7 环境风险评价

中俄东线济宁支线管道工程环境影响报告书7环境风险评价717环境风险评价7.1评价目的环境风险评价的目的是分析和预测本项目存在的潜在危险、有害因素，项目建设和运行期间可能发生的突发性事件或事故（一般不包括人为破坏及自然灾害），引起有毒有害和易燃易爆等物质泄漏，所造成的人身安全与环境影响和损害程度，提出合理可行的防范、应急与减缓措施，以使项目事故率、损失和环境影响达到可接受水平。7.2环境风险潜势初判和评价等级7.2.1功能单元划分根据项目工程分析，项目涉及的生产设施主要是场站、输气管道。其中，站场、输气管道涉及的危险性物料输送量大，对管道的承压、密封和耐腐蚀要求较高，存在因管道破裂发生物料泄漏及着火爆炸的可能。7.2.2环境风险潜势初判1、危险物质及工艺系统危险性（P）分级本项目危险物质为甲烷，根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ169-2018)，对于长输管线项目，分段进行评价，输气管道主要由站场、截断阀室、输气管线等构成一个天然气输运系统，对管道系统工程按站场、截断阀室为基础进行评价。（1）管道单元对本工程各线段管道危险物质按照最大存在总量计算，其危险物质及工艺系统危险性分级详见表7.2-1。（2）站场单元本工程各站场内没有天然气储罐，天然气的在线量为管路中的天然气。根据设计单位提供的资料，站场所有输气设备内天然气的在线量远小于10t（临界量），Q小于1，其环境风险潜势为=1\*ROMANI，仅对站场做简单的影响分析。2、环境敏感程度（E）分级由于天然气密度比空气小，且溶解率很低，一旦输气管道发生破裂，天然气直接散发到空气中，对水环境不会产生明显的不利影响，因此，本次仅对大气环境敏感程度进行识别，详见表7.2-2。本项目各管段200米范围内每千米管道人口总数均小于100人，本项目环境敏感程度为E3。表7.2-1危险物质及工艺系统危险性分级管线管段距离(km)管径压力（MPa)在线量（吨）临界值（吨）QM分值MP中俄东线泗水分输站-任城末站干线中俄东线泗水分输站-泗水分输站22.4540010200104010M3P3泗水分输站-曲阜分输站31.8440010284104010M3P3曲阜分输站-兖州分输站38.6940010346104010M3P3兖州分输站-颜店分输清管站7.264001065104010M3P3颜店分输清管站-任城末站13.7640010123104010M3P3颜店分输清管站-邹微末站支线颜店分输清管站-高新分输站18.543001093103010M3P3高新分输站-邹微末站21.4630010108103010M3P3济宁昆仑能源汶上分输站-任城末站联络线济宁昆仑能源汶上分输站-任城末站17.940010160104010M3P3表7.2-2环境敏感特征表管道管段环境敏感特征序号敏感目标名称相对方位距离（m）属性人口数人口数（最大）站间距（km）每公里管段人口数（最大）大气环境敏感程度E值中俄东线泗水分输站-任城末站干线中俄东线泗水分输站-泗水分输站1东仲家庄N110227026222.4512E32西余粮村E10060192泗水分输站-曲阜分输站1西余粮村E1003812264731.8420E32胡家庄村S80421343狂家村N14028904石桥村N1905165宋家庄SE60541736东琴柏村N15021677仓上村S1801445曲阜分输站-兖州分输站1厉家庙村S130289091538.6924E32红新庄村N13011353柳家庙村SE18029934前盛村N12011355张家楼村S401424546坊里村E70601927大徐村E180516兖州分输站-颜店分输清管站7.26E3颜店分输清管站-任城末站1周街S140227056313.7641E32郑庄村S1906193前杨村N40932984郗庄S1903105李楼村N12052166颜店分输清管站-邹微末站支线颜店分输清管站-高新分输站1徐家营N12018057687718.5447E32后竹亭村W6094301高新分输站-邹微末站1仁美社区W1406621174921.4635E32西贯村W70481543丁村E60632024郑庄村E90401285牛庙N1401754济宁昆仑能源汶上分输站-任城末站联络线济宁昆仑能源汶上分输站-任城末站1伊村E6048153.684517.947E32后刘W16037118.43麻窝W1501857.64康庄W16036115.25曾堂E1602373.66董庄W7078249.67王堂村W190412.88石塘村W18020643、环境风险潜势划分表7.2-3环境风险潜势划分根据危险物质及工艺系统危险性和环境敏感程度，可以得出，各管段环境风险潜势均为=2\*ROMANII类。7.2.3评价等级表7.2-5环境风险评价等级综上，确定本项目各管段评价等级为三级，站场单元由于其环境风险潜势为=1\*ROMANI，仅对做简单分析。7.3环境风险识别7.3.1物质危险性识别本管道工程采用密闭输送天然气，天然气属于有毒、可燃、易燃气体，具有火灾爆炸的危险特性。天然气是一种无色无臭气体，主要用作燃料，是目前世界上最重要、清洁的能源之一，其主要组成成分是烷烃。天然气易燃，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。其危险性见表7.3-1。表7.3SEQ表格\*ARABIC\s21天然气的危险特征及毒性特征一览表中文名称天然气外观与性状无色、无臭气体引燃温度℃化学类别烷烃主要成分甲烷等危险类别第熔点℃相对密度（水=1）约沸点℃-160相对分子量40爆炸特性爆炸极限闪点℃-188危险标记溶解性溶于水稳定性稳定主要用途是重要的有机化工原料可用作制造炭黑合成氨甲醇以及其它有机化合物，亦是优良的燃料。健康危害状步态不稳昏迷过程久者醒后可有运动性失语及偏瘫长期接触天气者，可出现神经衰弱综合征。泄漏应急处理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入可能剩下的气体。防护措施呼吸系统防护：高浓度环境中，佩带供气式呼吸器。眼睛防护：一般不需要特殊防护，高浓度接触时可戴化学安全防护眼镜。身体防护：穿防静电工作服。手防护：必要时戴防护手套。其它工作现场严禁吸烟避免高浓度吸入进入罐或其它高浓度区作业须有人监护。急救措施吸入：脱离有毒环境，至空气新鲜处，给氧，对症治疗。注意防治脑水肿。消防措施与空气混合能形成爆炸性混合物遇明火高热极易燃烧爆炸与氟氯等能发生剧烈的化学反应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。操作处置易燃压缩气体储存于阴凉干燥风良好的不燃库房仓温不宜超3℃。氧化剂等分开存放储存间内的照明通风等设施应采用防爆型若是储罐存与储存放储罐区域要有禁火标志和防火防爆技术措施禁止使用易产生火花的机械设备和工具。槽车运送时要灌装适量，不可超压超量运输。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。天然气的危险性主要表现在以下几个方面：1）易燃性根据《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)，本工程输送的天然气中甲烷气体属于甲B类火灾危险性物质，其闪点很低，约为-188℃，在空气中只要很小的点火能量就会闪光燃烧，而且燃烧速率很快，是燃烧危险性很大的物质。2）易爆性天然气与空气中的氧形成混合气体，当天然气的体积占总体积的15%以上时着火正常燃烧，若占5%～15%时点火即爆炸。天然气的燃烧与爆炸是同一个序列的化学过程，但是在反应强度上爆炸比燃烧更为剧烈。天然气的爆炸是在一瞬间(数千分之一秒)产生高压、高温(2000℃～3000℃)的燃烧过程，爆炸波速可达3000m/s，具有很大的破坏力。因此，重点防范天然气的泄漏与积聚是防止发生火灾、爆炸事故的重要途径。