天然气输气管道工程环境风险评价

天然气输气管道工程环境风险分析对偶然事件发生可能性的环境影响进行风险研究。本项目主要环境风险来自天然气的泄漏、火灾、爆炸以及在运输途中的交通意外风险（HJ/T169－2004）和《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知（环发[2005]152）的要求，对本项目可能发生的事故进行风险识别，同时针对最大可信风险事故对环境造成的影响进行分析、猜测及评价，以此提出事故应急处理规划和应急预案，以削减或控制本项目的事故发生频率，减轻事故风险对环境的危害。环境风险识别物质风险性识别天然气成分分析为80×108m3/a，管网输送能力为50×108m3/a，目前每年能够向山东提供天然气资源20×108m3/a。依据建设单位提供的资料，本工程原料天然气主要指标分别见表6-1。成分含量%(vol)CH成分含量%(vol)CH4CH26CH38iCH410nCH410iCH512nCH5126N2CO292.8944.0290.6740.1150.1110.0530.0250.0910.5571.448低位热值：34.41MJ/Nm3高位热值：35.02MJ/Nm3GB17820-1999《天然气》6-2。表6-2 Ⅱ级气质参数表项项目高位发热（MJ/m3）总硫含量（mg/m3）HS（mg/m3）2CO%2（体积）水露点数 ≥31.4 ≤200 ≤20 ≤3值

