煤层气利用项目安全预评价报告

目录1概述111评价目的112评价原则113评价依据113L法律、法规、规章1132标准和规范2133委托单位提供的有关资料314评价范围315评价程序32建设项目概况521建设单位基本概况522建设项目概况523项目建设条件5231地理位置5232地质特征6233气象条件624主要原料及来源8241气质分析报告8242压力9243流量925主要工艺流程10251煤层气压缩母站10252CNG储配站11253CNG汽车加气子站13254煤层气供气管道1526主要设备1527厂区建、构筑物1728控制与报警系统1729辅助设施19291供配电19292给排水21293采暖与通风22294消防设施22295防雷和接地24210安全管理机构25211环境保护26212节能减排273主要危险、有害因素辨识2831物料的危险特性2832周边环境和总平面布置危险性分析3133生产过程中危险、有害因素分析32331火灾、爆炸32332容器爆炸33333窒息和中毒33334物体打击、机械伤害33335触电33336车辆伤害34337高处坠落34338灼烫3534储存过程中的危险性分析35341火灾、爆炸35342容器爆炸35343中毒和窒息36344高处坠落36345物体打击3635设备设施危险性分析3636天然气供气管道危险性分析3737其他危险有害因素分析37371电气伤害及静电、雷电危害37372振动和喘振危害38373噪声危害38374自动控制系统39375腐蚀性危害39376自然条件危害3938危险化学品重大危险源辨识与分析39381危险化学品重大危险源辨识40382压力管道重大危险源辨识41383压力容器的重大危险源辨识42384锅炉的重大危险源辨识424事故案例分析435评价方法的选择和评价单元的划分4751评价方法的划分原则4752评价单元的划分4753评价方法的选择47531评价方法的选用47532评价方法简介486定性、定量评价5061采用安全检查表法进行评价5062采用预先危险性分析法进行评价52621预先危险性分析法简介52622工艺设备设施单元53623公用工程及辅助配套设施单元56624储存区预先危险性分析58625天然气管路输送单元预先危险性分析6063采用事故树法分析方法进行评价61631压缩机燃爆事故树分析617安全对策措施建议6871在可行性研究报告中提出的安全对策措施6872补充的安全对策措施及建议71721总平面布置和建筑安全对策措施71722工艺及设备方面的安全对策措施71723电气及仪表控制方面的对策措施74724防雷对策措施75725防静电对策措施76726防车辆伤害对策措施77727动火检修作业78728消防、报警系统方面对策措施79729防腐蚀对策措施807210风灾防范对策措施807211防洪排涝对策措施817212抗震和防沉降对策措施817213劳动卫生方面的对策措施817214重大危险源安全管理措施827215安全管理方面的对策措施837215建立事故应急救援预案制度858评价结论8681危险有害因素辨识结果8682定性定量评价结果869与建设单位交换意见的情况结果88报告附件（复印件）1、合建站总平面布置图；1概述11评价目的安全预评价是为了贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，在项目建设前，依据建设项目可行性报告等资料对工程、系统中潜在的危险、有害因素进行辨识与分析，判断系统发生事故的可能性及其严重程度，提出科学、合理、可行的安全对策措施，为建设项目初步设计提供科学依据，有利于提高建设项目的本质安全程度。12评价原则1）安全预评价必须合法、科学、公正、有针对性。2）采用可靠、先进、实用的预评价方法与技术，确保预评价质量。3）保证预评价结论的正确性和所提出安全对策措施的可靠性、经济合理与针对性。13评价依据13L法律、法规、规章（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）危险化学品安全管理条例（国务院令2011591号）；（5）特种设备安全监察条例（国务院令2009549号）；（6）工作场所安全使用化学品规定（原劳动部1996423号）；（7）爆炸危险场所安全规定（原劳动部劳部发199556号）；（8）固定式压力容器安全技术监察规程（TSGR0042009）；（9）关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见国家安全生产监督管理局文件安监管协调字200456号；（10）城市燃气管理办法（建设部199762号）；（11）城市燃气安全管理规定（1991年5月1日起施行）；（12）爆炸危险场所安全规定（劳部发199556号）。