天然气管道工程预评价报告（46页）.doc

1、1 评价总则1.1预评价目的1）识别、分析该拟建工程投产运行后可能存在的各种危险、有害因素。2）对该拟建工程的固有危险、有害因素进行预评价，预测其安全等级并估算危险源发生事故时可能造成的伤害。3）提出提高该拟建工程安全等级的对策及措施，编制事故应急预案框架。4）为建设单位安全管理系统化、标准化和科学化提供依据和条件。5）提出保证工程安全平稳运行、保障职工身心健康的安全对策措施，为改进、完善该工程初步设计文件，制定建设单位生产和安全管理措施提供依据，为安全生产监管部门实施监督、管理提供依据。1.2预评价范围根据业主委托，建设投资有限责任公司开发区产业园区天然气工程的评价范围限于12.1km的天然

2、气管道的预评价。对其阀室和管道运输物料、工艺的危险性、自然环境影响因素以及管道的运行中可能存在的危险性进行评价。2 安全预评价依据2.1有关的法律、法规和规章1、 中华人民共和国主席令第70号中华人民共和国安全生产法2、 国家安全生产监督管理局200239号关于进一步加强建设项目（工程）劳动安全卫生预评价工作的通知3、 国家安全生产监督管理局公告 2003年第1号危险化学品名录（2002版）4、 中华人民共和国消防法（2008 年）2.2有关标准1、 输气管道工程设计规范 GB 50251-20032、 石油天然气工程设计防火规范 GB 50183-20043、 输油（气）埋地钢质管道抗震设计

3、规范 SY/T 0450-974、 天然气 GB17820-19995、 埋地钢质管道牺牲阳极阴极保护设计规范 SY/T 0019-976、 钢质管道及储罐防腐蚀工程设计规范 SY 0007-19997、 埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范 SY/T 0036-20008、 埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准 SY/T 0413-20029、 建筑设计防火规范 GB50016-200610、 建筑抗震设计规范 GB50011-200111、 城市工程管线综合规划规范 GB502899812、 城镇燃气设计规范 GB500282006 13、 石油天然气工程总图设计规范 SY/T00482000

4、14、 安全评价通则 AQ8001-200715、 安全预评价导则 AQ8002-200716、 危险货物品名表 GB12268-20052.3批准设立的相关文件及其他有关参考资料1、建设投资有限责任公司开发区产业园区天然气工程可行性研究报告（新疆市政建筑设计研究院有限公司，20118.03）；2、建设投资有限责任公司开发区产业园区天然气工程安全预评价委托书3 建设项目概况4 危险、有害因素分析4.1物质危险、危害性分析本工程输送的物料为天然气。根据依据危险化学品名录（2002版）及危险货物品名表（GB12268-2005）可知，天然气属于第2.1 危险化学品。4.1.1物质的理化特性天然气的

5、主要成分是甲烷，甲烷的理化特性如下表：标识中文名甲烷;沼气英文名Methanel;Marsh gas分子式CH4 相对分子质量16成份组成外观与性状无色无臭气体主要用途：用作燃料和用于炭黑、氢、乙炔、甲醛等的制造。危险性概述侵入途径吸入、食入、经皮吸收。健康危害甲烷对人基本无毒，但浓度过高时，使空气中氧含量明显降低，使人窒息。当空气中甲烷达25%-30%时，可引起头痛、头晕、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速共济失调，若不及时脱离，可致窒息死亡。皮肤接触液化本品，可致冻伤。燃爆危险本品易燃，具窒息性。危险性类别第2.1类 易燃气体急救措施皮肤接触若有冻伤，就医治疗。吸 入迅速脱离现场至空气新鲜

6、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。消防措施危险特性易燃,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.与五氧化溴、氯气、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它强氧化剂接触剧烈反应。有害燃烧产物一氧化碳、二氧化碳灭火方法切断气源。若不能切断气源。则不允许熄灭泄漏处的火焰。喷水冷却容器，可能的话将容器从火场移至空旷处。灭火剂：雾状水、泡沫、二氧化碳，干粉。泄漏应急处理应急行动迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并进行隔离，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防静电工作服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。喷雾状水稀释

7、、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生大量废水。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。也可以将漏气的容器移至空旷处，注意通风。漏气容器要妥善自理修复、检验后再用。操作处置与储存操作处置注意事项密闭操作，全面通风。操作人员必须经过专门培训，严格遵守操作规程。远离火种、热源，工作场所严禁吸烟。使用防爆型的通风系统和设备。防止气体泄漏到工作场所空气中。避免与氧化剂接触。在传送过程中，钢瓶和容器必须接地和跨接，防止产生静电。搬运时轻装轻卸，防止钢瓶及附件破损。配备相应品种和数量的消防器材及泄漏应急处理设备。储 存注意事项储存于阴凉、通风的库房。远离火种、热源。库温不宜超过30。应与氧化剂等

8、分开存放，切忌混储。采用防爆照明、通风设施。禁止使用易产生火花的机械设备和工具。储区应备有泄漏应急处理设备。接触控制和个体防护最高允许浓度中国：MAC（mg/m3）未制定标准前苏联：MAC（mg/m3）300工程控制生产过程密闭，全面通风。呼吸系统防 护一般不需要特殊防护，但建议特殊情况下，佩戴自吸过滤式防毒面具（半面罩）。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。手防护戴一般作业防护手套。其他防护工作现场严禁吸烟。避免长期反复接触。进入罐、限制性空间或其它高浓度区作业，须有人监护。理化性质熔点（）-182.5闪点（）-188沸点（）-161.5燃烧

9、性易燃相对密度（水=1）0.42（-164）相对密度（空气=1）0.55引燃温度（）538最小点火能（MJ）0.28燃烧热（kj/mol）889.5饱和蒸汽压（kPa）53.32（-168.8）临界温度（）-82.6临界压力（MPa）4.59爆炸下限（V%）5.3爆炸上限（V%）15辛醇/水分配系数的对数值无资料建规火险分级甲溶解性微溶于水,溶于醇、乙醚。稳定性和反应活性稳定性稳定禁忌物强氧化剂、氟、氯。聚合危害不聚合包装标志易燃气体生态学资料生态毒性无资料生物降解性无资料非生物降解性无资料其他有害作用该物质对环境可能有害，对鱼类和水体要给予特别注意。还应特别注意对地表水、土壤、大气和饮用水的

10、污染。废弃处置废弃物性质无资料废弃处置方法处置前应参阅国家和地方有关法规，建议用焚烧法处置。废弃注意事 项无资料运输信息包装类别类包装危险货物编号21007CAS号UN编号1971包装标志易燃气体包装方法钢质气瓶。运输注意事 项采用钢瓶运输时必须戴好钢瓶上的安全帽。钢瓶一般平放，并应将瓶口朝同一方向，不可交叉；高度不得超过车辆的防护栏板，并用三角木垫卡牢，防止滚动。运输时运输车辆应配备相应品种和数量的消防器材。装运该物品的车辆排气管必须配备阻火装置，禁止使用易产生火花的机械设备和工具装卸。严禁与氧化剂、卤素等混装混运。夏季应早晚运输，防止日光曝晒。中途停留时应远离火种、热源。公路运输时要按规定

11、路线行驶，勿在居民区和人口稠密区停留。铁路运输时要禁止溜放。4.1.2物质辨识小结从上表中可见，天然气具有以下特性：1）易燃、易爆性根据石油天然气工程设计防火规范（GB 50183-2004）中石油天然气火灾危险性分类，天然气火灾危险等级为甲类。天然气的爆炸极限较宽，爆炸下限较低，泄漏到空气中能形成爆炸性混合物，遇明火、高热极易燃烧爆炸，燃烧分解产物为CO、CO2。天然气在大口径输气管线里和空气混合发生爆炸时，就会出现迅速着火爆燃现象，火焰传播速度将超过音速而达到1000m/s4000m/s，局部压力可达到8MPa，甚至更高。该爆炸现象的产生是由于着火介质中有冲击波产生，并迅速运动，致使介质温

12、度、压力和密度急剧增大，加速了化学反应，从而破坏力增强。2）毒性管输天然气经过净化处理，符合管输气质标准的天然气的毒性属低等，但浓度大时会使人窒息或中毒。3）易扩散性天然气的密度比空气小，泄漏后不易留在低凹处，有较好的扩散性。天然气扩散可以较迅速降低气云内天然气的浓度，减少危险，但同时又扩大了混合气分布分布范围，增加了危险，天然气扩散情况与其密度大小，当地的地形、泄漏点的风速、方向及气温等多种因素油罐。若风力较强时扩散较快，在顺风方向扩散的距离最远，这个方向的火灾爆炸范围要比其他方向大很多倍。4.2工艺过程危险因素分析4.2.1阀门、法兰、垫片及紧固件危险、有害因素由于工艺过程和安全的需要，设

13、置有阀室，阀室的阀门基本都是采用法兰、垫片、紧固件连接。目前阀门的制造质量参差不齐，其主要的危险、有害因素有：1、材料、压力等级选用或使用错误；2、制造尺寸、精度等不能满足实际要求；3、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；4、阀门的执行机构失效；5、使用过程中阀门误动作、损坏等。4.2.3输气管道工艺过程危险因素分析本项目天然气输气管道以埋地敷设方式进行输送，具有隐蔽、单一性的特点；输送设计压力达0.8MPa。根据输气管道易发事故的特点，可将造成事故的危险因素分成以下几类：1）管道腐蚀穿孔埋地钢质管道都具有防腐层，使管道在埋地敷设时得到保护。但是，由于实际工作中

14、防腐质量不能完全保证，管道施工时可能造成防腐层机械损伤以及地质灾害因素造成防腐层破坏，可能造成管道腐蚀，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，近年来，我国此类事故有快速上升的趋势。4）自然灾害地震、洪水、塌陷、

