陕西华油LNG加气站试生产方案(已完善)

渭南蒲城华气新能源有限公司 罕井LNG加气站试生产（使用）方案编 制：渭南蒲城华气新能源有限公司评 审：目 录第一章 试生产方案编制概述31.1 编制依据31.2 建设项目概况41.3 试生产范围51.4 项目建设的主要设施51.5 项目规模61.6工艺及流程6第二章 建设项目施工完成情况及试生产条件82.1 建设项目设计、施工、监理情况82.2 建设项目施工完成情况82.3 投产资料记录及管理制度准备情况102.4 成立了试生产组织机构10第三章 投料试车操作方案123.1 罐体、管道吹扫试压123.2 氮气置换123.3预冷操作133.4冷紧工作173.5进液调试18第四章 危险源风险分析与应对措施194.1危险源风险分析194.2重大危险源辨识234.3 事故影响范围及后果分析234.4 事故防范措施244.5 应急预案31第五章 人力资源配置和相关行政审批315.1人员配置情况315.2个体防护情况315.3项目许可(项目手续办理情况）32第六章 周边环境相互影响确认情况32第七章 试生产起止日期32第一章 试生产方案编制概述1.1 编制依据1中华人民共和国安全生产法(中华人民共和国主席令第70号)2中华人民共和国消防法(中华人民共和国主席令第6号)3危险化学品安全管理条例(国务院令第591号)4特种设备安全监察条例国务院令第549号5安全生产许可证条例国务院令第397号6危险化学品建设项目安全许可监督管理办法国家安全生产监督管理总局第45号令7特种作业人员安全技术培训考核管理规定国家安全生产监督管理总局令第30号8生产安全事故应急预案管理办法国家安全生产监督管理总局令第17号9生产经营单位安全培训规定国家安全生产监督管理总局第3号令10易燃易爆化学物品消防安全监督管理办法(公安部令第1号)11压力管道安全管理与监察规定劳发1996140号12压力容器安全技术监察规程质技监局锅发1999154号13陕西省安全生产监督管理局危险化学品建设项目安全许可实施细则陕安监二2008142号14固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004-2009 国家质检总局15建筑设计防火规范GB50016-201216建筑物防雷设计规范GB50057-201017建筑抗震设计规范GB50011-201018石油天然气工程设计防火规范GB50183-2004􀏇19液化天然气LNG生产、储存和装运GB/T20368-200620建筑灭火器配置设计规范GB50140-200521石油化工企业设计防火规范GB50160-2008􀏇22石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH3063-1999􀏇23石油化工静电接地设计规定SH3097-2000􀏇24爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB50058-92􀏇25危险化学品重大危险源辨识􀏆GB18218-2009􀏇26汽车加油加气站设计与施工规范 􀏆GB50156-201227易燃易爆性商品储藏养护条例 GB17914-199928 液化天然气LNG汽车加气站技术规范 NB/1001-201129 环境空气质量标准GB3095-20121.2 建设项目概况 本项目位于渭南市蒲城县罕井镇，建设单位渭南蒲城华气新能源有限公司，是渭南蒲城华气新能源有限公司控股公司。渭南蒲城华气新能源有限公司是由华油天然气股份有限公司在陕新注册投资的全资子公司，位于陕西西安高新科技技术开发区。渭南蒲城华气新能源有限公司成立以来，利用自身的技术优势和天然气加气站建设的成功经验，致力于发展成为西北地区最大的从事天然气终端销售业务的企业，重点发展液化天然气（LNG）业务，推进“气化陕西”的进程，积极推动天然气终端销售和综合利用业务的快速壮大，实施“以气带油”的战略，努力开拓天然气利用和重型卡车市场，目前已形成LNG工厂，LNG加气站，LNG重型卡车一条龙的新型清洁能源产业链，网络覆盖整个陕西。