安全評價單位名稱

大余中油燃氣有限責任公司

項目名稱:

大余中油燃氣有限責任公司2X60m³LNG氣化站重大危險源

安全評估報告

簡 介:

大余中油燃氣有限責任公司已獲得大余縣管道天然氣特許經(jīng)營權(quán)，負責大余縣的天然氣利用工程項目的實施。大余中油燃氣有限責任公司成立于2010年10月，原企業(yè)名稱為大余華港燃氣有限公司，于2012年12月辦理公司名稱變更為大余中油燃氣有限責任公司，大余中油燃氣有限責任公司2X60m³LNG氣化站建設(shè)項目位于江西省大余縣黃龍鎮(zhèn)靈潭村下三腳嶺323國道北側(cè)，已取得燃氣經(jīng)營許可證。

根據(jù)《危險化學品重大危險源辨識》（GB18218-2018），對該項目進行辨識重大危險源辨識本項目，本項目構(gòu)成四級重大危險源，大余中油燃氣有限責任公司參考《危險化學品重大危險源監(jiān)督管理暫行規(guī)定》委托江西贛安安全生產(chǎn)科學技術(shù)咨詢服務(wù)中心對其生產(chǎn)儲存區(qū)域重大危險源進行評估。

根據(jù)雙方簽訂的評估協(xié)議，我公司受余中油燃氣有限責任公司委托對該公司重大危險源進行安全評估。評估人員對生產(chǎn)區(qū)域及儲存區(qū)域的重大危險源所在場所、設(shè)備和安全監(jiān)督管理狀況等進行了全面勘查和檢查，搜集了有關(guān)資料進行了辨識，并進行了重大危險源分級，提出了安全管理和技術(shù)措施和建議。

在評價過程中，得到了中油燃氣有限責任公司的大力支持。評價組全體成員對此表示感謝。

安全評價項目組長:

李永輝

技術(shù)負責人:

馬程

過程控制負責人:

檀廷斌

評價報告編制人:

劉志強

報告審核人:

陳浩

參與評價工作的安全評價師:

李永輝、陳 浩

注冊安全工程師:

李永輝

技術(shù)專家:

  /

到現(xiàn)場開展安全評價工作的人員名單:

李永輝

時間和主要任務(wù):

完成時間：2021年3月10日；

主要任務(wù)：安全評估；

評價報告:

一、評價對象及范圍：

根據(jù)大余中油燃氣有限責任公司的委托，本次重大危險源的評估范圍為如下：

（1）評估的對象為：

大余中油燃氣有限責任公司生產(chǎn)儲存區(qū)構(gòu)成重大危險源的危險、有害因素；

（2）評估項目的地域為：

大余中油燃氣有限責任公司LNG氣化站；

（3）評估的內(nèi)容：

大余中油燃氣有限責任公司2×60m³LNG儲罐及其附屬設(shè)備設(shè)施。

二、項目基本情況：

企業(yè)基本概況

大余中油燃氣有限責任公司已獲得大余縣管道天然氣特許經(jīng)營權(quán)，負責大余縣的天然氣利用工程項目的實施。大余中油燃氣有限責任公司成立于2010年10月，原企業(yè)名稱為大余華港燃氣有限公司，于2012年12月辦理公司名稱變更為大余中油燃氣有限責任公司，大余中油燃氣有限責任公司2X60m³LNG氣化站位于江西省大余縣黃龍鎮(zhèn)靈潭村下三腳嶺323國道北側(cè)。

大余中油燃氣有限責任公司于2018年6月1日由贛州市行政審批局頒發(fā)燃氣經(jīng)營許可證（證號：贛20180504002G）

氣站內(nèi)容

該氣化站的主要裝置：

LNG氣化站包括2個60m³LNG低溫立式儲罐、1臺300m³/h的EAG加熱器、1臺200m³/h的BOG加熱器、1臺300m³/h的卸車增壓器、2臺1200m³/h的空溫氣化器、1臺2400m³/h的電輔熱加熱器、一臺 LNG調(diào)壓計量加臭撬、工藝管道以及儀表控制系統(tǒng)等，供氣規(guī)模：2400m³/h。