15、雷击等自然灾害都可能对管道造成破坏，引发事故。5）地质条件腐蚀管线受到土壤腐蚀、雷电侵害、地下水腐蚀、深根植被对管道防腐层的破坏等（尤其是盐碱腐蚀沼泽地带）。6）输气管道内形成的水化物易积聚发生冰堵，是严重影响天然气管道安全运营的一个隐患。7）设备事故设备、设施等性能不好、质量不高也可以引发事故。8）施工缺陷的危险有害因素管线施工、焊接、防腐蚀等过程中存在缺陷；不熟悉地质条件。可能造成管线下沉断裂。施工过程中不熟悉交叉穿越管线电缆情况可能损坏第三方管线设施。9）天然气在管道运输过程中，可能因水合物堵塞管线、阀门和设备。10）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火炬

16、燃烧放空的方式排出，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，采用火炬放空方式。一旦火炬系统出现故障，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。4.2.4 应力开裂爆炸危险因素分析1、物理应力开裂爆炸分析天然气输气管道设计压力为0.8MPa，属于城镇燃气次高压，操作压力较高，管道存在较高的应力开裂危险。应力作用破裂是指金属管道在固定拉应力和特定介质的共同作用下引起的破裂。这种破坏形式往往是脆性断裂，而且往往没有预兆，对管道具有很大

17、的危害性和破坏性。引发应力破裂的原因主要包括以下三个方面的原因：1）环境因素（1）土壤类型、地形、土壤电导率、CO2及水含量等（2）温度、湿度（3）管道防腐层粘结性粘结性差的防腐层易产生中性pH值土壤应力腐蚀破裂。（4）阴极保护程度防腐层剥离区可产生阴极保护屏蔽区，易产生应力腐蚀破裂。2）材料因素（1）钢材微观结构的影响与管材制造方法（如焊接方法）、管材种类及成分、管材杂质含量（大于200m250m的非金属杂质的存在会加速裂纹的形成）、钢材强度及钢材塑性变形特点有关。（2）管道表面条件管道表面条件对裂纹的产生起重要作用，如抛光表面很少产生裂纹。3）拉应力主要包括制造应力、工作应力、操作应力、循

18、环负荷、拉伸速率、次级负载等。环境因素、材料因素、拉应力，其单方面或三方面都能导致产生近中性pH值应力腐蚀破裂。近中性pH值土壤管道应力腐蚀破坏的特征见表4.2-1。表4.2-1 管道应力腐蚀破坏特征因素地区温度与电解质关系电化学电势裂纹的路径和形状特征 65%发生在压气站和下游第一阀之间，12%发生在第一和第二阀之间，5%发生在第二和第三阀之间，3%发生在第三阀下游。应力腐蚀破裂与特定的地面条件有关。 与管道温度无明显关系，在较冷气候带明显多发。 中性pH值的稀碳酸盐溶液，其值在5.57.5之间。 腐蚀电势，阴极保护不能达到的地点 穿透颗粒（横过钢颗粒），宽裂纹带边壁有明显腐蚀。2、CO2腐

19、蚀失效CO2为弱酸性气体，它溶于水后形成H2CO3，对金属有一定的腐蚀性，它主要来源于天然气、空气、碳化物受热后分解的产物。因此对CO2的腐蚀失效应该加以重视。CO2的腐蚀与天然气主干输气管道输送的压力、温度、湿气等有关，随着系统压力的增加，而导致腐蚀的速度加快。目前因CO2腐蚀引发的各类严重事故在国内外已呈上升趋势。1）CO2腐蚀的危害形态CO2腐蚀的危害形态有以下几种： （1）不均匀的全面腐蚀与点蚀 CO2 引起的腐蚀常常是一种类似溃疡状的不均匀全面腐蚀，严重时可能呈蜂窝状，在金属表面形成许多大小、形状不同的蚀坑、沟槽等。几乎所有的合金在 CO2 环境中都可以发生点蚀，其点蚀坑周边锐利、界

20、面清晰，可在较短的时间内完全穿透管壁。 （2）环状侵蚀这种腐蚀多发生在距管端几英寸的环状内壁，呈均匀腐蚀和严重点蚀。主要原因是管子在镦粗过程中，镦粗的热处理端和其它部分具有不同的晶粒结构，而在过渡区对CO2腐蚀敏感。（3）冲蚀管子截面变化部位和收缩节流部位的介质流速增高，CO2腐蚀加剧，如果气流速度增加3.7倍时，则其腐蚀速度增加5倍。（4）应力腐蚀破裂在碱性介质中，CO2及碳酸盐可造成碳钢的应力腐蚀破裂。氧的存在会加剧这种破裂发生的可能。2）CO2腐蚀的影响因素（1）材料因素合金元素对材料的耐CO2腐蚀性能影响很大。有实验证明，Cr、Co能提高材料的耐CO2腐蚀性能；C、Cu使材料的耐CO2

21、腐蚀性能下降；Mo的影响不大；Ni含量小于5%时有害，含量大于5%时，可显著提高材料的耐蚀性能。（2）CO2的分压及水的组成CO2的分压对腐蚀速度影响最大，分压越大，溶入介质中的CO2越多，溶液的pH下降，金属的腐蚀速度越大。某些溶解物质对水具有缓冲作用，可阻止pH值降低，进而减少CO2的腐蚀。（3）天然气输气管道工程输送介质天然气（干气）H2S浓度小于20mg/m3，根据天然气（GB 17820-1999）的要求，CO2的浓度3.0（V/V），如果CO2的浓度超过该标准，将加激CO2对输气管道的腐蚀。（4）温度的影响温度是影响CO2腐蚀的重要因素，根据实验和生产实践可把CO2的腐蚀分成三个温

22、度区：低温区（小于60），均匀腐蚀，其腐蚀速度受CO2的扩散速度而生成H2CO3速度的控制，当温度升高时，CO2的腐蚀速度急剧增加；中温区（100左右），CO2的腐蚀速度最大，而且产生点蚀，在钢铁表面生成一层疏松的腐蚀产物膜，腐蚀速度由穿过此膜的物质交换速度决定；当温度超过100后腐蚀速度急剧下降；高温区（150），此时在钢铁表面生成一层致密均匀的FeCO3保护膜，类似不锈钢处于钝态，腐蚀速度处于最低水平并保持平衡，其腐蚀速度受穿过保护膜的物质交换速度控制。但随着材料中Cr含量的提高，温度的这种效应逐渐减弱，并表现出很好的耐蚀性。（5）介质的pH值与流速的影响 当介质的pH值升高时，CO2的腐

23、蚀性减弱；当介质的流速增高时，CO2的腐蚀速度加剧。4.3管道设计、施工过程危险因素分析4.3.1设计不合理危险、有害因素分析1、管道选线管线的选线是设计中非常重要的一项工作，线路的走向、长短和通过的难以程度对整条管线的投资、施工、运行安全都有很大影响。设计中还应注意与周围其他建筑物的安全距离等问题，以防相互影响，产生安全事故，以及一旦出现安全事故，危及相邻设施。2、工艺流程、设备选型输气管道运行安全与系统工艺流程及系统设备布置有着非常密切的关系。工艺流程设置合理、设备选型恰当，系统运行就平稳，安全可靠性就高。否则，将给系统安全运行造成十分严重的隐患。在进行水力、热力等工艺计算时，设计参数和工

24、艺条件确定不合理，将给系统造成各种安全隐患。3、管道强度计算管道强度设计技术时，对管道的受力载荷分析不当，或强度设计系数取值有误，将使强度计算结果及管材、壁厚的选用不恰当。例如，输气管道是根据管道所经地区的分级或管道穿跨公路等级、河流大小等情况，确定强度设计系数。如果管道沿线勘察不清楚，有可能出现地区分级不准确，造成强度设计系数选取不恰当。若这种失误导致管道壁厚计算值偏低，将不能满足现场实际工况的安全，若管道应力分析，强度、刚度及稳定性校核失误，会造成管道变形、弯曲甚至断裂。4.3.2施工的危险、有害因素分析1、焊接缺陷焊接是管道施工中最重要的一道工序。输气管道的焊缝处可能产生各种缺陷，较为常

25、见的有裂纹、夹渣、未熔透、焊瘤、气孔和咬边等。输气管道除特殊地形采用地上敷设或跨越外，一般均为埋地敷设。管道一旦建成、投产，一般情况下都是连续运行。因此管道中若存在焊接缺陷，不但难以发现，而且一般不容易修复，会给管道安全运行构成威胁。输气管道施工时，影响焊接质量或产生焊接缺陷的主要因素有：（1）管道质量差。在钢管运输过程中没有保护好管口，造成如椭圆度超差、局部变形等，若采用强力装配方式进行对口，会在焊缝内产生较高的安装残余应力，造成较大的应力集中。（2）焊接质量不好。主要是由于焊工技术水平较低或未严格按操作规程进行焊接，或质量检查不够严格等原因所致。另外，焊接设备、工艺、材料及等因素，对焊接质

26、量有很大影响。先进的焊接设备、合适的焊接工艺、高素质的焊接人员，是管道焊接质量的重要保证。根据某地区管网投产8年的事故统计，在所在的116起管道事故中，母材缺陷引起的事故占48。如秦京线1987年恢复投产，冷水试压过程中曾发生7处焊缝破裂；铁大线熊岳河穿越，由于施工质量检查不严，1976年7月30日熊岳泵站提压时，发生焊缝漏油，停输抢修49小时，漏油（包括事故处理放油）1500t。2、防腐层补口、补伤的质量问题用于施工的钢管除了在两端留出一定长度以外，其余部分在防腐厂都已经涂敷了防腐层。钢管在现场焊接连接以后，未防腐的焊接部位需要补口。在施工过程中，由于各种原因造成钢管内、外表面的防腐涂层损坏

27、，特别是外表面涂层的损坏，在损坏处要进行补伤。补口、补伤质量不良会影响管道抗腐蚀性能，从而引起管道的腐蚀。钢管补口、补伤之前，需要对钢管表面进行喷砂处理，使其表面粗糙度满足一定的要求，然后才能进行补口、补伤，如果表面处理不好，表面粗糙度达不到标准要求，将严重影响补口、补伤的质量。不同的防腐材料，其补口、补伤的所要求的施工工艺也有所不同，而且有一套非常严格的程序，如果现场施工条件较差，施工人员素质较低，有可能影响施工工艺的执行。例如：补口时未按要求与钢管已有的防腐层进行搭接，或搭接长度不够；补伤时面积不能满足标准、规范要求；补口、补伤的粘结力或厚度不符合要求，会造成再次损坏或防腐能力不足等。在秦

