输气站天然气管输干线项目环境影响报告书参考模板范本

××东净化厂—××输气站天然气管输干线项目环境影响报告书概述⑤预测因子限值本次评价将COD、氨氮作为预测因子，由于《地下水质量标准》（GB/T-14848-2017）中无COD的标准值，本次评价参考《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）。氨氮的检出限取0.02mg/L，根据地下水质量III类标准，标准限值取0.2mg/L；COD的检出限取10mg/L，根据地表水环境质量III类标准，标准限值取20mg/L。⑥生活污水泄漏对地下水环境影响预测分析a.预测情景及源强根据工程分析，拟建项目职工有41人，生活污水产生量为1.97m3/d，当生活污水发生泄漏后，如果泄漏严重，会被及时发现并采取相应措施，对地下水环境造成的影响较小，因此假设泄漏隐蔽、泄漏量较小且持续恒定泄漏。由于生活污水在收集处理过程中的泄漏量较难量化，本次评价假设每天的泄漏量为产生量的10%，生活污水中氨氮浓度取30mg/L，考虑到包气带对污染物的阻滞作用，根据《××省延安市宝塔区地下水勘察报告》，本次评价以灌溉水入渗补给系数0.15为据，则生活污水入渗量为0.03m3/d。预测过程中按照最不利的情况考虑，假设泄漏时间共为10a，将污染源概化为平面连续点源。b.数学模型该非正常状况下的地下水溶质运移模拟可看做是一维稳定流动二维水动力弥散问题，根据《环境影响评价技术导则地下水环境》（HJ610-2016），此次预测采用平面连续点源污染问题水动力弥散方程解析解作为预测数学模型。平面连续点源污染水动力弥散方程如下：式中：x，y——计算点处的位置坐标；t——时间，d；C（x，y，t）——t时刻点（x，y）处的污染物浓度，mg/L；M——含水层的厚度，m；QUOTE——单位时间注入注入污染物的质量，kg/d；u——水流速度，m/d；n——有效孔隙度，无量纲；QUOTE——纵向弥散系数，m2/d；QUOTE——横向弥散系数，m2/d；QUOTE——圆周率；QUOTE——第二类零阶修正贝塞尔函数；QUOTE——第一类越流系统井函数；c.地下水影响预测分析利用平面连续点源污染水动力弥散方程解析解，计算并画出平面二维等值线图，当预测结果小于检出限时（浓度＜0.02mg/L）则视同对地下水环境几乎没有影响。具体预测分析结果如下：本次预测选取了100d、1000d、10a三个时间点，当生活污水持续泄漏，随着时间推移，氨氮在第四系和白垩系洛河组含水层中的运移情况见表6.3-2。根据计算结果，从图表中可以看出，在假设的非正常状况下，生活污水泄漏对白垩系洛河组含水层基本无影响，氨氮浓度在整个预测期内未达到检出限值。对于第四系含水层，在生活污水泄漏初期（100d时）氨氮浓度未达到检出限值（＜0.02mg/L），第1000d时，氨氮浓度达到检出限值为0.044mg/L，此时污染晕面积为2402.1㎡，随着时间的推移，氨氮浓度和污染晕范围均逐渐增大，第10a时氨氮浓度达到最大为0.058mg/L，此时氨氮的污染晕范围也达到最大为7239.2㎡，污染晕顺地下水径流方向扩散最大距离为90.0m，整个预测期内氨氮浓度未达到标准限值。对于白垩系洛河组含水层，在预测期内，第100d及1000d时氨氮浓度均未达到检出限值（＜0.02mg/L），仅在第10a后氨氮浓度达到检出限（0.032mg/L），此时氨氮浓度较低，污染晕范围也仅为346.9㎡，污染晕顺地下水径流方向扩散最大距离为25.0m，整个预测期内氨氮浓度未达到标准限值。表6.3-2生活污水泄漏氨氮运移情况含水层预测时段污染晕面积（㎡）超标区面积（㎡）最大扩散距离（m）扩散速度（m/d）最大浓度（mg/L）第四系100d0.00.00.00.0＜0.021000d2402.10.045.50.0460.04410a7239.20.090.00.0250.058白垩系洛河组100d0.00.00.00.0＜0.021000d0.00.00.00.0＜0.0210a346.90.025.00.0070.0326.3.4项目对地下水环境保护目标的影响分析建设项目需要保护的地下水环境目标为：第四系冲积含水层、白垩系洛河组含水层。根据前文分析，在正常状况下，项目在运行阶段，如果建设单位依据环保法规和要求，积极采取地下水环境保护措施，做到对污废水及时收集处理，那么该项目对地下水环境将基本不会产生影响。因此本次评价重点对非正常状况进行了地下水环境影响预测、分析和评价，下面重点对非正常状况下地下水环境保护目标的影响进行分析。前文针对“运营期生活污水发生泄漏”的非正常状况进行了预测分析，在假设的非正常状况下，会对项目场地区第四系含水层造成一定的污染，但影响范围较小，即使在极端情况下，形成的污染晕最大扩散范围为7239.2m2，氨氮的最大污染浓度为0.058mg/L，污染晕顺地下水径流方向扩散最大距离为90.0m，整个预测期内氨氮浓度未达到标准限值。为了得到最不利的影响结果，假设泄漏点位于办公楼地下水流下游区域，在此情况下，污染晕范围不会超出厂界，因此可以认为在前文假设的非正常工况下，生活污水泄漏会对周边一定范围内的地下水环境造成影响，但影响较小。6.4声环境影响评价站场的主要噪声源是旋风分离器、调压设备、放空系统等，设备噪声值为65~105dB(A)，设备噪声值及采取的治理措施见表6.4-1。表6.4-1噪声污染源治理措施及治理效果一览表序号设备名称数量声级(dB)治理措施治理后声级(dB)1旋风分离器2台65~70隔声、减振、围墙隔声502调压装置2套80~90选用低噪设备、基础减振、围墙隔声653放空系统1套90~105降压放散、微穿孔板消声器706.4.1噪声预测条件与模式⑴条件概化=1\*GB3①考虑声源所在厂房围护结构的屏蔽效应和消声作用；=2\*GB3②考虑声源至受声点的距离衰减；=3\*GB3③空气吸收、雨、雪、雾和温度等影响忽略不计。⑵预测模式式中：Lpn——第n个受声点的声级，dB(A)；Lpni——第n个受声点距第i个声源；ΔL——各种衰减量，dB(A)；rni——第i个噪声源到第n个受声点的距离，m；L(r)——受声点距离第i个声源rm处的声级，dB(A)；L(ro)——离声源距离rom处的声级，dB(A)；r——预测点距离声源的距离m；ro——参考位置距声源的距离m。6.4.2预测结果及评价=1\*GB2⑴正常情况下输气站噪声影响分析根据预测模式，计算出各噪声源室外等效声级，再进行衰减预测。其预测结果见表6.4-2所示。表6.4-2站场主要噪声源距厂界距离表场站噪声源噪声源治理后声压级，dB(A)东厂界南厂界西厂界北厂界××输气站旋风分离器6025m40m25mm40m调压装置6520m3530m45m放空系统7050m150m140m50m表6.3-3厂界噪声预测结果场站时段贡献值dB（A）东南西北××输气站厂界噪声最大贡献值41.336.738.337.9标准值昼间60.0夜间50.0超标值昼间0000夜间0000由表6.3-3可看出，输气站厂界昼间和夜间噪声均可以达到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中的2类标准。=2\*GB2⑵非正常情况下输气站放空管噪声影响分析当本工程站场检修或发生异常超压时，放空火炬会产生强噪声，其噪声值约为90dB(A)～105dB(A)，火炬燃烧噪声排放频次低、时间短。若仅考虑噪声随距离衰减，在不到100m其噪声贡献值基本能符合《声环境质量标准》(GB3096-2008)中“夜间突发噪声”标准的要求，建议站场放空火炬的噪声控制距离为100m。为了减轻火炬噪声对声环境的影响，评价建议在火炬嘴设计消声装置。根据现场调查，火炬200m范围内均没有关心点，事故时噪声为瞬时噪声，短暂的噪声影响较小。评价建议发生事故排气时，及时通知近距离敏感村庄，取得人们的谅解，由于影响短暂，影响范围、影响程度均不大，场站周边也没有大的敏感点，因此事故噪声可以接受。