区域配置：=1\*GB3①LNG加气区2个探头=2\*GB3②卸车口1个探头=3\*GB3③工艺装置区3个探头4、IC卡卡机联动及网络管理系统IC卡网络管理系统采用平台系统模式，集IC卡管理、数据监控、气瓶安全管理、价格管理、客户服务管理、银行联网系统管理为一体，采用新型数据库结构和非常可靠的安全机制，保障系统运行安全、可靠、快捷，数据查询统计快速准确。系统能自动识别合法卡及非法卡、实现IC卡加气机的卡机联动功能及加气交易自动结算；可与银行合作，通过先进的软件合作协议及接口，建立全面统一的银行联网收费体系。2.1.8.7控制室站内设置控制室，控制室具有对加气站的控制管理功能，控制室内安装LNG泵撬控制柜、站控控制柜、可燃气体报警控制器等控制设备，实现全站的集中控制管理。控制室和现场设置对仪表空压机的手动启、停控制。控制室内地面敷设抗静电活动地板。本项目在加气区、卸车口、潜液泵及电控室设置紧急停车按钮，当操作或值班人员在操作、巡检、值班时发现系统偏离设定的运行条件，如系统超压、液位超限、温度过高以及出现LNG泄漏，能自动或手动在设备现场或电控室远距离快速停车，快速切断危险源，使系统停运在安全位置上，现场（加气区、卸车口、潜液泵）等级优先于电控室。2.1.9管理机构和人员编制为保证加气站安全稳定运行，站内的劳动定员为10人，站内副站长分管安全技术，加气员兼职安全员，负责站内的安全卫生管理，并负责对站内的安全卫生措施进行定期维修、保养和日常监测工作。表2.1-7加气站定员表序号组织机构人员职责备注岗位人数1站长办站长1全面负责副站长1主管技术、安全兼安全负责2运行部运行员6负责加气兼安全员3财务部会计1财务、经营出纳1财务管理2.2工艺及设备2.2.1加气工艺流程2.2.1.1LNG加气工艺流程卸车加气工艺流程框图如下：（1）卸车该项目采用增压器和泵联合卸车。先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间和液相空间连通，在卸车的过程中，利用液柱高度将液体送入卸车汽化器，低温液体汽化后进入LNG槽车，增大槽车的气相压力，槽车与LNG储罐形成一定的压差，LNG通过泵和差压两种卸车方式进入到LNG低温储罐。（2）加气LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过潜液泵加压后，由加气机通过计量装置后加给LNG汽车车载气瓶中。加注方式为上进液喷淋式，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。（3）调饱和卸车后，用低温泵将LNG储罐中部分LNG送至气化器，液体被加热中返回储罐，直到罐内压力达到设定工作压力。（4）泄压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，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。2.2.1.2、CNG加气工艺流程 1）、加气站工艺流程示意简图拖车拖车卸气柱阀门压缩机止回阀储气瓶加气机阀门压缩机组2）、工艺流程拖车将的压缩天然气运到加气站，通过拖车储气瓶组、卸气柱、撬装压缩机、控制系统、储气瓶组系统、加气机构成的加气系统实现给汽车加气。CNG拖车储气瓶组由拖车运至加气站，天然气从入口管线进来，经过过滤，然后在液压活塞式天然气压缩机组一级气缸中被压缩；经一级冷却后经过级间过滤器过滤，然后进入二级气缸被压缩，再由二级冷却后经过末级精密过滤器，进入储气瓶组或者给汽车加气。拖车储气瓶组与站内的储气瓶组形成高、中压两级，当开始车载储气瓶的压力较高时，可直接向地面储气瓶组加气，直到压力平衡，优先控制系统将给PLC启动压缩机的信号，将站内高、中压储气瓶组加压到25MPa，构成了高、中压二组储气方式。当汽车来加气时，选择与汽车气瓶压力最接近的瓶组给车加气，当压力、流速降低，将自动切换到中、高压站内储气瓶组取气，从而保证快速充装气体到20MPa。如果站用储气瓶组中的压力低，压缩机启动，直接对车辆加气，而不经过储气瓶组，避免汽车等候。2.2.2主要设备2.2.2.1LNG设备LNG加气站设备主要包括：2座60立方米LNG立式储罐、1座LNG双泵撬（含低温潜液泵、增压汽化器、各类阀组等）、4台单枪LNG加液机。1）、LNG储罐 表2.2-1LNG储罐主要技术参数表技术参数如下：项目内壁外壁设计压力（MPa）1.44-0.1工作压力（MPa）≤1.2-0.1工作温度（℃）-162-19～50设计温度（℃）-19250介质液化天然气高真空充装系数0.9容积60m3最大充装量（Nm3）324002）、LNG泵撬LNG泵撬包括储罐/卸车增压气化器、LNG潜液泵、控制阀门及管路器。