28、京原油管道的泄露事故中，沥青防腐层补口质量不好引起的漏油次数占30。中洛原油管道投产后2年就发生漏油，经过调查发现防腐保温层补口处腐蚀占60%，是管道腐蚀的主要原因。3、管沟开挖及回填的质量不良若管沟开挖深度或穿越深度不够，或管沟基础不实，当回填压实，特别是采用机械压实时，将造成管道向下弯曲变形；地下水位较高而管沟内未及时排水就敷设管道，会使管道底部悬空，如果夯实不严，极易造成管道拱起变形。回填土的土质达不到要求时，其中的石块等可能硌伤防腐层。回填高度、夯实程度不够，会造成管道埋深不够、管沟基础不实等问题。4、穿跨越质量问题管道在敷设过程中，往往需要穿越公路和其他特殊设施，对于穿跨越段管道，由

29、于敷设完成以后难以实施再检修工作，因此施工质量的优劣对充分保证穿越管道质量显得尤为重要。5、其他1） 由于施工人员的资质、能力缺陷，造成工程质量没有达到设计要求，导致工程存在事故隐患；2） 材料、设备缺陷导致工程存在事故隐患；综上所述，天然气属于易燃、易爆物质，天然气输送管道都是带压操作，存在着发生火灾爆炸的危险，工程中的设备和容器属于压力容器，部分工艺操作属于高压，因此火灾爆炸是本工程的主要危害因素。输气管道输送系统火灾危险类别均为甲类。4.4自然条件的影响本工程输气管道采用埋地敷设的方式，根据管道沿线地区自然情况，可能对管道造成危害的自然灾害有地震等。1、地震地震是地壳运动的一种表现形式，

30、虽然发生频率较低，但因目前尚无法准确预报，具有突发的性质，一旦发生将会产生较大损失。地震引发地面横向与竖向震动，可导致地面开裂、裂缝、塌陷，还可引发火灾、滑坡等次生伤害。地震对管道的危害主要表现为：管道移位、开裂和折断。2、高温和低温本次工程线路通过地区夏季炎热，巡线人员在夏季工作会出现中暑现象，冬季气温较低，工作人员在低温的环境中工作容易造成冻伤，低温作业对脑功能也有一定影响，使注意力不集中，反应时间延长、作业失误率增多。新疆地区干线输气管的最低温度可能接近0，此温度下水合物形成压力范围在1.0-1.5MPa，本项目管道压力为0.8MPa。与形成水合物的压力接近，因此在管道运行中要注意防止天

31、然气水合物对管道的危害。3、雷电管道的地面部分及跨越段相对于埋地管道是一优良的接闪器，当附近空中有雷云时，可能形成感应电荷中心，从而遭受直接雷击破坏。管道本身是优良的导体，也容易成为雷电的泄放通道而受损。近年来，油气管道上使用的三层PE复合结构防腐层的电绝缘性能优异，却遇到了雷击危害的新问题。当埋地管道受到雷云影响后，感应出电荷并积聚到一定程度，会出现强烈的放电过程，由于三层PE的电绝缘性能优异，使管道的放电速度很慢，一旦发生局部放电，其他部位也会发生猛烈的电荷对地消散过程，这会在管道内部形成一股强大的电流，即通常所说的浪涌。当防腐层电阻较低，例如沥青防腐层的情况，浪涌会通过其漏点大量消散，不

32、会有多大破坏力，对于三层PE防腐层，当这种浪涌不能由防腐层的漏点快速泄放入地时，管道上绝缘或接触不良的部分就产生高压，引起二次放电，使管道设施受损。特别针对管道的阴极保护设备造成破坏。陕京输气管道的阴极保护设施，如直流电源的元件、接地线上的元件等，先后多次受到雷击损坏，就是由于上述原因。这种情况需要设置具有浪涌泄放通道的防雷保护设施。4.5人的不安全因素分析在人、物和环境产生的不安全因素中，人的因素是最重要的，大量的统计数字表明，70%75%的事故都是由人为过失引起的。人的不安全因素主要表现在思想意识方面、技术方面和心理或生理方面。即意识不到“安全第一”在生产中的意义，违反操作规程和安全管理规

33、章制度；技术上不熟练，缺乏处理事故的经验；过度疲劳或带病上岗、酒后上岗、情绪波动和逆反心理等等。装置在生产运行中，因物（物料、设备设施、仪器仪表、电气设施等）及环境因素的影响，存在一定的火灾、爆炸（包括物理爆炸）、机械伤害、触电等潜在危险性，而触发这些潜在危险的主要因素往往是人的错误行为。4.6管理的不安全因素分析1、安全生产责任制不健全，没有落实到人，遇事扯皮推诿，职责不明确，易导致影响较大的责任事故发生。2、各项安全生产管理制度及生产操作规程不全面，操作性不强，易造成部分工种人员操作失误，引发事故。3、单位主要负责人、安全生产管理人员未经有关部门培训考核合格，造成安全决策指挥失误，引发事故

34、频发，导致系统处于危险状态。4、安全设施和措施不落实，劳动保护不到位、未进行安全教育和操作技能培训，造成一线操作工安全技术素质低，直接导致设备、人身事故发生。5、制定的事故应急救援预案不能有效预防事故，不能保证可操作性和有效性，致使生命财产损失加大。4.7重大危险源辨识分析1、根据关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见（安监管协调字200456号 ）中对压力管道重大危险源判定标准，符合下列条件之一的压力管道：1）输送有毒、可燃、易爆气体，且设计压力大于1.6 MPa的管道；2）输送有毒、可燃、易爆液体介质，输送距离大于等于200 km且管道公称直径300 mm的管道。本项目输气线输送的介质为

35、天然气（可燃、易爆气体），工作压力为0.8MPa。因此本项目的压力管道不属于重大危险源。根据输气管道工程设计规范GB 50251-2003 第8.1.1条的要求：输气管道应设置检测、监视、控制设施。5评价方法的选择和单元划分5.1 评价方法选择及介绍针对本工程的工艺特点，本次预评价采用定性定量方法进行评价，在对工程存在的主要危险、有害因素进行全面定性评价的基础上，本次评价选用了预先危险性分析评价法、灾害评估法和故障树评价法。选用的评价方法介绍如下：一、预先危险性分析法（PHA）“预先危险性分析法”的内容包括两方面，一是参照过去同类产品或系统发生事故的经验教训，查明装置、设备是否会出现同样的问题

36、，识别与系统有关的一切主要危害；鉴别产生危害的原因；假设危害确实出现，估计将会产生的后果和影响；找出消除或控制危险的可能方法；提出采取并完成纠正措施的责任者。另一方面是将已经识别的风险危害按危害后果和发生概率分级，进而得出风险事件的危险评价指数，危险评价指数的高低表明了风险危害的相对危险程度。危险性预分析的内容汇总在预分析表格中。1）预先危险性分析中的定性危险估算定性危险估算可以根据设备危险大小和重要程度，以便根据轻重缓急采取安全措施。定性危险估算最常用的危险评价指数法，它是将决定事件危险程度的两种因素：即危害严重性和危害可能性，按其特点相对划分为等级，形成一种危险评价矩阵，并赋以一定的加权值

37、定性衡量危险大小。（1）危害后果分级：将事故后果的严重程度相对定性分级，如表5.1-1：（2）危害概率分级：将事故发生的可能性相对定性分级，如表5.1-2：（3）危险指数矩阵：如表5.1-3：表5.1-1 事故后果的严重程度分级等 级等 级 说 明危 害 后 果 灾难性的人员死亡或系统报废严重的人员严重受伤、严重职业病或系统严重损坏轻度的人员轻度受伤、轻度职业病或系统轻度损坏轻微的人员受伤或系统损坏轻于级表5.1-2 事故发生的可能性分级等级等级说明单个项目具体发生状况总体发生状况频繁频繁发生连续发生很可能在寿命期内会出现若干次频繁发生有时在寿命期内可能有时发生发生若干次极少在寿命期内不易发生

38、，但有可能发生不易发生，但有理由可预期发生不可能很不容易发生，以至于可以认为不会发生不易发生，但有可能发生表5.1-3 危险指数矩阵 严重性等级可能性等级（灾难性的）（严重的）（轻度的）（轻微的）（频繁）（很可能）（有时）（极少）（不可能）（4）预分析评价结果的格式评价人员可根据评价对象的实际情况选用预分析评价结果的汇总表格格式，如表5.1-4：表5.1-4 预分析评价结果表评价子单元风险因素发生阶段原因分析后果或影响后果分级概率分级危险指数2）危险性预分析结果装置在进行危险性预分析后，通过对预分析的结果汇总，可以按危害后果登记、危害概率登记或危险指数等进行排序，并可列出符合指定条件的风险事件

39、。一般说来，危险指数为15的风险事件为不可接受事件。 预分析结果可以定性的表明装置的危险程度，找出重要危险事件，以便下一步进行深入的定量评价，保证在安全工作中依照其轻重缓急，做到有的放矢。二、灾害评估蒸气云爆炸灾害模型简介（VAPOUR CLOUD EXPLOSION）1）定义： 当泄漏到空气中的可燃气体与空气的云状混合物的浓度处于爆炸范围内时遇到点火源发生的爆炸现象称为蒸汽云爆炸。“蒸汽云”爆炸是一种发生概率相对较大，破坏后果极为严重的一种灾害。2）灾害度量：两种不同火灾类型对人员伤害区域可以爆源为中心依此划分为死亡区、重伤区、轻伤区和安全区。死亡区区内人员如缺少防护，则被认为将无一例外蒙受

40、严重伤害或死亡，其内径为零，外径记为R1（m）；重伤区区内人员如缺少防护，则被认为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，其内径为死亡半径，外径记为R2（m）；轻伤区区内人员如缺少防护，则被认为绝大多数人员将遭受轻微伤害，少数人将受重伤或平安无事，死亡可能性极小，其内径为R2（m），外径记为R3（m）；安全区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（m），外径为无穷大；3）计算方法及数学模型：蒸气云爆炸按超压-冲量准则进行定量评价，确定人员伤亡区域及财产损失区域。冲击波超压破坏准则如表5.1-5：表5.1-5 冲击波超压破坏、伤害准则超压（k