在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气的水露点应比最低环境温度低5℃危急物质识别9-1碳；此外混合制冷剂由NC-C（由于可研阶段尚不能确定其混合制冷剂2 1 5各物质组分比，故本次评价不对其进行分析CO。甲烷甲烷理化性质及危急特性见表6-3。国际21007CAS号74-82-8国际21007CAS号74-82-8编号分子CH4中文名称甲烷式外观无色无臭气体 分子量 16.04性状熔点 -182.5°C沸点：-161.5°C 蒸汽压 53.32kPa（-168.8°C）闪-188°C 燃烧热 889.5kJ/mol点相对密度爆炸危急4（易燃气体） 危急类别 甲标记侵入吸入途径危急易燃，与空气混合可形成爆炸性混合物。遇明火、热源有燃烧爆炸危急。与五氧化溴、氯气特性、次氯酸及其他强氧化剂接触剧烈反应。燃烧一氧化碳、二氧化碳产物0.42(水=1)，0.55(空气=1)溶解性微溶于水，溶于乙醇、乙醚5.3～15（v/v，％）定性稳定接触接触前苏联MAC300mg/m3限值CO一氧化碳理化性质及危急特性见表6-4。6-4一氧化碳主要性质一览表国际编21005CAS号 630-08-0号分子式CO中文名称 一氧化碳外观性无色无臭气体分子量 28.01状熔点-199.1℃?沸点：-191.4℃蒸汽压 309kPa/-180℃微溶于水，溶于乙醇、苯等多种有机溶闪点<-50℃溶解性剂相对0.79(水=1)，0.97(空气=1)相对0.79(水=1)，0.97(空气=1)稳定性稳定密度爆炸极5.3～15（v/v，％）危急标记4(易燃气体)限侵入途吸入径危急特是一种易燃易爆气体。与空气混合能形成爆炸性混合物，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。性燃烧产二氧化碳物接触限中国MAC30mg/m3值乙烯理化性质及危急特性见表6-5。表6-5 乙烯主要性质一览表国际国际21016CAS号74-85-1编号分子CH24中文名称乙烯式外观无色气体，略具烃类特有的臭味 分子量 28.06性状熔点闪-199.1℃?沸点：-191.4℃蒸汽压4083.4kPa/0℃不溶于水，微溶于乙醇、酮、苯，溶点-136℃溶解性于醚相对密0.61(水=1)，0.98(空气=1)稳定性稳定度侵入途径吸入危急标记4(易燃气体)危急易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危急易燃，与空气混合能形成爆炸性混合物。遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的特性危急。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。燃烧一氧化碳、二氧化碳产物接触前苏联MAC100mg/m3限值丙烷理化性质及危急特性见表6-6。国际21011CAS号74-98-6国际21011CAS号74-98-6编号分子式CH38中文名称丙烷外观无色气体,纯品无臭分子量44.10性状熔点 -187.6℃?沸点：-42.1℃ 蒸汽压 53.32kPa/-55.6℃闪-104℃ 溶解性 微溶液于水,溶液于乙醇、乙醚点相对0.58/-44.5℃(水=1)1.56(空气=1)稳定性稳定密度侵入吸入危急标记4(易燃气体)途径危急特性易燃气体。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急。与氧化剂接触会猛烈反应。气体比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回燃。燃烧一氧化碳、二氧化碳产物产物接触前苏联MAC300mg/m3限值异戊烷异戊烷理化性质及危急特性6-7。表6-7 异戊烷主要性质一览表国际31002 CAS号 78-78-4编号分子 CH 中文名称 2-甲基丁烷512式外观 无色透明的易挥发液体，有令人开心的分子量 72.15性 芳香气味状熔-159.4℃沸点：27.8℃ 蒸汽压 79.31kPa/21.1℃点闪 不溶于水，可数量级溶于乙醇、乙醚-56℃ 溶解性点 等多数有机溶剂相对0.62/(水=1)，2.48(空气=1) 稳定性 稳定密度侵入吸入、食入 危急标记 7(低闪点易燃液体)途径危极易燃，其蒸气与空气可形成爆炸性混合物。遇明火、高热极易燃烧爆炸。与氧化剂能发生强险烈反应，甚至引起燃烧。其蒸气比空气重，能在较低处扩散到相当远的地方，遇明火会引着回特燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危急。性燃 一氧化碳、二氧化碳烧烧产物接触前苏联MAC300mg/m3限值侵入途径：吸入8790%使致呼吸停止。80%甲烷25%～30%时，人出现窒息前症状，头晕、呼吸增快、脉速、乏力、着重力不集中、共济失调、精细动作障碍，甚至窒息。工艺经过危急因素分析站场工艺经过危急因素分析成，站场又可分为：末站、输配气站及配气站等。10站场设备且变化很大，因此存在由于过压、疲惫等引起的与压力容器有关的事故；设备选型不当、过滤分离器的质量直接关系到管道运行的安全，要格外着重其对本工程的适用情况。仪表泄漏事故。公用工程系统假若出现停电时间过长或通讯系统故障，有可能对设备及管道运行带来危害。工艺废气排放清管作业由于采纳带压引球清管操作，会有少量输送介质采纳放空的方式排出，排放气体直接排入大气环境，也有发生爆炸的可能性。工艺操作事故。6.2.1.2莱州市第二气源管道天然气供气工程管道以埋地敷设方式进行输送，埋深1.2m～1.5m，具有隐蔽、单一和野外性的特点；输送压力达4MPa。依据长输管道易发事故不同的特点，可将造成事故的危急因素分成以下几类：管道腐蚀穿孔造成管道穿孔，引发事故。管道材料缺陷或焊口缺陷隐患38%的事故是由于焊缝、母材缺陷引起的。另外，管道的施工温度与输气温度之间存在肯定的温度差，造成管道沿其轴向产生率变大，管壁因拉伸变薄，也会形成破裂。第三方破坏较突出。自然灾害地震、洪水、塌陷、雷击等自然灾害都可能对管道造成破坏，引发事故。设备事故输气设备、设施等性能不好、质量不高也能够引发事故。天然气管道事故统计与事故原因分析本节统计分析了国内外输气管道事故次数和原因，针对本工程所处环境重点论述了第三者人为破坏的严峻性，并提出了结论和建议以供参考。