LNG潜液泵是加注站关键设备之一，既要求能够耐低温(-162摄氏度)，又要求设备的可靠性高。本项目每个LNG潜液泵选用全浸润型潜液泵,其技术参数为：表2.2-2LNG泵撬主要技术参数表序号项目指标一、LNG潜液泵1介质LNG2流量340L/min（液态）3最大扬程≥220m4所需进口净正压头1-4m5电机功率11KW6电源380V二、LNG低温泵池1工作介质LNG2工作压力1.2MPa/-0.1MPa3设计压力1.6MPa/-0.1MPa4工作温度-162℃/常温5设计温度-196℃/50℃6焊缝系数1.0/0.857几何容积 75L3）、卸车/储罐增压汽化器增压汽化器是完成卸车系统和储罐升压的设备，选用环境式换热器。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，空温式换热器使用空气作为热源，节约能源，运行费用低。表2.2-3卸车/储罐增压汽化器主要技术参数表序号项目技术参数1气化量300Nm3/h2进口介质 LNG3出口介质CNG4设计压力1.92MPa5设计温度-196℃6设计环境温度-40℃～50℃7进口温度-162℃8出口温度环境温度4）、EAG空温式加热器本站设置1台加热能力为200Nm3/h的EAG空温式加热器。EAG空温式加热器的功能是LNG通过该设备将放散管内的低温气体与周围环境进行热交换吸热，将低温天然气加热为常温的天然气。空温式加热器的参数如下：表2.2-4空温式加热器主要技术参数表序号项目技术参数1气化量（Nm3/h）2002进口介质LNG低温气体3出口介质NG4设计压力1.92MPa5设计温度-196℃6设计环境温度-40℃～50℃7进口温度-162℃8出口温度环境温度5）、LNG加气机本站设置4台单枪LNG加液机。其功能是LNG燃料汽车加气，其具体参数见下表：表2.2-5LNG加气机主要技术参数表序号项目技术参数1流量范围 180L/min2适用介质液化天然气（LNG）3计量准确度±1.0%4额定工作压力1.6MPa5环境温度-30℃～55℃6管路温度-196℃～55℃7计量单位Kg、L、Nm38读数最小分度值0.01Kg（L、Nm3）9单次计量范围0～9999.99Kg（L、Nm3）10累计计量范围99999999.99Kg（L、Nm3）11工作电源220伏AC5安12防爆等级整机防爆ExdibemⅡAT42.2.2.2CNG设备表2.2-6CNG设备表序号设备名称规格型号数量备注1液压式活塞式压缩机组YSJZ2000-2/25进气压力：2-25MPa额定排气压力：25MPa电机功率：2×45KW额定电压：380V1套2CNG拖车2台8管18m3储气量3CNG加气机三线双枪4台4站用储气瓶组6m3三只瓶

3主要危险化学品理化特性本项目涉及的主要危险物质是天然气（主要成份为甲烷）。甲烷的理化性能及包装储存条件见表3-1。表3-1甲烷的理化性质及危险危害特性标识分子式：CH4分子量16.05CAS:74-82-8UN1971危规号：GB2.1类21007（压缩的）理化性质性状：无色无臭的气体溶解性：微溶于水，溶于乙醇和乙醚。熔点（℃）：-182.6沸点（℃）：-161.5相对密度（水＝1）：0.415（-164℃）临界温度（℃）：-82.1临界压力（Mpa：4.6）蒸气密度（空气＝1）：0.55燃烧热（kj/mol）889.5蒸气压（kpa）100（-161.5℃）燃烧爆炸危险性燃烧性：易燃气体燃烧分解产物：CO、CO2、水蒸气聚合危害：不聚合爆炸极限（％v/v）：5.3～15稳定性：稳定自燃温度（℃）：537禁忌物：五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧、强氧化剂危险特性：能与空气形成爆炸性混合物。遇热源和明火有燃烧和爆炸危险。消防措施：关闭阀门，切断气流，用水喷淋保护关闭阀门。毒性接触极限：瑞士：TWA（时间加权平均容许浓度）10000ppm（6700mg/m3）毒理资料：小鼠吸入42％浓度60min麻醉对人体危害甲烷属“单纯窒息性”气体，高浓度时因缺氧窒息而引起中毒。空气中甲烷浓度达到25～30％时出现头昏，呼吸加速，运动失调。皮肤接触液化甲烷可造成冻伤。急救应使吸入人体的患者脱离现场至空气新鲜处，平卧、足稍抬起，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。