3）易扩散性天然气的密度比空气小，泄漏后不容易积聚在低洼处，有较好的扩散性。但是，当大量的天然气泄漏时，若遇适合的天气（如无风），使得大量天然气聚集，有形成蒸气云爆炸的危险。4）毒性天然气为烃类混合物，属低毒性物质，但长期接触可导致神经衰弱综合症。甲烷属“单纯窒息性气体”，高浓度时因缺氧窒息而引起中毒，空气中甲烷浓度达到25%时会出现窒息。场站生产过程中危险性识别各站场主要危险表现为站内设备故障、站场设备或站内管道泄漏及公用工程故障等。引发这些事故的因素主要有：1）阀组、法兰、垫片及紧固件危险、有害因素分析国内阀门、法兰、垫片、紧固件制造厂家较多，由于近几年才开始实行制造许可，管理相对滞后，制造质量参差不齐，其主要的危险、有害因素有：材料、压力等级选用或使用错误；制造尺寸、精度等不能满足实际要求；阀门密封失效，即不能有效地截断管路介质或阀门本身上(或下)密封失效；电液、电气自动控制等阀门的控制系统失灵，手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难；管道布置不合理，造成附加应力或出现振动；设计时未充分考虑到管道振动的影响及对其应力分析存在错误；使用过程中阀门误动作、阀门限位开关失灵、阀板卡死、顶断阀门架、顶裂阀体等，未按要求进行检验、更换等。2）电气设施危险、有害因素分析电气火灾事故的原因包括电气设备缺陷或导线过载、电气设备安装或使用不当等，从而造成温度升高至危险温度，引起设备本身或周围物体燃烧、爆炸。在输气站场等易燃、爆炸危险环境中，设置有防爆电机、电控阀门、仪器仪表、照明装置及连接电气设施的供电、控制线路等。这些设施、连接一旦发生火灾或故障，将引起电气设备火灾、爆炸事故。3）防雷、防静电设施危险、有害因素分析站场内大部分管线和设备均设有防雷、防静电设施。主要危险、有害因素有：（1）系统所设置的防雷、防静电装置的位置、连接方法不正确，造成防雷、防静电效果达不到设计要求；（2）不设置避雷装置，或避雷装置发生故障或消除静电装置失灵；（3）防雷、防静电装置采用非良导体材料制造，或年久失修接触不良，造成接地电阻过大，难以起到消除雷电或静电作用；4）安全附件等危险、有害因素分析设备上设置有安全阀等安全附件和相应的控制仪器仪表，以确保系统安全。如果安全附件故障，不仅不能对系统起到保护作用，而且有可能直接造成安全事故。（1）安全阀安全阀老化、性能降低甚至断裂；安全阀密封面损坏从而无法达到密封要求；安全阀开启压力过高，使安全阀起不到保护作用，或者开启压力过低，使安全阀经常开启，导致介质经常泄漏或造成事故；安全阀的排放能力不够，使超压的管道、设备不能及时泄压；安全阀漏气；安全阀开启不灵活等原因都可能造成安全事故。（2）控制仪器仪表系统用于控制温度、压力、流量等的控制仪器仪表及站场PLC控制系统等，这些仪器仪表及控制系统对整个系统的控制、运行和管理，起着十分重要的作用，如果设备选型不当、制造质量存在问题或系统控制用软件不适合工艺要求，则系统参数如温度、压力、流量等，无法实现有效控制，有可能造成超压、超温、泄漏等安全事故，甚至火灾、爆炸事故，例如压力表指针不动、不回零、跳动严重时，有可能出现超压情况。5）清管设施系统选用的清管球的密封垫片形式不当难以将管道内部的污物清除干净；收发球筒的快开盲板选型不当，容易造成带压伤人事故；管道三通和旁路管道未安装档条或旁路阀门未关严、管道严重变形或管内有较大异物未清除干净等原因堵塞管道时会造成清管器丢失、卡阻，清除卡阻操作不当容易产生管道破裂事故或伤人事故。6）其它系统（1）计量装置计量系统主要危险是泄漏引起的火灾爆炸事故，以及计量错误引起的自控系统误动作等。（2）调压装置调压设备故障，导致下游管道、设备超压，可能引发超压损坏事故，设备材质不合格可能发生天然气泄漏，设备安装时接头处密封不严也可能发生天然气泄漏，泄漏的天然气在空气中达到爆炸极限浓度时，遇明火可发生爆炸事故。输气管道生产过程中危险性识别本工程管线属于长输管道，输送的介质具有易燃、易爆危险性。在设计、施工、运行管理过程中，可能存在设计不合理、施工质量问题、腐蚀、疲劳等因素，可能造成阀门、仪器仪表、管线等设备设施及连接部位泄漏而引起火灾、爆炸事故。如输气管道内积水、冰堵事故；过滤器、管道连接法兰处泄漏等。1）设计不合理（1）材料选材、设备选型不合理在确定管件、法兰、阀门、机械设备、仪器仪表材料时，未充分考虑材料的强度，若管线的选材不能满足强度要求，管道存在应力开裂危险。（2）管线布置、柔性考虑不周管线布置不合理，造成管道因热胀冷缩产生变形破坏或振动；埋地管道弯头的设置、弹性敷设、埋设地质影响、温差变化等，对运行管道产生管道位移具有重要影响，柔性分析中如果未充分考虑或考虑不全面，将会引起管道弯曲、拱起甚至断裂。管内介质不稳定流动和穿越公路、铁路处地基振动产生的管道振动也可能导致管道位移。（3）结构设计不合理在管道结构设计中未充分考虑使用后定期检验或清管要求，造成管道投入使用后不能保证管道内检系统或清管球的通过，而不能定期检验或清污；或者管道、压力设备结构设计不合理，难以满足工艺操作要求甚至带来重大安全事故。（4）防雷、防静电设计缺陷管道工程如果防雷、防静电设计不合理、设计结构、安装位置等不符合法规、标准要求，会为本工程投产后带来很大的安全隐患。2）穿越工程危险、有害因素分析本工程管道在敷设途中，多处穿越公路、铁路及河流水渠，对于穿越段管道，存在以下危险、有害因素：（1）河流穿越的影响本工程河流中型穿越共3处，河流、沟渠小型穿越共28次，农田灌溉沟渠共92次。本工程穿越采用定向钻和大开挖的方式。定向钻的施工方式，对河流影响较小；大开挖施工穿越处对管道的破坏形式主要为河床的下切。平原段河流态势、水文及冲淤变化较大，有的改道频繁，河床地质条件较差。因此在汛期水量急增的情况下，容易造成河床段管道的下切暴露，甚至冲断。河岸垮塌严重，也会造成岸坡管道的暴露悬空。（2）公路穿越的影响本工程穿越高速公路3次，穿越国道6次，穿越省道6次，穿越县级公路27次，穿越非等级公路188次。公路上的过往车辆对管道具有周期性的疲劳损伤，对管道寿命有一定的影响；公路两旁施工或养护时，可能对管道造成影响。穿越等级公路时采用混凝土顶管穿越，由于施工问题可能会造成套管内主管道外防腐层一定程度损伤，由于修复困难等原因常会造成套管内主管道腐蚀较快。（3）铁路穿越的影响本工程管道穿越铁路5次，铁路火车通过时产生的振动会对管道产生管道应力破坏。（4）带套管穿越的影响管线带套管穿越高等级公路、铁路时，由于套管对阴极保护电流的屏蔽作用，无法使套管内工作管得到应有的保护，为此可研对这些输送管补加牺牲阳极进行保护，可以有效抑制阴极保护失效的影响。（5）疲劳失效管道、设备等设施在交变应力作用下发生的破坏现象称为疲劳破坏。所谓交变应力即为因载荷作用而产生随时间周期或无规则变化的应力。交变应力引起的破坏与静应力引起的破坏现象截然不同，即使在交变应力低于材料屈服极限的情况下，经过长时间反复作用，也会发生突然破坏。管道经常开停车或变负荷，系统流动不稳定，穿越公路、铁路处地基振动产生管道振动等均会产生交变应力。而管道、设备等设施在制造过程中，不可避免的存在开孔或支管连接、焊缝缺陷，这些几何不连续造成应力集中，由于交变应力的作用将在这些部位产生疲劳裂纹，疲劳裂纹逐渐扩展贯穿整个壁厚后，会导致天然气泄漏或火灾、爆炸事故。7.3.2同类管道工程事故调查国外同类事故统计与分析1）欧洲（1）事故率统计2008年12月，欧洲输气管道事故数据组织(EGIG)发布了“7thEGIGreport”，对1970年～2007年共38年间该组织范围内所辖的输气管道的事故进行统计分析。根据EGIG对不同时期管道事故率的统计（见表6.2-3），1970-2007年间，总事故率为0.37/1000km·a，与1970-2004年间总事故率0.40/1000km·a相比进一步降低。2003-2007年事故率仅为0.14/1000km·a。