国外输气管道事故统计与分析前苏联输气管道事故统计与分析6-8198119906-81981～1990事故原因事故原因事故次数腐蚀300占总事故的比例(%)39.9其中：外部腐蚀(248)(33.0)内部腐蚀(52)(6.9)外部干扰12716.9材料缺陷10013.3焊接缺陷8110.8施工和设备缺陷8210.9其中：施工缺陷(65)(8.6)设备缺陷(17)(2.3)违反操作规程222.9其它原因合计407525.310039.9%(33.0%，内腐蚀13.3%，10.8%，8.6%，违反操作规2.9%、2.3%5.3%。欧洲输气管道事故统计与分析1970～1992226-9。事故原因事故率占总事故的比例6-91970事故原因事故率占总事故的比例(10-3/(Km·a))(%)外部干扰0.3052.17施工和材料缺陷0.1119.13腐蚀0.0813.91地基位移0.035.22误操作0.0254.35其它其它0.035.22从表中结果可知，欧洲输气管道事故主要原因是由第三方引起的外部干扰，约占事52%19.13%4～65%左右。美国输气管道事故统计与分析1970～19846-10。事故原因事故次数事故率6-101970事故原因事故次数事故率(%)外力314453.54材料缺陷或结构损坏131922.46腐蚀97216.6其它4377.4合计587210041997216.6%。国内输气管道事故统计和分析四川输气管道事故统计和事故原因分析6-111969～1990事故统计结果。表6-11 1969年～1990年四川天然气管道事故统计事故原因事故原因事故次数腐蚀67事故率(%)43.22其中：内腐蚀(46)(29.67)外腐蚀(21)(13.55)施工和材料缺陷6038.71其中：施工质量(41)(26.45)制管质量(19)(12.26)不良环境影响不良环境影响2214.20人为破坏及其它原因63.87合计1551001969～1990211552214.20%，位居第三。造成输气管道事故的主要原因分别是腐蚀、施工和材料缺陷及不良环境影响。这一统计结果与国外统计结果有类似的地方，同样表明腐蚀及施工和材料缺陷是影响管道安全运行的主要因素。国内90年代输气管道事故分析9090199726-12。管道名称管道长度运行年限出现事故出现事故事故率合计管道名称管道长度运行年限出现事故出现事故事故率合计4758(Km·a)2/0.42(Km)(a)次数时间(10-3/Km·a)陕京线8532.41711998.80.485靖西线488.53.511999.90.585靖银线3203.0830/0.0*200011第三者破坏对管道安全运行的危害90重视。中油股份管道第三方破坏数据统计与分析6-13(主要指打孔盗油)的情况统计。6-13近几年管道打孔盗油(气)情况统计表年份年份打孔次数(次)停输时间(h)损失原油(t)经济损失(万元)199668285843636861997178467189133910199875621542131945041999245881263932287972000(1～9)62661923617191636606合计97263026825990657503从表中看出，第三方破坏相当严峻，损伤次数呈逐年急速升高趋势。中—安输气管道第三方破坏情况中—安输气管道首起中原油田第二气体处理厂配气站北侧，途经濮阳市、安阳市所属104.5Km，210.2.3.3120Km，199610中沧输气管道第三方破坏情况200011146-14。6-14中沧输气管道打孔盗气情况统计序号桩号(Km+m)地点盗气点情况盗气持续时间(a)111+200莘县古云乡珍珠岩厂作为燃料气0.5211+380莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气0.5311+500莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气0.5411+650莘县古云乡同智营村玻璃丝棉厂作为燃料气0.5511+660莘县古云乡西池村泡花碱厂作为燃料气0.5611+770莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气0.5711+790莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气0.5811+890莘县古云乡曹庄村珍珠岩厂作为燃料气0.5911+920莘县古云乡曹庄村熔块厂作为燃料气0.51013+180莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气0.51114+150莘县古云乡义和诚公司玻璃丝棉厂作为燃料气11214+200莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气113280+300吴桥县北董村装有阀门未盗成14303东光县装有阀门未盗成近几年盗油、盗气案件的特点分析一条龙，配有先进的交通和通讯工具，个别甚至配有枪支；靖海，东北大庆和西北长庆油田、马惠宁线。作案分子有些具备专业学问，内外勾结，不易防范；般偷盗案处理，有些犯罪分子已被反复抓获，拘留几天放出后，又继续作案；打孔盗油、盗气已严峻影响到了管道的安全生产，造成了重大的经济损失。本107破坏显得格外重要。结论和建议考。但前三项不外乎为外部干扰、腐蚀及材料失效和施工缺陷；在欧美等国管道事故中，外力影响占第一位，其次是施工和材料缺陷，第三是腐蚀；前苏联天然气管道的主要原因是腐蚀、外部干扰、材料缺陷；我国输气管道的事故原因和前苏联有相似的地方，事故原因以腐蚀为主，施工故因素。本工程的建设应借鉴先进阅历，从设计和施工的各个环节入手，对防腐、管材以及施工技术等方面都要制定严格的规章制度并切实落实，从各个方面保证工程的安全束管道保护中的违规行为，做到有法可依，有法必依，严惩罪犯，确保管道安全运行。工程故障树分析故障树分析简介故障树分析(FailTreeAnalysis，FTA)是一种演绎推理方式，这种方式把可能发生的事故与导致它发生的层层原因之间的逻辑关系用一种称为故障树(FT)的树形图表示出生的概率。其结果可为确定安全对策提供依据，达到猜测和预防事故的目的。故障树的定性分析最小割集件的集合，叫做该故障树的“割集”(CutSet)。它是导致顶上事件发生的根本事件的集则顶上事件就会发生。最小割集越多，系统越危急。最小割集的算法故障树中每个中间事件(包括顶端事件)都能够用下式表示出来：E＝P