然后立即进行人工呼吸。并送医院急救。防护工程防护：生产过程密闭个体防护：呼吸系统防护为高浓度环境中佩戴供气式呼吸器；眼睛与手防护一般不需要特殊防护，高浓度时可戴安全防护眼镜和防护手套。穿工作服。其它：工作场所禁止吸烟，避免长期接触，进入高浓度区作业时，须有人监护。泄漏处理对泄漏出的气体用排风机排送至空旷地方放出储存条件易燃压缩气体。储存于阴凉、通风仓间内。仓温不宜超过30℃。远离火种，热源。防止阳光直射。应与氧气、压缩空气、卤素（氟、氯、溴）等分开存放。切忌混储混运。储藏间内的照明、通风等设施应采用防爆型，开关设在仓外。配备相应品种和数量的消防器材。罐储时要有防火防爆技术措施。露天贮罐夏季要有降温措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。验收时要注意品名，注意验瓶日期，先进仓的先发用。搬运时轻装轻放，防止钢瓶及附件破损。包装方法钢质气瓶。

4危险、有害因素分析结果4.1工艺设施运行过程中危险有害因素分析结果表4.1-1工艺设施运行过程中危险有害因素分析汇总序号场所危险物质主要危险源主要危险有害因素备注1LNG储罐天然气阀门、接管、罐体火灾爆炸、、低温、冻伤2LNG潜液泵橇天然气阀门、接管、泵池火灾爆炸、噪声、低温、冻伤3LNG槽车天然气卸车软管火灾爆炸、噪声、低温、冻伤4LNG加气机天然气加气机及软管火灾爆炸、噪声、低温、冻伤5CNG加气机天然气加气机及软管火灾爆炸、噪声6CNG液压活塞压缩机天然气压缩机、接管火灾爆炸、噪声7储气瓶组天然气储气瓶组、接管火灾爆炸8放散管天然气管口、法兰火灾爆炸4.2充装、贮存及运输过程中危险有害因素分析结果表4.2-1充装、贮存及运输危险有害因素分析汇总序号阶段主要事故原因主要事故类型1充装过程低温LNG、CNG泄漏、连接管突然甩开、加气机内的电气线路因绝缘老化或缺陷产生的电气火花、无防静电接地装置或接地装置损坏、为不合格的未经过检验的气瓶充气、违章作业等火灾、爆炸、低温、冻伤、窒息、车辆伤害、物体打击2储存过程罐体或管道物料泄漏，遇静电、明火、雷电、电气火花等点火源。冻伤、火灾、爆炸、窒息4.3电气设施运行过程中的危险有害因素分析结果表4.3-1电气设施运行过程中危险有害因素分析汇总表序号场所主要危险源主要危险有害因素备注1配电室电气设备、电气线路高压电气设备火灾爆炸、触电2防雷设施损坏的防雷防静电设施防雷措施不当或失效；接地电阻值不符合规范要求导致火灾、触电3爆炸危险区域电气设施选型或安装不符合防火环境要求，事故状态时引发火灾爆炸4.4自动控制系统危险有害因素分析结果表4.4-1自动控制系统危险有害因素分析汇总表序号场所主要危险源主要危险有害因素备注1控制室电气、控制设备、线路短路电气、控制设备、线路短路或超负荷，导致火灾2工艺设施区PLC系统腐蚀性、粉尘性、振动等安装环境；电磁感应干扰、雷电干扰等；元器件老化及现场的检测仪表、执行机构故障导致运行不正常，从而引发次生事故；雷电电磁脉冲的危害。3爆炸危险区域仪表电气设施选型或安装不符合易燃易爆环境要求，事故状态时引发火灾爆炸4.5主要危险作业场所汇总表4.5-1危险作业场所汇总序号危险作业名称单元(场所)备注1易燃易爆场所作业LNG、CNG工艺装置区（含卸车作业）、汽车加气区2噪声作业CNG放散口、空压机3高压带电作业高压设备或高压线路带电维修4低压带电作业低压设备或低压线路带电维修4.6主要职业危害汇总表4.6-1主要职业危害及其部位序号有害因素有害作业部位备注1噪声危害液压式活塞式压缩机、空压机等高速运转设备及CNG气体放空管4.7施工期危险、有害因素分析结果表4.7-1施工期危险、有害因素分析汇总序号主要事故原因主要事故类型1脚手架、高平台等处作业。高处坠落2同一垂直作业面的交叉作业中和通道口处等。物体打击3垂直运输机械设备、吊装设备、各类桩机等部位。机械伤害4①对经过或靠近施工现场的外电线路没有或缺少防护，在搭设钢管架、绑扎钢筋或起重吊装过程中，碰触这些线路；②使用各类电气设备操作不当；③电线破皮、老化，又无开关箱等。④电气设备未安装漏电保护、等电位联结。触电5起重设备未安装限位器或限位器安装不当、吊钩及钢丝绳未定期检验合格、起吊重量超过额定重量、或违章指挥、操作人员违章作业等。起重伤害6做地基，挖土等动土作业时，未办理动土许可证、现场周围未设围栏和警告牌，夜间未设红灯指示；开挖有边坡的沟、坑时未设支撑土石方塌方；安装设备时脚手架坍塌，以及堆置物倒塌等。