132标准和规范（1）安全预评价导则（AQ80022007）；（2）建筑设计防火规范（GB500162006）；（3）城镇燃气设计防火规范（GB500282006）；（4）化学品分类和危险性公示通则（GB136902009）；（5）危险化学品重大危险源辨识（GB182182009）；（6）石油天然气工程设计防火规范（GB501832004）；（7）汽车加油加气站设计与施工规范（GB501562002）（8）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB500581992）；（9）建筑抗震设计规范（GB500112010）；（10）建筑物防雷设计规范（GB500572010）；（11）建筑灭火器配置设计规范（GB501402005）；（12）消防安全标志设置要求（GB156301995）；（13）低压配电设计规范（GB500541995）；（14）液体石油产品静电安全规程（GB133482009）；（15）企业职工伤亡事故分类（GB64411986）；（16）易燃易爆性商品储藏养护技术条件（GB179141999）；（17）安全标志及其使用导则（GB28942008）；（18）石油化工静电接地设计规范（SH30972000）；（19）防止静电事故通用导则（GB121582006）；（20）供配电系统设计规范（GB500522009）；（21）化工企业总图运输设计规范（GB504892009）（22）生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则（AQT90022006）（23）用电安全导则（GB/T138692008）（24）液体输送用不锈钢无缝钢管（GB/T149762002）（25）职业性接触毒物危害程度分级（GBZ2302010）（26）工业企业总平面设计规范（GB501871993）（27）输气管道工程设计规范（GB502512003）。133委托单位提供的有关资料（1）总平面布置图；（2）XX市煤层气利用项目可行性研究报告。14评价范围本次安全预评价的范围为XX市XX新能源开放利用有限责任公司的煤层气压缩母站、CNG储配站、CNG汽车加气子站、34KM煤层气集输管道、公用工程以及配套辅助设施。15评价程序本次评价程序如图11所示。确定安全评价范围危险、有害因素辨识与分析划分评价单元确定评价方法定性、定量评价前期准备安全评价程序图11提出安全对策措施建议整理、归纳安全评价结论与建设单位交换意见编制安全预评价报告2建设项目概况21建设单位基本概况延边XX燃气集团有限责任公司成立于2003年，注册资本8250万元，固定资产总值31000万元，集团现有十一家全资子公司，公司是具有煤层气的勘探、开发和利用，城市燃气项目建设、运营、燃气工程和燃气管道销售为一体的能源开发及利用企业。XX市XX新能源开发利用有限责任公司,是延边XX燃气集团有限责任公司的全资子公司，坐落在XX市明盛街2777号，负责煤层气的勘探、开发和利用。22建设项目概况1）项目建设单位XX市XX新能源开发利用有限责任公司2）项目总投资7834万元3）项目性质新建项目4）项目规模建设项目为一座移动式煤层气压缩母站，压缩量为500M3/H，年压缩煤层气438万M3，可满足XX市部分居民用户和汽车用户对煤层气的需求。煤层气集输管道34公里，连接煤层气抽采井2口，一座CNG储配站，流量为5000M3/H，日供应管道煤层气24万M3，年供气876万M3，可满足8万户居民用户使用管道天然气。一座CNG汽车加气子站，日供应汽车用户天然气11万M3，年供气400万M3，可满足400台出租车使用天然气作为燃料。23项目建设条件231地理位置XX市位于吉林省东南部的图们江下游地区，与朝鲜民主主义共和国和俄罗斯接壤，地理位置在东经13000321”至13001833”，北纬4202520”至4303018”，面积5145平方公里，总人口28万人，出租车1200台以上。232地质特征XX市自然资源非常丰富。境内有XX、春化、敬信等几个沉煤盆地，煤炭探明储量778亿吨，远景储量约12亿吨以上，是吉林省最大的煤田。XX煤田八连城板石区属在建和新建矿山的井田，煤层气资源保存完好，区块内赋存煤炭储量343858万吨，煤层气资源量1428284万M3。抗震设防烈度按7度设计。233气象条件延边州地处北半球的中温带，属于中温带湿润季风气候。主要特点是季风明显，春季干燥多风，夏季温热多雨，秋季凉爽少雨，冬季漫长寒冷。因为延边东部靠近海洋，西部、北部又有高山作天然屏障，所以它与省内同纬度、同海拔高度的地区比较，冬季气温偏高，夏季气温偏低，年日照时数为23002500小时，年平均气温为26度，极端最高温度为38度，极端最低温度40度，气温大致随海拔高度和纬度的增高而递减，东部高于西部，盆地高于山地。无霜期为100天至150天，由东向西递减。年降水量500700毫米，中部盆地和东北部山谷地区雨量较少，西部山地和东南部近海地区雨量较多。年平均风速为23米秒。24厂区位置及平面布置XX市XX新能源开发利用有限责任公司，位于XX市明盛街2777号。1）移动式煤层气压缩母站本工程因场区位置随煤层气抽采井位置的变化而变化，故本工程不建设固定建筑物。本工程建设移动式撬装煤层气压缩系统、移动野营房或可拆卸彩板房作为站房。根据有关规范规定气瓶车固定停车位及露天的压缩机、加气区等处的生产火灾危险类别为甲类,移动野营房或可拆卸彩板房的生产火灾危险类别为丙类。2）CNG储配站CNG储配站设置在XX市明盛街2777号（XX市XX新能源开发利用有限责任公司院内），距市区31KM，交通便利，管道铺设方便，投资较小。该站占地2937M2，位于煤层气汽车加气子站北侧。储配站分为生产区和生产辅助区。（1）生产区生产区布置在本站西侧，接收区位于生产区的中部，减压区的西部，减压站位于生产区的中部。（2）生产辅助区该区布置在本站东北侧，该区建设站房144M2。消防水池与XX市XX新能源开发利用有限责任公司发电站共用（已经建有600M3一座和4000M3一座露天消防水池）及消防水泵房，位于CNG储配站北侧。