6.5固体废物影响分析本项目运营期产生的固体废物主要有清管作业产生的废渣、检修过程中产生的废渣、工作人员生活垃圾以及污水处理站产生的污泥等。固体废弃物产生及排放情况见表6.5-1。表6.5-1本项目固体废物排放情况污染源主要污染物废物类别污染物产生量（t/a）排放量（t/a）处理措施及排放去向清管作业废渣危废－HW082kg/a0委托有危废处置资质单位进行处置检修废渣危废－HW09少量站场生活区生活垃圾生活垃圾11.13t/a0送环卫部门指定地点卫生填埋污水处理站污泥一般固废0.7t/a0干化后送环卫部门指定地点卫生填埋本项目产生的危废送有危险废物处置资质单位安全处理，能够保证本工程危险固体废物安全无害处理。生活垃圾和一般固废由环卫部门收集处理。故本项目生活垃圾和危废最终排放量为零。可见，本项目运营期产生的固体废物全部得到有效处置，不会对环境产生不利影响。6.6运营期生态环境影响评价运行期经过生态恢复管道所经地区地表植被、农作物生长逐渐恢复正常，经过2~3年自然恢复时间，在地下敷设管道的区域，地表植被恢复较好，景观破坏程度降低。管道沿线近侧不能再行种植深根植物，但受工程影响的陆生植被均属一般常见种，其生长范围广，适应性强，不存在因局部植被生境破坏而导致植物种群消失或灭绝，因此对植物生长影响不大。管道工程完工后，随着植被的恢复，动物的生存环境得以复原，部分暂时离开的动物将回到原来的栖息地，由管道施工造成的对动物活动的影响消失。拟建管道工程永久占地面积为15715.9m²，占地类型为旱地和灌草地，主要是用于输气站、阀室、线路标志桩及警示牌等的建设，永久性占地改变土地类型，使原有灌草用地改变成工业用地。工程临时占地面积为947500m²，主要为管线工程、穿跨越工程、施工道路、施工生产生活区占地，占地类型以灌木林地、旱地和草地为主，临时占地将在短期内改变土地利用类型，与工程建设时间相关。运行期对输气站场内及场界周围种植花草树木进行绿化，搞好树种配置，提高植被系统自身调节的能力和抵御污染的能力，绿化带具有吸尘滞土、隔音降噪的作用，能够减轻因工程占地对生态环境带来的不利影响。××东净化厂—××输气站天然气管输干线项目环境影响报告书 7风险事故分析与预防措施7环境风险评价环境风险评价的目的在于分析和预测建设工程存在的潜在危险和有害因素发生突发事故时所引起人身安全与环境影响和损害程度，从而为提出合理可行的防范、应急与减缓措施提供依据，以使建设工程事故率、损失和环境影响达到可接受水平。针对本工程特点，遵照《关于进一步加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，《关于切实加强风险防范严格环境影响评价管理的通知》的要求，以《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）为指导，通过对本项目的风险识别、风险分析和后果预测，提出工程风险防范措施和应急预案，为项目建设和环境管理提供技术决策依据，把环境风险降低至可接受水平。7.1风险评价概述7.1.1重大危险源辨识重大危险源指长期地或临时地生产、加工、运输、使用或贮存危险物质，且危险物质的数量等于或超过临界量的单元。单元指一个（套）生产装置、设施或场所，或同属一个工厂且边缘距离小于500m的几个（套）生产装置、设施或场所。每一个功能单元要有边界和特定的功能，在泄漏事故中有与其它单元分隔开的地方。根据《危险化学品重大危险源辨识》(GB18218-2009)，功能单元内存在一种以上危险物质时，有下列公式：q1/Q1+q2/Q2……+qn/Qn≥1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临界量，t。如果该单元的多种并存危险物质q/Q值大于等于1，则属重大危险源。依据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）中所列有毒、易燃、爆炸性危险物质名称，本项目涉及的主要危险物质是商品天然气，线路中间设置阀室，评价对单段输气管线计算天然气储量，单段管线长度为20km，管线最大外径D=355.6mm（管壁厚取6.3mm），管道内天然气1847.1m3，常压常温下密度0.74kg/m3，设计压力为6.3MPa，则管线中的天然气密度为46.62kg/m3，最大保有量为86.11t。工程重大危险源辨识结果见表7.1-1。表7.1-1管线重大危险源识别表危险物质名称性质临界量Q（t）输送管道在线量q（t）q/Q天然气易燃气体5086.111.72由表7.1-1可见，外输管线q/Q值为1.72，大于1，外输管道属于重大危险源。因此，本次环境风险分析着重分析天然气外输管道发生破裂的情况。7.1.2评价工作等级按照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）中所规定的判定原则，本项目环境风险评价工作等级按表7.1-2进行确定。表7.1-2环境风险评价工作级别判据剧毒危险性物质一般毒性物质可燃、易燃危险性物质重大危险源一二一非重大危险源二二二环境敏感地区一一一综上所述，本项目外输管线中属于可燃、易燃危险性物质，外输管线构成重大危险源，按《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004），风险评价工作等级为一级。7.1.3评价对象和范围与敏感保护目标本项目的环境风险评价工作等级为一级，根据《建设项目环境风险评价技术导则》及征求意见稿的要求，结合管道工程特点，确定风险评价范围为外输管道两侧500m区域和站场周边5km范围内。管线周围敏感目标见第1章表1.6-2。由于本管道工程输送介质为天然气，密度较轻，泄漏后立即向上扩散，事故发生后，不会对地表水和地下水产生影响，因此，本评价只分析事故可能对大气环境和人身健康产生的影响。根据现场调查，项目管线距离最近的村庄有贺家庄村、白家川村、郑家湾村，管道发生泄漏后，可能对村内居民造成影响。7.2风险识别7.2.1国内外管道集输风险事故⑴国外天然气管道根据欧洲EGIG的调查统计，管道事故的主要因素中列前三位的分别是：①第三方破坏（占50%），②施工缺陷或材料缺陷（占16%），③腐蚀（占15%）。根据前苏联调查统计，其管道事故的平均事故率为0.46次/(103km·a)。外腐蚀、外部干扰、管材缺陷、焊接和内腐蚀是排在前几位的失效原因。事故发生次数最多的是管直径为820mm以下的管道，随着管径的增加，事故发生次数逐渐减少。美国能源部的统计数据显示，美国天然气管道的平均事故率为0.60次/（103km·a）。在引起事故的原因中，列前几位的分别是：①外部干扰（占53.5%），②材料缺陷（占16.9%），③腐蚀（占16.6%），④结构（占5.6%），⑤其他（占7.4%）。⑵国内天然气管道受管材生产技术、施工质量等条件的制约，以及输送介质具有高腐蚀性等原因，我国管道事故率比发达国家要高，近30年来的欧洲、前苏联、美国等集气管道事故率分别为0.42、0.46、0.60次/（103km·a），总平均值大致为0.50次/（103km·a）。我国四川地区统计的天然气管道平均事故率为4.3次/（103km·a）。7.2.2事故案例分析⑴事故案例12004年10月6日，位于××省神木县境内的陕京天然气输气管道由于农民挖池塘施工不慎，装载机挖断输气管道，导致管道大量天然气泄漏，但由于天然气中含硫化氢浓度比较低，且事故发生后得到及时有效控制，未造成人员伤亡和大的财产损失。⑵事故案例22006年1月20日12时17分，中国石油西南油气田分公司威青输气管线汪洋-富加-文宫段Φ720输气管线发生天然气泄漏着火事故。造成10人死亡、3人重伤、47人轻伤，威青线及与其并行的威成线中断输气近30小时，沿线的四川省仁寿县、简阳市和资阳市城区用气受到影响。输送介质为净化天然气（不含H2S），该管线于上世纪70年代建设投用。2005年经检测，决定更换部分管段，2006年1月19日换管工作全部完成。1月20日12时07分，管线在投运过程中发生爆管事故，大约5分钟后，发生第二次爆管着火，造成人员伤亡。