目 录
非常用术语说明 ................................................................................................. 1 1 安全评价过程 ................................................................................................. 1
1.1前期准备情况 ........................................................................................ 1 1.2安全预评价目的 .................................................................................... 1 1.3评价对象和范围 .................................................................................... 1 1.4安全评价程序 ........................................................................................ 1 2 建设项目概况 ................................................................................................. 3
2.1建设单位简介 ........................................................................................ 3 2.2建设项目概况 ....................................................................................... 3 3 危险、有害因素辨识结果及依据说明 ........................................................ 11
3.1危险有害因素识别依据 ...................................................................... 11 3.2危险有害因素辨识与分析过程 .......................................................... 11 3.3重大危险源辨识 ................................................................................. 26 3.4 危险有害程度 .................................................................................... 27 3.5 事故案例分析 .................................................................................... 30 4 评价单元的划分 ........................................................................................... 34
4.1评价单元划分原则 .............................................................................. 34 4.2评价单元确定 ..................................................................................... 35
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5 评价方法的选择及理由说明 ....................................................................... 36
5.1采用的安全评价方法 ......................................................................... 36 5.2安全评价方法选用说明 ..................................................................... 36 6 定性、定量分析危险、有害程度的结果 ................................................... 37
6.1外部安全条件单元 ............................................................................. 37 6.2总平面布置单元 ................................................................................. 37 6.3主要装置设施单元 ............................................................................. 37 6.4公用工程单元 ..................................................................................... 38 7安全条件和技术工艺及装置、设备安全可靠性分析 ................................ 39
7.1安全条件分析 ..................................................................................... 39 7.2主要技术工艺、设备设施的安全可靠性分析 ................................ 42 8 安全对策措施、建议和结论 ....................................................................... 46
8.1提出安全对策措施与建议的依据和原则 ......................................... 46 8.2安全对策措施与建议 ......................................................................... 46 8.3安全预评价结论 .................................................................................. 56 9 与建设单位交换意见结果 ........................................................................... 56 附件 .................................................................................................................... 58 1 附图 ................................................................................................................ 58 2 选用的安全评价方法简介 ........................................................................... 58
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2.1安全检查表法 ..................................................................................... 58 2.2预先危险性分析法 ............................................................................. 58 2.3事故树法 ............................................................................................. 59 3 定性、定量分析危险有害程度的过程 ....................................................... 60
3.1项目外部安全条件单元 ..................................................................... 60 3.2项目总平面布置单元 ......................................................................... 61 3.3主要装置设施单元 .............................................................................. 63 3.4公用工程单元 ...................................................................................... 68 4安全评价依据 ................................................................................................ 75
4.1法律法规 .............................................................................................. 75 4.2标准规范 ............................................................................................. 76 5 收集的文件资料目录 ................................................... 错误！未定义书签。
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非常用术语说明
1.液化天然气 liquefied natural gas(LNG)
主要有甲烷组成的液态流体，并包含少量的乙烷、丙烷、氮和其他成分。 2.LNG加气站
为LNG汽车储瓶充装LNG燃料的专门场所。 3.LNG卸车点
接、卸LNG罐车及罐式集装箱内LNG的固定点。 4.LNG加气机
给LNG汽车储液（气）瓶充装LNG，并带有计量、计价装置的专用设备。 5.加气枪与连接软管
附属加气机，通常指加气机（计量、计价）以后的供气软管、截断阀和加气枪的总称。
6.管道组成件 piping components
用于连接或装配成管道的元件（包括管子、管件、阀门、法兰垫片、紧固件、接头、耐压软管、过滤器、阻火器等）。 7.重要的公共建筑 important public building
指性质重要、人员密集，发生火灾后损失大、影响大、伤亡大的公共建筑物。如省市级以上的机关办公楼、电子计算机中心、通信中心以及体育馆、影剧院、百货大楼等。
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1 安全评价过程 1.1前期准备情况
我公司在接受***安全评价委托后，在进一步了解项目实际情况的基础上，与建设单位协商，确定了本次评价的对象和评价范围。此后，公司安全评价小组在充分研究、调查相关情况后，对******LNG加气站建设项目进行了现场检查，收集、整理了安全评价所需的各种文件、资料和数据。
1.2安全预评价目的
本次评价主要根据《******LNG加气站可行性研究报告》（中国轻工业西安设计工程有限责任公司）及***提供的其他相关资料，分析、辨识该项目可能存在的危险有害因素和危险有害因素存在的部位，分析危险有害因素发生作用的途径及其变化规律，分析危险有害因素导致事故发生的可能性和严重程度，据此提出安全对策措施，为设计提供依据以利于保障该项目建成实施后能安全运行。
1.3评价对象和范围
本次安全评价的对象是******LNG加气站项目。评价范围为该项目涉及的外部安全条件、总平面布置、主要工艺装置及设施、公用工程及辅助设施，不包括加气站其他经营项目。
1.4安全评价程序
安全评价程序为：前期准备；辨识与分析危险、有害因素；划分评价单元；定性、定量评价；分析安全条件及安全生产条件；提出安全对策措施建议；做出评价结论；与建设单位交换意见；编制安全评价报告。
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前期准备 辨识与分析危险、有害因素 划分评价单元 选择评价方法
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定性、定量评价 提出安全对策措施建议 做出评价结论 编制安全预评价报告
图1-1 安全预评价程序框图
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2 建设项目概况 2.1建设单位简介 2.2建设项目概况
***拟新建***LNG加气站一座，2010年8月23日，项目取得《韩城市住房和城乡建设局关于韩城市天然气加气站项目建设用地的定点批复》（韩住建规地发）； 2012年6月取得《韩城市经济发展局转发渭南市发展和改革委员会关于加气站建设项目的批复》。 2.2.1主要技术和工艺
该项目LNG工艺分为卸车流程、升压流程、加气流程以及卸压流程等四部分。液化天然气由LNG槽车运至站内，利用低温泵和增压器将槽车内的LNG卸至LNG储罐中。加气时通过低温泵将LNG储罐中饱和压力为0.4-0.8Mpa的LNG通过加气机送入受气汽车的车载气瓶里。
国内通用的LNG的卸车流程有两种方式可供选择：潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。站房式的LNG加气站可以同时采用，一般由于空间足够建议同时选择两种方式。该项目卸车方式采用泵和增压器联合卸车的方式，结合了两种卸车方式的优点。
LNG的调压流程有两种方式：潜液泵调压和自增压力调压。该项目采用泵和增压器联合使用进行升压，加大了增压器的传热面积，大大缩短了升压的时间，还能有效的降低能耗。
泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车的加气流程由于加气速度快、压力高、充装时间短，为LNG加气站加气流程的首选方式。
综上所述，该项目采用的LNG工艺为国内通用工艺基础上的改进，较
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为先进。
2.2.2地理位置、用地面积及储存规模
（1）地理位置
韩城位于陕西省东部黄河西岸，关中盆地东北隅，介于东经110°07′19″-110°37′24″，北纬35°18′50″-35°52′08″之间，距省会西安244公里。南与合阳县接壤，西、北与黄龙、宜川县毗邻，东隔黄河与山西河津、万荣县相望。全市总面积1621平方公里，境内南北长50.2公里，总人口37.4万人，其中城市人口14.2万人。居民以汉族为主，还有回、满、蒙等10多个少数民族。
******LNG加气站项目拟选址位于。项目所在地交通便利，详见附图。 （2）用地面积及储存规模
该加气站占地面积约7700m2，该项目建设规模为30000Nm3/d，围堰内布置1台LNG设备撬体（含1台60m3的LNG储罐、2台LNG潜液泵（1备1用）、1台卸车（储罐）增压器以及1台EAG加热器；加气区布置4台LNG加气机。该站LNG储罐单罐容积为60m3，总容积为60m3，属三级加气站。
该站劳动定员24人，其中站长1名，副站长1名，财务部2人，运输部3人，后勤保安2人，运行部15人。工作制为三班制。 2.2.3主要原辅料
该项目原料为LNG天然气，气源首先选择晋城市的LNG液化厂气源，在延安液化厂建成后选择延安液化厂气源，韩城市500万吨焦化厂焦炉煤气甲烷化制LNG项目将在2013年实现投产，实现当地液化产品的就地消化，在气源不能满足的情况下，选择周边地区LNG液化厂气源。此外，项目在供应和充装等过程中的公用工程主要为电和水消耗。
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2.2.4工艺流程
1、工艺流程
LNG加气站工艺流程分为卸车流程、升压流程、加注流程以及卸压流程等四部分。工艺流程简图见下图2-1。 （1） 卸车流程
把汽车槽车内的LNG转移至LNG加气站的储罐内，使LNG经过泵从储罐进液管进入LNG储罐。卸车有3种方式：增压器卸车、泵卸车、增压器和泵联合卸车。
① 增压器卸车
通过卸车增压器将气化后的气态天然气送入LNG槽车，增大槽车的气相压力，将槽车内的LNG压入LNG储罐。此过程需要给槽车增压，卸完车后需要给槽车降压，每卸一车排出的气体量约为180Nm3。
② 泵卸车
将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，通过LNG低温泵将槽车内的LNG卸入LNG储罐。卸车约消耗18kwh电。
③ 增压器和泵联合卸车
先将LNG槽车和LNG储罐的气相空间连通，然后断开，在卸车的过程中通过增压器增大槽车的气相压力，用泵将槽车内的LNG卸入储罐，卸完车后需要给槽车降压。约消耗15kwh电。
第①种卸车方式的优点是节约电能，工艺流程简单，缺点是产生较多的放空气体，卸车时间较长；第②种卸车方式的优点是不用产生放空气体，工艺流程简单，缺点是耗电能；第③种卸车方式优点是卸车时间较短，耗电量小于第②种，缺点是工艺流程较复杂。综合各种因素，本设计采用第
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③种方式卸车。 （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0.4～0.8MPa，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升高。LNG加气站的升压采用下进气，升压方式有两种：一种是通过增压器升压，另一种是通过增压器与泵联合使用进行升压。第一种方式优点是不耗电能，缺点是升压时间长，理论需要五个多小时。第二种方式优点是升压时间短，减少放空损失，缺点是需要电耗。本设计采用第二种方式，并且加大增压器的传热面积，大大缩短升压时间，需要一个多小时，从而确保加气时间。 （3）加气流程
LNG加气站储罐中的饱和液体LNG通过泵加压后由加注机通过计量加给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致使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用先进的LNG加气站工艺的调查了解，正常工作状态下，系统的放空与操作和流程设计有很大关系。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，应该在车辆加气前两个小时，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。
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增压器增压 泵+增压器升压 LNG储罐 加注机 计量 卸车后安全阀打开泄压 LNG汽车 LNG槽车 低温泵卸车 图2-1 LNG加气站工艺流程图
2、设备设施布局及上下游关系 设备设施布局及上下游关系见表2-1。
表2-1 设备设施布局及上下游关系一览表
序号 1 2 3 4 装置名称 卸车口 LNG储罐 加气机 站房 布局 储罐区东侧 站区中部 站区西侧 站区北侧 上游装置 —— 卸车口 储罐区 —— 下游装置 储罐 加气机 车辆 —— 上下游装置之间关系 从卸车口卸气进入储罐 卸车口输入到储罐，再通过管道输送到加气机 从储罐吸取LNG输送到加气车辆 2.2.5辅助设施
（1）电气 ①供电及负荷
LNG加气站工作电源由站区附近的苏东变电所引入0.4kV电缆埋地入站内配电室。
②供配电线路
1）配电线缆：由箱变引至各用电设备或建筑物，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。
2）控制电缆：控制电缆由配电柜或设备随机配套的控制柜引至现场控
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制设备，均采用阻燃型交联聚乙烯铠装控制电缆埋地敷设。
3）照明线路：室外线路，如照明箱电源线路或路灯电源线路均采用阻燃型交联聚乙烯铠装电缆埋地敷设。
（2）给排水 ①给水
给水水源由市政管网提供(条件不允许的加气站采用自备水井供给)。 本项目用水主要为生活用水、场地及设备清洗用水和消防用水，生活用水主要为站内人员饮用水和卫生器具用水。
1）生活及生产给水方式
本工程生产、生活用水合用一个给水系统，称为生产生活给水系统，水管道设计供水管径为DN50。城市给水管网水压为0.30MPa，站内水压满足建筑物内最不利处配水点所需要流出水头的要求。
2）消防系统给水方式
本站区内的建筑物设计耐火等级均为二级，无高大建筑物，本站区属三级站场，不设消防水池。
②排水
本项目执行国家相关环境保护的政策，排水体制采用雨污分流制。排水系统分污水系统与雨水系统。
1）污水系统
本站站内生活污水经站内排水系统收集至化粪池处理后，排入就近污水管网。
生产装置中天然气系统为密闭式工艺系统，生产过程中不产生任何污水。
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2）雨水系统
站内雨水采用顺坡自流外排。（围堰内设有集液池，集液池内设有潜水泵，收集后的雨水经过潜水泵排出围堰。）
（3）供热
拟建站办公室、营业室、控制室、休息室、站长室等房间采用空调采暖。
（4）消防
项目站区加气站消防用水水源来自城市自来水管网。拟建建筑物设计耐火等级均为二级，加气机罩棚采用网架结构，工艺设施界区内采用不发火地面，站内工艺基础设施如LNG储基础罐、加气机基础、围堰等均采用钢筋混凝土结构。 1）干粉灭火器
在LNG罐区、卸车处、加注区、站房、箱变、压缩机、干燥器、储气井等处设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。 2）气体灭火器
在控制室、配电室等建筑物内设置气体灭火器，如二氧化碳型灭火器等扑灭电气火灾。 3）全站灭火器配置表 加气站的灭火器配置见下表。
表2-2 加气站灭火器配置表
序号 一 1 .