＋P＋……＋P

(1)w w,1

w,2

w,nE＝P

·P·……·P

(2)w w,1

w,2

w,nEw

表示中间事件Pnw(1)表示，若是“与门”则用公式(2)表示。到了顶端事件的布尔等价树。即可得到这个故障树的所有的最小割集。结构重要度全性提供依据。行这种分析时，不考虑各根本事件的发生概率，或假设各根本事件的发生概率都相等。故障树的定量分析根本事件的结构概率，故本节故障树的定量分析从略。管道失效分析效，直接影响着天然气长输管道的可靠性和使用寿命。本节以天然气管道失效为顶事件建立故障树模型，并进行分析，找出导致顶上事件发生的根本时间，提出相应的安全措施。引起天然气管道失效的根本事件一共有60个，详见表6-15。代号代号X1代号代号X1露点过高X31管壁机械伤痕X2天然气含有硫化氢X32强度设计不合理X3内涂层变薄X33管沟深度不够X4管道衬里脱落X34边坡稳定性差X5管道清管效果差X35回填土粒径粗大X6植物根茎穿透X36焊接材料不合格X7土壤含硫化物X37表面预处理质量差X8土壤含盐量高X38焊接表面有气孔X9pHX39未焊透部分过大X10土壤氧化还原电位高X40渗碳现象严峻X11土壤含水率高X41存在过热组织X12土壤含有SRBX42存在显微裂纹X13阴极保护距离小X43焊缝表面有夹渣X14保护电位小X44焊后未清渣X15地床存在杂散电流X45管道焊接方式不当X16保护方式不当X46弯头内外表面有裂纹X17保护材料失效X47管段间错口大X18防腐绝缘涂层下部积水X48法兰存在裂纹X19防腐绝缘涂层变薄X49螺栓材料与管材不全都X20防腐绝缘涂层粘接力降低X50弯头内外表面不光滑X21防腐绝缘涂层脆性增加X51管道上方违章构筑物X22防腐绝缘涂层发生破损X52管道附近土层运移X23防腐绝缘涂层老化剥离X53地面标志不明X24管材含有杂质X54水流冲刷X25金相组织不匀X55管道上方违章施工X26管材晶粒粗大X56残余应力

