加气站液化天然气项目预评价报告

目录1评价总则······················11.1前期准备情况··················11.2评价对象、范围及重点··············11.3评价目的····················21.4评价程序····················22工程概况······················52.1建设单位简介··················52.2建设项目概况··················52.3加气工艺简介··················62.4主要设备····················82.5公用工程····················92.6消防·····················112.7建构筑物···················112.8安全管理···················123危险、有害因素识别与分析·············153.1加气站危险、有害因素辨识···········153.2物质危险分析·················153.3加气站火灾危险性分析·············223.4周边环境危险因素分析·············263.5平面布置危险因素分析·············273.6电气的危险因素分析··············273.7静电危险因素分析···············283.8环境危险因素分析···············283.9其它危险因素分析···············293.10危险化学品重大危险源辨识···········313.11危险区域及危险类型··············314安全评价单元的划分结果及理由说明·········334.1评价单元划分的结果··············334.2评价单元划分的理由··············335采用的安全评价方法及理由说明···········365.1安全评价方法的选择··············365.2评价方法选择说明···············366定性、定量分析危险、有害程度的结果········376.1预先危险性分析结果··············376.2火灾爆炸危险指数评价结果···········376.3灾害评估分析结果···············377安全条件和安全生产条件··············387.1项目安全条件·················387.2项目安全生产条件···············437.3条件论证结果·················438加气站典型事故案例分析··············458.1LNG储罐泄漏事故···············458.2郑州市丰庆路汽车加气站火灾事故········468.3案例分析小结·················478.4海恩法则···················479安全对策措施···················499.1已有的安全对策措施··············499.2补充安全对策措施···············5010评价结论····················5711与建设单位交换意见的情况结果··········58附件1选用的安全评价方法简介···········59附1.1预先危险性分析方法简介···········59附1.2道化学火灾爆炸危险指数评价·········60附1.3灾害评估··················62附件2定性、定量分析危险、有害程度的过程·····64附2.1预先危险性分析（PHA）···········64附2.2火灾爆炸危险指数评价············68附2.3灾害评估··················71附件3评价依据··················73附3.1有关法规和文件···············73附3.2采用标准及规范···············75附3.3项目有关资料················76LNG加气站设立安全评价报告第1页1评价总则1.1前期准备情况建设项目设立安全评价是在建设项目可行性研究阶段，根据相关的基础资料，辨识与分析建设项目潜在的危险、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和建议，做出安全评价结论的活动。建设项目设立安全评价对落实建设项目安全生产“三同时”、降低生产经营活动事故风险提供技术支撑。为了贯彻落实“安全第一、预防为主、综合治理”的安全生产方针，根据国家安全生产监督管理总局第8号令《危险化学品建设项目安全许可实施办法》和新疆维吾尔自治区安全生产监督管理局《关于印发危险化学品建设项目安全许可审查程序的通知》的有关规定，****有限公司（以下简称加气站）委托我公司对其LNG加气站新建工程进行设立安全评价。我公司接受委托后，针对项目特点组建了项目组，阅读、熟悉工程资料和安全条件论证报告。该站安全条件论证报告于2010年5月23日通过了专家论证。遵循《危险化学品建设项目安全评价细则》的要求，依据国家有关标准规范和相关工程的调研情况，对本工程的工艺、设备、平面布置及建筑、自然环境等方面作了深入的分析，确定了相应的评价单元及评价方法。在对项目危险、有害因素的辩识与分析的基础上，对加气站进行了安全定性和定量评价，提出了相应的安全对策措施，并做出了安全评价结论。1.2评价对象、范围及重点1.2.1评价对象本次安全评价属于新建加气站的设立安全评价，评价对象是****LNG加气站设立安全评价报告第2页LNG加气站。1.2.2评价范围本项目安全评价范围为加气站界区内的加气工艺设备及公用工程保障情况，不包括LNG槽车的运输内容。1.2.3评价重点本次安全评价工作的重点是对加气站工程可能出现的火灾爆炸危险及后果进行分析与评价，提出相应的安全对策措施。