坍塌4.8人员管理危险、有害因素分析结果表4.8-1人员危险、有害因素分析汇总序号过程主要事故原因主要事故类型1从业人员加气站的操作人员未经过岗前培训，或没有定期复训，特种作业人员无证上岗，违章作业或违反安全操作规程火灾、爆炸、窒息等2安全管理加气站未配备相应的安全管理人员，操作人员安全知识淡漠、缺乏，安全管理制度不完善，落实不到位。安全投入不足、安全技术规程不完善、未按规定为员工配备劳保用品，一些安全隐患得不到彻底整改火灾、爆炸、窒息等3其它①未制订应急救援预案、应急救援设施不完善、应急防护器材短缺、突发事故时应急救援采取措施不当；②加气站内的安全警示标识不齐全，工作人员和外来人员对站内的危险场所及其危险性没有足够的认识。火灾、爆炸、窒息等4.9爆炸危险区域划分结果根据《汽车加油加气站设计与施工规范》(GB50156-2012)、《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-1992），加气站爆炸危险区域划分如表4-9所示。表4.9-1爆炸危险区域划分结果序号区域等级1室外或棚内爆炸危险区域划分（图C.0.11），以放散管管口为中心，半径为3m的球形空间和距储气井4.5m以内并延至地面的空间2区2距阀门、法兰或类似附件壳体7.5m以内并延至地面的空间2区3LNG加气机的内部空间1区4距LNG加气机的外壁四周4.5m，自地面高度为5.5m的范围内；当罩棚底部至地面距离L小于5.5m时，罩棚上部空间为非防爆区2区5距LNG储罐的外壁和顶部3m的范围内2区6LNG储罐区的防护堤至储罐外壁，高度为堤顶高度的范围内2区7露天设置的LNG泵距设备或装置的外壁4.5m，高出顶部7.5m，地坪以上的范围内；当设置于防护堤内时，设备或装置外壁至防护堤，高度为堤顶高度的范围内2区8LNG卸气柱以密闭式注送口为中心，半径为1.5m的空间1区9LNG卸气柱以密闭式注送口为中心，半径为4.5m的空间以及至地坪以上的范围内2区4.10两重点一重大辨识结果经过辨识，山西天标天然气有限公司介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站：1、无重点监管的危险化工工艺；2、甲烷为重点监管的危险化学品；3、该加气站甲烷储存量超过临界量50t，构成重大危险源。压力容器、压力管道不在重大危险源申报范围。

5评价单元划分及评价方法选择5.1评价单元划分划分评价单元是为安全评价工作服务的，要便于安全评价工作的进行，有利于提高安全评价工作的科学性、针对性和准确性。为便于对项目发生事故的危险性进行定性或定量分析，评价系统发生危险的可能性及其后果严重程度，按系统可分性原理，将工艺装置或组成装置的具有一定功能特点并相对独立的某一部分或区域划分为评价单元，使每个评价单元均具有一定功能且相对独立。根据山西天标天然气有限公司介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站工艺装置、工艺流程，以功能为主进行评价单元的划分，具体评价单元的划分如下：1、项目选址安全性单元2、总平面布置单元3、加气站工艺及设备、设施单元4、消防设施单元5、辅助设施单元6、特种设备设施单元7、安全管理单元8、重点监管的危险化学品管理单元5.2各单元评价方法选择安全评价方法是运用安全系统工程原理对系统中的危险性、危害性进行定性、定量评价的工具。目前国内外研究的安全评价方法有几十种，但每种评价方法都有一定的适用范围和限度，各有优缺点。选择安全评价的方法要遵循充分性、适应性、系统性、针对性和合理性的原则。评价方法的应用是与评价对象相关联的，一定的评价对象应该有对其最佳的评价方法，即此评价方法能最大程度地、最方便地揭示出本建设项目的危险有害因素，表现出客观性和完整性。根据本次安全评价的目的和范围，结合液化和压缩天然气加气合建站项目的工艺装置、工艺特点以及经营过程中所存在的危险、有害因素，经评价组认真研究，确定本次设立安全评价主要采用检查表法、事故树分析法以及容器爆炸后果模拟等评价方法对本项目进行评价。表5.2-1各评价单元采用的安全评价方法单元安全检查表法事故树分析法容器爆炸数学模型评价项目选址安全性单元√总平面布置单元√加气站工艺及设备、设施单元√√√消防设施单元√辅助设施单元√特种设备单元√安全管理单元√重点监管的危险化学品管理单元√6定性、定量分析危险有害程度的结果6.1定性、定量分析固有危险程度的结果表6.1-1各单元评价汇总序号评价单元各单元评价结果备注1项目选址本项目位于山西省晋中市介休市宋古乡洪善村108国道以北，该加气站北侧为农田，西侧围墙外有一预制板储存库（目前已废弃），东侧、南侧为绿化带，距108国道为50m。