LNG加气站项目安全预评价报告

4
站房
站区北侧
——
——
2.2.
（1）电气
①供电及负荷
LNG加气站工作电源由站区附近的苏东变电所引入0.4kV电缆埋地入站内配电室。
②供配电线路
1）配电线缆：由箱变引至各用电设备或建筑物，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。
2）控制电缆：控制电缆由配电柜或设备随机配套的控制柜引至现场控制设备，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装控制电缆埋地敷设。
LNG的调压流程有两种方式：潜液泵调压和自增压力调压。该项目采用泵和增压器联合使用进行升压，加大了增压器的传热面积，大大缩短了升压的时间，还能有效的降低能耗。
泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车的加气流程由于加气速度快、压力高、充装时间短，为LNG加气站加气流程的首选方式。
综上所述，该项目采用的LNG工艺为国内通用工艺基础上的改进，较为先进。
非常用术语说明
1.液化天然气 liquefiednatural gas(LNG)
主要有甲烷组成的液态流体，并包含少量的乙烷、丙烷、氮和其他成分。
2.LNG加气站
为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所。
3.LNG卸车点
接、卸LNG罐车及罐式集装箱内LNG的固定点。
4.LNG加气机
给LNG汽车储液（气）瓶充装LNG，并带有计量、计价装置的专用设备。
（3）加气流程
LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车。车载储气瓶为上进液喷淋式，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。
（4）卸压流程
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、工艺流程
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等四部分。工艺流程简图见下图2-1。
（1） 卸车流程
把汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，使LNG经过泵从储罐进液管进入LNG储罐。卸车有3种方式：增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车。
① 增压器卸车
通过卸车增压器将气化后的气态天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。此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。
2）雨水系统
站内雨水采用顺坡自流外排。（围堰内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。）
（3）供热
拟建站办公室、营业室、控制室、休息室、站长室等房间采用空调采暖。
（4）消防
项目站区加气站消防用水水源来自城市自来水管网。拟建建筑物设计耐火等级均为二级，加气机罩棚采用网架结构，工艺设施界区内采用不发火地面，站内工艺基础设施如LNG储基础罐、加气机基础、围堰等均采用钢筋混凝土结构。
1.
本次安全评价的对象是******LNG加气站项目。评价范围为该项目涉及的外部安全条件、总平面布置、主要工艺装置及设施、公用工程及辅助设施，不包括加气站其他经营项目。
1.
安全评价程序为：前期准备；辨识与分析危险、有害因素；划分评价单元；定性、定量评价；分析安全条件及安全生产条件；提出安全对策措施建议；做出评价结论；与建设单位交换意见；编制安全评价报告。
设备设施布局及上下游关系见表2-1。
表2-1 设备设施布局及上下游关系一览表
序号
装置名称
布局
上游装置
下游装置
上下游装置之间关系
1
卸车口
储罐区东侧
——
储罐
从卸车口卸气进入储罐
2
LNG储罐
站区中部
卸车口
加气机
卸车口输入到储罐，再通过管道输送到加气机
3
加气机
站区西侧
储罐区
车辆
从储罐吸取LNG输送到加气车辆
出口温度：＞-137℃
最高工作压力：2.5MPa
设计温度：-196℃
1台
4
EAG加热器
单台处理量：120Nm3/h
进口温度：≥-162℃
出口温度：＞-20℃
最高工作压力：2.5Mpa
设计温度：-196℃
1台
5
LNG加气机
流量：~200Lm3/min（液态）
计量精度：±1.0％
工作介质：LNG、液氮
最低工作温度：-162℃
1.
