加油加气站安全预评价报告

重庆科技学院《安全评价》课程设计报告学院:__安全工程学院__专业班级:学生姓名:学号:设计地点（单位）_____石油安全科技大楼K324________

设计题目:__《金州加油加气站安全预评价报告》______完成日期：2013年1月16日指导教师评语:___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________成绩（五级记分制）:________________

指导教师（签字）:________________前言依据《中华人民共和国安全生产法》、《关于加强建设项目安全设施“三同时”工作的通知》等有关规定，新、改、扩建项目在可行性研究报告完成之后，建设单位必须委托具有安全评价资质的单位对其建设项目进行安全预评价。因此，金州加油加气站委托重庆科技学院安全工程学院对工程项目进行安全预评价。接受委托后，我们运用系统安全工程、事故后果模拟科学评价方法，分析和预测了该建设项目可能存在的危险、有害因素的种类和程度，提出了合理可行的安全对策措施及建议，编制了安全预评价报告。报告在编写过程中，得到了金州加油加气站以及相关单位的大力支持及帮助，谨此表示诚挚的感谢！目录TOC\o"1-3"\h\u1目的 42评价依据 52.1法律、法规 52.2主要技术标准、规范 53项目概况 73.1地理位置及自然条件 73.2加油加气站主要工程内容 83.3总平面设计 83.4工艺流程 93.5主要设备 103.5.1加气部分 103.5.2加油部分 143.5.3管材选择和管道敷设 143.5.4、焊缝检验和压力试验 153.5.5给水排水系统 153.5.6防火设计 153.5.7供配电及仪表 163.5.8环境保护 184项目危险、有害因素分析 204.1危害、有害因素辨识的依据 204.2危险、有害因素辨识的过程 204.3危险、有害因素分析 214.3.1汽油、柴油的理化参数 214.3.2作业事故 214.3.3汽油的特性分析 234.3.4柴油的特性分析 234.3.5天然气的特性分析 245安全评价方法和评价单元 255.1评价单元划分结果及理由 255.1.1评价单元的划分原则 255.1.2本项目评价单元的划分结果及理由 255.2评价方法简介 265.2.1安全检查表法（SCL） 265.2.2预先危险性分析法（PHA） 265.2.3事故树分析法 276定性定量评价 286.1站场工程单元 286.1.1站场工程评价单元安全检查表 286.1.2事故树中相关符号及代表意义 346.1.3爆炸事故树分析 356.1.4预先危险性分析 386.1.5站场工程评价结果分析 436.2公用工程单元 436.2.1站址选择及总平面布置安全检查表 436.2.2加气站工程预先危险分析表 486.2.3公用工程评价结果分析 536.3自然环境和社会环境单元 536.3.1加气站自然环境和社会环境安全检查表 536.3.2加气站评价结果分析 576.3.3加气站电气设备预先危险性分析表 576.3.4评价结果分析 607安全对策措施及建议 617.1站场工程单元的安全措施 617.2公用工程单元的安全措施 627.3自然环境和社会环境单元的安全措施 628安全预评价结论 648.1结果分析 648.2安全预评价结论 641目的①分析和预测金州加油加气站存在的危险、有害因素、可能导致的危险以及有害后果的程度。②通过评价查找加油加气站在安全设施方面和安全管理方面存在的安全隐患，并提出合理可行的整改建议和防范措施，以达到最低事故率和最少损失。③做出客观的评价结论，为金州加油加气站的安全决策提供建议，为政府安全生产管理部门实施监察、管理提供依据。2评价依据2.1法律、法规对该项目进行安全预评价所依据的主要法律、法规如下：《中华人民共和国安全生产法》《中华人民共和国劳动法》《中华人民共和国消防法》《特种设备安全监察条例》（国务院第373号令）2.2主要技术标准、规范《安全评价通则》（AQ8001—2007）；《安全预评价导则》（AQ8002—2007）；《城镇燃气设计规范》GB50028-2006《建筑设计防火规范》GB50016-2006《汽车加油加气站设计及施工规范》GB50156-2002(2006年版)《车用压缩天然气》GB18047-2000《汽车用压缩天然气钢瓶》GB17258-1998《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010《大气污染物综合排放标准》DB11/501-2007《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009《压力管道安全管理及监察规定》劳部发[1996]140号《建筑抗震设计规范》GB50011-2010《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058-1992《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005《采暖通风及空气调节设计规范》GB50019-2003《建设项目环境保护设计规定》《建设项目环境保护管理条例》《声环境质量标准》（GB3096－2008）《中华人民共和国建设项目环境保护条例》《中华人民共和国消防法》《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-1998《环境空气质量标准+修订单》GB3095-1996（2000年）《压力容器无损检测》《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-20083项目概况3.1地理位置及自然条件北部新区高新园大竹林组团G标准分区G6－4号地块。该工程规划用地面积3278M2，总建筑面积约1153.74M2，均为工业建筑。屋面防水等级为II级。外墙漆饰面，包括营业房、压缩机房、加油加气棚等。重庆市及周边区县随着城市的发展，机动车保有量迅猛增加。据测定，城区大气污染中79.5%的CO、74%的NOX和34%的HC是机动车辆排放的，这不仅浪费原料，而且成倍地增大汽车胡污染物排放量。汽车排放污染物的高度正是人体活动的高度范围，道路两侧正是人群集聚，密度极高的区域。因此汽车排放的污染物最直接，最严重地侵害人体健康。主要技术经济指标：222建筑密度46.4%容积率0.3762绿化率28.2%2实体围墙191.8m2土方工程量：填方14950m3①新建日供气量3万m3的加气站一座，供400～600辆汽车加气。②合建储油量为60m的加油站。站内安装加湿器1台、脱硫装置1套、天然气压缩机3台、1套天然气再生干燥装置、4台防爆风机、2台循环冷却水泵（1用1备）、1台冷却塔、1套软水装置，6台双枪加气机、4口储气井（单口水容积3m3）、93#汽油罐2个（单罐容积15m3）、97#汽油罐1个（单罐容积15m3）、0#柴油罐1个（单罐容积30m3）、四油品四枪加油机4台以及站内照明、空调、控制系统。本区抗震设防烈度为6度。拟建加油加气站站内设施包括：加油加气岛、压缩机房、仪表间、变配电室、脱硫区、脱水区、储气井、站房、循环水池、埋地油罐等。本加油加气合建站位于在重庆市北部新区大竹林组团，交通便利，地势相对比较的平坦，具体布置如下：本平面设计根据工艺要求，结合站内设施的情况，将加油加气岛沿场区靠公路布置；站房布置加气区的南侧，共两层。主要生产用房布置在场地东侧，包括压缩机室和储气井、脱硫区。油罐区布置在场区的西侧，进口处。各个建构筑物之间的间距严格遵循现行的《汽车加油加气站设计及施工规范》、《建筑防火设计规范》。