1、1 評價總則1.1預評價目的1）識別、分析該擬建工程投產運行后可能存在的各種危險、有害因素。2）對該擬建工程的固有危險、有害因素進行預評價，預測其安全等級并估算危險源發生事故時可能造成的傷害。3）提出提高該擬建工程安全等級的對策及措施，編制事故應急預案框架。4）為建設單位安全管理系統化、標準化和科學化提供依據和條件。5）提出保證工程安全平穩運行、保障職工身心健康的安全對策措施，為改進、完善該工程初步設計文件，制定建設單位生產和安全管理措施提供依據，為安全生產監管部門實施監督、管理提供依據。1.2預評價范圍根據業主委托，建設投資有限責任公司開發區產業園區天然氣工程的評價范圍限于12.1km的天然

2、氣管道的預評價。對其閥室和管道運輸物料、工藝的危險性、自然環境影響因素以及管道的運行中可能存在的危險性進行評價。2 安全預評價依據2.1有關的法律、法規和規章1、 中華人民共和國主席令第70號中華人民共和國安全生產法2、 國家安全生產監督管理局200239號關于進一步加強建設項目（工程）勞動安全衛生預評價工作的通知3、 國家安全生產監督管理局公告 2003年第1號危險化學品名錄（2002版）4、 中華人民共和國消防法（2008 年）2.2有關標準1、 輸氣管道工程設計規范 GB 50251-20032、 石油天然氣工程設計防火規范 GB 50183-20043、 輸油（氣）埋地鋼質管道抗震設計

3、規范 SY/T 0450-974、 天然氣 GB17820-19995、 埋地鋼質管道犧牲陽極陰極保護設計規范 SY/T 0019-976、 鋼質管道及儲罐防腐蝕工程設計規范 SY 0007-19997、 埋地鋼質管道強制電流陰極保護設計規范 SY/T 0036-20008、 埋地鋼質管道聚乙烯防腐層技術標準 SY/T 0413-20029、 建筑設計防火規范 GB50016-200610、 建筑抗震設計規范 GB50011-200111、 城市工程管線綜合規劃規范 GB502899812、 城鎮燃氣設計規范 GB500282006 13、 石油天然氣工程總圖設計規范 SY/T00482000

4、14、 安全評價通則 AQ8001-200715、 安全預評價導則 AQ8002-200716、 危險貨物品名表 GB12268-20052.3批準設立的相關文件及其他有關參考資料1、建設投資有限責任公司開發區產業園區天然氣工程可行性研究報告（新疆市政建筑設計研究院有限公司，20118.03）；2、建設投資有限責任公司開發區產業園區天然氣工程安全預評價委托書3 建設項目概況4 危險、有害因素分析4.1物質危險、危害性分析本工程輸送的物料為天然氣。根據依據危險化學品名錄（2002版）及危險貨物品名表（GB12268-2005）可知，天然氣屬于第2.1 危險化學品。4.1.1物質的理化特性天然氣的

5、主要成分是甲烷，甲烷的理化特性如下表：標識中文名甲烷;沼氣英文名Methanel;Marsh gas分子式CH4 相對分子質量16成份組成外觀與性狀無色無臭氣體主要用途：用作燃料和用于炭黑、氫、乙炔、甲醛等的制造。危險性概述侵入途徑吸入、食入、經皮吸收。健康危害甲烷對人基本無毒，但濃度過高時，使空氣中氧含量明顯降低，使人窒息。當空氣中甲烷達25%-30%時，可引起頭痛、頭暈、乏力、注意力不集中、呼吸和心跳加速共濟失調，若不及時脫離，可致窒息死亡。皮膚接觸液化本品，可致凍傷。燃爆危險本品易燃，具窒息性。危險性類別第2.1類 易燃氣體急救措施皮膚接觸若有凍傷，就醫治療。吸 入迅速脫離現場至空氣新鮮

6、處。保持呼吸道通暢。如呼吸困難，給輸氧。如呼吸停止，立即進行人工呼吸。就醫。消防措施危險特性易燃,與空氣混合能形成爆炸性混合物,遇熱源和明火有燃燒爆炸的危險.與五氧化溴、氯氣、次氯酸、三氟化氮、液氧、二氟化氧及其它強氧化劑接觸劇烈反應。有害燃燒產物一氧化碳、二氧化碳滅火方法切斷氣源。若不能切斷氣源。則不允許熄滅泄漏處的火焰。噴水冷卻容器，可能的話將容器從火場移至空曠處。滅火劑：霧狀水、泡沫、二氧化碳，干粉。泄漏應急處理應急行動迅速撤離泄漏污染區人員至上風處，并進行隔離，嚴格限制出入。切斷火源。建議應急處理人員戴自給正壓式呼吸器，穿防靜電工作服。盡可能切斷泄漏源。合理通風，加速擴散。噴霧狀水稀釋

7、、溶解。構筑圍堤或挖坑收容產生大量廢水。如有可能，將漏出氣用排風機送至空曠地方或裝設適當噴頭燒掉。也可以將漏氣的容器移至空曠處，注意通風。漏氣容器要妥善自理修復、檢驗后再用。操作處置與儲存操作處置注意事項密閉操作，全面通風。操作人員必須經過專門培訓，嚴格遵守操作規程。遠離火種、熱源，工作場所嚴禁吸煙。使用防爆型的通風系統和設備。防止氣體泄漏到工作場所空氣中。避免與氧化劑接觸。在傳送過程中，鋼瓶和容器必須接地和跨接，防止產生靜電。搬運時輕裝輕卸，防止鋼瓶及附件破損。配備相應品種和數量的消防器材及泄漏應急處理設備。儲 存注意事項儲存于陰涼、通風的庫房。遠離火種、熱源。庫溫不宜超過30。應與氧化劑等

8、分開存放，切忌混儲。采用防爆照明、通風設施。禁止使用易產生火花的機械設備和工具。儲區應備有泄漏應急處理設備。接觸控制和個體防護最高允許濃度中國：MAC（mg/m3）未制定標準前蘇聯：MAC（mg/m3）300工程控制生產過程密閉，全面通風。呼吸系統防 護一般不需要特殊防護，但建議特殊情況下，佩戴自吸過濾式防毒面具（半面罩）。眼睛防護一般不需要特殊防護，高濃度接觸時可戴化學安全防護眼鏡。身體防護穿防靜電工作服。手防護戴一般作業防護手套。其他防護工作現場嚴禁吸煙。避免長期反復接觸。進入罐、限制性空間或其它高濃度區作業，須有人監護。理化性質熔點（）-182.5閃點（）-188沸點（）-161.5燃燒

9、性易燃相對密度（水=1）0.42（-164）相對密度（空氣=1）0.55引燃溫度（）538最小點火能（MJ）0.28燃燒熱（kj/mol）889.5飽和蒸汽壓（kPa）53.32（-168.8）臨界溫度（）-82.6臨界壓力（MPa）4.59爆炸下限（V%）5.3爆炸上限（V%）15辛醇/水分配系數的對數值無資料建規火險分級甲溶解性微溶于水,溶于醇、乙醚。穩定性和反應活性穩定性穩定禁忌物強氧化劑、氟、氯。聚合危害不聚合包裝標志易燃氣體生態學資料生態毒性無資料生物降解性無資料非生物降解性無資料其他有害作用該物質對環境可能有害，對魚類和水體要給予特別注意。還應特別注意對地表水、土壤、大氣和飲用水的