CNG储配站四周设置高度为20米的砖砌块实体围墙。生产区与生产辅助区在西侧设置一个对外出入口。本工程出入口大门宽度为15米。站内全部铺设混凝土路面，面积为2793M2。3）CNG加气子站（1）站址选择一期工程只建一个站，站址位于XX市明盛街2777号（XX市XX新能源开发利用有限责任公司院内）占地面积约为3941M2。站址选择要求站内设施与站外建、构筑物距离满足规范的要求，交通方便，路况较好，有利于高压气体半挂车的运输。（2）CNG加气子站总平面布置总平面布置根据城镇燃气设计规范（GB500282006）、建筑设计防火规范（GB500162006）、汽车加油加气站设计与施工规范（GB501562002）等有关规范进行设计。站内东侧建设站房2处，共355M2，耐火等级为二级，采用砖混结构。站内中部为罩棚面积500M2。竖向设计站区雨水采取自然散排，坡度采用5。运输与道路站内全部采用混凝土路面，站内西侧设12M宽大门，用于进出CNG高压气体运输车。南侧共536M全部与站外道路相连，方便加气车辆的出入。详细情况见附件总平面布置图。25主要原料及来源本工程主要原料有煤层气，煤层气是蕴藏在地壳内的一种可燃气体，其主要成份是甲烷，含量往往高达9095；其余是乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等烃类及氮、氦、二氧化碳和少量硫化氢等。本工程主要气源来自XX煤田八连城板石区快煤层气。251气质分析报告（1）XX八连城煤矿煤层气4井序组分分析组分含量无空气基分析组分含量1氧O20552氮N24152253甲烷CH4951997644乙烷C2H60060065丙烷C3H8006二氧化碳CO2005005（2）XX八连城煤矿煤层气5井序组分分析组分含量无空气基分析组分含量1氧O21732氮N28482543甲烷CH4896297284乙烷C2H60150165丙烷C3H8006二氧化碳CO2002003以上气质分析报告为XX煤田八连城区块煤层气地面抽采井2011年11月化验数据。252压力根据XX市XX新能源开发利用有限责任公司煤层气地面抽采井2011年排采记录，XX煤田八连城区块煤层气4井压力为0405MPA5井压力为03505MPA。253流量根据XX市XX新能源开发利用有限责任公司煤层气地面抽采井2011年排采记录，XX煤田八连城区块煤层气4井平均流量为3200M3/D,5井平均流量为2800M3/D。从以上分析数据可以看出，XX煤田八连城区块煤层气中甲烷含量较高，达到89629519，且杂质较低，压力与流量比较稳定，与天然气差别不大。26主要工艺流程261煤层气压缩母站XX八连城煤田区块位于XX西南部，地表为基本农田，因我国土地政策原因，征地建设固定煤层气压缩母站较难，如选择非基本农田建设煤层气压缩母站，势必增加煤层气输送管道长度，增加项目造价，不利于工程建设，加上煤层气抽采井服务年限的不固定性和一期煤层气压缩量较小，故本项目一期工程采用移动式煤层气压缩母站。（1）技术方案选择煤层气压缩装置工艺流程是一个成熟和相对稳定的工艺，在通常采用的工艺流程中主要因脱水工艺的变化而演化为两种工艺流程。脱水工艺分为前置低压脱水和后置高压脱水。对于本工程气源取自试气井放空煤层气及偏远零散气井的煤层气，工作地点不固定的特点，本工程采用后置高压脱水。因压缩母站的位置不固定性，故所采用的压缩设备和净化设备全部采用撬装式设备，便于运输和安装。（2）工艺流程从井口管道引出的煤层气经煤层气输送管道至移动式煤层气压缩母站储气罐（4M3），所供的撬装成套设备直接从储气罐取气。气体首先进入气液分离罐，经过分离后进入除尘过滤器，经过除尘过滤后进入调压计量装置，再进入撬内的缓冲罐进行缓冲、稳压后进入天然气压缩机进行增压至250MPA，通过送气阀门把增压后的天然气送入高压脱水系统进行处理后，最终把处理后的合格气体送入撬内配置的加气柱给CNG高压气体运输车加气。另外撬内还设置了废气回收罐，主要是回收压缩机在压缩过程中，分离出的油、水和高压脱水排出的水，集中后排出撬外。方便用户接管引入安全地带。（3）工艺流程简图（4）压缩冷却方式压缩机冷却方式分三类风冷、混冷、水冷。风冷方式用于北方寒冷地区，在南方炎热地区冷却效果较差。混冷方式常用于城区对噪声要求较高的区域。水冷方式冷却效果好，但在寒冷地区使用不便且使用成本高。在本工艺中采用风冷方式。262CNG储配站（1）储气规模及工艺流程XX市现有居民用户8万户，按达到设计规模，气化率达到100时的用气量计算，日需耗用煤层气24万M3,为了保证向各用户不间煤层气地面抽采井储气罐气液分离罐除尘过滤器调压计量装置缓冲罐煤层气压缩机高压脱水系统加气柱CNG集束管拖车废气回收罐断地正常供气，同时能满足各用户的高峰用气量，天然气输配系统必须具备足够的调峰设施，本工程选用橇装式高压气体贮气设备做为调峰设备。根据国内已供应管道燃气的大中城市的经验，用于日调峰的储气系数为0407。但本工程气源是压缩天然气，规范无明确规定，参照城镇燃气设计规范（GB500282006）733条，考虑气源状况及运输距离较远等因素,故储气系数取15。工艺流程（2）天然气储配站高压气体运输车天然气工程储气系数按15计算，可购置7台高压气体半挂车（5500M3/车），共385万M3作为调峰设施。每天消耗约5台高压气体半挂车储气量,共24万M3，每天保证7台高压气体半挂车在满负荷状态。因此该项目需购置CNG高压气体半挂车（5500M3/车）12台，牵引拖车3台。