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最新安全预评价案例
安全预评价案例
编制说明
安全生产事关人民群众的生命和财产安全,事关改革发展和构建和谐社会的大局,搞好安全生产评价工作,是促进生产安全、提高经济社会全面发展的重要内容,是实施可持续发展战略的组成部分,是政府履行社会管理和市场监督职能的基本任务,是企业生存发展的基本要求。
为了贯彻落实《中华人民共和国安全生法》、《中华人民共和国矿山安全法》,依据《安全许可证条例》、《非煤矿山企业安全生产许可证实施办法》(国家安监局第9号令)和《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》的有关规定,为了加强陆上石油和天然气的开采业的新建、改建、扩建工程项目设施“三同时”及陆上石油天然气开采业安全生产管理工作,规范陆上石油和天然气开采业安全评价行为,确保安全评价的科学性、公正性和严肃性,受某公司的委托,吉林省元麒安全环境技术有限责任公司对委托企业合作区块新生产井进行安全预评价。
为使安全预评价能够准确地反映该企业的安全生产状况,评价组经过现场勘察和相关资料的搜集,根据企业提供的《油藏工程开发方案》,运用安全评价的方法,分析和预测该企业建设项目可能存在的危险、有害因素的危险度评价,查找生产中可能存在的事故隐患,并提出切实可行的安全对策措施及建议,将采油生产运行期的风险控制在安全合理的程度之内。
报告的编写始终以《陆上石油与天然气开采业安全评价导则》的要求为依据,以评价单位的客观事实情况为内容,利用科学的评价方法,认真地进行安全评价报告的编写工作。
此报告为企业安全生产运行及日常安全管理提供科学依据。
前言
为了贯彻安全生产方针,以适应经济发展和构建和谐社会,为保证生产和人安全的需要,安全评价就显得有非常重要的意义。
“安全第一,预防为主”是我国安全生产的基本方针,开展安全评价是这一方针在安全生产工作上的具体体现,也是预测、预防事故的安全手段,在贯彻安全生产方针中有着十分重要的作用。
安全评价是以实现工程、系统安全为目的,应用安全评价方法对工程系统中存在的危险、有害因素进行识别和分析,判断工程、系统中存在的危险的可能性的严重程度,并提出安全对策措施和建议,从而为工程、系统中的安全防范和监督管理决策提供科学依据。
为了使安全评价结果能够准确的反映出该公司的安全状况,评价人员本着科学、严谨、公正、规范的原则,通过现场调研,相关评价资料的收集,现场相关拍照资料,组织技术交流等形式,取得了评价工作所需要的资料和数据,为做好评价工作奠定了基础。
根据《陆上石油与天然气开采业安全评价导则》的要求,我们编制完成预评价报告,可查出设计中的缺项和不足,分析和预测工程、系统存在的危险、有害因素及可能导致的危险、危害结果和程度,提出合理可行的安全对策措施,指导危险源监控和事故预防,以达到最低事故率、最少损失和最优的安全投资效益,并为政府的安全管理工作提供技术支持。
第1章总则
1.1预评价的意义
建设项目安全预评价通常是在项目的《可行性研究报告》完成之后,在项目的初步设计之前进行的,其目的是为了贯彻“安全第一,预防为主”的方针,确保建设项目(工程)竣工时符合国家安全生产各项标准的要求,是建设项目《区块油田开发建设项目可行性研究报告》或《合作区块油藏工程开发方案》在设计时能充分了解该项目建成投产后有可观的产出,取得好的经济效益和社会效益,同时将存在的各种危险、有害因素(事故隐患)和危险有害程度,以及消除危险、有害因素避免事故发生应采取的对策措施,以使从设计上及实际建设项目的安全化。
安全预评价是根据油田建设项目《区块油藏开发方案》的内容,分析和预测该建设项目可能存在的危险、有害因素的种类和程度,对照有关的安全生产标准、法规并结合企业的实际情况提出合理可行的安全对策措施及建议。