10、污染。廢棄處置廢棄物性質無資料廢棄處置方法處置前應參閱國家和地方有關法規，建議用焚燒法處置。廢棄注意事 項無資料運輸信息包裝類別類包裝危險貨物編號21007CAS號UN編號1971包裝標志易燃氣體包裝方法鋼質氣瓶。運輸注意事 項采用鋼瓶運輸時必須戴好鋼瓶上的安全帽。鋼瓶一般平放，并應將瓶口朝同一方向，不可交叉；高度不得超過車輛的防護欄板，并用三角木墊卡牢，防止滾動。運輸時運輸車輛應配備相應品種和數量的消防器材。裝運該物品的車輛排氣管必須配備阻火裝置，禁止使用易產生火花的機械設備和工具裝卸。嚴禁與氧化劑、鹵素等混裝混運。夏季應早晚運輸，防止日光曝曬。中途停留時應遠離火種、熱源。公路運輸時要按規定

11、路線行駛，勿在居民區和人口稠密區停留。鐵路運輸時要禁止溜放。4.1.2物質辨識小結從上表中可見，天然氣具有以下特性：1）易燃、易爆性根據石油天然氣工程設計防火規范（GB 50183-2004）中石油天然氣火災危險性分類，天然氣火災危險等級為甲類。天然氣的爆炸極限較寬，爆炸下限較低，泄漏到空氣中能形成爆炸性混合物，遇明火、高熱極易燃燒爆炸，燃燒分解產物為CO、CO2。天然氣在大口徑輸氣管線里和空氣混合發生爆炸時，就會出現迅速著火爆燃現象，火焰傳播速度將超過音速而達到1000m/s4000m/s，局部壓力可達到8MPa，甚至更高。該爆炸現象的產生是由于著火介質中有沖擊波產生，并迅速運動，致使介質溫

12、度、壓力和密度急劇增大，加速了化學反應，從而破壞力增強。2）毒性管輸天然氣經過凈化處理，符合管輸氣質標準的天然氣的毒性屬低等，但濃度大時會使人窒息或中毒。3）易擴散性天然氣的密度比空氣小，泄漏后不易留在低凹處，有較好的擴散性。天然氣擴散可以較迅速降低氣云內天然氣的濃度，減少危險，但同時又擴大了混合氣分布分布范圍，增加了危險，天然氣擴散情況與其密度大小，當地的地形、泄漏點的風速、方向及氣溫等多種因素油罐。若風力較強時擴散較快，在順風方向擴散的距離最遠，這個方向的火災爆炸范圍要比其他方向大很多倍。4.2工藝過程危險因素分析4.2.1閥門、法蘭、墊片及緊固件危險、有害因素由于工藝過程和安全的需要，設

13、置有閥室，閥室的閥門基本都是采用法蘭、墊片、緊固件連接。目前閥門的制造質量參差不齊，其主要的危險、有害因素有：1、材料、壓力等級選用或使用錯誤；2、制造尺寸、精度等不能滿足實際要求；3、閥門密封失效，即不能有效地截斷管路介質或閥門本身上(或下)密封失效；4、閥門的執行機構失效；5、使用過程中閥門誤動作、損壞等。4.2.3輸氣管道工藝過程危險因素分析本項目天然氣輸氣管道以埋地敷設方式進行輸送，具有隱蔽、單一性的特點；輸送設計壓力達0.8MPa。根據輸氣管道易發事故的特點，可將造成事故的危險因素分成以下幾類：1）管道腐蝕穿孔埋地鋼質管道都具有防腐層，使管道在埋地敷設時得到保護。但是，由于實際工作中

14、防腐質量不能完全保證，管道施工時可能造成防腐層機械損傷以及地質災害因素造成防腐層破壞，可能造成管道腐蝕，引發事故。2）管道材料缺陷或焊口缺陷隱患這類事故多數是因焊縫或管道母材中的缺陷在帶壓輸送中引起管道破裂。據四川輸氣管道事故統計，約38%的事故是由于焊縫、母材缺陷引起的。另外，管道的施工溫度與輸氣溫度之間存在一定的溫度差，造成管道沿其軸向產生熱應力，這一熱應力因約束力變小從而產生熱變形，彎頭內弧向里凹，形成折皺，外弧曲率變大，管壁因拉伸變薄，也會形成破裂。3）第三方破壞第三方破壞包括意外重大的機械損傷、操作失誤及人為破壞等，近年來，我國此類事故有快速上升的趨勢。4）自然災害地震、洪水、塌陷、

15、雷擊等自然災害都可能對管道造成破壞，引發事故。5）地質條件腐蝕管線受到土壤腐蝕、雷電侵害、地下水腐蝕、深根植被對管道防腐層的破壞等（尤其是鹽堿腐蝕沼澤地帶）。6）輸氣管道內形成的水化物易積聚發生冰堵，是嚴重影響天然氣管道安全運營的一個隱患。7）設備事故設備、設施等性能不好、質量不高也可以引發事故。8）施工缺陷的危險有害因素管線施工、焊接、防腐蝕等過程中存在缺陷；不熟悉地質條件。可能造成管線下沉斷裂。施工過程中不熟悉交叉穿越管線電纜情況可能損壞第三方管線設施。9）天然氣在管道運輸過程中，可能因水合物堵塞管線、閥門和設備。10）工藝廢氣排放清管作業由于采用帶壓引球清管操作，會有少量輸送介質采用火炬

16、燃燒放空的方式排出，排放量每次約幾十立方米。當管道發生事故需要事故排放時，采用火炬放空方式。一旦火炬系統出現故障，就要將管道中氣體直排進大氣，當這些氣體與空氣混合達到爆炸濃度極限時，存在爆炸危險。當管道運行壓力超過設定值時，會有泄壓排放，采用直接壓力保護閥泄壓方式，氣體直接排入大氣環境，也有發生爆炸的可能性。4.2.4 應力開裂爆炸危險因素分析1、物理應力開裂爆炸分析天然氣輸氣管道設計壓力為0.8MPa，屬于城鎮燃氣次高壓，操作壓力較高，管道存在較高的應力開裂危險。應力作用破裂是指金屬管道在固定拉應力和特定介質的共同作用下引起的破裂。這種破壞形式往往是脆性斷裂，而且往往沒有預兆，對管道具有很大

17、的危害性和破壞性。引發應力破裂的原因主要包括以下三個方面的原因：1）環境因素（1）土壤類型、地形、土壤電導率、CO2及水含量等（2）溫度、濕度（3）管道防腐層粘結性粘結性差的防腐層易產生中性pH值土壤應力腐蝕破裂。（4）陰極保護程度防腐層剝離區可產生陰極保護屏蔽區，易產生應力腐蝕破裂。2）材料因素（1）鋼材微觀結構的影響與管材制造方法（如焊接方法）、管材種類及成分、管材雜質含量（大于200m250m的非金屬雜質的存在會加速裂紋的形成）、鋼材強度及鋼材塑性變形特點有關。（2）管道表面條件管道表面條件對裂紋的產生起重要作用，如拋光表面很少產生裂紋。3）拉應力主要包括制造應力、工作應力、操作應力、循