高压气体运输车是由牵引车、集装箱式拖架、压缩天然气运输车三部分组成，全部外购。天然气气源橇装计量稳压系统橇装压缩系统装车运输每车CNG4550M3压缩天然气卸车接头天然气调压站橇装干燥装置充气柱公福用气工业用气城市输配管网调压设备居民生活用气压缩天然气减压站减压站为整体型橇装设备，内设二级调压及伴热系统,还带有超压放散，紧急切断装置及加溴装置和流量计，其中调压系统分为两路，一开一备。减压站技术先进、自动化程度较高、体积小、运输及安装都很方便。CNG减压站工艺参数减压站入口压力20MPA减压站出口压力04MPA减压站流量5000NM3/H减压站出口温度15主要工艺设备一览表（/站）序号名称规格单位数量1CNG减压撬5000M3/H台12燃气锅炉047MW台23高压气体运输车5500M3台124牵引拖车台3263CNG汽车加气子站（1）工艺流程选择天然气加气站可分为CNG常规站和CNG子母站2种类型。CNG常规站是目前国内建设最多（数量占全国的80以上）、技术最成熟、配套设备最完善的一种加气站建设模式，又称标准站。适应于天然气输配管网的覆盖区域内。CNG子母站是近几年针对管网、征地、安全等条件限制而发展起来的一种无管网输配技术，可以建在输配管网尚未敷设的区域。母站一般建设在城市管网接收门站、调压站或天然气主干管附近，一个母站通常配置46个子站；子站一般建设在主城区。XX市煤层气压缩母站距市区较远，不具备建设标准站的条件，故本项目采用CNG加气子站。目前子站卸气方式有两种，一种是采用压缩机卸气，一种是采用液压油卸气。压缩机卸气方式高压气体运输半挂车将从母站转运来的天然气经优先顺序控制盘分别注入高、中、低压储气装置中储存，然后通过加气机给汽车钢瓶加气。子站一般还需配置压缩机。为提高半挂车的取气率，用压缩机将半挂车内的低压气体升压后，转存到站内储气装置或直接给天然气汽车加气。本项目采用压缩机卸气方式。压缩机卸气方式流程图如下（2）CNG汽车加气站操作系统工艺参数如下表工作压力20MPA；工作能力2000NM3/H；取气率95；钢瓶卸完气后余压1MPA；适应温度4050；主电机功率30KW；进站CNG运输拖车天然气压力25MPA；充装压力2022MPA；设计汽车加气量10000NM3/D。高压气体拖车卸气、计量优先顺序控制盘压缩机储气装置加气机264煤层气供气管道煤层气集输管道是连接各煤层气井的输气管道，本工程一期共4口地面抽采井，二期共20口地面抽采井。由于煤层气井所在地区为农田，地下障碍物较少，故采用直埋铺设，一期预计铺设煤层气集输管道34KM，二期预计铺设煤层气集输管道80KM。考虑到煤层气的压力和煤层气含水的特性，故决定煤层气输送管道采用无缝钢管，连接方式采用手工电弧焊焊接，防腐要求为特加强级防腐，采用四毡五油，因XX市冻土深度为18M，故管道埋深为18M。管径根据建设单位煤层气输送管道路径，经水力计算后确定，管道系统设置凝水缸，凝水缸间距小于500M，阀门采用法兰球阀。27主要设备1）煤层气压缩母站主要设备煤层气压缩母站主要设备表序号名称规格单位数量备注1煤层气压缩机撬530M3/H台12煤层气净化撬台13储气罐4M3台12）CNG储配站主要工艺设备一览表（/站）CNG储配站主要工艺设备一览表序号名称规格单位数量1CNG减压撬5000M3/H台12燃气锅炉047MW台23高压气体运输车5500M3台124牵引拖车台33）CNG加气子站主要工艺设备一览表（/站）CNG加气子站主要工艺设备一览表序号名称数量备注1压缩机撬12加气机43卸气柱14优先顺序盘15储气井3水容积共6M36高压气体运输车35500M37牵引拖车1CNG加气子站主要电气设备一览表设备名称主要性能参数单位数量箱式变压器200KVA座1低压配电柜XL21800X600X2000台1暗装照明箱PXTR43X6/1CM台2UPS电源UH112KW30MIN台104KV电缆M现场实际防雷接地项13）公用工程及辅助设备表公用工程及辅助设备表序号名称规格单位数量备注1消防水泵Q88L/S、H70M台2一备一用2燃气锅炉047MW台2一备一用3柴油发电机组45GF5台14电力变压器S950KVA10/04KV台15全自动气压给水设备QHGD212050套128CNG储配站、加气子站建、构筑物CNG储配站、加气子站内主要建构筑物见下表CNG储配站、加气子站内主要建构筑物表序号名称单位数量结构类型层数1CNG储配站站房M2144砖混结构单层建筑2CNG卸气柱M213消防水池M346004CNG加气子站房M22156砖混结构单层建筑5罩棚M25066固定停车位M258527减压撬M2248压缩机室M712砖混结构单层建筑9修配车间M2144砖混结构单层建筑10控制室M235砖混结构单层建筑11锅炉房M269砖混结构单层建筑12发电机室M235砖混结构单层建筑29控制与报警系统1）煤层气压缩母站压缩机是采气区最重要的工艺设备，其运行控制由成套配置的程序控制柜完成。压缩机及卸气装置运行参数应上传至站内监控室，监控室内安置专用电脑，以便对各个工作环节进行操作及报警。为确保安全，站内各工艺装置撬应设置固定式可燃气体浓度报警器，同时操作工携带便携式可燃气体浓度报警器在生产区检查，当煤层气泄漏浓度达到爆炸下限的20时声光报警。2）CNG储配站温度检测主要完成进出站天然气温度及伴热水管供水、回水温度的检测。压力检测主要完成进出站压力、调压后天然气压力的检测。流量计量由于撬装调压设施带有计量装置，故本工程不另设流量计量装置。