该项目工程于2013年*月正式施工，根据项目进度安排，2014年* 月 *日所有装置全部投入试生产运行。1.3 试生产范围本方案适用于蒲城县罕井镇LNG加气站。1.4 项目建设的主要设施序号名称数量备注1储罐1台60m2泵撬泵体1台这些设备是一个整体形式泵池1座储罐增压汽化器1个卸车增压汽化器1个3BOG加热撬加热器1个这些设备是一个整体形式调压器1个汽化器1个4加气机4台LNG 加气站有储存系统、增压系统、给排水系统、变配电系统、暖通系统、自动控制与仪表系统及公用设施。1.5 项目规模 本项目设计规模为2.5*104Nm3/d。1.6工艺及流程工艺简述：本站工艺流程主要包含卸液流程、调压流程、加液流程、卸压流程，具体见附图1。卸液流程：槽车运来的液化天然气通过泵撬将槽车内的LNG卸入储罐。在卸液过程中，随着槽车内部液相空间越来越小，气相空间变大，压力会越来越小；储罐内部液相空间越来越大，气相空间变小，压力会越来越大，此时一方面可通过卸车增压汽化器将槽车内部的部分LNG转化为气态天然气，然后将这部分气态天然气导入槽车，增大槽车内部压力，完成卸液；另一方面也可通过储罐自带的自动放空系统完成泄压，保证储罐内部压力小于槽车内部压力，完成卸液；还可通过卸车增压汽化器增大槽车内部压力，完成卸液.调压流程： 由于汽车上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对储罐中的LNG进行升压升温，使之成为饱和液体方可给汽车加气。升压方式也有3种：通过储罐压力调节器升压、通过泵低速循环进行升压、通过储罐压力调节器与泵低速循环联合使用进行升压。第一种方式优点是工艺、设备简单且不耗能，缺点是升压时间长。实际工作测得：采用200m3h的压力调节器对60m3的储罐调节饱和液体压力，达到0.5MPa时所需时间为810h，依外界环境温度不同而异，这给汽车加气带来很大不便。储罐升压采用第3种方式较为合理，并且压力调节器应有备用，若有可能还应增大其规格。 加液流程：储罐内的饱和液体LNG依次通过泵和加气机，完成给LNG汽车的加液和计量，在加液的过程中，随着储罐内部液体越来越少，气相空间越来越大，压力逐渐变小，加气速度变慢，此时可通过汽化器将储罐内的部分LNG转化为气态天然气，然后将这部分气态天然气导回储罐，增大储罐内部压力，完成加液； 卸压流程：泵体或其他设备内部的残留少量LNG经汽化器后，以气体形式通过放空汇集管排入大气，在给储罐升压过程中，储罐中的液体同时在不断地蒸发，这部分气化了的气体如不及时排出，储罐压力会越来越大。当储罐压力大于设定值时，相关阀门打开，释放储罐中的气体，降低压力，保证储罐安全。附图1：LNG加气站工艺流程框图 第二章 建设项目施工完成情况及试生产条件2.1 建设项目设计、施工、监理情况2.1.1设计单位：陕西高科建筑设计院。2.1.2施工单位：西部中油建设工程有限公司。2.1.3监理单位：胜利油田新兴监理咨询有限公司。2.1.4 安装单位：四川怡诚石油天然气工程有限公司。 2.2 建设项目施工完成情况2.2.1 土建工程：以按照设计图纸完成全部图纸工程内容，单体验收合格。2.2.2 工艺管道设备安装工程：工艺设备全部安装到位，工艺管道安装完成100%、 管线保温完成100%；工程质量验收合格。2.2.3 电气安装工程：完成变电所变压器安装及调试、 工程质量验收合格。2.2.4 项目建设三同时完成情况：2.2.4.1 严格按照建筑设计防火规范、石油天然气工程设计防火规范、建筑抗震设计规范等国家标准进行设计建设，确保了建构筑物满足规范要求，保证了站房和设备基础的安全可靠，围堰泵撬底座、储罐基础的抗震措施按设防烈度6度考虑构造措施。2.2.4.2按照建筑物防雷设计规范及相关标准规范设计安装了防雷设施，供电系统已按要求设置接地装置，经检测防雷接地电阻满足设计要求，并取的当地气象部门出具的防雷检测报告。