18、環負荷、拉伸速率、次級負載等。環境因素、材料因素、拉應力，其單方面或三方面都能導致產生近中性pH值應力腐蝕破裂。近中性pH值土壤管道應力腐蝕破壞的特征見表4.2-1。表4.2-1 管道應力腐蝕破壞特征因素地區溫度與電解質關系電化學電勢裂紋的路徑和形狀特征 65%發生在壓氣站和下游第一閥之間，12%發生在第一和第二閥之間，5%發生在第二和第三閥之間，3%發生在第三閥下游。應力腐蝕破裂與特定的地面條件有關。 與管道溫度無明顯關系，在較冷氣候帶明顯多發。 中性pH值的稀碳酸鹽溶液，其值在5.57.5之間。 腐蝕電勢，陰極保護不能達到的地點 穿透顆粒（橫過鋼顆粒），寬裂紋帶邊壁有明顯腐蝕。2、CO2腐

19、蝕失效CO2為弱酸性氣體，它溶于水后形成H2CO3，對金屬有一定的腐蝕性，它主要來源于天然氣、空氣、碳化物受熱后分解的產物。因此對CO2的腐蝕失效應該加以重視。CO2的腐蝕與天然氣主干輸氣管道輸送的壓力、溫度、濕氣等有關，隨著系統壓力的增加，而導致腐蝕的速度加快。目前因CO2腐蝕引發的各類嚴重事故在國內外已呈上升趨勢。1）CO2腐蝕的危害形態CO2腐蝕的危害形態有以下幾種： （1）不均勻的全面腐蝕與點蝕 CO2 引起的腐蝕常常是一種類似潰瘍狀的不均勻全面腐蝕，嚴重時可能呈蜂窩狀，在金屬表面形成許多大小、形狀不同的蝕坑、溝槽等。幾乎所有的合金在 CO2 環境中都可以發生點蝕，其點蝕坑周邊銳利、界

20、面清晰，可在較短的時間內完全穿透管壁。 （2）環狀侵蝕這種腐蝕多發生在距管端幾英寸的環狀內壁，呈均勻腐蝕和嚴重點蝕。主要原因是管子在鐓粗過程中，鐓粗的熱處理端和其它部分具有不同的晶粒結構，而在過渡區對CO2腐蝕敏感。（3）沖蝕管子截面變化部位和收縮節流部位的介質流速增高，CO2腐蝕加劇，如果氣流速度增加3.7倍時，則其腐蝕速度增加5倍。（4）應力腐蝕破裂在堿性介質中，CO2及碳酸鹽可造成碳鋼的應力腐蝕破裂。氧的存在會加劇這種破裂發生的可能。2）CO2腐蝕的影響因素（1）材料因素合金元素對材料的耐CO2腐蝕性能影響很大。有實驗證明，Cr、Co能提高材料的耐CO2腐蝕性能；C、Cu使材料的耐CO2

21、腐蝕性能下降；Mo的影響不大；Ni含量小于5%時有害，含量大于5%時，可顯著提高材料的耐蝕性能。（2）CO2的分壓及水的組成CO2的分壓對腐蝕速度影響最大，分壓越大，溶入介質中的CO2越多，溶液的pH下降，金屬的腐蝕速度越大。某些溶解物質對水具有緩沖作用，可阻止pH值降低，進而減少CO2的腐蝕。（3）天然氣輸氣管道工程輸送介質天然氣（干氣）H2S濃度小于20mg/m3，根據天然氣（GB 17820-1999）的要求，CO2的濃度3.0（V/V），如果CO2的濃度超過該標準，將加激CO2對輸氣管道的腐蝕。（4）溫度的影響溫度是影響CO2腐蝕的重要因素，根據實驗和生產實踐可把CO2的腐蝕分成三個溫

22、度區：低溫區（小于60），均勻腐蝕，其腐蝕速度受CO2的擴散速度而生成H2CO3速度的控制，當溫度升高時，CO2的腐蝕速度急劇增加；中溫區（100左右），CO2的腐蝕速度最大，而且產生點蝕，在鋼鐵表面生成一層疏松的腐蝕產物膜，腐蝕速度由穿過此膜的物質交換速度決定；當溫度超過100后腐蝕速度急劇下降；高溫區（150），此時在鋼鐵表面生成一層致密均勻的FeCO3保護膜，類似不銹鋼處于鈍態，腐蝕速度處于最低水平并保持平衡，其腐蝕速度受穿過保護膜的物質交換速度控制。但隨著材料中Cr含量的提高，溫度的這種效應逐漸減弱，并表現出很好的耐蝕性。（5）介質的pH值與流速的影響 當介質的pH值升高時，CO2的腐

23、蝕性減弱；當介質的流速增高時，CO2的腐蝕速度加劇。4.3管道設計、施工過程危險因素分析4.3.1設計不合理危險、有害因素分析1、管道選線管線的選線是設計中非常重要的一項工作，線路的走向、長短和通過的難以程度對整條管線的投資、施工、運行安全都有很大影響。設計中還應注意與周圍其他建筑物的安全距離等問題，以防相互影響，產生安全事故，以及一旦出現安全事故，危及相鄰設施。2、工藝流程、設備選型輸氣管道運行安全與系統工藝流程及系統設備布置有著非常密切的關系。工藝流程設置合理、設備選型恰當，系統運行就平穩，安全可靠性就高。否則，將給系統安全運行造成十分嚴重的隱患。在進行水力、熱力等工藝計算時，設計參數和工

24、藝條件確定不合理，將給系統造成各種安全隱患。3、管道強度計算管道強度設計技術時，對管道的受力載荷分析不當，或強度設計系數取值有誤，將使強度計算結果及管材、壁厚的選用不恰當。例如，輸氣管道是根據管道所經地區的分級或管道穿跨公路等級、河流大小等情況，確定強度設計系數。如果管道沿線勘察不清楚，有可能出現地區分級不準確，造成強度設計系數選取不恰當。若這種失誤導致管道壁厚計算值偏低，將不能滿足現場實際工況的安全，若管道應力分析，強度、剛度及穩定性校核失誤，會造成管道變形、彎曲甚至斷裂。4.3.2施工的危險、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。輸氣管道的焊縫處可能產生各種缺陷，較為常

25、見的有裂紋、夾渣、未熔透、焊瘤、氣孔和咬邊等。輸氣管道除特殊地形采用地上敷設或跨越外，一般均為埋地敷設。管道一旦建成、投產，一般情況下都是連續運行。因此管道中若存在焊接缺陷，不但難以發現，而且一般不容易修復，會給管道安全運行構成威脅。輸氣管道施工時，影響焊接質量或產生焊接缺陷的主要因素有：（1）管道質量差。在鋼管運輸過程中沒有保護好管口，造成如橢圓度超差、局部變形等，若采用強力裝配方式進行對口，會在焊縫內產生較高的安裝殘余應力，造成較大的應力集中。（2）焊接質量不好。主要是由于焊工技術水平較低或未嚴格按操作規程進行焊接，或質量檢查不夠嚴格等原因所致。另外，焊接設備、工藝、材料及等因素，對焊接質