可见，管道事故率正在逐年下降，这主要归功于输气管道的焊接技术、安全管理、自动控制等技术不断完善的结果。表7.3-2不同时段事故率统计统计时段事故次数统计管道总长(km·a)事故率(1000km·a)1970-200711723.15×1060.371970-200411232.77×1060.402003-2007880.62×1060.142007140.13×1060.11（2）事故原因统计根据统计，欧洲输气管道事故主要原因为第三方破坏，约占事故总数的49.6%；其次是施工和材料缺陷，所占比例为16.5%；第三是腐蚀，占总数的15.4%，地基位移、其他原因和误操作分居第4～6位。前三项事故原因不仅是造成欧洲输气管道事故的主要因素（80%以上），而且也是整个世界管道工业中事故率最高的三大因素。2）美国OPS(OfficeofPipelineSafety)是美国联邦政府指定的输油和输气管道管理部门，管道事故资料较详实。表7.3-31991-2009年美国陆上输气管道事故统计年份长度事故数次伤亡数，人财产损失(美元)事故危害伤亡/(次·km·a)英里km死亡受伤199128529545912559011$11,054,6384.06×10-7199228307145554650314$10,020,9657.46×10-7199328504345872081116$17,582,2684.58×10-7199429343847223052015$41,386,3066.11×10-719952888464648404107$6,818,2503.67×10-719962853384591946215$10,947,0862.11×10-719972877454630685815$10,056,8852.23×10-7199829560647571972111$34,165,3243.50×10-719992900974668534228$16,526,8345.10×10-72000293716472677651516$15,206,3711.01×10-620012849144585126725$12,095,1652.28×10-720022971864782615714$15,878,9051.83×10-720032955234755858118$45,406,1722.34×10-720042969534778868302$10,573,3435.04×10-8200529478347439410605$190,703,9499.94×10-8200629371847268010733$31,024,3191.19×10-720072949384746448727$43,589,8482.18×10-720082972684783939405$111,992,0881.11×10-7200929884248092692011$43,988,3502.49×10-7平均值291701469434$80,159,4593.36×10-7从统计结果可以看出，在1991年～2009年的19年里，美国输气管道共发生了1356次事故，年平均事故率约为71.4次，事故率平均为1.52×10-4次/(km•a)，事故伤亡率平均为3.36×10-7/(次·km·a)。3）前苏联前苏联的石油天然气工业在80年代得到了迅猛发展，这一时期建设的输气管道包括著名的乌连戈依-中央输气管道系统，它把西伯利亚天然气输送到了西欧。前苏联输气管道在几十年的运营中，出现过各种类型的事故，表7.3-4列出管线发生事故的统计结果。各种事故原因统计分析结果列于表7.3-5。表7.3-4前苏联输气管道事故统计数据(1981-1990)年份事故次数事故原因外部腐蚀内部腐蚀外部干扰材料缺陷焊接缺陷施工缺陷设备缺陷违反操作规程其他原因19818836315147111/119825522396551/419837639481037/14198487281299139/341985963451416137322198682211016108102231987932292671262451988541747944234198967112171010453519905418/6962148合计752248521271008165172240百分比(%)10032.986.9116.8913.3010.778.642.262.935.32表7.3-51981年～1990年前苏联输气管道事故原因分析事故原因事故次数占总事故的比例(%)腐蚀30039.9其中：外部腐蚀(=SUM(ABOVE)300)(33.0)内部腐蚀(=SUM(ABOVE)0)(6.9)第三方破坏=SUM(ABOVE)016.9材料缺陷=SUM(ABOVE)013.3焊接缺陷=SUM(ABOVE)010.8施工和设备缺陷8210.9其中：施工缺陷(=SUM(ABOVE)82)(8.6)设备缺陷(17)(2.3)违反操作规程=SUM(ABOVE)(17)2.9其他原因405.3合计752100在1981年到1990年10年间，前苏联由于各种事故原因造成输气管道事故共752次，平均事故率为0.40×10-3次/(km•a)。从统计结果可以看出，各种事故原因依其在事故总次数中所占的比例排序为：腐蚀39.89%(其中外腐蚀32.98%，内腐蚀6.91%)，外部干扰16.89%，材料缺陷13.30%，焊接缺陷10.77%，施工缺陷8.64%，违反操作规程、设备缺陷和其他原因所占比例较低，分别为2.93%、2.26%和5.32%。在整个80年代，前苏联输气管道因各种原因导致的事故呈逐年下降趋势，事故次数减少的主要原因是占到事故总数约40%的腐蚀事故逐年减少，特别是后五年(1986年～1990年)减少幅度较大，这期间总计发生的腐蚀事故是114次，而头五年(1981年～1985年)发生的腐蚀事故次数总共有186次，要比后五年多出1/3以上。腐蚀事故减少的原因，首先是因为设计、施工和运营各环节都更加注重防腐质量，提高了施工质量，减少了事故隐患。其次，随着前苏联国内和欧洲天然气需求量的增长，80年代建设了数条直径在1220mm～1420mm的大口径跨国输气管道和国内输气管网。这些管道的管材钢级较高(X70)，管壁相应较大，加之管道运行年限不长，所以事故次数较少。4）国外输气管道事故比较（1）事故率由于不同的国家对事故率的统计标准有一定的差异，而且在同一个国家也并不是所有的事故都能得到准确和及时的上报。美国能源部资料披露，将这些因素作了修正后得出的统计，欧洲、美国、前苏联地区的管道事故率对比见表7.3-6。表7.3-6欧洲、美国、前苏联输气管道事故率对比地区或国家纠正的事故数(10-3次/(km·a))欧洲0.37美国0.15前苏联0.46（2）事故原因比较上述国家和地区输气管道的事故原因，发现尽管事故原因在不同国家所占比例不同，即引起事故的原因排序不同，但结果基本相同，即主要为外力影响、腐蚀、材料及施工缺陷三大原因。在欧洲和美国，外部影响是造成管道事故的首要原因；在欧洲较小直径管道受外部影响的程度一直高于大直径管道，这主要与管壁厚度与管道埋深有密切关系，随着大直径管道建设数量的增多，外部影响造成的管道事故在欧洲已有所下降；在美国，外部影响造成的管道事故占到全部事故的50%以上。前苏联外部影响造成的事故占总数的16.9%，排在腐蚀原因之后，是第二位事故原因。从以上结果可以看出，外部影响是造成世界输气管道事故的主要原因。比较结果也同时显示，在每年的管道事故中，腐蚀造成的事故比例也比较大。前苏联1981年到1990年期间因腐蚀造成的事故有300次，占全部事故的39.9%，居该国输气管道事故原因的首位；在美国，1987年到2006年的统计数据中，腐蚀发生了231次，占总数的20.3%，是造成事故的第三位原因；在欧洲，1970年到2004年腐蚀事故率为16.91%，事故原因排序与美国相同，排在外部影响和材料及施工缺陷之后，位居第三。加拿大的事故中，腐蚀是第一位的原因，所占比例有45%，其中均匀腐蚀是27%，应力腐蚀18%。