本方案设计的优点是：布置紧凑，节约投资。详见总平面布置图。公路接口的标高，定为316.90和321.90米。由于站外道路坡度较大，站风进口道路通过延长长度降低道路标高。站场路面采用混凝土，路面宽度不小于4米，最小转弯半径12米。①加气部分：进气计量系统——脱硫系统——压缩机系统——脱水系统——储气系统——售气系统。由站外来的天然气经调压计量后进入脱硫装置，然后进入压缩机增压至25MPa，再进入脱水装置进行干燥处理，使其水露点达到有关规定要求，随后进入顺序控制盘，其出口分高、中、低三条管线引出，分别向高、中、低三组储气井充气，进行气体的高压储存。压缩天然气经过售气机计量后充入天然气汽车车载钢瓶，供压缩天然气汽车使用。当站内储气井天然气压力降到20MPa以下时，控制系统自动用天然气压缩机直接向汽车充气，然后压缩机继续工作，给站内储气井充气，使储气井的压力保持在20MPa以上，以满足汽车的充气要求，减少压缩机的频繁启动，减少运行成本。为节约投资，除高压阀门采用进口产品外，其它设备选用国产设备。加油部分：加油系统包括成品油进站过滤、储存、加油等系统。由站外来的成品油经汽车槽车运至站内，经过滤后进入储油装置。成品油经油罐潜油泵抽送至加油机，以满足汽车加油的要求。进站成品油经汽车槽车运至储罐区，采用自流方式卸油，同时对成品油进行过滤。汽油、柴油储罐均采用地下直埋卧式罐，本工程拟采用4台直埋卧式罐,其油品分配为：2台93#汽油罐（15m3）、1台97#汽油罐（15m3）和1台0#柴油罐（30m3）。油罐外表面采用石油沥青特加强级防腐绝缘保护，顶部覆土厚度不小于0.5米。将储存的成品油通过售油机向用户进行销售，为保证售油精确计量，设计选用采用智能型四油品四枪售油机4台。①进站和计量接市政天然气管网的DN150的天然气管道进入本站后，由于来气压力在0.2-0.3MPa左右，天然气通过智能旋进漩涡流量计进行计量，设计选用LUXZ-Ⅱ-150B一套，智能旋进漩涡流量计前端装有过滤精度为5μm的高效过滤器。并配UNIFLO902TC温度体积修正仪.旋进漩涡流量计技术参数：流量范围：100～40003／h②脱硫硫化氢是一种酸性腐蚀性介质，特别是及水份结合其腐蚀性更强，直接影响车载钢瓶的寿命和设备的运行安全。一旦车载钢瓶在行驶中发生爆裂，对天然气汽车的推广、发展负面影响大，故国家标准严格控制压缩天然气中硫化氢含量（不得超过15mg/m3）。本站所接气源为市政天然气管网，城市使用的天然气中硫化氢含量时有超标。故设置脱硫装置对天然气中的硫化氢进行精脱。设计选用干式脱硫塔两个，填装CT8-6固体脱硫剂，其以氧化铁为主要活性成分，并添加多种催化剂制成。通常情况下脱硫塔一用一备，也可以两个并联或串联使用。脱硫系统包括一个加湿器、二个脱硫塔、一个缓冲罐，设计压力为2.0MPa，由专业厂家配套提供。脱硫剂主要物理性质及技术指标：规格：φ(4～5)(5～15)侧压强度：≥40N/cm2硫容：≥30%脱硫塔（两台，一用一备）规格：DN1000缓冲罐（一台）规格：V=5m3回收罐（一台）规格：V=2m3③压缩系统经过脱硫后的天然气进入压缩机内进行加压压缩，把压力为0.2-0.3MPa的天然气加压到25MPa。CNG压缩机是加气站的核心设备，采用3台压缩机。CNG压缩机选择两台L型和一台D型，L型压缩机单台排气量为600m/h，D型压缩机单合排量为1000m3/h,3台压缩机同时工作时，实际排气量1760～1870m/h。CNG压缩机技术参数：型号：L型、D型结构型式：水冷式吸气温度：≤30°C吸气压力：0.2-0.3MPa排气温度：冷却前≤160°C,冷却后≤45°C排气压力：25MPa排气量：600Nm3/h（L型），1000Nm3/h，（D型）。压缩级数：4级循环水量：30T/h—0.35MPa（表压）冷却水进水温度：≤32℃电机功率：132kW（L型），220kW（D型）④脱水系统由于天然气中含有一定量的水份，在高压状态下，会压缩析出水分,同时冷凝水如果及一定的硫化氢结合，则会对设备及钢制容器造成腐蚀，对设备的安全性危害很大，而且水及氧、二氧化碳结合，也会形成腐蚀作用，所以必须进行深度脱水。天然气经深度脱水装置脱水后，降至-13℃以下。脱水装置再生用天然气为脱水后的天然气，工作压力为0.9～1.0MPa，再生后的天然气进行冷却分离出游离水后，进入回收罐，引入压缩机的进口管道内。再生气量为20～40Nm3/h·台。设计采用1套CNG高压深度后置脱水装置，单台天然气处理量为2500Nm3／h。在水装置出口管道上设在线水份仪，实时检测天然气的水含量。技术参数：单台天然气处理量：2500Nm3/h进气压力：25MPa天然气进气温度：≤45℃脱水后天然气露点：＜-55℃冷却方式：水冷再生方式：闭式循环再生气量：20～40Nm3／h吸附周期：8h再生时间：5h⑤储气目前储气系统采用的储气方式主要有：钢瓶组储气、大容积储气罐储气、地下储气井储气。钢瓶组储气由于每个钢瓶的公称容积为80L，整个储气系统钢瓶数量多，占地面积大，管道连接点多，易泄漏，检测工作量大，但投资低。大容积储气罐属较新的储气装置，具有接口少，管理方便的优点，但投资较高。地下储气井是向地下钻井，每口井深150ｍ，下直径7″套管，占地面积小，安全性能较好，运行费用低，虽存在施工难度大，一次费用高，漏气不易发现等缺点。但随着技术的进步及经验的积累，较以前已经取得了长足的进展。综合比较，本设计暂按储气井储气设计。本站储气设施的储气容积为12m3（水容积），按高(1口)、中(1口)、低压(2口)分组，共设4口井，总共储气3000m。技术参数：公称容积：3m3设计压力：27.5MPa工作压力：25MPa设计井深：150m⑥售气系统将储存的高压气体，通过加气机向用户进行销售，为保证售气精确计量，选用智能型质量流量计的三线双枪加气机6台。加气机设有拉断快速关闭阀，在加气过程中，如果汽车因意外事故突然开动，加气枪和加气机将自动断开，并能在同时快速关闭气源。加气机两侧设有0.5米高DN80的钢制防撞栏。技术参数：设计压力：27.5MPa工作压力：≤25MPa每支枪流量范围：2～22Nm3／min计量准确度：0.5级工作温度：-25～75℃工作电源：220V功率：200W防爆等级：ibdmeⅡAT4⑦循环冷却水系统压缩机在加压过程中将产生大量的热，机组需采用水冷却，冷却水耗量约为30ｔ／ｈ·台，进水温度≤30℃，回水采用150吨玻璃钢冷却塔冷却。循环冷却水池容量60m3。循环水池进水采用FLECK5600型软水处理器，循环水池出水采用JLTY-4P型反冲式过滤器。⑧天然气紧急放空系统CNG站在正常生产时，不会出现天然气泄漏，但在工作异常情况下，如管道阀门被关闭，设备出现故障等，为保护设备和管道的安全，天然气将通过安全阀泄放。泄放系统分为高压气放散和低压气放散两个系统，高压气放散系统负责压缩机及之后的设备管道（放散管汇总）放散，靠压缩机室外墙设置，高出建筑物2m，低压气放散系统负责进气系统和净化系统的放散，放散管道设在脱硫塔上，利用脱硫塔的放散管（放散管汇总），放散管高于脱硫塔2m。站内放散管设置按《汽车加油加气站设计及施工规范》（GB50156-20022006年版）的要求执行。表3.1主要工艺设备一览表序号名称技术参数单位数量备用1智能旋进漩涡流量计流量范围：100-4000m3/h台12脱硫装置φ(4～5)(5～15)处理量为3000m3/h套13天然气压缩机入口压力:0.2-0.3MPa,出口压力：25mp,L型,Q=600m/h,电机功率132kW。台24天然气压缩机入口压力:0.2-0.3MPa，出口压力:25MPa。