煤层气浓度检测生产作业环境可燃气体浓度是一主要生产安全参数。为确保安全生产，卸气区、调压区及密集管网区均设有固定式天然气浓度检测仪，其它生产区的天然气浓度，可采用便携式可燃气体浓度报警器，由工作人员巡回检测。3）CNG汽车加气子站（1）自动控制系统方案压缩机控制柜由撬体主设备生产厂家成套供应。硬件及软件都由主设备厂家成套供应，采用触摸屏人机界面。压缩机内自带温度检测、压力检测、液位检测、报警检测。加气机内设质量流量检测仪表。压缩机及加气机处，可燃气体有可能泄漏的场所设有可燃气体报警器。站内重要参数如可燃气体浓度、天然气压力等设有安全联锁保护功能。为保证生产人员和设备的安全，应对关键参数设置超限报警，同时联锁关闭撬装工艺装置。在现场和控制室内分别设置ESD按钮，在紧急情况下可迅速停止压缩机，ESD按钮只能人工复位。为保证紧急切断系统在紧急情况下可以实现切断，相关操作和数据上传送至上级监控系统。站内设有电脑及打印机（与卡式管理系统配套供应）等站用卡式管理系统，每台加气机引出一根电缆至站用卡式管理系统，用于对加气机的数据进行管理。站内设有摄像头，可对加气，进出入站区实施监控，监控系统信号上传至上级控制中心。（2）可燃气体浓度报警为确保安全，在固定停车位、压缩机撬、加气岛等生产区内设有可燃气体浓度报警器探头，并将信号引至站房内的可燃气体报警器。当可燃气体浓度达到爆炸下限20时报警。可燃气体报警器采用壁挂式安装。（3）现场仪表选型原则压缩机内现场仪表由主设备生产厂家成套供应，选型原则是选用隔爆型仪表。防爆等级为DIIBT4，防护等级为IP65。可耐环境温度3070。视频摄像头在防爆区域内的应采用防护等级为EXDIIBT4、IP65摄像机。监控系统容量应能满足要求，并可以实现通过网络向上级控制中心系统传输信号。可燃气体报警器探头选用ES2000T。MARKETXSRESINCOM站内所有数据均上传至站内工控机。工控机要求有较高的防磁、防尘、防冲击的能力，有长时间工作并可以储存站内重要信息数据的能力。210辅助设施2101供配电（1）煤层气压缩装置煤层气压缩母站用电装置供电负荷为三级负荷，即单回路电源供电即可，本工程生产区域在野外，采用临时电源，设备电压分别为380V和220V，主要为调压撬及仪表用电，总功率约为150KW。因为本工程场地不固定的特点，故煤层气压缩机采用煤层气发动机供电，其他用生活设施电负荷采用柴油发电机供电。电气设备的运行状态上传至采气区PLC控制系统,以及时了解采气区用电设备的运行状态。配电系统所有工艺装置区按爆炸危险分区应划分为爆炸危险“2区”，“2区”内所有电气设备均应选用隔爆型，防爆标识为DBT4。照明设计固定停车位、加气区为有爆炸危险环境场所，其电力及照明设备应选用隔爆型。用电负荷统计表序号负荷名称运行负荷（KW）负荷等级1压缩机系统140三级2其他10三级合计150（2）CNG储配站根据供配电系统设计规范（GB500522009）第202规定CNG储配站用电等级为二级，二级负荷应由两个电源供电，当一个电源发生故障时，另一个电源不应同时受到破坏。故储配站设一路10KV电源做工作电源，备用电源采用柴油发电机。储配站设一台S950KVA10/04KV电力变压器。一台45GF5柴油发电机组。22KW消防泵加装自耦减压起动装置。天然气储配站用电负荷统计表序号负荷名称负荷容量（KW）1加臭泵152照明103机修104其余5合计265（3）CNG汽车加气子站根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB501562002）规定，加气子站供电负荷为“三级负荷”，即单回路电源供电即可。加气站自控仪表装置应设置不间断UPS供电电源。（UH112KW30MIN）。由于固定停车位及压缩机撬位于储存区内，加气机位于加注区，其爆炸危险分区等级为“2区”，所以用电设备电机均应选用隔爆型，防爆标识为DIIBT4。在站房的配电间内设置一台XL21型低压配电箱。配电线路的敷设采用直埋敷设，进出建、构筑物的电缆穿钢管保护并做好防水密封。CNG汽车加气子站用电负荷统计表序号负荷名称电压（KV）设备数量单台容量KW）运行数量需要系数计算负荷KW）负荷等级1压缩机03817510860三级2加气机022202208032三级3卸气柱022102108016三级4站房用电03812010816三级5热风幕000124108192三级6仪表用电0221210816二级7其他03813010824三级8合计15161213变压器台数及容量（KVA）1200KVA无功补偿容量（KVAR）30合计年电能消耗量（104KWH）574（4）公用工程用电用电负荷统计表2102给排水（1）CNG储配站给水储配站生产、生活及消防用水取自城市自来水管道和地下深井。生产用水量储配站生产用水量为192M3/D，主要是冬季站内采暖锅炉耗水。消防用水量储配站设有高压气体半挂车7辆（每辆满负荷可充装天然气5500NM3），根据城镇燃气设计规范（GB500282006）第6519规定,站区内消防用水量为20L/S即72M3/H。因此储配站的消防用水量为72M3/H。火灾延续时间按3H计算，所以消防总用水量为216M3。补充水量每小时不小于10M3/H。给水系统本站在深井泵房内设QHGD212050型全自动气压给水设备一套，直接供给站内生产及生活用水。排水储配站生活污水量10M3/D，与XX市XX新能源开发利用有限责任公司发电站共用其化粪池，生活污水经地下槽处理后接至城市市政污水管道。