发生爆管事故的管线埋深为1m左右，此次事故系施工单位违章野蛮施工造成。在此之前××天然气运销部就施工单位违章施工曾进行多次制止，并送达违章通知书要求其停工，但施工单位不听劝阻，在管线上堆土达9m高，造成管线受力位移而断裂。7.2.3物质危险性识别7.2.3.1物质危险性识别天然气及爆炸次生污染物CO是本项目运行过程中所涉及的主要危险物质，其基本性质如下：⑴天然气项目外输天然气平均甲烷含量91.805%。地面天然气组分中，甲烷含量相对较高，乙烷以上组分含量较低，不含硫化氢气体。天然气主要理化性质如表7.2-1所示。表7.2-1天然气理化性质标识中文名：天然气英文名：naturalgas分子式：CH4分子量：16危规号：21007UN编号：1971CAS号：74-82-8理化性质外观与形状：无色无臭易燃易爆气体溶解性：微溶于水，溶于乙醇、乙醚熔点(℃)：-182沸点(℃)：-161.49相对密度：(水=1)0.45（液化）相对密度：(空气=1)0.55饱和蒸汽压(kPa)53.32（-168.8℃）禁忌物：强氧化剂、卤素临界压力(MPa)：4.59临界温度(℃)：-82.3稳定性：稳定聚合危害：不聚合危险特性危险性类别：第2.1类易燃气体燃烧性：易燃引燃温度(℃)：482～632闪点(℃)：-188爆炸下限(%)：4.145爆炸上限(%)：14.555最小点火能(MJ)：0.28最大爆炸压力(kPa)：680燃烧热(MJ/mol)：889.5燃烧(分解)产物：一氧化碳、二氧化碳、水危险特性：与空气混合能形成爆炸性混合物，遇火星、高热有燃烧爆炸危险灭火方法：切断气源。若不能切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体，喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：

泡沫、二氧化碳、雾状水、干粉。健康危害侵入途径：吸入。健康危害：当空气中浓度过高时，使空气中氧气含量明显降低，使人窒息。皮肤接触液化甲烷可致冻伤急性中毒：当空气中浓度达到20～30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加快，共济失调。若不及时脱离，可至窒息死亡。工作场所最高允许浓度：未制定；前苏联MAC300mg/m3急救吸入：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，立即进行人工呼吸。就医。泄漏处理迅速撤离泄漏污染区人员至安全处，并立即隔离，严格限制出入。切断火源，戴自给式呼吸器，穿一般消防防护服。合理通风，禁止泄漏物进入受限制的空间（如下水道），以避免发生爆炸。切断气源，喷洒雾状水稀释，抽排（室内）或强力通风（室外）。如有可能，将残余气或漏出气用排风机送至空旷地方，或装设适当喷头烧掉。也可将漏气的容器移至空旷处，注意通风，漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。储运储运于阴凉、通风仓间内。仓温不宜超过30℃。远离火种、热源。防止阳光直射。应与氧气、压缩空气、卤素（氟、氯、溴）等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型。开关设在仓外。配备相应品种和数量的消防器材。罐储时要有防火防爆技术措施。露天贮罐夏天要有降温措施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。验收时要注意品名，注意验收日期，先进仓的先发用。平时要注意检查容器是否有泄漏现象。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。运输按规定线路行驶，勿在居民区和人口稠密区停留。⑵一氧化碳表7.2-2CO理化性质标识中文名：一氧化碳英文名：Carbonmonoxide分子式：CO分子量：28.01危险货物编号：21005UN编号：1016理化特性外观与形状无色无臭气体。熔点（℃）：-199.1饱和蒸气压（kPa）：无资料沸点（℃）：-191.4相对密度：0.79(水=1)；0.97(空气=1)溶解性微溶于水，溶于乙醇、苯等多数有机溶剂。毒性及健康危害接触限值中国MAC：30mg／m3前苏联MAC：20mg／m3美国TVL-TWA：OSHA50ppm，57mg／m3；ACGIH50ppm，57mg／m3美国TLV-STEL：ACGIH400ppm，458mg／m3侵入途径吸入毒性LC50：1807ppm4小时(大鼠吸入)健康危害一氧化碳在血中与血红蛋白结合而造成组织缺氧。急性中毒：轻度中毒者出现头痛、头晕、耳鸣、心悸、恶心、呕吐、无力；中度中毒者除上述症状外，还有面色潮红、口唇樱红、脉快、烦躁、步态不稳、意识模糊，可有昏迷；重度患者昏迷不醒、瞳孔缩小、肌张力增加、频繁抽搐、大小便失禁等；深度中毒可致死。慢性影响：长期反复吸入一定量的一氧化碳可致神经和心血管系统损害。急救迅速脱离现场至空气新鲜处。呼吸困难时给输氧。呼吸及心跳停止者立即进行人工呼吸和心脏按压术。就医。燃烧爆炸危险性燃烧性易燃。[燃烧(分解)产物]：一氧化碳、二氧化碳。闪点（℃）＜-50自燃温度（℃）610爆炸下限（V%）12.5爆炸上限（V%）74.2危险特性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。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。稳定性稳定聚合危害不能出现禁忌物强氧化剂、碱类。灭火方法切断气源。若不能立即切断气源，则不允许熄灭正在燃烧的气体。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。雾状水、泡沫、二氧化碳。储运注意事项易燃有毒的压缩气体。储存于明凉、通风仓间内。仓温不宜超过30℃。远离火种、热源。防止阳光直射。应与氧气、压缩空气、氧化剂等分开存放。切忌混储混运。储存间内的照明、通风等设施应采用防爆型，开关设在仓外。配备相应品种和数量的消防器材。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。验收时要注意品名，注意验瓶日期，先进仓的先发用。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。运输按规定路线行驶，勿在居民区和人口稠密区停留。泄漏处置迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并隔离直至气体散尽，切断火源。建议应急处理人员戴正压自给式呼吸器，穿一般消防防护服。切断气源，喷雾状水稀释、溶解，抽排(室内)或强力通风(室外)。如有可能，将漏出气用排风机送至空旷地方或装设适当喷头烧掉。也可以用管路导至炉中、凹地焚之。漏气容器不能再用，且要经过技术处理以清除可能剩下的气体。7.2.3.2评价因子筛选根据上述物质危险性识别结果，确定风险评价因子为天然气和次生一氧化碳。7.2.4生产设施危险性识别7.2.4.1功能单元划分本项目涉及的功能单元主要为输气管道、阀室、××净化厂输气首站及××输气站。7.2.4.2重大危险源辨识依据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）给出的物质品名及其临界量对本工程主要生产功能单位进行危险源辨识，结果见表7.1-1，输气管线最大在线量超出了《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009）的临界量（50t），构成重大危险源。阀室及输气站只设相关阀组件、较短的管线、分离计量器及放空装置，不含存储设施，不构在重大危险源。7.2.4.3危险因素分析本项目天然气输气过程中所涉及到的功能单元潜在的风险事故及危害如表7.2-3。