D型,Q=1000m3/h,电机功率220kW台15后置高压深度脱水装置单台天然气处理量：2500Nm3/h，进气压力：25mp套16顺序控制盘AR-4型个17CNG储气井设计压力27.5mp,单口容积3m3口48三线双枪加气机设计压力：27.5MPa,每支枪流量范围：2～22Nm/min台6①主要设备及技术参数1）油罐（4台）公称容积15m3油罐（3台）：直径：ф2100mm长度：L=4900mm公称容积30m3油罐（1台）：直径：ф2500mm长度：L=6100mm2)潜油泵(4台)型号：JYB-60功率：1.5kW3)加油机(四油品四枪4台)双枪售油机技术参数：型号：CH261-238功率：N=100w流量：6-60L/Min设备见表3.2。表3.2设备序号名称型号单位数量备注1埋地油藏VN=15m3台293#汽油VN=15m3台197#汽油VN=30m3台10#汽油2潜油泵JYB-60台43加油机流量范围：6-60L/Min台4四油品四枪②液位测量系统地下油罐没有量油孔，为了提高本站的管理水平，油罐上没有高液位报警功能的液位接口，可在站内设相关的控制系统，精确观察油品液位高低，并及加油机计量系统核算，可及时了解售油情况，发现可能出现的漏油事故。3.5.3管材选择和管道敷设原料天然气管道设计压力不超过1.6MPa，选用20#无缝钢管，其技术性能满足《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008；压缩天然气管道采用流体输送用不锈钢无缝钢管，材质为不锈钢（0Cr18Ni9），其技术性能满足《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2002。油品管道设计压力0.6MPa，选用10#无缝钢管，其技术性能满足《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008。站外天然气管道均埋地敷设，站内原料天然气管道采用埋地或架空敷设，压缩天然气采用地沟或埋地敷设。埋地敷设的天然气管道和油品管道均三层PE加强级防腐，架空敷设的天然气管道采用二道底漆、二道面漆防腐。除压缩天然气管道及设备相接处采用高压卡套连接外，其余管道采用焊接连接。压缩天然气管道上设有高压球阀（PN32MPa），原料天然气管道设有球阀和安全阀。焊缝检验和压力试验站内所有管道焊缝采用100%Ｘ射线照像检验，天然气管道检验质量不得低于《压力容器无损检测》（JB4730）规定的Ⅱ级，油品管道检验质量不得低于《压力容器无损检测》（JB4730）规定的Ⅲ级。管道和设备吹扫合格后作强度和严密性试验。设备的强度试验压力为设计压力的1.25倍，管道的强度试验压力为设计压力的1.5倍。试验介质为洁净水。严密性试验为设计压力，试验介质为压缩空气。①33/h。水源由市政给水系统供给，接管管径DN50，供水压力为0.2-0.4MPa。②生产给水系统：冷却塔型号为LBCM-150，选用一个。冷却循环泵型号为DFG100-315/4/15，选用两台，一用一备。排水系统：DN200、DN300污水、雨水管道采用HDPE双壁波纹排水管。其余的管道采用PVC-U管。3.5.6防火设计①脱硫系统脱硫系统主要危险操作是更换失效的脱硫剂，失效的脱硫剂主要是硫化亚铁，在空气中氧化会自燃。因此更换脱硫剂时必须采取必要的安全防护措施确保生产安全。②压缩机及储气井压缩机及储气井为甲类生产区域，内设有可燃气体浓度检测装置，当发生天然气泄漏时，报警并自动开启轴流风机，避免避免平台内天然气积聚发生危险。储气井进气总管上设有安全阀、压力表，可方便观察压力，同时在意外时，可通过安全阀放散泄压。③阀门及管道设计选用国外优质阀门，确保质量。站内天然气管道全部采用无缝钢管，其中原料天然气管道采用20#钢，其技术性能满足《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008；压缩天然气管道采用流体输送用不锈钢无缝钢管，材质为不锈（0Cr18Ni9），其技术性能满足《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2002。油品管道设计压力0.6MPa，选用10#无缝钢管，其技术性能满足《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008。④汽、柴油罐采用汽、柴油专用油罐埋地安装，油罐安装前已作特加强级防腐，油罐周围回填干砂。油罐通气管上装有阻火器。⑤灭火器配置：灭火器配置见表3.3。表3.3灭火器配置区域推手式干粉灭火器MFT/ABC35手提式干粉灭火器MF/ABC4手提式干粉灭火器MF/ABC8二氧化碳灭火器MT5站房8加气站立柱旁7加油站立柱旁3压缩机房22仪表间2变配电间4储气井1卸油点11工艺区23.5.7供配电及仪表①变、配电系统1）本加油加气站电源用电负荷按三级负荷设计。站内的变配电间、加油加气岛罩棚、压缩机房均设事故照明。2）该站拟从市电网引一回10kV电源至站内室外变电站，做为站内所有用电设备的电源，加油系统考虑设置1台柴油发电机做为备用电源。变配电间设于非防爆场所。②供配电系统站内设变配电间一间，高压配电柜2面，设10/0.4/0.23kVSCR11-800kVA,室内干式变压器一台，设补偿柜一面补偿柜内设无功功率因数表,变压器低压侧集中设置补偿电容250kvar。补偿后功率因数达0.92以上。设GCS低压开关柜4面。低压配电柜采用GCS配电柜,短路稳态电流值按25kA选择低压开关柜内元件,低压进线柜内设电流电压表,低压配电设过电流、短路保护和接地故障保护。低压配电出线回路设总电流表。在防爆区域内的所有电气设备均采用隔爆型。在加气站信息系统应设置应急电源，设一套UPS不停电电源，型号为UPS-5000,容量为5kVA,电压为220V,维持时间1.5h。③照明变配电间200Lx，功率密度不大于8W/m2；仪表室、办公室300LX，功率密度不大于11W/m2；加油加气岛100LX，功率密度不大于6W/m2。④设备选型及防爆由于加气站生产区属于防爆1区，在各站区所内的电气设备均选用防爆型，电气线路室外选用铠装电缆直埋敷设。站房内电线敷设穿PVC管。⑤防雷接地加油加气站内的所有建构筑物均设有防雷保护。采用避雷带保护。防爆场所内的所有建、构筑物按均第二类防雷设计及实施，站房按第三类防雷设计及实施。加气站的信息系统应采用铠装电缆或导线穿钢管配线。配线电缆金属外皮两端、保护钢管两端均应接地。供配电系统采用TN-S系统，电气系统工作接地、保护接地、信息系统接地及防雷接地等共用联合接地装置，在场区内形成一个综合接地网。接地干线在爆炸危险区域不同方向不少于两处及接地体连接，其综合接地装置接地电阻不大于4欧。⑥防静电在爆炸危险区域内的天然气管道上的法兰两端等连接处应用金属线跨接。末端和分支处设防静电和防感应雷的联合接地体。在加油机、加气机处设置静电接地栓，防止静电造成的火灾和爆炸。⑦监测在加油加气站内设有仪表值班室，室内设有及压缩机配套的仪表监视盘一面。对加气岛、压缩机房、室外工艺区处设置可燃气体泄漏报警探头，于仪表间内进行集中监测，异常报警和联动。另外，还在站区配有便携式可燃气体检测报警仪，供工作人员进入生产区时使用。报警探头的设置及选型按照《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3063-1999和《可燃气体监测报警器使用规范》SY6053-2000进行设计。⑧仪表加油加气站内压缩机、干燥器仪表由设备自带。⑨消防电气1）本工程设10KV变配电间一座，内设高压柜2面，变压器800kVA一台，设置低压配电柜。