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》由会员分享，可在线阅读，更多相关《天然气输气管道工程环境风险评价（47页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、天然气输气管道工程环境风险分析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/T1692004）和关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知（环发 2005152 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

2、，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的危害。环境风险识别物质风险性识别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 80108383m/a ，管网输送能力为 5010 m/a ，现在每年能够向山东提供天然气资源832010 m/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CH4C2H6C3H8iC 4H10nC4H10iC 5H12nC5H12+N2CO2C6含量 %(vol)低位热值： MJ/N

3、m3高位热值： MJ/Nm3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天然气标准级气质，气质参数见表6-2 。表 6-2项高位发热总硫含量目3）3（ MJ/m（ mg/m）级气质参数表23CO%H S（ mg/m）2水露点（体积）数在天然气交接点的压力和温度条200203件下，天然气的水露点应比最低环值境温度低 5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 N2、 C1-C5 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

4、烧产生CO。本项目涉及的甲烷、 CO、混合制冷剂（乙烯、丙烷、异戊烷）的理化性质及危险特性如下：1. 甲烷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国际编号21007CAS号74-82-8分子式CH4中文名称甲烷外观性状无色无臭气体分子量熔点- 182.5 C 沸点： - 161.5 C蒸汽压（ - 168.8 C）闪 点- 188C燃烧热mol相对密度( 水=1) ， ( 空气 =1)溶解性微溶于水，溶于乙醇、乙醚爆炸极限15（ v/v ，）定性稳定危险标记4 （易燃气体）危险类别甲侵入途径吸入危险特性易燃，与空气混合可形成爆炸性混合物。遇明火、热源有燃烧爆炸危险。与五

5、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 MAC 300mg/m32. CO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国际编号21005CAS号630-08-0分子式CO中文名称一氧化碳外观性状无色无臭气体分子量熔点- 199.1 ?沸点：- 191.4蒸汽压309kPa/- 180闪 点- 50溶解性微溶于水， 溶于乙醇、 苯等多种有机溶剂相对密度( 水=1)， ( 空气 =1)稳定性稳定爆炸极限 15（ v/v ，）危险标记4( 易燃气体 )侵入途径吸入危险特性是一种易燃易爆气体。 与空气混合能形成爆炸性混合物，

6、遇明火、 高热能引起燃烧爆炸。燃烧产物二氧化碳接触限值3中国 MAC30mg/m3. 乙烯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国际编号21016CAS号74-85-1分子式C H中文名称乙烯24外观性状无色气体，略具烃类特有的臭味分子量熔点- 199.1 ?沸点： - 191.4 蒸汽压0- 136不溶于水，微溶于乙醇、酮、苯，闪 点溶解性溶于醚相对密度( 水=1) ， ( 空气 =1)稳定性稳定侵入途径吸入危险标记4( 易燃气体 )危险特性易燃， 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反应。

7、燃烧产物一氧化碳、二氧化碳接触限值3前苏联 MAC100mg/m4. 丙烷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国际编号21011CAS号74-98-6分子式C3H8中文名称丙烷外观性状无色气体 , 纯品无臭分子量熔点- 187.6 ?沸点： - 42.1 蒸汽压- 55.6 闪 点- 104溶解性微溶液于水 , 溶液于乙醇、乙醚相对密度-44.5 (水=1)稳定性稳定( 空气 =1)侵入途径危险特性吸入危险标记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

8、明火会引着回燃。燃烧产物一氧化碳、二氧化碳接触限值3前苏联 MAC300mg/m5. 异戊烷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国际编号31002CAS号78-78-4分子式C5H12中文名称2- 甲基丁烷无色透明的易挥发液体， 有令人愉快外观性状的芳香气味分子量熔点- 159.4 沸点： 27.8 蒸汽压21.1 - 56不溶于水， 可数量级溶于乙醇、乙闪 点溶解性醚等多数有机溶剂相对密度( 水 =1) ，( 空气 =1)稳定性稳定侵入途径吸入、食入危险标记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。与氧化剂危险

9、特性能发生强烈反应，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。燃烧产物一氧化碳、二氧化碳接触限值3前苏联 MAC300mg/m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窒息剂。甲烷浓度增加能置换空气而致缺氧。87%的浓度使小鼠窒息， 90%使致呼吸停止。 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%时，人出现窒息前症状，头晕、呼吸增快、脉速、乏力、注意力不集中、共济失调、精细动作障碍，甚至窒息。工艺过程危险因素分析站场工艺过程危险

10、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、输配气站及配气站等。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：1. 站场设备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。2. 仪表该工艺的控制关键是压力自

11、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害。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出，排放量每次约几十立方米。当管道发生事故需要事故排放时，采用放空方式。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.