表7.2-3潜在的危害分析功能单元主要事故类型产生原因管道天然气泄漏管道本身设计、管材制造、施工、操作运行和管理的各环节存在的缺陷和失误或者因为各种自然灾害而导致的管线破裂火灾、爆炸因管道本身设计、管材制造、施工、操作运行和管理的各环节存在的缺陷和失误，导致带压的天然气泄漏后，在空气中形成爆炸性气体，遇火源会发生火灾、爆炸事故××净化厂输气首站、××输气站、阀室天然气泄漏站内阀组件失效、管道破裂造成天然气泄漏等火灾、爆炸泄压排放，气体直接排入大气环境，在空气中形成爆炸性气体，遇火源会发生火灾、爆炸事故从表7.2-3可以看出，本项目运行过程中影响范围较广的风险事故主要为输气管道破裂，下面将进行重点分析和预测。7.3源项分析7.3.1输气管线危险因素分析造成输气管线破裂事故的主要原因有：①内、外腐蚀作用；②母体材料缺陷或焊口缺陷隐患；③意外重大的机械损伤；④地震、地陷、洪水等自然灾害破坏作用。7.3.2风险事故发生的概率和危害程度分析根据有关资料统计，天然气泄漏多发生于管道，其中外力事故中的人为因素较高，由外部人员和管道操作者导致的事故占80%以上，由自然因素造成的事故只占20%以下。此外，腐蚀也是管道泄漏的主要原因之一。管道事故按破裂大小可以分为3类，针孔、裂纹（损坏处直径≤20mm）；穿孔（损坏处直径＞20mm，但小于管道直径）；断裂（损坏处直径等于管道直径）。各种事故发生的概率见表7.3-1。表7.3-1天然气泄漏不同事故发生概率单位：10-3次·km-1·a-1序号事故原因针孔/裂纹穿孔断裂总计1外部原因0.0730.1680.0950.3362带压开孔0.020.020.043腐蚀0.0880.0010.0984施工缺陷和材料缺陷0.0730.0440.010.1275地移动0.010.020.020.0506其他0.0440.010.010.0647合计0.3080.2720.1350.715由表7.3-1可以看出，管道事故发生的概率为0.715×10-3次·km-1·a-1，其中针孔/裂纹发生的频率最高，穿孔次之，断裂最少。根据《天然气集气管道环境风险评价》（向启贵、熊军，中国石油西南油气田分公司天然气研究院，2002），通过对我国四川地区14条输气管线事故情况统计记录分析，得到输气管线泄漏占事故总数的54%，穿孔和破裂分别占事故总数的29%和17%。从欧洲1970～1992集气管道事故的统计数据看，管道泄漏事故引起火灾的可能性为2.7%，穿孔事故引起火灾的可能性为1.9%，管径小于406mm的管道破裂后着火的可能性为9.9%，管径大于406mm的管道破裂后着火的可能性为23.5%。综上所述，本次风险评价天然气输送管线管径为355.6mm，最长输送距离为20km，本项目管道破裂的概率为：0.715×10-3次·km-1·a-1×20km×17%=2.431×10-3次·a-1。泄漏后未着火的概率为：0.715×10-3次·km-1·a-1×20km×17%×（1-9.9%）=2.19×10-3次·a-1。7.3.3最大可信事故最大可信事故是指在所有预测的概率不为零的事故中，对环境（或健康）危害最严重的重大事故。根据以上分析，确定该工程最大可信事故源项见表7.3-2：表7.3-2最大可信事故源项事故源项主要污染物质泄漏量（t）释放时间（h）备注输气管线破裂天然气86.111阀室~××输气站段通过事故类比调查及国内外油气田勘探开发的类比资料分析，结合本次外输管道项目的工程分析、周边自然环境、主要物料危险性识别、生产设施危险性识别以及工艺过程危险因素分析可知，本工程的主要风险类型是天然气的泄漏及火灾爆炸污染事故。因此，可以确定本项目的最大可信事故为：输气管线发生破裂，导致大量天然气泄漏，引起甲烷窒息及火灾爆炸事故后CO半致死。7.4源强计算及后果预测通过对本项目涉及物质及管道站场设施的风险识别，确定本项目风险类型为：天然气泄漏、天然气泄漏起火和天然气泄漏着火爆炸三种事故风险类型，结合天然气物化性质和火灾爆炸危害，分析本项目事故状态下的环境危害。由于气源净化后不含硫化氢，因此评价不考虑硫化氢事故危害。根据延安市近年气象统计资料，该区域主导风向为NW风，稳定度出现频率高的为D类，平均风速为1.7m/s。本次评价既考虑一般气象条件，又考虑了小风、静风条件。7.4.1事故危险因子阈值选择⑴燃烧热辐射燃烧热辐射对人和物的不同危害影响阈值见表7.4-1，目前普遍采用热辐射量12.5kW/m2为标准计算燃烧热辐射影响距离。在此种情况下，10秒钟内会使人产生1度烧伤，1分钟内有1%的死亡率，并假定在此距离以外，人可以迅即离开，不会产生严重危害。表7.4-1不同热辐射强度的危害程度危害因子阈值（kw/m2）危害程度对设备对人37.5加工设备破坏1min内100%人死亡10s内10%人死亡25.0木头在无明火情况下长期暴露引起着火所需最少能量1min内100%人死亡10s内严重烧伤12.5木头在明火情况下长期暴露引起着火所需最少能量1min内10%人死亡10s内1度烧伤4.0超过20s引起疼痛但不会起水泡1.6长期接触不会有不适感⑵爆炸冲击波爆炸冲击波对人和物的不同危害影响阈值见表7.4-2，目前普遍取0.3bar为标准计算天然气爆炸冲击波影响距离。在此种情况下，1%的人死于肺的被伤害，75%的人耳膜破裂，75%的人受到爆炸飞片严重伤害。表7.4-2爆炸冲击波压力危害因子阀值危害因子阈值危害性（bar）对设备或建筑物的影响对人的影响0.3对建筑及加工设备产生严重危害。1%人死于肺的被伤害75%人耳膜破裂75%人受到爆炸飞片严重伤害0.1对建筑物造成可修复损害，损害住宅的外表。1%人耳膜破裂1%人受到爆炸飞片的严重伤害0.03玻璃破裂受到爆炸飞片的轻微伤害0.0110%玻璃窗破损7.4.2事故后果计算方法=1\*GB2⑴天然气泄漏速率假定事故状态时，天然气为处于理想状态气体，气体泄漏速度QG按下式计算：式中：QG为气体泄漏速度，kg/s；P为容器压力，Pa；Cd为气体泄漏系数，当裂口形状为圆形时取1.00，三角形时取0.95，长方形时取0.90；A为裂口面积，m2；M为分子量；R为气体常数，J/（mol·k）；TG为气体温度，K；Y为流出系数，对于临界流Y=1.0对于次临界流按下式计算：次临界流按下式判断：式中：P为容器内介质压力，Pa；P0为环境压力，Pa；k为气体的绝热指数（热容比），即定压热容CP与定容热容CV之比。=2\*GB2⑵喷射扩散天然气释放后喷射的气流是圆锥形的，并在管线上方一个虚拟的点源处发生明显的偏移，释放的气体由于混合作用被稀释，在喷射气体宽度方向上气体的浓度及平均流速符合高斯公式。式中：C：计算点(x，y)处喷射物的浓度，kg/m3；u：计算点(x，y)处的喷射速度，m/s；Cm：喷射点(0，0)处喷射物的最大浓度，kg/m3；um：喷射点(0，0)处喷射物的最大喷射速度，m/s；x：计算点到喷射点的轴线距离，m；y：计算点到喷射点的垂距离，m；b1，b2：分配系数。=3\*GB2⑶热辐射危险距离采用国家环保局开发监督司资料《工业危险评价技术指南》中推荐的方法：①辐射热量计算式中：Qh——辐射热量，kw；η——辐射系数，一般取保守值0.35；Q——释放率，m3/s：H——燃烧热，kJ/m3。②接受点处的辐射强度计算式中：I——热辐射强度，kw/m2；Xg——传导系数，一般取0.2；r——接受点处到释放源的距离，m。=4\*GB2⑷爆炸冲击波采用世界银行推荐经验模式。式中：Rs：爆炸达到预定超压峰值的距离，m；N：发生系数，在有限空间内发生的爆炸取10%；Cs：对应于某一超压植的常数，当超压值为0.3，0.1，0.03和0.01bar时，其值分别为0.03，0.06，0.15和0.4；E：爆炸能量，等于燃烧热与参与爆炸的气体质量的乘积，J；=5\*GB2⑸大气中污染物扩散浓度采用《环境风险评价技术导则》中推荐的多烟团排放模式。烟团公式：式中：C--下风向地面坐标处的空气中污染物浓度（mg.m-3）；--烟团中心坐标；Q--事故期间烟团的排放量；σX、、σy、σz——为X、Y、Z方向的扩散参数（m）。