2）设一套UPS不停电电源，型号为UPS-5000,容量为5KVA,电压为220V,维持时间1.5h。3）为防止及减少漏触电事故的发生，各场所的插座回路均设置性能可靠的漏电保护开关，动作电流30mA。并专设PE线及接地体联结。为了预防电气火灾，楼层总配电箱进线断路器设漏电保护，动作电流300mA。4）室外变电站备用照明持续供电时间不小于180min。应急照明及疏散照明按一级负荷设计。应急照明自带蓄电池供电时间不应小于30min。5）急照明线路采用NH-BV-450/750耐火电线，其于照明均采用BV-450/750电线。6）本加油加气站工艺区、压缩机房、加油加气棚按第二类设避雷带作为防雷保护。站房按第三类设避雷带。7）总配电箱均装设防雷电涌作防雷保护。8）供配电系统采用TN-S系统，电气系统、弱电系统接地及防雷接地系统共用接地装置，接地电阻不大于4欧。9）对加气岛、压缩机房、室外工艺区设置可燃气体泄漏报警探头，于仪表间内进行集中监测，异常报警和联动。另外，还在站区配有便携式可燃气体检测报警仪，供工作人员进入生产区时使用。报警探头的设置及选型按照《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3063-1999和《可燃气体监测报警器使用规范》SY6053-2000进行设计。3.5.8环境保护①噪声控制压缩机噪声主要为设备运行所产生，为了减小压缩机噪声的影响，设计中从设备选型中考虑了设备性能好、噪声较小的加压机，在建筑中设隔声值班室，并在压缩机区域柱子侧贴穿孔石膏吸声材料，以减少其对周围环境的影响。②污废水本工程投产后污废水主要为CNG加气站的设备冷却水（平常基本不排，2～3个月换一次）、设备产生的少量含油废水、生活污水。CNG加气站的设备压缩机循环水量为30ｍ3/h，除水的硬度略高外，水质较好。生活污水排放量为2.0t/d，年排放量为730t。主要污染物为有机污染物CODcr约250mg/l、BOD5约200mg/l。③固体废弃物CNG加气站废弃的脱硫剂每年排放一次，排放量约为6t，主要成分为FeS加气系统正常运行时无固体废弃物排出。④控制的措施1）噪声控制压缩机噪声主要为设备运行所产生，为了减小压缩机噪声的影响，设计中从设备选型中考虑了设备性能好、噪声较小的加压机，在建筑中设隔声值班室，并在压缩机区域柱子侧贴穿孔石膏吸声材料，以减少其对周围环境的影响。2）污废水控制站中的设备冷却水因水质较好，仅硬度略高，故设计中拟直接排放，少量含油设备废水经隔油池除油处理，生活污水设计中采取经地埋式生化处理设施处理。3）固体废弃物处理措施本站废弃的脱硫剂及时用汽车就近运往垃圾场作填埋处理或排入工业渣场进行处理。⑤绿化设计绿化有利于改善工作环境，洁净站区空气和降低噪声，对加油加气站以美化为主，辅以降噪，改善工作环境。⑥环境管理和环境监测本站设安全环保兼职人员1人，负责加油加气站的环境保护工作。本站环境监测工作委托当地环境监测站承担。⑦人流1）管理机构业主单位负责建设期项目管理、组织实施及项目建设投运后的管理。2）劳动定员加气站负责设备运行管理、售气、收费等工作，按三班制计，每站工作人员为25人，人员配备如下：生产人员：4人销售人员：12人收费人员：4人管理人员及辅助工作人员：5人4项目危险、有害因素分析4.1危害、有害因素辨识的依据①《企业职工上完事故分类》(GB6441-1986)②《职业病范围和职业病患者处理办法的规定》（2003年12月12日）③类似工艺系统的事故案例及事故统计资料④该企业拟使用的工艺拟选用的生产设备⑤及该系统安全相关的法律法规、规章、规程、规范、标准等4.2危险、有害因素辨识的过程①该系统的危险、有害因素的分析辨识参考类似项目的事故案例及事故统计，来分析判断该项目的危险、有害因素。②辨识及分析该生产系统涉及物料的危险、有害因素，从审查系统中是否存在能量和有害物质以及如何控制这些能量和有害物质入手，对物质所具有的物理、化学性质及危险、有害特征进行分析。根据企业提供的物料品种数量，查阅相关技术资料，搜集经营过程中涉及物料的物化性质，分析其固有危险性。对工艺危险的辨识及分析，主要是了解并掌握该工艺的特点及流程，并对运营过程中个环节可能存在的危险、有害因素进行辨识及分析。③通过掌握该系统拟选用的设备设施的特点及危害特点，从分析设备设施入手，对其所可能对人员造成的伤害进行辨识及分析。④通过对人在生产过程中的作业特点和人的性格特点，分析操作人员在生产过程中可能出现的不安全行为。⑤通过收集项目所在地的水文、地质、气象等自然环境资料，和该地区历史自然灾害情况，辨识分析该建设项目可能遇到的自然灾害情况。4.3危险、有害因素分析根据金州加油加气站建设项目拟采用的工艺、设备，及相似运营过程的调查和分析结果，利用安全系统工程原理和人机工程原理，按照《企业伤亡事故分类》和职业危害进行危险、有害因素辨识和分析，该项目主要存在以下危险、有害因素。4.3.1汽油、柴油的理化参数加油站危险物料主要危险特性归纳见表4.1，加油站危险区域划分及其危害因素分布4.2。表4.1加油站危险物料主要危险特性归纳表序号介质名称常温状态沸点℃闪点℃自然点℃火灾危险类别爆炸极限V％火灾危险类别毒性级别上限下限组别类别1汽油液体40～200＞50415～530甲BT3ⅡA轻度危害2柴油液体280～370＞50257乙B或丙AT3ⅡA轻度危害3天然气气体甲515轻度危害序号危险区域存在的危害因素1储油罐区火灾、爆炸、中毒、车辆伤害2加油区火灾、爆炸、坍塌、噪声、中毒、车辆伤害3营业站房火灾、触电4配电间火灾、触电①卸油地发生火灾加油站火灾事故的60—70%发生在卸油作业中，主要原因有：1）油罐漫溢。卸油时对液位监测不及时，易造成油品跑冒，周围空气中油蒸汽浓度迅速上升，达到爆炸极限范围时，遇到点火源，即可发生爆炸燃烧。2）油品滴漏。由于卸油胶管破裂、密封垫破损、快速接头因螺栓松动等原因，使油品滴漏至地面，遇火花立即燃烧。3）静电起火。由于油管无静电接地、采用喷溅式卸油、卸油中油罐车未静电接地等原因，造成静电积聚放电，点燃油蒸汽。4）卸油中遇明火。在非密封卸油过程中，大量油蒸汽从卸油口逸出，当周围出现烟火、火花时，就会产生爆炸燃烧。②量油时发生火灾油罐车送油到站，如果未静置稳油10min就立即开盖量油，容易引起静电起火；如果油罐未安装量油孔或量油孔铝质（铜质）镶槽脱落，在量油时，量油尺及钢质管口磨擦产生火花，容易点燃罐内油蒸汽，引起爆炸燃烧；在气压低、无风的环境下，穿化纤服装，磨擦产生的静电火花也能点燃油蒸汽。③加油时发生火灾如果未采取密封加油技术，将使大量油蒸汽外逸，加之操作不当、油品外溢等原因，在加油口附近形成一个爆炸危险区域，遇烟火、使用手机、铁钉鞋磨擦、金属碰撞、电器打火、发动机排气管喷火等，都可能导致火灾。④清罐时发生火灾清洗油罐不彻底、残余油蒸汽遇到静电、磨擦、电火花等都会导致火灾。⑤非作业事故及油品相关的火灾主要原因有：1）油蒸汽沉淀。由于油蒸汽密度比空气密度大，会沉积于管沟、电缆沟、下水道、操作井等低洼处，或积聚于角落处，一旦遇火就会发生燃烧爆炸。2）油罐、管道渗漏。由于制造缺陷及腐蚀作用、法兰未紧固等原因，造成油品渗漏，遇明火燃烧。3）雷击。雷电直击或间接放电于油罐及储油设施处，会导致油品燃烧或油气爆炸。⑥非油品火灾主要原因有：1）电气火灾。电器老化、绝缘破损、短路、私拉乱接电线、接线不规范、超负荷用电、过载发热、电器使用不当等引起火灾。2）明火管理不当。生产、生活用火失控，引起站内火灾，或站外火灾蔓延，殃及站内。⑦灭火方法1）喷水冷却容器。2）灭火剂；泡沫、干粉、二氧化碳、沙土。汽油的特性分析①危险特性1）汽油油蒸汽及空气结合可形成爆炸性气体，遇火源极易引起燃烧爆炸。