6-15天然气管道失效根本事件事件

事件名称X27热处理措施不当X57应力集中X28管材椭圆度X58外作用力X29冷加工不当X59内应力X30管材壁厚不均匀X60管道严峻憋压最小割集由公式(1)和(2)，可将天然气管道失效故障树转化为等效布尔代数方程，见式(3)。35775个三阶最小割集组成。结构重要度分析依据分析，结构重要度最大的根本事件与式(3)35件直接影响着系统的可靠性，为系统的薄弱环节。主要影响因素与改善措施对天然气管道失效故障树和式(3)分析能够得到引起管道发生失效的主要因素，从而实行相应的处理措施以提升管道的可靠性。都可能直接导致管道失效，应对管道及标志物进行定期检测，并加强巡线工作；层失效、管壁减薄、管道穿孔，甚至发生管道开裂。应加强对各进气口的H2S线监测，对内外防腐进行定期检测和分析，并选择合适的清管器类型进行定期清管；管道材质的检查，提升管道制造工艺，严格施工质量检测制度。管道风险评价风险评价方式的确定运用有限的人力和物力资源，实行最为适当的措施，达到减小风险的目的。管道的风险评价是对管道进行风险管理的基础，符合安全生产的需要，是对管道进行全面的作用。后将其平均值用于评价，达到客观量化的目的。近年来，由美国人W·KentMuhlbauer等着的管道风险管理手册(PipelineRiskManagementManual)中提出的名叫“计分系统”(有的资料也称风险评价专家打分法EST,实际上专家打分系统是计分系统的改进)风险评价技术得到了较广泛的应用，它能够确定准确和适用的方式，EST仅是一种方式。当统计资料不彻底或对某些数据产生疑问，而专家的推断阅历、直观认识ESTEST其它方式相比，最大的不同就是避开了对资料要求较全的概率统计，而是将管道事故统计数据和专家意见综合在一块形成风险评价方式。营运期间的风险管理。管道风险评价模式是以前未给予充分重视的一方面)，经过综合考虑产生最优方案。这就是说，当对多条备利于加快进度，便利运行管理，而且能削减管道的风险。地域特点、沿线人口分布、外部气候条件等。管道分段越多，需要越详尽的数据，评价精度也就越高。(LIF)，简记成“4+1”评价模式。图6-1是管道风险评价的因子图。第三方破坏(ThirdPartyDamage)、腐蚀(Corrosion)、设计误差(Design)、违章操作(IncorrectOperations)组成了管道风险评价的四个事故因子，每一个事故因子又分解为诸个因素：巡线频率；使用年限、其它金属埋设物、电流干扰、应力腐蚀；土壤移动状况；操作原因：设计误操作、施工误操作、运营误操作、维护误操作。将该值除以风险系数就得到管道风险相对评价值。最活管最活管公线巡内外钢系疲水水土设施运维当小动道众路线腐腐管统劳击压壤计工营护前埋水地教状频蚀蚀安安因可试移误误误误危深平上育态率全全素能验动操操操操险设因因性状状作作作作备素素况况指数和相对风险数6－1管道风险评分因子图评价单元的划分6－2工程评价单元划分图6－16工程风险评价单元划分图莱州文峰莱州6－2工程评价单元划分图6－16工程风险评价单元划分图莱州文峰莱州华电序号12金城莱州单元名称莱州天然气枢纽站-莱州西环配气站莱州西环配气站-莱州虎头崖配气站莱州虎头崖莱州单元清管456789莱州程郭莱州沙河配气站莱州土山清管配气站莱州天然气枢纽站-莱州程郭配气站莱州程郭配气站-莱州金城清管配气站莱州金城清管配气站-莱州华电配气站莱州天然气枢纽站-莱州文峰配气站莱州文峰配气站-莱州夏邱配气站西环-崖沙河土山清管评价经过及评价结果分析评价指数的计算管线第三方破坏指数的计算各段管线第三方破坏指数见表6-17。6-17第三方破坏指数项目123456789最小埋深161616161616161616活动水平555555555管道地上设施3469108854公众教育*121212121212121212线路状态*333333333巡线频率*131313131313131313合计525355585957575453其 可变因素282828282828282828中 非可变因素242527303129292625(*：为可变因素)管线腐蚀因素指数各段管线腐蚀因素指数见表6-18。表6-18 腐蚀因素指数项目123456789内介质腐蚀1010101010101010103.53.53.53.53.53.53.53.53.513.513.513.513.513.513.513.513.513.51515151515151515151818181818181818180000000003.53.53.53.53.53.53.53.53.52222222222222222220.50.50.50.50.50.50.50.50.541414141414141414118.518.518.518.518.518.518.518.518.536363636363636363654.554.554.554.554.554.554.554.554.5腐蚀腐蚀外腐蚀其中内涂层及其它*小计阴极保护*外涂层土壤腐蚀性使用年限其它金属埋设物电流干扰应力腐蚀小计可变因素非可变因素合计各段设计因素指数见表6-19。6-19设计因素指数项目123456789钢管安全因素111111111111111111系统安全因素855654665疲惫因素*151515151515151515水击可能性*101010101010101010水压试验状况*141414141414141414土壤移动状况3.53.53.53.53.53.53.53.53.5合计61.558.558.559.558.557.559.559.558.5其 可变因素393939393939393939中 非可变因素22.519.519.520.519.518.520.520.519.5管线操作因素指数各段管线操作因素评价结果见表6-20。6-20操作因素指数分类取值(分)设计操作因素(可变因素)22施工操作因素(可变因素)12运营操作因素(可变因素)22维护误操作因素(可变因素)8合计64管线第三方破坏、腐蚀、设计及操作因素指数和管线第三方破坏、腐蚀、设计及操作因素指数和见表6-21。第三方破坏因素腐蚀第三方破坏因素腐蚀因素设计因素操作因素总计项目123456789可变因素282828282828282828非可变因素242527303129292625评分525355585957575453可变因素18.518.518.518.518.518.518.518.518.5非可变因素363636363636363636评分54.554.554.554.554.554.554.554.554.5可变因素393939393939393939非可变因素22.519.519.520.519.518.520.520.519.5评分61.558.558.559.558.557.559.559.558.5可变因素656565656565656565非可变因素---------评分656565656565656565可变因素150.5150.5150.5150.5150.5150.5150.5150.5150.5非可变因素82.580.582.586.586.583.585.582.580.5评分233231233237237234236233231泄漏冲击指数6-22。项目介质危急性评分其中项目介质危急性评分其中1单元2单元3单元4单元5单元6单元7单元8单元97 7 7 7 7 7 7 7 7其中短期危急555555555长久危害222222222影响系数1.751.671.631.831.771.751.821.761.77泄漏状况444444444人口状况443223344泄漏冲击指数3.33.12.93.54.03.83.94.13.4相对风险数各段管线的相对风险数见表6-23。项目单元1项目单元1单元2单元3单元4单元5单元6单元7单元8单元9四项因素的指数和233231233237237234236233231其中可变因素150.5150.5150.5150.5150.5150.5150.5150.5150.5非可变因素82.580.582.586.586.583.585.582.580.5泄漏冲击指数3.33.12.93.54.03.83.94.13.4相对风险数70.674.580.367.760.061.662.159.767.9其可变因素占比例64.5%65.1%64.5%63.5%63.5%64.3%63.7%64.5%65.1%中35.5%34.9%25.5%36.5%36.5%35.7%36.5%35.5%34.9%评价结果分析本评分法得到的是各段管道的相对风险数。某段管道风险数相对待其它管道风险数越高，说明其相对风险越小，即越安全。依据本评分法，天然气管道在极端最坏04006-23险值中可变因素所占比例在63%以上。在这些可变因素中，有些是需要增加投资、修改设计来提升其指数分值，有些是靠加强管理来提升其指数分值。本评价将从不增加公众教育：依据山东省的现状，对管道附近的居民加强教育，进一步宣扬1520351215383635水压试验，若采纳1护误操作：对重要的仪器设备有完善的检查项目、维护方式；按规划进812上述相关因素指数增加后，各段管线的评分情况见表6-24。项目各因素项目各因素指数和加强管理前加强管理后加强管理后的相对风险值安全性增加比例12345678923323123323723723423623323128228028228628628328528228085.592.192.576.473.475.578.672.482.320.4%23.6%22.7%24.7%22.3%22.6%23.3%21.2%21.2%着手，管道的安全性就可在原基础上增加22%左右。这充分表明，加强管道管理对管道安全有着格外重要的作用。风险评价结论本工程管道存在肯定的风险；依据该管道风险评价方式规定，相对风险值处于47.5～82.547.5，处于可接受的范围之内。影响本工程管道风险的几个重要因素：一是本工程输送介质(天然气)危急大；低事故风险，确保管道安全；22%左右。灾害评估本管道输送经过中，若管道发生破裂或阀门发生损坏，则会导致天然气气体泄安全管理提供肯定的依据，对削减人员伤亡和财产损失具有重要意义。天然气泄漏后可能出现的火灾爆炸风险6-3是 喷射燃烧热辐6－3天然气泄漏后可能出现的火灾爆炸风险示意图射危急可能出现以下两种情况：天 算泄漏的天然气被直接点燃火 是 喷射扩的热辐射会导致烧伤甚至死释 危急距射强度12.5kw/m2为标准计算热辐射的最响距离。在这种情况下，10s喷否内会使人产生一度烧伤，1min1亡率。否中性扩扩中性扩泄漏的天然气没有直接点燃散 否 散爆炸泄漏的天然气没有直接点燃，则会扩散形成爆炸团，又会出险距情况：爆炸云团被点燃

