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评价环境风险评价是环境影响评价领域中的一个重要组成部分，伴随着人们对环境危险及其灾害的认识日益增强和环境影响评价工作的深入开展，人们已经逐渐从正常事件转移到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可能带来的环境影响。本次评价按照《建设项目环境风险评价技术导则》（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号）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、预测及评价，以此提出事故应急处理计划和应急预案，以减少或控制本项目的事故发生频率，减轻事故风险对环境风险识别6.1.1物质风险性识别6.1.1.1天然气成分分析本项目为天然气输送工程，原料天然气由中国石油化工股份有限公司山东实华天然气公司提供，中石化目前供应山东的天然气资源来自鄂尔多斯盆地，资源供应能力设计产能为80×108m3/a，管网输送能力为50×108m3/a，现在每年能够向山东提供天然气资源20×108m3/a。根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。表6-1原料天然气组成表成分成分CHCHiCHnCHiCHnCH4含量%(vol)33本项目接收和输送的天然气为干气，气质情况符合国家GB17820-1999《天然气》标准Ⅱ级气质，气质参数见表6-2。水露点水露点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总硫含量高位发热≥226.1.1.2危险物质识别由表9-1可知，天然气主要成分为甲烷，此外还含有微量乙烷、丙烷、氮气和二氧化碳；此外混合制冷剂由N、C-C等组成的混合物（由于可研阶段尚不能确定其混合制冷剂各物质组分比，故本次评价不对其进行分析）；天然气发生火宅事故不完全燃烧产生CO。本项目涉及的甲烷、CO、异戊烷）的理化性质及危险特性如下：甲烷理化性质及危险特性见表6-3。表6-3甲烷主要性质一览表21007210074无色无臭气体~15（v/v，%)4（易燃气体）CAS号称分子量蒸汽压燃烧热溶解性危险类别74-82-8mol醚稳定甲分子式外观性状熔点度爆炸极限危险标记侵入途径危险特性危险。与五氧化溴、氯气、次氯酸及其他强氧化剂接触剧烈反应。危险。与五氧化溴、氯气、次氯酸及其他强氧化剂接触剧烈反应。燃烧产物一氧化碳、二氧化碳接触限值前苏联MAC300mg/m3一氧化碳理化性质及危险特性见表6-4。表6-4一氧化碳主要性质一览表2100521005无色无臭气体<-50℃~15（v/v，%)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。二氧化碳中国MAC30mg/m3630-08-0一氧化碳309kPa/-180℃微溶于水，溶于乙醇、苯等多种有机溶剂稳定4(易燃气体)分子式外观性状熔点度爆炸极限侵入途径危险特性燃烧产物接触限值分子量蒸汽压溶解性稳定性危险标记乙烯理化性质及危险特性见表6-5。表6-5乙烯主要性质一览表21016CAS号74-85-1分子式CH称外观性状无色气体，略具烃类特有的臭味分子量熔点蒸汽压-136℃溶解性相对密度稳定性稳定侵入途径侵入途径易燃，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险。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学一氧化碳、二氧化碳前苏联MAC100mg/m3危险特性燃烧产物接触限值危险标记4(易燃气体)丙烷理化性质及危险特性见表6-6。表6-6丙烷主要性质一览表2101121011CH无色气体,纯品无臭-104℃-44.5℃(水=1)CAS号称分子量蒸汽压溶解性稳定性危险标记74-98-6-55.6℃微溶液于水,溶液于乙醇、稳定4(易燃气体)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险。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。一氧化碳、二氧化碳前苏联MAC300mg/m3分子式外观性状熔点相对密度侵入途径危险特性燃烧产物接触限值异戊烷理化性质及危险特性见表6-7。表6-7异戊烷主要性质一览表78-78-478-78-42-甲基丁烷称分子式CAS号CH外观性状熔点相对密度侵入途径危险特性燃烧产物接触限值无色透明的易挥发液体，有令人愉快的芳香气味-159.4℃沸点：27.8℃-56℃吸入、食入分子量蒸汽压溶解性稳定性危险标记21.1℃不溶于水，可数量级溶于乙醇、乙醚等多数有机溶剂稳定7(低闪点易燃液体)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，遇明火会引着回燃。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。一氧化碳、二氧化碳前苏联MAC300mg/m36.1.1.3天然气毒理性分析侵入途径：吸入天然气主要成份是甲烷，甲烷对人基本无毒，只有在极高浓度时成为单纯性吸停止。80%甲烷和20%氧的混合气体可引起人头痛。当空气中甲烷达25%～30%调、精细动作障碍，甚至窒息。6.1.2工艺过程危险因素分析6.1.2.1站场工艺过程危险因素分析莱州市第二气源管道天然气供气工程天然气输送系统主要由输气管道和各类站场组成，站场又可分为：末站、输配气站莱州市第二气源管道天然气供气工程将设置10座站场。站内主要设备包括：过滤分离器、计量装置、清管器收发装置、放空系统等；引发站场事故的主要危险、有害因素表现为：站内管道破裂、站场设备故障和站场的设备泄漏等。引发这些事故的主要因素有：由于本工程的工艺操作压力最高达4MPa，且变化很大，因此存在由于过压、疲劳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，要特别注意其对本工程的适用情况。该工艺的控制关键是压力自动监控系统。系统误差过大，会造成误判断泄漏而切断管道输送，造成不必要的经济损失；当发生较小的泄漏时，如不能及时发现，将会造成大的泄漏事故。3.公用工程系统如果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4.