预测、预防是实现安全管理现代化的必要手段,而预评价从建设项目前期工作入手,预测、预防建设项目投产后可能出现的事故和危害,从而有效地提高安全设计工作的质量和建设项目投产后的安全生产水平,预评价的目的改变了“先建设、后治理”的被动局面,使建设项目“三同时”的管理、监察工作沿着规范化、科学化的方向深入的开展。
安全预评价使建设项目的安全设计和工艺设计形成有机结合,避免了项目投产后因为安全要求引起的返工和调整,从而提高了安全投资的效果,总的看来,建设项目劳动安全卫生水平的提高,生产的安全系数必将增大,也就相应减少了经济损失,最终实现安全生产、经济的同步增长。
1.2预评价的原则
(1)本次预评价将严格遵循客观性、公正性、科学性、合法性、针对性的原则。
(2)采用可信、适用的预评价方法,确保评价质量。
(3)对评价项目做出客观公正的预评价结论,所提出的安全对策措施要具有合理性、针对性、可操作性、可靠性。
1.3评价依据
1.3.1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70号)
(2)《中华人民共和国消防法》(1994年7月5日全国人大常委会通过)
(3)《中华人民共和国劳动法》(1994年5月1日)
(4)《中华人民共和国职业病防治法》(2002年5月1日实施)
(5)《非煤矿山企业安全生产许可证实施办法》(国家安全监管局第9号令)
(6)《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》(安监管技装字[2003]115号)
(7)《国家发展和改革委员会、国家安全生产监督管理局关于加强建设项目安全设施“三同时”的通知》([2003]1346号)
1.3.2标准、规范
(1)《石油化工企业设计防火规范》(GB50160-922001版)
(2)《原油和天然气工程设计防火规范》(GB50183-93)
(3)《石油工业用加热炉安全规程》(YS0031-95)
(4)《石油企业工业动火安全规程》(YS5858-95)
(5)《石油化工生产建筑设计规范》(SH3017-1999)
(6)《石油化工静电接地设计规范》(SH3097-2000)
(7)《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)
(8)《建筑物防雷设计规范》(GB50057-94)
(9)《固定式钢直梯安全技术条件》(GB4053.1-93)
(10)《固定式钢斜梯安全技术条件》(GB4053.2-93)
(11)《固定式工业防护栏杆安全技术条件》(GB4053.3-93)
(12)《生产设备安全卫生设计总则》(GB50583-1999)
(13)《石油化工企业职工安全卫生设计规范》(SH3047-93)
(14)《工业企业设计卫生标准》(GBZ1-2001)
(15)《工业企业照明设计标准》(GB50034-92)
(16)《石油化工企业可燃气体和有害气体检测报警设计规范》(SH/T3063-2001)
(17)《油罐区防火设计规范》(SY/T0075-2002)
(18)《机械设备防护罩安全要求》(GB8196-87)
(19)《噪声作业分级》(LD/80-95)
(20)《消防安全标志设置要求》(GB15630-1995)
(21)《工业企业内运输安全规程》(GB4387-1994)
(22)《低压配电设计规范》(GB50054-1995)
(23)《电气设备安全评价导则》(GB4064-83)
(24)《防止静电事故通用导则》(GB12158-90)
(25)《干粉灭火剂通用技术条件》(GB13532-1992)
(26)《泡沫灭火剂通用技术条件》(GB15308-1994)
(27)《安全标志使用导则》(GB16179-96)
(28)《安全标志》(GB2894-1996)
(29)《安全色》(GB2893-1996)
1.4评价的范围