位置 生产区 LNG罐区 推车式干粉 MFT/ABC35 2台 手提式干粉 MF/ABC8 4个 二氧化碳灭器MT3 手提式干粉 MF/ABC5 .
2 二 合计
工艺装置区 站房 1台 3台 4个 8个 2个 2个 6个 6个 2.2.6主要装置和设施名称
表2-3 主要设备设施表
序号 1 设备名称 3规格/型号参数 单罐容积：60m 型式：真空粉末绝热式充装率：95％ 工作温度：-162℃/环境温度 最高工作压力：1.2/-0.1Mpa 工作温度：-162℃ 设计温度：-196℃ 流量： ~200L/min（液态） 扬程：15~245m 转速范围：1500~6000rpm 单台处理量：000Nm/h 进口介质：LNG 出口介质：NG 进口温度：≥-162℃ 出口温度：＞-137℃ 最高工作压力：2.5MPa 设计温度：-196℃ 单台处理量：120Nm/h 进口温度：≥-162℃ 出口温度：＞-20℃ 最高工作压力：2.5Mpa 设计温度：-196℃ 流量：~200Lm/min（液态） 计量精度：±1.0％ 工作介质：LNG、液氮 最低工作温度：-162℃ 333 数量 1台 备注 LNG储罐 1台 2 LNG潜液泵 3 卸车增压器 1台 1台 4 EAG加热器 4台 5 LNG加气机
2.2.7总平面布置
根据******LNG加气站项目可行性研究报告确定的总平面布置图，该站占地面积约7700m2，对外设置高度为2.2米的非燃烧实体围墙；坐东朝西，面向二环东路敞开设置，车辆出入口分开布置，按功能可分为加注区、工艺区、站房及办公生活区。加注区位于加气站西侧，布置有4台LNG加气
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机；工艺区位于加气站中部，设有围堰，围堰内布置1台LNG设备橇体(含1台全容积60m3的LNG储罐、1台LNG潜液泵、1台卸车（储罐）增压器以及1台EAG加热器)；站房位于加气站北侧；办公生活区位于站区最东侧，工艺区向东依次布置为停车场、车辆改装车间、办公楼、职工宿舍及职工餐厅。详见附件总平面布置图。
3 危险、有害因素辨识结果及依据说明 3.1危险有害因素识别依据
危险因素是指能够对人造成伤亡或对物造成突发性损害的因素；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。二者合称危险有害因素。危险有害因素是造成事故的根源。
危险、有害因素具有多样性。考虑到该加气站的特点，本报告依据《新编危险物品安全手册》（化学工业出版社）、《生产过程危险和有害因素分类与代码》（GB/T 13861-2009）、《企业职工伤亡事故分类》（GB6441-1986）和《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）等相关标准规范和资料，对该加气站的危险、有害因素进行辨识。
3.2危险有害因素辨识与分析过程
3.2.1物质危险、有害因素辨识
该项目的物料为液化天然气，天然气的成分以甲烷为主。 甲烷
中文名：甲烷 标分子式：CH4 识 危规号: 21007 .
英文名：Marsh gas 分子量：16.04 UN编号: 1971 CAS号：74-82-8 .
外观与性状：无色无臭气体 ：-182.5 理熔点（℃）化相对密度：（水=1）0.42(-164℃) 性饱和蒸气压（kPa）：53.32(-168.8℃) 质 临界压力（Mpa）：4.59 稳定性：—— 危险性类别：第2.1 类易燃气体 引燃温度(℃)：538 爆炸下限（%）：5.3 危险特性 最小点火能（mJ）：0.28 燃烧热(mJ/mol) ：889.5 溶解性：微溶于水，溶于醇、乙醚 沸点（℃）：-161.5 相对密度（空气=1）：0.55 禁忌物：水、酸类、易燃或可燃物 临界温度(℃)：-82.6 聚合危害：—— 燃烧性：易燃 闪点(℃)：-188 爆炸上限（%）：15 最大爆炸压力（Mpa）：0.717 燃烧（分解）产物：一氧化碳、二氧化碳 危险特性：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剧烈反应。 灭火方法：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处 灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳、干粉 燃爆危险：本品易燃，具窒息性。 健健康危害：甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空康气中甲烷达到25%～30%时，可引起头痛、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速等症状。若危不及时脱离，可致窒息死亡。 害 工作场所最高容许浓度： 皮肤接触：若有冻伤，就医治疗 眼睛接触：—— 急吸入：，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。如呼吸停止，救 立即进行人工呼吸，就医 食入：—— 迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理应人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷急雾状水稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将漏出气用排风机送处至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要理 妥善处理，修复、检验后再用 储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过30℃。保持容器密封。应与氧化储剂分开存放，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存 具。储区应备有泄漏应急处理设备和合适的收容材料。压缩气体须贴“易燃气体”标签 3.2.2设备设施危险、有害因素辨识
（1）LNG储罐
LNG储罐工作温度为-162℃，是低温深冷储罐，其最大的危险在于真空破坏，绝热性能下降。一旦绝热性能下降，低温深冷储存的LNG因受热而
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气化，储罐内压力剧增，会造成储罐破裂事故。储罐钢制容器可能因为材料缺陷、安装缺陷等加剧发生脆性爆裂和腐蚀破裂。
（2）LNG加气机
加气机是用来给机动车辆添加并计量液化天然气的设备，操作次数频繁，使用环境特殊，对加气站的安全有一定影响。
加气机内部的截止阀、气动阀、单向阀等设备老化失效引起管内液体不能按照正常工作流程进行流动造成整个管路局部过载，引起泄漏。
加气枪的接口为软管连接，接口处容易漏气，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。
（3）LNG槽车
该项目使用LNG槽车运输液态天然气至LNG储罐，通过卸车流程等将液态天然气添加到LNG储罐，LNG槽车属于低温液体运输设备，槽车内存储甲类易燃介质液态天然气，如在运输、装卸过程中发生泄漏有造成火灾爆炸、低温冻伤事故的可能。
车载罐体在重装、卸车过程由于各种原因造成火花或罐内超压，可能引发燃烧爆炸事故。槽车运输过程遇撞击等因素导致容器破损，气体泄漏，可能引发燃烧、爆炸、低温冻伤事故。槽车经日光长时间暴晒，罐内气体温度上升，压力升高，当超过钢瓶应力极限时，便会发生爆炸。卸车软管的接头处容易漏气，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。
（4）EAG加热器
EAG加热器主要应用在设备或管道超压时放散气体的加热。如设备在运行过程因管路老化、阀门管件密封不严造成漏水，设备因缺水运转不良；
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设备选型不满足储罐放空需要，造成放空气体聚集，形成爆炸性混合气体当遇到明火、静电等情况时容易引发火灾、爆炸事故。
（5）卸车及储罐增压器
卸车及储罐增压器设计压力1.6Mpa，工作压力1.2Mpa属压力容器，压力容器在内压作用下，设备车体上产生的应力达到或超过材料强度极限就会发生塑性爆裂；在低温状态下，钢的冲击值显著降低，材料出现缺口裂缝，会把传播应力的材料切断，发生脆性爆裂；长期反复使用材料会产生疲劳爆裂；在有腐蚀介质作用时，由于截面积减少或机械性能降低以致承受载荷的强度不够会产生腐蚀爆裂。
（6）LNG低温泵
项目在生产运行过程中应用到LNG低温泵。泵的材质缺陷或加工过程缺陷，会造成泄漏。安装不当，稳定性差，会加剧泵的机械振动，噪声加大，剧烈振动还会造成螺栓松动，引起可燃气体泄漏，遇点火源发生火灾、爆炸。泵的传动设备在运行过程中容易造成机械伤害。
（7）管道、管件和阀门
由于该项目天然气储配及汽车加气过程中，天然气多处于为高压状态，多出现泄漏情况，最常漏气的位置就是静密封点处，如法兰、螺纹接口处，管线穿孔泄漏也时有发生，主要是管线弯头处，特别是放空管线的弯头处，在线路上最常见的泄漏是由第三方破坏和管道穿孔引起的。根据以往经验常见的泄漏有以下几种：法兰之间的泄漏；管道泄漏；阀门泄漏。
①法兰之间的泄漏
法兰连接是天然气管道和设备连接的主要形式，其泄漏也是该项目泄
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漏最为主要的形式。法兰密封主要是依靠其连接的螺栓产生的预紧力，通过垫片达到足够的工作密封比压，来阻止天然气外漏。对于天然气管道，由于其输送介质具有腐蚀性、高压以及输送过程中产生的振动等特点引起天然气管道法兰密封失效，造成泄漏。天然气站法兰泄漏主要有以下原因：
a.密封垫片压紧力不足，法兰结合面粗燥，安装密封垫出现偏装，螺栓松紧不一，两法兰中心线偏移。这种泄漏主要由于施工、安装质量引起的，主要发生在投产试压阶段；
b.由于脉冲流、工艺设计不合理，减振措施不到位或外界因素造成管道振动，致使螺栓松动，造成泄漏；
c.管道变形或沉降造成泄漏；
d.螺栓由于热胀冷缩等原因造成的伸长及变形，在季节交替时的泄漏主要是由这种故障引起的；
e.密封垫片长期使用，产生塑性变形、回弹力下降以及垫片材料老化等造成泄漏，这种泄漏在老管线上比较常见。
f.天然气腐蚀，造成泄漏。 ②管道泄漏
a.夹渣、气孔、未焊透、裂纹等焊接缺陷引起的泄漏，随着焊接技术的发展和施工质量以及检测手段的提高，这种焊接缺陷逐渐减少；
b.腐蚀引起的泄漏
周围介质引起的均匀腐蚀，这种腐蚀造成的泄漏主要出现在老管线上，随着时间的推移，管线内外壁一层层的腐蚀而剥落，最后造成大面积的穿孔，最终造成管道泄漏事故的发生；
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应力引起的腐蚀，金属材料的应力腐蚀，是指在静拉伸应力和腐蚀介质的共同作用下，使应力集中处产生破坏。这种腐蚀危害性较大，一般在没有先兆的情况下，能够迅速扩展产生突然断裂，发生严重的泄漏事故。
c.冲刷引起的泄漏
由于冲刷原因造成站场泄漏的事故较多，比较容易出现此类故障的部位是管道弯头，特别是流速较快的弯头处，造成这种泄漏主要有以下几个原因：
从加工角度来说，对于冲压成型和冷煨、热煨成型的弯头，弯曲半径最大的一侧存在着加工减薄量；天然气流速较快，流经弯头时，对管壁产生较大的冲刷力，在冲刷力的作用下，管壁金属不断地被带走，壁厚逐渐变薄，最后造成泄漏。
③阀门泄漏
阀门由于受到天然气的温度、压力、冲刷、振动腐蚀的影响，以及阀门生产制作中存在的缺陷，阀门在使用过程中不可避免的产生泄漏，常见的泄漏多发生在填料密封处、法兰连接处、焊接连接处、丝口连接处及阀体的薄弱部位上。
a.连接法兰及压盖法兰泄漏，这种泄漏一般通过在降压的情况下，通过拧紧螺栓得以解决；
b.焊缝泄漏：对于焊接体球阀，有可能存在焊接缺陷，出现泄漏，这种泄漏很少见。
c.阀体泄漏：阀体的泄漏主要是由于阀门生产过程中的铸造缺陷所引起的，天然气的腐蚀和冲刷造成阀体泄漏，这种泄漏常出现在调压阀上。
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（7）电气设备设施