26、量有很大影響。先進的焊接設備、合適的焊接工藝、高素質的焊接人員，是管道焊接質量的重要保證。根據某地區管網投產8年的事故統計，在所在的116起管道事故中，母材缺陷引起的事故占48。如秦京線1987年恢復投產，冷水試壓過程中曾發生7處焊縫破裂；鐵大線熊岳河穿越，由于施工質量檢查不嚴，1976年7月30日熊岳泵站提壓時，發生焊縫漏油，停輸搶修49小時，漏油（包括事故處理放油）1500t。2、防腐層補口、補傷的質量問題用于施工的鋼管除了在兩端留出一定長度以外，其余部分在防腐廠都已經涂敷了防腐層。鋼管在現場焊接連接以后，未防腐的焊接部位需要補口。在施工過程中，由于各種原因造成鋼管內、外表面的防腐涂層損壞

27、，特別是外表面涂層的損壞，在損壞處要進行補傷。補口、補傷質量不良會影響管道抗腐蝕性能，從而引起管道的腐蝕。鋼管補口、補傷之前，需要對鋼管表面進行噴砂處理，使其表面粗糙度滿足一定的要求，然后才能進行補口、補傷，如果表面處理不好，表面粗糙度達不到標準要求，將嚴重影響補口、補傷的質量。不同的防腐材料，其補口、補傷的所要求的施工工藝也有所不同，而且有一套非常嚴格的程序，如果現場施工條件較差，施工人員素質較低，有可能影響施工工藝的執行。例如：補口時未按要求與鋼管已有的防腐層進行搭接，或搭接長度不夠；補傷時面積不能滿足標準、規范要求；補口、補傷的粘結力或厚度不符合要求，會造成再次損壞或防腐能力不足等。在秦

28、京原油管道的泄露事故中，瀝青防腐層補口質量不好引起的漏油次數占30。中洛原油管道投產后2年就發生漏油，經過調查發現防腐保溫層補口處腐蝕占60%，是管道腐蝕的主要原因。3、管溝開挖及回填的質量不良若管溝開挖深度或穿越深度不夠，或管溝基礎不實，當回填壓實，特別是采用機械壓實時，將造成管道向下彎曲變形；地下水位較高而管溝內未及時排水就敷設管道，會使管道底部懸空，如果夯實不嚴，極易造成管道拱起變形。回填土的土質達不到要求時，其中的石塊等可能硌傷防腐層。回填高度、夯實程度不夠，會造成管道埋深不夠、管溝基礎不實等問題。4、穿跨越質量問題管道在敷設過程中，往往需要穿越公路和其他特殊設施，對于穿跨越段管道，由

29、于敷設完成以后難以實施再檢修工作，因此施工質量的優劣對充分保證穿越管道質量顯得尤為重要。5、其他1） 由于施工人員的資質、能力缺陷，造成工程質量沒有達到設計要求，導致工程存在事故隱患；2） 材料、設備缺陷導致工程存在事故隱患；綜上所述，天然氣屬于易燃、易爆物質，天然氣輸送管道都是帶壓操作，存在著發生火災爆炸的危險，工程中的設備和容器屬于壓力容器，部分工藝操作屬于高壓，因此火災爆炸是本工程的主要危害因素。輸氣管道輸送系統火災危險類別均為甲類。4.4自然條件的影響本工程輸氣管道采用埋地敷設的方式，根據管道沿線地區自然情況，可能對管道造成危害的自然災害有地震等。1、地震地震是地殼運動的一種表現形式，

30、雖然發生頻率較低，但因目前尚無法準確預報，具有突發的性質，一旦發生將會產生較大損失。地震引發地面橫向與豎向震動，可導致地面開裂、裂縫、塌陷，還可引發火災、滑坡等次生傷害。地震對管道的危害主要表現為：管道移位、開裂和折斷。2、高溫和低溫本次工程線路通過地區夏季炎熱，巡線人員在夏季工作會出現中暑現象，冬季氣溫較低，工作人員在低溫的環境中工作容易造成凍傷，低溫作業對腦功能也有一定影響，使注意力不集中，反應時間延長、作業失誤率增多。新疆地區干線輸氣管的最低溫度可能接近0，此溫度下水合物形成壓力范圍在1.0-1.5MPa，本項目管道壓力為0.8MPa。與形成水合物的壓力接近，因此在管道運行中要注意防止天

31、然氣水合物對管道的危害。3、雷電管道的地面部分及跨越段相對于埋地管道是一優良的接閃器，當附近空中有雷云時，可能形成感應電荷中心，從而遭受直接雷擊破壞。管道本身是優良的導體，也容易成為雷電的泄放通道而受損。近年來，油氣管道上使用的三層PE復合結構防腐層的電絕緣性能優異，卻遇到了雷擊危害的新問題。當埋地管道受到雷云影響后，感應出電荷并積聚到一定程度，會出現強烈的放電過程，由于三層PE的電絕緣性能優異，使管道的放電速度很慢，一旦發生局部放電，其他部位也會發生猛烈的電荷對地消散過程，這會在管道內部形成一股強大的電流，即通常所說的浪涌。當防腐層電阻較低，例如瀝青防腐層的情況，浪涌會通過其漏點大量消散，不

32、會有多大破壞力，對于三層PE防腐層，當這種浪涌不能由防腐層的漏點快速泄放入地時，管道上絕緣或接觸不良的部分就產生高壓，引起二次放電，使管道設施受損。特別針對管道的陰極保護設備造成破壞。陜京輸氣管道的陰極保護設施，如直流電源的元件、接地線上的元件等，先后多次受到雷擊損壞，就是由于上述原因。這種情況需要設置具有浪涌泄放通道的防雷保護設施。4.5人的不安全因素分析在人、物和環境產生的不安全因素中，人的因素是最重要的，大量的統計數字表明，70%75%的事故都是由人為過失引起的。人的不安全因素主要表現在思想意識方面、技術方面和心理或生理方面。即意識不到“安全第一”在生產中的意義，違反操作規程和安全管理規

33、章制度；技術上不熟練，缺乏處理事故的經驗；過度疲勞或帶病上崗、酒后上崗、情緒波動和逆反心理等等。裝置在生產運行中，因物（物料、設備設施、儀器儀表、電氣設施等）及環境因素的影響，存在一定的火災、爆炸（包括物理爆炸）、機械傷害、觸電等潛在危險性，而觸發這些潛在危險的主要因素往往是人的錯誤行為。4.6管理的不安全因素分析1、安全生產責任制不健全，沒有落實到人，遇事扯皮推諉，職責不明確，易導致影響較大的責任事故發生。2、各項安全生產管理制度及生產操作規程不全面，操作性不強，易造成部分工種人員操作失誤，引發事故。3、單位主要負責人、安全生產管理人員未經有關部門培訓考核合格，造成安全決策指揮失誤，引發事故