对城市交通干扰很小，场地空旷。山西天标天然气有限公司目前已取得由山西省发展和改革委员会出具的“四气”从业资格，详见附件“晋发改地区函【2014】510号”。该建设项目场地在遭遇抗震设防烈度（Ⅶ度）的地震影响时，不会产生砂土液化、地面错断、构造地裂、地震震陷、地震滑坡等地质灾害。场地适宜该项目建设。2总平面布置站区交通便利，供水、供电可靠；工艺设施与站外建、构筑物的防火距离符合要求。加气站总平面布置合理，罩棚应采用非燃烧材料制作，建（构）筑物的耐火等级均应不低于二级，LNG储罐为立式。加气站各站区内部主要设施之间与建筑物之间的防火距离均符合规范要求。在下一步的设计中，应重点注意以下问题：（1）站区内设置警示标志，注明当地报警电话。（2）罩棚应委托有资质的单位进行设计、施工，罩棚有效高度不应小于4.5m，加气岛上的罩棚支柱距岛端部，不应小于0.6m。（3）加气站内建筑物的门、窗应向外开。（5）罩棚承重结构应喷涂防火涂层。（6）立式LNG储罐四周应设防护堤，堤内的有效容量不应小于其中1个最大LNG储罐的容量。防护堤内地面应至少低于周边地面0.1m，防护堤顶面应至少高出堤内地面0.8m，且应至少高出堤外地面0.4m。防护堤内堤脚线至LNG储罐外壁的净距不应小于2m。防护堤应采用不燃烧实体材料建造，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的雨水排放口应有封堵措施。3加气站工艺及设备、设施该单元的主要危险因素是天然气的泄漏引起的火灾爆炸事故及压力容器超压爆炸等。本项目所选工艺较先进，并设置有LNG安全切断系统、计量系统、增压系统、全站安全监控系统及自动化控制系统。在下一步的设计、施工中，应重点注意以下几方面：（1）可燃气体检测报警仪必须经国家指定机构及授权检验单位的计量器具制造认证、防爆性能认证和消防认证。（2）可燃气体检测指示报警控制器，应有其对应检测器所在位置的指示标牌或检侧器的分布图。（3）自动控制的阀门、调节器均应设置相应的手动控制，以防自控装置出现故障时应急手动操作。（4）仪表本身的准确性和可靠性是决定控制可靠与否的前提，并直接关系到装置的安全稳定生产。在设计中应选择动作灵敏、质量可靠的仪表。（5）准确划定爆炸危险环境区域范围，应选用相应的仪表。仪表设备的级别和组别，不应低于场所内爆炸性混合物的级别=2\*ROMANIIAT1。（6）应保证PLC控制系统的仪表、信号输送系统、执行机构必须可靠灵敏。开车前进行有效性调试，保证各种安全联锁在异常状态下能及时使系统安全停车。4消防设施根据申请报告消防配备相应型号和规模的灭火器，应按照工艺设施设计中应根据实际要求购置专业厂家的灭火器材。5辅助设施该项目电源由10kV架空公网终端杆经电缆引下后，直埋敷设至站内箱式变电站，变为0.4KV供站内使用。站内设置一套UPS应急电源为信息系统、自控系统及视频监控系统提供不间断电源。另外，站内设置一台柴油发电机组作为LNG加气站及全站生活用电的备用电源，工作电源与备用电源实行机械联锁切换，严禁同时运行。所有接地系统如防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及自控仪表、信息系统的接地，共用接地装置，接地电阻应≤4Ω。该加气站应依据《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140-2005）在相关场所配置了灭火器。该项目在供配电、防雷、防静电；采暖、通风、给排水；消防方面基本符合规范要求。在下一步的设计中，应按照检查表的内容及相关法律法规进行补充完善。尤其应注意：（1）加气站内可种植草坪、设置花坛，但不得种植油性植物。（2）应严格依据《爆炸危险环境电力装置设计规范》（GB50058-2014）要求进行场所的电气设计与施工。（3）配电柜、控制柜、电机等的金属外壳应接地。（4）爆炸危险环境内采用的低压电缆和绝缘导线，其额定电压必须高于线路的工作电压，绝缘导线必须敷设于钢管内。（5）配电室的门、窗关闭应密合；与室外相通的洞、通风孔应设防止鼠、蛇类等小动物进入的网罩。直接与室外露天相通的通风孔还应采取防止雨、雪飘入的措施。（6）埋在土壤中的接地装置,其连接应采用焊接，并在焊接处作防腐处理。（7）输送LNG管道的两端法兰应正确跨接，两端应接地。6特种设备压力容器的使用应有相应的技术资料。压力容器应按《特种设备监察条例》的规定采购、安装、使用和维护。