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1、最新资料推荐XXXXXXXXXXXXXXXXX双庙油区伴生气回收利用工程安全预评价报告建设单位：XXXXXXXXXXXXXXXXX法定代表人：王小龙建设项目单位：XXXXXXXXXXXXXXXXX建设项目单位主要负责人：马玉建设项目单位联系人：马玉建设项目单位联系电话：15991109999（建设单位公章）2013年01月最新精品资料整理推荐，更新于二二一年一月十八日2021年1月18日星期一17:52:16编号：XXXXXXXXXXXXXXXXX双庙油区伴生气回收利用工程安全预评价报告评价机构名称：XXXXXXXXXXXXXXXXX资质证书编号：APJ-（国）-法定代表人： 审核定稿人： 评
2、价负责人： 评价机构联系电话：2012年01月25日前 言根据中华人民共和国安全生产法(国家主席令第70号)等有关规定，XXXXXXXXXXXXXXXXX新建安塞化子坪液化天然气加气站项目需要做安全预评价，受XXXXXXXXXXXXXXXXX的委托，XXXXXXXXXXXXXXXXX中心有限公司对XXXXXXXXXXXXXXXXX新建安塞化子坪液化天然气加气站项目进行安全预评价。XXXXXXXXXXXXXXXXX中心组织了专家组对该工程现场进行了勘察，并且收集了该工程的可行性研究报告等相关资料，在此基础上对该项目进行了定性定量分析评价，并编制了项目预评价报告。本评价报告依据安全评价通则（AQ
3、8001-2007）、安全预评价导则（AQ8002-2007）和危险化学品建设项目安全评价细则（试行）（安监总危化2007255号）的要求，根据该建设工程的可行性报告分析和评价。本工程安全预评价报告可为该工程建设和投产后安全管理工作提供依据，同时也可作为安全生产监督管理部门对该工程的“三同时”工作实施监督管理的重要依据之一。在本次安全预评价过程中得到了XXXXXXXXXXXXXXXXX的大力协助和支持，在此表示衷心感谢。报告中如有不妥之处敬请指正！XXXXXXXXXXXXXXXXX 2012年12月目 录第一章 概述11.1 预评价前期准备、目的、范围、工作程序11.1.1前期准备情况11.2
4、.2评价目的11.3.3评价对象、范围21.4.4安全评价工作程序21.2安全预评价依据31.2.1法律、法规31.2.2标淮、技术规范41.2.4业主单位提供的资料6第二章 项目概况72.1建设单位概况72.2项目概况82.2.1项目简介82.2.2项目自然条件82.2.3站址及总平面布置92.2.4原辅料消耗112.2.5工艺流程112.2.6自动控制132.2.7辅助设施162.2.8建筑212.2.9主要设备212.2.10组织机构和劳动定员232.2.11主要经济技术指标23第三章 危险、有害因素分析253.1 主要物料危险、有害因素分析253.2 集输气系统的主要危险、有害因素34
5、3.4 伴生气回收373.5 工艺危险有害因素分析373.6 设备设施危险、有害因素分析423.7 集输管道危险有害因素分析473.8 工程主要危险、有害因素分布493.9 重大危险源辨识50第四章 预评价方法选择及单元划分544.1 评价单元划分544.2 评价方法简介55第五章 定性、定量分析655.1 总平面布局单元655.2 集输单元675.3 站场单元835.4 生产辅助单元965.5职业卫生单元97第六章 安全对策措施及建议996.1 可研中提出的安全对策措施996.2 本报告提出的安全技术对策措施99第七章 安全评价结论109附件目录110第一章 概述1.1 预评价前期准备、目的
6、、范围、工作程序1.1.1前期准备情况1、确定安全评价对象和范围：根据建设项目的实际情况，与建设单位共同协商确定安全评价对象和范围。2、组建安全评价小组：了解被评价单位情况，编制评价大纲。3、收集、整理安全评价所需资料：在充分调查研究安全评价对象和范围相关情况后，收集、整理安全评价所需要的各种文件、资料和数据。XXXXXXXXXXXXXXXXX中心有限公司于2013年01月成立了该项目的安全预评价小组。评价小组经过现场勘查、收集资料、从各种渠道收集相关文件、技术标准和书籍、获取所需要的评价资料；并根据本次安全评价的对象和范围，按照建设项目安全预评价所规定的安全评价工作程序，开展本次安全评价工作