34、頻發，導致系統處于危險狀態。4、安全設施和措施不落實，勞動保護不到位、未進行安全教育和操作技能培訓，造成一線操作工安全技術素質低，直接導致設備、人身事故發生。5、制定的事故應急救援預案不能有效預防事故，不能保證可操作性和有效性，致使生命財產損失加大。4.7重大危險源辨識分析1、根據關于開展重大危險源監督管理工作的指導意見（安監管協調字200456號 ）中對壓力管道重大危險源判定標準，符合下列條件之一的壓力管道：1）輸送有毒、可燃、易爆氣體，且設計壓力大于1.6 MPa的管道；2）輸送有毒、可燃、易爆液體介質，輸送距離大于等于200 km且管道公稱直徑300 mm的管道。本項目輸氣線輸送的介質為

35、天然氣（可燃、易爆氣體），工作壓力為0.8MPa。因此本項目的壓力管道不屬于重大危險源。根據輸氣管道工程設計規范GB 50251-2003 第8.1.1條的要求：輸氣管道應設置檢測、監視、控制設施。5評價方法的選擇和單元劃分5.1 評價方法選擇及介紹針對本工程的工藝特點，本次預評價采用定性定量方法進行評價，在對工程存在的主要危險、有害因素進行全面定性評價的基礎上，本次評價選用了預先危險性分析評價法、災害評估法和故障樹評價法。選用的評價方法介紹如下：一、預先危險性分析法（PHA）“預先危險性分析法”的內容包括兩方面，一是參照過去同類產品或系統發生事故的經驗教訓，查明裝置、設備是否會出現同樣的問題

36、，識別與系統有關的一切主要危害；鑒別產生危害的原因；假設危害確實出現，估計將會產生的后果和影響；找出消除或控制危險的可能方法；提出采取并完成糾正措施的責任者。另一方面是將已經識別的風險危害按危害后果和發生概率分級，進而得出風險事件的危險評價指數，危險評價指數的高低表明了風險危害的相對危險程度。危險性預分析的內容匯總在預分析表格中。1）預先危險性分析中的定性危險估算定性危險估算可以根據設備危險大小和重要程度，以便根據輕重緩急采取安全措施。定性危險估算最常用的危險評價指數法，它是將決定事件危險程度的兩種因素：即危害嚴重性和危害可能性，按其特點相對劃分為等級，形成一種危險評價矩陣，并賦以一定的加權值

37、定性衡量危險大小。（1）危害后果分級：將事故后果的嚴重程度相對定性分級，如表5.1-1：（2）危害概率分級：將事故發生的可能性相對定性分級，如表5.1-2：（3）危險指數矩陣：如表5.1-3：表5.1-1 事故后果的嚴重程度分級等 級等 級 說 明危 害 后 果 災難性的人員死亡或系統報廢嚴重的人員嚴重受傷、嚴重職業病或系統嚴重損壞輕度的人員輕度受傷、輕度職業病或系統輕度損壞輕微的人員受傷或系統損壞輕于級表5.1-2 事故發生的可能性分級等級等級說明單個項目具體發生狀況總體發生狀況頻繁頻繁發生連續發生很可能在壽命期內會出現若干次頻繁發生有時在壽命期內可能有時發生發生若干次極少在壽命期內不易發生

38、，但有可能發生不易發生，但有理由可預期發生不可能很不容易發生，以至于可以認為不會發生不易發生，但有可能發生表5.1-3 危險指數矩陣 嚴重性等級可能性等級（災難性的）（嚴重的）（輕度的）（輕微的）（頻繁）（很可能）（有時）（極少）（不可能）（4）預分析評價結果的格式評價人員可根據評價對象的實際情況選用預分析評價結果的匯總表格格式，如表5.1-4：表5.1-4 預分析評價結果表評價子單元風險因素發生階段原因分析后果或影響后果分級概率分級危險指數2）危險性預分析結果裝置在進行危險性預分析后，通過對預分析的結果匯總，可以按危害后果登記、危害概率登記或危險指數等進行排序，并可列出符合指定條件的風險事件

39、。一般說來，危險指數為15的風險事件為不可接受事件。 預分析結果可以定性的表明裝置的危險程度，找出重要危險事件，以便下一步進行深入的定量評價，保證在安全工作中依照其輕重緩急，做到有的放矢。二、災害評估蒸氣云爆炸災害模型簡介（VAPOUR CLOUD EXPLOSION）1）定義： 當泄漏到空氣中的可燃氣體與空氣的云狀混合物的濃度處于爆炸范圍內時遇到點火源發生的爆炸現象稱為蒸汽云爆炸。“蒸汽云”爆炸是一種發生概率相對較大，破壞后果極為嚴重的一種災害。2）災害度量：兩種不同火災類型對人員傷害區域可以爆源為中心依此劃分為死亡區、重傷區、輕傷區和安全區。死亡區區內人員如缺少防護，則被認為將無一例外蒙受

40、嚴重傷害或死亡，其內徑為零，外徑記為R1（m）；重傷區區內人員如缺少防護，則被認為絕大多數人員將遭受嚴重傷害，極少數人可能死亡或受輕傷，其內徑為死亡半徑，外徑記為R2（m）；輕傷區區內人員如缺少防護，則被認為絕大多數人員將遭受輕微傷害，少數人將受重傷或平安無事，死亡可能性極小，其內徑為R2（m），外徑記為R3（m）；安全區區內人員即使無防護，絕大多數人員也不會受傷，死亡的概率幾乎為零，該區內徑為R3（m），外徑為無窮大；3）計算方法及數學模型：蒸氣云爆炸按超壓-沖量準則進行定量評價，確定人員傷亡區域及財產損失區域。沖擊波超壓破壞準則如表5.1-5：表5.1-5 沖擊波超壓破壞、傷害準則超壓（k

41、Pa）建筑物破壞程度超壓（kPa）人傷害程度5.889.81受壓面玻璃大部分破碎20-30輕微損傷20.727.6油儲罐破裂30-50中等損傷68.6598.07磚墻倒塌50-100嚴重損傷196.1294.2大型鋼架結構破壞100大部分死亡TNT當量WTNT及爆炸總能量E：TNT當量：WTNT=aWQ/QTNT。 （1）式中：WTNT（kg）； a為可燃氣體蒸氣云當量系數（統計平均值為0.04）；W為蒸氣云中可燃氣體質量（kg）；Q為可燃氣體燃燒熱（J/kg）; QTNT為TNT的爆炸熱（J/kg）。 由式（1）可求得可燃氣體的TNT當量WTNT可燃氣體的爆炸總能量：E=1.8aWQ 。（2

42、）式中：E為可燃氣體的爆炸總能量；式中1.8為地面爆炸系數；由式（2）可求得可燃氣體的爆炸總能量E（MJ）。爆炸傷害半徑（R）： R = C（NE）1/3 。 （3）式中：C為爆炸實驗常數，取值；0.030.4；N為有限空間內爆炸發生系數，取10%。 由式（3）可求得爆炸傷害半徑R。爆炸沖擊波正相最大超壓P： 天然氣的爆炸沖擊波正相最大超壓為：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、為無量綱距離；D為目標到蒸氣云中心距離（m）；P0為大氣壓。由式（4）可求得