41、Pa）建筑物破坏程度超压（kPa）人伤害程度5.889.81受压面玻璃大部分破碎20-30轻微损伤20.727.6油储罐破裂30-50中等损伤68.6598.07砖墙倒塌50-100严重损伤196.1294.2大型钢架结构破坏100大部分死亡TNT当量WTNT及爆炸总能量E：TNT当量：WTNT=aWQ/QTNT。 （1）式中：WTNT（kg）； a为可燃气体蒸气云当量系数（统计平均值为0.04）；W为蒸气云中可燃气体质量（kg）；Q为可燃气体燃烧热（J/kg）; QTNT为TNT的爆炸热（J/kg）。 由式（1）可求得可燃气体的TNT当量WTNT可燃气体的爆炸总能量：E=1.8aWQ 。（2

42、）式中：E为可燃气体的爆炸总能量；式中1.8为地面爆炸系数；由式（2）可求得可燃气体的爆炸总能量E（MJ）。爆炸伤害半径（R）： R = C（NE）1/3 。 （3）式中：C为爆炸实验常数，取值；0.030.4；N为有限空间内爆炸发生系数，取10%。 由式（3）可求得爆炸伤害半径R。爆炸冲击波正相最大超压P： 天然气的爆炸冲击波正相最大超压为：ln（P/P0）=-0.9216-1.5058ln（R、）+0.167 ln2（R、）-0.0320 ln3（R、） 。 （4）R、=D/（E/P0）1/3 。 （5）式中：R、为无量纲距离；D为目标到蒸气云中心距离（m）；P0为大气压。由式（4）可求得

43、离蒸气云中心处的爆炸冲击波超压P（kPa）。三、故障树分析简介（FTA）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地表示出来。若统计数据充分，还可找出事故的主要原因以及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。1）最小割集定义及其算法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

44、障树的“割集”（Cut Set）。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。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： （1） （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表示门，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，得到顶端事件的布尔等价树，即得到故障树的所有最小割集。2）结构重要度及其算法基本事件的重要度分析，是分析

45、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。设故障树共有n个基本事件，除第i个基本事件外，其余基本事件的状态固定不变。记故障树的结构函数为：其中，Xi是第i个基本事件的状态变量，其取值只能是0（不发生）或1（发生）。X是除第i个基本事件外，其余基本事件的状态变量。显然X的不同状态组合的组合数为：2n-1若定义基本事件I的结构重要系数为I（i），则： （3

46、）由公式（3），计算出各基本事件的结构重要系数，从而可以排出各基本事件的结构重要度顺序。5.2 评价单元划分5.2.1评价单元划分的原则由于不同的生产设备设施具有不同的危险性，同一设备设施内，不同的部位危险性也有所不同。因此，将不同的部位划分为不同的单元，分别对不同的危险采用多种方法进行评价，从而使安全措施更具有针对性。评价单元是指装置的一个独立组成部分，评价单元的划分应考虑布置的相对独立性和工艺上的差异性。选择评价单元要考虑的参数包括：物质的潜在化学能（MF）、危险物质的数量、资金密度（单位面积内财产折合的资金数）、操作压力和操作温度、导致火灾、爆炸事故的历史资料等。一般而言，这些参数的数值

47、越大，则该单元要评价的必要性就越大。5.2.2本工程评价单元的划分根据工程单元划分原则，结合输气管道自身的工艺特点，进行评价单元划分。本次评价按照各工序的不同危险性，总体上划分为3个评价单元。1、 输气首站单元2、 输气管道投运前单元；3、 输气管道运行单元。6 定性、定量安全评价本章先后采用预先危险性分析评价法、“蒸汽云”灾害评估法、故障树分析法以及典型类比事故分析法对工程进行定性、定量安全评价。6.1预先危险性分析评价6.1.1预先危险性分析评价过程表6.1-1 管道输送系统预先危险性分析表序号危险因素触发原因后果危险等级对策措施一、输气阀室单元1阀组管阀爆裂1）未设紧急切断阀，或高压切断

48、压力设置不当，超过输气管线可承受压力；2）紧急切断阀失灵，超压时不切断，使管线憋压、超压；3）天然气管线膨胀补偿器设置不正确拉裂；4）施工作业人为外力破坏。天然气泄漏，引发火灾爆炸，人员伤亡，设备损坏。严格执行相关操作规程；严格执行巡回检查制度；严格按照规范进行施工；2管阀损坏1）管阀因材质、焊缝有缺陷，在高压条件下开裂损坏；2）施工作业等人为外力破坏。造成天然气泄漏，遇明火引发火灾、爆炸。严格设备设施前期采购管理，确保质量，严格按照规范进行施工；3管道破裂连接过程中带压开孔，未制定相应的作业票，未严格执行操作规程。造成天然气泄漏严格执行相关操作规程；作业执行作业票制。4仪表及自控系统仪表指示

49、不准1）仪表选型不对；2）仪表受腐蚀、振动失灵；3）仪表未经校验使用或过期使用。导致误操作，可能引发火灾爆炸。严格设备设施前期采购管理，确保质量，严格执行巡回检查制度；仪表定期校验。5电设施及线路可燃气进入供电场所1）系统天然气泄漏，未及时处理；2）电缆地沟窜入天然气。引发爆炸，毁坏设备，人员伤亡。级严格按照规范进行施工；严格执行相关操作规程。6触电和电弧灼伤1）电器及电缆漏电；2）漏电保护设施失效；3）违章操作电器，或带电检修，保护不当。人员伤亡。严格执行巡回检查制度；严格执行相关操作规程；7电气火灾1）装置区内穿电缆钢管口未做防爆密封处理可燃气体进入；2）电气线路绝缘破损、短路、接头接触不

50、良；3）电气设备接地不规范或失效。可能引发天然气爆炸，致人员伤亡烧坏设备设施。严格执行相关操作规程；做好日常安全管理和维护，接地设施定期检验。二、输气管道投运前单元 1清管作业不利，管道存水（1）用水试压后，致使管中留存大量水，清水不利（2）干燥作业不理想（3）对输气管线不进行干燥冰堵管道及管道腐蚀（1）采用正确的干燥方式，进行输气管道的干燥。（2）严格操作规程，2气体置换不彻底（1）吹扫不彻底（2）由于管道在施工中可能遗留下石块、焊渣、铁锈等物，在气流冲击下与管壁相撞可能产生火花。火灾爆炸（1）严格新建的管道的气体置换管理，（2）气体置换时做好天然气和空气的隔开（3）做好管道清扫的管理。3置

51、换及清管放空（1）放空口附件有易燃物（2）放空口有明火等火灾爆炸（1）合理设置放空口（应远离居民点和交通道路）；（2）在放空口附件设取样点，定时取样化验。（3）放空过程中，在放空口周围半径300m的隔离区应禁止烟火。二、输气管道运行单元1管线破裂（1）输气管道的强度设计不满足运行工况变化的要求；（2）焊接质量不合格；（3）管道材质质量不合格；（4）管道附件材质质量不合格；（5）未做压力实验；（6）超压破裂；（7）人为破坏；（8）燃气管道穿越公路时未加套管。天然气泄漏（1）应对工程所用材料、管道附件的合格证、质量证明书以及材质证明书进行检查，当对其质量（或性能）有怀疑时应进行复验；（2）应按制管

52、标准检查钢管的外径、壁后厚、椭圆度等钢管尺寸偏差；（3）严格管道施工质量；（4）按规范要求进行压力实验；（5）坚持巡线，发现打孔输气现象及时上报处理；（6）加强对沿线居民和用户的宣传教育，将天然气管道保护条例下发到用户和居民手中。2阀门损坏（1）阀门质量不合格；（2）安装前未做压力实验；（3）焊接质量不合格。天然气泄漏（1）严把进货质量；（2）严格施工质量；（3）按规范要求进行压力实验；严禁误操作。3施工质量差（1）沟槽施工质量不合格；（2）管道下沟未按规范进行施工；（3）回填质量不合格；（4）压力实验未达到规范要求。天然气泄漏（1）沟槽施工按规范要求进行；（2）在沟槽施工完成验收合格后按规范

53、要求进行管道下沟施工；（3）管道施工完成验收合格后进行回填施工；（4）按规范要求进行压力实验。4管道腐蚀（1）防腐材料不合格；（2）防腐前未除锈；（3）防腐层强度未达到规范要求；（4）防腐层厚度未达到规范要求；（5）防腐层有漏点未进行处理；（6）进入管道的气体未清除机械杂质，气体中的H2S含量高。管道腐蚀（1）各种防腐材料，包括底漆、底胶、补口和补伤材料，使用前均按有关技术标准或设计要求做包覆或涂敷的抽查实验，不合格不得使用；（2）在管道防腐前应进行管道除锈；（3）按规范进行防腐层施工。6.1.2预先危险性分析评价结论从上表可知：输气阀室和输气管道在投运前和运行中存在的主要危险因素为：管线破裂

54、、阀门损坏、施工质量、管道腐蚀；其中阀门损坏和施工质量的事故后果的严重程度分级为级（轻度的），管线破裂故后果的严重程度分级为级（轻微的），管道腐蚀事故后果的严重程度分级为级（严重的），因此管道腐蚀应作为本项目管理的重点，应该按照上表提出的对策措施加强管理。6.2灾害评估6.2.1“蒸气云”灾害评估过程以天然气输气管道工程管线上任意一处设备、管路或阀门破裂、天然气以最大集气量 2.2104m3/d连续泄漏10min形成的“蒸汽云”为评估对象，采用以上灾害模型评估方法进行数学公式计算。计算结果如表6.2-1。表6.2-1 天然气输气管道工程蒸汽云爆炸损伤模拟计算结果表评 价 单 元主干集气管道蒸气

