2建設項目概況

2.1 項目基本情況

2.1.1 建設單位基本情況

中國石油天然氣股份有限公司是一個集石油及天然氣勘探、開發(fā)、原油加工、機械制造、科研設計、后勤服務、多種經營、社會公益等多功能于一體的油氣生產基地。

中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司成立于2000年1月3日，營業(yè)場所位于天津市濱海新區(qū)大港三號院，負責人趙賢正，統(tǒng)一社會信用代碼：911200007182589087。中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司于2021年5月14日延期取得河北省應急管理廳頒發(fā)的安全生產許可證。證號為：（冀）FM安許證字[2021]滄延400090號，有效期為：2021年5月14日至2024年5月13日。

中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司第六采油廠（以下簡稱第六采油廠）成立于1996年8月，地處河北省黃驊市境內，隸屬于中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司，是一個以石油開采、油氣集輸和采油地質、工藝技術研究為主的綜合性原油生產單位。第六采油廠距黃驊港30km，距北京200km，距天津國際機場90km，交通發(fā)達、便捷、地理環(huán)境優(yōu)越。

第六采油廠所轄油田面積785km²，開發(fā)動用含油面積22.4km²，動用儲量5645.75×104t，可采儲量1658.44 ×104t，采收率29.4%。第六采油廠所轄范圍內共有4個油區(qū)，分別為：孔店、羊三木、扣村、齊家務四個油田。共有油井318口，開井270口，有注水井91口，開井77口。全廠有轉油站32座，原油處理站2座；污水處理站2座；注水站2座，配水間14座。

第六采油廠所轄油田面積780km²，含油面積24.6km²所轄油田：羊三木、孔店、扣村、齊家務油田。第六采油廠機構設置為：7個職能科室，包括廠長辦公室、黨群工作科、規(guī)劃計劃科、財務資產科、人事科、生產運行科、安全環(huán)保科，11個所屬單位，其中作業(yè)區(qū)2個。

2.1.2 建設項目基本情況

建設單位：中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司第六采油廠

管理單位：中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司第六采油廠

項目名稱：中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司第六采油廠孔店聯(lián)合站VOCs治理項目

建設性質：技術改造

建設地點：河北省黃驊市孔店聯(lián)合站現(xiàn)有廠區(qū)

項目規(guī)模：卸油量50m³/h，油氣回收裝置的處理規(guī)模為1000m³/d

項目投資：811.88萬元

勞動定員：該項目不新增勞動定員

建設內容：一體化密閉卸油撬裝裝置1套，連續(xù)式增壓回收裝置1套，集氣管線Φ219×7mm-0.5km，補氣管線Φ114×5mm-0.5km，裝置出口氣管道Φ114×5mm-0.5km及配套設施。

項目設計單位：天津大港油田集團工程建設有限責任公司，具備石油天然氣（海洋石油）行業(yè)乙級，市政行業(yè)乙級資質。

項目施工單位：天津大港油田集團工程建設有限責任公司，具備石油化工工程施工總承包壹級、地基基礎工程專業(yè)承包叁級、壓力管道安裝資質。

項目監(jiān)理單位：天津大港油田集團建設監(jiān)理有限責任公司，具備化工、石油工程監(jiān)理甲級。

2.3油氣集輸工程

2.3.1工程建設現(xiàn)狀

（1）儲罐

孔店聯(lián)合站儲罐在生產、儲存過程中隨溫度變化及液位變化時，呼吸閥基本處于連續(xù)打開的狀態(tài)，致使部分溶解氣揮發(fā)至大氣中，存在較大的油氣揮發(fā)損耗和環(huán)境污染。目前孔店聯(lián)合站聯(lián)合站共建有儲罐8具，原油沉降罐與采出水沉降罐會根據(jù)生產情況切換使用，8具儲罐均未進行VOCs排放治理。

（2）卸油臺

目前孔店聯(lián)合站卸油臺采用傳統(tǒng)的敞口式卸油工藝，卸油罐與罐車為敞口式，罐車中液體依靠重力通過臨時連接管流入卸油罐，再通過卸油泵增壓輸送至下游工藝設備。

卸油時，卸油口處油氣揮發(fā)較為嚴重，卸油罐油氣就地放空，存在油氣損耗、污染環(huán)境，不滿足規(guī)范要求；自動化程度低，卸油速度慢。

圖2.3.1 敞口卸油工藝流程示意圖

2.3.2存在問題

（1）根據(jù)規(guī)范要求，對聯(lián)合站進罐原油儲存溫度下的飽和蒸氣壓（真實蒸氣壓）進行了檢測，進罐原油飽和蒸氣壓均大于5.2kPa，主要原因與生產工藝流程有關，目前進入儲罐的大部分原油為未穩(wěn)定原油，飽和蒸氣壓較高，揮發(fā)性較強，進入儲罐后呼吸損耗較高。聯(lián)合站未配套大罐抽氣系統(tǒng)的拱頂罐不滿足規(guī)范治理要求。