电能与客观世界的其它事物一样，都具有两重性。一方面作为现代化动力，促进了生产力的发展，在推动人类科技进步上充分发挥了它的积极作用。另一方面，电流客观存在的危险有害因素又成为各类电气事故的根源。电能的危险有害因素主要有以下几个方面： ①触电伤害
触电是电流的能量对人体的伤害，分为电击和电伤。电击是电流通过人体内部，破坏人的心脏、神经系统、肺部的正常工作，可导致人死亡。通过人体的致命电流为50mA。
电伤是电流的热效应、化学效应和机械效应对人体外部造成的局部伤害，包括：电弧烧伤、烫伤、电烙印、皮肤金属化等。
人体触及带电导线、设备、或其它带电体就会产生触电事故。触电方式有单相触电、两相触电和跨步电压触电。
②射频伤害
当电流在导体中流过时，就会产生电磁场，射频伤害是由电磁场的能量造成的。人体在高频电磁场作用下吸收辐射能量，就会受到不同程度的伤害。它会引起中枢神经功能失调、出现头晕、头痛、乏力、失眠等症状；还能引起植物神经功能失调，如：多汗、食欲不振、心悸等；还会造成心血管系统某些异常，如：心动过速或过缓，血压异常、心区有压迫感和心痛等。 ③短路
电路相线之间直接接通，或者相线与接地物体之间直接接通。外电路
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电阻几乎接近于零时，电源则被短路。发生短路时，电压突然下降，电流急剧增大，可达几万或几十万安培，产生很多的电动力和很高的温度，烧毁设备，造成停电。
④电流热效应
电流通过导体时就会发热，这也是电流的性质之一。电流强度越大，电阻越大，转换的热能就越大。除此之外，交变电流的交变磁场还会在铁磁材料中，由于涡流损耗和磁滞损耗产生热量。以上现象说明，电路和电气设备运行时总是要发热的。电流的热效应是电流和电气设备事故的根源之一。
由于电路和电气设备过度发热，热能会成为点火源，引发火灾或爆炸。如果设备散热不良会导致烫伤人，烧毁设备。过热还会导致绝缘材料产受到破坏，引起短路事故。
电路或电气设备异常发热往往是由于过载、散热不良、接触不良等原因造成的。 ⑤电火花和电弧
电火花是由电极间的击穿放电产生的。电弧是大量持续的电火花汇集而成的。电火花包括工作电火花和事故电火花。
电气设备正常工作时或正常操作过程中会产生火花，称为工作火花。如开关或接触器开合时产生的电火花，插销拔出或插入时产生的电火花。事故电火花是线路和设备发生故障时出现的火花。如导电线路连接松脱产生的火花、保险丝熔断时产生的火花、过电压放电火花、静电火花、感应电火花等。一般情况下，电火花温度很高，特别是电弧，温度可高达6000℃。
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同时，电火花和电弧不仅能引起可燃物燃烧和爆炸，还能使金属熔化、飞溅。
主要电气设备如输电设备、线路、照明设备。因电缆绝缘老化，电路故障或荷载过大，有可能引起电缆着火。配电装置及各种照明设备可能引发电气故障、漏电、短路，造成触电、设备损坏、电气火灾等事故。
3.2.3工艺过程危险、有害因素辨识
该项目的危险性主要表现为火灾、爆炸。此外还存在机械伤害、车辆伤害、触电、噪音、低温等危险有害因素。
（1）火灾、爆炸
天然气虽然属于易燃易爆性气体，但天然气的燃点较高，密度小易于空气易扩散，通常轻微的泄漏不会造成火灾、爆炸事故，在天然气的浓度达到爆炸极限时，才会遇火发生火灾、爆炸。
事故的成因是多方面的，其主要原因分为人为、设备、原料、环境和管理以及运输等方面原因，现将各事故成因详细分述如下：
①人的原因
造成事故的人为原因主要包括设计缺陷、设备选型或安装不当以及站内工作人员安全意识差、违规操作和工作警惕性不高、忽视报警系统警报或是警报系统故障等。如卸车过程中，由于注意力不集中，造成进液超限，多余的液体从LNG储罐中溢出。LNG储罐投料前未进行预冷，或者在生产中工艺管道每次开车前未进行预冷，可能使工艺管道接头阀门发生脆性断裂和冷收缩引发泄漏事故。
②设备原因
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事故的设备因素从施工到加气站的日常运营是多方面的：设备设计、选型、安装错误，不符合防火防爆要求；压力管道容器未按正确设计制造、施工，存有缺陷隐患；设备失修、维护不当，超负荷运行或带病运行；管线、加气机等接地不符合规定要求；电气设备不符合防爆要求；安全附件、报警装置、配备不当或失灵。
③原料的原因
主要是天然气自身静电或气质有问题，存在事故隐患。 ④环境因素
自然环境异常现象：雷电、地震、洪水、滑坡和土壤腐蚀等。地震发生后因地面震动、断层区土壤破坏及错动、震动及地面断裂等可能会造成站场处理设备、管道的破坏，导致事故发生。根据土壤理化性质对金属的腐蚀性可知，沼泽地、盐渍地，湿地为强腐蚀环境，其余为中度或弱腐蚀区。腐蚀会使管线壁厚度减小甚至穿孔，容易引起爆裂。其他自然因素如雷电、洪水、滑坡等也可能诱发危险事故。
不良工作环境：不适宜的温度、湿度、振动等。与周围环境相关建筑不符合防火要求。
⑤管理因素
一般是对职工培训工作不到位，安全防范教育不足，以及日常工作管理不严，指挥失职、错误等。
⑥事故点火源分析
事故点火能量可来源于明火、静电火花、电火花、雷电、摩擦、日光、热能源、金属撞击火花等。产生或影响点火源的因素很多，主要有以下因
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素：
明火：据不完全统计，明火是产生火灾、爆炸的主要原因，常见的明火有：加气站附近产生的火星，放鞭炮和烧纸的飞火；车辆排气管喷出的火星；装置区临时维修及正常停车检修焊接和切割作业；装置区内违章吸烟或其他违章作业等。
静电火花：产生静电聚集的常见情况有：人体带的静电；穿、脱化纤衣服；形成孤立导体等，如装置接地电阻过大，消除静电的装置失灵，或接地不良很容易聚集静电荷。
电气火花：主要电气设备如输电设备、线路、照明设备等采用非防爆型或防爆等级不够，发生短路、漏电、接地、过负荷等故障，产生电弧、电火花、高热。
雷击火花：避雷装置设计不合理或发生故障；装置的构架、容器、配电设施、高大建筑物等采取避雷保护措施或失效；设备接地电阻过大(大于10Ω)，静电荷消除不掉等，都容易遭受雷击。
碰撞和摩擦火花：装置区可燃气体存在区操作人员使用镁铝合金工具或持工具撞击储罐；穿带钉鞋进行作业等会引起碰撞或摩擦火花。
（2）触电
该企业电气系统包括配电设施、电缆、各用电设备等。主要为低压电气设施。
低压电气设备、设施包括各用电设备、输电线路等，容易发生低压触电事故，以发生在电气设备上的低压触电现象最为多见。如电线绝缘破损（未能及时进行检修及更换）、湿手拧灯泡误触金属灯口、电气设备绝缘破损而带电，都容易引起低压触电。
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发生触电主要有以下原因：
a.作业人员违章操作。如电气工作人员习惯性违章，在未经许可、无人监护的情况下，走错间隔或错听、错看，误登带电设备；电气工作人员对与带电设备之间应保持的安全距离不甚清楚，未认真履行工作票制度和安全监护制度，存侥幸心理，工作时监护不到位或脱离监护人工作；误送电、误带电造成触电。
b.电气设备设施的安全防护措施不到位。如作业中安全措施不够完善，应设临时遮栏或绝缘挡板而未设、应使用绝缘套而未采用，作业人员触及带电的设备设施；机械设备绝缘损坏致外壳带电，或接地不完善，开脱、虚焊等，人体接触设备外壳时即遭受电压伤害，这是低压触电中最典型的一种；移动照明及设备照明、特殊场所和潮湿场所未采用安全电压；手持电动工具未采用漏电保护装置；接地线连接不好，接触电阻过大被烧断；分接头接触不良，或分接头之间有污物；高压侧没安装熔断器保护，低压侧没安装短路器保护或保护失灵；电压互感器二次侧无保护接地或保护失灵；电流互感器的二次侧开路等。
c.安全管理制度和安全操作规程不完善。单位未制定电气方面的安全管理制度和安全操作规程，或者相关制度、规程不科学，致使电气管理环节有疏漏和作业人员对电气安全操作认识不够。
d.其他原因。如返供电致触电，这类型触电主要是由于工作停电不彻底。
（3）机械伤害
指机械设备运动（静止）部件、工具、加工件直接与人体接触引起的
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夹击、碰撞、剪切、卷入、绞、碾、割、刺等伤害，不包括车辆、起重机械引起的机械伤害。
生产装置压缩机的转动设备，存在机械伤害危险。在泵等转动设备检修过程中可能发生机械伤害，如当转动部分缺少护栏、护置时，在操作、擦洗过程中职工触及可能发生撞击，衣物或长发被缠绕而造成伤害。
（4）车辆伤害
车辆在站内行驶，若站内道路安全标志不全或设计不合理（如道路狭窄，转弯半径过小等），车辆本身安全性能缺陷、驾驶人员操作失误，易发生撞、挤、砸伤亡事故。该站在物料运入、加气过程中都存在机动车辆，站内行驶过程中可能造成车辆伤害。
（5）噪音
项目装置中泵、增压器等装置正常工作时产生噪音，此外如果安装不当或者带病运行，噪声增大。如果人员长时间在附近操作，会产生噪音伤害。
（6）低温
项目存储经营的液态天然气LNG储存温度约为-162℃，泄漏后的初始阶段会吸收地面和周围空气中的热量迅速气化。但到一定的时间后，地面被冻结，周围的空气温度在无对流的情况下也会迅速下降，此时气化速度减慢，甚至会发生部分液体来不及气化而被防护堤拦蓄。气化的天然气在空气中形成冷蒸气云，此蒸气云的密度和空气的密度相等时的温度是-107℃。所以，LNG泄漏后的冷蒸气云或者来不及气化的液体都会对人体产生低温灼烧、低温冻伤等危害。
（7）窒息
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天然气对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25％～30％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。 3.2.4劳动过程危险、有害因素辨识
在生产过程中，劳动者要使用设备或工具进行生产活动，或者对自动生产系统进行监控。在此过程中，由于劳动者安全意识、安全认识、心理异常和存在不科学的行为习惯，都成为人不安全行为的根源。此外，由于人机关系的不合理、不协调，都会成为危险有害因素。 （1）行为性危险有害、因素
管理者的指挥失误或违章指挥、作业者的误操作或违规操作、作业监护人员的监护不到位等行为都会影响正常作业，甚至引发事故。 （2）心理、生理性危险、有害因素
作业者的体力和视力等负荷超限（体力、视力、听力及其它负荷超限）；健康状况异常，带病作业；从事禁忌的作业；心理异常（情绪异常、冒险侥幸心理、过度紧张等心理异常）；辨识功能缺陷（反应迟钝、辨识错误等辨别功能缺陷以及其他心理、生理性危险有害因素也会影响正常作业，重则发生事故。
（3）人机系统危险、有害因素
人机界面不合理、作业面狭窄等会造成操作不方便，加速劳动者的疲劳，或使劳动效率降低，也会影响正常作业。 3.2.5自然条件危险、有害因素辨识
自然条件一般包括暴雨、狂风、雷电、地震等自然现象形成的对人或
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项目造成危害因素。 （1）暴雨
暴雨季节水量较大，可能造成较深地面积水现象或者水灾，如果排水系统设计不合理，就存在设备或装置被水浸泡的危险，影响正常工作，甚至会对人员和设备造成严重的危害。 （2）雷电
雷击时电流数值约为数万安培至二百千安培，并伴有空气膨胀、雷鸣闪电，产生强烈机械振动和热效应。由于雷击，在架空线路或空中金属管道上产生的冲击电压沿线路或管道的两方向迅速传播的雷电波称为雷电波入侵。雷电的危害巨大，可以导致设备损坏、人员伤亡、建筑物损坏或电气系统故障，严重者还可导致火灾和爆炸。
造成雷电事故的主要原因有：建构筑物、设备设施的设计未符合防雷设计规范的要求；项目施工或设备设施安装时，防雷接地装置未按照防雷设计进行；防雷接地设施损坏，未及时检查、检测、发现和维修。
雷电直接击中气瓶组和调压设施，或者雷电感应作用在气瓶组和调压设施上产生间接放电，有导致天然气燃烧或爆炸的危险。 （3）地震
地震是地球表层的快速震动，对地表建筑具有很大的破坏作用。该项目中地震除了可能对加气站建筑、设备设施造成破坏作用外，还可能造成火灾、爆炸等次生灾害。 3.2.6危险、有害因素辨识结果
表3-1 项目危险、有害因素及其分布表
序号 .
危险有害因素 岗位 相关设备设施 .