7、。1.2.2评价目的该项目安全预评价的目的主要有：1、贯彻安全第一、预防为主、综合治理的方针，为项目的安全设施设计提供科学依据，以利于提高建设项目本质安全程度。2、为本建设项目投产后的安全管理实现系统化、标准化和科学化提供依据和条件。3、为安全生产综合管理部门实施监察提供依据。安全评价的分析、评价结论和安全对策措施可为安全生产监督管理部门审批建设项目初步设计文件提供依据。1.3.3评价对象、范围本报告评价对象：XXXXXXXXXXXXXXXXX新建安塞化子坪液化天然气加气站新建项目。评价范围：新建项目近期工程的选址及总体布局、LNG储罐及工艺设施、建筑物、电气、消防设备、职业卫生等。1.4.4
8、安全评价工作程序本项目安全评价工作分为以下四个阶段：第一阶段为前期准备阶段，主要确定安全评价对象和范围，收集、整理有关资料，进行初步的项目分析；第二阶段为安全评价阶段，包括辨识危险、有害因素，划分评价单元，确定安全评价方法，定性、定量分析危险、有害程度，分析安全条件，提出安全对策与建议，整理、归纳安全评价结论；第三阶段为与评价单位交换意见阶段；第四阶段为评价报告的编制阶段，主要是汇总前三个阶段所得到的各种资料、数据，综合分析，提出结论与建议，完成项目安全预评价报告的编制。辨识与分析危险、有害因素划分评价单元确定评价方法定性、定量评价分析安全条件提出安全对策与建议整理归纳安全评价结论与建设单位交
9、换意见前期准备编制安全评价报告图1.4-1 安全评价工作程序1.2安全预评价依据1.2.1法律、法规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、中华人民共和国劳动法（中华人民共和国主席令第28号）4、中华人民共和国矿山安全法（中华人民共和国主席令第65 号）5、中华人民共和国职业病防治法（中华人民共和国主席令第60 号）6、石油天然气管道保护法(中华人民共和国主席令第30 号)7、危险化学品安全管理条例（中华人民共和国国务院令第344 号）8、特种设备安全监察条例（国务院第373 号令、国务院第549 号令）9、非煤矿
10、矿山企业生产企业安全生产许可证实施办法（国家安全监督局令第20号）10、关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见（安监管协调字200456号）11、陆上石油和天然气开采业安全评价导则（安监管技装字2003115号）12、特种作业人员安全技术培训考核管理办法（国家经贸委、1999年7月）1.2.2标淮、技术规范1、输气管道工程设计规范（GB50251-2003）2、石油天然气工程设计防火规范（GB50183-2004）3、建筑设计防火规范（GB50016-2006）4、油气集输设计规范（GB50350-2005）5、建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）6、建筑抗震设计规范（GB50
11、011-2010）7、建筑物防雷设计规范（GB50057-2010）8、石油与石油设施雷电安全规范（GB15599-2009）9、供配电系统设计规范（GB50052-2009）10、爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058-92）11、高处作业分级（GB/T3608-2008）12、企业职工伤亡事故分类（GB6441-1986）13、安全色（GB 2893-2008）14、安全标志及其使用导则（GB 2894-2008）15、油气输送管道穿越工程设计规范（GB 50423-2007）16、油气输送管道跨越工程设计规范（GB 50459-2009）17、钢质管道外腐蚀控制规范（GB/T
12、 21447-2008）18、钢质石油储罐防腐蚀工程技术规范（GB 50393-2008）19、埋地钢质管道阴极保护技术规范（GB/T 21448-2008）20、安全阀一般要求（GB/T 12241-2005）21、危险化学品重大危险源辨识（GB18218-2009）22、工作场所有害因素职业接触限值 化学有害因素（GBZ2.1-2007）23、工作场所有害因素职业接触限值 物理危害因素（GBZ2.2-2007）24、油气田地面管线和设备涂色标准（SY/T0043-2006）25、油气厂、站、库给排水设计规范（SY/T0089-96）26、石油与天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程