（2）根據(jù)近幾年對聯(lián)合站部分拱頂罐呼吸損耗檢測數(shù)據(jù)，單罐呼吸損耗量在600-1300m³/d之間，預計年總損耗天然氣量達240萬方、損耗輕烴量2400噸/年，存在較大的天然氣資源浪費。從節(jié)能降耗和安全生產的角度出發(fā)，需要對這部分天然氣進行回收。卸油臺油品性質與儲罐相似，也存在資源浪費。

（3）根據(jù)現(xiàn)場調研，聯(lián)合站部分儲罐罐頂呼吸閥揮發(fā)氣量較大，在罐頂聚集對油氣站場和人員存在較大的安全隱患和環(huán)保隱患。原油沉降罐內含有大量的天然氣，罐頂安全附件（液壓呼吸閥）出現(xiàn)噴液狀況、量油孔打開后天然氣量很大，造成無法直接靠近進行量油操作，烴蒸氣在罐頂聚集存在雷擊、遇靜電著火的風險，存在較大的安全隱患。采出水沉降罐內也含有一定的天然氣，造成下游離心泵無法正常運行（出現(xiàn)抽空現(xiàn)象），影響正常生產。

卸油臺敞口卸油以及沉降池等敞開液面噴濺出的污油和排出的廢氣存在火災風險和環(huán)境污染，不利于員工身心健康。

2.3.3總平面布置

孔店聯(lián)合站坐北朝南，站區(qū)設環(huán)形消防通道，消防道路寬度、高度均不小于4m，該站正門位于站區(qū)南側偏西部位。

孔店聯(lián)合站分為三個區(qū)域，西區(qū)為輔助區(qū)，中區(qū)為儲罐區(qū)，東區(qū)為工藝區(qū)，其中該項目位于孔店聯(lián)合站中區(qū)。

該站中區(qū)北部為卸油點，中部為儲罐區(qū)，南部為輔助生產區(qū)。其中北部卸油點為一體化密閉撬裝卸油裝置，東側有獨立的出入口，卸油點與儲罐區(qū)之間有實體墻分隔；儲罐區(qū)布置了8臺儲罐，其中1#罐為5000m3采出水沉降罐，2#罐為5000m3原油沉降罐，3#罐、5#罐為1000m3原油儲罐，4#罐為5000m3原油儲罐，6#罐、7#罐為500m3原油儲罐，8#罐為3000m3原油儲罐；南部西側為一體化裝置，東側為建連續(xù)式增壓回收裝置和消防池。

表2.3.3項目與廠內設施防火距離表

圖2.3.3 孔店聯(lián)合站平面布置示意圖

2.3.4工藝流程

（1）密閉卸油工藝

密閉卸油采用一體化密閉卸油撬裝裝置，罐車卸油時，通過快接口實現(xiàn)密閉連接，原油依靠重力經過濾后進入到緩沖罐，當緩沖罐內液位到達設定值時，系統(tǒng)自動啟動卸油泵，通過卸油泵打入油池，緩沖罐揮發(fā)的油氣接入連續(xù)式增壓回收系統(tǒng)，具體工藝見下圖：

圖2.3.4-1 密閉卸油工藝示意圖

（2）連續(xù)式增壓回收工藝

該項目采用連續(xù)式增壓回收工藝，系統(tǒng)包括罐頂壓力檢測部分和地面撬裝設備部分。地面撬裝設備由緩沖罐、壓縮機、儲氣罐、氧氣分析儀、電動調節(jié)閥、PLC控制系統(tǒng)等設備組成。

該工藝通過實時采集、監(jiān)測儲罐罐內氣相壓力和緩沖罐氣相壓力，采用氣相平衡原理智能化控制壓縮機的抽氣和補氣流程，實現(xiàn)儲罐揮發(fā)氣密閉回收系統(tǒng)的連續(xù)運行，達到整個系統(tǒng)零排放。