工艺废气排放清管作业由于采用带压引球清管操作，会有少量输送介质采用放空的方式排式。一旦系统出现故障，就要将管道中气体直排进大气，当这些气体与空气混合达到爆炸浓度极限时，存在爆炸危险。当管道运行压力超过设定值时，会有泄压排放，采用直接压力保护阀泄压方式，气体直接排入大气环境，也有发生爆炸的可能性。5.工艺操作操作人员由于自身技术水平不高或责任心不强，导致误操作或违章操作，也6.2.1.2长输管道工艺过程危险因素分析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～，具有隐蔽、单一和野外性的特点；输送压力达4MPa。根据长输管道易发事故不同的特点，可将造成事故的危险因素分成以下几类：1.管道腐蚀穿孔一般管道具有防腐层，使管材得到保护。但是，由于防腐质量差、管道施工时造成防腐层机械损伤、土壤中含水、盐、碱及地下杂散电流等因素都会造成管道腐蚀，严重的可造成管道穿孔，引发事故。2.管道材料缺陷或焊口缺陷隐患这类事故多数是因焊缝或管道母材中的缺陷在带压输送中引起管道破裂。据四川输气管道事故统计，约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一定的温度差，造成管道沿其轴向产生热应力，这一热应力因约束力变小从而产生热变形，弯头内弧向里凹，形成折皱，外弧曲率变大，管壁因拉伸变薄，也会形成破裂。3.第三方破坏第三方破坏包括意外重大的机械损伤、操作失误及人为破坏等可能，近年来，我国此类事故有快速上升的趋势。特别是山东地区人口稠密，经济不是很发达，第三方破坏现象较突出。5.设备事故输气设备、设施等性能不好、质量不高也可以引发事故。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重性，并提出了结论和建议以供参考。6.2.1国外输气管道事故统计与分析6.2.1.1前苏联输气管道事故统计与分析前苏联是世界天然气管道建设大国，已建成的输气管道是前苏联1981年到1990年间发生的输气管道事故统计结果。表6-81981年～1990年前苏联输气管道事故原因分析事故原因事故原因腐蚀外部干扰材料缺陷焊接缺陷施工和设备缺陷设备缺陷违反操作规程事故次数其它原因合计从上表看出，各种事故原因的比例排序为：腐蚀%(其中外腐蚀%，内腐蚀%)，外部干扰%，材料缺陷%，焊接缺陷%，施工缺陷%，违反操作规程、设备缺陷和其它原因所占比例较低，分别为%、%和%。6.2.1.2欧洲输气管道事故统计与分析欧洲输气管道事故数据组织(EGIG)统计了1970年～1992年共22年间该组织范围的输气管道事故，结果列于表6-9。表6-91970年-1992年欧洲输气管道事故统计事故原因事故原因外部干扰施工和材料缺陷腐蚀地基位移误操作其它事故率从表中结果可知，欧洲输气管道事故主要原因是由第三方引起的外部干扰，约占事故总数的52%；其次是施工和材料缺陷，所占比例为%；第三是腐蚀，占总数的%，地基移动、误操作和其它原因分居第4～6位，所占比例约在5%左6.2.1.3美国输气管道事故统计与分析美国目前大约有42×104Km的天然气输送管道，是世界上建设输气管道最多也是最长距离的国家。美国能源部曾对1970年～1984年间运行的天然气管道事故进行统计分析，结果见表6-10。表6-101970年～1984年美国输气管道事故统计事故原因事故原因事故次数外力3144材料缺陷或结构损坏1319腐蚀972其它437事故率合计从表中可知，在1970年～1984年的14年里，美国天然气管道(长输和集输管道)共发生了5872次事故，年平均事故率为419次。外力是造成美国天然气管道事故的首要原因，共发生了3144次，占事故总数的%；其次是材料缺陷，共发生了1319次，占%；腐蚀是第三位的因素，共导致了972次事故，事故率是%。6.2.2国内输气管道事故统计和分析6.2.2.1四川输气管道事故统计和事故原因分析川渝地区是我国重要的天然气工业基地，表6-11是1969年～1990年四川天然气管道事故统计结果。表6-111969年～1990年四川天然气管道事故统计事故原因事故原因腐蚀其中：内腐蚀外腐蚀施工和材料缺陷其中：施工质量制管质量不良环境影响人为破坏及其它原因合计事故次数6事故率在1969年～1990年的21年间，四川输气管道共发生155次事故，其中腐蚀引发的有67次，占事故总数的%，是导致事故的首要原因；施工和材料缺陷事故共有60次，占总数的%，仅次于腐蚀因素而列于事故原因的第二位；由不良环境影响而导致的事故有22次，占到事故总数的%，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6.2.2.2国内90年代输气管道事故分析进入90年代，随着陕甘宁气田的勘探开发，我国在西部地区建设了以陕京线、靖西线和靖银线为代表的标志着我国90年代输气管道建设技术水平的三条管道。其中1997年建成的陕京线是目前国内陆上长度、规模、投资最大的天然气长输管道工程。以上三条管道从1997年投产以来，共发生了2次事故，均由洪水引发并发生在地质灾害比较多的黄土高原地区，统计结果见表6-12。表6-1290年代我国主要输气干线事故率*管道长度管道长度运行年限4758(Km·a)1102管道名称靖西线靖银线合计事故率/Km·a)*：表中运行年限统计到2000年11月6.2.3第三者破坏对管道安全运行的危害第三方破坏是指人为偷油盗气造成的管道损伤以及管道沿线修筑道路、建筑施工、农民耕地等活动引起的管道损伤。值得注意的是，进入90年代以后，随着我国经济飞速发展，地方保护主义及社会环境的变化造成管道侵权事件频频发生，在管道上人为打孔盗油盗气的情况急剧上升，严重危害管道安全，并造成巨大的财产损失，已引起了人们的高度重视。6.2.3.1中油股份管道第三方破坏数据统计与分析表6-13是中国石油天然气股份有限公司质量安全环保部提供的有关管道第三方破坏(主要指打孔盗油)的情况统计。表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(万84364672154213194504245881263932287972000(1～9)626636606合计97263026825990657503从表中看出，第三方破坏相当严重，损伤次数呈逐年急速上升趋势。6.2.3.2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、安站，管道全长，投产至今共发生偷气事件2次。