依据《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》及《非煤矿山企业安全生产许可证实施办法》的要求,结合现场检查、资料收集、察看,最终确定安全评价范围包括以下内容:
采油生产单元(单井罐采油、管输采油、注水等工艺设备和设施),辅助生产工艺系统(油运、电气、消防工程等)。
1.5评价工作内容
根据该公司采油工程的特性,结合安全预评价工作的具体要求,确定本次安全评价工作的内容:
(1)收集评价工作的依据
(2)明确评价的范围
(3)了解掌握评价对象的基本情况
(4)对油气开采系统进行危险、有害因素辨识,确定危险源
(5)选择科学、合理、适用的评价方法,对油气开采安全管理体系能否确保油气开采安全生产作业评价。
(6)提出合理可行的安全对策措施和建议
(7)做出安全评价结论
(8)编制安全评价报告
1.6预评价程序
本次安全预评价工作是严格按照《陆上石油和天然气开采业安全评价导则》(国家安全生产监督管理局文件监管技装[2003]115号)所规定的内容的要求进行的。
程序主要包括:
准备阶段;危险、有害因素识别与分析;定性、定量评价;提出安全对策措施及建议;做出安全评价结论;编制安全评价报告等。
如图1所示。
(1)前期准备工作
根据《115号》文件要求,向被评价单位收集评价工作所需的相关资料。
如企业概况、工程建设项目详细资料、安全技术与安全管理措施资料、消防现状资料,与被评价单位签订安全评价合同书,接受安全预评价委托书,编写调查表提纲,编制现场调查表。
(2)现场调查
依据国家法律、法规、标准、技术规范及企业提供相关工艺技术资料、工艺操作规程对被评价单位的安全生产状况进行现场调查。
主要通过询问、察看、记录、拍照、测量等直观手段及经验进行分析、判断,达到调查的目的。
(3)根据采油工艺过程及当地自然环境特点和周边环境特点识别和分析生产过程中的危险、有害因素。
(4)合理划分评价单元、正确选择评价方法
在危险、有害因素识别和分析的基础上,根据评价的需要,将评价对象按采油工艺功能、生产设施设备相对空间位置、危险有害因素类别及事故范围划分评价单元,使评价单元相对独立,具有明显的特征界限.
(5)定性、定量评价
本次安全预评价,是对采油系统易发生火灾、爆炸的危险场所、部位及重要工艺设施进行定性、定量分析与评价,确定引起采油钻井作业事故发生的致因因素、影响因素和事故严重程度,为制定安全对策措施提供科学依据。
(6)提出合理可行的安全对策措施及建议
主要从安全管理、采油工艺技术、设备、设施方面提出对策措施与建议。
(7)预评价结论
(8)编制报告
图1-安全预评价程序框图
第2章被评价单位概况
2.1企业基本情况
企业名称:
某公司
企业地点:
松原市青年大街3699号
法人代表:
王文昌
企业类型:
有限责任公司
注册资金:
1000万元人民币
基本情况:
公司成立于2001年8月,目前现有固定资产4419万元,企业员工48人,其中技术人员6人(其中高级技术职称2人、中级技术职称4人),公司设有五部一室(安全环保部、采油部、供应部、财务部、生产技术部、办公室)。
前线设有生产基地,具体负责采油生产和日常的安全管理工作。
2.2项目概况
2.2.1项目名称:
某公司乾130北区块开发项目。
2.2.2开采矿种:
石油
2.2.3项目性质:
合作开采油田项目(与中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司合作)
2.2.4项目地点:
松原市乾安县安唱乡前寸字村。
2.2.5合作期限:
20年
2.2.6建设规模:
乾130北区块合作面积14.7平方公里,探明含油面积6.5平方公里,石油地质储量145万吨动用含油面积2.6平方公里。
至2004年底共完钻26口井,截止2005年8月区块内已完钻开发32口井,目前累积产油4.9万吨,平均日产原油30吨左右,平均单井核实日产油为1吨,区块内综合含水38%。
公司目前有3口注水井(油井边再打一口水源井做为注水水源)用16Mpa柱塞往复泵往井下注水。