當系統(tǒng)檢測到儲罐內部油氣壓力增高，接近呼吸閥呼氣開啟壓力（800Pa）時，系統(tǒng)通過調節(jié)緩沖罐壓力，將油氣抽入緩沖罐，再經增壓系統(tǒng)加壓至0.5MPa，經儲氣罐和一體化裝置后進入到站內天然氣管網系統(tǒng)；當系統(tǒng)檢測到儲罐內部油氣壓力降低，接近呼吸閥吸氣開啟壓力（300Pa）時，系統(tǒng)調節(jié)緩沖罐壓力，對儲罐進行油氣補充。通過以上兩種動作始終維持儲罐內部微正壓狀態(tài)（300Pa~800Pa），以此達到油氣揮發(fā)抑制和回收再利用的目的，達到系統(tǒng)天然氣零排放。

具體工藝流程見下圖：

圖2.3.4-2連續(xù)式增壓回收工藝流程圖

2.3.5設備設施

主要設備概況如下：

表2.3.5主要設備一覽表

2.4公輔工程

2.4.1電氣系統(tǒng)

（1）供電電源

新建連續(xù)式增壓回收裝置和一體化撬裝密閉卸油裝置的供電系統(tǒng)依托孔店聯(lián)合站現(xiàn)有的供配電系統(tǒng)，孔店聯(lián)合站富裕電量為150kVA，可以滿足該項目要求。電源引自東側注水泵房配電室，電纜利用現(xiàn)有橋架架空敷設至設備。

（2）防雷、防靜電與接地

根據(jù)國家標準《建筑物防雷設計規(guī)范》（GB50057-2010）的有關規(guī)定，該項目連續(xù)式增壓回收裝置和一體化撬裝密閉卸油裝置按第二類防雷建筑物設防。該項目采用聯(lián)合接地系統(tǒng)。接地型式采用TN-S系統(tǒng)，凡正常不帶電、絕緣破壞時可能帶電的用電設備的金屬外殼、配電箱、動力設備的電控柜及穿線鋼管、電纜橋架、插座的接地樁頭等均與專用PE線作可靠連接。

（3）防爆電氣

連續(xù)式增壓回收裝置和一體化撬裝密閉卸油裝置的設備設施、電路敷設等均按防爆進行設計。

依據(jù)《爆炸危險環(huán)境電力裝置設計規(guī)范》GB50058-2014中的第3.2.1條，以原油伴生氣（天然氣）管道閥門、法蘭連接處為中心，半徑為4.5m，頂部與釋放源的距離為4.5m，及釋放源至地坪以上的范圍劃分為2區(qū)，其防爆區(qū)域內電氣設備選型應不低于ⅡAT1型，但考慮到站場內多為原油處理設施，原油儲罐較多，故該區(qū)域內電氣設備選型不應低于ⅡAT3型。

2.4.2給排水系統(tǒng)

該項目無新增用水及排水，站區(qū)現(xiàn)有排水設施能夠滿足該項目要求，不進行改造。

2.4.3通風系統(tǒng)

該項目為露天裝置，采用自然通風。

2.4.4通信系統(tǒng)

該項目撬裝設備配置電動調節(jié)閥、PLC控制系統(tǒng)（就地顯示），可實現(xiàn)自動啟停。

2.4.5消防系統(tǒng)

該項目充分利用站場現(xiàn)有消防系統(tǒng)及設施。

站場消防水系統(tǒng)能夠滿足該項目要求，無需進行改造升級。原有消防水系統(tǒng)描述如下：

孔店聯(lián)合站采用消防冷卻水系統(tǒng)及固定式低倍數(shù)泡沫滅火系統(tǒng)，站內設置消防泵3臺，泡沫泵1臺，站內設有500m³消防水罐4臺，5.5m³泡沫罐2臺。消防冷卻水系統(tǒng)管網和泡沫混合液系統(tǒng)管網在防火堤外成環(huán)狀敷設。管網上分別設置消防栓、泡沫栓。接到火警后5min內將冷卻水及泡沫混合液打到火場。

連續(xù)式增壓回收裝置和一體化撬裝密閉卸油裝置按《建筑滅火器配置設計規(guī)范》（GB50140-2005）配置滅火器材。

2.5安全管理

2.5.1安全管理機構設置

大港油田分公司第六采油廠安全生產實行二級管理、層層負責的辦法，即大港油田分公司第六采油廠廠長是安全生產的第一責任者，基層單位領導是本單位的安全生產的第一責任人。大港油田分公司第六采油廠建立了完整的安全管理體系，有較為完善的安全生產管理機構。

（1）大港油田分公司第六采油廠設立QHSE委員會，其成員由廠領導、機關有關部門負責人組成，設有一名安全總監(jiān)，由第六采油廠主管領導兼任。負責監(jiān)督大港油田第六采油廠的安全生產工作。