序号 1 2 3 4 5 6 7 危险有害因素 火灾爆炸 容器爆炸 低温 机械伤害 触电 噪声振动 中毒窒息 岗位 LNG卸车岗位 加气岗位 卸车岗位 卸车岗位 维修岗位 卸车岗位 相关设备设施 LNG槽车、LNG储罐、加气输送管道、阀门 加气机 LNG储罐、增压器 设备装置区事故状态 低温泵、空压机等 带电设备、设施 低温泵、空压机、增压器等 储罐区、设备设施区域 3.3重大危险源辨识
3.3.1重大危险源辨识依据
根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）进行重大危险源辨识。
重大危险源包括以下方面： （1）储存场所、生产场所 多品种物质判定以下式为据：
qq1q2............n1 Q1Q2Qn此时，该生产场所或贮存区构成重大危险源。
式中：q1，q2，………，qn——每种危险物质实际存在量，t。 Q1，Q2，………，Qn——与各危险物质相对应的生产场所或贮存
区的临界量，t。
3.3.2重大危险源辨识过程
按照《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）的规定，重大
危险源的辨识依据是物质的危险特性及其数量，同时对构成重大危险源的物质的名称及临界量作了明确规定，本项目中涉及的危险物质为甲烷，其规定的临界量为50t。
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由主要设备设施一览表可知，涉及的甲烷最大储量为60m3；在储存状态下甲烷密度为20.81kg/m3。经计算
q＝Vρ
＝60m3×20.81kg/m3＝1248.6kg≈1.25t＜50t
该项目天然气储量远远小于其临界量50t，故该项目不构成重大危险源。
3.4 危险有害程度
3.4.1 固有危险程度分析
（一）项目中具有爆炸性、可燃性、毒性、腐蚀性化学品数量、浓度（含量）、状态和所在的作业场所及其状况
本项目涉及的危险化学品是天然气。其数量、分布详见下表。
表3-1 危险性化学品的数量及状态
物质名称 天然气（甲烷） 危险性 易燃易爆 数量 60m 3状态 液态 存在部位 储罐区 状况 （温度、压力） -162℃/、1.2/-0.1Mpa （二）项目的固有危险程度
该项目涉及的危险化学品为天然气，天然气主要危险性表现为易燃易爆。该小节对罐区的固有危险进行定量分析。
①爆炸性化学品的质量及相当于梯恩梯（TNT）的摩尔量计算 TNT当量法是把爆炸的破坏作用转化成TNT爆炸的破坏作用，从而把蒸气云的量转化成TNT当量。TNT当量计算公式：
WTNT = 1.8aWfHc/QTNT
式中： WTNT —易燃液体的TNT当量（kgTNT）
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a —蒸气云当量系数（统计平均值为0.04，占统计的60%） Wf — 蒸气云中可燃气体质量（kg） Hc —易燃液体的燃烧热（kJ／kg）
QTNT —1kgTNT爆炸所释放的能量，取为QTNT＝4.52×103kJ／kg 天然气具有易燃易爆性，该项目中天然气储量为60m3，密度为20.81kg/m3，质量为1.25t，查得天然气的燃烧热为4.7×104kJ／kg，代入上式算得天然气的TNT当量：
WTNT =1.8×0.04×1.25×103×4.7×104÷(4.52×103 )=936（kg） 即该站的天然气全部转化为气态发生爆炸的能量相当于936kgTNT炸药爆炸产生的能量。
②可燃性化学品的质量及燃烧后放出的热量
该站燃烧性物质为天然气，已算得天然气存量为1.25t。
查得天然气的燃烧热为4.7×104kJ／kg。该站天然气全部燃烧放出的热量计算如下：
1.25×103×4.7×104=5.88×107kJ 3.4.2 风险程度分析
该项目存在的主要危险危害因素有：火灾、爆炸、机械伤害、电气伤害、车辆伤害、低温等。其中爆炸是主要危害，造成的损失也最大。
（1）项目出现爆炸性、可燃性、毒性、腐蚀性化学品泄漏的可能性 LNG储存过程属于低温深冷过程，储罐真空破坏，绝热性能下降，可能造成储罐超压破裂而泄漏。加气机及卸车的软管长期使用，接头部位容易出现泄漏，也可能因接口脱落或者软管爆裂而泄漏。低温泵、储罐增压器
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等压力容器长时间使用可能会因塑性爆裂、脆性爆裂或腐蚀爆裂等原因造成泄漏。此外，管道、管件和阀门也是容易发生泄漏的部位。
（2）出现具有爆炸性、可燃性的化学品泄漏后具备造成爆炸、火灾事故的条件和时间
天然气泄漏后有一个与空气混合、稀释达到爆炸极限浓度的渐变过程，这个过程与当时的空气湿度、风速等有很大的关系，而且由于天然气密度小，泄漏是上升扩散运动，遇到明火、电火花、静电火花等点火源立即发生闪爆和火灾。
爆炸和火灾事故发生必须同时满足以下三个条件： ①天然气大量泄漏；
②天然气泄漏后没有得到有效控制，天然气迅速扩散蔓延渐渐积聚浓度达到爆炸极限；
③天然气遇明火、摩擦、碰撞、电气火花、静电火花、雷击等。 （3）出现爆炸、火灾、中毒事故造成人员伤亡的范围
根据TNT当量计算加气区爆炸事故后果，假设该站储罐发生泄漏，泄漏流量为100L/min，取泄漏时间为5min，泄漏的燃气总量为10.41kg。当燃气与空气混合后遇到点火源发生爆炸，其死亡半径（R1）计算过程如下：
R1=13.6(WTNT/1000)0.37
WTNT1.8AWfQf/QTNT
取Wf＝10.41kg；A＝0.04；QTNT＝4.52×103 kJ/kg；Qf＝4.7×104kJ/kg； WTNT1.8AWfQf/QTNT
=1.8×0.04×10.41×4.7×104/(4.52×103)
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=7.8（kg）
死亡半径：R1=13.6(WTNT /1000)0.37=2.26（m）
当燃气蒸汽与空气混合后遇到点火源发生爆炸，死亡半径为2.26m。 由此可见：若LNG储罐区发生泄漏，理论上周围2.26m范围的人员会死亡。储罐区设有围堰，有利于减小事故范围减轻事故后果。
3.5 事故案例分析
西安液化气罐爆炸事故
1998年3月5日18时40分许，西安煤气公司液化石油气管理所煤气储罐发生泄漏爆炸，10余分钟后发生第二次爆炸，19时12分和20时0l分许又先后发生两次猛烈爆炸，烈焰腾空而起,两次形成的时长10余秒的火柱“蘑菇云”，高达150-200m。特别是最后一次爆炸最为猛烈，西安市靠近西郊的街市被照得亮如白昼，附近10万居民慌乱不堪，匆忙逃离家门。爆炸事故造成11人死亡(消防人员7人，4名气站工作人员)，1人失踪。34人受伤，其中烧伤者中大多数终身残废，经济损失巨大。 （1）事故经过：
3月5日15时许，西安煤气公司液化石油气管理所临时工罗立民的妻子,突然发现装储液化气的11号大球形罐底部漏气，液化气从球阀口“嘶嘶”作响喷冲而出，白色的液体冲出后迅速气化，罗妻跑去所里值班室报警。管理所迅速组织人手抢修。漏气的11号大球罐容积为400 m3 ，强大的压力使罐内液化气从受损球阀处冲出来,当时没风，现场的危险气体越来越浓。工作人员先后用了30多条棉被包堵球阀，并用消防水龙朝被子上喷水——液化气呈液体冲出阀门，迅速气化，温度很低,喷上的水很快结冰；泄
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漏有所减弱。但强大的压强不时冲开棉被包压冰冻处,工作人员一时束手无策,只能用水枪冲击稀释泄漏出来的液化气。由于液化气比空气比重大，喷发出来后沉在地面形成一尺来高的悬雾层，呈现越来越厚的滚动之势，很远的地方都可闻到刺鼻的气味。
16时51分管理所工作人员打“119”报警求助。6分钟后,西安市消防七中队一台消防车赶到现场。五六分钟后,增援车辆陆续抵达现场。由于液化气喷出后温度极低，消防人员下到罐底池中，一二十秒钟后裤脚上就结满了冷凝冰，离地面一二尺飘浮滚动着水状的液化气，池子里结满了冰。这时已有几名消防战士中毒倒下，被后来者抬出。由于先期赶到的七中队队员没有防毒面具，大多已中毒丧失战斗力，由新调来的消防特勤九中队代替。
18时40分许，在抢救过程中储罐突然爆炸起火，大火腾起有五六层楼高，火海里只听见一片惨叫，大部分人员在此次爆炸中伤亡。从火海中侥幸跑出30多人，很多人身上已没有一点衣服了，气浪撕去了他们的衣物，有的人尚余的一点衣服已经着火了，大多数人跑出来后就地打滚灭火。大约过了10分钟，第二次爆炸发生了，红黄火焰裹着黑烟又窜了起来。19时12分,20时01分，分别发生第三、第四次爆炸，形成照彻西郊的火柱“蘑菇云”，各持续约十几秒钟。爆炸发生后，附近10万居民开始恐慌大逃亡,不少人房门、防盗门都来不及锁,场面非常混乱。从爆炸发生到次日上午，西郊一带几千辆车大堵塞,警方设置了方圆3km的疏散戒严区。 第二天上午观察,事故现场2个400m3的球罐已经爆裂,球罐的顶部裂开了一道大裂口,燃气从裂口直冲而出，大火冲天而起。东邻有一排10个
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100 m3的小卧罐,距爆裂的11号、12号大球罐仅六七米远，靠近球罐的4个卧罐顶部猛烈燃烧；两个炸裂的400m3球罐斜向卧罐东侧,另6个卧罐和还有2个更大的1000 m3的大球罐处于烈火威胁之下，随时可能继发爆炸。抢险救灾指挥部决定立即组织力量进人事故现场，对未爆炸的储气罐实施喷水冷却保护，控制火势蔓延。当晚23时20分，西安、咸阳、宝鸡、渭南4个消防支队共计40辆消防车300余名干警投入灭火战斗，每辆消防车均喷洒了几十车次甚至上百车次水。大火又持续烧了37小时,至3月7日19时05分大火完全熄灭。其中10号、7号罐的火一个燃气烧尽自灭,一个被风吹灭,8号、9号罐的火为人工灭掉。
（2）事故分
析：
事故发生后经过调查组的调查分析，确认液化气泄漏原因技术分析与结论如下：
①从排污阀外形基本完好及外表面颜色，可判断此阀未经受严重烧灼，而液相阀已扭曲变形，纯属经历严重高温烧灼、碰撞所致。液化石油气液相泄漏时出现吸热汽化现象，阀体要降温，排污阀及相连的法兰盘在火场中仍能保持一般铁锈颜色系自身泄漏的必然结果。
②排污阀上法兰密封垫片上、下表面与接管法兰、上法兰密封面均在同一方位存在无贴合部位(密封垫片上表面未贴合情况尤为严重)，且未贴合面积大致相同,具备泄漏的必要条件。
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综上所述，排污阀上法兰密封垫片由于长期运行导致的受力不均匀，使得与法兰密封面不能完全贴合，局部丧失密封功能(失效),从而引导液化石油气泄漏。 （3）事故教训:
①未能及时发现排污阀存在的问题，没有及时更换法兰垫片。没有及时更换有几种可能，一种是法兰垫片质量不合格，未达到使用年限从而麻痹大意;另一种可能是管理混乱,达到使用年限而未更换。不论是哪一种可能,事故发生前应该有先兆,因为排污阀处于不断的使用中,在使用中能够感到阀体的变化,或者感到阀体的变化而未引起重视。
②液化气泄漏之后的堵漏形式。发现液化气泄漏之后，管理所采取冷冻方法进行堵漏，冷冻方法适用于低压情况，不适用于高压情况，事实也证明了这一点。那么在高压情况下采取何种方法堵漏，管理所事先未制定相应的救援预案，由此而造成重大人员伤亡。因此,在防范措施上，要加强安全管理，对于容易造成泄漏事故的磨损件要注意及时更换，不能舍不得，在所制定的救援预案中，一定要有高压情况下堵漏方法的内容，并且要周密细致,切合实际。
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4 评价单元的划分 4.1评价单元划分原则
划分评价单元是为评价目标和评价方法服务的，一般以生产工艺、工艺装置、物料的特点和特征与危险、有害因素的类别、分布有机结合进行划分，还可以按评价的需要将一个评价单元再划分为若干子评价单元或更细致的单元。评价单元划分遵循的原则和方法如下：
（1）以危险、有害因素的类别为主划分评价单元
①对工艺方案、总体布置及自然条件、社会环境对系统影响等方面的分析和评价，可将整个系统作为一个评价单元。
②将具有共性危险、有害因素的场所和装置划为一个单元。按危险、有害因素的类别各划分一个单元，再按工艺、物料、作业特点（即其潜在危险、有害因素的不同）划分成子单元分别评价；可按有害因素（有害作业）的类别划分评价单元。
（2）以装置和物质的特征划分评价单元
①按装置工艺功能划分。例如，按原料贮存区域、中间产品贮存区域、产品贮存区域、运输装卸区域等划分。
②按布置的相对独立性划分。以安全距离、防火墙、防火堤、隔离带等与（其他）装置隔开的区域或装置部分可作为一个评价单元；贮存区域内通常以一个或共同防火堤（防火墙、防火建筑物）内的贮罐、贮存空间作为一个评价单元。
③按工艺条件划分评价单元。按操作温度、压力范围的不同，划分为不同的评价单元。
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④按贮存、处理危险物质的潜在化学能、毒性和危险物质的数量划分评价单元。
⑤根据以往事故资料，将发生事故能导致停产、波及范围大、造成巨大损失和伤害的关键设备作为一个评价单元，将危险、有害因素大且资金密度大的区域作为一个评价单元，将危险、有害因素特别大的区域、装置作为一个评价单元，将具有类似危险性潜能的单元合并为一个大的评价单元。
（3）依据评价方法的有关具体规定划分
本报告的评价单元依据工艺布置的相对性进行划分的。通过单元的划分，全面系统的包含了该项目的各个方面，能够系统的层次分明的针对各单元实施评价分析。
4.2评价单元确定
依据上述评价单元划分原则和项目的实际情况，将该项目划分为以下几个单元进行评价：
（1）外部安全条件评价单元 （2）总平面布置评价单元 （3）主要装置设施评价单元 （4）公用工程评价单元
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5 评价方法的选择及理由说明 5.1采用的安全评价方法