10.2.3.3中—开输气管道第三方破坏情况中—开输气管道输送中原油田天然气至开封，管道全长120Km，1996年至今6.2.3.4中沧输气管道第三方破坏情况中沧线自1998年发生第一次打孔盗气案件以来，截止到2000年11月，已发生了打孔盗气事件14次，参见表6-14。表6-14中沧输气管道打孔盗气情况统计序号序号桩号盗气点情况盗气持续时1莘县古云乡珍珠岩厂作为燃料气2莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气3莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气4莘县古云乡同智营村玻璃丝棉厂作为燃料气5莘县古云乡西池村泡花碱厂作为燃料气6莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气7莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气8莘县古云乡曹庄村珍珠岩厂作为燃料气9莘县古云乡曹庄村熔块厂作为燃料气莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气莘县古云乡义和诚公司玻璃丝棉厂作为燃料气1莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气1280+300吴桥县北董村装有阀门未盗成装有阀门未盗成6.2.3.5近几年盗油、盗气案件的特点分析油、销赃一条龙，配有先进的交通和通讯工具，个别甚至配有枪支；（2）盗油分子活动范围明显扩大：从河南濮阳一带扩大到华北的邯郸、黄骅、大港、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知识，内外勾结，不易防范；（3）有些地方打击不力、执法不严，对这些破坏和盗窃国家财产的犯罪分子只按一般偷盗案处理，有些犯罪分子已被反复抓获，拘留几天放出后，又继续（4）打孔盗油、盗气已严重影响到了管道的安全生产，造成了重大的经济损失。本工程所处地区在山东省南部，经济发达，人口密集，管道沿京珠高速和107国道敷设，并跨越数条公路和铁路，面对第三者破坏愈演愈烈的情况，如何保证本工程不受或少受人为破坏显得非常重要。6.2.4结论和建议通过对国内外输气管道事故进行统计和事故原因分析，提出如下几点结论和建议供参考。（1）国外不同地区和国家输气管道事故原因在事故总数中所占比例不同，排序不同，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；（2）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，施工和材料缺陷及不良环境的影响居后。但是我国近年来对管道的人为破坏事故增长势头非常迅猛。因此在本工程的设计、建设和运营中，应采取各种技术、措施，防止或削减这些事故因素。（3）本工程的建设应借鉴先进经验，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性；同时在运行后要建立完整的事故报告制度，为管道建设和今后运营打下坚实的基础。（4）2001年8月2日国务院第313号令颁发了《石油天然气管道保护条例》，对1989年的条例进行了修改和完善。这对保石油天然气管道安全将起到积极作用，是效地打击和扼制第三者破坏的有效依据。鉴于本工程处在山东人口集中地区，而且经济不很发达，管道部门更要加大力度进行《石油天然气管道保护条例》的宣传，强化“保护管道安全就是保护沿线群众自身安全”的教育，并密切与地方有关部门共同协调保护管道，以法律来约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6.3.1故障树分析简介故障树分析(FailTreeAnalysis，FTA)是一种演绎推理方法，这种方法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)的树形图表示出来，这种图就构成了一个“模型”。然后对这种模型进行定性和定量分析，从而可以把事故与原因之间的关系，直观明显的表示出来，并且可以找出事故的主要原因和计算事故发生的概率。其结果可为确定安全对策提供依据，达到预测和预防事故的目的。6.3.1.1故障树的定性分析（1）最小割集故障树的基本事件中，若其中某一部分事件发生时，顶上事件就会发生，则这部分事件的集合，叫做该故障树的“割集”(CutSet)。它是导致顶上事件发生的基本事件的集合。最小割集就是引起顶上事件发生必须的最低限度的割集。任一割集的基本事件发生，则顶上事件就会发生。最小割集越多，系统越危险。（2）最小割集的算法故障树中每个中间事件(包括顶端事件)都可以用下式表示出来：ww,1w,2w,nww,1w,2w,nwP表示这个中间事件下的子事件n表示这个中间事件有子事件的个数w代表门，若是“或门”用公式(1)表示，若是“与门”则用公式(2)表反复用上述公式替换，直到所有子事件都是基本事件为止。再经布尔代数简化，就得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。（3）结构重要度基本事件的重要度分析，是分析各基本事件的状态对顶上事件状态的影响程改系统以提高其安全性提供依据。基本事件的结构重要度分析，是仅从事故树结构上分析各基本事件的重要程生概率都相等。6.3.1.2故障树的定量分析目前我国各行业的失效事件发生的概率较缺乏，无法计算出顶端事件的发生概率和各基本事件的结构概率，故本节故障树的定量分析从略。6.3.2管道失效分析天然气长输管道常受到人为因素、应力、腐蚀、介质与杂质的影响，致使管道发生失效，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基本时间，提出相应的安全措施。引起天然气管道失效的基本事件一共有60个，详见表6-15。