目前3口注水井承担该区块井的注水任务。
2.2.7新增加采油井数:
8口井。
其井号如下:
05年新生产井6口:
153-60、153-63、153-64、153-67、153-58、153-59
06年新生产井2口:
153-66、153-68
(井位布置图见附件)
2.2.8井口装置
250卡箍式采油树。
2.2.9采油和运输方式
①采油方式:
单井罐采油。
②运输方式:
公司有运油罐车2台承担油井生产的混合液任务,运往乾安采油厂联合站。
2.3采油设备、设施
采油设备明细表
表2.3-1
序号
设备
名称
规格
设备型号
数量
生产厂家
出厂
日期
使用年限
新度系数
完好情况
1
抽油机
CYJ8-3-37HB
8
吉林正达
2003.8
-2005.4
1年
0.8
完好
2
储油罐
15立方
8
大安石油机械厂
2005.6
1年
0.9
完好
3
抽油泵
∮38
管式
8
吉林石油机械厂
2005.6
1年
0.9
完好
4
变压器
S10M-160/6.3
1
沈阳变压器厂
2006.11
1年
0.9
完好
5
油罐车
12M3
3S75-7.9/10
2
宁波高压泵厂
2005.1
1年
0.9
完好
2.4地理位置交通情况
该公司乾130区块位于吉林省乾安县安唱乡前寸字村。
南与东方能源公司生产区块接壤,东与乾石公司临近,北与乾安采油厂生产井临近,西与乾安县安唱乡前寸字、后寸村相邻,地面海拔145-150米。
地势平坦,距乾安县城15公里公路四通八达,经济地理条件优越。
交通方便。
2.5气候条件
该区块属于温带大陆性季风性气候,处于半湿润半干旱过渡区,春季干旱少雨,升温较快;夏季炎热,降水集中;秋季凉爽,变温快,温差大;冬季则多刮西北风。
年平均气温5.6℃,最高36.3℃,最低气温-37.8℃,年平均降雨量420mm,雨多集中在每年的7-8月份。
2.6地质特征
2.6.1构造特征
区块构造为中,新生代地层广泛分布,地层从老至新有白垩系的明水组、第三系的大安组和泰良组,第四系下更新统自土山组更新统大青沟组,上更新统顾乡屯组和全新统。
2.6.2油藏特征
乾130北区块位于乾安鼻状构造的南端,区块内未发现断层。
开采目的层为下白垩系青山口组2+3段地层的下部、即高台子油层GⅫ砂组。
油层埋藏深度1950-2000米,储层岩性为粉砂岩。
高台子油层GⅫ砂组自上而下分为38-42号5个小层,砂组地层厚度45-50米,砂层厚度东薄西厚,砂层总厚度7-25米。
高台子油层GⅫ砂组储层物性差,砂岩孔隙度2.3-17.6%,平均为14.7%;渗透率0.01-18.8×10-3um2,平均为4.55×10-3um2。
属于低孔特低渗储层。
在钻遇的5个小层中,40号小层为本区物性好,砂体普遍分布,普遍含油的主力油层;其次为39、42号小层,为物性和含油性相对较好的接替油层;38号小层在本区为不含油的干砂层;41号小层在本区基本不分布。
高台子油层GⅫ砂组油层温度为80℃,油层原始地层压力20Mpa,压力系数1.03。
原油密度0.8478/CM3、原油粘度13.02mpa.s(50℃)、含腊量25.6%、含硫量0.08%、凝固点34℃,其原油性质具有密度中等、粘度较低、含硫量低、含腊量高的特点。
地层水矿化度为24429-27924g/L,水型为NaHCO3型,本区油层的含油饱和度为53%。
本区属于低孔、低渗、低丰度,油藏埋藏深,储层单一且分布不稳定,汕水关系复杂的构造-岩性油藏。
2.7油藏开发方案
(1)开发原则
a、在区块有利部位部位总体部署,滚动开发,加强随钻分析,不断加深地质认识,及时调整井位部署。
b、本区油层单一,含油井段不长,油层不多,采用一套层系开发。
c、布井方式及井网密度充分考虑具有裂缝的特低渗透率油藏的特点。
d、区块开发注水、采油同步实施,油层压力保持在原始压力80%以上。
e、采取增产措施,压裂作为油井投产的必行工序。