2）及氧化剂能发生强烈反应。3）汽油油蒸汽密度比空气大，能在较低处扩散到相当远的地方，遇火源后着火回燃。②所以必须高度重视储运安全。储运注意事项主要有：1）储存于阴凉、通风的仓库或储罐中，要有防火防爆措施，并远离火种、热源；保持容器密封；及可燃物、有机物、氧化剂等隔离储运。2）储存处的照明等设施应采用防爆型；禁止使用易产生火花的机械设备和工具；配备相应品种及数量的消防器材。3）灌装控制流速不得超过3m/s，且有接地装置，防止静电积聚。桶装搬运时要轻装轻卸，防止包装及容器损坏。③对人体健康的危害性汽油可通过吸入、食入、经皮肤吸收等途径，对人体产生危害。1）汽油对人的中枢神经系统具有麻醉作用，主要引起中枢神经系统功能障碍，高浓度时引起呼吸中枢麻痹。2）急性中毒症状有头痛、头晕、短暂意识障碍、四肢无力、恶心、呕吐、易激动、步态不稳、共济失调等。高浓度汽油蒸汽可引起中毒性脑病，少数患者发生脑水肿。吸入较高浓度可引起突然意识丧失，反射性呼吸停止及化学性肺炎，部分患者出现中毒性症状。3）溅入眼内，可致角膜溃疡、穿孔，甚至失明；严重者可出现类似急4）性中毒症状；若汽油直接吸入呼吸道，可致吸入性肺炎。5）皮肤接触，脱去被污染的衣着，用肥皂水及清水彻底清洗。6）眼睛接触，立即翻开上下眼睑，用流动清水冲洗10min或用25%碳酸氢钠溶液冲洗并敷硼酸眼膏，就医。7）吸入油气患者应迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅，安置休息并保暖，呼吸困难时需输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸，就医。8）误服者立即漱口，用牛奶或植物油洗胃并灌肠，就医。4.3.4柴油的特性分析①危险特性遇明火、高热或及氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。若遇高热、容器内压增大，有开裂和爆炸危险。储运注意事项主要有：1）储存于阴凉、通风的仓库或储罐中，储罐要有防火防爆措施，远离火种、热源；保持容器密封；及可燃物、有机物、氧化剂等隔离储运。2）储存处的照明等设施应使用防爆型；禁止使用易产生火花的机械设备和工具，并配备相应品种及数量的消防器材。3）充装时要注意流速，防止静电积聚；搬运时要轻装轻卸，防止包装及容器损坏。②对人体健康的危害性炎皮肤接触柴油可引起接触性皮、油性痤疮。吸入可引起吸入性肺炎；能经胎盘进入胎儿血中。柴油废气可引起眼、鼻刺激症状，并有头痛及头晕现象。1）皮肤接触，脱去被污染的衣着，用肥皂水及清水彻底清洗。2）眼睛接触，立即翻开上下眼睑，用流动清水冲洗15min，就医。3）吸入油气患者应迅速脱离现场至空气新鲜处，保持呼吸道通畅，安置休息并保暖，呼吸困难时需输氧。呼吸停止时，立即进行人工呼吸，就医。4）误服者立即漱口，饮足温水，尽快洗胃，就医。4.3.5天然气的特性分析天然气是一种易燃易爆气体，和空气混合后，温度只要达到550℃就燃烧。在空气中，天然气的浓度只要达到5-15%就会爆炸。主要成分是甲烷，本身无毒，但如果含较多硫化氢，则对人有毒害作用。如果天然气燃烧不完全，也会产生一氧化碳等有毒气体。5安全评价方法和评价单元评价单元划分结果及理由一般评价单元的划分是将生产工艺、工艺装置、物料的特点和特征及危险、有害因素的类别、分布有机结合进行划分。常用的划分原则如下：①以危险、有害因素的类别为主划分评价单元：1）通过对工艺方案、总体布局及环境条件影响等综合方面的危险、有害因素的分析，可将整个系统作为一个评价单元；2）将具有共性危险因素、有害因素的场所和装置划分为一个评价单元。②以装置和物质特征划分评价单元：1）按装置工艺功能划分；2）按布置上的相对独立性划分；3）按工艺条件划分；4）按处理、储存危险物品的潜在化学能、毒性和数量划分评价单元。根据加油站油品储运工艺特点、加油站危险区域划分和危险有害因素分布情况，并结合安全评价单元划分原则，将其划分为以下3个评价单元：①站场工程评价单元；②公用工程评价单元；③自然环境和社会环境评价单元。5.2评价方法简介5.2.1安全检查表法（SCL） 安全检查表（SafetyCheckList，简称SCL）是系统安全工程的一种最简便、广泛应用的系统安全性评价方法。安全检查表是由一些对工艺过程、机械设备和作业情况熟悉、经验丰富的安全技术人员和安全管理人员，事先对分析对象进行详细分析和充分讨论，列出检查单元和部位、检查项目、检查要求；对系统进行评价时，对照安全检查表逐项检查，从而评价出系统的安全状况。编制安全检查表的主要依据是：①有关的法规和标准、管理制度和操作规程；②国内外的事故案例；③其它分析方法的结果。5.2.2预先危险性分析法（PHA）预先危险性分析（PreliminaryHazardAnalysis，简称PHA）是在进行某项工程活动（包括设计、施工、生产、维修）之前，对系统存在的各种危险因素（类别、分布）、出现条件和事故可能造成的后果进行宏观概略的分析，其目的是早期发现系统的潜在危险因素，确定系统的危险等级，提出相应防范措施，防止这些危险因素发展成为事故，避免考虑不周所造成的损失。预先危险性分析是一种应用范围较广（人、机、物、环境等方面的危害因素对系统的影响）的定性评价方法。它是由具有丰富知识和实践经验的工程人员、操作人员和安全管理人员经过分析、讨论实施的。其分析步骤为：①熟悉系统；②分析危险、有害因素和触发条件；③推测可能导致的事故类型和危害程度；④确定危险、有害因素的危害等级；⑤制定相应安全措施。预先危险性分析的结果，一般采用表格的形式。表格的格式和内容可根据实际情况确定。本评价采用格式见表5.1。表5.1本评价采用如下格式：单元系统范围：潜在事故危险因素危险因素引发事件事故发生条件事故触发事件事故后果危险等级防范措施预先危险性分级，见表5.2。表5.2预先危险分级表危险的类别等级定义安全的Ⅰ不至于造成人员伤害和系统的损坏。临界的Ⅱ不会造成人员伤害和主要系统的损坏，并且能排除或控制。危险的Ⅲ会造成人员伤害和主要系统损坏，为了人员的安全和保护系统，必须采取措施。灾难性的Ⅳ会造成人员死亡重伤以及系统的报废。5.2.3事故树分析法事故树分析法（AccidentTreeAnalysis，简称ATA）起源于故障树分析法（FaultTreeAnalysis，简称FTA），是从要分析的特定事故或故障（顶上事件）开始，层层分析其发生原因，直到找出事故的基本原因（底事件）为止。这些底事件又称为基本事件，它们的数据已知或者已经有统计或实验的结果。表5.3评价单元划分及评价方法选择对照表序号评价单元评价子单元及主要设施评价方法1站场工程评价单元加油加气站主要生产系统，生产设备设施等安全检查表法预先危险性分析法事故树分析法2公用工程评价单元加油加气站场区中毒等安全检查表法预先危险性分析法3自然环境和社会环境评价单元加油加气站给排水系统，防雷防静电设备等安全检查表法预先危险性分析法6定性定量评价站场工程评价单元表6.1站场工程评价单元安全检查表检查项目依据标准检查结果1、禁止采用和使用国家明令淘汰、禁止使用的工艺、设备。《安全生产法》第三十一条符合法规要求2、压缩天然气加气站进站天然气的质量应符合现行国家标准《天然气》GB17820中规定的Ⅱ类气质标准和压缩机运行要求的有关规定。增压后进入储气装置及出站的压缩天然气的质量，必须符合现行国家标准《车用压缩天然气》GB18047的规定。符合规范要求3、储气瓶应选用符合GB5099-1994《钢质无缝气瓶》的要求的产品。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.