扩散 离计算在闪耀火焰范围内的人群会被烧死或造成损害；当产生敞口的爆炸蒸气烟云时，其压力波可使烟云以外的人受到损害。爆炸云团未被点燃的天然气遇火将会爆炸，因此这一区域格外危急。天然气的喷射燃烧造成热辐射危害距离的计算计算公式假Qp

的辐射源组成，则火焰中某一点到接受点距离为R时，辐射通量I为：I=X·Q/4πR2g p式中：X—发射率，取0.2；gQPpQ=ηQHp c式中：η—效率因子，取0.5；H—燃烧热，J/kg；ckg/s。计算结果6-25。6-25喷射火辐射损坏估算结果表估算半径死亡半径重伤半径轻伤半径安全半径财产损失半径单元名称(m)(m)(m)(m)(m)莱州天然气枢纽5.512.519.5>19.58.0莱州西环配气站5.212.119.0>19.07.5莱州虎头崖配气站5.011.918.2>18.27.1莱州沙河配气站4.710.516.6>16.66.1莱州土山清管配气站4.310.014.3>14.34.9莱州程郭配气站3.65.79.7>9.71.9莱州金城清管配气站3.16.911.4>11.42.4莱州华电配气站2.36.010.8>10.82.3莱州文峰配气站2.15.79.7>9.71.9莱州夏邱配气站2.15.79.7>9.71.99.7m。蒸气云爆炸距离的计算蒸气云爆炸是指当泄漏到空气中的可燃气体与空气混合，其浓度处于爆炸极限程度，灾害严峻程度是用总的财产损失值来体现的。各输气站场装置单元中，处理介质为天然气，且操作压力较高。一旦某单元发生事故,大量天然气外漏，将与空气混合形成云状物，如混合物浓度在爆炸范围遇火击波损害形式。计算公式区、重伤区、轻伤区和安全区。（1）死亡区R1R 13.6(W1

TNT

/1000)0.37式中：WTNT(kg)TNT重伤区R(m)，R(m)。其计算公式：1 2P0.137Z30.119Z20.269Z10.019ZR2

/(E/P0

)1/3WTNT

E/Q

TNT式中：QTNT(J/kg)TNT(J)P(Pa)0Δp——引起重伤冲击波超压峰值(Pa)轻伤区该区内的人员如缺少防护，则绝大多数人员将受稍微损害，少数人将受重伤或RR(m)，其计算式同上式，式2 3中：Δp——引起轻伤冲击波超压峰值(Pa)。安全区该区内人员即使无防护，绝大多数人员也不会受伤，死亡的概率几乎为零。该区内径为R，外径为无穷大。3建筑物破坏区爆炸能不同程度地破坏周围建筑物，带来直接的经济损失。估算建筑物的破坏下式：R KW 1/3/[1(3175/W i i TNT TNT式中：Ri(m)iK——为常量iWTNT(kg)TNT财产密度和人员密度计算

=站场总投资(104元)/站场总面积(m2)(财产)=正常生产站场操作及管理人员(人)/站场占地总面积(m2)。(人)灾害评估结果估算蒸气云爆炸损坏估算结果见表6-26。6-26蒸汽云爆炸损坏估算结果表估算半径死亡半径重伤半径轻伤半径安全半径单元名称(m)(m)(m)(m)(m)莱州天然气枢纽31.2115226>22618.0莱州西环配气站29.6110214>21416.8莱州虎头崖配气站27.5102196>19615.5莱州沙河配气站24.490174>17414.2莱州土山清管配气站21.379152>15213.7莱州程郭配气站12.34584>8410.5莱州金城清管配气站16.862118>11811.3莱州华电配气站14.554102>10210.9莱州文峰配气站12.34584>8410.5莱州夏邱配气站12.34684>8410.518.0m；莱州程郭配气站及附近管线、莱州文峰配气站84m。天然气扩散危急距离的计算对管道气体泄漏扩散事故的模拟评价因子的确定性扩散物质。典型泄漏事故地点的选取管道气体输送经过中，管路系统因腐蚀、管材缺陷、焊接缺陷、外力等原因造驻马店分输站、禹州末站为典型事故发生地点。泄漏事故规模结合对国内外油气储运工程安全技术状况及事故案例的调查，选取下述两典型20%，连续漏。6-28为大型或突发性泄漏事故情景的构成情况。6-27天然气管道连续性泄漏事故情景模拟(MPa)管径(mm)气体流量(104Nm3/d)环境温度(℃)假定泄漏孔径(mm)假定泄漏持续时间

5.5~5.35.3~4.94.9~4.74.7~4.54.5~4.34.3~4.24.2~4.14.1~4.04.9~3.640640640640640635635635621915.615.951.55.117.611.19.079.146.212121212121212121281.281.281.281.281.271.271.271.243.8泄漏地点123456789泄漏地点123456789管道运行压力0.7120.7120.7120.7120.7120.7120.7120.7120.7121.781.210.891.071.781.781.210.891.071.131.131.131.131.131.131.131.131.130.960.960.960.960.960.960.960.960.96111111111669614559504449394339284229突发性突发性突发性突发性突发性突发性突发性突发性突发性泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏6-28天然气管道突发性泄漏事故情景模拟泄漏地点泄漏地点123456789管道运行压力管径(mm)气体流量(104Nm3/d)环境温度(℃)假定泄漏孔径(mm)假定泄漏持续时间标准气体密度(kg/m3)管道气体密度(kg/m3)泊松比泄漏系数气体流淌系数泄漏源强(104kg/min)漏状况