12、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，也可能引发事故。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

13、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。4. 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。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

14、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。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前苏联是世界天然气管道建设大国，已建成的输气管道有13104Km。表 6-8 是前苏联 1981 年到 1990 年间发生的输气管道事故统计结果。表 6-8 1981 年 1990 年前苏联输气管道事故原因分析事故原因占总事故的比例事故次数(%)腐蚀300其中：外部腐蚀(248)内部腐蚀(52)外部干扰127材料缺陷100焊接缺陷81施工和设备缺陷82其中：施工缺陷(65)设备缺陷(17)违反操作规程22其它原因40合计7

15、52100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 %。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 6-9 1970 年-1992 年欧洲输气管道事故统计事故原因事故率占总事故的比例次/(Kma)(%)(10-3外部干扰施工和材料缺陷腐蚀地基位移误操作其它从表中结果可知，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

16、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%左右。美国输气管道事故统计与分析美国目前大约有42104Km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 6-10 1970年 1984 年美国输气管道事故统计事故原因事故次数事故率(%)外力3144材料缺陷或结构损坏1319腐蚀972其它437合计5872100从表中可知，在 1970 年 1984 年的 14 年里，美国天然气管道 (

17、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 %。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 6-11 1969年 1990 年四川天然气管道事故统计事故原因事故次数事故率(%)腐蚀67其中：内腐蚀(46)外腐蚀(21)施工和材料缺陷60其中：施工质量(41

18、)制管质量(19)不良环境影响22人为破坏及其它原因6合计155100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主要因素。国内 90 年代输气管道事故分析进入 90 年代，随着陕甘

19、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 6-12 90年代我国主要输气干线事故率*管道名称管道长度运行年限出现事故出现事故事故率(Km)(a)次数时间(10-3 次/Kma)陕京线8531靖西线1靖银线3200/合计4758(Kma)2/* ：表中运行年限统计到2000 年 11 月第三者破坏对管道

20、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。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 ) 情况统计表年份打孔次数 ( 次)停输时间 (h)损失原油 (t)经济损失 (

21、 万元 )199668285843636861997178467189133910199875621542131945041999245881263932287972000(1 9)62661923617191636606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。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 4 县、15 个乡、 112 个自然村，至安阳市西郊东风乡置度村南第一配气站，管道全长，投产至今共发生偷气事件 2 次。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

22、气至开封，管道全长120Km，1996 年至今共发生偷气事件 10 次。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桩号地点盗气点情况盗气持续时间(a)(Km+m)111+200莘县古云乡珍珠岩厂作为燃料气211+380莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气311+500莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气411+650莘县古云乡同智营村玻璃丝棉厂作为燃料气511+660莘县古云乡西池村泡花碱厂作为燃料气611+770莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气71

23、1+790莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气811+890莘县古云乡曹庄村珍珠岩厂作为燃料气911+920莘县古云乡曹庄村熔块厂作为燃料气1013+180莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气1114+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（1）由人个作案发展为团伙作案，并有明确分工，踏点、放哨、打孔、盗油、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

24、、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，又继续作案；（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。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

25、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

26、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。工程故障树分析故障树

27、分析简介故障树分析 (Fail Tree Analysis，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。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”(Cut Set) 。它是导致顶上事件发生的基本事件

28、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：EwPw,1 Pw,2 Pw,n(1)EwPw,1Pw,2 Pw,n(2)式中， Ew表示中间事件P 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) 表示。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）

29、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度。由此可确定，那些基本事件的发生与否，对顶上事件的发生是主要的，为修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度，在进行这种分析时，不考虑各基本事件的发生概率，或假设各基本事件的发生概率都相等。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。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

30、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名称事件事件名称代号代号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X9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