13、（SY5225-2005）27、石油设施电气设备安装区域一级、0 区、1 区和2 区区域划分推荐作法（SY/T 6671-2006）28、石油工业用加热炉安全规程（SY0031-2004）29、陆上油气田油气集输安全规程（SY 6320-2008）30、石油工业建设项目安全预评价报告编制规则（SY/T6607-2004）31、石油天然气工程总图设计规范（SY/T0048-2010）32、石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范（SY6503-2008）33、油气田及管道仪表控制系统设计规范（SY/T 0090-2006）34、轻烃回收安全规程（SY/T 6562-20
14、03）35、危险场所电气安全防爆规范（AQ 3009-2007）36、石油天然气安全规程（AQ2002-2007）37、生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQ/T 9002-2006）38、安全评价通则（AQ8001-2007）39、安全预评价导则（AQ8002-2007）40、动火作业安全管理规范（QSY1241-2009）1.2.4业主单位提供的资料1、安全预评价委托书2、XXXXXXXXXXXXXXXXX双庙油区伴生气回收利用工程可行性研究报告北京石油化工工程有限公司2012 年11月第二章 项目概况2.1建设单位概况中国石油昆仑能源华油天
15、然气股份有限公司是由中国石油天然气集团公司申报，国家发改委批准设立，在国家工商管理总局注册，于1994年在北京成立，总部设在成都国家级经济技术开发区。公司坚持走节能减排，绿色发展之路，大力发展以低碳为特征的清洁能源和新能源业务。截止2011年底，已投产天然气井一百余口，建设经营压缩天然气（CNG）加气站六十余座，液化天然气（LNG）加气站六十余座，年产销天然气四亿多立方米。目前，华油天然气股份有限公司天然气业务遍布内蒙古、陕西、河北、山西、山东、宁夏、四川、重庆、云南、贵州等地,为我国清洁能源的开发和利用起到了积极的推动和带头作用。安塞华油天然气有限公司为陕西华油天然气有限公司的全资子公司，陕
16、西华油天然气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。陕西华油天然气有限公司成立以来，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。2.2项目概况2.2.1项目简介项目名称：安塞华油天然气有限公司新建安塞化子坪液化天然气加气站项
17、目性质：新建LNG加气站等级：三级项目地址：陕西省安塞县高速公路站口项目规模：5104m3/d项目占地面积：8.23亩项目总投资：1634.58万元2.2.2项目自然条件1、地理位置安塞地处西北内陆黄土高原腹地，鄂尔多斯盆地边缘，位于陕西省北部，延安市正北，西毗志丹县，北靠榆林市靖边县，东接子长县，南与甘泉县、宝塔区相连，东经108544至1092618，北纬363045至37193，属典型的黄土高原丘陵沟壑区。2、气象条件本项目所在地属于中温带半湿润-半干旱区，具有明显的温带大陆性季风气候特征，四季长短不等，干湿分明。冬季寒冷干燥，春季干旱多风，夏季旱涝相间，秋季温凉湿润。主要气象资料见表2
18、.2-1。表2.2-1气象资料表序号项目单位数量1一般海拔高度m13712平均相对湿度533风速年平均m/s1.9最大风速m/s174风向及风频年主导风向N夏季主导风向SSE年最小频率风向ENE风频32夏季最小频率风向ENE5大气压kPa895.86气温年平均气温8.8年极端最高36.8年极端最低-23.67降水年平均降水量mm505.38冻土最大冻土深度m0.889年最大雷雨日d1210年平均蒸发量mm161311年最大积雪深度cm7412年无霜天数d14513平均地温10.83、地形地貌安塞县地形地貌复杂多样，境内沟壑纵横、川道狭长、梁峁遍布，由南向北呈梁、峁、塌、湾、坪、川等地貌，山高、