43、離蒸氣云中心處的爆炸沖擊波超壓P（kPa）。三、故障樹分析簡介（FTA）故障樹分析（Fail Tree Analysis，FTA）是一種演繹推理方法，這種方法把可能發生的事故與導致它發生的層層原因之間的邏輯關系用一種稱為故障樹（FT）的樹形圖表示出來，這種圖就構成了一個“模型”。然后對這種模型進行定性和定量分析，從而可以把事故與原因之間的關系直觀明顯地表示出來。若統計數據充分，還可找出事故的主要原因以及計算事故發生的概率。其結果可為確定安全對策提供依據，達到預測和預防事故的目的。1）最小割集定義及其算法故障樹的基本事件中，若其中某一部分事件發生時，頂上事件就會發生，則這部分事件的集合，叫做該故

44、障樹的“割集”（Cut Set）。它是導致頂上事件發生的基本事件的集合。最小割集就是引起頂上事件發生必須的最低限度的割集。任一割集的基本事件發生，則頂上事件就會發生。最小割集越多，系統越危險。故障樹中每個中間事件（包括頂端事件）都可以用下式表示出來： （1） （2）式中，EW表示中間事件；P表示這個中間事件下的子事件；n表示這個中間事件有子事件的個數；w表示門，若是“或門”用公式（1）表示，若是“與門”則用公式（2）表示。反復用上述公式替換，直到所有子事件都是基本事件為止。再經布爾代數簡化，得到頂端事件的布爾等價樹，即得到故障樹的所有最小割集。2）結構重要度及其算法基本事件的重要度分析，是分析

45、各基本事件的狀態對頂上事件狀態的影響程度。由此可確定，那些基本事件的發生與否，對頂上事件的發生是主要的，為修改系統以提高其安全性提供依據。基本事件的結構重要度分析，是僅從事故樹結構上分析各基本事件的重要程度，在進行這種分析時，不考慮各基本事件的發生概率，或假設各基本事件的發生概率都相等。設故障樹共有n個基本事件，除第i個基本事件外，其余基本事件的狀態固定不變。記故障樹的結構函數為：其中，Xi是第i個基本事件的狀態變量，其取值只能是0（不發生）或1（發生）。X是除第i個基本事件外，其余基本事件的狀態變量。顯然X的不同狀態組合的組合數為：2n-1若定義基本事件I的結構重要系數為I（i），則： （3

46、）由公式（3），計算出各基本事件的結構重要系數，從而可以排出各基本事件的結構重要度順序。5.2 評價單元劃分5.2.1評價單元劃分的原則由于不同的生產設備設施具有不同的危險性，同一設備設施內，不同的部位危險性也有所不同。因此，將不同的部位劃分為不同的單元，分別對不同的危險采用多種方法進行評價，從而使安全措施更具有針對性。評價單元是指裝置的一個獨立組成部分，評價單元的劃分應考慮布置的相對獨立性和工藝上的差異性。選擇評價單元要考慮的參數包括：物質的潛在化學能（MF）、危險物質的數量、資金密度（單位面積內財產折合的資金數）、操作壓力和操作溫度、導致火災、爆炸事故的歷史資料等。一般而言，這些參數的數值

47、越大，則該單元要評價的必要性就越大。5.2.2本工程評價單元的劃分根據工程單元劃分原則，結合輸氣管道自身的工藝特點，進行評價單元劃分。本次評價按照各工序的不同危險性，總體上劃分為3個評價單元。1、 輸氣首站單元2、 輸氣管道投運前單元；3、 輸氣管道運行單元。6 定性、定量安全評價本章先后采用預先危險性分析評價法、“蒸汽云”災害評估法、故障樹分析法以及典型類比事故分析法對工程進行定性、定量安全評價。6.1預先危險性分析評價6.1.1預先危險性分析評價過程表6.1-1 管道輸送系統預先危險性分析表序號危險因素觸發原因后果危險等級對策措施一、輸氣閥室單元1閥組管閥爆裂1）未設緊急切斷閥，或高壓切斷

48、壓力設置不當，超過輸氣管線可承受壓力；2）緊急切斷閥失靈，超壓時不切斷，使管線憋壓、超壓；3）天然氣管線膨脹補償器設置不正確拉裂；4）施工作業人為外力破壞。天然氣泄漏，引發火災爆炸，人員傷亡，設備損壞。嚴格執行相關操作規程；嚴格執行巡回檢查制度；嚴格按照規范進行施工；2管閥損壞1）管閥因材質、焊縫有缺陷，在高壓條件下開裂損壞；2）施工作業等人為外力破壞。造成天然氣泄漏，遇明火引發火災、爆炸。嚴格設備設施前期采購管理，確保質量，嚴格按照規范進行施工；3管道破裂連接過程中帶壓開孔，未制定相應的作業票，未嚴格執行操作規程。造成天然氣泄漏嚴格執行相關操作規程；作業執行作業票制。4儀表及自控系統儀表指示

49、不準1）儀表選型不對；2）儀表受腐蝕、振動失靈；3）儀表未經校驗使用或過期使用。導致誤操作，可能引發火災爆炸。嚴格設備設施前期采購管理，確保質量，嚴格執行巡回檢查制度；儀表定期校驗。5電設施及線路可燃氣進入供電場所1）系統天然氣泄漏，未及時處理；2）電纜地溝竄入天然氣。引發爆炸，毀壞設備，人員傷亡。級嚴格按照規范進行施工；嚴格執行相關操作規程。6觸電和電弧灼傷1）電器及電纜漏電；2）漏電保護設施失效；3）違章操作電器，或帶電檢修，保護不當。人員傷亡。嚴格執行巡回檢查制度；嚴格執行相關操作規程；7電氣火災1）裝置區內穿電纜鋼管口未做防爆密封處理可燃氣體進入；2）電氣線路絕緣破損、短路、接頭接觸不

50、良；3）電氣設備接地不規范或失效。可能引發天然氣爆炸，致人員傷亡燒壞設備設施。嚴格執行相關操作規程；做好日常安全管理和維護，接地設施定期檢驗。二、輸氣管道投運前單元 1清管作業不利，管道存水（1）用水試壓后，致使管中留存大量水，清水不利（2）干燥作業不理想（3）對輸氣管線不進行干燥冰堵管道及管道腐蝕（1）采用正確的干燥方式，進行輸氣管道的干燥。（2）嚴格操作規程，2氣體置換不徹底（1）吹掃不徹底（2）由于管道在施工中可能遺留下石塊、焊渣、鐵銹等物，在氣流沖擊下與管壁相撞可能產生火花。火災爆炸（1）嚴格新建的管道的氣體置換管理，（2）氣體置換時做好天然氣和空氣的隔開（3）做好管道清掃的管理。3置