55、云当量系数4%爆炸总能量 E（MJ）3640.3可燃物质燃烧热 He（kJ/kg）41800蒸汽云中可燃物质数量 Wf （kg）1210环境大气压力 P0 （Pa）101325死亡区半径 R1 （m）5.4重伤区半径 R2 （m）9.5轻伤区半径 R3 （m）14.3财产损失半径 R4 （m）11.1建筑物破坏半径 R5 （m）7.26.2.3 灾害评估结论选用“蒸气云”爆炸模型对天然气输气管道工程管线上任意一处或阀门破裂、天然气以装置最大集气量2.2104m3/d连续泄漏10min形成的“蒸汽云”为评估对象，计算了爆炸范围内的各种伤亡半径。所形成的“蒸汽云”爆炸死亡半径为5.4m，重伤半径为

56、9.5m，轻伤半径为14.3m，财产损失半径为11.1m，建筑物破坏半径7.2m。此类天然气爆炸事故若发生在输气管线上。势必造成泄漏地点发生严重火灾爆炸事故，此类事故造成的损失是严重的，是绝对不允许发生的。所以防止工程设备管线泄漏成为程安全工作的重点。要求建设单位做到，在建设过程中管线要做好防腐处理，保证选材、安装的质量。在生产过程中加强管线巡查、保证管线输送天然气符合输送要求，定期对管线腐蚀、壁厚情况进行检测，编制该工程“蒸气云”爆炸事故应急预案。安装输气管线泄漏检测仪器，保证紧急切断和放散装置的完好。6.3 故障树分析6.3.1天然气输气管道失效故障树分析天然气输气管道失效故障树分析就是要

57、找出天然气输气管道失效故障树的最小割集，对导致管道失效的各因素进行分析，其结果可以为新管道的设计和老管道的维护提供理论指导。6.3.1.1天然气输气管道失效故障树的建立根据顶事件确定原则，故障树的顶事件为“天然气输气管道失效”。管道泄漏和管道开裂是造成顶事件发生的直接原因，任一因素的出现将导致管道发生失效，因此以泄漏和开裂这两个因素作为次顶事件。采用类似方法继续自上而下逐级进行分析，直到分解到代表各种故障形式的基本事件为止。天然气输气管道失效故障树结构图见附图，该故障树由经过简化的系统的最小割集构成，共考虑了69个基本事件，X1、X1、Xn为基本事件代号，详见表6.3-1。表6.3-1 天然气

58、输气管道失效分析基本事件代号名称代号名称X1 管道严重憋压X36 管沟排水性能差X2 管材抗蚀性差X37 焊接方法不当X3 强度设计不合理X38 焊接材料不合格X4 管道上方违章施工X39 表面预处理质量差X5 管道上方违章构筑物X40 焊缝表面有气孔X6 管道附近土层移动X41 未焊透部分过大X7 水流冲刷X42 渗碳现象严重X8 打孔盗气X43 存在过热组织X9 外作用力X44 存在显微组织X10 内应力X45 焊缝表面有夹渣X11 植物根茎穿透X46 焊后未清渣X12 土壤氧化还原电位高X47 弯头内外表面不光滑X13 土壤pH值低X48 弯头内外表面有裂纹X14 土壤含细菌X49 管段

59、间错口大X15 土壤含硫化物X50 法兰存在裂纹X16 土壤含水率高X51 螺栓材料与管材不一致X17 土壤含盐量高X52 管材含有杂质X18 存在杂散电流X53 管材金相组织不均匀X19 保护距离小X54 管材晶粒粗大X20 保护电位低X55 管材选材不当X21 保护方式不当X56 热处理措施X22 保护材料失效X57 管材椭圆度X23 天然气含水X58 冷加工工艺X24 天然气含硫化氢X59 管材壁厚不均匀X25 天然气含二氧化硫X60 管壁机械伤痕X26 天然气含二氧化碳X61 残余应力X27 缓蚀剂失效X62 应力集中X28 内涂层变薄X63 管材机械性能差X29 清管效果差X64 涂

60、层粘接力降低X30 管道衬里脱落X65 涂层变薄X31 管沟深度不够X66 涂层脆性增加X32 边坡稳定性差X67 涂层发生破损X33 回填土粒径粗大X68 涂层老化剥离X34 回填土含水率高X69 涂层下部积水X35 回填土含腐蚀物6.3.1.2最小割集与结构重要度分析为确定故障树的最小割集，根据式（1）和式（2），将天然气输气管道失效故障树转化为等效的布尔代数方程： （4）由式（4）可知，输气天然气管道失效故障树共由148个各阶最小割集组成。其中有一阶最小割集47个、二阶最小割集77个、三阶最小割集12个、四阶最小割集12个。一般情况下，割集阶数越小，该因素导致结果的可能性就越大。由式（3

61、），可计算出各基本事件的结构重要度（计算过程略）。从计算结果可以得到，结构重要度的基本事件与式（4）中一阶最小割集相同。因此，为提高管线的可靠性与安全性，应首先考虑发生这47个发生概率较大或危险性较大的一阶最小割集，这些基本事件为系统中的薄弱环节，直接影响着系统的可靠性。6.3.1.3天然气输气管道主要影响因素与改善措施建立故障树，对其全部最小割集以及结构重要度进行分析，得出引起输气天然气管道失效的主要因素，进而在管线的生产、施工、运行中采取相应的措施以提高管道的可靠性和使用寿命。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，在管道上方进行违章施工，以及打孔盗气，水流对管沟

62、、管道的长期冲刷，管道附近土层移动等都可能直接导致管道失效。应在新管道选线时尽可能避开自然灾害较严重的地方；在管道沿线竖立明显标志，加强巡线工作，定期对管道及标志物进行检测。2）腐蚀包括外腐蚀、内腐蚀和应力腐蚀。土壤腐蚀性强、阴极保护失效和防腐绝缘涂层老化等会导致管道外腐蚀，输送介质中含有酸性介质和缓蚀剂失效、内涂层变薄等会造成内腐蚀，而施工、安装不当引起管道产生拉应力会导致应力腐蚀。各种形式的腐蚀都有可能导致防腐绝缘涂层失效、管壁减薄、管道穿孔、甚至发生管线开裂。因此，要加强阴极保护，确保涂层质量，并要尽可能避免施工时产生拉应力。定期对内外防腐、脱水与缓蚀剂的实际效果进行检测与分析，并选择合

63、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施工缺陷。初始缺陷主要是由于管材在制造加工、运输不当造成的，施工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，特别是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降低，为管道腐蚀的发生提供条件，直接影响管道运行的可靠性。应加强对管材质量的检查，提高制造工艺水平；选择合适的焊接工艺，建立严格的施工质量检测制度。7 事故案例分析评价由于管道所输天然气本身属易燃、易爆物质，管输天然气中含有的硫化氢、二氧化碳、游离水、粉尘等杂质，管道敷设的土壤腐蚀环境、地质、气象和水文条件，管材材质缺陷，人为破坏及

64、操作失误等因素，在一定条件下都会对管道本身产生危害，甚至酿成灾害。如1989年6月4日，前苏联1985年建成的一条输气管道发生泄漏，当时正好两列火车对开进入泄漏区，火车摩擦产生电火花引燃泄漏的可燃气体发生爆炸，造成600多人死亡，烧毁数百公顷森林。对国内天然气管道，特别是四川等省的输气管道事故进行统计，分析其引发事故的原因，得出可以借鉴的经验教训，对即将建设的西北分公司天然气主干输气管道工程从设计、施工到运营各个环节提供有益的指导。7.1输气管道运行中的事故案例分析川渝地区是我国重要的天然气工业基地，目前已建成输气管道约5890km。1969年1990年的22年间，四川输气管道共发生155次事

65、故，统计数据见表5.2-1。从表中可以看出，腐蚀是导致事故的首要原因，共发生67次，占事故总数的43.22%；施工和材料缺陷事故共有60次，占事故总数的38.71%，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14.20%，位居第三。7.1.1管道腐蚀案例（1）内腐蚀输送含硫天然气管道的内腐蚀类型，主要有电化学失重腐蚀，硫化物应力腐蚀开裂等形式。电化学失重腐蚀：天然气中含有硫化氢、同时存在冷凝水的条件下，会发生电化学反应，硫化氢电离后形成硫离子，与钢管内表面发生电子传递使金属离子解析形成针蚀、斑点、坑蚀，造成管道的局部减薄，甚至穿孔。如1968年投产的威成线，197

66、1年和1972年两次发生严重的硫化铁坑蚀，引起管道爆破，烧死4人，烧伤26人，造成了巨大的经济损失。表7.1-1 1969年1990年四川天然气管道事故统计事故原因事故次数所占比例（%）腐蚀6743.22 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2214.20人为破坏及其它原因63.87合计155100硫化物应力腐蚀：是与电化学腐蚀同时产生的拉应力腐蚀破坏，它多见于高强度钢、高内应力的设备、管道。当钢管与硫化氢水溶液或与含硫化氢的湿天然气相接触时，发生电化学腐

67、蚀，产生氢原子，它在钢材中扩散，总是向着应力集中区扩散聚集使材料开裂。此类腐蚀发生的时间短，无预兆，开裂的钢表面常不见一般腐蚀，断口为脆性型。据资料报道，在四川输气管道的运行中，硫化物应力腐蚀造成的危害最大，它对管道内壁造成的腐蚀比起外腐蚀来要严重得多。据西南油气田分公司输气管理处事故登记卡记载，截止到1993年底，输气管理处管辖的输气干线共发生78次硫化氢应力腐蚀事故，其中川东输气干线仅1979年到1987年8年间就有12次硫化物应力腐蚀爆管事故，经济损失在700万元以上。这是由于四川天然气中硫化氢含量偏高（大多数在200mg/m3，最高可达400mg/m3500mg/m3），如果气质净化不

68、合格，再加上管道含水及管道压力大起大落，便具备了发生硫化物应力腐蚀的条件，增加了管道破裂事故的可能性。表7.1-2是富含硫化氢时管道失效原因统计结果，从中可以看出，硫化物应力腐蚀是最主要的失效形式，占到总数的50%左右。表7.1-2 富含硫化氢的管道失效原因统计失效原因失效比例 （%）3年4年5年6年硫化物应力腐蚀50.850.050.352.1焊接缺陷21.311.324.018.3制作与装配缺陷9.07.01.58.1操作失误1.710.63.01.4其它14.217.116.214.1近些年来，四川新建的天然气管道开始对管输气体的有害成份进行控制，如1989年建成的四川北干环输气管道，已