2.2.4.3 气体处理单元内对可燃气体可能泄露并聚集的场所，设置了可燃气体检测与自动报警装置，LNG 储存罐区及放空系统安装了液位仪表、 气动截断阀。2.2.4.4 设置了DCS 系统，集散控制系统，对流量、压力、温度自动调节。一旦发现系统出现不受控的状况，ESD 系统紧急停车系统，立即切断原料气，关闭容器根部阀，排空少量气体。2.2.4.5 在容器、设备、管道上设置了安全放散阀，压力超限时自动放散少量气体，当人工值班发现超限情况，亦可人工实现紧急停车或人工打开放散阀门直接放散。安全阀已经相关专业部门进行校验。2.2.4.6 储罐设置了高低限液位连锁报警、温度、压力连锁报警等安全设施。经测试连锁报警系统运行可靠问题。2.2.4.7 生产场所和设备、管线等均按标准要求设置相应的安全标志及安全色。在生产区及各主要通道设置了应急灯及安全疏散标志。2.2.4.8 内部压力可能超过允许压力的设备均设置安全阀，所有泵的出口及相关管路、设备设置了止回阀，LNG 储罐的进、出液管道上设有气动紧急切断阀。2.2.4.9 站内各区域布置了一定级别和数量的干粉灭火器，满足规范要求。2.2.4.10 为了加强对LNG 储罐区和加液区域的监管，设置一套监视系统摄像机安装在生产装置及罐区，设备调试运行正常。2.2.4.11 设备和管道按照要求安装了压力表、压力变送器等安全监测仪表，经有资质的相关单位进行了校验。2.3 投产资料记录及管理制度准备情况按照公司规定编制了LNG加气站管理规范，内容包括了安全管理、现场管理、生产运行管理、经营管理、财务管理、岗位职责、综合管理等内容；编制了LNG加气站操作规程，内容包括了站区全部生产作业内容。按照公司统一要求印制相关的资料记录表格，主要包括： LNG加液站HSE检查表、安全设施台账、消防器材月度检查卡、安全隐患单位整改记录表、危险废物处置记录、LNG加注站HSE安全检查表、安全学习（培训）记录表、应急预案演练记录表、车辆加液充装记录、LNG加气站危险源辨识评价表 、 LNG加气站安全检查表、 进站登记表、 周、日消防检查记录、队站长日志等资料记录。2.4 成立了试生产组织机构2.4.1 试生产领导小组组 长: 张高社 副组长：屈柯成 员:温瑞、刘丹、周志强、孙俊涛职责：负责试生产期间相关工作的领导协调。2.4.2 技术保证与专家服务组组 长: 刘丹􀏋 成员：刘丹主要职责：组织对开工资料的审查，对开工过程进行指导，协调解决开工过程遇到的设计问题及技术难题。2.2.3 现场试生产指挥组组 长：张高社副组长：屈柯、孙俊涛 成 员：郭宁、张智勇主要职责：1.负责组织指挥投料试生产的日常工作，定期召开现场试生产指挥部会议，组织各装置的“三查四定”、中间交接、“四不开车”检查及开工条件确认等工作，组织协调各部门做好开车前的准备工作,负责落实投料试生产全过程的安全措施和方案的落实。2.2.4 安全环保消防组组 长:徐金良、屈柯 成 员:庞攀登、樊红涛主要职责：1.负责投料试生产期间安全管理制度、操作规程、技术方案的监督落实，防止安全生产及环保事故的发生，发生事故后组织开展抢险工作。 2.2.5综合服务保障 组 长: 孙俊涛 成 员: 樊甜甜主要职责：1.负责所需生活物资和办公物资的配置。 第三章 投料试车操作方案 3.1 罐体、管道吹扫试压 安装公司已按照相关要求完成了吹扫、试压等相关工作，相关资料记录齐全，并完成了压力容器的注册登记。3.2 氮气置换3.2.1置换原则 1）置换压力不高于管线及设备的设计压力，一般控制在0.30.5Mpa，置换效果以取样分析置换后气体中含氧量低于2%为合格。 2）空气吹扫、试压完毕、经检验合格后再进行 N2置换；3）置换时按照先储罐区后气化区的流程分步置换，每完成一项单元管线或设备的置换，应填好相应的置换记录。 3.2.2置换要求置换前各单元阀门全部处于关闭状态 ，所有调节阀、切断阀均处于备用状态，可手动开启；依单元按设计流程的先后顺序逐步向后进行置换；置换后各单元压力保持在 0.3MPa，且不得超过管线、设备的设计压力；每个单元取样分析，直至含氧量小于 2%；每个检测点至少取样检测 3次，且每次检测应选在管道或设备的底部。 