常取σX=σy对于瞬时或短时间事故，可采用下述变量条件下多烟团模式：式中：--第i个烟团在时刻（即第w时段）在点(x,y,0)产生的地面浓度； --烟团排放量（mg），为释放率（mg.s-1），为时段长度（s）；、、--烟团在w时段沿x、y和z方向的等效扩散参数（m），可由下式估算：式中：和--第w时段结束时第i烟团质心的x和y坐标，由下述两式计算：各个烟团对某个关心点t小时的浓度贡献，按下式计算：式中n为需要跟踪的烟团数，可由下式确定：式中，f为小于1的系数，可根据计算要求确定。7.4.3风险预测项目凝液所含烃类物质均属于低毒性物质，对人群和动植物的影响较小。评价主要考虑火灾事故情况下不完全燃烧产生的CO对周围环境空气的影响。7.4.3.1预测参数选取按照风险导则取最大可信风险源，评价以泄漏量最大的一段即赵家塬阀室～××输气站（20km）作为各段的最大事故源项。评价模拟100%管径破裂，30min管道泄漏，考虑管段两端截阀室断阀关闭，同时利用放空立管放空天然气。输气管线直径355.6mm，压力6.3Mpa，天然气总储量为1847.1m3，假设完全破裂后管道两端截断阀自动关闭，天然气泄漏量按总质量2/3计算。其泄漏速率计算参数为：容器压力P，输气管线压力为6.3Mpa；Cd气体泄漏系数，裂口形状为圆形，取1.00；分子量M，天然气分子量为16；气体常数R，8.31441J/（mol·k）；TG为气体温度，K，输气管线输气温度为常温，取283K；Y为流出系数，经判断，管线破裂后气体处于临界流，Y=1.0气体的绝热指数（热容比）k，天然气为1.2。A为管线破裂面积，0.00314m2评价参数见表7.4-3。表7.4-3最大可信事故源项参数表事故表述泄漏孔径最大泄漏时间站间距管线容积管线压力备注赵家塬阀室～××输气站（20km）管线某处破裂100%直径=355.6mm30min20km1847.1m36.3MPa破裂处释放量为总质量的2/3，平均释放速率为30min总释放量的平均速率温度燃烧热（kJ/m3）初始释放速率平均释放速率总释放量283K33150168.54kg/s31.89kg/s57407.868kg7.4.3.2甲烷泄漏窒息预测评价=1\*GB2⑴管道泄漏分析本工程燃气清洁，甲烷纯度高，只是浓度过高时导致缺氧窒息（甲烷浓度达到25%以上可窒息），甲烷本身1次最大泄漏量见表7.4-3。事故后果评价采用《环境风险评价技术导则》中推荐的多烟团排放模式。预测的气象条件见表7.4-4。表7.4-4预测气象条件序号风速稳定度备注10.5D选择最不利气象条件，即静风、小风状态，D、F稳定度条件。20.5F31.5D41.5F52.5D多数区域常年状态。62.5F事故发生后，预测敏感点段不同时刻CH4在1.5m高度窒息浓度的影响范围，见表7.4-5。表7.4-5100%管径破裂燃气泄漏窒息浓度范围(m)泄漏影响范围泄漏条件窒息影响范围20km管道某处100%破裂风速0.5m/s，D稳定度两侧5.5风速0.5m/s，F稳定度两侧5.5风速1.5m/s，D稳定度下风侧4.9风速1.5m/s，F稳定度下风侧4.9风速2.5m/s，D稳定度下风侧3.5风速2.5m/s，F稳定度下风侧3.5管道破裂为带压状态，泄漏喷射形成烟团，由于CH4比空气质量轻，烟团迅速扩散并上升，窒息浓度形成的时间很短，甲烷泄漏窒息浓度最大窒息影响范围为5.3m。经调查，沿线50m范围内没有村庄分布，因此对周围人群的影响很小。=2\*GB2⑵场站泄漏分析在泄漏事故发生时(如管道断裂)，破裂管段两端截断阀自动关闭，与破裂管段紧邻的管段内气体通过截断阀放空立管放空，阀室采取冷排放，放空立管高度15m，甲烷气体轻于空气，会迅速向上扩散，各阀室均远离村庄，且地处塬面，排气口高于周围村庄地面，故不会产生地面的环境风险。场站在超压排放时采用冷排，放散立管高15m，因此也不会产生地面的环境风险。可见，高架源排放事故天然气是预防风险的有效手段，阀室和场站设置排放立管是十分必要的。7.4.3.3管线发生事故泄漏总烃下风向浓度如果输气管线发生事故泄漏没有发生着火爆炸，按照2/3的泄漏量，计算30min后在D稳定度、小风和静风条件下下风向总烃落地浓度，计算结果见表7.4-6。表7.4-6D稳定度下集气管线发生泄漏时下风向轴线总烃浓度预测单位：mg/m3下风距离小风条件下（风速1.5m/s）静风条件下（0.5m/s）005.99100011.2200017.43000.0089422.94000.63228.95005.7731.660019.031.970037.930.480057.627.890074.724.6100087.721.2110097.118.0120010314.3130010612.314001079.9515001067.9916001046.3717001014.06180098.14.02190094.73.22200091.12.6230005.680.012135002.120表7.4-6表明，当在D稳定度小风条件下，管线在发生天然气泄漏时，依据以色列环境空气中总烃浓度标准（一次浓度值5.0mg/m3）评价，在下风向500~3000m范围内，总烃浓度超过5.0mg/m3，在1429m处总烃达到最大浓度，为107.8mg/m3；静风条件下0~1600m范围内，总烃浓度超过5.0mg/m3，在645m处总烃达到最大浓度，为31.3mg/m3。对当地环境空气质量造成污染，对其范围内的人群健康和生命造成危害，对浓度超标范围内生态环境产生影响较轻。7.4.3.4泄漏起火爆炸危害距离预测由于燃烧爆炸不属于环境安全问题，评价不再进行分析。7.5风险评价7.5.1风险值风险值是风险评价表征量，包括事故的发生概率和事故的危害程度。定义为：风险值的单位采用“死亡/年”，通常事故危害所致风险水平可分为最大可接受水平和可忽略水平。在工业和其它活动中，各风险水平及其可接受程度见表7.5-1。石油工业为高风险行业，各国石油工业可接受风险值及推荐值见表7.5-2。表7.5-1各种风险水平及其可接受程度风险值（死亡/a）危险性可接受程度10-3数量级操作危险性特别高，相当于人的自然死亡率不可接受10-4数量级操作危险性中等必须立即采取措施改进10-5数量级与游泳事故和煤气中毒事故属同一量级人们对此关心，愿采取措施预防10-6数量级相当于地震和天灾的风险人们并不关心这类事故发生10-7～10-8数量级相当于陨石坠落伤人没有人愿为这种事故投资加以预防表7.5-2石油天然气工业可接受风险值（死亡/年）行业参考值建议标准值美国7.14×10-58.33×10-5英国9.52×10-5中国（80年代）8.81×10-57.5.2计算公式风险计算采用《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ/T169-2004）推荐公式计算。式中：R——风险值；P——最大可信事故概率（事件数/单位时间）；C——最大可信事故造成的危害（损害/事件）；7.5.3计算结果根据风险预测结果，以其风险值来评价本工程环境风险的可接受性。根据相关资料，九十年代后美国天然气管道事故造成人死亡的概率为2.7×10-7死亡/(次·km)，本次风险评价的管线管径为355.6mm，长20km，本项目管道破裂的概率为2.431×10-3次·a-1。由此计算最大可信事故的风险值为1.31×10-8死亡/a，小于化工行业风险值8.33×10-5死亡/a，因此，本工程的环境风险是可以接受的。实际上，风险评价中的事故类型从陕北、内蒙天然气开发鲜有发生，这与该地区地质结构稳定，不易发生地震、地裂和地陷等自然灾害有关。但是，即使该建设工程发生风险事故的可能性很小，建设单位不能因此而忽视安全生产，而是要严格遵守气田开发建设、生产过程中的有关安全规定和环境管理要求，防止发生风险事故。7.6风险事故的预防和处置措施由于环境风险事故会对局部环境造成严重危害，因此必须采取必要的预防措施，避免事故发生或最大程度地降低事故造成的危害。