69、经设置了硫化氢、水露点及全组份分析的在线监测系统，保证了管输天然气的气质要求。但由于历史的原因，仍有一部分老的输气管道气质不符合要求，同时也没有在线监测装置，含硫、含水超标情况时有发生，导致管道发生硫化物应力腐蚀。如60年代建设的巴渝线4267螺旋管，运行不到10年即开始发现腐蚀穿孔，以后日趋严重，该线已于1991年全线更换。1994年4月，威五线（威远五通桥输气管道）六井至东兴段进东兴站前分水器底部减薄漏气，现场可见包内充满了硫化铁粉末。1996年1月佛两线输气管道（1979建成）发生泄漏，约10分钟后，泄漏的气体被汽车点火装置引爆，烧毁2台汽车，3人受伤，直接经济损失70余万元，对事故样品

70、的分析认为这起事故是由硫化物应力腐蚀而导致的，管输的天然气中硫化氢的含量达250mg/m3、发生事故的管段严重积水，都为发生硫化物应力腐蚀提供了条件。（2）外腐蚀管道外腐蚀与管道所采用的防腐材料性能及防腐施工质量好坏有直接的关系。70年代到80年代，四川天然气管道一般多采用石油沥青防腐和阴极保护相结合的防腐技术，管道的外腐蚀得到了基本控制，这一时期因外腐蚀造成了21次事故，占事故总数的13.55%。但因沥青防腐层强度较低，管子在运输、堆放和焊接中损伤较多，现场补口工作量较大，无论哪个环节质量控制不严格，都可能留下事故隐患。造成防腐质量差的原因主要有：防腐层施工质量差,管段的沥青防腐层没有包敷工

71、业膜，或沥青防腐层涂敷不均；管道穿过的地段土壤性质差别大，易形成氧浓差电池，使部分管段出现局部腐蚀；防腐层补口不合格，严重影响了防腐质量；防腐材料的耐老化性较差；阴极保护率达不到100%。阴极保护不合格的原因有：石油沥青涂层剥离后进水，老化后使绝缘电阻降低，致使管道阴极保护效果下降；有的阴极保护没有做到与管道同步投产；有时还发生阴极保护措施的人为破坏及停电等情况。7.1.2施工和材料缺陷四川天然气管道22年间由于施工和材料缺陷原因，共发生事故60次，占总数的38.71%，是导致事故的第二位因素。其中，因施工质量差41次；因制管质量缺陷19次。这主要是由于管质、管焊、管道操作维护不良等造成的，同

72、时也反映出当时国内管道施工质量不高、制管技术较落后。我国由于生产螺旋缝钢管的生产历史较长，输送天然气几乎全部采用螺旋缝钢管。螺旋焊钢管有其自身的优点，但它的焊缝长度具有应力集中现象，因而焊缝缺陷引发的事故比直缝钢管概率高。如螺旋焊缝钢管制管时，由于剪边及成形压造成的刻伤处残余应力集中；焊接时造成螺旋焊缝的内焊扁焊或未焊透等缺陷处应力集中；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，输气运行中，在较低的压力下即可产生爆管，沿焊缝将管道撕裂。沪威输气管道，管材为16Mn，螺旋缝埋弧焊管直径为6307（8）mm，从1970年12月至1995年1月共发生1

73、4次管道破裂事故，其中6次破裂源于螺旋焊缝补焊热影响区的马氏体组织，其余8次破裂源于距螺旋焊缝1045mm的管材压痕（制管缺陷）处氢损伤。我国管口焊接质量水平低，电弧烧穿、气孔、夹渣和未焊透发生率高，是引发事故的又一重要因素。60年代我国仅能生产螺旋缝钢管，质量低下，曾因螺旋缝焊接质量不过关而多次发生管道爆破事故。最严重的是纳大线在总长27.6km的输气管道上，投产后半年时间内就发生了11次爆管，2次严重渗漏，主要原因均为螺旋缝质量不过关，内焊缝焊偏和未焊透，以及气孔、夹渣等缺陷。近些年来管口焊接质量虽有提高，但如果质检不严、焊工技术水平较低或质量意识差，也难以保证焊接质量。即使是直缝钢管，如

74、果焊缝检测不合格，也会留下事故隐患。如1996年1月7日付纳线（付家庙纳溪输气管道，1978年建成投产）某段发生爆管，一对手工焊缝发生破裂，开裂长度为800mm。对管材性能的检验表明，断裂原因为严重的焊接缺陷所致，焊前坡口两侧油、锈、脏物未清除干净，这些具有缺口效应的缺陷，在外力作用下，引起了严重的应力集中，导致管道脆裂。施工不良还表现在以下方面：管道除锈、去污、防腐和现场补口等工序未按施工要求去做；现场涂敷作业管理不严，使防腐层与管体粘结不良，管子下沟动作粗鲁以及回填作业草率，使泥土、岩石冲击防腐层，造成防腐层破坏；阴极保护没有与管道埋地同时进行；还有管子搬运时大手大脚，不仔细，管子产生疲劳

75、裂纹。7.1.3不良环境影响管道工程的局部管段所处的恶劣自然环境影响引起的管道事故，主要指山体滑坡、崩塌及管道穿越江河段受洪水冲刷等因素造成的事故。在所统计的年份中，四川天然气管道共发生这类事故22次，所占比例是14.20%，排在第三位。洪水的冲刷引起河床变化是促使管道发生事故的主要原因，早期建设的管道穿越江河工程，多采用裸露敷设或浅埋敷设方式，最易遭受洪水的外力破坏，一旦稳管作用失效，水下管道出现悬空，没有及时发现或没有采取加固措施，就容易导致事故。如四川中青输气管道的涪江穿越段，1978年因洪水猛烈而被冲断；峡渝线长江穿越于1974年和1985年江底管道两次被冲断。自然环境的改变或人为活动

76、引起条件变化，导致山体滑动和崩塌，也会危及到管道安全，如1998年8月20日，付安线马门溪至小南坝公路下雨造成山体滑坡，造成约40m公路下沉，致使敷设在公路水沟、路肩下的天然气管道严重位移，经测量管道沉降段长达41m，纵向下沉最大约2m，向江边水平位移约1m，严重危及管道安全。不良环境影响造成的管道事故次数比较高，与四川盆地特殊的自然环境条件有关。该地区多深谷大川，地质土壤较松散脆弱，岩体易风化破碎，汛期多大雨、暴雨、地形雨，很容易引发山体滑坡、崩塌及泥石流等灾害，对管道形成较大的危害。据最新资料统计，仅重庆市到2000年就累积发生了地质灾害3.3万余处，其中滑坡4381处，崩塌610处，泥石

77、流93处，地面塌陷73处，造成的损失也是触目惊心的，发生在2001年5月1日的重庆武隆县山体滑坡一次就夺走了76人的生命。7.1.4第三方破坏1969年到1990年第三方破坏引起的事故在四川统计数字不高，仅占事故总数的3.87%，但由于这类事故具有突发性、不易防范，而且容易酿成更大的灾害，因此不容忽视。近年来川渝地区屡屡发生的第三方破坏事故，具有一定特点，集中表现在以下几方面：（1）城市建设中缺乏对输气管道进行保护1998年某开发区建设在平整土地时，损坏南干线，造成管道停输3天；某市开发区将中青线约9km圈在开发区内，部分建筑甚至压在管道上，对管道安全威胁极大；在管道两侧开山平地、建房修路，修

78、加油站的事件也有发生，如江油市太华加油站的储油罐距中青线不足20m，重庆江津市有两座加油站紧靠丹西线建设；据统计，在四川输气干线的保护区范围内，各种永久性的违章建（构）筑物已达1200多处。（2）公路建设危及管道安全近年来，随着交通建设的发展，在公路新建和扩建中，一些地方不征求输气管道部门的意见，对输气管道未采取任何保护措施，就将输气管道压在公路下或紧靠管道修建公路，不断酿成事故。如1998年7月29日，威五线东兴-三江段由于内江至乐山公路进行改建，使用大型机械施工，输气管道两处被穿破出现漏气，造成管道停输，经济损失12万元；江油市在修筑公路时将中青线压管6m多；成都市公路扩建时，对公路和威青

79、线、威成线交叉处没有按设计要求进行保护，此段管道未经保护被压在公路下，构成重大事故隐患。（3）河流挖砂取石危及管道安全管道穿越河流附近的河床上，挖砂取石现象屡禁不止，致使水下穿越管道上的砂卵石覆盖层逐年减薄，部分天然气穿越处由于挖砂取石已造成管道悬空裸露，防腐层被破坏。如德阳绵远河穿越，因挖砂取石造成穿越段悬空；成德线广汉鸭子河穿越，同样原因致使管道在1990年8月被洪水冲断，停输近7个月；1996年2月7日，佛纳线发生泄漏事故，这是由于管道周围为采石场，管道被砸了一个大槽坑，出现局部缺陷，引起应力集中发生爆管。综上所述，地方建设危及输气管道安全的现象屡屡发生，特别是部分地段公路改（扩）建，城

80、镇开发区建设及农村建房造屋、农民挖砂取石导致江河穿越管道裸露悬空等危及输气管道安全的事件不断，严重威胁到输气管道的安全运行，如果不能严格贯彻管道保护条例，管理维护工作再跟不上去，人类活动引起的管道事故将会上升。需要特别注意的是，进入90年代以后，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，表现在管道上打孔盗气及在管道沿线修建违章建筑的情况急剧上升，对管道的安全运行造成极大危害。以中沧输气管道为例，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7.1-3。表7.1-3 中沧输气管道打孔盗气情况统计序号桩号（km+m）

81、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

82、厂作为燃料气1.01214+200莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气1.013280+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通过对近年盗气案件进行分析，具有以下特点： （1）由人个作案发展为团伙作案，一般均在5人以上，并有明确分工，踏点、放哨、打孔、盗气、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）破坏分子活动范围明显扩大；作案分子中有不法分子和职工互相勾结，具备专业知识，不易防范；破坏的程度加大：盗气频率上升； （3）有的地方打击不力和执法不严，对这些破坏和盗窃国家财产的犯罪分子按一般偷盗案处理，重者几年，轻者几天，有些犯罪分子已被反复抓获，拘留几天