天然氣場站的主要建構(gòu)筑物為：儲罐區(qū)、消防水池、消防泵房、輔助用房、圍墻等。

外部環(huán)境

該天然氣場站東南面緊靠323國道，低溫液化天然氣儲罐距離323國道102米，西南面為小山坡，屬三角嶺村，距離圍墻50m為丫山大道，西北和北面為竹窩里村，有1棟土木結(jié)構(gòu)農(nóng)村民宅，最近一棟民宅距離圍墻20m，距離低溫液化天然氣儲罐83.9m，1棟磚混結(jié)構(gòu)兩層民房，距離低溫液化天然氣儲罐128m；贛韶鐵路在站區(qū)南面呈東西走向東北朝西南走向，與低溫貯罐相距158.4m，與放散塔相距192.3m，貯罐四周50m范圍內(nèi)無其他房屋和建筑物。周圍100米內(nèi)無大居民區(qū)、商業(yè)中心、公園等人口密集區(qū)域、學校、醫(yī)院、影劇院、體育場館等公共設(shè)施及重要公共場所；無碼頭及軍事管理區(qū)等。

總平面布置

LNG氣化站按照功能劃分為生產(chǎn)輔助區(qū)和生產(chǎn)區(qū)兩部分。生產(chǎn)區(qū)進出口9.5m。朝南側(cè)連接323國道。生產(chǎn)區(qū)內(nèi)設(shè)置4.5m寬環(huán)形消防車道，未建設(shè)的門站位于生產(chǎn)區(qū)東側(cè)、L-CNG加氣站位于生產(chǎn)區(qū)南側(cè)。

生產(chǎn)輔助區(qū)包含生產(chǎn)輔助房（含控制室）、配電室、發(fā)電機房及消防泵房、工具間、地下消防水池。其中生產(chǎn)輔助房、消防泵房、工具間、地下消防水池設(shè)于站區(qū)的中部。東、南區(qū)域可設(shè)置適當?shù)膿岆U救援車輛停車位。

生產(chǎn)區(qū)設(shè)在站區(qū)的北側(cè)。該區(qū)包含LNG氣化裝置區(qū),設(shè)置2個60m³LNG低溫立式儲罐。從北至南依次為儲罐區(qū)、氣化區(qū)及卸車區(qū)、調(diào)壓計量區(qū)，放散設(shè)在最西北側(cè)綠化帶中，LNG卸車區(qū)設(shè)有寬敞的停車場，供多部大型車輛同時使用，圍繞LNG工藝區(qū)設(shè)有4.5米寬的環(huán)形消防車道。各區(qū)域分區(qū)清晰，工藝設(shè)備管線布置合理、簡潔流暢。生產(chǎn)平面參見：總平面布置圖

工藝流程

一、LNG供氣工藝

1、工藝流程簡述

LNG采用罐式集裝箱運輸，通過公路車輛運至本站，在卸氣臺通過增壓器對集裝箱增壓，利用壓差將LNG送至低溫LNG儲罐儲存，儲存的溫度為-162℃，壓力為0.4MPa。儲罐內(nèi)的LNG利用儲罐增壓器增壓到0.5MPa，同樣利用壓差將LNG送至空溫式氣化器。在空溫式氣化器中，液態(tài)天然氣與空氣換熱，發(fā)生相變，轉(zhuǎn)化為氣態(tài)，并升高溫度。當空溫式氣化器出口天然氣超過5℃時，直接經(jīng)調(diào)壓、計量、加臭后進入中壓輸配管網(wǎng)。冬季當空溫式氣化器出口的天然氣溫度達不到5℃時，通過電熱式加熱器使其溫度達到5℃以上，再經(jīng)調(diào)壓、計量、加臭后進入中壓輸配管網(wǎng)。

罐式集裝箱內(nèi)的LNG用完后，尚有天然氣的氣體，這部分氣體經(jīng)BOG加熱器加熱后，進入BOG緩沖罐，再進入管網(wǎng)。

低溫真空粉末絕熱儲罐的日蒸發(fā)率一般為0.3%（重量），這部分氣化了氣體如果不及時排出，會使儲罐上部氣相空間的蒸發(fā)壓力逐漸升高。為保證儲罐的安全，通過降壓調(diào)節(jié)閥根據(jù)壓力自動排出罐頂?shù)臍怏w（BOG），這部分BOG氣體經(jīng)BOG加熱器加熱后，進入BOG緩沖罐，再進入管網(wǎng)。

每個LNG儲罐上都裝有高、低液位報警設(shè)施及壓力高報警。在每個LNG儲罐上和每兩端封閉的管段中均設(shè)有安全放散閥，以保證儲罐和管道的安全，安全放散的氣體經(jīng)EAG加熱器加熱后通過放空管放空。

在兩組空溫氣化器的入口處均設(shè)有氣動切斷閥，正常工作時兩組空溫氣化器通過氣動切斷閥在控制臺處的定時器進行切換，切換周期為6小時/次。當出口溫度低于0℃時，低溫報警并連鎖切換空溫氣化器。

