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/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的危害。6.1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CH4C2H6C3H8iC4H10nC4H10iC5H12nC5H12C6+N2CO2含量%(vol)92.8944.0290.6740.1150.1110.0530.0250.0910.5571.448低位热值：34.41MJ/Nm3高位热值：35.02MJ/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Ⅱ级气质，气质参数见表6-2。表6-2Ⅱ级气质参数表项目高位发热（MJ/m3）总硫含量（mg/m3）H2S（mg/m3）CO2%（体积）水露点数值≥31.4≤200≤20≤3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5℃6.1.1.2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16.04熔点-182.5°C沸点：-161.5°C蒸汽压53.32kPa（-168.8°C）闪点-188°C燃烧热889.5kJ/mol相对密度0.42(水=1)，0.55(空气=1)溶解性微溶于水，溶于乙醇、乙醚爆炸极限5.3～15（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。与五氧化溴、特性氯气、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/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28.01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0.79(水=1)，0.97(空气=1)稳定性稳定爆炸极限5.3～15（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，遇明火、高热能引起燃烧爆炸。燃烧产物二氧化碳接触限值中国MAC30mg/m33.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21016CAS号74-85-1编号分子式C2H4中文名称乙烯外观性状无色气体，略具烃类特有的臭味分子量28.06熔点-199.1℃沸点：-191.4℃蒸汽压4083.4kPa/0℃闪点-136℃溶解性不溶于水，微溶于乙醇、酮、苯，溶于醚相对密度0.61(水=1)，0.98(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。燃烧产物一氧化碳、二氧化碳接触限值前苏联MAC100mg/m34.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无色气体,纯品无臭分子量44.10状熔点-187.6℃沸点：-42.1℃蒸汽压53.32kPa/-55.6℃闪点-104℃溶解性微溶液于水,溶液于乙醇、乙醚相对密度0.58/-44.5℃(水=1)1.56(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。燃烧产物一氧化碳、二氧化碳接触限值前苏联MAC300mg/m35.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C5H12中文名称2-甲基丁烷子式外观性状无色透明的易挥发液体，有令人愉快的芳香气味分子量72.15熔点-159.4℃沸点：27.8℃蒸汽压79.31kPa/21.1℃闪点-56℃溶解性不溶于水，可数量级溶于乙醇、乙醚等多数有机溶剂相对密度0.62/(水=1)，2.48(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)危险特性极易燃，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。燃烧产物一氧化碳、二氧化碳接触限值前苏联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。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.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。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1.2m～1.5m，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。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。6.2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，已建成的输气管道有13×104Km。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6-81981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(248)(33.0)内部腐蚀(52)(6.9)外部干扰12716.9材料缺陷10013.3焊接缺陷8110.8施工和设备缺陷8210.9其中：施工缺陷(65)(8.6)设备缺陷(17)(2.3)违反操作规程222.9其它原因405.3合计752100从上表看出，各种事故原因的比例排序为：腐蚀39.9%(其中外腐蚀33.0%，内腐蚀6.9%)，外部干扰16.9%，材料缺陷13.3%，焊接缺陷10.8%，施工缺陷8.6%，违反操作规程、设备缺陷和其它原因所占比例较低，分别为2.9%、2.3%和5.3%。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率(10-3次/(Km·a))占总事故的比例(%)外部干扰0.3052.17施工和材料缺陷0.1119.13腐蚀0.0813.91地基位移0.035.22误操作0.0254.35其它0.035.22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19.13%；第三是腐蚀，占总数的13.91%，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。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次数事故率(%)外力314453.54材料缺陷或结构损