83、放出后，又继续作案；（4）打孔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，管理人员在事故抢修时部分地段老百姓对抢修人员的工作不配合，有的还横加阻拦，索要费用。同时，近年来在管道沿线不符合国家有关法律法规以及国家或行业有关设计、安全规范，未经地方部门或管道企业同意而在管道上方或在管道带内兴建的违章建筑也在增加，对管道的安全运行造成很大危害。以四川达卧线为例，1996年调查中发现，在147km的管道上，存在着60处违章建筑，特别严重的有9处，违章建筑有的是厂房、油库，有的是住宅楼和学校，它们直接压在5.0MPa的管道上，严重影响了管道的安全运行和沿线民众的生命财产安全。面对第三者破坏愈

84、演愈烈的情况，如何保证输气工程不受或少受人为破坏就显得非常重要。7.1.5 冰堵造成的事故案例分析输气管道内形成的水化物易积聚发生冰堵，是严重影响天然气管道安全运营的一个隐患。尤其对处于地形复杂、气候寒冷地区的管道，更是不可忽视。陕京输气管道曾于1999年1月发生了冰堵，就是由于在施工和管道试压期间，大量游离水侵入并遗留在低洼处未被清出所致。1999年1月4日零时，陕京输气管道调度人员通过管道自动监控系统，发现灵丘段输送压力为3.28MPa，杜村段输送压力为2.67MPa，灵丘至杜村段管道输送压差为0.61MPa，超出了此段管道正常状态下的压差，即0.25MPa。经调查，管道不正常压差与通讯传

85、输及设备误动作无关。通过观察，发现压差继续增大，其中红泉村、云彩岭、巨羊沱三个阀室的压力分别为2.6MPa、3.5MPa、3.5MPa，表明在红泉村至云彩岭段管道已发生局部水化物冰堵。这表明随着管道监控自动化程度的提高，管道运营中各项参数的变化显得更直观，提高了判断管道运营事故的能力。输气管道内水化物主要是通过内因和外因相互作用形成的。内因是指天然气中存在相当部分的游离水，这是天然气形成水化物的决定因素。外因是指压力和温度。压力越高、温度越低，天然气越容易形成水化物。另外，由于高速流动、搅动、高压脉动等因素的影响，在管道弯头、孔板、粗糙的管壁等特定位置，天然气也易形成水化物。水化物一旦形成后，

86、就会减少管道的流通面积，产生节流，加速水合物进一步形成，严重影响管道的安全运行。管道输送的天然气是经过处理的干气，在压力为4.5MPa、温度为-13时，天然气标准饱和含水量在0.052g/m3以下，仅在温度低于-20时，才达到实际饱和含水量，因而在管道运行中天然气不易析出游离水。输气管道内游离水的含量与管道所处的地形、地貌及清管次数密切相关。7.2输气管道投产初期事故分析在输气管道建设中，由于施工环境、人员素质等原因，投产初期常发生管内存在大量杂质等问题。尽管经过清管，但从管道投产初期的运行情况来看，管道内仍有杂质残存。在大排量输气时，这些杂质经过管道进入分离设备、仪表、阀门，严重地影响了管道

87、正常生产。陕京一线就曾发生过分离器排污弯头刺坏以及压缩机进口过滤器堵塞的情况。其它例如：鄯乌线末站冬季分离器和调压阀引压管发生冰堵和粉尘堵塞；长宁线末站经常发生粉尘堵塞，并有刺坏分离器排污阀和排污弯头的情况。根据相关调查分类，投产初期管内残余杂质、来源和危害下表7.2-1所示。表7.2-1 投产初期管内杂质来源及其危害一览序号管内残余杂质来 源危 害1细砂粒 沙漠施工时进入管内，在其它地带施工时较少进入管道。 堵塞或刺坏阀门、仪表和管道2泥土 平原泥土地带施工时进入管内。 堵塞阀门、仪表和管道3焊渣 管道焊接时进入管内，尤其是在吹扫质量不高的管道内遗存较多。 堵塞或刺坏阀门、仪表和管道4水 主

88、要是用水试压时遗留在管内，其次是天然气内含水。 形成水化物或结冰，堵塞阀门、仪表和管道5轻质油 来自油田气体处理装置 不利于用户生产，放出时易燃、易爆6硫化氢和硫化铁 来自油田气体处理装置 腐蚀管道、仪表和阀门，硫化铁易自燃7灰分 来自油田气体处理装置 堵塞阀门、仪表和管道7.3事故案例分析结论根据对四川石油管理局某输气处所辖12条输气管道（总长1414.8km）事故率的资料汇总，从投产到1994年7月，管道（运行长度为24.433103（kma）上共发生了105次事故，事故率是4.310-3次/（kma），这一统计结果比国外事故率的平均水平0.4910-3次/（kma）要高。分析其原因，与我

89、国当时的管道设计、施工水平都有关系。这些管道大都建设于60年代中后期到80年代，当时国内管材和制管水平和质量水平比较低，与国外相比差距较大；站场设备仪表也比较简陋，输送气的含硫量比较高，早期的管道也没有阴极保护，采用的防腐材料性能水平比较低，自动化操作水平也比较落后，手工操作还比较多；管道施工安装质量特别是焊接质量不高，所有这些因素都导致事故发生率较高。根据对历年事故案例的分析，评价组提出如下管理建议：1）国内外输气管道事故统计与原因分析中，腐蚀原因都占有较大比例。管道防腐层是防止埋地管道腐蚀的一道屏障，其质量的好坏直接影响着管道保护电位，管道保护电位达不到要求的管段就会产生腐蚀。为此，对管段

90、防腐层不同的管段采取不同的措施，加强管道防腐层质量的维护和保养，是必要且可行的。2）成立管道事故报警中心；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。3）对输气管道内的水化物采取预防为主、处理为辅的方法，以减少天然气中的水含量，提高天然气的质量。定期对输气管道段进行清管，管道一旦形成水化物，应尽快降压和升温，以破坏水化物的形成过程，并定期向管内加注醇类物质，确保管道的安全运行。（1）预防输气管道水化物形成的措施有：减少施工和试压中遗留的水。在管道吹扫和测压后，应增加清管次数。在投产后，应进行水露点测试，对重

91、点地段进行重点清管。对新投运的管道，应定期加入抑制剂，如甲醇、乙二醇等，特别是在冬季和特殊地段。在管道的设计和施工阶段应尽量避免过多地使用弯管，以降低管道的曲率，减少局部摩阻。生产运行过程中，尤其是在冬季大输量、高压力运行时，必须定期监测管道沿线的水露点。（2）天然气管道中的水化物是逐渐形成的，不会在瞬间堵塞全部管道。若管道某点发生水化物堵塞，该点两端的压差就会变大，随着时间的延长，压差将继续增大。根据水化物的形成条件，应采取以下步骤处理已经形成的水化物:在最短的时间内降低相关管道段的运行压力。根据季节、压差点的位置（上下游位置、地形地貌等）和管道运行压力，判断是否发生水化物堵塞。如果发生，则

92、要关闭堵塞点的前一个RTU阀室，并观察压力的变化。同时，派人到现场监护，下游各站应解除GOV阀的自动截断功能。确定可能形成水化物的地点。现场人员可通过查看阀门的状态、各小段管道的压力和检查非远传干线阀，判断是否形成水化物。如能判断出形成水化物的最小区间，则可确定可能形成水化物的地点。现场分析。对已关阀的下游各站间管道段是否存在异常压差进行分析。加热。在管道有异常压差的管段上方加热，通过辐射和传导加热管道，提高地表温度场。注醇。在压差异常点上游阀室向管道内注入甲醇或乙二醇。放空。若上述方法无法解堵，可考虑关闭堵塞点的前一个阀室，放空管道。4）加强输气管道投产初期的运行安全管理。（1）为避免投产初

93、期的管道被天然气中的砂粒、灰分、泥土、焊渣堵塞或刺坏阀门和仪表，可采取以下解决方法：加强施工监督，尽量避免砂粒、泥土等杂质进入管道。在管道施工或清管时，增加管道的吹扫与清管次数，以降低管内砂粒、泥土等杂质的残存量。完善汇管的排污方案。定期对汇管进行排污，并定期对计量、调压、排污等设备进行保养维护。建议采用离线、湿法排污，即采用排污池注水。这样可以消除排污设备损坏、硫化铁自燃和粉尘产生静电等隐患。（2）若投产初期管道内天然气中的水和轻质油堵塞管道、仪表和阀门，可采取以下方法处理：加强施工监督，把用水试压的管道吹净；投产前增加通球、清管次数，并尽可能将水排放干净。投产初期严格控制气体质量。（3）对

94、操作人员进行技术培训，完善管理制度和操作规程，以杜绝各种事故的发生。8 安全对策措施及建议建设项目为达到在运行过程中安全生产的目的，在劳动安全卫生方面应认真执行国家有关部门颁发的安全卫生规程、规范和标准。工程遵照和参照执行的有关规程、规范和标准已列于本报告总则中。针对可研报告中提出的安全对策措施，和参照相关标准对有遗漏的地方进行了相应的补充和细化。8.1 可研报告中已经采取的安全对策措施8.1.1线路工程已经采取的安全对策措施工程设计中认真贯彻执行国家有关的法律、法规、方针政策，积极采用新工艺、新技术、新设备和，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量。在工程设计中选用先进的工艺及设备，消除

95、或减少有害源；采取报警、连锁、泄放等预防性措施防止危害，严格按设计规范的要求进行设计。敏感点、敏感地段设计采取的措施：（1）合理设置截断阀，设置标志牌并保证管道安全距离，提高管道安全级别防止事故发生。（2）为了管道的安全和施工质量，本工程管线穿越分别采用了大开挖沟埋穿越等穿越方式。（3）确保管线不被雷电损坏，保证输气安全。1）管材的选用及壁厚的确定按照输气管道设计规范的要求，经管道强度计算确定管道的用管壁厚。通过采用增加管道强度、适当加大管道埋深、加强管道环向焊缝的质量检查等方法满足管道安全、减少外部活动可能对管道造成的破坏。2）焊接管道焊接是管道施工中技术质量、安全要求最高的一道工序，对管道