19、坡陡、沟深。全县有4条大川，沟壑密度为4.7万条/平方公里。最高海拔为1731.1米（镰刀湾乡高峁山），最低海拔为1012米（沿河湾镇罗家沟），平均海拔为1371.9米。县城海拔为1061米。地势除王家湾乡南高北底外，其它地区多由西北向东南倾斜。主要山丘有高峁山、雅行山、白猪山、天泽山、玉皇庙岭、神岭山等。根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010），安塞县的抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。2.2.3站址及总平面布置1、站址本项目位于陕西省安塞县高速公路站口，站场北边15米为S206公路，在站场东西两侧有少量居民，其他方向为农田，在农田里有电线。在加气站西边约50m处
20、有靖西天然气管线。加气站有电线通过。表2.2-2 站场与站外建（构）筑物的防火间距（ 单位：m）序号项目LNG储罐放散管管口LNG卸车口规范实际规范实际规范实际1三类民用建筑物保护类1650155015402主干道10408508303架空电力线（无绝缘层）1.5倍杆高小于1.5倍杆高小于1.5倍杆高小于2、总平面布置加气机从北向南依次排列，在加气机南边为储罐区及工艺装置区。机井布置在站场东南角，化粪池和放散管布置在站场西南角（其中放散管布置在化粪池的南边），箱变和发电机布置在站场西北角。加气站设置两个出入口，能够满足煤车等大型车辆进出。依据液化天然气（LNG）汽车加气站技术规范（NB/T10
21、01-2011）检查站内设施之间防火间距，具体见下表。表2.2-3 站内设施之间的防火间距检查表序号设施周边设施规范实测判定1LNG储罐放散管口420合格2LNG卸车口25合格3LNG加气机215合格4发电机1250合格5站区围墙420合格6LNG放散管口站房850合格7发电机1290合格8站区围墙35合格9LNG卸车口发电机12100合格10站区围墙225合格竖向布置方式：站区采用平坡式布置方法，坡度按千分之三五设计；站内外道路的标高统一考虑，并与竖向相一致；主要出入口的道路路面标高，高于站区外地面标高，同时与站区内道路标高衔接得当。总平面布局采用平坡布置，地面雨水依靠竖向坡度、坡向站外或雨
22、水口。根据站区绿化布置形式，结合当地土壤、气候条件，选择来源可靠、产地近的乡土植物和苗木植物进行绿化，可以选择吸尘能力强、减噪效果好的乔、灌木或草皮。表2.2-4建筑面积一览表名 称单位数 量围墙内占地面积5083建构筑物占地面积567.4建筑面积151.2围墙m235建筑系数%3.43道路及回车场地面积3005绿化率%132.2.4原辅料消耗LNG组分表见表2.2-5。表2.2-5 LNG组分表二氧化碳0.00%乙烷0.63%氮气0.16%丙烷0.0301%异丁烷0.005%正丁烷0.006%异戊烷0.002%正戊烷0.001%C6以上组分0.0012%甲烷98.922%汞（ppb）0.00
23、06ppb总硫0.00%LNG加气站采购量、销售量及消耗量见表2.2-6。表2.2-6 LNG加气站采购量、销售量及消耗量表LNG采购量（0，1.01325X105Pa）1750104Nm3/年LNG销售量（0，1.01325X105Pa）1732.5104Nm3/年电0.2106 kWh/年2.2.5工艺流程LNG加气站的工艺分4个部分：卸车流程、调压流程、加气流程、卸压流程。1、卸车流程本评价结合可行性研究报告，选取泵卸车，将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，通过LNG低温泵降槽车内的LNG卸入LNG储罐。2、升压流程LNG的汽车发动机需要车载气瓶内饱和液体压力较高，一般在0.40.8
24、MPa,而运输和储存需要LNG饱和液体压力越低越好。所以在给汽车加气之前必须对储罐中的LNG进行升压升温，LNG加气站储罐升压的目的是得到一定压力的饱和液体，在升压的同时饱和温度相应提高。升压的方式为通过增压器与泵联合使用进行升压，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间。3、调压流程LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加气机通过计量加给LNG汽车。车载储气瓶为上进液喷淋式，加进去的LNG直接吸收车载储气瓶内气体的热量，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至使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