3.2.3置换方案 置换操作时先对储罐进行置换，储罐置换合格后，对储罐的进出管线进行逐条置换。3.3预冷操作预冷介质：液氮；温度：-196；数量：4吨。 3.3 .1预冷目的 检验工艺设计是否合理、可靠； 检验低温设备、阀门、材料的强度和性能是否满足要求； 检验施工质量是否能够顺利通过； 使得 LNG贮罐处于低温状态； 使得生产区所有设备、管道经氮气置换后处于 LNG置换前的中间介质； 使得所有法兰密封、螺纹密封、填料密封最后得到一次检查和紧固； 3.3 .2预冷前安全检查在预冷前要对站区所有设备、管线、阀门、仪表、电器、自控、消防、安全等进行一次全面大检查，对于不符合要求的、没有做到位的、漏项的必须彻底整改完毕，经检查合格后才能进行预冷，对每项检查结果全部记录在案。具体检查内容如下： 检查贮罐真空度，由 LNG贮罐制造厂家派工程技术人员现场实测，要求真空度在允许的范围内； 检查所有阀门，要求流向正确，开关自如、灵活、可靠； 检查所有仪表显示，要求现场一次仪表与控制室二次仪表数据吻合； 检查所有低温管线中固定情况，要求位置合理、焊接可靠； 检查所有低温管线中滑动管托限位挡板，要求间隙 58mm，伸缩方向合理； 检查所有管线 U形卡，要求底部加槽钢垫片、紧固到位； 检查贮罐、气化器、增压器、加热器等主要设备，要求无变形、无杂质、无泄漏； 检查所有安全阀设定参数，要求准确无误； 检查自控系统，要求计算机、PLC、压力变送器、差压变送器、温度变送器、自控阀门、燃气报警探头等工作正常，数据显示准确； 检查流量计，要求工况流量和校正流量准确无误； 检查供电系统，要求变压器、高低压配电柜、开关柜、电度表工作正常，防爆电气仪表工作正常，静电跨接线牢固，各种灯具、开关、插座工作正常，站区设备、电力、仪表接地电阻复测符合要求； 检查空压机系统，要求润滑油油位合格，电机运行电流、温度常，脱油、脱水过滤器工作正常，空气出口压力符合要求； 检查应急抢险预案，要求具有适用性和可操作性； 检查配套检修工具，要求种类齐全； 3.3.3 预冷操作3.3.3.1 主要设备预冷低温氮气预冷 检查卸车软管完好状况，管内无雨水、垃圾等杂物。软管连接到槽车上，并检查连接是否牢固。 将槽车压力升高，打开槽车气相阀门，检查软管连接处有无泄漏。 向储罐内缓慢冲入低温氮气，待储罐压力上升至06MPa，关闭卸车台卸液阀门，储罐保冷15min后，打开储罐气相手动放空阀，排空氮气。升降压反复进行。 判断储罐内部温度，通过测满阀放出气体，用温度计测定，至预期值时，气体预冷工作完成。液氮预冷 将储罐压力放空至微正压，关闭下部进液阀，开启液位计。 缓慢打开槽车液相阀至较小开度，缓慢关小槽车气相阀，使液氮从储罐上部少量进液。控制卸车台阀门开度，轻微开启较小开度，使压力保持在0.8MPa。储罐压力升高至0.6 MPa0.7MPa，要及时关闭卸车台阀门，打开储罐气相手动放空泄压。反复进行此操作。 通过测满阀放出气体测量温度，或液位计有液位指示，可慢慢打开储罐下部进液紧急切断阀前后阀，上下同时进液。进液过程中要密切观察记录储罐压力，防止压力升高。压力升高要及时关闭下部进液阀。用手感觉储罐外体温度，确认储罐无问题。 储罐的液位计达到一定值或液氮车内无液氮后，进液结束。 储液任务完成后，关闭槽车液相阀门，打开槽车气相阀门，向储罐吹扫卸液管线。 关闭槽车阀门及卸车台卸液阀门，卸下软管，注意轻拿轻放，人员要躲开。关闭卸车台阀门后应将此阀与止回阀问液体放空。 关闭储罐气相手动放空阀、储罐下部进液截止阀。储罐上部进液阀，待卸车LNG管道恢复常温后再关闭。 利用储罐内的液氮对增压器、空浴式气化器及其低温管道进行预冷。3.3.3.2 管路系统预冷 储罐增压回路预冷 确认增压器进出口阀及调压阀组为开启状态； 打开被增压储罐气相阀； 缓慢打开储罐出液阀至较小开度（10-20%），使少量LNG流入增压器管路； 4观察汽化器结霜情况，当汽化器稍有结霜时 ，并关闭液相阀。使液氮在汽化器内缓慢气化，时刻注意储罐压力。