表6-15天然气管道失效基本事件事件事件代号事件名称事件代号事件名称露点过高X31管壁机械伤痕天然气含有硫化氢X32强度设计不合理X33管沟深度不够管道衬里脱落X34边坡稳定性差管道清管效果差X35回填土粒径粗大植物根茎穿透X36焊接材料不合格土壤含硫化物X37表面预处理质量差土壤含盐量高X38焊接表面有气孔土壤pH值低X39未焊透部分过大X10土壤氧化还原电位高X40渗碳现象严重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管道焊接方法不当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螺栓材料与管材不一致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X22X22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X59X30管材壁厚不均匀X60管道严重憋压由公式(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)。2.结构重要度分析根据分析，结构重要度最大的基本事件与式(3)中一阶最小割集相同。这35个基本事件直接影响着系统的可靠性，为系统的薄弱环节。3.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)分析可以得到引起管道发生失效的主要因素，从而采取相应的处理措施以提高管道的可靠性。①第三方破坏，包括人为破坏和自然灾害破坏。如管道上方的违章构筑物，附近土层的运移等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；②严重腐蚀，严重腐蚀包括外腐蚀和内腐蚀两个方面。外腐蚀主要由土壤腐蚀、外防腐失效引起。内腐蚀主要是天然气中的硫化物和水露点高引起的。严重腐蚀导致防腐绝缘层失效、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和水露点在线监测，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；③管材缺陷，包括管材初始缺陷和安装缺陷。初始缺陷主要是由于管材在制道薄厚不均、椭圆度，防腐绝缘涂层质量差，及焊接水平和焊接质量差。管材缺陷的存在将直接导致管道整体强度的降低，为管道腐蚀的发生提供条件，直接影响着管道的运行安全。因此要加强对管道材质的检查，提高管道制造工艺，严格施工质量检测制度。管道风险评价6.4.1风险评价方法的确定管道风险评价是一种基于数据资料、运行经验、直观认识的科学方法。它通过将风险程度量化，便于进行分析、比较，为风险管理的科学决策提供可靠的依据，以便能够合理运用有限的人力和物力资源，采取最为适当的措施，达到减小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，是对管道进行全面和科学管理的一个重要方面。随着风险评价技术的不断完善，它在管输工程中发挥着更积极的作用。风险评价方法目前常用的主要有列表检查、安全审查、相对等级划分、估计其利弊，都有各自的适用情况。它们大多要么属于主观性风险评价，采用的是评价人员的主观观点、经验、直觉和其它非量化信息；要么属于专家系统，专家们带到评价工作中的是超越统计数据的知识，专家将斟酌那些不能充分表示被判断情况的数据，采用的是需要尽可能地接触整个工作的经验和直觉，专家对某种评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，它能够确定那些最大可能导致管道事故和有利于潜在事故预防的至关理人员提供一种控制事故的有效途径而不仅仅是一种方法。当统计资料不完全或对某些数据产生疑问，而专家的判断经验、直观认识及其它非定量的鉴别依据比较充分时，即可采用EST风险评价技术。EST风险评价方法与其它方法相比，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起形成风险评价方法。西气东输豫南支线工程是一个长距离天然气管输工程，尤其应注意管道工程的风险评价和营运期间的风险管理。6.4.2管道风险评价模式对于新建管道，选线时不仅要选省工时、省费用的线路，而且要考虑风险小的方案(这是以前未给予充分重视的一方面)，通过综合考虑产生最优方案。这就是说，当对多条备选线路进行互相比较时，要经过仔细的计算和认真的评价，求得各条线路的工时、费用、相对风险数等，并运用工程最优化原理，优选出最终线路，这样不仅能节省建设投资，有利于加快进度，方便运行管理，而且能减少EST专家打分法的基础是管道风险评价模式。为建立管道风险评价模式要将管道分段，管段长度依沿管道变化的各种因素而定，这些因素主要包括管道的管径、技术条件、土质、地域特点、沿线人口分布、外部气候条件等。管道分段越对于每个管段，按事故的通常起因和后果分成四个事故因子和一个风险系数(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，每一个事故因子线路状况、巡线频率；（2）腐蚀：介质腐蚀、内保护层及其它措施、阴极保护、管道外涂层、土壤腐蚀性、使用年限、其它金属埋设物、电流干扰、应力腐蚀；（3）设计原因：钢管安全因素、系统安全因素、疲劳因素、水击可能性、水压试验、土壤移动状况；（4）操作原因：设计误操作、施工误操作、运营误操作、维护误操作。在上述各项影响因素中，大致可分为可变因素与非可变因素两类，可变因素是指通过人的努力可以改变的因素，非可变因素是指通过人的努力也不可能改变或只能有很小改变的因素。通过专家打分法，得到每个因素的得分，进而可以得出四个事故因子的总得分，将该值除以风险系数就得到管道风险相对评价值。维护误操维护误操设计因素指数巡线频率况线路状态况作第三方破坏因素指数影响系数指数腐蚀因素指数第三方破坏因素指数影响系数指数腐蚀因素指数介质危险性指数泄漏冲击指数相对风险数图6－1管道风险评分因子图6.4.3评价单元的划分如果管道设计或周围环境等条件存在差异，则管道输送介质泄漏风险也会发生变化。根据本工程沿线情况及管道设计部门对管道线路走向的确定情况，本评价将整个管线分为9个单元，见图6-2。单元汇总见表6-16。图6－2工程评价单元划分图莱州西环配气站-莱州虎头崖配气站莱州虎头莱州沙河配-莱州山清管莱州天然气枢纽站-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-莱州夏邱配气站单元单元单元单元单元1256789莱州天然气枢纽站-莱州西环配气站程郭土山清管序号6.4.4评价过程及评价结果分析6.4.4评价过程及评价结果分析6.4.4.1评价指数的计算（1）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。