条每个钢瓶的公称容积为80L,符合规范要求4、加气站内的储气瓶宜按运行压力分高、中、低三级设置，各级瓶组应自成系统。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.条初设符合规范要求5、小容积储气瓶应固定在独立支架上，且宜卧式存放。卧式瓶组限宽为1个储气瓶的长度，限高1.6m，限长5.5m。同组储气瓶之间净距不应小于0.03m，储气瓶组间距不应小于1.5m。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.条初设符合规范要求6、储气瓶组及站内汽车通道相邻一侧，应设安全防撞拦或采取其它防撞措施。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.条初设符合规范要求7、加气站内的设备及管道，凡经增压、输送、储存需显示压力的地方，均应设压力测点，并应设供压力表拆卸时高压气体泄压的安全泄气孔。压力表量程范围应为2倍工作压力，压力表的准确度不应低于1.5级。可研中未提及，需显示压力的地方应设压力测点，安全泄气孔8、压缩机的卸载排气不得对外放散。回收购天然气可输至压缩机进口缓冲罐。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.条符合规范要求脱硫系统设有缓冲罐9、储气瓶组进气总管上应设安全阀及紧急放散管、压力表及超压报警器。每个储气瓶出口应设截止阀。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.5.2条可研中未提及，初设需按照相关规范设计10、储气瓶组及加气枪之间应设储气瓶组截断阀、主截断阀、紧总截断阀和加气截断阀。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.5.3条符合规范要求，售气系统储气瓶组合加气枪之间设置11、加气站内缓冲罐、压缩机出口、储气瓶组应设置安全阀。安全阀的设置应符合《压力容器安全技术监察规程》的有关规定。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.5.4条可研中未提及，初设需按本条款设计安全阀12、加气站内的天然气管道和储气瓶组应设置泄压保护装置，泄压保护装置应采取防塞和防冻措施。泄放气体应符合下列规定：一次泄放量大于500m3（基准状态）的高压气体应通过放散管迅速排放。一次泄放量大于2m3（基准状态），泄放次数平均每小时2～3次以上的操作排放，应设置专用回收罐。一次泄放量小于2m3（基准状态）的气体可排入大气。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.5.5条可研中未提及，初设应按需按本款条款设置泄压保护装置，且泄压保护装置应符合本款条款规定13、加气站的天然气放散管设置应符合下列规定：不同压力级别系统的放散管宜分别设置。放散管管口应高出设备平台2m及以上，且应高出所在地面5m及以上。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.5.6条符合规范要求，天然气紧急放空系统14、埋地管道防腐设计应符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定，并应采用最高级别防腐绝缘保护层。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.6.6条符合规范要求，埋地敷设管道均采用三层PE加强级防腐15、加气机的附属管线从基础的管线坑引出后，管线坑应用黄沙填满。可研中未提及，初设应按需按本款条款用黄沙填满管线坑16、增压前的天然气管道应选用无缝钢管，并应符合现行国家标准《输送流体用无缝钢管》GB8163的有关规定。增压后的天然气管道应选用高压无缝钢管，并应符合现行国家标准《高压锅炉用无缝钢管》GB5310或《不锈钢无缝钢管》GB/T14976的有关规定。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.条符合规范要求17、增压前的天然气管道宜埋地敷设，其管顶距地面不应小于0.5m。冰冻地区宜敷设在冰冻线以下。《汽车加油加气站设计及施工规范》第8.条可研中未提及，及时重庆难遇冰冻地区，但初设应按需按本款条款设置18、加气机应具有充装及计量功能，并应符合下列规定：a加气机额定工作压力应为20MPa。b加气机加气流量不应大于0.25m3/min（工作状态）。c加气机应设安全限压装置。符合规范要求19、每2台加气机应设置不少于1只8kg手提式干粉灭火器或2只4kg手提式干粉灭火器；加气机不足2台按2台计算。灭火器设置符合本条款要求20、加气机不得设在室内。初设已按规定设置21、加气机附近应设防撞柱（栏）。初设已按规定设置钢制防撞栏22、加气机的进气管道上宜设置防撞事故自动切断阀。可研中未提及，进气管道上宜设置防撞事故自动切断阀。23、加气机的加气软管上应设拉断阀。可研中未提及，企业选型时应考虑设拉断阀24、拉断阀在外力作用下分开后，两端应自行密封。可研中未提及，企业选型时应考虑设拉断阀25、在加气机上应设置压力表、限压阀、气量标定接口等。采用双枪加气和计量装置的加气机，在天然气进口管处应设置分流阀门或三通。加气机设备已按规定设置26、加气站内的压缩天然气加气枪应符合下列规定

1）加气枪及汽车受气口连接的加气嘴型式和尺寸公差应符合压缩天然气汽车有关标准；

2）加气嘴应配置自密封阀，卸开连接后应立即自行关闭，由此引发的天然气泄漏量不得大于0.01m3（标准状态）；

3）加气枪上的手执开关，应在人工操作板机后方可动作；

4）在每台加气机处应配备加气枪和汽车受气口的密封帽。密封帽结构应及所用的连接接口相配套，但不得顶开加气嘴的自密封阀。加气机设备符合规范要求27、加气机及其管路系统的设置应符合下列规定：

a.加气机应通过地脚螺栓固定在基础上。加气机被撞时，其基础不得被掀动；

b.从贮气装置引至每台加气机的分支管道上应设置快速切断阀、压力表和放散阀。加气机被撞时，该阀的管道系统不得受损坏。符合规范要求，初设已按规定设置钢制防撞栏28、钢管外径大于28mm的压缩天然气管道宜采用焊接连接，小于或等于28mm的压缩天然气管道及及设备、阀门的连接应采用双卡套接头。螺纹类型应及连接阀件配套。双卡套接头应符合现行国家标准《卡套管接头技术条件》（GB3765）的有关规定。初设应考虑相适应问题29、压缩天然气管道宜采用管沟敷设。在管沟内，管底及沟底的净距不应小于0.2m，并应设置沟内排水装置。可研中未提及，设计应按规定采用管沟敷设30、加气站内爆炸危险区域以外的站房、罩棚等建筑物内的照明灯具，可选用非防爆型，但罩棚下的灯具应选用防护等级不低于IP44级的节能型照明灯具。《汽车加油加气站设计及施工规范》第条符合规范要求，防爆等级不低于EXdIIBT431、加气软管及软管接头应选用具有抗腐蚀性能的材料。可研中未提及，，初设应考虑管道防腐绝缘采用最高级别32、加气站内的所有设备和管道组成件的设计压力应比最大工作压力高10%且在任何情况下不应低于安全阀的定压。可研中未提及，初设应考虑设计压力高出33、加气站内及压缩天然气接触的所有设备和管道组成件的材质应及天然气介质相适应。可研中未提及，初设应考虑相适应问题34、加气站内室外高压管道宜埋地敷设。若采用低架敷设，其管底距地面不应小于0.3m。管道跨越道路时，管底距地面净距不应小于4.5m。室内管道宜采用管沟敷设，管沟应用干沙填充，并设活门及通风孔。符合规范要求，室外选用铠装电缆直埋敷设。