材料失效和施工缺陷在美国和欧洲是事故原因的第二位因素。在美国，材料缺陷或结构损坏引发的事故有275次，占全部事故的24.2%；欧洲同类事故占总事故的18.13%。在前苏联，因材料缺陷、焊接缺陷和施工缺陷导致的事故次数分别是100次(13.3%)、81次(10.8%)和82次(10.9%)，合计事故率为35%，超过了外部影响的比率(16.9%)。由此可见，材料失效和施工缺陷对管道安全运行的危害是比较大的。5）损坏类型与点燃概率的统计表7.3-7给出了世界范围内发生管道事故时，天然气泄漏后被点燃的统计数据。结果显示，三种泄漏类型中，以针孔泄漏类型被点燃的概率最小，其次是穿孔，断裂类型特别是管径大于0.4m的管道断裂后，天然气被点燃的概率明显增大。表7.3-7天然气被点燃的概率损坏类型天然气被点燃的概率(×10-2)针孔1.6穿孔2.7断裂(管径＜0.4m)4.9断裂(管径≥0.4m)35.32）管道性能与不同泄漏类型的统计事故频率与管道性能之间也有一定关系。表7.3-8和表7.3-9的数据显示不同壁厚、管径和管道埋深条件下事故频率的统计情况。表7.3-8管道壁厚与不同泄漏类型的关系(事故频率10-3/km•a)项目针孔/裂纹穿孔断裂管道壁厚(mm)≤50.1910.3970.2135～100.0290.1760.04410～150.010.03／管道直径(mm)≤1000.2290.3710.32125～2500.080.350.11300～4000.070.150.05450～5500.010.020.02表7.3-9不同埋深管道发生事故的比例埋深(cm)不详0～8080～100>100事故率(10-3次/km•a)0.351.1250.290.25分析上面两个表的结果可以知道，事故发生的频率与管道的壁厚和直径大小有着直接的关系，较小管径的管道，其事故发生频率高于较大管径管道的事故发生频率，因为管径小，管壁相应较薄，容易出针孔或孔洞，所以薄壁管的事故率明显高于厚壁管；此外，管道埋深也与事故率有着密切的关系，随着管道埋深的增加，管道事故发生率明显下降，这是因为埋深增加可以减少管道遭受外力影响和破坏的可能性。国内同类事故统计与分析近年来国内的输气管道事故统计很难收集，也没有权威部门的统计结果，所以本节针对工程所处自然环境、工艺等特点，结合搜集的国内事故案例，将对洪水冲蚀、第三方破坏及其他原因引起的典型事故案例进行分析，以期对该工程起到一定的借鉴作用。相关案例及分析见表7.3-10。表7.3-10国内同类事故案例统计时间事故管道名称事故类型事故后果和原因2005.05.28西气东输一线洪水冲蚀2005年5月28日，一场突如其来的暴雨降临甘肃省安西县柳园地区，洪水冲毁了西气东输一线管道120多米管堤，通讯光缆被冲出管沟，主管线大面积暴露。经过四天的抢修，才完全修整并恢复了被冲毁的管堤及周边地形。1999靖西线洪水冲蚀1999年洛河发生大洪水，位于陕西省富县附近的靖西线因洪水冲刷发生了断裂，停输70h，造成严重经济损失。管道断口形状呈不规则几何形状，为塑性断裂。事故原因主要为洛河穿越段水沙条件不利于管道的安全；管道埋设位置不利；设计配重、埋深不合理。1998.08.01陕京一线洪水冲蚀1998年8月1日，由于陕西府谷县突降大雨，陕京一线257号桩附近地界川处管道被冲出，管道破裂漏气，造成管道停输66h。事故主要原因是对可能发生的洪水灾害估计不足，水工保护设计方案有缺陷。发生事故处河床坡度大，洪水近乎泥石流。穿越处2m以下为基岩，混凝土敷盖层直接浇注在管体上，但没有与基岩形成一体。洪水冲出混凝土敷盖层后，加大了对管体的荷载和冲击力，造成管道破裂。2004.10.06陕京一线第三方破坏2004年10月6日，神木县高新生态农场场长麻卡学为了浇灌良种繁育基地，雇用一辆装载机在陕京输气管线马场梁段188＃+549Ｍ处附近开挖一个蓄水池。18时20分许，装载机驾驶员曹耀军由于对天然气管道标识判断有误，不慎将陕京输气管道撞开一个长8厘米，宽６厘米的口子，导致天然气泄漏。18时30分许，抢险队赶到现场将管道上下游阀门关闭，并对管内天然气采取排空措施。至７日凌晨１时54分，管道内已基本无气。２时许，管道抢修队伍进入现场抢修，8日凌晨１时正式进气。由于及时抢险，措施得当，本次事故未造成人员伤亡，未影响向北京正常供气。2010.05.30陕京一线第三方破坏陕京一线管道灵丘县东河南镇韩淤地村南100米处发生泄漏，原因是唐河水库二标项目部施工队凌晨施工作业时，挖破管道，致使漏气。2003西气东输一线第三方破坏2003年9月12日，西气东输管道还未通气，犯罪嫌疑人张某找人在西气东输管道上用气焊开一个直径80厘米的洞，并安装了阀门用来盗气。2004年2月29日，西气东输苏浙沪管理处工程科对这一段管道进行试压，当压力达到8.0兆帕时，突然发现降压现象，立即组织工程人员现场检查，最终发现两个非法安装的阀井。小结和建议总结上述不同国家、地区输气管道的事故原因，发现尽管事故原因在不同国家所占比例不同，即引起事故的原因排序不同，但结果基本相同，即主要为外力影响、腐蚀、材料及施工缺陷等三大原因。以下针对不同原因提出相应的建议：1）外力影响：加强与管道沿线地方政府、企事业单位和居民的联系，对与管道相关的工程提前预控，按照《关于加强石油天然气管道保护的通知》(国经贸安全(1999)235号)中“后建服从先建”的原则，消除管道保护带内的各种事故隐患；加强《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的宣传力度，树立“保护管道安全就是保护沿线群众自身安全”的思想，与工程沿线地方有关部门共同协调，防范和消除第三方破坏；建立有关管道管理制度，如巡线工巡线责任制等。发生重大隐患及时上报，及时依法进行交涉，力争得到公正、完善的解决，避免重大恶性事故发生。同时，在管道沿线增设管道事故报警警示牌，一旦发生情况，沿线群众能够及时给报警中心报警，避免事故扩大化。2）腐蚀：本项目全线管道均选用常温型三层PE防腐层，对不同线路段的管道采用不同的防腐等级，一般的线路段普通级，对穿越段（包括：河流穿越段，高速公路、等级公路、铁路套管穿越段）、特殊线路段（包括：石方段）和人口稠密段采用常温加强级三层PE防腐层，阴极保护选用强制电流法对管线进行保护，对于需要特殊保护的局部管段采用埋设牺牲阳极的辅助保护措施，确保管道不发生或少发生外腐蚀事故。3）材料及施工缺陷：我国早期建设的天然气输送管道，几乎全部采用螺旋焊钢管。此种钢管的焊缝具有应力集中的现象，因而焊缝缺陷引发的事故比直缝钢管概率高。螺旋焊缝钢管制管时，剪边及成形压力造成的刻伤，造成焊接时的焊接缺陷并引起应力集中，在含硫化氢的腐蚀性介质中形成局部阳极。在输气的低频脉动应力作用下，局部腐蚀逐渐扩展成裂纹，在较低的输气压力下即可产生爆管，沿焊缝将管道撕裂。因此，在材料选用方面，应避免选用螺旋焊钢管。近年来，天然气管线普遍采用APIX系列等级的材质，制管时，采用直缝双面埋弧焊。在施工方面：与国际水平相比，我国原有的管口焊接质量水平较低，常见的缺陷有电弧烧穿、气孔、夹渣和未焊透等。也是引发事故的重要因素。近年来，陕京一线、西气东输一线等一大批新建油气管道工程的焊接质量有了很大的提高，采用了自动埋弧焊工艺，施工水平接近或达到国际先进国家的水平。管口焊接质量把关非常重要，必须严格按照施工工程质量管理要求施工，严格焊缝检验检测，确保工程质量，不留事故隐患。4）地质灾害：要根据有关地震资料和设计采用的设防烈度，防止地质不均匀沉降和地震对管道造成的破坏。5）建议管理部门从设计开始就先行介入，落实新管道建设开始的各个环节及质量，减少事故发生。