25、安全阀打开，释放系统中的气体，降低压力，保证系统安全。通过对目前国内外采取先进的LNG加气站工艺的调查，正常工作状态下，系统的放空与操作设计有很大关系。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。2.2.6自动控制为保证生产装置的安全、平稳、长期运行，对工艺过程进行集中控制、显示、记录和报警。1、仪表设置（1）仪表、控制柜控制室内安装成橇控制柜(包括仪表显示和 PLC 控制)和一台中央控制台。集中显示现场一次仪表的远传信号。仪表显示显示如下远传参数：储罐液位；储罐压力；储罐温度；低温泵出口温度；低温泵出
26、口压力；泵池压力；加气机流量；仪表风压力。PLC 控制PLC 控制为全站工艺系统控制中心，控制柜内可编程控制器，主要功能为：低温泵的软启动及变频调速；系统启动、停止和运行状态监控；可燃气体泄漏报警显示；超限紧急切断。中央控制台中央控制台上设置一台工控机，监视工艺流程及生产过程。不间断电源及电涌保护在电源进线处设置 3kVA、断电延时 30min的UPS，在系统短时间停电时能为仪表控制系统提供电源，监视和记录系统的运行状况，保证系统的安全运行。为防止雷电及防止操作过电压，在仪表及PLC柜内电源进线处设有电涌保护器。（2）现场检测仪表检测仪表是采集现场工艺运行参数的设备，是完成加气站自动化控制的重
27、要前提，现场仪表均安装在转运橇上。因此仪表的选型应选用具有经验成熟、信誉良好、质量可靠的、便于维护，经济实用的原则。变送器采用智能型带就地显示产品。热电阻采用双支Pt100带变送器 420mA 输出。 桥架采用热浸式镀锌钢桥架控制电缆和计算机电缆均采用本安阻燃型。根据本工程的工艺特点及控制系统要求，现场检测仪表设置有：储罐液位储罐压力储罐温度低温泵出口温度 低温泵出口压力 增压器出口压力仪表风压力罐区设置可燃气体泄漏报警器加气区设置可燃气体泄漏报警器现场采用本安或隔爆型仪表，各仪表均带就地显示及 420mA 标准信号输出。现场仪表和二次仪表之间设置隔离式安全栅，以防止危险能量窜入现场，同时增强
28、系统的抗干扰能力，提高系统的可靠性。仪表电缆采用本安电缆穿钢管沿地暗敷。（3）压缩空气系统压缩空气系统主要供应气动阀门的仪表用气体，供气设计压力 0.40.8MPa。（4）控制系统接地仪表系统的保护接地和工作接地接入站区电气接地网，接地电阻不大于1。2、安保系统加气站设置天然气泄漏检测系统，设置4条泄漏检测回路，2 个可燃气体检测探头安装于转运橇上，并在转运橇内设置1个火焰探测器。2 个可燃气体检测探头安装于加气区处。报警器安装在站房里，并配有备用电源。泄漏检测仪表选用催化燃烧式可燃气体报警装置，设置高、低限报警，能自动开启紧急切断阀进行联锁控制。安保系统设置见表2.2-7。表2.2-7 安保
29、系统设置表报警器信息紧急停机锁存报警按 F1 键前先解除锁存售气机处泄漏低限报警甲烷含量达到爆炸低限的 20%LNG 贮罐/泵处泄漏低限报警甲烷含量达到爆炸低限的 20%LNG 泵抽空报警LNG 泵抽空，出口压力过低储罐超压报警压力大于 1.1MPa储罐液位低限报警允许充装液位的 5储罐液位高限报警允许充装液位的 90仪表风欠压报警压力小于 0.4MPa超低温报警EAG气化器出口温度低于-15停电报警3、紧急停车系统（ESD）加注站设有紧急停车系统（ESD），当操作或值班人员在操作、巡检、值班时发现系统偏离设定的运行条件，如系统超压、液位超限、温度过高以及出现LNG泄漏，火灾报警事故时，能自动
30、或手动在设备现场或控制室远距离快速停车，快速切断危险源，使系统停运在安全位置上。2.2.7辅助设施2.2.7.1给排水1、给水（1）水源的选择本工程供水水源为自备井。（2）水源水质要求符合市政自来水水质。2、排水厂区内的污水经统一收集后排入厂区内的污水处理系统，该污水处理方法采用成熟的A/O生物接触氧化法。然后进入三级处理，经活性炭过滤，反渗透膜元件达到污水综合排放标准（GB8978-1996）一级排放标准。2.2.7.2消防1、消防给水水源：站内自备井提供，供水压力不小于0.25MPa,供水管道为de110 PE管。本工程位置位于严重缺水地区，室外不设消防给水系统。2、建（构）筑物及工艺装置