站房内电线敷设穿PVC管。35、天然气管道上的法兰、胶管两端等连接处应用金属线跨接。当法兰的连接螺栓不少于5根时，在非腐蚀环境下，可不跨接。符合规范要求，已使用金属线跨接36、加气站应设置可燃气体检测报警系统。《汽车加油加气站设计及施工规范》第条符合规范要求，并备有便携式测试仪37、加气站内的压缩机间、贮气装置和加气岛等危险场所应设置天然气检漏报警探头。报警装置宜集中设置，并及加气站供电系统（消防泵除外）联锁和配有不间断电源。《汽车用燃气加气站技术规范》第条符合规范要求38、可燃气体检测器报警（高限）设定值应小于或等于可燃气体爆炸下限浓度（V%）值的25%《汽车加油加气站设计及施工规范》第条符合规范要求39、报警器宜集中设置在控制室或值班室内。符合规范要求，并备有便携式测试仪40、新安全阀在安装之前，应根据使用情况进行调试后，才准安装使用。《压力容器安全技术监察规程》第153条可研中未提及，初设应考虑压力表调试41、压力表安装前应进行校验，在刻度盘上应划出指示最高工作压力的红线，注明下次校验时间。压力表检验后应加铅封。《压力容器安全技术监察规程》第153条可研中未提及，初设检验应按法规表明42、爆炸和火灾危险场所使用的电气设备，必须符合相应的防爆等级，使用的仪器、仪表必须具有及之配套使用的电气设备相应的防爆等级。符合规范要求，防爆等级不低于EXdIIBT4应用事故树分析评价方法，求出最小割集或最小径集、结构重要度顺序等，分析评价引起事故的主要原因，以及应采取的对策措施。6.1.2事故树中相关符号及代表意义事故树相应符号意义见表6.2。表6.2事故树中相关符号及代表意义符号名称意义顶上件或中间原因事件许多其它相互作用引起的事件。这些事件都可进一步往下分析，处在事故树顶部或中间。基本原因事件事故树中最基本的原因事件，不能继续往下分析，处在事故树的底端。.及门下面输入事件均发生时，上面输出事件才会发生。+或门下面输入事件只要有一个发生，上面输出事件就会发生。发生爆炸时会造成非常严重的后果，因此评价组通过以下事故树对其爆炸的原因进行分析，提出相应的预防措施。①绘制事故树见图6.1。②事故树分析首先将事故树转化为成功树（成功树略）求出成功树的最小割集即事故树的最小径集：T=X1X2X3+X4X5X6+[X7X8X9X10X11(X12X13+X14X15)(X16+X17)X18X19(X20X21X22+X23)]=X1X2X3+X4X5X6+[X7X8X9X10X11X18X19(X12X15X16+X12X15X17+X14X15X16+X14X15X17)(X20X21X22+X23)]=X1X2X3+X4X5X6+X7X8X9X10X11X18X19(X12X15X16X23+X12X15X17X23+X14X15X17X23+X14X15X16X23+X12X15X16X20X21X22+X12X15X17X20X21X22+X14X15X16X20X21X22+X14X15X17X20X21X22)=X1X2X3+X4X5X6+X7X8X9X10X11X18X19X12X15X16X23+X7X8X9X10X11X18X19X12X15X17X23+X7X8X9X10X11X18X19X14X15X17X23+X7X8X9X10X11X18X19X14X15X16X23+X7X8X9X10X11X18X19X12X15X16X20X21X22+X7X8X9X10X11X18X19X12X15X17X20X21X22+X7X8X9X10X11X18X19X14X15X16X20X21X22+X7X8X9X10X11X18X19X14X15X17X20X21X22由计算可知事故树的10个最小割集，分别为：｛X1，X2，X3｝，｛X4，X5，X6｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X12，X15，X16，X23｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X12，X15，X17，X23｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X14，X15，X17，X23｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X14，X15，X16，X23｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X12，X15，X16，X20，X21，X22｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X12，X15，X17，X20，X21，X22｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X14，X15，X16，X20，X21，X22｝，｛X7，X8，X9，X10，X11，X18，X19，X14，X15，X17，X20，X21，X22｝假定各基本事件的发生概率相等或不考虑各基本事件的发生概率，经计算构成三事件割集的13个基本事件的结构重要度最大，即发生事故的可能性最大，他们是：X1（装置密封不良）、X2（放空管位置不当）、X3（设备腐蚀缺陷）、X4（未装报警器）、X5（报警器失灵）、X6（操作人员脱岗）、X7（装置区内吸烟）、X8（违章动火）、X9（清管污物（FeS）自燃）、X10（用铁质工具作业）、X11（穿有铁钉的鞋工作）、X18（非防爆电器）、X19（防爆电器损坏），这13个基本事件是防止事故的重点。站场装置区火灾爆炸站场装置区火灾爆炸达到爆炸极限明火静电火花火源·•+++天然气泄漏气泄漏处理不及时装置静电放电人体静电放电雷击火花++报警装置失效+装置密封不良设备腐蚀缺陷放空管位置不当操作人员脱岗装置区内吸烟清管污物（FeS）自燃••穿化纤品服装•未装报警器报警器失灵违章动火撞击火花+用铁质工具作业穿有铁钉的鞋工作静电积累+介质流速过高容器内壁粗糙接地不良+未设防静电接地装置接地电阻不合要求与导体接近电火花+防爆电器损坏非防爆电器避雷器失效未设避雷装置+避雷器故障+雷击避雷设施损坏接地电阻超标图6.1站场装置火灾爆炸事故树分析X2X3X4X5X6X7X8X9X10X11X13X14X15X16X17X12X18X19X20X21X22X236.1.4预先危险性分析为了早期发现系统潜在的危险因素，确定系统的危险等级，提出相应的防范措施，以防止这些危险因素发展成事故，本次评价采用预先危险性分析方法对加油加气工艺及设施单元的容器爆炸、火灾、化学爆炸、中毒、窒息、机械伤害及噪声等危险、有害因素，辅助及公用工程单元的触电、电气火灾、变压器燃爆及车辆伤害等危险、有害因素进行了分析。加油加气工艺及设施预先危险性分析见表6.3。表6.3加油加气工艺及设施预先危险性分析表潜在事故危险危害因素触发事件形成原因事故后果危险等级设计中已有的安全措施建议安全措施容器爆炸物质：压缩天然气；设备：压力容器（拖车储气瓶组、撬装液压装置内的缓冲罐、天然气管道）。1）压力严重超载2）承压元件失效。1）安全保护装置失效；2）压力容器和管道遭受撞击或高温烘烤；3）由于设施基座不牢、腐蚀等导致压力容器破裂；4）设备制造或安装缺陷；5）设备制作材料缺陷；6）操作失误，导致压力严重超载。人员伤亡，设备损坏，停产，造成经济损失。Ⅳ1）按有关规定正确选用压力设备和制作材料，严格加工和安装工艺，消除设备质量缺陷；2）按规定设置安全阀、压力表等安全器件，定期检验，确保有效使用；3）对压力容器（包括压力管道）进行定期检测和维修；4）禁止在压力容器周围使用明火；5）设置防止误操作和其他因素导致压力严重超载的安全连锁装置；6）建立安全管理制度，严格管理。