表6-17第三方破坏指数单元单元单元单元单元单元单元单元单元最小埋深活动水平管道地上设施公众教育*线路状态*巡线频率*合计其中可变因素非可变因素（2）管线腐蚀因素指数各段管线腐蚀因素指数见表6-18。腐蚀因素指数介质腐蚀其它**外涂层土壤腐蚀性使用年限其它金属埋设物应力腐蚀可变因素非可变因素合计102220223022402250226022702280229022（3）管线设计因素指数各段设计因素指数见表6-19。表6-19设计因素指数单元单元单元单元单元单元单元单元单元123456789钢管安全因素系统安全因素855654665疲劳因素*水击可能性*水压试验状况*土壤移动状况合计其可变因素素（4）管线操作因素指数各段管线操作因素评价结果见表6-20。表6-20操作因素指数分类分类取值(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（5）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操作可变因素非可变因素评分可变因素非可变因素评分可变因素非可变因素评分可变因素非可变因素评分可变因素非可变因素评分表6-21管线第三方破坏、腐蚀、设计及操作因素指数和单元单元单元单元单元单元单元单元单元2332312332372372342362332316.4.4.2泄漏冲击指数本工程管道输送介质为天然气，各评价单元危险性评分、影响系数和泄漏冲击指数见表6-22。表6-22管道危险性、影响系数和泄漏冲击指数计算表影响系数泄漏冲击指数6.4.4.3相对风险数各段管线的相对风险数见表6-23。表6-23各段管道的相对风险数789和%%%%%%423651%%%%%%%%%%%%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于其它管道风险数越高，说明其相对风险越小，即越安全。根据本评分法，天然气管道在极端最坏情况下和理想最好情况下的相对风险数分别为0和400。从表6-23可以看出，相对风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、修改设计来提高其指数分值，有些是靠加强管理来提高其指数分值。本评价将从不增加投资，依靠加强管理的角度讨论相对风险值的提高情况。下面对相关因素作简要说明：（1）公众教育：根据山东省的现状，对管道附近的居民加强教育，进一步宣传贯彻、落实《石油天然气管道保护条例》，减少、避免发生第三方破坏的事故，其指数分可从15分增加为20分；（2）线路状况：在铁路、公路、河流穿越点的标志不仅清楚、明确，并且其设置应能从不同方向，不同角度均可看清，其指数分可从3分增加为5（3）巡线频率：加大巡线频率，提高巡线的有效性，其指数分可从12（4）涂层的施工质量：在施工过程中，加强监理，确保涂层施工质量，（5）涂层检验：建立质量保证体系，提高检验人员的水平，加强检验手（6）缺陷的修补：制定严格的规章制度，发现缺陷及时正确修补并做好记录，其指数分可从3分增加为5分；（7）水压试验，若采用倍的压力进行水压试验，排除更多的存在于焊缝和母材的缺陷，从而增加管道的安全性，其指数分可从15分增加为25分；（8）设计误操作：进一步加强各专业相互间的配合，做好衔接、交叉部分的协调，使总体设计质量为优，其指数分可从20分增加为25分；（9）施工误操作：选择有丰富经验的单位进行施工，并有优秀的第三方对其施工质量进行强有力的监督，其指数分可从12分增加为15分；（10）运营误操作：建立完善的规章制度，工人经过严格培训后持证上岗，避免因严重操作失误而造成的事故，其指数分可从25分增加为32分；（11）维护误操作：对重要的仪器设备有完善的检查项目、维护方法；按计划进行定期维护；有专门档案(包括维护记录档案)，文件齐全，其指数上述相关因素指数增加后，各段管线的评分情况见表6-24。表6-24各段管线加强管理后的评分情况各因加强管理指数加强管理加强管理后的相对风险值安全性增加比例单元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%各因素均做到绝对全优是不可能的，尽管如此，从上表也可以看出，从加强管理着手，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十分重要的作用。后可能出现的火灾爆炸风险示意图后可能出现的火灾爆炸风险示意图由上图可以看出，天然气后可能出现以下两种情况：6.5.1.1漏的天然气被直接2为标准计算热辐射的响距离。在这种情况6.5.1.2泄漏的天然气没有直点燃中性泄漏的天然气没有直接点散燃，则会扩散成云团，况：扩散6.4.5风险评价结论（1）本工程管道存在一定的风险；（2）根据该管道风险评价方法规定，相对风险值处于～之间是可以接受的，若其值小于则认为是不可以接受的。该管道的风险值均大于，处于可接受（3）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)危险性高；二是管道输送存在较高的压力；三是管线经过的部分地段人口（4）本工程管道必须在工程的设计、施工及使用管理过程中采取有效措施，降低事故风险，确保管道安全；（5）本工程管道事故风险中有约65%的因素是属于可变因素，即可以通过人为采取措施来提高管道安全性；通过加强对管道的安全管理，可使管道风险在原来的基础上降低22%左右。灾害评估本管道输送过程中，若管道发生破裂或阀门发生损坏，则会导致天然气气体泄漏事故。天然气属易燃、易爆、低毒性物质。这些物质一旦泄漏遇火源，将会产生多种危害，如火灾热辐射，易爆物质爆炸产生的巨大冲击波等都将对人员、财产等造成严重的影响。正确分析其泄漏扩散规律，预测灾害的破坏严重程度，将为事故预防和安全管理提供一定的依据，对减少人员伤亡和财产损失具有重要意义。6.5.1天然气泄漏后可能出现的火灾爆炸风险图6-3显示了天然气泄漏后可能出现的火灾爆炸风险。1.爆炸云团被点燃当爆炸云团被点燃或爆炸时，会产生一种敞口的爆炸蒸气烟云或形成闪烁火焰。在闪烁火焰范围内的人群会被烧死或造成伤害；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伤害。2.爆炸云团未被点燃泄漏的天然气继续扩散，形成一个大的天然气团，其中浓度在爆炸极限范围内的天然气遇火将会爆炸，因此这一区域十分危险。6.5.2天然气的喷射燃烧造成热辐射危害距离的计算6.5.2.1计算公式假定喷射火为由沿喷射中心线的一系列辐射出相等热量Q的辐射源组p成，则火焰中某一点到接受点距离为R时，辐射通量I为：2gpQ=ηQHcQ—释放速率kg/s。