f、注入水水质符合部颁要求。
(2)井网部署
据吉林已开发油田的经验,注水开发时注水井排方向与裂缝方向一致,注水开发效果较好。
本区裂缝方向与乾安油田基本一致即裂缝方向近东西向。
考虑井排方向为东西向,本次共设计四种方案:
其中注水开发方式两种,方案一为排距150米,井距500米,构成棱形反九点注水开发;方案二为排距150米,井距400米,构成棱形反九点注水开发。
暂不注水开发方式两种,方案三为排距150米,井距500米,构成棱形天然能量开发;方案四为排距150米,井距400米,构成棱形天然能量开发。
(3)注水及注入水水质要求
据乾安油田及乾146区块注水开发经验,注水应与采油同期进行,以免油藏压降再采取高注采比恢复压力的被动局面。
注水时间就采取平衡注水、温合注水政策,注采比控制在1.0-1.1左右,注水后保持主力油层受效,油层压力保持在原始压力附近。
注水为棱形反九点注水开发。
注水井井底压力不超过地层破裂压力。
乾146区块压裂施工资料统计,破裂压力梯度为1.6Mpa/100m,设计的井口注入压力不超过13Mpa。
本区油层与其相似,参考此值选定井口注入压力不超过12Mpa。
注入水的水质严格执行部颁要求,以防范因注入水水质不合格而造成对地层流动能力的可能影响。
因为这类油藏本身固有的流体流动能力就很低,一旦造成地层伤害可能会急剧降低原油的流动能力。
另一方面也防止因注水井的
第3章采油生产系统及辅助系统
3.1油田开发工艺简述
石油是国家主要能源之一,在国民经济发展中占有十分重要的意义,采油为油田的主业,油田的原油产量都是通过各采油厂的油井生产出来的,松原地区的小油田生产也是油田产量的一部分。
为此,搞好小油田的生产建设也和为石油产业贡献一分力量。
油田开发是一项包括地下、地上多门学科、多种工艺技术的系统工程。
首先是通过地质调查,物探工作掌握含油构造,在其含油构造上进行石油钻井,掌握井下具体含油气层情况,初步了解含油气层后,再布置生产井进行油气开采。
在开采过程中,其井下工具磨损或损坏要进行检修,对其油气层要进行增产措施进行酸化、加砂压裂等进行修井作业;对采出的原油进行集输,或汽运等。
为采油服务的辅助配套工程:
供水、供电、道路、通讯、机修、排水和矿区建设。
3.1.1地质调查
油田地质调查就是采用重力、磁力、地震等方法,以了解地下岩层的性质等情况,找出可能含油气的构造。
3.1.2石油钻井
石油钻井是油田开发的主要手段之一,钻井一般分为探井和生产井,探井是为了了解地下构造及岩性情况,并按地质要求采出地下岩芯进行分析,以确认含油气具体层位、深度、饱和度、厚度、含油面积的大小,计算出储量多少,确定其开采价值等。
对于有开采价值的含油构造,确定规模并投入开发,这时就需要按油田开发方案进行合理布井,按井的井身结构进行钻井施工,下入油层套管,固好井口,装上合格井口装置,验收合格后,交井给采油单位。
3.1.3试油
试油是石油勘探方法中的重要组成部分,是检查油气田开发效果的重要手段之一,是了解目的层(油、气、水层)进行实际测试的一整套工艺过程。
试油资料成果是发现油田、合理开发油田的重要科学依据。
因此试油工作在油、气田勘探的开发中占有重要地位。
试油工艺方法随着科学的技术进步,试油工艺方法不断改进和发展,不受自上而下的限制,采用封隔器,可钻式桥塞等工具,一次可以试多层或任意一层油层,其工艺方法:
压井→射孔→诱喷(替喷、抽吸、气举)→计量→求压→求出产量。
3.1.4采油作业
试油求出产量后,由采油队进行采油作业,根据油井的采油深度不同,选用不同型号的抽油机,根据油量的多少选用不同的油泵,通过抽油机带动抽油泵工作,将井下的原油抽到地面。
原油从井口直接通过埋地管线送到接转站,在接转站内进行油、气、水的分离处理。
这种采油方式叫做集输采油,另一种是抽出的原油通过井口与井场储油罐的连接管线,抽到储油罐里的方式,叫单井罐采油工艺再一种是油井的产能较低,用采油泵抽不能连续出油,需要停数天,待油汇集到足够高度再用捞油车进行捞油,这种方法叫捞油作业法,此方法用的较少,只个别区块用。