观察安全阀是否正常起跳，如无起跳对储罐压力进行手动放散。 观察汽化器出口压力及储罐压力，当压力均匀缓慢上升时预冷完成。 关闭增压器进口阀，打开增压器出口阀、进口阀按照上述步骤进行预冷。 站内有采暖用汽化器预冷及卸车增压预冷与上相同。 泵橇及加液机进液管预冷 确认泵池进口阀处于开启状态，缓慢打开储罐出液阀至较小开度，使少量液氮流入泵池并关闭阀门。 使液氮缓慢气化； 观察泵池及管路的温度及压力，通过阀门控制液氮流量，从而控制泵池温度下降速度； 观察泵池压力表压力，使压力保持在0.8MPa左右，超压时，打开泵池放散阀进行放散。 当气体温度到达预期值后(-70-100) ,气体预冷工作完成。泵撬回流管预冷 确认泵撬到储罐回流管上的阀门处于开启状态，缓慢打开储罐气液混合口的阀门只较小开度，使少量液体流入管道内。 观察泵撬回流管上的压力表，使压力保持在0.8MPa左右，超压时，打开泵撬放散阀进行放散。 当气体温度到达预期值后(-70-100),气体预冷工作完成。加液机回流管预冷 确认回流管上的气动切断阀处于开启状态，缓慢打开储罐进液 阀至较小开度，使少量液体流入管道内。 观察加液机回流管上的压力表，使压力保持在0.8MPa左右，超压时，打开加液机放散阀进行放散。 当气体温度到达预期值后(-70-100),气体预冷工作完成。3.4冷紧工作预冷过程中，各个连接件可能产生遇冷液体收缩，导致松动、密封副泄露等情况。因此，在预冷过程中，应密切注意事先预留出来（暂不进行保冷）的阀门、法兰的情况，对松动泄漏及时处理，以免阀门冻住。另外，在预冷工作结束后，应该检查所有紧固件情况，对松动的构件进行紧固。冷紧完成后，再将预留的阀门、法兰进行保冷。3.5进液调试 3.5.1 调试前检查内容 检查所有设备的安装是否可靠; 检查电气线路是否安装良好，接地是否可靠，接地电阻符合技术要求 管路系统安装可靠，保冷良好，阀门位置处于待机模式状态，执行机构动作正常； 控制系统安装可靠，显示指示正常，模拟动作符合设计要求 仪表风系统能够正常工作，管路无漏气现象； 安全系统工作正常，可燃气体报警装置工作正常； 确认储罐的真空度正常。 3.5.2进液按照使用说明书的要求进行LNG的充装，首次进液调试需要确认储罐内的温度低于160，如果不能达到要求，应在少许进液再次预冷，然后打开放空管路放掉储罐内气体后再进行充装。充液结束后应静置2小时左右，观察储罐内压力的变化情况，确认正常后再进行调试。 3.5.3 自循环测试按照说明书的要求将加气枪连接到装置的本身回气口上，启动自循环流程，确认泵和售气机均能正常工作，无异常声音和振动，确认管路保冷良好。 3.5.4 调压流程测试按照说明书的要求启动调压流程，观察调压气化器是否工作正常，检查储罐内液体温度的变化情况，检查储罐内液体压力和气相压力的变化情况，确认达到设定的饱和点时系统能够正常停机。3.5.5 加气试验按照规范的操作规程对 LNG汽车进行加气试验，确认加气时各系统能正常工作，确认加气过程无泄漏，检查加气过程中系统工作压力的变化情况，确认车用储罐加满后系统可以自动检测并停机。第四章 危险源风险分析与应对措施4.1危险源风险分析4.1.1物质危险特性液化天然气性质：液化天然气具有易燃、易爆、易扩散、易产生静电、有毒、低温的特性。易燃性液化天然气的火灾危险性分类为甲B类，该类气体极易燃，其点火能量小，只要一个小小的火花就能引燃。 易爆炸性液化天然气与空气混合达到爆炸极限时，遇到点火源即可发生爆炸。化学性爆炸物质的爆炸极限浓度范围越宽，爆炸极限浓度下限越低，该物质爆炸危险性越大，天然气的爆炸极限为4.96%-15.3%。 静电荷积聚性液化天然气为绝缘气体，在管道输送时，天然气与管壁摩擦会产生静电，且不易消除。当静电放电时会产生电火花，其能量达到或大于天然气的最小点火能并且天然气浓度处在爆炸极限范围内时，可立即引起爆炸、燃烧。 易扩散性液化天然气泄漏后不容易在低洼处聚集，有较好的扩散性。但是，当大量天然气发生泄漏时，在气象条件合适的情况下（如风力很小），可造成大量天然气在较小空间范围内集聚，形成爆炸性蒸气云，遇火源可引起爆炸。