本次评价主要根据《******LNG加气站可行性研究报告》（中国轻工业西安设计工程有限责任公司）及***提供的其他相关资料，分析、辨识该项目可能存在的危险有害因素和危险有害因素存在的部位，分析危险有害因素发生作用的途径及其变化规律，分析危险有害因素导致事故发生的可能性和严重程度，据此提出安全对策措施，为设计提供依据以利于保障该项目建成实施后能安全运行。
图1-1 安全预评价程序框图
2
2.1
2.2建设项目概况
***拟新建***LNG加气站一座，2010年8月23日，项目取得《韩城市住房和城乡建设局关于韩城市天然气加气站项目建设用地的定点批复》（韩住建规地发）；2012年6月取得《韩城市经济发展局转发渭南市发展和改革委员会关于加气站建设项目的批复》。
2.2.1
该站劳动定员24人，其中站长1名，副站长1名，财务部2人，运输部3人，后勤保安2人，运行部15人。工作制为三班制。
2.2.3
该项目原料为LNG天然气，气源首先选择晋城市的LNG液化厂气源，在延安液化厂建成后选择延安液化厂气源，韩城市500万吨焦化厂焦炉煤气甲烷化制LNG项目将在2013年实现投产，实现当地液化产品的就地消化，在气源不能满足的情况下，选择周边地区LNG液化厂气源。此外，项目在供应和充装等过程中的公用工程主要为电和水消耗。
5.加气枪与连接软管
附属加气机，通常指加气机（计量、计价）以后的供气软管、截断阀和加气枪的总称。
6.管道组成件 piping components
用于连接或装配成管道的元件（包括管子、管件、阀门、法兰垫片、紧固件、接头、耐压软管、过滤器、阻火器等）。
7.重要的公共建筑 important public building
通过对目前国内外采用先进的LNG加气站工艺的调查了解，正常工作状态下，系统的放空与操作和流程设计有很大关系。操作和设计过程中应尽量减少使用增压器。如果需要给储罐增压时，应该在车辆加气前两个小时，根据储罐液体压力情况进行增压，不宜在卸完车后立即增压。
图2-1 LNG加气站工艺流程图
2、设备设施布局及上下游关系
2）消防系统给水方式
本站区内的建筑物设计耐火等级均为二级，无高大建筑物，本站区属三级站场，不设消防水池。
②排水
本项目执行国家相关环境保护的政策，排水体制采用雨污分流制。排水系统分污水系统与雨水系统。
1）污水系统
本站站内生活污水经站内排水系统收集至化粪池处理后，排入就近污水管网。
生产装置中天然气系统为密闭式工艺系统，生产过程中不产生任何污水。
2.2.2
（1）地理位置
韩城位于陕西省东部黄河西岸，关中盆地东北隅，介于东经110°07′19″-110°37′24″，北纬35°18′50″-35°52′08″之间，距省会西安244公里。南与合阳县接壤，西、北与黄龙、宜川县毗邻，东隔黄河与山西河津、万荣县相望。全市总面积1621平方公里，境内南北长50.2公里，总人口37.4万人，其中城市人口14.2万人。居民以汉族为主，还有回、满、蒙等10多个少数民族。
******LNG加气站项目拟选址位于。项目所在地交通便利，详见附图。
（2）用地面积及储存规模
该加气站占地面积约7700m2，该项目建设规模为30000Nm3/d，围堰内布置1台LNG设备撬体（含1台60m3的LNG储罐、2台LNG潜液泵（1备1用）、1台卸车（储罐）增压器以及1台EAG加热器；加气区布置4台LNG加气机。该站LNG储罐单罐容积为60m3，总容积为60m3，属三级加气站。
该项目LNG工艺分为卸车流程、升压流程、加气流程以及卸压流程等四部分。液化天然气由LNG槽车运至站内，利用低温泵和增压器将槽车内的LNG卸至LNG储罐中。加气时通过低温泵将LNG储罐中饱和压力为0.4-0.8Mpa的LNG通过加气机送入受气汽车的车载气瓶里。
国内通用的LNG的卸车流程有两种方式可供选择：潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。站房式的LNG加气站可以同时采用，一般由于空间足够建议同时选择两种方式。该项目卸车方式采用泵和增压器联合卸车的方式，结合了两种卸车方式的优点。
表2-2加气站灭火器配置表
序号
位置
推车式干粉
MFT/ABC35
手提式干粉
MF/ABC8
二氧化碳灭器MT3
手提式干粉
MF/ABC5
一
生产区
1
LNG罐区
2台
4个
2
工艺装置区
1台
4个
二
站房
2个
6个
合计
3台
8个
2个
6个
2.2.
表2-3主要设备设施表
序号
设备名称
规格/型号参数
数量
备注
1
LNG储罐
单罐容积：60m3型式：真空粉末绝热式
指性质重要、人员密集，发生火灾后损失大、影响大、伤亡大的公共建筑物。如省市级以上的机关办公楼、电子计算机中心、通信中心以及体育馆、影剧院、百货大楼等。
1
1.1
我公司在接受***安全评价委托后，在进一步了解项目实际情况的基础上，与建设单位协商，确定了本次评价的对象和评价范围。此后，公司安全评价小组在充分研究、调查相关情况后，对******LNG加气站建设项目进行了现场检查，收集、整理了安全评价所需的各种文件、资料和数据。
1）干粉灭火器
在LNG罐区、卸车处、加注区、站房、箱变、压缩机、干燥器、储气井等处设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。