31、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

32、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X59内应力X30管材壁厚不均匀X60管道严重憋压1. 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) 。由式 (3) 可知，天然气管道失效故障树由 35 个一阶最小割集， 77 个二阶最小割集， 5个三阶最小割集组成。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

33、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。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，在管道上方进行违章施工，打孔盗气，以及水流对管沟、管道的长期冲刷，管道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；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

34、适的清管器类型进行定期清管；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造加工、运输不当造成的。而安装缺陷是在管段的安装施工过程中形成的。如管道薄厚不均、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

35、取最为适当的措施，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、估计危险性分析、“差错树”分析、“事件树”分析、事故后果分析等，每一种都有其利弊，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

36、和直觉，专家对某种评价风险因数和降低风险因数时的各种观点进行量化，然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 WKent Muhlbauer 等着的管道风险管理手册 (Pipeline Risk Management Manual)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重要的因素，是一种简单、直观、准确和适用的方法， EST强调给管道工程和管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

37、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。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

38、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，而且能减少管道的风险。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。管道分段越多，需要越详尽的数据，评价精度也就越高。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(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(Third PartyDamage)、腐蚀 (Corrosio

39、n)、设计误差(Design)、违章操作(Incorrect Operations)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：（1）第三方破坏：最小埋深、 活动水平、管道地上设备、公众教育因素、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

40、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。最活管公线巡内外钢系疲水水土设施运维当长泄人小动道众路线腐腐管统劳击压壤计工营护前期漏口埋水地教状频蚀蚀安安因可试移误误误误危危状状深平上育态率全全素能验动操操操操险险况况设因因性状状作作作作备素素况况第三方破坏因素指数腐蚀因素指数设计因素指数操作因素指数介质危险性指数影响系数指数指数 和泄漏冲击指数相对风险数图 61管道风险评分因子图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

41、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 62工程评价单元划分图表 616 工程风险评价单元划分图莱州莱州序号文峰单元名称单元 1夏邱- 莱州西环配气站莱州天然气枢纽站单元 2莱州西环配气站 - 莱州虎头崖配气站莱州单元金城莱州莱州莱州虎 头莱州土山3莱州虎头崖配气站- 莱州沙河配气站华电单元清管程郭西环崖沙河清管4莱州沙河配气站 - 莱州土山清管配气站单元 5莱州天然气枢纽站- 莱州程郭配气站单元 6莱州程郭配气站 - 莱州金城清管配气站单元 7莱州金城清管配气站- 莱州华电配

42、气站单元 8莱州天然气枢纽站- 莱州文峰配气站单元 9莱州文峰配气站- 莱州夏邱配气站评价过程及评价结果分析评价指数的计算（ 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2828282828282

43、82828中非可变因素242527303129292625(* ：为可变因素)（2）管线腐蚀因素指数各段管线腐蚀因素指数见表6-18 。表 6-18腐蚀因素指数项目单元 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内介质腐蚀101010101010101010腐内涂层及蚀其它 *小计阴极保护 *151515151515151515外涂层181818181818181818土壤腐蚀性000000000外使用年限腐其它金属222222222蚀埋设物电流干扰222222222应力腐蚀小计414141414141414141其可变因素中非可变因素36363636363636363

44、6合计（ 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钢管安全因素111111111111111111系统安全因素855654665疲劳因素 *151515151515151515水击可能性 *101010101010101010水压试验状况 *141414141414141414土壤移动状况合计其可变因素393939393939393939中非可变因素（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操作因素指数分类取值(分)设计操作因素 ( 可变因素 )22

45、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（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 。表 6-21管线第三方破坏、腐蚀、设计及操作因素指数和项目单元 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第三方可变因素282828282828282828破坏因非可变因素242527303129292625素评分525355585957575453腐蚀可变因素363636363636363636因素非可变因素评分设计可变因素3939393939393939

46、39非可变因素因素评分操作可变因素656565656565656565-因素非可变因素评分656565656565656565可变因素总计非可变因素评分233231233237237234236233231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介质危险性评分777777777其短期危险555555555中长期危害222222222影响系数其泄漏状况444444444中人口状况443223344泄漏冲击指

47、数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其可变因素中非可变因素泄漏冲击指数相对风险数其可变因素占比例%中非可变因素占比例%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