根据该项目的特点，同时为便于对该项目的各评价单元进行全面、细致的评价，本报告主要采用安全检查表法、预先危险性分析法、爆炸模型法对各单元进行评价。
具体评价方法的选用见表5-1。
表5-1 选用的安全评价方法
序号 1 2 3 4 评价单元 外部安全条件单元 总平面布置单元 主要装置设施单元 公用工程单元 评价方法 安全检查表法 安全检查表法 预先危险性分析法 事故树分析法 预先危险性分析 事故树分析法 5.2安全评价方法选用说明
①运用安全检查表检查该项目的厂址及总平面布置，能直观的分析说明该项目的厂址选择地是否符合国家法律、法规、标准、规范的要求，项目与周边环境的相互影响是否满足国家安全防护距离的要求，平面布置、功能分区是否合理。
②运用预先危险性分析法对各个工段进行分析，以便预测存在的危险有害因素，确定危险有害因素的等级，提出有针对性的安全对策措施。
③通过事故树分析，确定出事件原因的结构重要度，从而找出避免事故发生的最捷途径，制定最有效的防范措施。
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6 定性、定量分析危险、有害程度的结果 6.1外部安全条件单元
根据项目拟选地址及周边环境现状检查，运用安全检查表对该项目外部安全条件进行了定性分析，共设检查项3大项。经检查得出，该站的选址及与周边环境的安全距离符合要求，另外项目选址区域地势较秦晋大道和普照路略低，建议企业在项目施工过程中完善地基处理，为项目安全运行提供保障。
6.2总平面布置单元
本单元运用安全检查表对拟建加气站的总平面布置方案进行了检查，共设6个检查项，经检查得出，总平面布置内容均符合要求。该加气站内设备设施间的安全距离符合《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012的要求。
6.3主要装置设施单元
根据本报告预先危险性分析过程，该项目火灾、爆炸潜在事故危险等级为Ⅲ级，其它潜在事故：窒息、车辆伤害、机械伤害、触电、低温、噪音等均为Ⅱ级。
根据本报告对该项目火灾、爆炸事故的分析，火灾、爆炸事故的事故因素较多，处于结构重要度前三位的基本事件排序为x1＞x15= x16＞x8= x9= x10= x11，因此在采取预防控制措施时应首先考虑结构重要度大的基本事件，即对各处安全阀要进行经常性的检查，发现问题及时处理，同时对报警器的灵敏度、完好性也要定期进行检查、检验等。
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6.4公用工程单元
该项目的公用工程有可能发生触电事故，主要原因是漏电或者设备外壳带电等，触电可造成人员伤亡。因此，日常管理中应加强电气安全管理。
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7安全条件和技术工艺及装置、设备安全可靠性分析 7.1安全条件分析
7.1.1 建设项目外部情况
（1）项目周边24小时生产经营活动和居民生活情况
******LNG加气站项目拟选址位于韩城市秦晋大道东侧，站区边界西距秦晋大道约40m，东距西禹高速约300m，南侧距离普照东路约350m，北侧为农田。其中站区南侧围墙外3m规划为物流企业，距站区南侧约150m为一在建住宅。选址周围100m范围内无重要公共建筑、人口密集区等重要公共场所。
（2）项目所在地自然条件 1、气象条件
韩城市属暖温带半干旱大陆性季风气候，其特点是：四季分明，光热充足，热量丰富，降水偏少，东西差异明显。年平均气温为13.5℃，最高气温为42.3℃，最低气温为-14.8℃，无霜期平均为208天。全年主导风向北风、东北风，多年平均降水量为589.7毫米。
2、水文地质
项目拟建地址位于城市秦晋大道东侧。选址区域地势平坦、开阔，交通便利。
韩城位于祁吕贺山字形结构的前孤东翼与新华夏构造体系第三沉降带的复合部位，属7度地震烈度区，是国家重点的地震监测区。韩城地势西北高、东南低。由于地质构造运动和长期侵蚀作用的影响，大致以东北-西南走向的大断层为界，将全市分为山、原两大区，大断层西部除有小面积
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的河谷地带外，为中低山和黄土残垣区；东侧为黄土苔塬及河谷地带，地势比较平坦。土壤类型较多，质地良好。垆土、黄绵土、新积土、水稻土是农业生产的主要土壤。
地表径流随着降水、下垫面的不同而异。韩城市径流分布规律，大体上与年降水量的分布规律相一致。平均径流深变化在 50mm — 160mm 之间，均值84.9mm，年径流总量 1.244m3 。径流在地理分布上有明显的不均。位于市区东部的黄河滩涂区，质地为砂及砂土，部分耕种，大部分为松散砂地及沿海水域，基本上不产流。位于中部的原区及丘陵区，为黄土状土，包气带土层深厚，农业发达，除沟坡水土流失严重，大部分地区，耕地平缓，表土松疏，入渗条件好，降水损失较大。因而径流深亦小，一般为 50~100mm，产流远低于山区。
地表径流集中汇集于各沟河道，源出于黄龙山林区的芝水、盘河、凿开河、居水径流模数在3升/s/km2 以上，最高达4.91升/s/km 2 ，而属于丘陵区的几条支流，径流模数值减小，大多在2.5升/s/km 2 上下。汇入境内各支流，有利用价值的自产径流量为 7098.6 万m 3 ，包括境外产流在内，可供利用的径流总量为 1.53 亿m3 。以居水为最大，其次为凿开河、盘河。可提供利用量为 0.71亿m3 ，占自产径流的 57% 。
3、地震烈度
根据《建筑抗震设计规范》GB50011—2010，韩城市建筑抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g。
（3）项目危险化学品生产装置与重要场所设施的距离
项目选址周边100m以内无学校、医院、影剧院、体育场(馆)等公共设
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施等重要公共设施；无商业中心、公园等人口密集区域；与供水水源、水厂及水源保护区、车站、公路、铁路、军事禁区、军事管理区的距离均符合有关法律法规和技术标准的要求。
同时该区域不属于基本农田保护区、畜牧区、渔业水域和种子、种畜、水产苗种生产基地；不属于河流、湖泊、风景名胜区、自然保护区和法律、行政法规规定予以保护的其他区域。因此，该站址与周边环境安全间距符合技术标准的要求。 7.1.2 安全条件分析
（1）建设项目内在危险、有害因素和建设项目可能发生的各类事故对周边单位生产经营活动或居民的生活影响
项目选址位于韩城市秦晋大道东侧，站区边界西距秦晋大道约40m，东距西禹高速约300m，南侧距离普照东路约350m，北侧为农田。其中站区南侧围墙外3m规划为物流企业，距站区南侧约150m为一在建住宅。选址周围100m范围内无重要公共建筑、人口密集区、农田保护区。站内LNG储罐和卸车点距离南侧规划物流企业围墙距离分别为15m和23m，安全间距满足防火要求，建设项目对周围环境的影响较小。但本项目存在易燃易爆危险化学品，因此在日常经营活动中发现问题及时处理、整改，避免造成伤亡事故。该项目危险化学品属甲类危险性，在日常装卸车时可能发生泄漏，要确保储罐及相连管道密封良好，工作正常，防止泄漏而引发的火灾、爆炸事故。
（2）周边环境对建设项目的影响
该站100m内无重要公共建筑，没有人口过于密集区域和其他保护区。
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100m内无明火或散发火花地点，100m之内无一、二类保护建筑，周边100m内无生产厂房，及甲、乙、丙类液体储罐。周边环境对该站新建项目无重大影响。但由于该站临近秦晋大道，应重视交通车辆安全管理，防止发生交通事故。加汽车站车辆来往频繁，加气区前场地有限，车辆多时可能造成交通不畅，发生对加气站内设施的碰撞事故，或车辆发生气体泄漏或起火事故等都可能影响气站安全。另外周边种植粮食作物，在农忙时节燃烧秸秆可能引起厂区火灾的危险，以上情况均需加以预防。
（3）自然条件对建设项目的影响
项目选址区域地势平坦、开阔，交通便利；韩城市属暖温带半干旱大陆性季风气候，其特点是：四季分明，光热充足，热量丰富，降水偏少，东西差异明显。年平均气温为13.5℃，最高气温为42.3℃，最低气温为-14.8℃，无霜期平均为208天。多年平均降水量为589.7毫米，项目周边无较大河流不存在洪涝灾害的威胁；根据《建筑抗震设计规范》GB50011—2010，韩城市建筑抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.15g。符合项目建设的地质要求。
建议项目在开工建设前由有资质的单位完成岩土勘察报告，为项目建设提供保障。自然有条件对项目无较大不良影响。
7.2主要技术工艺、设备设施的安全可靠性分析
7.2.1主要技术、工艺和装置、设备设施的安全可靠性
（1）LNG卸车流程采用增压器和泵联合卸车。LNG的卸车流程有两种方式可供选择：潜液泵卸车方式、自增压卸车方式。前者的优点是速度快，时间短，自动化程度高，无需对站内储罐泄压，不消耗LNG气体；缺点是
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工艺流程复杂，管道连接繁琐，需要消耗电能。后者流程简单，管道连接简单，无能耗；缺点是自动化程度低，放散气体多，随着LNG储罐内液体不断增多需要不断泄压，以保持足够的压力差。站房式的LNG加气站可以同时采用，一般由于空间足够建议同时选择两种方式。该项目为站房式加气站，卸车方式采用泵和增压器联合卸车的方式，结合了两者的优点。
（2）升压流程采用泵和升压器联合使用进行升压。LNG的调压流程有两种方式：潜液泵调压和自增压力调压。前者增压器的入口压力远高于其出口压力，调压速度快、调压时间短、压力高、耗能高。后者出口压力为LNG储罐的气相压力，调压速度慢、压力低、不耗能。该项目采用泵和增压器联合使用进行升压，加大了增压器的传热面积，大大缩短了升压的时间，还能有效的降低能耗。
（3）加气流程采用泵加压后由加注机通过计量加给LNG汽车。此加气流程由于加气速度快、压力高、充装时间段，为LNG加气站加气流程的首选方式。
（4）为了设备的安全运行和经济核算，设置了手动截止阀、安全放散阀、止回阀、紧急切断、计量装置。
（5）LNG储罐拟选用真空粉末隔热储罐，保冷性能较好，目前国内生产厂家的制造技术也很成熟，维护相对方便、灵活，目前气化站使用较多；LNG低温泵拟选用国外进口产品，产品包含泵体和泵池两部分，泵体为浸没式两级离心泵，整体浸入泵池中，无密封件，所有运动部件由低温液体冷却和润滑，泵的运转由一台变频器控制，增加了泵的安全性。
（6）项目拟采用微机处理器为基础的可编程控制器（PLC）、RVS软启动、变频调速等控制技术进行程序控制，完成对工艺系统集中监视、管理
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和自动控制，这种方式性能可靠，实现设备的自动化操作，提高了设备工艺的安全性能，使主要设备能够根据实际情况精确控制，保证了运行优化，从而减少了能量损耗。
7.2.2拟建设项目生产储存过程配套、辅助工程
（1）供电
该站工作电源由站区附近变电所引入0.4kV电缆埋地入站内配电室，项目正常用电负荷三级用电负荷可以满足需求。
（2）供水
给水水源由自市政管网提供(条件不允许的加气站采用自备水井供给)。
本工程生产、生活用水合用一个给水系统，称为生产生活给水系统，水管道设计供水管径为DN50。城市给水管网水压为0.30MPa，站内水压满足建筑物内最不利处配水点所需要流出水头的要求。
（3）消防
项目站区消防用水水源来自城市自来水管网。拟建建筑物设计耐火等级均为二级，加气机罩棚采用网架结构，工艺设施界区内采用不发火地面，站内工艺基础设施如LNG储基础罐、加气机基础、围堰等均采用钢筋混凝土结构。
在LNG罐区、卸车处、加气区、站房、箱变等处设置干粉灭火器，一旦泄漏气体被引燃时，人工快速灭火，避免火势扩大，把事故消灭在萌芽状态。
在控制室、配电室等建筑物内设置气体灭火器，如二氧化碳型灭火器等扑灭电气火灾。
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综上所述，该项目用水由城区自来水供水系统接入，可满足站内生产生活用水需要；项目用电引自城区公网供电；灭火器材按照相关标准配置；拟建设项目的水、电、消防设备等配套工程可以满足安全生产的需要。
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8 安全对策措施、建议和结论
8.1提出安全对策措施与建议的依据和原则
在对该项目进行危险有害因素分析与定性定量评价结果的基础上，依据《中华人民共和国安全生产法》、《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012等相关法律、法规及标准规范的要求，对该建设项目提出安全对策措施及建议。
本报告制定安全对策措施应遵循的原则为消除、预防、减弱、隔离、连锁、警告，安全措施等级顺序为直接、间接、指示性安全技术措施及安全操作规程、教育、培训和个体防护。同时，安全对策措施及建议还遵循针对性、可操作性、经济合理性的原则。
8.2安全对策措施与建议
8.2.1站址选择安全对策措施与建议
（1）加气站应按照《******LNG加气站可行性研究报告》中确定的站址进行建设。站内储罐、LNG卸车口与站外建、构筑物的防火间距应可研设计进行建设，项目建成后站外建设其它建、构筑物，防火距离应不低于标准要求。
（2）放散管管口与站外建、构筑物防火间距应满足下表要求：
表8-1 放散管管口与站外建、构筑物防火间距 单位 m 名称 项目 重要公共建筑物 明火或散发火花地点 民用建筑 保护物类别 一类保护物 二类保护物 三类保护物 放散管管口 标准要求 50 25 25 16 14 25 甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 .