6.5.2.2计算结果喷射火辐射损坏估算结果见表6-25。表6-25喷射火辐射损坏估算结果表估算半径估算半径单元名称莱州天然气枢纽莱州西环配气站莱州虎头崖配气站莱州沙河配气站莱州土山清管配气站莱州程郭配气站莱州金城清管配气站莱州华电配气站莱州文峰配气站莱州夏邱配气站财产损失半径(m)轻伤半径(m)死亡半径(m)重伤半径(m)安全半径(m)由上表可以看出：莱州天然气枢纽站及附近管线喷射火辐射损伤轻伤半径最大，为，主要因该段管输天然气压力较高所至；莱州程郭、莱州文峰及附近管线管输压力较低，其喷射火辐射轻伤损伤半径最小，为。6.5.3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范围内时，遇到点火源发生的爆炸现象。估算蒸气云爆炸破坏半径来评估灾害的严重程度，灾害严重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源，表现出的火灾、爆炸破坏模型为蒸气云爆炸。灾害类型主要表现为蒸气云爆炸冲击波伤害形式。6.5.3.1计算公式蒸气云爆炸造成的人员伤亡情况估算，可将危险源周围由里向外依次划分为死亡区、重伤区、轻伤区和安全区。死亡区内的人员如缺少防护则被认为将无例外地蒙受严重伤害或死亡，其内径为零，外径记为R。其与爆炸物量间的关系式如下式：10.37TNT——为爆源的TNT当量(kg)（2）重伤区重伤区的人员如缺少防护，则绝大多数人员将遭受严重伤害，极少数人可能死亡或受轻伤。其内径就是死亡半径R1(m)，外径记为R2(m)。其计算公TNTE——为爆源总能量(J)P——为环境压力(Pa)0Δp——引起重伤冲击波超压峰值(Pa)该区内的人员如缺少防护，则绝大多数人员将受轻微伤害，少数人将受重伤或平安无事。死亡的可能性极小。内径为R，其外径记为R(m)，其计算式同上式，式中：Δp——引起轻伤冲击波超压峰值(Pa)。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R3，外径为无穷大。（5）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。估算建筑物的破坏程度，可将危险源周围划分为几个不同的区域。其破坏半径与爆炸物量]1/6iK——为常量iW——蒸气云爆炸的TNT当量(kg)TNT（6）财产密度和人员密度计算平均财产密度ρ=站场总投资(104元)/站场总面积(m2)平均人员密度ρ=正常生产站场操作及管理人员(人)/站场占地总面积2)。6.5.3.2灾害评估结果估算蒸气云爆炸损坏估算结果见表6-26。表6-26蒸汽云爆炸损坏估算结果表死亡半径重伤半径死亡半径重伤半径轻伤半径安全半径估算半径单元名称莱州天然气枢纽莱州西环配气站莱州虎头崖配气站莱州沙河配气站莱州土山清管配气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华电配气站莱州文峰配气站莱州夏邱配气站由上表可以看出：莱州天然气枢纽站及附近管线蒸气云爆炸轻伤损伤半径最大，为226m，最大财产损失半径为；莱州程郭配气站及附近管线、莱州文峰配气站及附近管线蒸气云爆炸轻伤损伤半径为84m。6.5.4天然气扩散危险距离的计算6.5.4.1对管道气体泄漏扩散事故的模拟（1）评价因子的确定本工程所输送介质为天然气，天然气主要成分为甲烷，本评价选取甲烷为代表性扩散物质。（2）典型泄漏事故地点的选取管道气体输送过程中，管路系统因腐蚀、管材缺陷、焊接缺陷、外力等原因造成管道破裂或断裂、阀门损坏而发生泄漏事故。根据工程特点，选取郑（3）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，选取下述两典型泄漏事故为评价对象：第一种中型泄漏事故，管路系统破裂尺寸为管径的20%，连续性泄漏；第二种大型泄漏事故，管路严重破裂或断裂，输送介质表6-27为中型或连续性泄漏事故情景的构成情况。表6-28为大型或突发性泄漏事故情景的构成情况。表6-27天然气管道连续性泄漏事故情景模拟泄漏地点泄漏地点管道运行单元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压力管径(mm)气体流量(104Nm3/d)406406406406406356356356219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动系数泄漏源强(kg/min)及泄漏状况>15min>15min>15min>15min>15min>15min>15min>15min>15min669614559504449394339284229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表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管道运行压力管径(mm)406406406406406356356356219气体流量(104Nm3/d)环境温度(℃)假定泄漏孔径406406406406406356356356219假定泄漏持续时间标准气体密度3min3min3min3min3min3min3min3min3min(kg/m3)管道气体密度(kg/m3)泊松比泄漏系数气体流动系数111111111泄漏源强(104kg/min)及泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏泄漏状况连续连续连续连续连续连续连续连续连续（4）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、光照和气温等。风速选取静风和平均风速两种情况。风向选取各地区常年主导风向进行模拟计算。气温取当地年平均气温12℃。混合层厚度和光照等6.5.4.2气体扩散模式有毒气体扩散危险危害评估采用有毒化学品蒸气扩散模型软件AFTOX进（1）适用于化学品(包括液化石油气)蒸气扩散；（2）对均匀地形和有风条件下的扩散有较好的模拟效果，特别是对射流重气源、蒸发重气源、连续气体或液体排放扩散有良好的模拟效果；通过该模型的运算，能给出指定位置和给定时间的污染物浓度值。6.5.4.3气体危险、危害等级天然气组分中98%为甲烷，甲烷的爆炸极限为%～%，因此本评价选取49000pp154000ppm为天然气危险、危害阈限值。