7.3.4项目风险类型通过事故类比调查国内外长输管线项目，结合本工程的工程分析、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天然气输送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污染事故以及遇明火燃烧后产生的CO的次生污染事故，具体危害和环境影响可见表7.3-11表7.3SEQ表格\*ARABIC\s22事故风险类型、来源及危害事故类型来源主要危害可能含有的主要污染物环境影响泄漏天然气输送污染环境，损害人身安全挥发烃污染大气火灾爆炸天然气输送有害气体，热辐射，抛射物等污染环境，损害人身健康及财产安全CO污染大气，破坏植被7.4源项分析7.4.1最大可信事故设定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。而重大事故是指导致有毒有害物泄漏的火灾、爆炸和有毒有害物泄漏事故，给公众带来严重危害，对环境造成严重污染。通过事故类比调查国内外长输管线项目，结合本工程主要物料危险性识别、生产设施危险性识别以及天然气输送过程危险因素分析，确定本工程的最大可信事故为：（1）管线发生破裂，导致大量天然气泄漏进入大气环境中，泄漏的天然气（主要为甲烷）对周围环境造成污染，天然气泄漏时间按照30min考虑。（2）管线发生天然气泄漏遇火燃烧后，次生CO对周边大气环境产生影响，设定着火时间为30min。7.4.2最大可信事故概率（1）本工程管道事故率总体水平根据国内外同类管道工程事故率调查统计，国内外管道事故概率详见表7.3-6。近年来，随着国内管道建设和技术发展，我国管道建设水平已与国际水平接近。类比欧洲管道，拟建工程管道事故率为0.37×10-3次/(km•a)。中俄东线济宁支线天然气管道线路全长171.9km，由此计算，本项目管道工程事故总体水平为0.063次/a，相当于15.8年发生一次，应该引起重视，最大限度地降低外部干扰和施工缺陷及材料失效等方面事故原因出现的可能，使管道能够安全平稳地运营。（2）最大可信事故概率根据不同管道直径与断裂事故发生频率的关系，以及断裂事故对应的天然气被点燃事故的概率，计算假定最大可信事故概率，结果详见表7.4-1。表7.4-1最大可信事故概率管道管段距离(km)管径断裂事故概率(×10-3次/年)天然气断裂点燃概率(×10-3次/年)中俄东线泗水分输站-任城末站干线中俄东线泗水分输站-泗水分输站22.454001.120.40泗水分输站-曲阜分输站31.844001.590.56曲阜分输站-兖州分输站38.694001.930.68兖州分输站-颜店分输清管站7.264000.360.13颜店分输清管站-任城末站13.764000.690.24颜店分输清管站-邹微末站支线颜店分输清管站-高新分输站18.543000.930.05高新分输站-邹微末站21.463001.070.05济宁昆仑能源汶上分输站-任城末站联络线济宁昆仑能源汶上分输站-任城末站17.94000.900.327.4.2事故源项设定天然气管线泄漏天然气泄漏量采用“导则”中的公式计算，天然气泄漏速率QG如下：当气体流速在音速范围(临界流)：当气体流速在亚音速范围(次临界流)：式中：P—容器内介质压力，Pa； P0——环境压力，Pa； k——气体的绝热指数(热容比)，即定压热容与定容热容之比，天然气绝热指数取1.32；假定天然气特性是理想气体，气流泄漏速度QG按下式计算：式中：QG——气体泄漏速度，kg/s；P——容器压力；Cd——气体泄漏系数(当裂口形状为圆形时取1.00)；A——裂口面积，泄漏管径取30mm管径；M——分子量；0.016kg/mol；k——气体的绝热指数(热容比)，即定压热容与定容热容之比；R——气体常数，8.31J/mol·k；TG——气体温度；Y——流出系数，对于临界流Y=1.0，对于次临界流按下式计算：经计算，事故情况下的天然气泄漏源强见表7.4-2。表7.4-2天然气泄漏源强一览表天然气泄露发生火灾爆炸事故过程中会同时伴生大量烟尘、CO等有害污染物，将对周围大气环境产生影响。本次预测选择毒性较大、对人体健康产生较大危害的污染因子CO作为环境影响预测因子。采用《环境统计手册》中的天然气燃烧CO产生量估算公式，计算天然气燃烧产生的一氧化碳量。计算公式如下：GCO=1250q(VCO+VCH4+2VC2H6+3VC3H8+4VC4H10)式中：GCO——一氧化碳产生量，g/kg；VCO、VCH4、VC2H6、VC3H8、VC4H10——气体燃料中CO、CH4、C2H6、C3H8、C4H10的容积百分比，%；q——化学不完全燃烧值，％。取2%。事故排放源强计算参数及结果见表7.4-3。表7.4-3事故排放源强一览表7.5环境风险分析7.5.1有害气体在大气中的扩散1、排放形式判定连续排放还是瞬时排放，可以通过对比排放时间Td和污染物到达最近的受体点（网格点或敏感点）的时间T确定。T=2X/Ur式中：X——事故发生地与计算点的距离，m；Ur——10m高处风速，m/s。假设风速和风向在T时间段内保持不变。当Td＞T时，可被认为是连续排放的；当Td≤T时，可被认为是瞬时排放。本项目设置网格点50m，经计算，污染物到达最近的网格点时间T=2X/Ur=2×50/1.5=66.67s，大于污染物排放时间Td（25s），因此本项目判定事故排放的烟团/烟羽为瞬时排放。由于烟团初始密度为0.84904kg/m3，小于空气密度，则不计算理查德森数。扩散计算建议采用AFTOX模式。2、预测范围与计算点预测范围预测范围即预测物质浓度达到评价标准时的最大影响范围，通常由预测模型计算获取，预测范围一般不超过10km。本项目预测范围为管道中心线两侧100m的区域。计算点计算点分特殊计算点和一般计算点。特殊计算点指大气环境敏感目标等关心点，一般计算点指下风向不同距离点。项目网格点设置间距50m。3、预测模型参数气象条件气象条件选取最不利气象条件进行预测。最不利气象条件取F类稳定度、1.5m/s风速、温度25℃、相对湿度50%。地表粗糙度地表粗糙度一般由事故发生地周围1km范围内占地面积最大的土地利用类型来确定。由于管道所在地形主要为耕地，地表粗糙度取值依据模型推荐值10cm（低矮农作物）考虑。地形数据项目区域为平坦地形，不考虑地形对扩散的影响。大气毒性终点浓度值选取项目重点关注危险物质大气毒性终点浓度值选取，采用《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）附录H中数值，分为1、2级。大气毒性终点浓度值选值，见表7.5-1。表7.5-1项目大气重点关注危险物质大气毒性终点浓度值选值表序号物质名称CAS号毒性终点浓度-1/(mg/m3)毒性终点浓度-2/(mg/m3)1天然气（甲烷）74-82-82600001500002CO630-08-0380953、预测参数项目预测参数见表7.5-2。表7.5-2项目预测参数一览表（AFTOX模型）事故源污染物排放方式排放时长(s)泄漏速率（kg/s）释放高度(m)喷射流的初始截面积(m2)喷射流的初始流速(m/s)出口气体密度kg/m3输气管道天然气（甲烷）瞬时泄露251005.7103.9630298.90.849044、预测结果根据以上确定的预测模式、参数和源强进行预测，预测最不利气象条件，下风向不同距离处有毒有害物质的最大浓度、最大影响范围，各关心点的有毒有害物质浓度随时间变化情况，以及关心点的预测浓度超过评价标准时对应的时刻和持续时间。表7.5-3最不利气象条件下—下风向不同距离处有毒有害物质最大浓度甲烷CO下风向距离（m）浓度(mg/m3)下风向距离（m）浓度(mg/m3)100.00010665.20060202226013.6841105221.0001102.6681601854.1001600.894210840.5402100.395260445.4402600.207310262.4403100.121360166.8303600.076410112.2904100.05151057.6035100.02661033.2396100.01571020.8287100.00981013.3128100.0069108.4589100.00410105.63210100.00213102.04013100.00116100.91116100.00020100.38320100.00025100.16025100.00030100.07930100.00035100.04335100.00040100.02640100.00045100.01645100.00049600.01149600.000最大落地浓度对应距离/m6010上述预测结果可知，天然气管道泄漏造成污染事故发生后甲烷地面浓度最大值为20222mg/m3；甲烷不完全燃烧造产生的CO地面浓度最大为665.2mg/m3。