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丙丁戊类生产厂房、库房和丙类液体储罐及容积不大于350m的埋地甲、乙类液体储罐 室外变配电站 铁路 城市道路 架空电力线路 快速路、主干路 次干路、支路 无绝缘层 有绝缘层 20 30 50 8 6 1倍杆高 0.75倍杆高 0.75倍杆高 架空通信线和通信发射塔 （3）选址应具有满足建设工程需要的工程地质条件和水文地质条件及交通、供电、给水排水及通信条件。
8.2.2拟选择的主要技术工艺和设备设施安全对策措施与建议
（1）LNG储罐
1）储罐应设置全启封闭式安全阀，且不应少于2个（1用1备），安全阀的设置应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSG R0004的有关规定；
2）安全阀与储罐之间应设切断阀，切断阀在正常操作时应处于铅封开启状态；
3）与LNG储罐连接的LNG管道应设置可远程操作的紧急切断阀。 4）与储罐气相空间相连的管道上应设置可远程控制的放散控制阀。 5）LNG储罐液相管道根部阀门与储罐连接应采用焊接，阀体材质应与管子材质相适应。
6）LNG储罐的仪表设置应符合下列规定：
①LNG储罐应设置液位计和高液位报警器。高液位报警器应与进液管道紧急切断阀连锁。
②LNG储罐最高也为以上部位应设置压力表。
③在内罐和外罐之间应设置检测环形空间绝对压力的仪器或检测接
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口。
④液位计、压力表应能就地指示，并应将检测信号传送至控制室集中显示。
（2）卸车
1）连接槽车的液相管道上应设置切断阀和止回阀，气相管道上宜设置切断阀。
2）LNG卸车宜采用奥氏体不锈钢金属软管，其公称压力不应小于装卸系统工作压力的2倍，其最小爆破压力应大于4倍的公称压力。
（3）加气设施
1）LNG加气机应符合下列规定：
①加气系统的充装压力不应大于汽车车载瓶的最大工作压力； ②加气机计量误差不宜大于1.5%；
③加气机加气管端口应设拉断阀，安全拉断阀的脱离拉力宜为400N-600N；
2）加气机附近应设置防撞栏，其高度不应小于0.5m。 （4）管道系统
1）加气站的LNG管道和低温气相管道的设计，应符合下列规定： ①管道系统的设计压力不应小于最大工作压力的1.2倍，且不应小于所连接设备的设计压力与静压头之和。
②管道的设计温度不应高于-196℃。
③管材和管件应采用低温不锈钢。管道应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976的有关规定，管件应符合现行国家标准《钢
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制对焊无缝管件》GB/T12459的有关规定；
2）低温管道所采取的绝热保冷材料应为防潮性能良好的不燃材料。低温管道绝热工程营符合现行国家标准《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264的有关规定。
3）LNG管道的两个切断阀之间应设置安全阀或其他泄压装置，泄压排放的气体应接入放散管。
4）LNG设备和管道的天然气放散应符合下列规定：
①加气站内应设集中放散管。LNG储罐的放散管应接入集中放散管，其他设备和管道的放散管宜接入集中放散管。
②放散管管口应高出LNG储罐及以管口中心半径12.0m范围内的建筑物2.0m及以上，且距地面不应小于5m。放散管管口不宜设雨罩等影响放散气流垂直向上的装置，放散管底部应有排污措施；
③低温天然气系统的放散应经加热器加热后放散, 放散天然气的温度不宜低于-107℃。
8.2.3配套和辅助设施安全对策措施与建议
（1）灭火器材设置
1）每台加气机、储罐应设置不少于2只4kg干粉灭火器。 2）LNG地上储罐应配置2台不小于35kg推车式干粉灭火器。 3）建筑物的灭火器材配置应符合现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》GB50140的规定。
（2）排水
1）站内地面雨水可散流排出站外。当雨水由明沟排到站外时，在排出
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围墙之前，应设置水封装置。
2）排出站外的污水应符合国家有关的污水排放标准。 （3）电气 1）供配电
①爆炸危险区域内的电气设备选型、安装、电力线路敷设等应符合现行国家标准《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》GB50058的有关规定。
②当采用电缆沟敷设电缆时，加气作业区内的电缆沟内必须充沙填实。电缆不得与油品、LPG、LNG和CNG管道以及热力管道敷设在同一沟内。
2）防雷和报警
①LNG储罐必须进行防雷接地，接地点不应少于2处。 ②加气站内应设置可燃气体检测报警系统。 ③有LNG设备的场所应设置可燃气体检测器。
④加油加气站应设置紧急切断系统，该系统应能在事故状态下迅速切断LNG泵的电源和关闭重要的管道阀门。紧急切断系统应具有失效保护功能。
（4）建构筑物
1）站内站房的耐火等级不应低于二级。当罩棚顶棚的承重构件为钢结构时，其耐火极限可为0.25h，顶棚不应采用燃烧体建造。
2）加气岛的设置
①加气岛应高出停车位地坪0.15～0.20m；宽度不应小于1.2m。 ②罩棚支柱距加气岛端部不应小于0.6m；
3）布置有可燃液体或可燃气体设备的建筑物的门窗应向外开启。并应
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按现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016的有关规定采取泄压措施。
4）布置有LNG设备的房间的地坪应采用不发生火花地面。 （5）绿化
加气站内不得种植油性植物。工艺设备区不应绿化。 8.2.4项目中主要装置、设备设施布局的对策措施与建议
（1）站内的道路坡度不应大于8%，且宜坡向站外；在LNG汽车罐车卸车停车处，宜按平坡设计；站内停车场和道路路面不应采用沥青路面。
（2）LNG放散管管口、潜液泵池、柱塞泵及高压气化器与站内建、构筑物的防火距离应满足下表要求：
表8-2 站内建、构筑物的防火距离 单位 m 名称 LNG放散管管口 LNG潜液泵池 LNG柱塞泵 站内建构筑物 LNG卸车点 站房 有燃气（油）设备的房间 站区围墙 LNG加气机 站区围墙 LNG储罐 LNG卸车点 LNG加气机 站区围墙 LNG储罐 LNG高压气化器 LNG卸车点 LNG加气机 站区围墙 标准要求 3 8 12 3 4 2 2 2 6 2 3 4 5 2 （3）地上LNG储罐等设备的设置应符合下列规定：
1) LNG储罐四周应设置防护堤，防护堤内LNG储罐之间的净距不应小于相邻较大罐的1/2直径，且不应小于2m。
2）防护堤内的有效容量不应小于60m3。防护堤内地面应至少低于周边地面0.1m。防护堤顶面高于堤内地面0.8m，且应高出堤外地面0.4m。防护
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堤内堤脚线至LNG储罐外壁的净距不应小于2m。防护堤应采用不燃烧实体材料建造，应能承受所容纳液体的静压及温度变化的影响，且不应渗漏。防护堤的雨水排放口应有封堵措施。
3）防护堤内不应设置其他可燃液体储罐、CNG储气瓶组或储气井。非明火气化器和LNG泵可设置在防火堤内。 8.2.5安全管理及事故应急对策措施与建议
（一）安全管理
（1）应按国家相关法律法规的要求做好项目报批、安全环境管理“三同时”工作。
（2）建议建设单位从项目施工开始建立项目安全管理制度，规范项目安全施工管理。
（3）选择具备资质的施工单位和监理单位。
（4）设备设施设计、制造、施工、安装、监理、检测必须由持有相应许可证的单位进行。
（5）对设计、施工过程中有关设备、工艺安全技术条件的安全设施进行变更的内容要做好记录和存档。
（6）明确各级人员和各岗位作业人员的安全生产责任制。
（7）建立日常检查制度，安全教育制度，隐患整改制度，事故处理制度，生产安全管理制度，特种设备及仪表、器具的定期检验、维护制度，安全标志、标识定期检验和维护保养制度，防火、防爆、防雷电、防静电制度，动火管理制度，消防设施、器材管理制度，安全档案资料管理制度。制定各作业岗位安全操作规程。
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（8）试生产运行前应建立项目安全管理机构或配备专职安全管理人员。项目试生产期间应做好试生产运行的记录。做好安全生产设施调试、检测、运行情况的记录和总结工作。
（9）人员准备和培训
①主要负责人、安全生产管理人员应经安全生产监督管理部门培训考核后，取得安全生产管理任职资格证。
②电工等特种作业人员要进行特种作业培训，持证上岗。
③对该项目的从业人员进行三级安全教育。根据岗位、作业特点的不同有侧重点的进行安全生产管理相关法律法规、安全技术知识、安全基础管理知识、应急处理技能等相关内容的教育。从业人员必须经三级安全教育考核合格后，方可上岗作业。
（10）按照项目所在地消防大队的要求做好项目总平面消防设计审核，项目消防设计、验收审核工作。
（11）加气站应当依法参加工伤保险，为从业人员缴纳保险费。 （12）加气站的安全投入应当符合安全生产要求，安全生产费用按照《高危行业企业安全生产费用财务管理暂行办法》执行，安全生产费用提取应按照其第九条规定执行。
（13）根据项目生产工艺特点选购符合国家质量标准的个人劳动防护用品，防护用品应具有防静电特性，配备的辅助作业工具也应具有防爆特性。
（14）危险生产区应有明显的标识，危险场所应有明显的禁火标志和定员定量标志，并加强管理。
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（15）应按照《作业场所职业危害申报管理办法》（国家安全生产监督管理总局令[2009]第27号）的要求，每年向安监管理部门如实申报职业危害一次。如企业的生产工艺、材料或者企业名称、法人、主要负责人发生变化时，应重新申报。
（16）该项目初步设计时，设计单位应按照《危险化学品建设项目安全设施设计专篇编制导则(试行)》（安监总危化[2007]255号）的要求编写安全专篇。
（17）对委托进行天然气运输的天然气气瓶拖车单位，应进行危险化学品运输资质，运输、押运人员资质的合格性审查。
（二）应急救援措施
该项目在生产、储存、运输（厂内）过程中，发生火灾、爆炸事故的危险性较大。该企业应按照《生产经营单位安全生产事故应急救援预案编制导则》AQ/T9002-2006的要求，根据企业实际情况编制企业事故应急救援预案。明确突发事故发生的可能性，建立应急救援组织，明确应急组织机构职责。应急救援预案应包括以下内容：
（1）总则
包括预案编制的目的、依据、适用范围、应急预案体系、应急工作原则。
（2）生产经营单位的危险性分析
包括生产经营单位的概况，说明单位的地址、从业人数、隶属关系、主要原材料、主要产品、产量等内容，以及周边重大危险源、重要设施、目标、场所和周边布局情况。阐述本单位存在的危险源和风险分析结果。
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（3）组织机构及职责
包括应急组织体系、指挥机构及职责。 （4）预防与预警
说明本单位对危险源监测监控的方式、方法，以及采取的预防措施。明确事故预警行动相关内容。说明信息报告和处置的内容。
（5）应急响应
包括事故响应分级、响应程序、应急结束要求的内容。 （6）信息发布
明确事故信息发布的部门，发布原则。 （7）后期处理
主要包括污染物处理、事故后果影响消除、生产秩序恢复、善后赔偿、抢险过程和应急救援能力评估及应急预案的修订等内容。
（8）保障措施
明确通信与信息保障、应急队伍、应急物资储备、应急经费灯其它保障条件。
（9）培训与演练
说明开展应急培训计划、方式和要求，应急演练的规模、方式、频次、范围、内容、组织、评估、总结等内容。
（10）其它
明确应急工作的奖惩条件和内容。应急预案备案、制定与解释、应急实施等内容。
加气站应配置应急救援设施，安排专人负责应急设施的维护保养。应急预案定期演练。对职工进行消防安全教育和培训，使每位职工都会正确使用消防器材。应与消防部门建立密切联系，建立报警系统，建立义务消
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防队，定期进行防火防爆检查和演练。
8.3安全预评价结论
******LNG加气站项目由***投资筹建。项目存在的主要危险物质是液化天然气，其具有火灾、爆炸危险性。此外，加气站还存在触电、车辆伤害、窒息、噪声等危险有害因素。火灾、爆炸、低温伤害事故后果较为严重，因此，要加强管理，重点防范火灾、爆炸事故。
该项目应重视的安全对策措施有：根据生产特点合理布置项目建构筑物及设备设施，确保安全距离符合相关标准的要求；按照规范的要求配置消防器材，主要建构筑物应设置防雷装置；应制定各岗位的安全生产责任制、安全管理规章制度、安全操作规程，并制定应急预案并定期演练；主要负责人和安全员应具备安全管理的知识和能力，特种作业人员应持证上岗；加强对员工进行安全教育；加强厂区的火源管理，在危险场所设置安全警示标志；在试生产期间做好记录，发现安全隐患及时排除。
结合项目自身经营特点企业在前期建设过程中应重视在LNG储罐等危险性较大的设备设施施工建设过程中选择有相应资质的单位，严格按照施工设计进行施工，对可行性研究报告和安全预评价报告中提出的与之相关的安全对策措施严加落实后，可使该项目的风险控制在可接受范围内。
综上所述，该项目在设计与施工中落实本报告提出的安全对策措施后，符合相关法律、法规和国家标准，该项目从安全角度上讲是可行的。
9 与建设单位交换意见结果
该评价报告编制以后，交由建设单位审阅，并面对面地交换了意见。 建设单位认为：该评价报告能客观反映******LNG加气站项目实际情
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况，评价细致，提出的建议对今后搞好安全生产具有指导意义，应该落实。
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附件 1 附图
（1）地理位置图 （2）四邻关系图 （3）总平面布置图 （4）工艺流程图 （5）消防器材布置图 （6）防爆区域划分图
2 选用的安全评价方法简介 2.1安全检查表法
安全检查表就是为系统地辨识和诊断某一系统的安全状况而事先拟好的问题清单。具体地讲，就是为了系统地发现某个系统、某个工艺过程或机械、设备、产品以及各种操作、管理和组织措施中的不安全因素，事先把检查对象加以分解，把大系统分解成小的子系统，找出不安全因素，然后确定检查项目和标准要求，将检查项目按系统的构成顺序编制成表，以便进行检查，避免漏检，这种表就叫安全检查表。
2.2预先危险性分析法
预先危险分析又称初步危险分析，主要用于对危险性物质和装置的主要工艺区域进行分析。它常常用于项目装置在开发初期阶段分析物料、装置、工艺过程以及能量失控时可能出现的危险性类别、条件及可能造成的
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后果，作宏观的概略分析，其目的是辨识系统中存在的潜在危险，确定其危害等级，防止这些危险发展成事故。
预先危险分析是进一步进行危险分析的先导，是一种定性的分析方法。 在分析系统危险性时，为了衡量危险性的大小及对系统破坏程度，将各类危险性划分为四个等级，如下表所示：
附表2-1 危险性等级划分表
级别 危险程度 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ 安全的 临界的 危险的 灾难性的 可 能 导 致 的 后 果 不会造成人员伤亡和系统破坏。 处于事故的边缘状态，暂时还不至于造成人员伤亡、系统损坏或降低系统性能，但应予以排除或采取控制措施。 会造成人员伤亡和系统破坏，要立即采取防范对策措施。 会造成人员重大伤亡及系统严重破坏的灾难性事故，必须予以果断排除并进行重点防范。 2.3事故树法
事故树也称故障树，是一种描述事故因果关系的有方向的“树”，是安全系统工程中重要的分析方法之一。它能对各种系统的危险性进行识别评价，既适用于定性分析，又能进行定量分析。具有简明、形象化的特点，体现了以系统工程方法研究安全问题的系统性、准确性和预测性。事故树分析是对既定的生产系统或作业中可能出现的事故条件及可能导致的灾害后果，按工艺流程、先后次序和因果关系绘成程序方框图，表示导致灾害、伤害事故的各种因素之间的逻辑关系。它由输入符号或关系符号组成，用以分析系统的安全问题或系统的运行功能问题，并为判明灾害、伤害的发生途径及与灾害、伤害之间的关系，提供一种最形象、最简洁的表达形式。
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3 定性、定量分析危险有害程度的过程 3.1项目外部安全条件单元
该章节依据《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012中相关要求，对照《******LNG加气站项目可行性研究报告》拟采用的总平面布置图，以及结合现场勘查情况，采用安全检查表法对该项目外部安全条件——主要是周边环境、设施与本项目相互情况进行检查，分析该项目外部条件与其主要生产设备设施布置关系是否符合相关法律法规规定的要求。
附表3-1 项目外部安全条件单元检查表
序号 检查内容 加气站的站址选择，应符合城乡规划、环境保护和防火安全的要求，并应选在交通便利的地方。 城市建成区内不应建一级加气站。 检查依据 《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012 第4.0.1条 《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012 第4.0.2条 检查记录 结论 1 站址符合规划要求，站址位于秦晋大道西侧，合格 交通便利 该加气站为三级，未建设在城市建成区内 该加气站为三级，项目设施与站外建、构筑物最近防火间距详见附表3-2 2 合格 3 加气站LNG储罐、放散管管口、《汽车加油加气站设计施LNG卸车点与站外建、构筑物工规范》GB50156-2012 的防火间距，不应小于表第4.0.9条 4.0.9的规定。 合格 附表3-2 项目设施与站外建、构筑物防火间距 单位：m
名称 项目 重要公共建筑物 明火或散发火花地点 一类保护物 民用建筑 二类保护物 保护物类南侧规划物流企别 业（三类保护物） 甲、乙类物品生产厂房、库房和甲、乙类液体储罐 丙丁戊类生产厂房、库房和丙类液体储罐及容积不大于350m的埋地甲、乙类液体储.