6.5.4.4评价区域所选的评价区域为本工程管线系统中的莱州天然气枢纽站作业区地面范围，重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10.5.4.5泄漏时的危险、危害距离和面积管道气体泄漏扩散浓度分布、危险危害距离及面积模拟计算利用AFTOX距离及面积，分别见表～表6-30。积危险距离危险面积速危害浓度危险距离(m)49000ppm154000ppm爆炸危险性区域面积(m2)3310409静风(1m/s)21043801070平均风速62409莱州天然气枢纽站管道连续性泄漏时危险、危害距离和面面积(m2)危险距离(m)面积(m2)风注：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。表表6-30莱州天然气枢纽站管道突发性泄漏时危险、危害距离和面积危险距离静风(1m/s)危害浓度627382060626401180危险距离(m)面积(m2)危险距离(m)面积(m2)49000ppm154000ppm爆炸危险性区域面积(m2)平均风速危险面积风速6.5.5灾害评价结论通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（1）对于连续性管道气体泄漏对于中等规模连续性管道气体泄漏，在静风条件和平均风速条件下，均能在泄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险距离在210m左右，危险面积最大约为3310m2；在平均风速条件下，最大危险距离在62m左右，危害面积最大约为409m2。（2）对于突发性管道气体泄漏对于大型突发性管道气体泄漏，只有在静风情况下，才能形成爆炸危险性环境，最大危险距离627m，最大危险面积为1180m2左右。（3）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，气体浓度变小。因此，对同一泄漏源来说，静风时的危害范围比有风条件下的危险危害范围要大；且随着风速的增大，管道气体泄漏危险危害范围随之变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急预案、培训及演练，调度室负责做好紧急状态下的指挥和协调工作。事故应急预案分为应急预案组织结构和事故应急预案两部分。6.6.1应急预案组织结构事故应急方案框架，又称现场应急计划，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。本评价提出事故应急方案框架，见图6-4。6.6.1.1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、应急教育及演习、应急设备及器材、应急通讯联络、应急抢险、应急监测、应急安全与保卫、事故后果评价等内容。本评价报告中仅提出原则性及可操作性的应急预案供生产单位参考，保证出现紧急情况时能够按程序行动，以减少事故损（1）应急组织及职责应急组织机构及其主要职责见图6-5。该组织必须能够识别下属站场可能发生的事故险情，并有对事故做出正及编制各类可能发生的工程事故的应急计划，对装置的紧急停工及事故处理作（2）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养和提②向本站场的职工大力宣传有关生产安全操作规程和人身安全防范知识，减少无意识和有意识的违章操作。对职工进行应急教育，特别是工艺站场的操作人员，向他们提供有关物料的化学性质及其必要的资料。③对应急计划中有关的每一个人的职责要有明确分工，对每一项具体的应急计划都要进行定期演练，做到有条不紊，各负其责，确保发生事故时能立即赶赴现场，进行有效的处理和防护工作；应与消防队进行定期的信息交（3）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，特别是在发生火灾、爆炸危险性较高的敏感区域附近，应急设备不但要事先提供、早作准备，而且应定期检查，使其一直保持能够良好使用状态。（4）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，就要采取紧急关停、泄压等控制事故和减轻事故影响所必须采取的行动，同时与有关抢险、救护、消防、公安等部门联系，迅速取得援助，并在最短时间内赶到事故现场抢修和处理，以使事故的影响程度降到最低。（5）应急抢险应急抢险应分工明确，具体明确以下几点：①由谁来报警、如何报警；②谁来组织抢险、控制事故；③事故抢险和控制方法的要求以及应急器材的使用、分配等；④除自己必备的救护设备外，还应考虑到一旦发生重大伤亡事故情况下所需要的医疗救护，应事前和有关医院、交通等部门约定事故情况下的救援措施；⑤要有专门的人员来组织现场人员撤离，并有保护事故现场、周围可能组成小组确定危险源组成小组确定危险源筹备救援方案制定准备事故途径、性质、范围、危险等级救援力量参与指挥机指挥人员名单、职责、指挥地点、值班表联络事故报警电话号码、联络方法联络方抢险休息日、突发停电、雷电暴风雨特殊情况联络方式方抢险案专职、兼职抢险名单、常规排险措施主现场急救不同事故时的抢险方案、工具、器材、防护用品主现场急救要容抢险队的值班、培训，事故时与现场指挥联容不同事故不同急救方案、职工自救、互救方法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、联系途径措施落实危险源分布图，危险源位置、种类、数量、人数分布措施落实演练防护设施分布图，设施名称、型号、数量、方位演练应急救援程序简图，报警→指挥→救援力量→岗位负责人联系方式应用各类事故救援路线图，工程抢险、现场急组织落实，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意变更、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，完善方案图6-4应急方案框架图生产主管领导生产主管领导图6-5事故应急组织机构及其主要职责框架图心应急监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监测，并写出事故影响报告，以确定事故影响的范围、程度，为制定应方案（7）应急安全与保卫应制定事故情况下安全、保卫措施，必要情况下请当地公安部门配合，防止不法分子趁火打劫。