压力容器、压力管道、压力表、温度计、防雷防静电设施、特种防护用品、消防报警仪器、气体浓度检测设施、自控仪表等按规定进行调试及法定的检测检验。7安全管理该加气站拟设兼职安全员，并对从业人员进行培训，培训合格持证上岗，站内设报警电话。在今后的运营中，建议加气站从业人员按规定进行安全资格培训；建立健全各级各类人员安全责任制，编制事故应急救援预案，配备应急救援人员及必要的应急救援器材、设备；特种作业人员应经过专门的安全作业培训，持证上岗；为从业人员按规范配置个人防护用品并依法参加工伤保险，保障从业人员的安全与健康。同时应在站区的出入口处设明显的“限速标志”、“进站须知”、“禁止烟火”等安全警示标识。8重点监管危险化学品安全措施及应急处置措施该加气站重点监管的危险化学品为天然气，储气罐、储气瓶、加气机上方等处设有可燃气体浓度检测探头，天然气管道上均设有压力表等安全设施。在今后的运营中，工作场所设置安全标识及安全警示标牌，工作人员应经过相应的培训，持证上岗，穿防静电工作服，不准带压修理和紧固，不得超压，严禁负压。站内严禁明火和可能产生明火、火花的作业生产需要或检修期间需动火时，必须办理动火审批手续。严禁堆放易燃物，运输天然气时，运输车辆应具有道路运输许可证，槽车上应设消防器材及防爆工具等。6.2风险程度的分析结果根据附件2.14风险分析计算结果，假如罐体焊缝突然开裂，罐内液化天然气会全部泄漏出来，对周围环境的危害分析如下：半径在50.92～132.30m范围内为爆炸性混合气体存在区域，在此区域内遇明火即产生爆炸或燃烧。若储气瓶发生爆炸，根据以上模拟计算，判断事故的严重程度。该加气站储气瓶爆炸总能量为102.8MJ，死亡半径为3.4m，重伤半径为10.9m，轻伤半径为19.6m。6.3事故案例分析结果表6.2-1事故案例分析汇总表序号事故类型事故后果事故原因备注1爆炸1人死亡天然气压缩机气缸冲顶，破损口瞬间压力过大，进而引发了天然气的爆炸。2爆炸1死1伤出租车尾部的天然气复合瓶耐压能力不强，发生爆炸。3爆炸无人员伤亡新近引进的“双枪机”加气枪枪头与气缸接触不符引起漏气。

7安全条件分析结果7.1加气站工艺装置及储存设施与周边设施距离介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站主要设备：有LNG工艺装置设施、CNG工艺装置设施、LNG加气机、CNG加气机等，加气站地址位于山西省晋中市介休市宋古乡洪善村108国道西北侧，位于城市建成区外，周围100m无重要公共建筑物。加气站北侧为农田，西侧围墙外有一预制板储存库（目前已废弃），东侧、南侧为绿化带，距108国道为50m，且对城市交通干扰很小，场地空旷，交通便利。站区地处交通要道，车流量大，符合介休市总体规划、环境保护、消防安全和供气方便等要求，满足建站条件。加气站工艺设施与站外建构筑物的防火间距见下表。表7.1-1一级LNG/CNG加气站与站外建、构筑物的防火距离（m）标准项目108国道（主干路）三类保护物标淮可研报告标淮可研报告LNG储罐12831820LNG放散管管口8871420LNG加气机8641450LNG卸车点8801435CNG储气瓶/拖车12831865CNG放散管管口101041565液压式压缩机6891280CNG加气机6551275注：该加气合建站外部距离符合要求。7.2站址选择及总图安全评价结果1、站址选择根据山西省发展和改革委员会（晋发改地区函【2014】510号）批复授予山西天标天然气有限公司“四气”从业资格证书，介休市发展与改革委员会批复开展前期工作。由山西省地质工程勘察院设计的《山西天标天然气有限公司介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站地质灾害危险性评估报告》，据本次勘察结果及区域地质资料5.2条：场地地质构造不复杂，距隐伏活动断层较远，通过现场调查、访问及勘探表明，拟建场地及周边无发生滑坡、崩塌、采空区、溶洞等不良地质作用的地形及地质条件，人类工程活动不会对该区产生不良地质作用；场地平坦、开阔，勘探深度内未见地下水，场地属自重-非自重湿陷性黄土场地，地基湿陷等级为Ⅱ级（中等）；地基土属高-中等压缩性土；整个场地处于抗震一般地段。经过一定的地基处理后适宜气站建设。本建设项目在站址选择、工程地质、气象条件、防火距离等方面能满足相关标准和规范的要求，加气站的现有土地面积满足加气站工艺设施的平面布置要求。