LNG储罐 规范 80 25 25 16 14 25 实际 100m内无 100m内无 100m内无 100m内无 15m 100m内无 50 25 25 16 14 25 加气机 规范 实际 100m内无 100m内无 100m内无 100m内无 —— 100m内无 100m内无 LNG卸车口 规范 50 25 25 20 15 25 实际 100m内无 100m内无 100m内无 100m内无 23m内无 100m内无 20 100m内无 20 20 100m内无 .
罐 室外变配电站 铁路 快速路 道路 主干路、次干路、支路 无绝缘层 有绝缘层 30 50 8 8 1.5倍杆高 100m内无 100m内无 100m内无 75m 100m内无 30 50 8 6 1.5倍杆高 100m内无 100m内无 100m内无 48m 100m内无 25 50 8 6 1倍杆高 100m内无 100m内无 100m内无 约75m 100m内无 100m内无 100m内无 架空电力线路 1倍杆高 100m内无 1倍杆高 0.75倍杆高 100m内无 0.75倍杆高 100m内无 0.75倍杆高 100m内无 0.75倍杆高 架空通信线 小结：该站的选址及与周边环境的安全距离符合要求，项目拟选址区域地势较秦晋大道及普照路略低，建议项目在建设过程中完善地基处理。
3.2项目总平面布置单元
该章节依据《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012中相关要求，对照《******LNG加气站项目可行性研究报告》拟采用的总平面布置图，采用安全检查表法对该站站内设备、设施的布置情况进行初步检查、分析，判断该项目总平面布置的合理性及其法律法规、标准规范的符合性。
附表3-3 项目总平面布置单元安全检查表
序号 检查项目 依据标准 《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012 第5.0.1条 检查记录 车辆入口和出口分开设置 结论 1 车辆入口和出口应分开设置 合格 2 站区内停车位和道路应符合下列规定：1 站内车道或停车位宽度应按车辆类型确《汽车加油加气站定。其他类型加油加气站的车道或停车设计施工规范》位，单车道或单车停车位宽度不应小于GB50156-2012 4m，双车道或双车停车位不应小于6m； 4 第5.0.2条 加油加气作业区内的停车位和道路路面不应采用沥青路面。 1 站内双车道拟设9m；4作业区内的停车位和道路路面为水泥路面 合格 .
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序号 检查项目 依据标准 检查记录 加气作业区内，无“明火地点”或“散发火花地点” 结论 3 《汽车加油加气站加油加气作业区内，不得有“明火地点”设计施工规范》或“散发火花地点” GB50156-2012 第5.0.5条 加油加气站内设置的经营性餐饮、汽车服务等非站房所属建筑物或设施，不应布置在加油加气作业区内，其与站内可燃液体或可燃气体的防火间距，应符合本规范第4.0.4条至4.0.9条有关三类保护物的规定。经营性餐饮、汽车服务等设施内设置明火设备时，则应视为“明火地点”或“散发火花地点”。 加油加气站内的爆炸危险区域，不应超出站区围墙和可用地界线。 合格 4 《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012 第5.0.10条 站内设置的车辆改装车间不在加气作业区内，其与站内可燃气体的防火间距约为45m。 合格 5 《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012 第5.0.11条 《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012 第5.0.13条 加气站内爆炸危险区域未超出站区围墙 合格 6 加油加气站内设施之间的防火间距不应小于表5.0.13-1和表5.0.13-2的规定。 加气站内设施之间的防火间详见附表3-4 合格 附表3-4 站内建构筑物布置防火距离一览表 单位：m
名称 站内建构筑物 LNG卸车点 LNG储罐（三级站） LNG加气机 站房 有燃气（油）设备的房间 站区围墙 LNG 卸车点 LNG加气机 站房 有燃气（油）设备的房间 站区围墙 站房 有燃气（油）设备的房间 安全间距 标准要求 2 2 6 12 4 6 12 2 6 8 拟建间距 3 3.5 6 8 12 12 12 20 12 18 结论 合格 合格 合格 合格 合格 合格 合格 合格 合格 合格 小结：本单元对拟建加气站的总平面布置方案进行了检查，检查的各项内容均符合要求。该加气站内设备设施间的相互距离符合《汽车加油加气站设计施工规范》GB50156-2012中相关要求。
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3.3主要装置设施单元
本章节主要采用预先危险性分析法分析、评价该项目主要装置设施单元存在的潜在事故，形成事故的危险因素及事故后果，判断危险等级，同时给出此项危险因素的防范措施。其次，采用事故树评价法对该项目危害性较大的事故——火灾爆炸事故进行分析评价，以分析防止该事故发生的最有效的措施。
（1）预先危险性分析
附表3-5 装置设施预先危险评价表 潜在危险 触发事件（1） 事故 因素 1.设备故障造成天然气泄漏 设备管道、阀门、法兰等连接处密封不良； 密封件损坏； 设备安全阀失效，造成超压损坏机件； 管道阀门等因质量问题或安装不当产生破裂。 2.操作失误 加气作业时气枪与汽车气瓶不密封引起泄漏； 加气管被拉断； 3.事故破坏 触发事件（2） 事故 后果 危险等级 防范措施 设备、设施建设或购买应严把质量关卡，保证满足标准规范要求； 区内严禁吸烟，严禁使用手机、BP机； 禁止穿铁钉鞋和化纤服装进入生产区； 动火作业必须办理动火手续并有严格的监护措施； 电器设备需防爆； 建筑物安装避雷设施； 严格工艺纪律,杜绝违章操作； 确保设备的制造和安装质量； 对生产设备进行定期检修、保养和维护； 安全阀定期校对； 储气罐、加气机等周围采取防撞的保护设施； 完善进入设备内作业的管理制度和规程，并教育员工遵照执行； 配备检测设备和必要的设施防护设施。 配备事故处理的人员防护设施 火灾爆炸 天 然 气 1.明火源 点火吸烟； 焊接或维修设备违章动火； 外来人员带入火种；其它明火； 2.火花 穿带铁钉的鞋摩擦生火； 穿化纤服装产生静电火花； 手机、BP机产生的电火花； 雷击产生的火花； 电气设备产生的电火花。 危险的会造成人员伤亡和设备损坏 Ⅲ 窒息 天然气 进入设备内维修、检查 违规作业，不按照进入设备内作业规程进行； 无防护或防护措施不利； 人员接触无防护 人员 伤亡 Ⅱ 低温 LNG LNG泄漏 人员 伤害 Ⅱ .
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潜在危险 触发事件（1） 事故 因素 设备转动部分防护罩缺损； 设备布置不合理，操作空间狭小；作业环境照明不良 触发事件（2） 事故 后果 危险等级 防范措施 机器转动部件必须设置防护罩 布置设备时要充分考虑操作空间，便于设备的安装和维修； 作业环境应有足够的照明； 制定设备安全操作规程，杜绝违章操作。 设置良好的照明等环境； 驶乘人员、作业人员进行相应的安全教育； 定期进行车辆维护。 采用隔声、吸声、消声等降噪措施；设置减振、阻尼等装置； 佩戴适宜的护耳器； 尽量减少在噪声处不必要的停留时间。 低温机械泵、伤害 空压机 正常操作时，肢体接触转动部件； 违章操作。 临界的应予以排除或采取控制措施。 Ⅱ 作业环境隐患 车辆LNG人员违规驾驶 伤害 槽车 设备隐患 与人体接触 人员 伤害 Ⅱ 泵、噪声 空压机 个体防护用品（如护耳器）缺乏或失效 听力损伤 人员 伤害 Ⅱ 小结：该项目主要潜在事故为火灾、爆炸事故危险等级为Ⅲ级，其次有窒息、低温冻伤、机械伤害、车辆伤害、噪声等潜在事故，危害等级为Ⅱ级。
（2）用预先危险性分析法对LNG储罐进评价，分析结果见下表。
附表3-6 LNG储罐预先危险性分析表 潜在事故 危险、有害因素 诱导因素 1.储罐的管道、阀门、法兰等连接处密封不良； 密封件损坏；安全阀失效，导致储罐发生天然气泄漏。 2.对液化天然气储罐进行检修前，未用惰性气体将储罐内的天然气置换彻底，就进行动火作业。 3.存在点火源。点火吸烟；焊接或维修设备违章动火；外来人员带入火种；穿带铁钉的鞋摩擦生火；穿化纤服装产生静电火花；手机、BP机产生的电火花；雷击产生的火花；电气设备产生的电事故 后果 危险 等级 对策措施 1.选用质量合格的液化天然气储罐及其附件管道、管件 2.应定期对液化天然气储罐进行检查，确保运行状况良好 3. 动火作业必须办理动火手续并有严格的监护措施 4.制定天然气储罐安全操作规程，对员工进行安全教育 5.储罐应进行防静电接火灾 爆炸 天然气 人员伤亡 财产损失 Ⅳ .
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火花。 4.LNG储罐真空破坏，绝缘性能下降，储罐爆裂泄漏。 地，防止静电聚集 6. 为作业人员配备工作服、劳动防护用品，不穿化纤等易产生静电的衣物 7.在储罐区设置安全警示标志，禁止明火 8.LNG储罐应保持良好的绝缘性能。 1.储罐及其附属的低温的设备、管道应采取隔热保温措施 2.装有液化天然气或者其流经的设备设施应经常检查保证不发生泄漏 3.人员操作应遵守操作规程 低温 低温 1.储罐的发生液化天然气泄漏 2.储罐附属的液化天然气管道未采取隔热保温措施 3.人员触及低温部位 人员冻伤 Ⅱ 小结：LNG储罐可能发生火灾、爆炸和低温冻伤。火灾、爆炸的危险等级为Ⅳ级，低温冻伤的危险等级为Ⅱ级。应重点防范火灾、爆炸事故。
（3）事故树分析
本节主要采用事故树法对该项目天然气火灾爆炸事故进行分析评价。 a.编制事故树图（附图3-1）。 b.最小割集和最小径集分析
用布尔代数法可求出该该事故树的最小割集一共有374个，它们可表示为{x1、x15、xi、xj}、{ x15、xk、xj}、{x1、x16、xi、xj}、{ x16、xk、xj}，其中i＝2、3、……11，j＝17、18、……27、k＝8、9、……14。最小割集的基本事件是事故发生充分必要条件，反映系统的危险性，最小割集数越多，系统的危险性越大。最小割集中基本事件比较少的割集引发事故的概率比较大。
该事故树最小割集较多，计算复杂，可以将其转换为最小径集进行分析。所得该事故树最小径集有4个{x2、x3、x4、x5、x6、x7、x8、x9、x10、x11、
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x12、x13、x14}、{x17、x18、x19、x20、x21、x22、x23、x24、x25、x26、x27}、{x1、x8、x9、x10、x11、x12、x13、x14}、{x15、x16}。只要保证最小径集中的基本事件不发生，那么顶事件就不会发生。由求得的最小径集可知{x15、x16}是最简单的径集，其中基本事件可以做为采取措施的重点。
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火灾爆炸事故 ● TS 一定浓度天然气 ● M1 点火源 ＋ M2 M3 天然气泄漏 ＋ M4 报警器失效 ＋ M13 人为火源 ＋ M14 设备火源 ＋ M15 外界环境火源 ＋ M16 M5 大量泄漏 ● M6 聚集 ＋ 灵敏度过低 X15 已损坏 X16 站内吸烟 X17 穿化纤衣服 X18 使用手机 X19 违章动火 X20 X27 车辆不熄火加气 雷电火源 ＋ 电机漏电 X25 高速气流产生静电 X24 X23 电线接头松动 X26 M9 通风不良 M7 器件设备损坏泄漏 ＋ ＋ 安全阀失效 X1 X12 密闭空间 封闭不良泄漏 ＋ M11 ＋ 风机损坏 X13 焊缝泄漏 X8 阀门泄漏 X9 法兰泄漏 X10 密闭泄漏 X11 未定期开启 X14 焊缝泄漏 X8 M12 风机失效 M8 风机失效 ＋ X21 电机漏电 阀门泄漏 X9 X22 电气设备不防爆 M10 气井损坏泄漏 ＋ 压力表泄漏 X2 加气软管损坏泄漏 X3 压力过高 X7 电线接头松动 法兰泄漏 X10 过期未检 X4 质量不合格 X5 硫化氢腐蚀 X6 密闭泄漏 X11 附图3-1 火灾爆炸事故树
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c.结构重要度分析
在假定各个基本事件发生概率相同的条件下，通过对基本事件结构重要度的分析，可以得出各个基本事件对顶事件发生影响的大小，找出对顶事件影响较大的基本事件，采取对策措施时应首先考虑这些对顶上事件影响较大的基本事件。
由于基本事件较多，这里只考虑结构重要度排在前三位的基本事件。在该事故树的所有基本事件中，排在前三位位的基本事件的结构重要度分别为：φ(x1)=0.14706，φ(x15)=φ(x16) =0.13725，φ(x8)=φ(x9)=φ(x10)= φ(x11)=0.03512，可见结构重要度前三位的基本事件排序为x1＞x15= x16＞x8= x9= x10= x11，因此在采取预防控制措施时应首先考虑结构重要度大的基本事件，即对各处安全阀要进行经常性的检查，发现问题及时处理，同时对报警器的灵敏度、完好性也要定期进行检查、检验等。
3.4公用工程单元
（1）预先危险性分析
该项目公用工程单元主要为供配电设施，本节采用预先危险性分析法对电气设施进行危险性分析。
附表3-7 公用工程预先危险性分析表 潜在事故 危险 因素 触发事件（1） 电气设备金属外壳带电； 绝缘性降低； 保护接地或保护接零不当； 防护用品和工具产品质量或使用不当； 配电建筑结构未触发事件（2） 手及人体其它部位、手持金属物体触及带电体，或因安全距离不够，造成空气击穿； 防护用品和工具的采购、保管、检验、报废、更事故 后果 危险等级 防范措施 制订完善的各类电气设备的使用、保管、维修、检验、更新等管理制度并严格执行； 严格防护用品和工具的采购、检验制度，确保产品质量； 电气设备金属外壳接地（零）； 漏电、设备外壳触电 或地面带电 人员 伤亡 Ⅱ .