3.1.5修井作业
油井在生产一定时间后,由于腐蚀、结垢、井下工具磨损或损坏等原因要进行修井作业,主要包括:
清蜡、检泵、清砂、封堵水层等。
这时修井队伍上修井设备和专用工具根据不同的工作内容进行不同的修井作业。
3.1.6酸化和压裂
酸化和压裂主要是扩大含油岩层的孔隙度,提高原油的渗透性,使产油通道通畅,增加油的产量。
酸化是对碳酸盐油藏的油、气井的砂岩解堵的一项有效措施。
清除岩层中的结垢物,疏通射孔通道,达到增产目的,一般采用盐酸和土酸两种较多。
压裂实质是向井内高速注入液体,利用液体的传压性质,在井底形成一足够高的压力,将油层中原来致密的油层压开,形成一条或多条裂缝,并充填一定粒度的颗粒物质(压裂砂)以提高近井地带的渗透率,沟通原始地层裂缝孔隙,扩大供油面积,从而减少油层中油流阻力,提高油、气井生产能力。
3.2采油工艺简介
3.2.1单井罐工艺
单井罐是比较简单、比较经济、实用的原油储存、加热的工艺装置。
一般在边远分散的区块,或不能敷设集输管网的区块井场上采用,由于生产成本较低,所以生产规模较小的油田广为采用。
从结构上看,单井罐是一个圆形、卧式、常压、钢制盛油容器。
一般为15-20m3,其主要作用有四方面:
一是储存原油,即把从抽油机抽出的原油暂时储存到罐内,待达到一定量后再用油罐车将其运送到计量站或中转站中。
二是对原油进行加温、加热,在罐内一般设有加热炉膛,使罐内固状原油可以流动以便卸出。
三是实现原油初步脱水,油运往接收站,水被利用注入地层。
四是根据工作条件、环境的不同采用有高架式和地面单井罐,目前来看架空式单井罐较为普通,利于防洪和放油较便捷。
所谓“单井罐工艺”就是将从抽油机抽出的原油通过井口的输油管送到单井罐内,待罐内的原油达到一定量后,通过加热方式对罐内的原油实施加温、加热。
当加热到罐内原油可以流动时,一般60℃左右,便通过“位差”或立式抽油泵将罐内原油装到油罐车内的过程,即为“单井罐工艺”。
单井罐工艺图如下
单井罐工艺流程图
3.2.2集输工艺
在小油田当中有的企业和作业区块面积大,产量较高布井较多的情况下采用集输工艺。
原油集输一般采用三管热水伴随工艺系统,所谓三管伴随工艺指在原油三管输送中,中间管为原油输送管,旁边两管为热水管,一个是送水管,一个回水管,伴热温度一般在60-90℃之间。
将含水原油从各油井采出后,通过埋地集输管网送往接转站,在接转站内进行油气分离,油水分离处理,分离后的原油再通过原油管道输送到吉林油田采油厂联合站。
分离出的污水进入污水处理装置处理后,再用注水管网注入地层。
分离器上部分离出来的伴生气进入干燥器脱水后作伴热锅炉的气体燃料。
3.2.3捞油作业
捞油作业是指不用抽油机带抽油泵抽油采油,而是用专用的捞油设备(架子车)和专用的捞油工具(捞油筒),其工艺过程是将捞油机固定好后,把捞油架子和捞油筒对准井口,连接好捞油管线,均匀下放捞油筒至油层中下部,速提升捞油筒,并将原油从井下捞出,直接通过捞油管线送到原油罐车内或井场单井罐内。
3.2.4接转站或联合站
接转站或小型联合站是用来集油、原油输送、原油脱水、脱气、污水处理、注水、原油伴热、供水、供电的场所。
目前看该装置在小型油田企业有的单位较少,大部分无此类装置,一般都是把含水原油用罐车拉到油田行处理。
3.2.5注水系统
注水系统是指为恢复地压,提高采油量,经注水泵,注水管网(地下管网)注入到井下或将含油污水经污水处理后再经注水间的注水泵,经注水管网和注水井再注回到井下,一般用注水泵采用正九点法注水面积注水或反九点面积法进行注水,注水流程为干管多井配水流程,注水管线均采用埋地敷设,注水系统压力一般为5-15Mpa之间。
3.3辅助设施
3.3.1供水
生产用水自己单位单独打的水源井
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