96、抵抗外力破坏的能力以及管道的使用寿命、运行状态起着至关重要的作用，是管道建设上质量控制重要环节之一。本工程建设规模大、线路长、沿线弯头弯管多、焊接量大、加之施工条件又差，因此对焊接工艺一定要严格规定，达到既保证质量，又满足进度的要求。3）管道防腐为保证管道长期运营安全，管道全线外防腐采用安全可靠性高的3 层结构聚乙烯防腐（3层PE）。4）阴极保护工程为确保管道安全和保证管道的寿命，本工程对输气管道均采用强制电流阴极保护。确保管道的安全。5）线路阀室的设置按输气管道设计规范的要求，为了在管道发生事故时减少天然气的泄漏量、减轻管道事故可能造成的次生灾害，便于管道的维护抢修，按要求设置线路截断阀室。

97、6）管道试压制定合理的管道投产试运方案，严格按照规范进行试压。施压前后采用清管器清管确保管道清洁。7）其它措施（1）输气管道工程设计遵循保护环境，降低能耗，节约土地的原则，处理好与公路的关系。（2）所有建设设施按建设地点的地震烈度设防，以抵御地震可能带来的破坏，保障安全。（3）管道穿越不同特殊地段，设计采用不同的敷设方式，切实保证管道安全。（4）管道在穿越主要公路时，穿越位置选择在稳定的路基下，路基下面的管线不允许出现转角或进行平、立面曲线敷设。（5）采用密闭清管工艺，减少天然气放空损耗。定期清管，减少线路输气压力损失，提高管道输送效率。（6）采用密封良好的阀门及计量设备，减少天然气泄漏。8.

98、1.2节能措施1）本工程依靠输气管道输送天然气自身的压力，不需加压设备加压，从而大大节省了能源；2）站内设备选用密闭性能好，使用寿命长，能耗低的阀门和设备，避免和减少由 于阀门等设备密封不严造成的天然气损耗；3）在管材选用、施工焊接等工艺环节上采用优质管材并采用先进的焊接及施工技术，从而减少跑、冒、漏现象的发生；4）水量等均设置计量表，强化运行中的管理，节省能源； 电气设备选用节能产品；8.2 补充的安全对策措施8.2.1线路工程补充（1）氢开裂（HIC）是输气管道失效原因之一，HIC主要与H2S分压等级因素有关。本工程以控制气质为主，含硫量和介质PH值必须满足有关标准要求，不合格的气体不允许

99、进入输气管道。（2）平面转角大于3、纵向转角大于2时，应根据实际角度以及现场地形地质情况，优先采用弹性敷设方式，当弹性敷设方式无法满足变向要求时，应采用冷弯弯管或热煨弯头达到变向要求，根据实际情况也可以采用多种方式的组合达到变向的目的。所有弯管及弯头的制作均应执行钢制弯管（SY/T 5257-91）标准中的有关规定。（3）管道与电缆相交时，管道与电缆净距离不小于0.5m，尽可能从其下方穿越，并采取保护措施。管道施工前应首先了解原有地下管道、电（光）缆的位置及埋设深度，并通知有关部门派人现场配合。（4）输气管道与电力、通信电缆交叉时，其垂直净距不应小于0.5m。交叉点两侧各延伸10m以上的管段和

100、电缆，应采用特加强绝缘等级8.2.2运行过程管理（1）建立健全的管理机构，明确主要人员的职责。按国家有关规定，设置专门的安全卫生管理机构，配置专职安全卫生人员和必要的检测仪器和设备，进行必要的安全卫生教育和安全卫生监察。（2）制定各种作业的安全技术操作规程。规程应包括紧急停车及异常情况处理等项内容。严格工艺管理，强化操作纪律和劳动纪律。（3）现场人员穿防静电服，且禁止在易燃易爆场所穿脱。禁止在防静电工作服上附加或佩带任何金属物件，并在现场设置消除静电的触摸装置。（4）动火作业中严格执行三级动火审批制度，做好动火作业前的准备、作业过程中的监护和作业后的清理工作。（5）对人为破坏，则依托当地公安部

101、门进行处理。8.2.3加强材料、设备的本质安全（1）通过不断的学习、积累和完善，采用新的技术手段、可靠的工艺设计，从材料选择、设备选型、控制手段等多方面进行严格筛选和探讨。（2）输气管道应选择按照 GB9711.21999标准生产的钢级高的管线钢，严格控制钢板质量，优先采用双面埋弧焊直缝钢管，尽量减少焊缝的长度，并采用加强级3PE防腐;（3）在输气管道上设置牺牲阳极保护，延长管道的使用寿命；8.2.4加强高压输气管线巡查力度和安全管理目前，我们还没有关于城市高压输气管 道破裂事故原因准确的概率统计，但从相关报道和以往燃气管道事故统计分析，燃气管道破裂最常见的原因主要是第三方施工造成管道破损，其

102、次是因施工质量及第 三方施工造成管道破损而引起的腐蚀失效。因此，我们必须加强高压输气管线巡查力度和安全管理，及时与高压输气管线周边施工单位签订保护协议，当其他市政设 施等与高压管线有交叉施工作业时，由设计部门及时提供专项设计施工方案，管线巡查人员在施工过程中现场监护、责任落实到人等。8.2.5其它方面补充1）通过发布地区公告、开展公众教育和媒体宣传等手段，提高对当地居民公众保护管道的意识。实施土地使用控制，减少管道故障。除了要经常对管道周围进行巡视外，还需作出具体的土地使用控制规定，如管道两侧5m以内不得取土和构筑建筑物，20m内不允许与管道平行敷设电缆等。2）可行性研究报告中消防设计中内容较

103、少，无就近消防协作力量介绍及本项目的消防设备设施情况的介绍，在初步设计中应补充调查、落实就近消防站的距离、消防设备、力量配备状况，明确工程的消防水压力、流量、消防栓配备情况。并按照“建筑灭火器配置设计规范”做出明确细致的灭火器材配置方案，要落实各建筑物内应配备灭火器的种类、数量及布置。9评价结论9.1评价结论分述经过对建设投资有限责任公司天然气输气管道工程各个环节进行劳动安全卫生预评价，得出了工程的具体评价结论，分述如下。1）工程主要危险、有害因素（1）天然气具有易燃性、易爆性、易扩散性；（2）天然气输气管道的主要破坏因素包括：管道腐蚀穿孔、管线材料缺陷或焊口缺陷隐患、第三方破坏、自然灾害、设

104、备事故等；（3）天然气输气管道设计压力为6.3MPa，属于中压范畴（1.6MPa16MPa），操作压力较高，管道存在较高的应力开裂危险。同时还存在硫化氢腐蚀开裂、CO2腐蚀失效等危害；（4）工程存在一定的毒性，毒性危害主要来自天然气泄漏和排放所引起的职业伤害中毒。清管可清除部分硫化亚铁粉尘，硫化亚铁自燃可产生部分硫化氢有毒、有害物质；（5）社会危害因素，对管道可产生危害的社会危害因素主要包括第三方破坏、对“三穿”管段危害和违章建筑等。2）预先危险性分析结论输气首站和输气管道中在运行中存在的主要危险因素为：管线破裂、阀门损坏、施工质量、管道腐蚀；其中阀门损坏和施工质量的事故后果的严重程度分级为级

105、（轻度的），管线破裂故后果的严重程度分级为级（轻微的），管道腐蚀事故后果的严重程度分级为级（严重的），因此管道腐蚀应作为本项目管理的重点，应该按照报告提出的对策措施加强管理。3）灾害评估结论选用“蒸气云”爆炸模型对天然气输气管道工程管线上任意一处或阀门破裂、天然气以装置最大集气量24.2104m3/d连续泄漏10min形成的“蒸汽云”为评估对象，计算了爆炸范围内的各种伤亡半径。此类天然气爆炸事故如若发生在输气管线上。势必造成泄漏地点发生严重火灾事故，虽然管线穿越地段人烟稀少，无森林草场。但是此类事故造成的损失是严重的，是绝对不允许发生的。4）故障树分析评价结论评价中对输气管道失效事故进行了故障

106、树分析。由故障树分析可知：直接引发管道事故的基本事件有69个。对天然气管道失效故障树分析和结构重要度计算得到引发管道事故的主要原因为第三方破坏、腐蚀和管材缺陷。进而在管线的生产、施工、运行中采取相应的措施以提高管道的可靠性和使用寿命。5）事故案例分析评价结论对国内部分油田输气管道发生各类事故进行了统计分析，并就此类事故的危险特点和危害后果，针对性地进行了事故原因分析和经验教训总结，供该工程建成投产后在安全管理方面借鉴。事故案例分析表明：天然气集输过程中腐蚀原因都占有较大比例。为此，对管段防腐层不同的管段采取不同的措施，加强管道防腐层质量的维护和保养，是必要且可行的。拟建的天然气输气管道工程应从

107、中吸取教训，加强对员工遵章守规和安全教育，加强设备、设施的检查和维护，做到安全、规范操作和检修施工，及时发现、有效消除各类不安全因素，杜绝类似事故的发生。6）安全对策措施及建议通过总结本次预评价工作的阶段性成果，参照可研设计方案已经采取的安全措施，项目组对管道工程提出了补充的安全对策措施。项目组期望这些安全对策措施和建议能够作为指导下一步工程施工图设计、施工建设、制定安全管理措施、编制工程事故应急预案以及在工程竣工运行后进行安全生产管理方面的参考。9.2评价总结论综合上述定性及定量评价结论，预计本工程在劳动安全卫生方面是可行的。但必须明确指出，这样的评价结论是建立在各项劳动安全卫生措施落实基础之上的。通过本次预评价，业主应在其今后的设计、施工和运行中进一步落实设计已提出的安全措施和本次预评价提出的补充安全措施，确实保证工程安全设施和主体工程的“三同时”，并在工程在竣工投产后切实加强管理，不断改进和完善，以保证实现工程竣工后的安全、平稳投产运行，并切实保障职工的安全与健康。