工藝流程圖如下：

圖2.7.6-1   LNG工藝流程圖

2、液化天然氣氣化工藝

液化天然氣的氣化流程比較簡單，目前國際上采用的氣化方式有幾種，根據(jù)熱源的不同，氣化可分為兩大類：

(1) 常溫蒸發(fā)－使用自然熱源如：空氣、海水。

(2）加熱蒸發(fā)－使用人工熱源如：燃氣、電。

空溫式氣化器使用空氣作為熱源，節(jié)約能源，操作費用低廉，但萬安縣的冬季極端最低溫度－5℃，使用空溫式氣化器，冬季結(jié)霜，降低傳熱效果，不能滿足生產(chǎn)要求。

水浴式加熱器使用熱水作為熱源，需建燃氣鍋爐房，操作費用較高。

綜合兩者的特性，本工程擬采用空溫式氣化器和電加熱水浴式加熱器相結(jié)合的串連方式，既滿足夏季使用自然能源，又滿足冬季空溫式氣化器不能正常工作時使用，以保證供氣不間斷。

空溫式氣化器采用強制通風型，不但可以減少換熱面積，還可以加快除霜、除霧的時間。

3、工藝參數(shù)

（1）供氣規(guī)模：工業(yè)園區(qū)合建站10000Nm³/h。

（2）設(shè)計壓力

LNG儲罐系統(tǒng)：  工作壓力：0.5MPa，設(shè)計壓力：0.8MPa；

LNG氣化器系統(tǒng)：工作壓力：0.5MPa，設(shè)計壓力：0.8MPa；

管道系統(tǒng)：     工作壓力：0.5MPa，設(shè)計壓力：1.6MPa。

（3）設(shè)計溫度

液化天然氣系統(tǒng)：-196℃

天然氣系統(tǒng)：    -20℃-50℃

氮氣系統(tǒng)：      常溫

評估結(jié)論

1  重大危險源的辨識結(jié)果

該公司儲存區(qū)已構(gòu)成四級重大危險源，構(gòu)成重大危險源的物質(zhì)為天然氣。

2  重大危險源的分級結(jié)果

該公司儲存區(qū)構(gòu)成了四級重大危險源。

3  重大危險源對周邊環(huán)境的影響程度

該項目為新建生產(chǎn)裝置和儲存設(shè)施；紅色線為可容許個人風險1×10^-5等值線；粉色線為可容許個人風險3×10-⁶等值線；橙色線為可容許個人風險3×10^-7等值線。

根據(jù)計算結(jié)合風險值等值線圖：1、高敏感防護目標、重要防護目標、一般防護目標中的一類防護目標外部安全防護距離（≤3×10^-7）為：以LNG儲罐為中心105m。

2、一般防護目標中的二類防護目標外部安全防護距離（≤3×10^-6）為：以LNG儲罐為中心52m。

3、一般防護目標中的三類防護目標外部安全防護距離（≤1×10^-5）為：以LNG儲罐為中心44m。

4  重大危險源分析現(xiàn)狀

根據(jù)事故后果模擬計算可以發(fā)現(xiàn)，天然氣儲罐發(fā)生天然氣泄漏如管道完全破裂、容器大孔泄漏、容器整體破裂等事故，在靜風條件下，中毒事故可造成死亡半徑122m、重傷半徑193m、輕傷半徑339m，會對周邊企業(yè)及園區(qū)道路上的行人等造成中毒影響。其他火災(zāi)等事故產(chǎn)生的事故半徑均在企業(yè)內(nèi)部，不會對周邊產(chǎn)生破壞。

該公司成立了安全管理機構(gòu)，配備專職安全管理人員2名。制定了各級安全生產(chǎn)責任制、安全生產(chǎn)規(guī)章制度和崗位安全操作規(guī)程。企業(yè)法人及專職安全管理人員分別經(jīng)過安全部門組織的相應(yīng)安全資格培訓，取得了安全任職資格證書。各種特種作業(yè)人員參加了由主管部門組織的技術(shù)培訓，取得了特種作業(yè)操作證。特種設(shè)備經(jīng)當?shù)刂鞴懿块T進行定期檢測合格。成立了應(yīng)急救援組織，制定了應(yīng)急救援預(yù)案。

5  總體結(jié)論

綜上所述，大余中油燃氣有限責任公司重大危險源為四級，經(jīng)評估符合要求，個人風險及社會風險經(jīng)計算均在容許范圍內(nèi)。

提交時間:

2021年3月13日

現(xiàn)場影像資料