31、灭火器设置本项目消防设施由干粉灭火器等组成。（1）干粉灭火器在围堰内设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速释放干粉，把事故消灭在萌芽状态。（2）泡沫灭火器在 LNG 储罐区内设置泡沫灭火器主要用于扑灭流淌火灾；隔绝流体与空气的接触。（3）本站灭火器配置见表2.2-8。表2.2-8 本站灭火器配置表建筑物名称灭火器型号数量LNG储罐区及工艺装置区手推式 MFT/ABC35磷酸铵盐干粉灭火器手提式MF/ABC8磷酸铵盐干粉灭火器4个8个LNG汽车加气岛及罩棚手推式 MFT/ABC35磷酸铵盐干粉灭火器手提式MF/ABC8磷酸铵盐干粉灭火器2个8个生产辅助用房MF/ABC4手提式磷酸铵盐灭火
32、器12个放散管MF/ABC8手提式磷酸铵盐灭火器2个2.2.7.3供电1、供电负荷本项目的用电负荷等级为三级，设置有UPS电源。本项目设一台发电机，采用天然气发电。变压器选用100kVA干式箱变。本项目电气范围为 LNG加气站站内供配电、防雷防静电接地、 照明系统设计，各设备的用电功率见表2.2-9。表2.2-9 LNG项目各用电单元功率统计表编号名 称额定电压(V)额定电流(A)额定功率（kW）备 注1低温泵电机38018.211.02功率因数0.822空压机3804.04干燥机3800.55PLC柜2202.026加液机2200.3kW/台47UPS电源220忽略不计8排污泵3802.29
33、变频水泵220510撬装照明3802.011照明、视频、计算机22010.012空调22019.013电热式NG加热器3806.014机井用电3805.015其他2203.0合计83.9注：本站内用电负荷为工艺装置区设备用电、控制系统用电负荷、站房的用电负荷、站区内道路照明、罩棚照明用电负荷、排污泵用电负荷等，并预留用电容量。2、供配电线路（1）在满足设备用电需要和保证电压损失控制在 5%以内的前提下，按照经济电流密度选用电缆截面。（2）本工程电力线路采用铜芯交联聚乙烯（铠装）绝缘电力电缆（YJV型）电缆沟敷设，电缆出地面时穿钢管保护。（3）电缆出地面加钢套管，和设备之间采用防爆扰性管保护。（
34、4）电缆不得与其它任何管道同沟敷设，并应满足施工安全距离的要求。3、配电柜、照明箱选择（1）配电柜选用 GGD 型设备，落地式安装。（2）照明箱选用 XRM 型，嵌墙暗装。4、防爆等级及防爆电器（1）加气站生产区：罐区、卸车区、加注区属气体区爆炸危险场所。（2）站区内其余环境为正常环境。（3）爆炸危险环境场所用电设备及照明灯具均采用隔爆型电器设备，防爆等级为 dBT4。5、通信通信部分包括：生产装置区、公用工程区及其它辅助生产设施（综合办公楼、配电室、控制室）等的视频监控、行政电话、调度电话及综合数据宽带网等。通信业务见表2.2-10。表2.2-10 通信业务表业务种类用户名称火警专用电话行政
35、电话调度电话无线对讲通信扩音对讲综合办公楼生产装置区配电室控制室装卸区在仪表控制室设电视监控系统，监控主机置于操作台内，液晶显示器置于台上。2.2.7.4采暖、通风1、采暖本站采用电热式NG加热器供给。2、通风工艺装置区为敞开式设置，天然气泄露时不会造成堆积形成燃爆环境，采用自然通风即可满足要求。2.2.7.5防雷、防静电为防止直击雷、感应雷、雷电反击和静电对人身和设备造成的危害，在场区内设置综合接地网，接地电阻不大于4。工艺装置区进行等电位连接。电气设备设保护接地。变压器中性点及开关柜、配电箱壳体均应接地。输送易燃、易爆气体或物料的工艺管线的阀门或法兰两端，应进行防静电接地跨接。在主装置区的
36、两侧及罐区设置去静电接地装置，共4套。低压电缆入户处设重复接地，并与场区的接地网相连。接地装置采用-404扁钢作为水平接地体，5052500角钢作为垂直接地体，接地装置材料为热镀锌。接地极在距人行道或建筑物出入口小于3m时，水平接地体局部埋深1m，其它处埋深0.7m。380V系统采用TN-C-S接地系统。所有电气设备金属外壳均设保护接地。2.2.8建筑1、建筑物种类及规模（1）依据建筑设计防火规范（GB50016-2006）加气站厂区内所有的建筑均按耐火等级二级建筑物考虑。（2）固定站房使用年限50年，建筑结构安全等级为二级。（3）加气站抗震设防类别为丙类，抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速