（2）安全環(huán)保科是大港油田分公司第六采油廠日常安全生產管理的職能部門，具體負責全廠的安全生產管理工作。

2.5.2勞動定員及安全管理人員配置

該項目所需人員根據(jù)工作崗位配置，原則上不新增人員。

2.5.3 安全投資

該項目總投資811.88萬元，其中安全投資約9.98萬元，安全生產投資占比約1.23%。

2.6項目施工概況

該工程由第六采油廠編制了《大港油田公司2022年VOCs治理工程方案》，由河北物格工程技術有限公司進行了安全預評價，由天津大港油田集團工程建設有限責任公司（石油天然氣（海洋石油）行業(yè)乙級，市政行業(yè)乙級）進行設計，由天津大港油田集團工程建設有限責任公司（石油化工工程施工總承包壹級、地基基礎工程專業(yè)承包叁級、壓力管道安裝）對本項目進行施工，由天津大港油田集團建設監(jiān)理有限責任公司（化工石油工程監(jiān)理甲級資質）進行監(jiān)理。

7安全驗收評價結論

7.1符合性評價、有效性評價的綜合結果

（1）法律、法規(guī)符合性評價單元

法律、法規(guī)符合性評價共檢查7項內容，符合要求。該項目嚴格執(zhí)行“三同時”，預評價單位、設計單位、施工單位、監(jiān)理公司均是有相關資質的單位，該建設項目符合相關國家法律法規(guī)的要求。

（2）工藝及設施、設備的安全性評價單元

工藝及設施、設備的安全性評價共檢查16項內容，全部符合。

（3）公用工程及輔助設施配套性評價單元

公用工程及輔助設施配套性評價共設5項檢查項，全部合格。

（4）周邊環(huán)境適應性有效性評價單元

周邊環(huán)境適應性有效性評價共設24項檢查項，全部合格。

（5）安全生產管理和安全培訓充分性評價單元

安全生產管理和安全培訓的充分性單元共檢查11項內容，全部合格。

（6）安全設施設計專篇中安全對策落實單元

安全設施設計專篇中安全對策落實單元共檢查7項內容，全部合格。

該項目為孔店聯(lián)合站VOCs治理項目技術改造，采油六廠設置安全生產管理機構安全科，主要負責人有安全管理合格證，特種作業(yè)人員持相應特種操作證上崗作業(yè)。公司制定有完善的安全生產責任制、安全生產規(guī)章制度、安全操作規(guī)程，采油六廠制定了生產安全事故綜合應急預案，并在滄州市安監(jiān)局備案，定期進行應急演練。

7.2建設項目運行后存在的危險、有害因素種類及其危險危害程度

由于焊接缺陷、外物撞擊、重物碾壓、誤開挖、低溫冷縮等原因造成的管道破裂，從而發(fā)生火災爆炸事故。因此火災爆炸屬于該建設項目需要重點防范的危險有害因素。

根據(jù)《危險化學品重大危險源辨識》（GB18218-2009）辨識，該項目不構成危險化學品重大危險源；根據(jù)《河北省安全生產監(jiān)督管理局關于進一步加強和規(guī)范全省重大危險源監(jiān)管工作的通知》（冀安監(jiān)管應急〔2017〕83號）規(guī)定，該項目為新建一體化密閉卸油撬裝裝置1套，連續(xù)式增壓回收裝置1套，集氣管線Φ219×7mm-0.5km，補氣管線Φ114×5mm-0.5km，裝置出口氣管道Φ114×5mm-0.5km及配套設施，該項目不涉及長輸管道和工業(yè)企業(yè)煤氣管，所以不構成設備重大危險源。

7.3明確建設項目是否具備安全驗收條件

通過對中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司第六采油廠孔店聯(lián)合站VOCs治理項目進行安全驗收評價，根據(jù)本工程運行特點及危險程度，本報告結合采油廠的安全管理現(xiàn)狀，提出了相應的對策措施建議。

經過現(xiàn)場查看和對工程資料的詳細分析評價，評價組認為：本工程安全設施已按設計進行施工；安全設施符合國家有關規(guī)定和安全技術標準，已與主體工程同時投入生產和使用；安全設施運行正常，能達到預期效果；工作環(huán)境、勞動條件符合國家有關規(guī)定；本工程安全管理依托原廠內安全管理現(xiàn)狀，該廠按照國家規(guī)定，制定了安全責任制、安全管理制度、安全操作規(guī)程，為職工配備了勞保用品，特種作業(yè)人員取得了資格證書，制定了事故應急救援預案并定期進行了演練。

本報告認為，中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司第六采油廠孔店聯(lián)合站VOCs治理項目從安全生產角度符合國家有關法律、法規(guī)和技術標準的要求，具備安全驗收條件。