51、換及清管放空（1）放空口附件有易燃物（2）放空口有明火等火災爆炸（1）合理設置放空口（應遠離居民點和交通道路）；（2）在放空口附件設取樣點，定時取樣化驗。（3）放空過程中，在放空口周圍半徑300m的隔離區應禁止煙火。二、輸氣管道運行單元1管線破裂（1）輸氣管道的強度設計不滿足運行工況變化的要求；（2）焊接質量不合格；（3）管道材質質量不合格；（4）管道附件材質質量不合格；（5）未做壓力實驗；（6）超壓破裂；（7）人為破壞；（8）燃氣管道穿越公路時未加套管。天然氣泄漏（1）應對工程所用材料、管道附件的合格證、質量證明書以及材質證明書進行檢查，當對其質量（或性能）有懷疑時應進行復驗；（2）應按制管

52、標準檢查鋼管的外徑、壁后厚、橢圓度等鋼管尺寸偏差；（3）嚴格管道施工質量；（4）按規范要求進行壓力實驗；（5）堅持巡線，發現打孔輸氣現象及時上報處理；（6）加強對沿線居民和用戶的宣傳教育，將天然氣管道保護條例下發到用戶和居民手中。2閥門損壞（1）閥門質量不合格；（2）安裝前未做壓力實驗；（3）焊接質量不合格。天然氣泄漏（1）嚴把進貨質量；（2）嚴格施工質量；（3）按規范要求進行壓力實驗；嚴禁誤操作。3施工質量差（1）溝槽施工質量不合格；（2）管道下溝未按規范進行施工；（3）回填質量不合格；（4）壓力實驗未達到規范要求。天然氣泄漏（1）溝槽施工按規范要求進行；（2）在溝槽施工完成驗收合格后按規范

53、要求進行管道下溝施工；（3）管道施工完成驗收合格后進行回填施工；（4）按規范要求進行壓力實驗。4管道腐蝕（1）防腐材料不合格；（2）防腐前未除銹；（3）防腐層強度未達到規范要求；（4）防腐層厚度未達到規范要求；（5）防腐層有漏點未進行處理；（6）進入管道的氣體未清除機械雜質，氣體中的H2S含量高。管道腐蝕（1）各種防腐材料，包括底漆、底膠、補口和補傷材料，使用前均按有關技術標準或設計要求做包覆或涂敷的抽查實驗，不合格不得使用；（2）在管道防腐前應進行管道除銹；（3）按規范進行防腐層施工。6.1.2預先危險性分析評價結論從上表可知：輸氣閥室和輸氣管道在投運前和運行中存在的主要危險因素為：管線破裂

54、、閥門損壞、施工質量、管道腐蝕；其中閥門損壞和施工質量的事故后果的嚴重程度分級為級（輕度的），管線破裂故后果的嚴重程度分級為級（輕微的），管道腐蝕事故后果的嚴重程度分級為級（嚴重的），因此管道腐蝕應作為本項目管理的重點，應該按照上表提出的對策措施加強管理。6.2災害評估6.2.1“蒸氣云”災害評估過程以天然氣輸氣管道工程管線上任意一處設備、管路或閥門破裂、天然氣以最大集氣量 2.2104m3/d連續泄漏10min形成的“蒸汽云”為評估對象，采用以上災害模型評估方法進行數學公式計算。計算結果如表6.2-1。表6.2-1 天然氣輸氣管道工程蒸汽云爆炸損傷模擬計算結果表評 價 單 元主干集氣管道蒸氣

55、云當量系數4%爆炸總能量 E（MJ）3640.3可燃物質燃燒熱 He（kJ/kg）41800蒸汽云中可燃物質數量 Wf （kg）1210環境大氣壓力 P0 （Pa）101325死亡區半徑 R1 （m）5.4重傷區半徑 R2 （m）9.5輕傷區半徑 R3 （m）14.3財產損失半徑 R4 （m）11.1建筑物破壞半徑 R5 （m）7.26.2.3 災害評估結論選用“蒸氣云”爆炸模型對天然氣輸氣管道工程管線上任意一處或閥門破裂、天然氣以裝置最大集氣量2.2104m3/d連續泄漏10min形成的“蒸汽云”為評估對象，計算了爆炸范圍內的各種傷亡半徑。所形成的“蒸汽云”爆炸死亡半徑為5.4m，重傷半徑為

56、9.5m，輕傷半徑為14.3m，財產損失半徑為11.1m，建筑物破壞半徑7.2m。此類天然氣爆炸事故若發生在輸氣管線上。勢必造成泄漏地點發生嚴重火災爆炸事故，此類事故造成的損失是嚴重的，是絕對不允許發生的。所以防止工程設備管線泄漏成為程安全工作的重點。要求建設單位做到，在建設過程中管線要做好防腐處理，保證選材、安裝的質量。在生產過程中加強管線巡查、保證管線輸送天然氣符合輸送要求，定期對管線腐蝕、壁厚情況進行檢測，編制該工程“蒸氣云”爆炸事故應急預案。安裝輸氣管線泄漏檢測儀器，保證緊急切斷和放散裝置的完好。6.3 故障樹分析6.3.1天然氣輸氣管道失效故障樹分析天然氣輸氣管道失效故障樹分析就是要

57、找出天然氣輸氣管道失效故障樹的最小割集，對導致管道失效的各因素進行分析，其結果可以為新管道的設計和老管道的維護提供理論指導。6.3.1.1天然氣輸氣管道失效故障樹的建立根據頂事件確定原則，故障樹的頂事件為“天然氣輸氣管道失效”。管道泄漏和管道開裂是造成頂事件發生的直接原因，任一因素的出現將導致管道發生失效，因此以泄漏和開裂這兩個因素作為次頂事件。采用類似方法繼續自上而下逐級進行分析，直到分解到代表各種故障形式的基本事件為止。天然氣輸氣管道失效故障樹結構圖見附圖，該故障樹由經過簡化的系統的最小割集構成，共考慮了69個基本事件，X1、X1、Xn為基本事件代號，詳見表6.3-1。表6.3-1 天然氣

58、輸氣管道失效分析基本事件代號名稱代號名稱X1 管道嚴重憋壓X36 管溝排水性能差X2 管材抗蝕性差X37 焊接方法不當X3 強度設計不合理X38 焊接材料不合格X4 管道上方違章施工X39 表面預處理質量差X5 管道上方違章構筑物X40 焊縫表面有氣孔X6 管道附近土層移動X41 未焊透部分過大X7 水流沖刷X42 滲碳現象嚴重X8 打孔盜氣X43 存在過熱組織X9 外作用力X44 存在顯微組織X10 內應力X45 焊縫表面有夾渣X11 植物根莖穿透X46 焊后未清渣X12 土壤氧化還原電位高X47 彎頭內外表面不光滑X13 土壤pH值低X48 彎頭內外表面有裂紋X14 土壤含細菌X49 管段

59、間錯口大X15 土壤含硫化物X50 法蘭存在裂紋X16 土壤含水率高X51 螺栓材料與管材不一致X17 土壤含鹽量高X52 管材含有雜質X18 存在雜散電流X53 管材金相組織不均勻X19 保護距離小X54 管材晶粒粗大X20 保護電位低X55 管材選材不當X21 保護方式不當X56 熱處理措施X22 保護材料失效X57 管材橢圓度X23 天然氣含水X58 冷加工工藝X24 天然氣含硫化氫X59 管材壁厚不均勻X25 天然氣含二氧化硫X60 管壁機械傷痕X26 天然氣含二氧化碳X61 殘余應力X27 緩蝕劑失效X62 應力集中X28 內涂層變薄X63 管材機械性能差X29 清管效果差X64 涂