（8）事故后果评价及应急报告对事故后果进行评价，确定事故影响范围、危险程度，并写出事故后果评价报告及事故的应急报告，为以后的应急计划提供准确有用的资6.6.2生产事故应急预案6.6.2.1综合应急预案发生事故后，首先抢救伤员，同时采取防止事故蔓延或扩大的措施。险情严重时，必须组织抢险队和救护队；防止第二次灾害事故发生，采取措施防止残留危险物品的燃烧和爆建立警戒区、警戒线，撤离无关人员，禁止非抢救人员入内，对有和断绝交通。6.6.2.2工伤预案（1）预案发生工伤险情后，由现场第一发现者或知情人向值班室报警，值班干部接警后即启动应急反应程序并负责处理现场各种复杂情况；值班干部指挥应急小组成员或现场岗位职工迅速查明事故大致情况，检查伤者受伤情况，并做出初步伤情诊断，根据伤情判断迅速制定现场第一抢救方案(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有关部门人员)，简单汇报现场处理结果和伤者受伤情况，如伤势严重则由门卫在公路边紧急拦车求助(同时打开本站大门作好接车准备)，争取以最快速度将伤者送出抢救；伤者送救途中应密切注意伤情变化，出现伤情恶化时迅速采取进一伤者送到最近医疗机构后，负责人要随时掌握伤者情况，配合医疗机构实施急救并作好下一步转院的准备工作；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伤者送离现场后，做好保护事故现场工作，其他人员撤离现场并及时清点人数；由应急指挥机构组长或副组长根据情况适时解除应急状态并组织恢（2）程序本工程工伤应急程序见图6-6。伤亡伤亡工伤应急程序图报警：通知站场值班室发生天然气泄漏事故后，启现工知情人向值班室报当班员工迅速查清天然气现外(泵房)切断泄漏源点的连通流程，并和相关岗位取得联系后统一行动，关闭上下游连通流死现场处理保护现场调查事故原因，恢复现场6.6.2.3天然气泄漏应急预案（1）应急预案现场第一发现送医院抢救进入泄漏源点室内切换流程，必须穿戴好空气呼吸器等防毒护具。若需照明，必须使用防爆灯具且不得在危险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；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，简单汇报现场情况，并拨打火警报警，作好接车准备；在消防设施的戒备下，制定方案，采取措施，直到天然气泄漏得到有效控制后，由应急指挥组长或副组长，根据情况适时解除应急状态，在应急期间，值班人员负责现场组织监护工作，不得离开现场，同时布置消防器材现场戒备。（2）应急程序图图6-7天然气泄漏应急程序图现场第一发现6.6.2.4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，采漏（1）天然气发生泄漏的主要原因密封不严造漏气；第三方(人为)破坏。明火：危险区域用火、违章吸烟等；调查事故原因事故处理室内切换流程杜否报告调度室，并报火警是制定方案、现场戒备直至完全堵天然气泄漏（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，并组织实施初期值班干部向调度室汇报火情，有无人员伤亡，同时打开本站大门，疏通道路、准备接车。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；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；火势不能控制时，人员应迅速撤离到火焰热辐射伤害范围以外；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（4）应急程序火灾、爆炸应急程序见图6-8所示。6.6.2.5管道爆裂天然气泄漏事故应急预案长距离输气管道的流量及沿线压力下降情况是分析判断输气管道发生突发事故的重要依据。正常情况下，输气管道压降曲线是抛物线，靠近起点处压力降落较慢，距起点越远，压力降落越快，后1/4的管段上消耗全线约1/2的压降。当管道某处有较大泄漏量时，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，漏气点后面管段流量则减少。若管线爆炸、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。发现这种情（1）通过各种显示迹象，判断是否属漏气事故。正确分析判断突然事故发生管段，迅速指派人员到现场勘察，确认后立即向调度汇报，用最快的办法切断管段上下游的截断阀，放空破裂管段天然气，当管段内余压降至120mm水柱时(微正压不低于，停止放空。放空的同时组织人力对天然气扩散危险区进行警戒，保护现场，严格控制泄漏扩散区域内的火源，避免发生着火爆炸等事故。火灾爆炸图6-8火灾、爆炸应急程序图第一发现人爆管的具体判断方法：①分离器、汇管气流声力突然降低，为进站前管线爆破；启动火灾爆炸应急反应③出站压力突然降低，为出站后管线爆破；④计否量仪表部静压下降，压差也大幅度下降，则为进站前管线爆值班干④计否量仪表部静压下降，压差也大幅度下降，则为进站前管线爆⑤计量仪表静压下降，压差大幅度上升并超上限，则为出站后管组织人员抢救灭组织人员抢救灭否停止所用流程并通知相关岗位送医疗抢（2）立即将事故简要情况，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，在保证安全的前提下进行抢修。（4）做好发现漏气过程、抢修时间等各种记录。（5）向上级主管部门和领导汇报处理结果。（6）参加抢修人员要有勇敢善战的精神，同时又要讲科学，自觉遵守纪律，严格按照各项操作规程和动火安全要求工作，保证质量，安全迅速地完成抢修任务。事故防范措施本预评价认为该工程站场具有甲类火灾爆炸危险，因此，无论从设计、施工还是工程建成后的生产管理方面，都应对防火、防爆有足够重视，否则，将会造成严重的后果；通过管道风险评价、可靠度评价也可以看出，地质灾害、土壤腐蚀及第三方破坏等因素是引发工程高风险的主要原因。为此，在实施可研报告中所提出的安全措施基础上，必须进一步制订和完善安全措施，认真落实“三同时”，尽可能达到本质安全。提出了以下建议供参考。6.7.1设计应考虑的建议为了规范管道的设计，应严格执行《输气管道设计规范》(GB50251-94)、《原油和天然气工程设计防火规范》(GB50183-93)等现有（1）管道所经地区的路由选择、工艺站场选址必须充分考虑所经地区和城市的中、长期发展规划，避免因城市的发展或其它潜在危害因素而影响管道安全运行，特别是