1）坚持巡回检查，发现问题及时处理；油罐车卸油必须采用密闭卸油方式；3）油罐的通气管宜单独设置，管口应高出地面4m或以上。火灾、化学爆炸物质：天然气；设备：加气机、撬装液压装置、天然气管道等。1）天然气泄漏；2）存在静电火花、明火花、电火花、撞击火花等。3）存在静电火花、压力脉冲、爆炸性杂质固体微粒相互摩擦或及器壁摩擦、化学活性特别强的物质(臭氧、氮的氧化物等)等引爆源；1）泄漏的可燃气体处于爆炸浓度；2）设备接地不良，未能有效的消除静电。人员伤亡，设备损坏，停产，造成经济损失。Ⅳ1）加强设备管理，防止天然气泄漏①正确选择设备，使设备及其管线和附件适用于天然气介质。②完善设备操作规程，并加强职工培训，避免发生误操作，从而避免设备损坏和泄漏的发生。2）加强泄漏检测和通风，避免天然气泄漏积聚①在天然气容易泄漏场所设置可燃气体报警探头，并保持完好；②保证通风良好，避免天然气微量泄漏时形成积聚。3）加强电气设备管理，防止因电气失效形成的火灾①定期对电机、电气线路系统进行维护检查，使其保持完好，避免过载发热、漏电和接头松动打火。②电气设备选型应符合防爆要求。③操作人员应穿戴防静电服，避免人体静电放电。④当需防直击雷时，撬装液压装置应设避雷带。⑤法兰处应用金属线进行跨接。4）加强动火管理，杜绝违章作业①加气站的防爆区域动用明火应实现票证审批制度，做到设备运行时不动火、动火设备没有处理不动火、没有监护人不动火，审批手续不齐全不动火，从而避免动火期间发生火灾爆炸事故。②站内严禁吸烟。③配备防爆工具，检修时严禁使用非防爆工具。④禁止人员穿带钉子的鞋进入撬装液压装置，进入撬装液压装置应关闭手机。1）严格执行设备安全管理制度和安全操作规程。2）严格控制设备质量，加强设备维护保养。3）加油机不得设在室内。4）储油罐、管线应埋地敷设，并用沙子；5）防腐采用不低于加强级的保护层；6）加油枪的流量应不大于60L/min；7）直埋卧式钢罐，严禁设在室内或地下室；8）防止储罐、槽车超装；9）储罐安装高液位报警仪。可燃爆物质（如汽油、柴油等）泄漏1）故障泄漏①汽油、柴油储罐、管线阀门、法兰等破损、泄漏；②储罐、管、阀、表等连接处泄漏，泵破裂或转动设备密封处泄漏；③储罐、管、阀等因加工、材质、焊接等质量不好或安装不当而泄漏；④储罐、阀门、泵、管道、流量计、仪表连接处泄漏；⑤储罐等超装溢出；⑥由自然灾害（如雷击、台风、地震）造成设备破裂泄漏。2）运行泄漏①安全附件失灵、损坏或操作不当；②垫片撕裂造成泄漏；③转动部件不洁而摩擦产生高温及高温物件遇易燃物品；④罐装泄漏、包装破损。3）泄漏的易燃物质在有限空间内形成爆炸性混合气体。4）明火①火星飞溅；②违章动火；③外来人员带入火种；④物质过热引发；⑤点火吸烟；⑥他处火灾蔓延；⑦其它火源。5）火花①金属撞击（带钉皮鞋、工具碰撞等）；②电气火花；③线路老化或受到损坏，引燃绝缘层；④短路电弧；⑤静电；⑥雷击；⑦进入车辆未戴阻火器等（一般要禁止驶入）；⑧接听手机，焊、割、打磨产生火花等。1）汽油、柴油蒸气达爆炸极限；2）汽油、柴油泄漏；3）遇明火；4）存在点火源、高温物体等引发能量。物料跑损、人员伤亡、停产、造成严重经济损失Ⅲ～Ⅳ级1）各岗位（加油、卸油等）作业时必须严格遵守相关岗位安全操作规程，切实避免明火和静电火花产生；2）设备维修时应避免及油品接触（如对油罐动火作业应严格按照检修规程对油罐进行处理）；3）动火作业必须由有资质的单位进行，严格执行动火程序，并派专人监护；4）发生火灾事故时，应按灭火预案进行扑救。油品及电气火灾可用干粉灭火剂扑救，其他办公和生活区域火灾可用干粉灭火剂和消防水扑救；5）在卸油和加油作业时采用密闭作业，条件许可时应采用油气回收系统，避免产生爆炸极限内的混合气体；6）加强日常检查，及时发现油管破裂，避免发生漏油；7）作业过程中应采用金属设备外壳可靠接地、使用防爆电器、作业场所禁止使用明火和使用易产生火花电器、工具等设施，避免产生明火和静电；8）防雷防静电设施可靠接地并定期检测，防止雷击。1）坚持巡回检查，发现问题；2）加大安全培训力度，提高员工操作技能和防护技能；中毒物质：汽油、柴油设备：加油机、阀门等可能泄漏的设备。1)汽油、柴油大量泄漏；2）通风不畅。1）未穿工作服；2）未戴橡胶耐油手套。人员受伤，皮肤损坏Ⅱ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。建议操作人员穿防静电工作服，戴橡胶耐油手套。1）定期对员工进行职业中毒安全教育窒息物质：天然气设备：撬装液压装置等。1)天然气大量泄漏；2）通风不畅。1）未戴空气呼吸器①空气呼吸器缺乏②因故未戴2）空气呼吸器失效①空气呼吸器破损、失效②使用不当人员伤亡Ⅱ设置可燃气体报警仪正确穿戴和使用劳动保护用品；机械伤害撬装液压装置中的液压泵、空压机转动部件1）转动部件发生破裂；2）转动部件将人卷入。1）转动部件因质量问题或安装不当运行时发生破裂；2）设备超期服役，转动部件金属疲劳和老化发生破裂；3）转动部件未加防护罩或防护罩不合要求；4）操作人员过于接近转动部件。人员受伤Ⅲ1）正确选用和安装设备；2）及时检修更换设备；3）采用机械化和自动化技术，减少人机接触；4）对转动部件加安合适的防护装置。1）严格交接班制度、巡回检查制度、岗位操作规程；2）按规定定期和作业前对设备及防护装置进行认真检查；3）正确操作使用和保养设备，对存在的问题及时整改，使设备处于良好的状态，严禁操作带病设备；5）严格执行安全操作规程；6.1.5站场工程评价结果分析该单元重点应防范的危险、有害因素为天然气、汽油泄露引发的火灾、爆炸，加压设备故障引起压力失控造成的容器爆炸事故，建设单位应该在技术、人员、安全投入故障引起压力失控造成的容器爆炸事故，建设单位应该在技术、人员、安全投入上给予重点切实保障。6.2公用工程单元6.2.1站址选择及总平面布置安全检查表对该加气站《可行性研究报告》提出的站址选择方案及站内布置，参照相关标准、规范，编制了符合其特点的安全检查表，对照平面布置图，对该项目站址选择、总平面布置进行检查。站址选择及总平面布置安全检查表见下表6.4：表6.4站址选择及总平面布置安全检查表序号检查内容编制依据检查结果一、总平面布置加气站的围墙设置应符合下列规定：•加气站的工艺设施及站外建、构筑物之间的距离小于或等于25m以及小于或等于表4.0.4中的防火距离的1.5倍时，相邻一侧应设置高度不低于2.2m的非燃烧实体围墙。GB50156-2002（2006版）可研中拟设面向进、出口道路的一侧宜设置非实体围墙，或开敞。可研中拟半开敞式车辆入口和出口应分开设置。拟分开设置站区内停车场和道路应符合下列规定：单车道宽度不应小于3.5m，双车道宽度不应小于6m。进出站道路宽度大于16m站内停车场和道路路面不应采用沥青路面。混凝土路面加气岛及汽车加气场地宜设罩棚，罩棚应采用非燃烧构料制作，其有效高度不应小于4.5m。罩棚边缘及加气机的平面距离不宜小于2m。可研中拟采用钢筋混凝土柱、球形网架顶棚加气岛的设计应符合下列规定：加气岛应高出停车场的地坪0.15～0.2m。可研中未提出，初设应按本条款要求设计加气岛加气岛的宽度不应小于1.2m。加气岛上的罩棚支柱距岛端部，不应小于0.6m。站内设施之间的防火距离不应小于下列规定：压缩天然气储气瓶组（储气井）之间的距离1.5（1）m。可研中未提出，压缩天然气储气瓶组（储气井）及站内各设施的具体间距，初步设计应按本条款详细设计间距的问题压缩天然气储气瓶组（储气井）及天然气压缩机间的的距离3m。压缩天然气储气瓶组（储气井）及天然气调压器间的的距离3