1.3评价目的（1）对加气站存在的危险和有害因素进行辨识，并对加气站的主要危险因素进行重点分析；（2）运用安全系统工程的方法，定性和定量评价其发生危险的可能性以及可接受程度；（3）提出消除、预防、减弱或隔离危险和有害因素的对策与措施，为修订、完善、改进加气站工程的安全设计提供依据，以确保项目从设计上实现本质安全；（4）为本项目安全管理的系统化、标准化和科学化提供建议，为安全生产管理部门实施监察、管理提供依据。1.4评价程序为达到预期目的，结合被评价单位实际情况，本次安全评价工作程序分为准备、实施评价、报告编制三个阶段。1.4.1评价准备阶段主要收集有关资料，划分评价单元，进行工程危险、有害因素辨识，选择评价方法，编制评价计划。LNG加气站设立安全评价报告第3页1.4.2实施评价阶段对工程的可研设计方案和现场选址进行调研，用相应的评价方法进行定性分析和定量计算，提出安全对策措施。1.4.3报告编制阶段主要是汇总第二阶段所得的各种资料、数据，综合得出结论与建议，完成设立安全评价报告的编制。设立安全评价工作程序见图1－1。前期准备辨识与分析危险、有害因素LNG加气站设立安全评价报告第4页LNG加气站设立安全评价报告第5页2工程概况2.1建设单位简介2009年7月6日，****在****工商行政管理局取得企业名称预先核准通知书。公司由2人投资注册，注册资金100万元。注册地址为****。2.2建设项目概况本项目为撬装式LNG加气站，选址于*****乌伊公路4289~4290处。用地面积2700m2，总建筑面积225m2。采用广汇集团开发的撬装式加气工艺，设1台43m3LNG储罐，1台LNG加气机。2.2.1工程地理位置及平面布置2.2.1.1地理位置加气站位于*****乌伊公路（312国道）4289~4290处，四周无生产经营单位，无民用住宅。加气站沿乌伊公路建设，位于公路北侧。加气站西侧为空地，30m外有一废弃的加油站站房，200m外是*中学，250m附近是*变电所；加气站东侧100m范围内均为空地；加气站北侧为林带和农田。加气站周边无架空电力线和架空通信线。周边环境情况见附图1——区域位置图。加气站周边情况可见附件——加气站四周情况照片。2.2.1.2平面布置加气站用地面积2700m2，总建筑面积225m2，道路场坪面积885m2。加气站分为生产区和生产辅助区，生产区包括储罐区、卸车及加气区，生产辅助区包括营业厅、办公室、值班室、卫生间、壁挂炉间。生产区位于站区的东面，生产辅助区位于站区的西面。站区四围设置有高度不低于2.2m的实体砖墙。沿312国道方向各设置一个出入口。具LNG加气站设立安全评价报告第6页体位置可见附图2——总平面位置图。2.2.2工程自然条件****属温带大陆性干旱半干旱气候区。具有冬季严寒，夏季酷热，日照充足，干旱少雨等特点。年平均气温7.2℃，最热月（七月）平均气温24.4℃，最冷月（一月）平均气温－18.4℃，极端最高气温39.6℃，极端最低气温－37.4℃。全年无霜期165－172天，最长达190天。年平均降水量173.3毫米，最大年份251.1毫米，最大日降水量34.5毫米。年均降雪量74.4毫米，占全年降水量的27％。积雪深度约15~25厘米，最大年降雪量深度33厘米。全年多东风，在6~7月转为西风，平均风速2.5米／秒，最大风速20米／秒。抗震设防烈度为8度。2.3加气工艺简介本工程采用撬装式设备，撬装设备集成了储罐、增压设备、烃泵、加气机及各设备之间的连接管线、阀门等。现场设有天然气泄漏检测报警系统。设备管线吹扫及仪表用气由氮气瓶提供。LNG加气站的原则工艺流程见图2-1。LNG罐式集装箱槽车LNG储罐LNG增压设备LNG烃泵LNG加气机LNG加气车辆EAG加热器放散管LNG储存加注整体撬图2-1加气站原则工艺流程图LNG加气站设立安全评价报告第7页2.3.1卸车工艺加气站卸车采用给槽车增压方式卸车。站内卸车增压器给集装箱槽车增压至0.6MPa，利用压差将LNG送入低温储罐。卸车进行末段集装箱槽车内的低温LNG气体，接入BOG气相管线。卸车工艺管线包括液相管线、气相管线、气液连通管线、安全泄压管线、氮气吹扫以及若干低温阀门。2.3.2加气工艺储罐或槽车中的饱和液体LNG通过泵加压后，经过气液分离器后，LNG由加气枪给汽车加气，加气压力为1.6MPa。在给车载瓶加气前，必要时应给车载瓶卸压，通过回气口回收车载瓶中余气，并入BOG总管。2.3.3BOG工艺（1）BOG来源由于吸热或压力变化造成LNG的一部分蒸发为气体（boiloffgas），本工程中BOG气体包括：1）LNG储罐吸收外界热量产生的蒸发气体。2）LNG卸车时储罐由于压力、气相容积变化产生的蒸发气体。3）卸车时注入储罐内气体容积相对减少产生的蒸发气体。4）注入储罐内压力较高时进行减压操作产生的气体。5）槽车内的残余气体。（2）BOG工艺根据LNG储存条件、卸车方式及BOG的来源，BOG的处理采用缓冲输出的方式。排出的BOG气体为低温状态，且流量不稳定，需对其加热及稳定压力后并入增压器。LNG加气站设立安全评价报告第8页为保证气化过程储罐的安全以及卸车时工艺的顺利进行，储罐气相管装有降压调节阀及手动BOG排气阀。降压调节阀可根据设定压力自动排出BOG，该调节阀的压力设定为0.65MPa。手动BOG排气阀用于储罐内压力较高时对储罐进行减压操作的情况。2.3.4安全泄放工艺加气站放散管道经汇集后采用集中放散。安全泄放工艺系统由安全阀、爆破片、EAG加热器、放散管组成。天然气为常温时，天然气密度远小于空气密度，易扩散。在温度低于-120℃左右时，密度重于空气，一旦泄漏将在地面聚集，不易挥发，需设置EAG加热器，对放空的低温LNG进行集中加热后，经阻火器后通过集中放散排放，EAG加热器采用200Nm3/h空温式加热器。常温放散LNG直接经阻火器后排入放散管。阻火器内装耐高温陶