37、度值为0.05g。2、建筑的防火、卫生及消防标准（1）生产附属用房，丁类，疏散距离严格按规范要求进行布置，采用自然通风，配备相应的灭火器。（2）加气罩棚，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。（3）储罐区，甲类，耐火等级为二级，刷防火涂料，非火花地面。2.2.9主要设备本项目采用的主要工艺设备为60m3 的立式低温储罐2台、低温泵及泵池2套、增压器1台和 EAG 加热器1台（空温式放散气体加热器）等。其中低温泵采用进口（美国）设备。表2.2-11主要设备一览表序号设备名称规格型号数量单位1储罐几何容积：60m3；有效容积：54m3；充装率：90%；工作介质：LNG；内筒直径：2800m
38、m；外筒直径： 3300mm；工作压力：0.8MPa /-0.1MPa；设计压力：1.0 MPa/-0.1MPa；气压试验压力：1.15 MPa；气密性试验压力：1.0 MPa/ 0.2；安全阀开启压力：0.95 MPa；工作温度：-162/常温；设计温度：-196/50；腐蚀裕量：0/1；焊缝系数：1.0/0.85；固定方式：立式、室外；日蒸发率：小于等于 0.3%（LNG）1台2低温泵厂家：美国 ACD；型号：TC34，1X2X6-2VSL 潜润型低温泵设计流量：8340L/ min；设计扬程：15488m；进口静压头：14m；电机功率：11kW；转速：1500-6000rpm；电源：3
39、相，380V，50Hz2套3增压器单台处理量：150Nm3/h、300Nm3/h；进口介质：LNG；出口介质：NG/LNG；进口温度：高于或等于-162；出口温度：-137；最高工作压力：1.2MPa；设计压力：1.6MPa；设计温度：-1961台4加热器单台处理量：150Nm3/h；进口介质：LNG；出口介质：NG/LNG；进口温度：高于或等于-162；出口温度：环境温度；最高工作压力： 1.2MPa；设计压力：1.6MPa；设计温度：-1961台5加气机工作介质：LNG；计量准确度：1.0%；工作压力：2.5MPa；范围流量：0-150L/min；输入电源：220V+10 -15%；功率：
40、200W；电源：220V，50Hz；环境温度：-40-55；环境湿度：95%；环境大气压：86110kPa；管路温度：-196；整机防爆合格证号：32007654X；整机防爆标志：ExdibemnAAT4；计量单位：kg、L、Nm3；工作电源：220VAC 5A；读数最小分度值：0.01kg（L、Nm3）；累计计量范围：99999999.99 kg（L Nm3）单次计量范围：09999.99 kg（L、Nm3）4台6空压机型式：螺杆式；排气量：0.3m3/min；排气压力： 0.40.8MPa；冷却方式：风冷；储气罐：公称容积50L；工作压力：0.40.8MPa；干燥器：处理量：1.5 m3/
41、min；工作压力：0.8MPa；露点：-401台7过滤器一级过滤器为前置过滤器，置于空压机之前，过滤精度 3m，处理量 1.5 m3/min；二级过滤为除油过滤器，置于空压机之后，过滤精度 0.01m, 处理量 1.5 m3/min；三级过滤器为粉尘过滤器，置于干燥器之后，过滤精度 0.01m,处理量 1.5 m3/min。1台表2.2-12主要特种设备一览表序号设备名称规格型号数量单位1储罐几何容积：60m3；有效容积：54m3；充装率：90%；工作介质：LNG；内筒直径：2800mm；外筒直径： 3300mm；工作压力：0.8MPa /-0.1MPa 1台2空压机储气罐：公称容积50L；工
42、作压力：0.40.8MPa；干燥器：处理量：1.5 m3/min；工作压力：0.8MPa1台3压力管道介质：天然气2.2.10组织机构和劳动定员本站组织机构按部门分设两层机构即管理层和操作层，管理层为技术岗，操作层分为主控室、生产及检修等。本项目由站长负责全站的安全管理工作。表2.2-13 人员编制表组织机构人员职责备注岗位人数站长站长1全面负责副站长1负责生产和经营加气班班长3当班班长兼安全员兼安全员运行员12负责加气及其他技术员1设备维护、安全财务会 计1财务、经营合计192.2.11主要经济技术指标本项目总投资1634.58万元，其中安全投入概算245.2万元，占总投资的15.00%。表2.2-14 主要技术指标表序 号指标名称单 位数 量备注一加气规模1年加气量万m3/年1750全年以350天计2年均日供气量万m3/日5二加气站有关指标1加气站占地面积m24480约6.61亩2建、构筑物占地面积m28363站内道路及回车场面积m23005三劳动定员人19四工程总投资万元1634.5