对于人为因素引起的事故，可以通过提高作业人员技术素质、加强责任心教育以及采取技术手段和管理手段加以避免；而对于自然因素导致的事故，主要靠采取各种措施，配备必要设备来预防。7.6.1风险管理措施⑴严格执行国家安全卫生标准规范及相关的法律法规，在进行地面开发建设的同时，对安全、防火、防爆、劳动保护等方面进行综合考虑；⑵制定安全生产方针、政策、计划和各种规范，完善安全管理制度和安全操作规程，建立健全环境管理体系和监测体系，完善各种规章制度标准；⑶对施工单位及个人定期进行环保安全教育，增强职工的环保意识和安全意识；⑷在施工过程、选材等环节严守质量关，加强技术工人的培训，提高操作水平；⑸在作业前进行隐患分析评估，制定切实可行的措施计划，在作业过程中严格监督检查，定期考核，从源头上解决安全隐患问题；⑹风险管理是一个动态的、循环的过程，应对不断变化的风险进行评价，并对相应安全维护措施做出调整。风险管理过程见图7.6-1。图7.6-1风险管理过程示意图7.6.2技术防范措施⑴施工期事故防范措施①严格按照《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）和《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）进行选线，施工前对选线区域进行详细的地质勘查，尽量避开可能发生地质灾害的地段，避让村庄等环境敏感点。②管线尽可能沿道路布设，以便于维护和事故处理。设计敷设线路时应避开洪水汇集口，管线敷设深度应在冻土层以下。③管线敷设前，加强对管材和焊接质量的检查，严禁使用不合格管材。④为减轻输气管线的内外腐蚀，外部可采取防腐涂层，内壁也可采用涂层或定期加注缓蚀防腐剂，还可采用电极保护。⑤管线的穿跨越段应加厚管壁以提高管道强度，防止因质量缺陷造成的泄漏事故发生。⑥管线穿越活动断裂带时，应确定断层走向，使管道与断层保持合理交角，使埋地管线在断层错位作用下单纯受拉，增加管线抵抗断层位移和保持管身结构完整的能力。⑦建立施工质量保证体系，提高施工检验人员的水平，确保施工质量。在施工过程中，加强监理，发现缺陷及时正确修补并做好记录。⑧贯彻《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，在管线敷设线路上设置永久性标志，以提醒人群避免在管线两侧50m内建设大型工程以及取土、打井和种植根深植物。⑵运行期事故防范措施①在集输过程中，定期清管，以减轻管道内的腐蚀。②定期用检测仪器对输气管线管壁的厚度进行减薄测试，壁厚低于规定要求管段应及时更换，消除暴管隐患。③在有条件的地方安装自动控制装置，时刻检测管线的压力变化情况，对管线泄漏事故及时发现，及时处理；④定期检查截断阀、安全阀等管道安全防护系统，使管道在超压时能够得到安全处理，将危害影响范围减小到最低程度；⑤加大巡线频率，提高巡线的有效性，发现对管道安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并及时向上级汇报。⑶管线事故防范管理措施①在管道系统投产运行前，应制定出正常、异常或紧急状态下的操作手册和维修手册，并对操作和维修人员进行培训，持证上岗，避免因严重操作失误而造成的事故；②制定应急操作规程，在规程中说明发生管道事故应采取的操作步骤，规定抢修进度，限制事故的影响，另外还应说明与管道操作人员有关的安全问题；③通过定期进行安全活动提高操作人员的安全意识，及时识别事故发生前的异常状态，并采取相应的措施；④与当地政府合作对管道附近的居民加强教育，进一步宣传贯彻、落实《中华人民共和国石油天然气管道保护法》，减少、避免发生第三方破坏的事故；⑤制定事故应预案，配备适当的管道抢修、灭火及人员抢救设备。7.6.3事故应急预案事故应急预案是发生事故时应急救援工作的重要组成部分，对防止事故发生、发生事故后有效控制事故、最大限度减少事故造成的损失有积极意义。××××石油(集团)有限责任公司管道运输输气第一分公司编制有详细的环境风险应急预案，本项目的环境风险应急预案应纳入输气一公司现有的《××××石油(集团)有限责任公司管道运输输气第一分公司长输管道事故专项应急预案》。本评价提出事故应急预案见表7.6-1。表7.6-1事故应急预案序号项目内容及要求1总则目的、依据、分类分级、适用范围、应急工作原则、应急预案体系等2危险源概况详述危险源类型、数量及其分布3应急计划区整个管线4应急组织在公司内成立应急组织，指挥职责、工作地点等5应急状态分类及应急响应程序规定事故的级别及相应的应急分类响应程序根据事故分析，定出事故级别报告和相应的相应级别6应急设施，设备与材料防泄漏、火灾爆炸事故应急设施、设备与材料，主要为消防器材。7应急通讯、通知和交通规定应急状态下的通讯方式、通知方式和交通保障、管制。8应急环境监测及事故后评估由专业队伍负责对事故现场进行侦察监测，对事故性质，参数与后果进行评估，为指挥部门提供决策依据。9应急防护措施、封堵泄漏措施方法和器材事故现场：控制事故、防止扩大、蔓延及链锁反应。封堵泄漏，降低危害，相应的设施器材配备。邻近区域：控制防火区域，控制和清除污染措施及相应设备配备。10应急撤离组织计划、医疗救护与公众健康事故现场：现场及邻近装置人员撤离组织计划及救护。邻近区：受事故影响的邻近区域人员及公众撤离组织计划及救护。11应急状态终止与恢复措施规定应急状态终止程序事故现场善后处理，恢复措施邻近区域解除事故警戒及善后恢复措施12人员培训与演练应急计划制定后，平时安排人员培训与演练。13公众教育和信息邻近地区开展公众教育、培训和发布有关信息。14记录和报告设置应急事故专门记录，建档案和专门报告制度，设专门部门和负责管理。15附件与应急事故有关的多种附件材料的准备和形成。7.7应急措施7.7.1应急工作原则⑴以人为本，减少危害。一切把保障员工和公众的生命和健康作为首要任务，调用所需资源，采取必要措施，最大程度地减少突发事件及其造成的人员伤亡和环境危害。⑵统一领导，分级负责。在××××石油(集团)有限责任公司管道运输输气第一分公司应急指挥中心的统一领导下，建立健全环境突发事件应急体制，落实应急职责，实行应急分级管理制度，充分发挥各级应急机构的作用。⑶依法规范，加强管理。依据国家有关环保法律法规和中国石油管理制度，在应急工作中，本着对国家、社会、员工和公众环境质量以及高度负责的态度，加强应急管理，使应急工作规范化、制度化、法制化。⑷快速反应，协同应对。建立快速应急反应机制，充分利用社会应急资源，实现组织、资源、信息的有机整合，形成统一指挥、反应灵敏、功能齐全、协调有序、运转高效的应急管理机制。⑸依靠科技，提高素质。利用先进的环境监视、监测、预警、预防和应急处置等技术及装备，充分发挥专家队伍和专业人员的作用，提高处置突发事件的科技含量和指挥水平，避免发生次生、衍生事故；加强宣传和培训教育工作，提高广大员工自救、互救和应对各类突发事件的综合素质。7.7.2突发事件总体应急预案⑴环境突发事件专项应急预案。环境突发事故专项应急预案是为应对发生环境突发事件而制订的应急预案。⑵环境突发性事件单项预案。单项预案是针对一些单项、突发的紧急情况所涉及的具体行动计划而制订的应急预案。⑶应急预案体系，包括总体应急预案、专项应急预案（环境突发事件应急预案）、二级单位应急预案和基层单位应急预案。⑷突发事件总体应急预案框架见图7.7-1，专项应急预案框架见图7.7-2。以上应急预案由××××石油(集团)有限责任公司管道运输输气第一分公司负责制定、颁布和实施。图7.7-1总体应急预案框架图图7.7-2专项应急预案框架图7.7.3具体应急方案⑴管道爆裂、天然气大量泄漏的处理当管道某处有较大泄漏时，全线的流量及压降均发生变化；全线压力下降，越接近漏气点的地方下降幅度越大；漏气点前段管道的流量比漏气以前增大，漏点后面管段流量则减少。若管线爆破、裂口，破裂处大量天然气外泄，使全线压力急剧下降，处于裂口下游管段的站场，因气体从管道中倒流外泄，流量计指针将倒转回零以下。因流速增大，使管道、设备中气流的声响也增大。