2、站内工艺设施之间防火距离表7.2-1站内设施建、构筑物的防火距离（m）设施名称CNG拖车储气井（瓶）CNG放散管管口LNG放散管管口LNG卸车点CNG压缩机CNG加气机CNG卸气柱LNG加气机消防水泵房站房围墙标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研标准可研6754754未提及375645665-25155062725-1.5未提及--360665620640510331.5-37567563564551035CNG放散管管口4未提及6未提及12未提及5未提及3未提及LNG放散管管口315-845865-124082035LNG卸车点3756456701555625215CNG压缩机63585552023CNG加气机21064557CNG卸气柱230640510LNG加气机154567LNG潜液泵3加气站工艺设备设施安全评价结果本项目选用工艺简单，技术可靠，设备选型成熟，配套的工艺联锁和安全设施完善，能够满足生产经营所需的安全条件。运用检查表法、事故树分析法以及容器爆炸后果模拟评价法对加气站工艺设备及装置的安全性进行了分析评价。通过分析评价加气站的整个经营过程火灾爆炸的危险非常大。企业应按照国家标准进行设计、安装施工，主要设备的选型必须符合要求，特别是压力容器的订货、检测检验必须符合法律标准的有关规定；加气站工艺设施的安全保护装置必须按照相关标准进行配置，消防器材按要求配备等。望在下一步的设计、安装、试运行中加以参考。7.4当地自然条件对本项目的影响分析结果（1）地质灾害根据山西省地质工程勘察院提供的介休市洪善村液化天然气和压缩天然气加气合建站地质灾害危险性评估报告的勘察结果:场地地质构造不复杂，距隐伏活动断层较远，通过现场调查、访问及勘探表明，拟建场地及周边无发生滑坡、崩塌、采空区、溶洞等不良地质作用的地形及地质条件，人类工程活动不会对该区产生不良地质作用；场地平坦、开阔，勘探深度内未见地下水，场地属自重-非自重湿陷性黄土场地，地基湿陷等级为Ⅱ级（中等）；地基土属高-中等压缩性土；整个场地处于抗震一般地段。经过一定的地基处理后适宜气站建设。（2）气象影响介休市气候类型为温带大陆性季风气候，四季变化分明，总特征是：春季温暖干燥，夏季炎热多雨，秋季凉爽晴朗，冬季严寒少雪。恶劣天气时，如大风、雷雨天，沙尘暴日，对生产的安全运行会产生一定的影响。如：暴雨夹带大风损坏房屋顶和其他悬挂物，导致坠落，带来人身安全问题；大雪天气如果加气站场地结冰，往往造成车辆在进出站时出现撞加气机的事故等。本建设项目建成后无繁重的体力劳动，室外作业也不是连续性作业，气体管道采用地埋，天气恶劣时人员避免在户外活动，大雪天气及时进行站区清扫，在气温变化时不影响作业人员和设施的正常运行。采取以上措施后在安全上可以接受。（3）雷击该项目中所涉及的物料(天然气)具有火灾爆炸危险性，设备为露天设置，如建（构）筑物、设备等防雷接地系统不符合要求或损坏，雷雨天可能由雷电引发火灾爆炸；如果天燃气管道始末端和分支处等防雷接地不符合要求，供电系统、信息系统等的防雷措施不符合要求，雷击可能对加气站的工艺设施、电气线路等造成破坏。为了防止雷击造成的危害，LNG储罐、罩棚按二类防雷设计。建筑物屋面采用镀锌圆钢作防雷接闪器，引下线利用建筑物柱内主筋，接地装置采用镀锌扁钢埋于地下并与防雷系统构成可靠的电气通路。采取以上措施后在安全上可以接受。（4）地震介休市抗震设防烈度为8度，设计基本地震加速度值为0.20g，设计地震分组为第二组。如果建构筑物的抗震设防烈度不够，会出现地基不均匀沉降，可能引发储罐、潜液泵撬等泄漏事故。为了防止地震造成的危害，该加气站建构筑物均按Ⅷ度抗震设防，对管道壁厚进行抗震设计校验，对动力设备基础进行专门设计。采取以上措施后在安全上可以接受。（5）洪水的影响该站区附近距离河流较远，受洪水影响的可能性较小。由以上分析可知，自然条件会对本项目的建设和运行产生一定影响，但采取相应措施后是安全的。