序号负荷名称运行负荷（KW）负荷等级1生活用电45三级2供暖锅炉热水循环泵40三级3供暖锅炉定压补水泵075三级4供暖锅炉轴流风机055三级5消防泵30二级合计398储配站站内雨水按设计坡度排至站外。（2）CNG加气子站给水加气站内用水主要是生活用水，加气站劳动定员为56人（四班三倒）,全年总用水量300吨。站内用水接自站外市政自来水管道。排水加气站雨水散排出站外。站内设置化粪池，站区生活污水通过管道收集后排入化粪池，定期进行清掏。2103采暖与通风（1）CNG储配站生产换热用热和站房用热采用燃气锅炉供应，选用立式燃气锅炉2台，一开一备，功率为047MW。室外热力管线采用直埋敷设，采用聚氨酯泡沫塑料保温。天然气储配站内热水炉室设强制通风设施。（2）CNG汽车加气子站站内建筑的采暖用热接自站区CNG储配站，站房采暖温度为18。站内热力管网均采用埋地敷设，管道采用预制聚氨酯发泡保温钢管，保温厚度50MM。管线补偿方式为自然补偿。2104消防设施（1）消防水消防用水量消防总用水量为216M3。补充水量每小时不小于10M3/H。消防水池与XX市XX新能源开发利用有限责任公司发电站共用消防水池，原发电站内已经建有600M3消防水池一座，露天消防水池4000M3一座，消防给水泵房一座，消防水泵房内设置DFW100250A型水泵两台，一开一备，单台Q88M3/H，H70。卸气区、减压站及生活区周围布置5台地上式消火栓及地下环形消防给水管道，事故时启动消防水泵，抽吸消防水池水，通过地下环状消防给水管道供水到消火栓等消防设施。（2）消防器材煤层气压缩母站根据场站内危险等级的划分，按照建筑灭火器配置设计规范（GB501402005）、城镇燃气设计规范（GB500282006）之规定，配置相应类型相应数量的灭火器。煤层气压缩母站配置一览表建筑物名称灭火器型号数量采气区配置推车式干粉灭火器MFT352具压缩机手提式干粉灭火器MF87具加气柱手提式干粉灭火器MF81具站房手提式干粉灭火器MF24具CNG储配站按建筑灭火器配置设计规范（GB501402005）、城镇燃气设计规范（GB500282006）之规定，在储配站减压区、卸气区、热水锅炉室等配置相应类型相应数量的灭火器。根据汽车加油加气站设计与施工规范（GB501562002）、城镇燃气设计规范（GB500282006）的规定，加油加气站不设消防水系统。在压缩机撬、固定停车位、加气岛、油罐区等处设置灭火器材，以便灵活有效地扑灭室内、外初起火灾。灭火器材设置地点、型号及数量见下表。加气子站灭火器配置一览表建筑物名称灭火器型号数量固定停车位推车式干粉灭火器MFT351具压缩机手提式干粉灭火器MF82具配电间、控制室手提式干粉灭火器MF82具储气井手提式干粉灭火器MF82具加气岛手提式干粉灭火器MF46具2105防雷和接地（1）移动式煤层气压缩母站按建筑物防雷设计规范（GB500572010）规定，工艺装置区的防雷按二类防雷建、构筑物进行设计。采气区设备应设置静电接地栓。采气区建筑物的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地，弱电接地等采用共用接地系统，接地电阻不大于4。采气区工艺设备及管线应采取防静电接地，煤层气管道法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。配电系统所有工艺装置区按爆炸危险分区应划分为爆炸危险“2区”，“2区”内所有电气设备均应选用隔爆型，防爆标识为DBT4。（2）CNG储配站工艺装置区及建构筑物的防雷按建筑物防雷设计规范（GB500572010）第202条，第321条规定，储配站工艺装置区的防雷按二类防雷建、构筑物进行设计，其它按二类或三类防雷建、构筑物进行设计。在整个工程中，储配站防雷设计分别整体考虑做防雷接地网。工艺装置区及建、构筑物防静电措施本工程防静电接地设计执行石油化工静电接地设计规范（SH30972000）,防雷接地网接地电阻10。储配站工艺装置区及建、构筑物做防静电接地网。静电接地体的接地电阻应小于100。CNG储配站防爆场所的电气设备，按1区防爆场所选用电气设备。（3）CNG加气子站煤层气汽车加气子站易产生燃气泄露的生产场所主要为卸气区。根据建筑设计防火规范（GB500162006）、汽车加油加气站设计与施工规范（GB501562002）的规定，其危险等级见下表CNG加气子站站危险区划分表场所或装置生产分类危险等级危险介质备注压缩机撬区甲二区CH4气瓶车固定停车位甲二区CH4加气区甲二区CH4对表中所列的危险区域，必须作为火灾防范的重点部位，采取完善的消防安全措施，来保证安全生产。按现行建筑物防雷设计规范（GB500572010）规定，工艺装置区的防雷按二类防雷建、构筑物进行设计，其它按三类防雷建、构筑物进行设计。加气罩棚的防直击雷措施采用避雷带保护。加气站内加气机及加气枪应设置静电接地栓。站内建筑物的防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地，弱电接地等采用共享接地系统，接地电阻不大于4。所有设备正常不带电的金属外壳，电缆铠装等应接地。站内工艺设备及管线应采取防静电接地，天然气管道胶管两端等连接处应用金属线跨接。211安全管理机构公司设置有专门的安全管理机构和配备专职安全管理人员。安全管理机构为公司安保部，全面负责该公司安全管理、安全检查、安全教育和培训等各项安全工作。