国内外均发生过泄漏天然气扩散遇明火燃烧爆炸的恶性事故。窒息、毒性虽然天然气中的主要成分甲烷本身无毒，但空气中甲烷含量过高，可造成人员缺氧窒息，当空气中的甲烷含量达到 25%-30%时，会使人发生缺氧症状，甚至引起人员窒息。同时天然气为烃类混合物，性于低毒性物质，长期接触可出现神经衰弱综合症。 低温性液化天然气储存是在-162左右的低温条件下进行的，泄漏时除了对近场直接接触人员可能造成冻伤等效应外，还可能因为其低温能力对其他未作防冻设计的结构、装置和仪表等造成脆性破裂，从而引发此生破坏效应。4.1.2 危险有害因素分析火灾爆炸：加气站储存的液化天然气属于易燃易爆的危险化学品，在生产过程中，如果受到各种外来条件的影响，一旦泄漏，会形成爆炸性混合物，遇到火源，就会发生火灾、爆炸事故。火灾、爆炸是该站生产装置最主要的危险因素。a.LNG泄漏引起火灾爆炸设备管道因腐蚀、安装质量差、温度升降骤变等原因，极易引起管道、设备及其连接点、阀门、法兰等部位泄漏，造成着火爆炸。b.吸入空气引起设备或系统爆炸当生产系统处于非正常状态下，由于联系不当、操作失误、安全连锁失灵及检查不周，以及设备、管道缺陷等原因，使设备形成负压，空气进入设备或管道内，空气与设备或管道内的可燃气体混合，形成爆炸性混合气体，在高温、摩擦、静电等能源作用下，即可引起爆炸。c.氧含量超过规定，因“过氧”而引起爆炸由于操作失误或设备缺陷，使设备、生产系统含氧量超过规定指标时，达到爆炸极限，引起爆炸。d.高压气体静电放电引起的火灾、爆炸液化天然气在装卸、储运过程中，高压可燃气体流速过快易产生和积聚静电荷，天气干燥，在地面上也会积聚电荷，如果设备设施防静电措施未落实或效果差，静电荷不能及时消除，静电电位上升到一定程度，就会发生静电放电现象，而产生静电火花，引发灾难性事故。冻伤：在液化天然气蒸发过程中会吸收大量的热量使周围温度显著降低，从而使人体冻伤，在加气站中，因设备故障或损坏工人在操作或检修过程中接触，低温部位或泄漏的液体或气体，将会造成冻伤。中毒和窒息：加气站中能够引起中毒和窒息的危险物质主要是天然气。天然气主要成分甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25%30%时,可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速，甚至昏迷。若不及时脱离，可致窒息死亡。长期接触天然气可能出现神经衰弱综合征。因此，天然气泄漏中毒也是该站十分突出的危险、有害因素。输气管线、容器、阀门发生泄漏，在环境通风不良，人员长期在低浓度油气环境中作业，身心易受到危害。在大量天然气突然泄漏时，危险区域人员有窒息的危险。触电：加气站使用大量电气设备等，生产过程中使用的配电线路、各种电气带动的生产设备、照明线路及照明器具、设备检修时使用的配电箱及移动式电气设备或手持式电动工具等存在电伤、直接接触电击及间接接触电击的可能。容器爆炸：加气站的储罐、增压器、流量计等均是带压设备，属压力容器，若压力容器与管道没有设置应有的安全装置，如安全泄压装置，安全阀、防爆板等，压力容器就有可能发生超压而无法及时泄压，发生爆炸事故。机械伤害：加气站中的泵等转动设备的转动部位，如防护措施不到位，或防护存在缺陷，或在事故及检修等特殊情况下，存在机械伤害的可能。生产中的各种机械设备如空压机、烃泵等设备在作高速旋转或往复运动的机械，其部件或装置都有可能会对操作、维修、巡检人员造成意外夹击、碰撞、剪切、卷入与铰碾、割刺等机械伤害。高处坠落：加气站储罐区、生产装置区常常涉及高度基准面2米以上（含2米）的高处进行定点操作或巡检的作业位置，均可发生高处坠落危险。在进行巡回检查、取样、检修等高处作业时,可能会发生高处坠落伤害事故。另外，在高处操作、巡检和维修作业，如搭设的作业平台或脚手架不符安全规定；不采取防护措施，均有发生坠落的危险。