天然气泄漏以及不完全燃烧造成的环境影响最大范围见表7.5-4。表7.5-4天然气泄漏毒性终点浓度最大影响范围（最不利气象）气象条件毒性终点浓度浓度(mg/m3)下风向最大影响范围（m）最不利气象条件甲烷毒性终点浓度-1260000未出现毒性终点浓度-2150000未出现CO毒性终点浓度-13802毒性终点浓度-2956根据预测结果，最不利气象条件下，天然气泄漏时在下风向10m范围内未出现浓度超过毒性终点浓度-1和毒性终点浓度-2的区域；天然气不完全燃烧产生的CO在下风向6m范围内为有毒有害物质浓度超过毒性终点浓度-2的区域，2m范围内为有毒有害物质浓度超过毒性终点浓度-1的区域。7.5.2水环境影响分析由于天然气密度比空气小，沸点极低（-161.5℃），且几乎不溶于水，在事故状态下，即一旦输气管道穿越河流处发生破裂，天然气对水质的直接影响很小，但管道的维修和维护将会扰动水体，增加水体悬浮物，短期内会影响水质；另外，如果泄漏引发火灾爆炸事故，抢维修产生的消防废水有可能会影响水质。通过采取严格的风险防范措施和应急预案，可以将环境风险事故对水环境的影响降低到最小。7.5.3林地环境影响分析如果在处理泄漏事故时，由于误操作引发火灾、爆炸，发生火灾的地方为林场、森林一类的植被茂密地区，在一定的气象条件下还可能引发森林大火，这会给当地的生态环境造成极大的破坏。在管道经过林区段，依据《中华人民共和国森林法》，采取营造生物防火带、加强瞭望、巡视等措施，严格规范管道维修、维护操作规程等措施，防止事故或处理事故时引起森林火灾。事故状态下，主要影响是天然气泄漏，伴生或次生火灾爆炸事故。由于天然气属于易燃易爆危险物品，其管线的泄漏环境为开放环境，不易形成爆炸性蒸气云，多数形成火灾，会对附近人员和环境产生破坏性的影响。主要影响表现在：（1）直接伤害事故点周围的生物资源，包括动物、植物、微生物等。（2）改变土壤的温度、结构、理化性质、肥力、土壤微生物含量等。（3）改变野生动物的栖息环境、食源、种间竞争关系、野生动物之间的捕食与被捕食关系等。（4）对植物的影响表现为直接伤害、促进、引起植物种群和群落的变化。根据国际国内的类比调查，同类天然气输送管路工程运行阶段发生泄漏引起爆炸、火灾的几率非常低。尽管如此，在该工程的运行阶段，对其发生的风险应给于足够的重视，采取必要的防范、防护措施，主要从施工阶段和运行阶段采取防护措施。事故产生的影响一般在半径200m范围内，影响时间相对较短。从管线沿线植被分布图来看，该区域基本为栽培植被和草地植被，另有小面积的灌木林地，有林地相对较少，因此对植被造成的破坏损失量较小，但是在植被敏感地段发生事故时，应加强对抢维修作业的管理，把环境影响降到最低程度。7.6事故风险防范措施7.6.1前期采取的风险事故防范措施管道路由优化（1）选择线路走向时，尽量避开居民区以及不良地质地段、复杂地质地段、地震活动断裂带和灾害地质段，以减少由于天然气泄漏引起的泄漏、火灾、爆炸事故对居民危害。如无法完全避让，也应尽量减少上述地段的通过长度，确保管道长期安全运行。（2）尽量减少与河流、高速公路、铁路等大型建构筑物的交叉。总图布置安全防护措施（1）本工程各工艺站场建构筑物间距满足安全防火距离，符合《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)要求。（2）管道与地面建构筑物的最小间距符合《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）、《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）等规范要求。（3）站场内利用道路和围墙进行功能分区，将生产区和生产管理区分开，以减少生产区和生产管理区的相互干扰，降低危险隐患。工艺和设备选择（1）设计选用质量可靠的管材和关键工艺设备，保证管道的运行安全。（2）管道穿越不同特殊地段，设计采用不同的敷设方式，保证管道安全。如管道穿越铁路、公路，采用加套管保护和提高管道设计系数等方法；管道穿越河流、沟渠等，加大管道埋深；沿管线走向设置警示牌等。防腐选择管道的外防腐采用三层PE防腐层加阴极保护的联合保护方案。阴极保护采用强制电流方式。在土壤腐蚀性为强的地段，采用带状牺牲阳极作临时阴极保护。自动控制安全防护措施（1）本工程全线采用SCADA系统对各站场进行监控、调度和管理等。（2）本工艺站场设置紧急切断系统(ESD)，它将独立于SCS系统单独设置。一旦发生紧急情况，可立即关闭紧急切断阀，启动放空程序，降低站内压力。（3）本工程根据管道沿线地区等级，并综合考虑管道沿线建筑物的密度、城镇近期发展规划等情况，本工程各站场设置站控制系统，设置监视远传设备和远程终端装置（RTU）。一旦发生事故，可通过SCADA系统紧急关闭截断阀，减少天然气外泄量，从而降低对沿线环境敏感点的影响。消防措施（1）在可能发生天然气泄漏或积聚的场所应按照《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》(GB50493-2009)的要求设置可燃气体报警装置。（2）在可能发生火灾的各类场所、工艺装置区、主要建筑物、仪表及电器设备间等分别配置一定数量的灭火设备。同时依托当地消防力量。防雷、防暴、防静电措施（1）为防止爆炸，站内电器设备、设施的选型、设计、安装及维修等均符合《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-2014）的规定。（2）工艺站场内所有设备、管线均应做防雷、防静电接地。（3）现场人员穿防静电工作服，且禁止在易燃易爆场所穿脱，禁止在防静电工作服上附加和佩带任何金属物件，并在现场设置消除静电的触摸装置。管道标志桩(测试桩)、警示牌及特殊安全保护设施为了便于管线的安全运营，根据《管道干线标记设置技术规定》(SY/T6064-2011)的规定，沿线设置以下标志桩：里程桩：管线每公里设置1个，每段从0+000m开始，一般与点位测试桩合用。转角桩：管道转弯处要设置转角桩，设置在转折管道中心线上方。穿跨越桩：当管道穿越河流及渠道、铁路、高等级公路或穿越公路长度大于50m时，在两侧设置穿跨越桩。交叉桩：凡是与地下管道、电(光)缆交叉的位置，设置交叉桩。交叉桩上注明线路里程、交叉物名称、与交叉物的关系等。结构桩：当管道外防腐层或管壁发生长距离变化时，在变化位置处设置结构桩，桩上要标明线路里程及变化前后的结构属性等。设施桩：当管道上有特殊设施时设置设施桩，桩上要标明管线里程、设施的名称及规格。警示牌：管道穿越敏感地段设置警示牌，连续地段每100m设置1个警示牌，并设置在管道中心线上。7.6.2敏感/特殊区段风险防范措施人口密集区风险防范措施在人口密集区，为保障该段管道安全运行，降低环境风险，将采取以下风险防范措施：（1）全线设置警示带，设置标志桩、加密桩和警示牌。（2）道路穿越均设置套管。（3）管线沿道路平行近距离敷设时，覆盖钢筋混凝土盖板。（4）管道焊缝采用“双百探伤”检测，确保焊口质量。（5）重点段采用加强级防腐，局部采取杂散电流防护措施。（6）在管道沿线人口密集、房屋距管线较近等地区，提高设计系数，增加管线壁厚，以增强管道抵抗外部可能造成破坏的能力。（7）定期检查管道安全保护系统(如截断阀、安全阀、放空系统等)，使管道在超压时能够得到安全处理，使危害影响范围减小到最低程度。