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氣化站安全現(xiàn)狀評價報告

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），企業(yè)于近期需延續(xù)燃氣經(jīng)營許可證，根據(jù)《中華人民共和國安全生產(chǎn)法》、《江西省燃氣管理辦法》（省政府令第242號令修改）的要求，從事城鎮(zhèn)燃氣的企業(yè)需進行安全現(xiàn)狀評價。

受大余中油燃氣有限責任公司委托，江西贛安安全生產(chǎn)科學技術(shù)咨詢服務中心與其簽訂協(xié)議，對其天然氣氣站進行安全現(xiàn)狀評價。2021年1月20日，江西贛安安全生產(chǎn)科學技術(shù)咨詢服務中心組成評價組，到大余中油燃氣有限責任公司天然氣場站進行現(xiàn)場勘察，收集資料，并對相關(guān)天然氣儲存、經(jīng)營項目進行了類比調(diào)研后，以國家有關(guān)的安全方針、政策和法律、法規(guī)、標準為依據(jù)，運用安全系統(tǒng)工程中常用的安全評價方法，對該站的安全現(xiàn)狀進行評價。根據(jù)《安全評價通則》QA8001-2007編寫此評價報告。

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:

完成時間：2021年3月1日；

主要任務：安全現(xiàn)狀評價；

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與江西贛安安全生產(chǎn)科學技術(shù)咨詢服務中心達成的《安全評價協(xié)議》為基礎，本安全評價的范圍為氣化站(LNG儲罐60m³×2)站內(nèi)設施，及其公用工程、輔助設施在生產(chǎn)、貯存過程中所涉及的安全方面的內(nèi)容。

本報告范圍不涉及天然氣中壓管網(wǎng)、輸送用戶的內(nèi)容、天然氣低壓管道、調(diào)壓系統(tǒng)、調(diào)度控制及管理系統(tǒng)（SCADA監(jiān)視控制及數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)）。

本安全評價主要針對上述天然氣場站范圍內(nèi)安全方面的所涉及到的危險、有害因素進行辨識，采用定性、定量的評價方法進行分析，針對危險、有害因素的辨識和分析提出安全技術(shù)對策措施和管理措施，從而得出科學、客觀、公正、公平的評價結(jié)論。

涉及該天然氣場站的環(huán)境保護、消防、產(chǎn)品質(zhì)量、廠外運輸等問題則應執(zhí)行國家的相關(guān)規(guī)定及相關(guān)標準，不包括在本次安全現(xiàn)狀評價范圍內(nèi)。

環(huán)境保護、消防由相關(guān)部門根據(jù)環(huán)境保護、消防規(guī)定和要求考慮，并經(jīng)環(huán)境保護、消防部門審核認可；本評價報告中關(guān)于環(huán)境保護、消防問題的評述不代替環(huán)境保護、消防的審核。

涉及該天然氣場站的職業(yè)危害評價應由取得職業(yè)衛(wèi)生技術(shù)服務機構(gòu)進行，本報告僅對有害因素進行簡要辨識與分析，不給予評價。

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)設置4.5m寬環(huán)形消防車道，未建設的門站位于生產(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、地下消防水池設于站區(qū)的中部。東、南區(qū)域可設置適當?shù)膿岆U救援車輛停車位。

生產(chǎn)區(qū)設在站區(qū)的北側(cè)。該區(qū)包含LNG氣化裝置區(qū),設置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)，放散設在最西北側(cè)綠化帶中，LNG卸車區(qū)設有寬敞的停車場，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）設計壓力

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

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

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

（3）設計溫度

液化天然氣系統(tǒng)：-196℃

天然氣系統(tǒng)：    -20℃-50℃

氮氣系統(tǒng)：      常溫

評價結(jié)論

1、該氣站選址符合規(guī)范要求，總體布局合理，功能分區(qū)明確，站區(qū)與周邊的安全距離符合規(guī)范要求。站內(nèi)平面布置中各建筑物及設備之間的安全距離符合要求，人員安全通道、安全出口符合安全要求。周邊環(huán)境較好，企業(yè)對周邊環(huán)境基本不會造成重大影響，周邊環(huán)境也不會對企業(yè)造成影響。

2、該項目的主要生產(chǎn)設備均為正規(guī)廠家生產(chǎn)的產(chǎn)品；涉及的壓力容器均由具有資質(zhì)的單位設計、制造，并經(jīng)制造單位屬地質(zhì)量監(jiān)督檢驗部門或出廠檢驗合格。

3、該天然氣場站在總平面布置和建筑物設計中，從構(gòu)造設計、安全間距、消防通道等方面綜合考慮了防火、防爆及消防要求。

4、天然氣場站配備了干粉滅火器，設置了消防水池、室外消防栓、有備用消防水泵、備用發(fā)電機組，符合《建筑設計防火規(guī)范》的要求，并保證停電情況下的消防用電。取得了工程竣工后的公安消防部門的消防驗收通過意見。

5、該天然氣場站工藝、設備除設置相應的安全設施、管道和設備選材合理以外，設置了液位、壓力、溫度等自控儀表，并進行了定期檢測，保證了工藝系統(tǒng)的安全性。

6、設備和建筑物的防雷、防靜電、接地等保護設施符合要求。并取得防雷設施檢測合格報告。

大余中油燃氣有限責任公司2X60m³LNG氣化站安全條件符合相關(guān)的安全法律、法規(guī)和標準規(guī)范的要求，可滿足安全生產(chǎn)條件，符合安全現(xiàn)狀要求。

提交時間:

2021年3月10日

現(xiàn)場影像資料