应采取以下措施：①正确分析判断突然事故发生管段的位置，用最快的办法切断管段上、下游的截断阀，同时组织人力对天然气扩散危险区进行警戒，严格控制一切可燃物可能发生的火源，避免发生着火爆炸和蔓延扩大；②立即将事故简要报告上级主管领导、生产指挥系统，通知当地公安、消防部门加强防范措施；③组织抢修队伍迅速奔赴现场。在现场领导小组的统一组织指挥下，按照制定的抢修方案和安全技术措施，周密组织，分工负责，在确保安全的前提下进行抢修；⑵天然气火灾、爆炸应急预案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。在管输过程中稍有泄漏，扩散到空气中并达到天然气的爆炸极限时，遇火源便发生火灾爆炸事故，甚至造成重大人身伤亡和严重经济损失。因此要特别注意防火防爆，采取必要的安全措施。①天然气发生泄漏的主要原因——管线、设备密封不严造成漏气；——管线、设备断裂；——自然因素造成的管线破坏；——第三方(人为)破坏。②火源——明火：危险区域用火、违章吸烟等；——电火花：非防爆型电气、短路等；——静电火花；——铁制工具等碰撞火花；——雷击。③应急预案——事故发生时，根据现象和发生事故之前设备状况、操作参数变化，正确判断事故，迅速处理，避免事故扩大，重大事故主动报总调度室；——发生火灾事故后由第一发现人迅速拨打火警电话，报警时简要说明出事时间、地点、灾情现状等；——第一发现人拨打火警电话报警后，立即向值班室报警。值班干部接警后立即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；——值班干部布置抢险任务，调查现场有无人员伤亡，并组织实施初期补救工作；——值班干部向分公司调度室汇报火情，有无人员伤亡，消防泵房值班人员在站内报警喊话，疏散站内一切非岗位作业人员及车辆，并作好启消防泵等准备工作；——泄漏发生火灾，调度室要求停输并切断流程；——汇管泄漏引发火灾，在场进管线上时，先切换流程，必要时通知各站停输；在外输管线上时，立即停压缩机并切换流程，采用移动式干粉灭火器灭火，不易控制时可用泡沫灭火；——专职消防队伍抵达现场后，由值班干部介绍火情及扑救情况协同制定扑救火灾方案，其他人员撤离扑救现场，接受值班干部统一指挥作好切换流程和灭火协助工作；——若在灭火过程中，启动消防水泵、消防泡沫泵、消防泵房岗位值班人员要及时补充消防水罐、泡沫罐液量，确保水罐、泡沫罐液量充足；——大量天然气外泄可能形成蒸气云爆炸时，应立即撤离到安全距离以外的区域，并严格控制火源(包括明火、静电、物体撞击等)；——应急措施组长在确保火灾爆炸现场得到彻底控制后，及时清点人数组织清理现场，解除应急状态。7.7.4应急预案的实施7.7.4.1应急计划区针对本项目开发特点，本工程应急计划区主要为外输管道、阀室、输气站周围敏感区域（如人口居住区）。输气管线装置主要为管道本身，环境保护目标为周围人群。7.7.4.2组织机构与职责环境突发事件应急组织机构框图见图7.7-3。应急机构由公司法人为第一负责人，主管环保安全工作的副总为直接责任人，下设办公室、指挥中心、应急保障中心、专业抢险中心、信息联络中心、后勤保障中心和善后处理部门。在制定预案时，必须明确各部门的职责，人员组成，必须保障每一个部门的人员具有足量、专业和参加演练经历，各部门之间的工作必须协调统一，确保工作的时效性。主要部门的职责建表7.7-1。7.7.4.3预案分级响应条件⑴符合下列条件之一的，为=1\*ROMANI级事故(集团公司)：①造成站场工艺区或周边生产设施严重破坏，油气主干线输送长时间中断(1天或1天以上)；②造成3人(含3人)以上死亡，或10人以上受伤、中毒(包括管道事故引起的油气燃烧、爆炸、泄漏导致的人员直接、间接伤亡)；③对社会安全、环境造成重大影响，需要紧急转移安置1000人以上；④直接经济损失100万元以上的事故。图7.7-3应急组织机构框图表7.7-1各单位在长输管道事故处理中的职责单位职责生产运行科(1)保证应急抢险过程中的信息畅通。(2)收集、整理气区道路状况及相关信息。(3)负责对下游用户信息反馈工作。(4)组织事故调查及分析，编写事故调查报告。(5)负责抢险现场的警戒、灭火、人员疏散、治安及道路管制协调工作。(6)负责组织道路抢修工作。质量安全环保科(1)负责抢险过程中的环境监测、污染调查及处理工作。(2)负责参与事故调查。保卫科(1)负责组织现场火灾扑救并进行技术指导。(2)负责现场警戒、治安保卫、疏散、道路交通管制工作。(3)对火灾现场进行监督检查，参与灭火方案的制定。(4)参与事故调查，与地方公安部门协调进行事故处理。综合大队(1)负责抢险过程中后勤保障及组织医疗救护工作。(2)负责抢险过程中的车辆配合及管理工作。维修抢险大队(1)负责二级应急库房管理，做好应急设备、器材的使用。(2)负责对突发事故进行抢险、抢修和现场恢复。(3)抢险现场服从统一指挥，按照现场指挥，开展抢险工作，并及时向指挥中心反馈抢险工作的进展情况以及抢险过程中出现的新情况。(4)负责抢险过程中抢险队员的防护工作，保证抢险人员的安全。(5)协助开展其他工作。物资采办站(1)负责全厂应急物资的组织、储备及管理工作。(2)负责抢险过程中抢险物资的供应及保障。采气工艺研究所(1)为应急抢险提供工艺技术支持，参与事故调查。(2)负责通讯、自控设施的抢修，参与事故调查。企业文化科负责突发事故的影像、文字资料收集及处理。⑵符合下列条件之一的，为=2\*ROMANII级事故(输气一公司)：①造成站场工艺区或周边生产设施严重破坏，油气主干线输送长时间中断(10小时或10小时以上)；②造成1~2人(含2人)死亡，或3~9人(含9人)受伤、中毒(包括管道事故引起的油气燃烧、爆炸、泄漏导致的人员直接、间接伤亡)；③对社会安全、环境造成影响，需要紧急转移安置500~1000人；④直接经济损失50~100万元的事故。⑶符合下列条件之一的，为Ⅲ级事故(站区)：①造成站场工艺区或周边生产设施严重破坏，油气主干线输送中断；②1~2人(含2人)受伤、中毒(包括管道事故引起的油气燃烧、爆炸、泄漏导致的人员直接、间接伤亡)；③对社会安全、环境造成影响。发生上述事故后，按照事先设置的各级别应急预案启动响应程序。7.7.4.4应急救援保障⑴物资资源输气一公司在物资采办站设置了应急救援物资储备库，储备的应急救援物资包括：个体防护设备、医疗设备和药品、检测报警设备、消防器材及物资、工程抢险设施、通讯报警系统等类型。⑵储备制度输气一公司建立应急救援物资储备制度。加强对储备物资的管理，防止储备物资被盗用、挪用、流失和失效，对各类物资及时予以补充和更新；建立与其它地区物资调剂供应的渠道，以备物资短缺时，可迅速调入；应急救援物资的配置、管理、调用由应急管理办公室统一管理；7.7.4.5报警、通讯联络方式建立、完善应急通信系统，配备有线、无线通讯系统，专人对通信设备进行维护保养，在应急工作中确保应急通信联络畅通。请求当地交管部门对事故现场及通道交通畅通实施保障措施。7.7.4.6应急环境监测、抢险救援及控制措施发生环境事故时，应由专业队伍负责对事故现场进行侦察监测、抢救和救援，并配合当地环保、安全监察部门做好事故的定性、可能引起的环境风险事故评估等工作，提出避免进一步造成环境影响的有效方法，及时疏散可能受环境事故威胁的人员程序方案，供决策部门参考。7.7.4.7应急检测防护措施根据事故现场检测结果，划定事故现场区域以及邻近区域、控制区域的范围，根据事故特征制定相应污染防治措施，贮备相应除污措施和防护设施。7.7.4.8人员撤离疏散按照事故级别和划定的事故控制区域等，对区域工作人员和临近可能受到影响的公众进行有组织、有秩序的撤离疏散，确定事故撤离疏散通道和方式，确定医疗救护中心位置和救护方案，制定监测人体健康计划。7.7.4.9事故应急关闭程序制定事故状态结束后对环境背景值进行必要的监测计划，提供解除事故和居民回迁的可靠依据，根据事故级别上报有关部门终止应急状态程序，解除事故警戒。7.7.4.10应急培训计划制定员工和可能受影响人群的风险事故教育和培训计划，不定期按照应急预案内容组织演练，及时修订、补充教育和培训计划内容。