212环境保护1）废气治理措施CNG储配站内采用操作灵活，密封性能好的阀门，可避免煤层气泄露，并设有甲烷浓度超限报警仪，当发现有煤层气泄露时能够及时处理。2）废水治理措施本工程储配站正常运行时，无生产废水排放。操作时，产生的少量污水及机械杂质通过排污管道排入排污坑进行沉淀处理，并定期清除，生活污水经化粪池处理后排入站外排水沟，满足排放要求。3）噪声治理措施对压缩机撬进行隔音，储配站有气流噪声产生，设计中选用进品的低噪音调压器，以达到该地区要求的标准。通过站区围墙及绿化带的隔音，吸音，使厂界噪音昼间降至65分贝以下，可低于工业企业厂界噪声标准的类标准。对于施工期间的打夯机噪声，现无有效的治理措施，建议尽量避免夜间施工。4）其它治理措施管线采用埋地敷设，施工完成后恢复自然地貌，恢复沿线植物，管道对地表植物无影响。不会造成生态环境的破坏。5）绿化设计站内绿化根据生产及当地特点，选用能抵抗有害气体，适应性强、生命力强的树种及草皮。213节能减排1）节能措施（1）本着高效、安全、节能的原则，设备及材料在技术先进，选型合理的前题下，尽量考虑节能增效。（2）采用操作灵活，密封性能好的阀门，尽量避免燃气泄漏损失。（3）合理定员，降低生活能耗。（4）加强计量管理，做到计量准确。2）节能效益本项目全部建成达到设计规模，煤层气压缩母站年可压缩煤层气2678万M3，折合标准煤32519T，CNG储配站年可供应煤层气876万M3，折合标准煤10637T，CNG汽车加气子站年可供应煤层气1205万M3，折合标准煤14632T。3主要危险、有害因素辨识危险是指特定危险事件发生的可能性与后果的结合。危险因素是指能对人造成伤亡或对物造成突发性损坏的因素，强调突发性和瞬间作用。从其产生的种类及形式来看，主要有火灾、爆炸（物理爆炸、化学爆炸）、中毒窒息、车辆伤害、触电事故等。有害因素是指能影响人的身体健康，导致疾病，或对物造成慢性损害的因素，强调在一定时间范围内的积累作用。主要有毒物、噪声与振动、辐射、高温、低温等。能量、有害物质的存在是危险、有害因素产生的根源，系统具有的能量越大，存在的有害物质数量越多，系统的潜在危险性和危害性也越大。能量、有害物质的失控是危险、有害因素产生的条件，失控主要体现在设备故障、人为失误、管理缺陷、环境因素四个方面。本报告通过对该企业有关资料的分析、结合现场的调研情况，分析确定该工程的主要危险、有害因素的种类、分布及其可能产生的方式和途径。31物料的危险特性根据中华人民共和国国务院令第591号危险化学品安全管理条例第三条本条例所称危险化学品，是指具有毒害、腐蚀、爆炸、燃烧、助燃等性质，对人体、设施、环境具有危害的剧毒化学品和其他化学品。天然气是一种十分复杂的混合物，其主要成分以烷烃为主，根据来源的气田不同，其主份也有不同，其中以甲烷最多，含量通常在8097左右，其他还有少量的乙烷、丙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、氮气、硫化氢等，由于天然气以甲烷为主，其物理化学性质与甲烷十分相似。根据危险、有害物质的特性资料分析，现按照化学品分类和危险性公示通则（GB136902009）、建筑设计防火规范（GB500162006）和职业性接触毒物危害程度分级（GBZ2302010）对其危险有害因素小结。见表31。物质危险、有害因素分析表表31序号物质名称危险化学品分类火灾危险性类别毒物危害程度分级1天然气第21类易燃气体甲类轻度危害从上表中可以看出，天然气为易燃易爆气体，不仅容易引起火灾，一旦由于泄漏形成爆炸性混合气体，还会引起爆炸。此外天然气虽然毒性较小，但高浓度的气体会导致人畜窒息。甲烷理化性质及危险特性表表32中文名甲烷分子式CH4标识分子量1605CAS号74828危规号21007（压缩）21008（液化）性状无色无臭气体。熔点1826溶解性微溶于水，溶于乙醇、乙醚、苯、甲苯等。沸点1614相对密度（水1）042（164）饱和蒸汽压/KPA5332（1688）相对蒸气密度（空气1）055临界温度826燃烧热（KJMOL1）8908临界压力MPA459闪点188引燃温度537稳定性稳定聚合危害不聚合理化性质禁忌物强氧化剂、氟、氯。主要用途用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造。燃烧性易燃燃烧分解产物一氧化碳、二氧化碳爆炸极限（体积）515危险性类别第21类易燃气体危险特性易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物，遇热源和明火有燃烧爆炸的危险。与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触发生剧烈反应。燃烧爆炸危险性灭火方法切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。消防人员必须佩戴空气呼吸器、穿全身防火防毒服，在上风向灭火。尽可能将容器从火场移至空旷处。喷水保持火场容器冷却，直至灭火结束。灭火剂雾状水，泡沫、二氧化碳、干粉。接触限值中国未制定标准美国（ACGIH）未制定标准健康危害侵入途径吸入健康危害空气中甲烷浓度过高时，能使人窒息。当空气中甲烷达2530时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速、共济失调。若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化气体可致冻伤。