（8）加大巡线频率，提高巡线的有效性，关注管线沿线的人员活动情况，发现对管道安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并向上级报告。根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的有关规定，要严格控制管道周边的建构筑物的建设。施工时尽量减少作业带宽度，设置警戒线，修筑临时通道，尽可能在行人稀少的时间施工，夜间要悬挂红色警示灯并控制噪声。除采取以上措施外，对穿越人口密集区管段还应制定专项事故风险应急预案，加强对管道沿线居民的风险防范意识和应急演练，以降低事故影响范围和程度。与已建、拟建管道并行段本工程与中石化日照-濮阳-洛阳原油管道宏观走向一致，多次交叉，两管道最大间距达到2.2km，最近间距约10m。针对本工程管线与其他管道交叉、并行段，采取以下工程措施：（1）增加管道壁厚，管道外防腐采用加强级三层PE；（2）管道加套管，并加大管道埋深；（3）采用顶管方式穿越已建管线；（4）穿越已建管线施工时，已建管道增加支护，防止被穿越管道发生沉降；（5）加强沿线设施的巡查、维护、治安保卫等，同时与沿线企业力量及社会力量进行协议联防，加强相关区域应急响应协作机制。（6）应定期对交叉管道进行阴保测试，发生阴保干扰、防腐层破坏现象的时候，应及时采取修补措施。灾害地质及处理措施根据沿线地区的自然地理环境背景，影响本工程项目安全的主要自然因素有：地震、雷击、腐蚀、低温、洪水等。（1）地震地震是地壳运动的一种表现，是地球内部传播出来的地震波造成的地面震动，其中由地下构造活动产生的构造地震，破坏性大、影响面广。地震虽然发生频率低，但因目前尚无法准确预报，具有突发的性质，震时较短，6级以下地震对生产影响不大。7级以上地震可能导致物体掉落，可发生落物伤人，物体挤压等事故。它是输气管道风险事故的主要防范对象之一。根根据国家标准《中国地震动参数区划图》（GB18306-2015），管道沿线所经区域建筑抗震设防烈度见表7.6-1。地区泗水县70.10g0.40s曲阜市70.10g0.40s兖州区70.10g0.40s任城区、高新区60.05g0.45s微山县70.10g0.40s汶上县70.10g0.40s（2）雷击雷雨季节，油气集输处理设备、装置因接地不良，有遭受雷击的危险，油气泄漏环境在雷击情况下直接引发火灾、爆炸的危险。电子设备由于雷击或电涌造成损伤或老化的危险。雷击产生的电效应、热效应、机械效应及静电效应等会造成爆炸、火灾。雷击电流通过人体，可立即使呼吸中枢麻痹，心室纤颤或心跳骤停，出现休克或突然死亡，产生的电火花，可使人烧伤。（3）腐蚀腐蚀是管道穿孔泄漏事故发生最常见也是最大的因素。腐蚀分内腐蚀和外腐蚀两种，内腐蚀与输送介质有关、外腐蚀与环境有关，环境腐蚀即土壤腐蚀。因此，本工程采取相应的防腐措施，控制管道系统的外腐蚀，避免事故的发生。（4）洪水由于输气管线沿途穿越河流，及管道沿线低山丘陵区的冲沟，在雨季和洪水发生时，由于洪水的冲刷可能会造成管线的外露，并引起管线发生塑性变形甚至断裂，从而生成天然气的泄漏，并可能引发火灾、爆炸事故。所以应做好岸坡护岸措施，管线在河流、冲沟穿越段埋深应该加大，并做好稳管措施。不良地质区段风险防范措施管线穿越不良地质区段市，对管线施工场地影响范围内，应严格按照有关规范、规程施工建设，作好相应的衔接及防治措施，控制质量，随时注意监测地质灾害的发生，避免引发地质灾害。（1）管沟开挖部分地段地下水埋藏较浅，穿越河流部分有较多滞水，对管线施工有一定的影响。因此，当管沟开挖深度大于地下水位埋深时，施工时需考虑施工降水，可采取集水明排方法排除地下水，减少地下水对管线的影响。（2）管线穿越处场地地下水水位较浅时，对混凝土和其中的钢筋结构具微腐蚀性，对对钢结构具强腐蚀性，因此，对管线的防腐应符合国家相关规范的规定，设计与施工中应对钢质管道采取相应的防腐蚀措施。（3）管线穿越河流的路段，考虑到在遭遇高洪水位冲刷侧蚀时，侧岸坡抗冲刷能力相对较弱，洪水对边坡有一定的侵蚀作用，易出现塌岸现象，因此要适当加大管道埋深。（4）对管线铺设施工中的竖井开挖、土石等级的相关参数，必须满足本项目地质详勘报告中的相关要求。（5）管道沿线生态环境脆弱，防治水土流失对管道的安全起着至关重要的作用。在因地制宜结合管道所在地形地貌选择不同的工程措施治理的同时，结合生物措施进行植物保护，以起到保护水土的作用。7.6.3施工阶段的事故防范措施（1）在施工过程中，加强监理，确保涂层施工质量。（2）建立施工质量保证体系，提高施工检验人员水平，加强检验手段。（3）制定严格的规章制度，发现缺陷及时正确修补并做好记录。（4）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。（5）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，减少施工误操作。（6）为避免管道在阴极保护投入运行前发生腐蚀，在腐蚀性强的地段对管道进行临时性的阴极保护，即在这些地段的管道上安装带状牺牲阳极对管道进行临时性保护。7.6.4运营阶段的事故防范措施（1）每半年检查管道安全保护系统(如截断阀、安全阀、放空系统等)，使管道在超压时能够得到安全处理，使危害影响范围减小到最低程度。（2）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。（3）加大巡线频率，提高巡线的有效性；每天检查管道施工带，查看地表情况，并关注在此地带的人员活动情况，发现对管道安全有影响的行为，应及时制止、采取相应措施并向上级报告。（4）站场事故放空时，应注意系统的安全运行。（5）在运营期，建设单位应加强与当地相关规划管理的沟通，协助规划部门做好管道、场站周边的规划。按《中华人民共和国石油天然气管道保护法》的要求，禁止管道两侧5米范围新建居民住宅；50m范围内禁止爆破、开山和修筑大型建筑物、构筑物工程；在管道中心线两侧各50m至500m范围内进行爆破的，应当事先征得管道企业同意，在采取安全保护措施后方可进行；加强天然气管道安全宣传工作，减少第三方破坏活动发生。7.6.5抢维修管道建成投产后由济宁中石油昆仑能源有限公司统一负责其管理、经营、维护、抢修。本工程维修将依托于济宁中石油昆仑能源有限公司工程分公司，抢修部分依托中国石油天然气股份有限公司管道中原输油气分公司。7.7应急预案对于重大或不可接受的风险（主要是物料严重泄漏、火灾爆炸造成重大人员伤害等），制定应急响应方案，建立应急反应体系，当事故一旦发生时可迅速加以控制，使危害和损失降低到尽可能低的程度。作为事故风险防范和应急对策的重要组成部分，应急组织机构应制定应急计划，其基本内容应包括应急组织、应急设施（设备器材）、应急通讯联络、应急监测、应急安全保卫、应急撤离措施、应急救援、应急状态终止、事故后果评价、应急报告等。根据导则要求，相关环境保护应急预案应包括内容见表7.7-1和图7.7.1。表7.7.1本项目环境风险应急预案内容一览表序号项目主要内容1应急计划区站场、集输管线相关设施，以及以风险评价范围内的村落。2应急组织结构应急组织机构分级，各级别主要负责人为应急计划、协调第一人，应急人员必须为培训上岗熟练工；区域应急组织结构由当地政府、相关行业专家、卫生安全相关单位组成，并由当地政府进行统一调度。3预案分级响应条件根据事故的严重程度制定相应级别的应急预案，以及适合相应情况的处理措施4报警、通讯联络方式逐一细化应急状态下各主要负责单位的报警通讯方式、地点、电话号码以及相关配套的交通保障、管制、消防联络方法，涉及跨区域的还应与相关区域环境保护部门和上级环保部门保持联系，及时通报事故处理情况，以获得区域性支援。5应急环境监测组织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，专为指挥部门提供决策依据抢险、救援控制措施严格规定事故多发区、事故现场、邻近区域、控制防火区域设置控制和清除污染措施及相应设备的数量、使用方法、使用人员7人员紧急撤离、疏散计划事故现场、受事故影响的区域人员及公众对有毒有害物质应急剂量控制规定，制定紧急撤离组织计划和救护，医疗救护与公众健康8事故应急救援关闭程序制定相关应急状态终止程序，事故现场、受影响范围内的善后处理、恢复措施，邻近区域解除事故警戒及善后恢复措施9事故恢复措施制定有关的环境恢复措施（包括生态环境），组织专业人员对事故后的环境变化进行监测，对事故应急措施的环境可行性进行后影响评价11应急培训计划定期安排有关人员进行培训与演练12公众教育和信息对站场邻近地区开展公众教育、培训和发布有关信息