5.5~5.35.3~4.94.9~4.74.7~4.54.5~4.34.3~4.24.2~4.14.1~4.04.9~3.640640640640640635635635621915.615.951.55.117.611.19.079.146.21212121212121212124064064064064063563563562193min3min3min3min3min3min3min3min3min0.7120.7120.7120.7120.7120.7120.7120.7120.7121.781.210.891.071.781.781.210.891.071.131.131.131.131.131.131.131.131.130.960.960.960.960.960.960.960.960.961111111112.342.172.001.831.661.491.321.151.00泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏连续连续连续连续连续连续连续连续连续标准气体密度(kg/m标准气体密度(kg/m3)管道气体密度(kg/m3)泊松比泄漏系数气体流淌系数泄漏源强(kg/min)及泄漏状况管道气体扩散气象条件的选择对扩散起决定作用的气象条件主要包括：风速、大气稳定度、混合层厚度、光12℃。混合层厚度和光照等以一般条件为准。气体扩散模式有毒气体扩散危急危害评估采纳有毒化学品蒸气扩散模型软件 AFTOX进行。AFTOX模型有如下特点：适用于化学品(包括液化石油气)蒸气扩散；对均匀地形和有风条件下的扩散有较好的模拟效果，格外是对射流重气源、蒸发重气源、连续气体或液体排放扩散有良好的模拟效果；经过该模型的运算，能给出指定位置和给定时间的污染物浓度值。气体危急、危害等级天然气组分中98%为甲烷，甲烷的爆炸极限为4.9%～15.4%，因此本评价选取、154000ppm评价区域点考虑发生泄漏扩散事故时管道气体对本工程区域人员和周围设备设施的影响。10.5.4.56-29莱州天然气枢纽站管道连续性泄漏时危急、危害距离和面积危急距离危急面积危害浓度49000ppm154000ppm爆炸危急性区域面积(m6-29莱州天然气枢纽站管道连续性泄漏时危急、危害距离和面积危急距离危急面积危害浓度49000ppm154000ppm爆炸危急性区域面积(m2)3310409风速静风平均风速(1m/s)(3.7m/s)(m)21062面积(m2)4380409(m)105面积(m2)1070注：未填数据的空格处表明泄漏点的油气浓度没有达到爆炸下限。风速静风平均风速(1m/s)(3.7m/s)(m)627面积(m2)3820(m)606面积(m2)26406-30莱州天然气枢纽站管道突发性泄漏时危急、危害距离和面积6-30莱州天然气枢纽站管道突发性泄漏时危急、危害距离和面积危急距离危急面积危害浓度49000ppm154000ppm爆炸危急性区域面积(m2)1180经过对工程中管道气体典型泄漏事故的模拟计算与分析，得到如下评价结论：对待连续性管道气体泄漏漏源附近形成爆炸性气体环境。在静风条件下，莱州天然气枢纽站最大危急距离在210m3310m2；在平均风速条件下，最大危急距离在62m409m2。对待突发性管道气体泄漏最大危急距离627m，最大危急面积为1180m2左右。风速对本工程管道气体扩散有重要影响。风速大，气体不易积聚，气体浓要大；且随着风速的增大，管道气体泄漏危急危害范围随之变小。事故应急预案生产主管部门是管道公司事故应急处理的归口管理部门，负责组织制定事故应分为应急预案组织结构和事故应急预案两部分。应急预案组织结构事故应急方案框架，又称现场应急规划，是发生事故时应急救援工作的重要组有乐观意义。本评价提出事故应急方案框架，见图6-4。应急预案组织结构该工程的应急预案组织结构的主要内容应包括：应急组织及职责、应急教育及考，保证出现紧急情况时能够按程序行动，以削减事故损失。应急组织及职责应急组织机构及其主要职责见图6-5。该组织必需能够识别下属站场可能发生的事故险情，并有对事故做出准确处理能发生的工程事故的应急规划，对装置的紧急停工及事故处理作出预案。应急教育与应急演习①应急组织机构对本岗位人员要加强日常的应急处理能力的培育和提升；们提供有关物料的化学性质及其必要的资料。并定期开展消防演习。应急设施、设备与器材配备必要的抢修、抢险及现场保护、清理的物资和设备，格外是在发生火灾、检查，使其一直保持能够良好使用状态。应急通讯联络配备畅通的通讯设备和通讯网络，一旦发生事故，就要实行紧急关停、泄压等响程度降到最低。应急抢险应急抢险应分工明确，详细明确以下几点：①由谁来报警、如何报警；②谁来组织抢险、控制事故；③事故抢险和控制方式的要求以及应急器材的使用、分配等；的医疗抢救，应事前和有关医院、交通等部门商定事故情况下的救援措施；的职工、居民及周围的设备、邻近的建筑物的措施。组成小组方确定危急源案制筹备救援网络定准 指挥机构备联络事 方故应 案 抢险急主方案 要 现场急救框图 内容附图措施落实方案实施 演练应用图6-4 应急方案框架图