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潜在事故 危险 因素 触发事件（1） 触发事件（2） 事故 后果 危险等级 防范措施 根据工种配备必须要的防护用品并正确使用； 设计时考虑捡修电源，保安器等； 电工作业人员必经培训持证； 做到“五防一通” 换有缺陷； 电气设备缺少屏电工违章作业，护遮拦、护网。 非电工违章进行电气作业； 雷电、洪涝、台风、地震等。 小结：该项目的公用工程有可能发生触电事故，主要原因是漏电或者设备外壳带电等，触电可造成人员伤亡。因此，日常管理中应加强电气安全管理。
（2）触电事故树分析 ①顶上事件的确定
触电事故是电气事故中最为常见的，触电事故往往突然发生，在极短时间内造成严重后果，死亡率极高。通常所说的触电事故指的是电击，指电流通过人体内部使肌肉非自主地发生痉挛性收缩造成的伤害，严重时会破坏人的心脏、肺部以及神经系统，直至危机生命。因此将“触电事故”确定为顶上事件。
②事故原因分析
a.设计缺陷、施工安装缺陷、电气设备本身缺陷等因素造成电气设备异常带电；操作失误、指令错误、未校对操作票导致误送电等因素造成作业线路未断电导致工作位置异常带电；避雷装置不合格、失效导致雷击；接地装置不合格、接地电阻大导致设备外壳接地不良，机械损坏、积聚导电液体或导电粉尘、绝缘老化、过载过热导致绝缘强度下降，均会造成设备漏电；感应使设备带电。人体一旦触及带电设备，极有可能造成触电事故。
b.带电体暴露、非电工操作、违章操作等因素均可能会导致作业人员误
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触带电体而造成触电事故。
c.无监护、监护不利、失职等此类监护缺陷也会造成意外触电；未用安全工具、未穿防护服、未执行停电程序、安全用具不合格等操作防护缺陷同样会造成意外触电；误入非停电区、未设置防护栏、未设置警示牌、跨步电压等因素致使作业人员或他人超出安全距离也会造成意外触电。
③编制事故树：根据以上原因分析，画出“触电事故树”如下图所示：
附表3-8 触电事故树代码一览表
T 触电事故 B2 误触带电体 C1 系统故障 D1 失误 a触电能量>13.6J X4 验收漏洞 X8 未校对操作票导致误送电 X12 接地装置不合格 X16 过载、过热 X20 违章操作 X24未执行停电程序 X28未设置警示牌 A2 意外带电 B3 监护缺陷 C2 作业线路未断电 D2 误送电 X1 设备故障 X5 操作失误 X9 避雷装置不合格 X13 机械损坏 X17 感应带电 X21 无监护 X25 安全用具不合格 X29 跨步电压 A1 工作位置带电 B4 操作防护缺陷 C3 雷电波侵入 D3 外壳接地不良 X2 设计缺陷 X6 监护不利、失职 X10 避雷装置失效 X14 积聚导电液体或导电粉尘 X18 带电体暴露 X2未用安全工具 X26误入非停电区 B1 异常带电 B5 超出安全距离 C4 设备漏电 D4 绝缘强度下降 X3施工安装缺陷 X7 指令错误 X11 接地电阻大 X15 绝缘老化 X19 非电工操作 X23 未穿防护服 X27未设置防护栏 .
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触电事故+工作位置带电A1+异常带电BB2误触带电体1++系统缺陷作业线路未断电雷电波侵入设备漏电x17x18x19x20+C1+C2+C3+C4x1x4失误误送电x9x10外壳接地不良绝缘强度下降x2x3D1D2+D3+D4x5x6x7x8x11x12x13x14x15x16
附图3-2 触电事故树
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Ta意外触电A2+监护缺陷操作防护缺陷超出安全距离+B3+B4+B5x21x6x22x23x24x25x26x27x28x29
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④求最小割集 结构函数式：
T=a(A1+A2)=a(B1+B2)+a(B3+B4+B5)
=a[(C1+C1+C3+C4+X17)+(X18+X19+X20)]+a(X21+X6+X22+X23+X24+X25+ X26+X27+X28+X29)
=a[X1+X2+X3+X4+D1+D2+X9+X10+D3+D4+X17+(X18+X19+X20)]+a(X21+ X6+X22+X23+X24+X25+X26+X27+X28+X29)
=a(X1+X2+X3+X4+X5X6+X7X8+X9+X10+X11+X12+X13+X14+X15+X16+X17+ X18+X19+X20)+a(X21+X6+X22+X23+X24+X25+X26+X27+X28+X29)
=aX1+aX2+aX3+aX4+aX5X6+aX7X8+aX9+aX10+aX11+aX12+aX13+aX14+
aX15+aX16+aX17+aX18+aX19+aX20+aX21+aX6+aX22+aX23+aX24+aX25+aX26+ aX27+aX28+aX29 =aX1+aX2+aX3+aX4+aX6+aX7X8+aX9+aX10+aX11+aX12+aX13+aX14+aX15+ aX16+aX17+aX18+aX19+aX20+aX21+aX22+aX23+aX24+aX25+aX26+aX27+ aX28+aX29
K1={a，X1}、K2={a，X2}、K3={a，X3}、K4={a，X4}、K5={a，X6}、 K6={a，X7，X8}、K7={a，X9}、K8={a，X10}、K9={a，X11} K10={a，X12}、K11={a，X13}、K12={a，X14}、K13={a，X15}、 K14={a，X16}、K15={a，X17}、K16={a，X18}、K17={a，X19} K18={a，X20}、K19={a，X21}、K20={a，X22}、K21={a，X23} K22={a，X24}、K23={a，X25}、K25={a，X26}、K26={a，X27} K27={a，X28}、K28={a，X29} 该事故树共有28个割集。
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⑤结构重要度分析
由于部分基本原因事件在不同的割集中出现，其结构重要度系数可参照下式计算：
n1I（i）＝K（），XK i1/2式中：I(i)－基本Xi的重要系数近似判别值；
Ki－包括Xi的(所有)割集；
n－基本事件Xi所在割集中基本事件个数。
根据基本事件结构重要系数近似判别值计算公式，多事件最小割集的基本事件重要系数为： I(a)=(26/2)+(1/4) I(X7)=I(X8)=1/4
I(X1)=I(X2)=I(X3)=I(X4)=I(X6)=I(X9)=I(X10)=I(X11)=I(X12)=I(X13)= I(X14)=I(X15)=I(X16)=I(X17)=I(X18)=I(X19)=I(X20)=I(X21)=I(X22)=I(X23)=I(X24)=I(X25)=I(X26)=I(X27)=I(X28)=I(X29)=1/2
根据判断结构重要系数的原则对所有基本事件进行重要度排序为： I(a)I(X1)=I(X2)=I(X3)=I(X4)=I(X6)=I(X9)=I(X10)=I(X11)=I(X12)=I(X13)= I(X14)=I(X15)=I(X16)=I(X17)=I(X18)=I(X19)=I(X20)=I(X21)=I(X22)=I(X23) =I(X24)=I(X25)=I(X26)=I(X27)=I(X28)=I(X29)＞I(X7)=I(X8)
根据对原因事件的重要度排序分析，在导致触电事故的30个原因事件中，触电能量大于13.6J最严重；指令错误、未校对操作票导致误送电两个原因事件最轻；其他26个基本事件的重要度介于中间。
⑥预防顶上事件发生的安全对策措施
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a.电工作业属于特种作业，电工必须进行特种工技术培训合格取得特种工作业证，才能持证上岗。未取得特种工作业证的人员严禁电工作业。作业人员必须严格执行工作票、操作票制度，工作许可制度，工作监护制度，工作间断、转移和终结制度。
b.电气设备、线路的设计、安装施工必须严格按照有关标准进行；验收不能走形式。
c.避雷装置、设备外壳接地必须保证可靠、有效，按照要求定期进行检测检验。使用的电气线路须具有足够的绝缘强度、机械强度和导电能力并应定期检查。禁止使用绝缘老化或失去绝缘性能的电气线路。
d.巡线工作应由有电力线路工作经验的人担任。新人员不得一人单独巡线。暑天、大雪天，必要时由两人进行。事故巡线应始终认为线路带电。雷雨天气，需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针。带电作业必须设专人监护，监护人应由有带电作业实践经验的人员担任，监护人不得直接操作。
e.高压设备无论带电与否，值班人员不得单人移开或越过遮栏进行工作。若必须移开遮栏时，必须有监护人在场，并符合设备不停电检修安全距离要求。不准随意拉设临时线路。在低压配电系统中，必须正确选择、安装、使用电流动作型漏电保护器。
f.不停电工作时应在电气装置及工作区域挂设警告标志或标示牌；当有必要进行带电工作时，应使用电工用个体防护用品，并有专人负责监护。按规程正确使用电工安全用具（绝缘用具、屏护、警示牌等）
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4安全评价依据 4.1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[2002]第70号；
（2）《中华人民共和国消防法》中华人民共和国主席令[2008]第6号； （3）《中华人民共和国劳动法》中华人民共和国主席令[1994]第28号； （4）《危险化学品经营许可证管理办法》国家安全生产监督管理总局令[2012]第55号
（5）《危险化学品安全管理条例》（国务院令[2011]第591号）； （6）《公路安全保护条例》中华人民共和国国务院令[2011]第593号； （7）《建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法》安监总局令[2010]第36号；
（8）《危险化学品重大危险源监督管理暂行规定》安监总局令[2011]第40号；
（9）《危险化学品建设项目安全评价细则》（试行）安监总危化[2007]255号；
（10）《危险化学品建设项目安全监督管理办法》安监总局令[2012]第45号；
（11）《危险化学品建设项目安全设施目录（试行）》安监总危化[2007]225号；
（12）《危险化学品名录》安监总局令[2003]第1号；
（13）《企业安全生产费用提取和使用管理办法》财企[2012]16号；
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（14）《企业安全生产风险抵押金管理暂行办法》财建[2006]369号； （15）《职业病危害项目申报办法》国家安全生产监督管理总局令[2012]第48号；
（16）《陕西省建设项目安全设施监督管理办法》陕西省人民政府令第125号；
（17）《陕西省安全生产条例》陕西省人民代表大会常务委员会公告[2005]第42号；
（18）《陕西省安全生产监督管理局关于进一步规范危险化学品建设项目安全监管工作的通知》陕安监管发[2012]123号。
4.2标准规范
（1）《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012； （2）《建筑设计防火规范》GB50016-2006； （3）《安全评价通则》AQ8001-2007； （4）《安全预评价导则》AQ8002-2007；
（5）《危险化学品重大危险源辨识》GB18218-2009； （6）《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010； （7）《建筑抗震设计规范》GB50011-2010； （8）《低压配电设计规范》GB50054-2011；
（9）《液化天然气（LNG）生产、储存和装运》GB/T20368-2006； （10）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005； （11）《液化天然气的一般特性》GB/T19204-2003 （12）《安全阀安全技术监察规程》TSG ZF001-2006；
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（13）《生产过程危险和有害因素分类与代码》GB/T 13861-2009； （14）《危险化学品经营企业开业条件和技术要求》GB18265-2000； （15）《危险场所电气防爆安全规范》AQ 3009-2007； （16）《安全标志及使用导则》GB 2894-2008；
（17）《生产经营单位应急预案编制导则》AQ/T 9002-2006； （18）《天然气》GB17820-1999；
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