急救措施皮肤接触如果发生冻伤将患部浸泡于保持在3842的温水中复温。不要涂擦。不要使用热水或辐射热。使用清洁、干燥的敷料包扎。就医眼睛接触不会通过该途径接触。吸入迅速脱离现场至空气新鲜处。保持呼吸道通畅。如呼吸困难，给输氧。呼吸、心跳停止，立即进行心肺复苏术。就医食入不会通过该途径接触。防护工程控制生产过程密闭，全面通风。呼吸系统防护一般情况下不需要特殊防护，但建议特殊情况下佩戴过滤式防毒面具（半面罩）。眼睛防护一般情况下不需要特殊防护，高浓度接触时戴化学安全防护眼镜。身体防护穿防静电工作服。手防护戴一般防护手套。其他防护工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。进入限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。应急泄漏处理消除所有点火源。根据气体扩散的影响区域划定警戒区，无关人员从侧风、上风向撤离至安全区。建议应急处理人员戴正压自给式呼吸器，穿防静电服。液化气体泄漏时穿防静电服。作业时使用的所有设备应接地。禁止接触和跨越泄漏物。尽可能切断泄漏源。若可能翻转容器，使之逸出气体而非液体。喷雾状水抑制蒸气或改变蒸气云流向，避免水流接触泄漏物。禁止用水直接冲击泄漏物或泄漏源。防止气体通过下水道、通风系统和限制性空间扩散。隔离泄漏区直至气体散尽。操作注意事项密闭操作，全面通风。操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。远离火种、热源，工作场所严禁吸烟。使用防爆型的通风系统和设备。防止气体泄漏到工作场所空气中。避免与氧化剂接触。在传送过程中，钢瓶和容器必须接地和跨接，防止产生静电。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。储运注意事项储存注意事项钢瓶装甲烷储存于阴凉、通风的易燃气体专用库房。远离火种、热源。库温不宜超过30。应与氧化剂等分开存放，切忌混储。采用防爆型照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。运输注意事项采用钢瓶运输时必须戴好钢瓶上的安全帽。钢瓶一般平放，并应将瓶口朝同一方向，不可交叉；高度不得超过车辆的防护栏板，并用三角木垫卡牢，防止滚动。运输时运输车辆应配备相应品种和数量的消防器材。装运该物品的车辆排气管必须配备阻火装置，禁止使用易产生火花的机械设备和工具装卸。严禁与氧化剂等混装混运。夏季应早晚运输，防止日光曝晒。中途停留时应远离火种、热源。公路运输时要按规定路线行驶，勿在居民区和人口稠密区停留。铁路运输时要禁止溜放。32周边环境和总平面布置危险性分析1）周边环境影响分析该项目煤层气压缩母站因场区位置随煤层气抽采井位置的变化而变化，故不建设固定建筑物，建设移动式撬装煤层气压缩系统、移动野营房或可拆卸彩板房作为站房。XX市XX新能源开发利用有限责任公司CNG储配站、CNG加气子站坐落在XX市明盛街2777号，该厂区东侧距离M、西侧为XX市XX新能源开发利用有限责任公司发电站距离M、北侧为XX市XX新能源开发利用有限责任公司办公综合楼距离M、南侧隔一条马路为农田距离加气子站M，不会对该项目产生影响。2）总平面布置危险性分析该项目CNG储配站和CNG加气子站设置在XX市明盛街2777号，占地6878M2。从总平面图可以看出，厂区分为两部分即CNG储配站和CNG加气子站。CNG储配站分为生产区和生产辅助区，生产辅助区包括消防水池、消防泵房、锅炉房、配电间等。该项目功能分区比较明确，生产区建筑物的防火间距能满足城镇燃气设计防火规范（GB500282006），建筑设计防火规范（GB500162006）的要求。33生产过程中危险、有害因素分析331火灾、爆炸煤层气属于甲A类易燃、易爆的危险性物质，具有较高的火灾、爆炸危险性，一旦泄漏就会在空气中扩散形成爆炸性气体混合物，存在因装置泄漏或工艺失控，如遇明火、火花、高温等激发能源而引发燃烧爆炸事故，重者给国家和人民生命财产造成损失，轻者对职工身体健康造成影响。引起火灾和爆炸的主要因素有（1）大量泄漏。高压气体运输车、卸气柱、调压装置、CNG减压装置、压缩机、加气机、管道和法兰等处由于设备腐蚀老化等原因造成泄漏；阀门、仪表、报警装置、显示器损坏或失效，使生产工艺过程失去了控制；由于操作人员的工作失误，如开错阀门、违反操作规程造成物料泄漏。（2）物料在输送、装卸过程中如果流速过快或泄漏会产生静电，如果静电接地达不到要求导致静电积累，一旦泄漏也可引起火灾爆炸事故。（3）在进行动火作业时，没有认真执行动火作业安全操作规程，也可引发火灾爆炸。（4）如果装置未设置防雷设施或防雷设施不符合要求，可能导致设备设施发生雷击事故，进而可能引发火灾爆炸。（5）电缆质量不好、电缆隔热、散热不良，超负荷运行设备等引起电缆发热；电缆绝缘老化，接触不良电缆沟被车辆压坏，造成瓷套管破裂损坏，潮湿或积水引起短路；电缆接头不好，接头材料选择不当，接头氧化；电气设备不防爆或不符合要求都容易发生电气火灾。（7）在天然气泄漏积聚的场所，使用易产生火花的金属工具或机械装备，开启电灯照明，甚至在场人员身穿化纤服装，摩擦产生的静电火花均会引起火灾。332容器爆炸压缩机、储气罐、高压气体运输车和燃气锅炉等属于压力容器，因安全附件（安全阀、压力表等）失效、失控、金属材料腐蚀、疲劳或维护保养不当时、管道堵塞