车辆伤害：外来LNG运输车辆、场站内车辆如车辆机械制动故障、道路状况不好，司机注意力不集中，装卸不规范或恶劣气候条件，车辆超速，以及司机违章驾驶等原因，有可能发生危及人身和车辆安全的事故。4.2重大危险源辨识根据危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）规定，对加气站进行重大危险源辨识。加气站有1个60m3的LNG储罐，液化天然气最大存量为24.t，液化天然气的临界量为50t，未构成重大危险源，4.3 事故影响范围及后果分析通过事故后果的模拟分析，加气站一个60m3储罐的液化天然气大量泄漏到敞开空间以后，如果没有立即点火，而是先在空气中扩散，与空气混合形成爆炸性混合物，然后发生延迟点火，那么就会发生蒸气云爆炸。通过蒸气云爆炸的TNT当量计算，60m3的液化天然气泄漏后发生爆炸时，蒸气云爆炸破坏/伤害半径见附表2。附表2 蒸气云爆炸破坏/伤害半径蒸气云爆炸伤害程度死亡重伤轻伤财产损失破坏/伤害半径（m）45.3128.4164.3176.34.4 事故防范措施4.4.1火灾爆炸事故预防措施（1）站内在各处安装摄像头，监控站点内日常活动。（2）站点内安装各种监控设施：罐区附近安装可燃气体报警器、火焰报警器、温度传感器、罐区监控摄像头等各种监控设施。（3）操作室内安装各类监控设备的显示器及报警器，操作人员在操作室内监控站内总体情况及罐区、作业区内运作情况。（4）操作人员每天定时到罐区及作业区查看情况，检查各种设备是否正常运行，罐区有无泄漏。（5）加强加气站的火种管理，严禁烟火（火柴、香烟和打火机）和使用手机，机动车熄火加气。（6）加强现场的检查，特别是防雷防静电的检查，确保防雷防静电有效。（7）对消防器材和安全设施应定期进行检查，使其保持良好状态。（8）加强设备维护保养管理，机泵设备转动部位要保持清洁，防止因摩擦引起杂物等燃烧。（9）作业场所根据要求增设安全警示标志。（10）加强电气管理，对电气设备定期进行维护和保养，发现电气设备绝缘不良及线路绝缘老化，要及时更换电气设备、线路。4.4.2泄漏事故预防措施 （1）站内在各处安装摄像头，监控站点内日常活动。（2）站点内安装各种监控设施：罐区附近安装可燃气体报警器、火焰报警器、温度传感器、罐区监控摄像头等各种监控设施。（3）操作室内安装各类监控设备的显示器及报警器，操作人员在操作室内监控站内总体情况及罐区、作业区内运作情况。（4）操作人员每天定时到罐区及作业区查看情况，检查各种设备是否正常运行，罐区有无泄漏。4.4.3 冻伤事故预防措施 （1）站内在各处安装摄像头，监控站点内日常活动。（2）站点内安装各种监控设施：罐区附近安装可燃气体报警器、火焰报警器、温度传感器、罐区监控摄像头等各种监控设施。（3）操作室内安装各类监控设备的显示器及报警器，操作人员在操作室内监控站内总体情况及罐区、作业区内运作情况。（4）操作人员每天定时到罐区及作业区查看情况，检查各种设备是否正常运行，罐区有无泄漏。（5）操作人员按要求配戴劳动防护用品。4.4.4 其它预防措施公司组织对加气站的作业进行了全面的风险辨识，具体应对措施见附表3：32渭南蒲城华气新能源有限公司危险源辨识、评价表单位名称：序号作业场所作业活动危害因素事故后果相关部门时态状态危险可能性（L）事故后果（S）作业危险性（R）危险等级是否可承受风险拟采取的风险控制措施过去现在将来正常异常紧急1加气机加气维修 火灾爆炸重伤死亡加气站2IIIII是1.加强检查，防止泄漏；2.严格执行管理制度，杜绝火源；3.加气机的加气软管上安装拉断阀；4.加气时禁止启动车辆；5.严禁使用非防爆工具；6.加强人员、车辆管理；7 穿戴防静电工作服。冻伤死亡重伤轻伤加气站3IIII是1.加强检查，防止泄漏；2.发现LNG泄漏，人员应穿防护服进行处理；3劳保上岗作业。2车辆加气引导卸液 机械伤害死亡重伤轻伤司机加气站3IIII是1.加气机四周设防撞柱；2.醒目处设安全警示标志；3.加强进站车辆管理；4作业完成后站立在加气岛；5 进站区设置减速带；6 进站加气是要求司机拉手刹。