7.7.4.11公众教育和信息按照有关要求，对工程环境风险可能影响区域的公众进行信息公开，并组织对附近公众的教育、培训和自我防护措施。在发生事故后，第一时间发布准确信息，使公众了解事故真相，避免不准确信息误导公众和造成不良社会影响。××东净化厂—××输气站天然气管输干线项目环境影响报告书 8污染防治措施可行性分析8污染防治措施可行性分析8.1施工期污染防治措施可行性分析8.1.1延河湿地的保护措施项目管道穿越延河采取大开挖方式穿越，穿越河段水流量较少，河道内无鱼类活动，穿越点周围无大面积的低洼浅滩，湿地特征不明显，周围植被以旱生植被为主。管线施工在控制施工带宽度，缩短施工时间和及时清理施工垃圾后，对延河湿地影响很小。根据穿跨越湿地的具体位置及穿越点周围的生态环境现状，评价要求建设单位施工时采取以下措施：⑴选择在枯水期施工。⑵严格施工组织，优化施工方案，尽量缩短施工时间。⑶严格执行地方河道管理中的有关规定。⑷禁止向水体排放一切污染物。⑸严禁向河道排放管道试压水。⑹严禁在河流两堤外堤内建立施工营地与施工临时厕所。⑺严禁在河流及近岸内清洗施工机械、运输车辆；在穿越河流的两堤不得给施工机械加油或存放油品储罐不得在河流主流区和漫滩区内清洗施工机械或车辆，机械设备若有漏油现象要及时清理散落机油，不得将洒落机油落入河流。⑻施工结束后，应尽量使施工工段河床恢复原貌，管沟回填后剩余淤泥及时全部送当地建筑垃圾填埋场处理；必须注意围堰土在施工结束后的清理工作，避免阻塞河道，应严格执行河道管理有关规定。⑼为减少雨季对管线的冲刷，环评建议项目在管道穿越河流处使用钢筋混凝土管槽，将输油管线放入管槽中⑽限定施工作业范围，车辆按固定路线行驶，尽可能不破坏原有地表植被和土壤，严格控制施工作业区域以外的其它活动，保护岸边林木、岸滩草地植被，并尽量减少施工占地；对于临时用地破坏区，竣工后应进行植被重建工作。凡受到施工车辆、机械破坏的地方均要进行土地平整，保持地表原有的稳定状态。项目管线穿越的延河为《××省湿地保护条例》中需保护的湿地（××延河湿地范围：从安塞县镰刀湾乡杨石寺村到××县南河沟乡两水岸村沿延河至延河与黄河交汇处，包括延河河道、河滩、泛洪区及河道两岸1km范围内的人工湿地。保护范围涉及××河段），条例规定：“临时占用湿地的，占用单位应当提出可行的湿地恢复方案，并经县级以上林业行政部门核准。”，因此，项目在穿越延河段，在施工过程中除采取上述相应的保护措施外，建设单位还需向延安市林业局提交可行的湿地恢复方案，经得主管部门批准后，方可施工，由于项目穿越延河的施工区域位于河道内，在施工期前还需征得当地河道主管部门同意。8.1.2环境空气污染防治措施对于施工期扬尘，针对产生的原因不同，应采取相应的控制措施：①为防止因交通运输量的增加产生扬尘污染，首先应合理规划、选择最短的道路运输路线，尽量利用现有公路网络；运输车辆进入施工区域，应中、低速行使（速度小于40km/h），特别是路过村庄等人群居住地时，速度小于20km/h；运输车辆拉运水泥、石灰等物资需要加盖篷布，并要求不超高拉运。②管线敷设尽可能沿道路走向布置，这样可避免施工运输对土壤的扰动；在保证施工安全的前提下，沟管开挖宽度控制在5.0m以内，避免因施工破坏土地而造成水土流失；及时开挖，及时回填，防止土堆风化失水而起尘，弃土应放置背风一侧，尽量平摊；从管沟挖土往地面送土时，施工人员及施工机械应该低抛，并洒水降尘；施工点增加洒水降尘次数；如果有风时，为防止尘土受风移动，应人为在上风向设置挡土；施工完成一段，立即在管线两旁安全距离外进行补偿绿化，并确保绿化面积和植被成活率，边施工，边进行植被绿化恢复。采取以上措施后，施工可扬尘可得到控制，对环境空气影响较小。8.1.3水污染防治措施⑴地表水污染防治措施=1\*GB3①施工废水本工程施工人员生活依托于管线敷设区附近乡镇，不在施工地段单独设置野外施工人员驻地，施工场地施工废水经沉淀后回用于生产，施工人员生活污水依托附近乡镇生活设施和，施工废水对河流水质没有直接影响。=2\*GB3②管道试压水管线采用水压试验时，会产生试压污水，污水中主要污染物为悬浮物。管道试压分段进行，污水产生量较小，将管道试压水收集后，用于各站场绿化及管线周边绿化。此外，评价要求管道试压废水不得直接排入地表水域，避免对地表水产生影响。=3\*GB3③机械设备漏油评价要求施工时做到以下几点：⑴在具体施工中合理布设施工场地，禁止在河道内清洗含油施工机具；⑵施工机械检修期间，地面应铺设塑料布，及时回收废机油，防止废油落地，污染土壤，防止雨季随地表径流流入水体。按上述要求施工，机械设备漏油对水体的影响较小。⑵地下水污染防治措施根据地下水现状监测水位监测结果，评价区地下水位普遍埋藏较深，一般在5m以下，本工程管线开挖1.2m，因此，管线布设对地下水体基本无影响；施工期间机械设备污染物（柴油或类似物）散落到地面，如遇降雨，有可能经渗透造成地下水污染；在采取加强管理、规范操作措施后，可控制对地下水体的污染。8.1.4噪声污染防治措施施工阶段的噪声主要为机械设备噪声和机动车噪声，因此噪声的控制也主要从这两方面着手。=1\*GB2⑴管线选线时，应尽量远离居民区；采用低噪声设备施工，在不能对声源采取有效措施情况下，对可能受噪声影响的居民采取发放噪声个人防护器材、解释、经济补偿等措施，消除污染影响。禁止夜间施工。=2\*GB2⑵人员、车辆进出施工场地尽量不安排在附近村民休息之地，集中力量缩短工期，减少影响时段。8.1.5固体废物污染防治措施=1\*GB2⑴生活垃圾本工程施工人员生活依托于管线敷设区附近乡镇，不在施工地段单独设置野外施工人员驻地，施工人员生活垃圾集中收集后送附近乡镇垃圾收集点，统一处置，措施可行。⑵焊渣管道工程焊接采用氩弧焊，焊渣量小，类比计算的得出焊渣生产量为0.5t，主要为焊丝，施工单位全部回收处理，不外排，对环境影响小。⑶弃土弃渣根据管线工程的施工工艺，管道在黄土层施工，回填土高出地面30cm，管道敷设弃土全部利用；穿越工程产生的弃土全部用于地埂加高、河堤背水坡加固、穿越道路路基边坡加固，弃土弃渣得到综合利用，不另设设置专门的弃渣场，对环境影响小。=2\*GB2⑵施工期固体废弃物处置要求①管线开挖产生的土石方等，必须用于回填、加固，做到土石方平衡；②加强环境管理，禁止施工人员在施工场地随意丢弃固体废弃，严禁乱堆乱倒；③大开挖方式穿越河流施工时，严禁将施工固体废弃物遗留在施工场地内，以免进入河流影响河水的水质，必须收集后运往指定地点统一处理。8.1.6施工期环境监理对工程施工期进行环境监理和监测，是减少施工期对周围环境产生负面影响的重要组成部分，也是判断施工期决策的环境基础，因此建设单位应将环境监理纳入到工程监理的工作内容中，按照环境管理制度，工程监理单位应对施工期环境监理负责。⑴环境监理管理体系工程监理单位应根据所承担的工程环境监理任务，组建工程环境监理机构。监理机构一般由工程环境总监理工程师、工程环境监理工程师和其他监理人员组成。工程环境监理机构应进驻施工现场。实施工程环境监理前，建设单位应将委托的监理单位、监理的内容等有关情况，书面通知被监理单位。实施工程监理过程中，被监理单位应当按照与建设单位签订的工程建设合同和落实有关环保对策措施的规定接受工程环境监理。对施工过程中出现的重大环境问题，特别是出现与工程进度有直接关系的环境事件，应与建设单位主持协调，达成意见后，由工程监理与工程环境监理联合会签发监理指令。⑵机构设置应设专职监理人员2～3名，总体规划和全面管理环境监理工作。⑶人员职责及任务鉴于施工期环境管理工作的重要性，同时根据国家及××省有关法律法规和要求，评价建议明确环境监理人员的职责，其施工期环境监理的职责和任务如下：①贯彻执行环境影响报告书及其批复的环境保护措施。贯彻执行国家、工程所在省、市和建设单位的各项环境保护方针、政策、法规和各项规章制度；②制定施工中的环境保护计划，负责该工程施工过程中各项环境保护措施实施的监督和日常管理；③收集、整理、推广和实施工程建设中各项环保先进工作经验和技术；④组织和开展对施工人员进行施工活动中