危急物状态、数量、特性事故途径、性质、范围、危急等级救援力气参加指挥人员名单、职责、指挥地点、值班表事故报警电话号码、联络方式休息日、突发停电、雷电暴风雨格外情况联络方式专职、兼职抢险名单、常规排险措施不同事故时的抢险方案、工具、器材、防护用品抢险队的值班、培训，事故时与现场指挥联络途径不同事故不同急救方案、职工自救、互救方式伤员转送中的医护技术要求现场急救点的标志、医务人员值班表、联系途径危急源分布图，危急源位置、种类、数量、人数分布指挥层次示意图，人员疏散分流图防护设施分布图，设施名称、型号、数量、方位应急救援程序简图，报警→指挥→救援力气→岗位负责人联系方式各类事故救援路线图，工程抢险、现场急救、人群疏散、车辆行驶组织落实，确定指挥部、抢救队、后援保障制度落实、专业培训演练、值班、防护抢险器材、药品保养检查硬件落实，各类器材、装置配套齐全，定期检查各类专业队伍常规培训、演练模拟应急救援演习实施时不随便变更、实施中遇未考虑的问题冷静分析果断处理，事故后认真总结，完善方案生产主管领导生产主管领导6-5（6）应急监测心，主要是对室人体健康产供场测的主要内容是对周围大气环境监测和站场空气中有毒有害物质浓度的监测；发生有毒有害物质泄漏事故后，应委托当地劳动卫生部门进行现场监测，负责气量调配 组织领导现场抢 车辆通讯 抢险救灾物资 详细抢险职责生施计划程度，为实施应急方案据。应急安全与保卫不法分子趁火打劫。事故后果评价及应急报告价报告及事故的应急报告，为以后的应急规划提供准确有用的资料。生产事故应急预案综合应急预案时，必需组织抢险队和抢救队；气体、液体的继续泄漏、悬吊物坠落和垮塌等；可燃气体、液体泄漏的场所，实行防毒措施，切断电源、火种和断绝交通。工伤预案预案警后即启动应急反应程序并负责处理现场各种复杂情况；案(如止血、包扎等)，进行现场急救；险情发生后由就近岗位值班人员向调度室求援(由调度室负责调动医疗等在公路边紧急拦车求助(同时打开本站大门作好接车预备)，争取以最快速度将伤者送出抢救；措施。值班干部必需始终守候在伤者旁；施急救并作好下一步转院的预备工作；实施应急反应程序期间，值班干部指定人员临时负责全站正常生产；人数；生产。程序本工程工伤应急程序见图6-6。伤亡现场第一发觉人

6-6工伤应急程序图应急预案

报警：通知站场值班室发生天然气泄漏事故后，由现启程序人向值班室报警，值班干部接警后立启动应急程序并全面处理现场各种复杂情况；重伤通流程，并和相关岗位取得联系后统一行动，关闭上下游连通流程，以防止灾死亡情范围扩大；

送医院抢救场处源点室内切换流程，必需穿戴好空气呼吸器等防毒护具。若需照送医院急救 保护现场明，必需使用防爆灯具且不得在危急区域开关任何照明设施，严禁使用“铁对铁”，防止碰撞产生火花，引起二次灾情；调查事故原因，恢复现场生产切换流程未能控制天然气泄漏时，由值班人员向调度室求援，简单汇报现解除应急反应状态事故处理场情况，并拨打火警报警，作好接车预备；理事故现场，恢复生产；消防器材现场戒备。应急程序现场第一发觉人

6-7应急程序图天然气火灾、爆炸应急预案报警：通知调度室天然气火灾危害等级为甲类，其爆炸极限较宽，爆炸下限较低。在管输过漏应是 否取必要的安全措施。

室外切换流程杜绝泄漏（1）天然气发生泄漏的主要原因围堵泄漏区域、防止范围扩大 是管线、设备爆裂；除的管线破坏；第三方(人为)破坏。场生产明火：危急区域用火、违章吸烟等；电火花：非防爆型电气、短路等；调查事故原因静电火花；铁制工具等碰撞火花；事故处理雷击。

室内切换流程杜绝泄否报告调度室，并报火警是制定方案、现场戒备直至彻底堵绝泄漏应急预案事故，飞快处理，避开事故扩大，重大事故主动报总调度室；发生火灾事故后由第一发觉人飞快拨打火警电话，报警时简要说明出事时间、地点、灾情现状等；启动应急反应程序并全面处理现场各种复杂情况；事故发生后，各岗位操作人员要听从负责人的统一调动；车辆，并作好启消防泵等预备工作；泄漏发生火灾，调度室要求停输并切断流程；控制时可用泡沫灭火；助工作；及时补充消防水罐、泡沫罐液量，确保水罐、泡沫罐液量充分；火势不能控制时，人员应飞快撤离到火焰热辐射损害范围以外；域，并严格控制火源(包括明火、静电、物体撞击等)；理现场，解