组成小组组成小组确定危险源事故应急方案方案制定准备方案主要内容方案的实施筹备救援网络指挥机构联络抢险现场急救应急方案附图措施落实应急演习应急方案应用危险物状态、数量、特性事故途径、性质、范围、危险等级救援力量参与指挥人员名单、职责、指挥地点、值班表事故报警电话号码、联络方法专职、兼职抢险人员名单、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、互救方法伤员转送中的医护人员技术要求现场急救点的标志、医护人员值班表、联系途径危险源分布图，危险源位置、种类、数量、人数分布防护设施分布图，设施名称、型号、数量、方位指挥层次示意图，人员疏散分流图应急救援程序简图：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、装备配套齐全，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7.7-1事故应急方案流程图事故应急预案框架，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。中石油在近年来新建的西气东输管道、兰成渝管道、陕京线、涩宁兰管道和随后建设的西部原油成品油管道、锦州-郑州输油管道、兰州-长沙输油管道等工程的运行和建设中都制定和完善事故应急预案，强化了“以人为本、企地联动、保护管道沿线民众、保障公众秩序和社会稳定”的内容，并将预案内容与沿线各省、区、市有关部门进行交流，充分征求地方意见，将预案纳入地方应急体系之中。本工程借鉴西气东输等国内已建和在建管道工程特点和编制应急预案的经验，编制完善针对本工程的施工应急预案。7.7.1制定原则遵循以人为本、预防为主，统一领导、分级负责，企业自救、快速上报，整合资源、联动处理，依靠科技、提高素质的原则。（1）应急响应行动的第一原则是以人为本。应急救援的现场处置把保障人员生命安全和身体健康作为首要任务，最大程度地减少事故灾难造成的人员伤亡和健康损害。（2）应急管理工作以预防为主、做好预警和应急准备。加强日常应急管理工作，防止或减少事故的发生，减缓突发环境事件带来危害。不断改进和完善应急监测、预警、防范和减缓设施，强化分公司安全环保管理制度，降低突发环境事件的发生率和危害影响。（3）统一领导、分级负责。在公司应急机构统一领导指挥下，将责任落实到每个组、每个人，建立健全分类管理、分级响应、统一协调的应急管理制度。各应急小组按照各自的应急职责，做好突发环境事件应急处理的有关工作。（4）企业自救、快速上报。最大限度地利用公司内部抢险设备、抢险人员等资源，在第一时间进行事故处理，在最短时间内控制事态发展；同时，快速上报有关部门，接受上级部门的统一领导，与地方政府协同合作，充分利用社会救援资源应对突发环境事件。（5）整合资源、联动处理。充分利用公司现有的应急资源和社会综合应急储备资源，实现组织、资源和信息共享，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体制。一旦发生突发环境事件，做到早发现、快行动，及时采取有效的预防控制措施，控制突发环境事件的蔓延。（6）依靠科技，提高素质。积极采用先进的监视、监测、预警、预防和应急处置技术及设施。加强对员工、相关方和周边居民应急知识宣传和员工技能培训，提高自救、互救和应对突发环境事件的综合能力。7.7.2事故分类及应急预案体系事故分类由于天然气管道工程项目突发环境事件的严重性、紧急程度、危害程度和影响范围均只能达到《国务院办公厅<关于印发国家突发环境事件应急预案的通知>》（国办函[2014]119号）中事件分级的“Ⅳ级一般环境事件”，结合分公司内部控制事态的能力以及需要调度的应急资源，将突发环境事件分为三个不同的等级。Ⅰ级为重大环境事件，Ⅱ级为较大环境事件，Ⅲ级为一般环境事件。1）重大环境事件（Ⅰ级）凡符合下列情形之一的，为重大环境事件：（1）造成或可能造成人员死亡，或10人以上50人以下人重伤；（2）对社会安全、环境造成重大影响，需要紧急转移安置500人以上，1000人以下；（3）造成或可能造成大气、土壤、水环境较大污染；（4）因环境污染造成区域生态功能部分丧失；（5）管线发生较大裂纹或断裂，造成天然气大量泄漏，输送中断，对管道沿线居民正常生活秩序、社会正常经济活动产生严重影响的事故；（6）天然气泄漏导致重要交通干线（如铁路、高等级公路）阻断的事故。2）较大环境事件（Ⅱ级）凡符合下列情形之一的，为较大环境事件：（1）造成3人以上10人以下重伤；（2）对社会安全、环境造成较大影响，需要紧急转移安置50人以上500人以下；（3）造成或可能造成大气、土壤、水环境一般污染；（4）穿河管线泄漏，污染水体或危及集中饮用水源的事故；（5）输气管线、站场发生严重故障可能引发大面积泄漏事故。3）一般环境事件（Ⅲ级）凡符合下列情形之一的，为一般环境事件：（1）发生3人以下重伤；（2）对社会安全、环境造成影响，需要紧急转移安置10人以上50人以下；（3）输气管线、站场发生故障；（4）除重大突发环境事件、较大突发环境事件以外的突发环境事件。本项目主要应对的事故类型包括：①站场及管道沿线天然气泄漏突发环境事件；②其他突发事件（如火灾、爆炸等）带来的次生或衍生环境污染事件；③发生在站场及管道沿线周边但对管道构成影响的突发环境事件。应急预案体系根据有关法律、法规、规章和各级人民政府及其有关部门制定应急预案的编制要求而制定，并与上级政府和主管部门的预案相对应、相衔接，形成完整的突发环境事件应急预案体系。本项目应针对中俄东线济宁支线工程天然气管道工程项目制定突发环境事件专项应急预案，与济宁市、泗水县、曲阜市、兖州区、任城区、高新区、微山县和汶上县突发环境事件应急预案、济宁中石油昆仑能源有限公司突发事件总体应急预案、相互衔接，与各站场突发环境事件现场处置预案互相协调，共同组成应对突发事件的完整体系。7.7.3应急预案主要内容在进行应急预案编制前，必须进行重大危险源潜在事故及事故后果的分析，即进行应急需求分析。在此基础上，结合管道运行实际及维抢修应急力量，进行事故应急预案的编制。依据《中华人民共和国安全生产法》、《国家突发公共事件总体应急预案》、《国务院关于进一步加强安全生产工作的决定》和《国家安全生产事故灾难应急预案》、《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》等相关法律、法规及行业规定，生产经营单位的事故应急预案的主要可分为综合应急预案、专项应急预案和现场处置预案。本工程在正式投产前，应根据生产实际，编制综合应急预案(体现为一级和二级预案)、专项应急预案(体现为二级和三级预案)及现场处置方案(体现为三级预案)。需要特别说明的是，所有的预案必须与维抢修的依托单位和地方政府进行协调与沟通。1）综合应急预案综合应急预案是从总体上阐述处理事故的应急方针、政策，应急组织机构及相关应急职责，应急行动、措施和保障等基本要求和程序，是应对各类事故的综合性文件。针对于本工程管道公司，应编制突出应急反应的程序性的一级预案，应结合所辖区段的实际，编制二级预案，在二级预案中，应同时包括管辖区域内事故应急反应的程序性内容和针对重大的具体事故专项应急预案，即此二级预案应为综合应急预案与专项应急预案的综合本。需要特别指出的是，在编制各自的二级预案时