渭南蒲城华气新能源有限公司危险源辨识、评价表单位名称：序号作业场所作业活动危害因素事故后果相关部门时态状态危险可能性（L）事故后果（S）作业危险性（R）危险等级是否可承受风险拟采取的风险控制措施过去现在将来正常异常紧急3LNG储罐加气维修 火灾爆炸死亡重伤轻伤加气站2IIIII是1.加强线路、阀门检查，防止泄漏；2.可燃气体检测器定期检定；3.严格执行安全管理制度，杜绝火源；4.严禁使用非防爆工具；5安全阀定期检验；6连锁及切断系统良好。超压物理爆炸死亡重伤轻伤司机加气站2IIIII是1.设紧急切断阀，并与液位连锁；2.安全阀定期检验；3.人员经安全培训，持证上岗；4压力容器定期检测；5、LNG罐安全附件齐全，压力表、液位计、温度计及联锁完好；6、真空保温可靠完好，定期检查。冻伤死亡重伤轻伤加气站3IIII是1.加强检查，防止泄漏；2.发现LNG泄漏，人员应穿防护服进行处理。渭南蒲城华气新能源有限公司危险源辨识、评价表单位名称：序号作业场所作业活动危害因素事故后果相关部门时态状态危险可能性（L）事故后果（S）作业危险性（R）危险等级是否可承受风险拟采取的风险控制措施过去现在将来正常异常紧急4LNG泵加气维修巡检 火灾爆炸死亡重伤轻伤加气站2IIIII是1.加强巡检工作，防止泄漏；2. 可燃气体检测器定期检定；3.严格执行安全管理制度，杜绝火源；4.严禁使用非防爆工具；5 防止发生设备超压。触电重伤轻伤加气站3IIII是1.加强检查，防止漏电；2.定期检查保护接地，使其完好、有效；3 检修作业前进行断电拉闸。冻伤死亡重伤轻伤加气站3IIII是1.加强检查，防止泄漏；2.发现LNG泄漏，人员应穿防护服进行处理。噪声危害职业病加气站4III是1采用低噪声泵；2平稳操作；3 保证进口压力达到规定值；4.人员减少接触时间，作适当防护。渭南蒲城华气新能源有限公司危险源辨识、评价表单位名称：序号作业场所作业活动危害因素事故后果相关部门时态状态危险可能性（L）事故后果（S）作业危险性（R）危险等级是否可承受风险拟采取的风险控制措施过去现在将来正常异常紧急5配电柜维修巡检 电气火灾死亡重伤轻伤司机加气站2IIIII是1更换电缆电线，处理破损处；2详细检查设备安装及接线情况，保证完好有效；3按规范要求设置接地网及接地，定期检测接地电阻； 4严禁在配电室堆放杂物；5提高技术素质，持证上岗，严格执行操作规程，严禁违章操作。触电死亡重伤轻伤电工3IIII是1提高安全意识，加强个人防护；2作业通道放置绝缘胶垫；3提高技术素质，严格执行操作规程，严禁违章操作；4加强设备及线路维护保养，避免接地网漏电；5定期检测接地电阻，保持完好、可靠。6空压机巡检维修机械伤害重伤轻伤加气站4III是1 转动部位加防护罩；2 劳保作业；3 断电后进行维修作业。 4.5 应急预案具体内容见应急预案。第五章 人力资源配置和相关行政审批5.1人员配置情况已按照要求未加气站配置了相应的管理人与和操作人员，并取得了相关的资格证书。各级生产人员及管理人员具备一定的文化素质和技术水平，具备天然气处理和安全生产的基本知识。操作人员精通业务，达到“四懂”和“三会”，即懂设备结构、懂设备原理、懂设备性能、懂工艺流程；会分析数据、会判断事故、会处理事故。人员配置及持证情况见下表：职务姓名持证情况 站长 孙俊涛 站长资格证、消防证安全专员张智勇安全员证、充装证、消防证核算员樊甜甜会计从业资格证班长屈柯充装证、消防证班长庞攀登充装证、消防证操作工张智勇特种设备证、充装证、消防证 5.2个体防护情况 已按照公司统一管理要求给站内操作人员配备了面罩，防冻手套，防静电工装等劳动防护用品。5.3项目许可(项目手续办理情况）附件1第六章 周边环境相互影响确认情况该加气站位于渭南市蒲城县（区）罕井镇，站区总面积约为9900.0。西侧为果园；北侧为果园，南侧为农田；东侧为省道S201线。经加气站危 险性分析，该站发生安全事故不会对周边环境及相关单位造成影响。第七章 试生产起止日期渭南蒲城华气新能源有限 公司LNG加气站试生产使用、起止日期计划为 2014年3月7日至2014年8月27日。