8安全对策与建议和结论本项目在可研报告中已在总图布置、建构筑物、工艺装置的防火防爆、常规防护设施等方面编制了部分安全防范措施。本报告认为由于本项目存在多种危险有害因素，安全工作涉及面非常广，因此，设计单位、建设单位在设计、施工、运行过程中应积极采取消除、减弱、隔离、警示等安全防范措施，除应满足建设工程安全设计及本报告提出的对策措施及安全检查表提出的内容外，还应满足本报告所涉及的有关标准、规范的要求。项目可研报告已按国家技术标准，为工程的设计从多方面提出了安全措施和要求。在本评价报告中，除对各单元安全检查表检查结果中列出的未提及项，应在下一个阶段设计时予以采纳外，并提出以下补充建议措施。8.1工艺设备、设施与防护装置方面1、LNG储罐组四周应设防护堤，堤内的有效容量不应小于其中1个最大LNG储罐的容量。防护堤内地面应至少低于周边地面0.1m，防护堤顶面应至少高出堤内地面0.8m，且应至少高出堤外地面0.4m。防护堤内堤脚线至LNG储罐外壁的净距不应小于2m。防护堤应采用不燃烧实体材料建造，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的雨水排放口应有封堵措施2、防护堤内不应设置其他可燃液体储罐。非明火气化器和LNG泵可设置在防护堤内。3、储罐基础的耐火极限不应低于3h。4、LNG储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个，互为备用。安全阀的设置应符合现行行业标准《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004的有关规定。5、与LNG储罐连接的LNG管道上应设置可远程操作的紧急切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态。6、与储罐气相空间相连的管道上应设置可远程控制的放散控制阀。7LNG储罐液相管道根部阀门与储罐的连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质相适应。8、LNG储罐应设置液位计和高液位报警器。高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。9LNG储罐最高液位以上部位应设置压力表。10、在内罐与外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接口。11、LNG储罐液位计、压力表除就地指示外，并应将检测信号传送至控制室集中显示。12、潜液泵罐应设置温度和压力检测仪表。温度和压力检测仪表除就地指示，还应将检测信号传送至控制室集中显示。13、在潜液泵出口管道上应设置紧急切断阀和全启封闭式安全阀。14、连接槽车的液相管道上应设置紧急切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。15、LNG卸车软管应采用奥氏体不锈钢波纹软管，其公称压力不得小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力不应小于公称压力的4倍。16加气机附近应设置防撞（柱）栏，其高度不应小于0.5m。17、汽车加气区与LNG罐区、拖车之间应设置固定隔离设施。18、罩棚立柱装饰和棚顶覆盖物不得使用可燃物。19、工艺装置区加气区照明应采用防爆型灯具。20、输液管道、管道连接处法兰、胶管两端均要跨接；输液管道、分支处、气动管路始末端均要与接地装置可靠连接；拖车停泊处应设可靠的接地端子板，并配置防爆型静电接地报警仪。21、采用液压设备增压工艺的CNG加气子站，其液压设备不应使用甲类或乙类可燃液体，液体的操作温度应低于液体的闪点至少5℃。22、储气瓶组的管道接口端不宜朝向办公区、加气岛和临近的站外建筑物。不可避免时，储气瓶组管口与办公区等建筑物之间应设厚度不小于200mm的钢筋混凝土实体墙隔墙。23、储气瓶组(井)与加气机或加气柱之间的总管上应设主切断阀。每个储气瓶(井)出口应设切断阀。24、储气瓶组(井)进气总管上应设安全阀及紧急放散管、压力表及超压报警器。25、压缩机组运行的安全保护应符合下列规定：1压缩机出口与第一个截断阀之间应设安全阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的安全泄放量。2压缩机进、出口应设高、低压报警和高压越限停机装置。3压缩机组的冷却系统应设温度报警及停车装置。4压缩机组的润滑油系统应设低压报警及停机装置。8.2安全管理方面（1）企业法定代表人及主要负责人、安全生产管理人员应当进行安全资格培训方可任职。（2）加气站应建立和完善各项安全规章制度并加以落实，加强对经营的安全监督与检查。（3）加气站应加强对职工的安全教育和培训，必须对人员进行上岗前的培训，做到考核后持证上岗。特种作业人员必须按照国家有关规定经专门的安全作业培训，取得特种作业操作资格证书，方可上岗作业。（4）应定期对操作人员进行紧急事故处理及应急救护知识教育。（5）加气站应建立健全岗位安全责任制、安全操作规程等，并应落实在实际经营过程中。（6）压力容器、压力管道等特种设备在投入使用前必须办理