60、層粘接力降低X30 管道襯里脫落X65 涂層變薄X31 管溝深度不夠X66 涂層脆性增加X32 邊坡穩定性差X67 涂層發生破損X33 回填土粒徑粗大X68 涂層老化剝離X34 回填土含水率高X69 涂層下部積水X35 回填土含腐蝕物6.3.1.2最小割集與結構重要度分析為確定故障樹的最小割集，根據式（1）和式（2），將天然氣輸氣管道失效故障樹轉化為等效的布爾代數方程： （4）由式（4）可知，輸氣天然氣管道失效故障樹共由148個各階最小割集組成。其中有一階最小割集47個、二階最小割集77個、三階最小割集12個、四階最小割集12個。一般情況下，割集階數越小，該因素導致結果的可能性就越大。由式（3

61、），可計算出各基本事件的結構重要度（計算過程略）。從計算結果可以得到，結構重要度的基本事件與式（4）中一階最小割集相同。因此，為提高管線的可靠性與安全性，應首先考慮發生這47個發生概率較大或危險性較大的一階最小割集，這些基本事件為系統中的薄弱環節，直接影響著系統的可靠性。6.3.1.3天然氣輸氣管道主要影響因素與改善措施建立故障樹，對其全部最小割集以及結構重要度進行分析，得出引起輸氣天然氣管道失效的主要因素，進而在管線的生產、施工、運行中采取相應的措施以提高管道的可靠性和使用壽命。1）第三方破壞包括人為破壞和自然災害破壞，如管道上方的違章構筑物，在管道上方進行違章施工，以及打孔盜氣，水流對管溝

62、、管道的長期沖刷，管道附近土層移動等都可能直接導致管道失效。應在新管道選線時盡可能避開自然災害較嚴重的地方；在管道沿線豎立明顯標志，加強巡線工作，定期對管道及標志物進行檢測。2）腐蝕包括外腐蝕、內腐蝕和應力腐蝕。土壤腐蝕性強、陰極保護失效和防腐絕緣涂層老化等會導致管道外腐蝕，輸送介質中含有酸性介質和緩蝕劑失效、內涂層變薄等會造成內腐蝕，而施工、安裝不當引起管道產生拉應力會導致應力腐蝕。各種形式的腐蝕都有可能導致防腐絕緣涂層失效、管壁減薄、管道穿孔、甚至發生管線開裂。因此，要加強陰極保護，確保涂層質量，并要盡可能避免施工時產生拉應力。定期對內外防腐、脫水與緩蝕劑的實際效果進行檢測與分析，并選擇合

63、適的清管器類型進行定期清管。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、運輸不當造成的，施工缺陷是在管段的安裝施工過程中形成的。如管道薄厚不均、橢圓度、防腐絕緣涂層質量差，特別是焊接水平和焊接質量差。管材缺陷的存在將直接導致管道整體強度降低，為管道腐蝕的發生提供條件，直接影響管道運行的可靠性。應加強對管材質量的檢查，提高制造工藝水平；選擇合適的焊接工藝，建立嚴格的施工質量檢測制度。7 事故案例分析評價由于管道所輸天然氣本身屬易燃、易爆物質，管輸天然氣中含有的硫化氫、二氧化碳、游離水、粉塵等雜質，管道敷設的土壤腐蝕環境、地質、氣象和水文條件，管材材質缺陷，人為破壞及

64、操作失誤等因素，在一定條件下都會對管道本身產生危害，甚至釀成災害。如1989年6月4日，前蘇聯1985年建成的一條輸氣管道發生泄漏，當時正好兩列火車對開進入泄漏區，火車摩擦產生電火花引燃泄漏的可燃氣體發生爆炸，造成600多人死亡，燒毀數百公頃森林。對國內天然氣管道，特別是四川等省的輸氣管道事故進行統計，分析其引發事故的原因，得出可以借鑒的經驗教訓，對即將建設的西北分公司天然氣主干輸氣管道工程從設計、施工到運營各個環節提供有益的指導。7.1輸氣管道運行中的事故案例分析川渝地區是我國重要的天然氣工業基地，目前已建成輸氣管道約5890km。1969年1990年的22年間，四川輸氣管道共發生155次事

65、故，統計數據見表5.2-1。從表中可以看出，腐蝕是導致事故的首要原因，共發生67次，占事故總數的43.22%；施工和材料缺陷事故共有60次，占事故總數的38.71%，列于事故原因的第二位；由不良環境影響而導致的事故有22次，占到事故總數的14.20%，位居第三。7.1.1管道腐蝕案例（1）內腐蝕輸送含硫天然氣管道的內腐蝕類型，主要有電化學失重腐蝕，硫化物應力腐蝕開裂等形式。電化學失重腐蝕：天然氣中含有硫化氫、同時存在冷凝水的條件下，會發生電化學反應，硫化氫電離后形成硫離子，與鋼管內表面發生電子傳遞使金屬離子解析形成針蝕、斑點、坑蝕，造成管道的局部減薄，甚至穿孔。如1968年投產的威成線，197

66、1年和1972年兩次發生嚴重的硫化鐵坑蝕，引起管道爆破，燒死4人，燒傷26人，造成了巨大的經濟損失。表7.1-1 1969年1990年四川天然氣管道事故統計事故原因事故次數所占比例（%）腐蝕6743.22 其中：內腐蝕（46）（29.67） 外腐蝕（21）（13.55）施工和材料缺陷6038.71 其中：施工質量（41）（26.45） 制管質量（19）（12.26） 不良環境影響2214.20人為破壞及其它原因63.87合計155100硫化物應力腐蝕：是與電化學腐蝕同時產生的拉應力腐蝕破壞，它多見于高強度鋼、高內應力的設備、管道。當鋼管與硫化氫水溶液或與含硫化氫的濕天然氣相接觸時，發生電化學腐

67、蝕，產生氫原子，它在鋼材中擴散，總是向著應力集中區擴散聚集使材料開裂。此類腐蝕發生的時間短，無預兆，開裂的鋼表面常不見一般腐蝕，斷口為脆性型。據資料報道，在四川輸氣管道的運行中，硫化物應力腐蝕造成的危害最大，它對管道內壁造成的腐蝕比起外腐蝕來要嚴重得多。據西南油氣田分公司輸氣管理處事故登記卡記載，截止到1993年底，輸氣管理處管轄的輸氣干線共發生78次硫化氫應力腐蝕事故，其中川東輸氣干線僅1979年到1987年8年間就有12次硫化物應力腐蝕爆管事故，經濟損失在700萬元以上。這是由于四川天然氣中硫化氫含量偏高（大多數在200mg/m3，最高可達400mg/m3500mg/m3），如果氣質凈化不

68、合格，再加上管道含水及管道壓力大起大落，便具備了發生硫化物應力腐蝕的條件，增加了管道破裂事故的可能性。表7.1-2是富含硫化氫時管道失效原因統計結果，從中可以看出，硫化物應力腐蝕是最主要的失效形式，占到總數的50%左右。表7.1-2 富含硫化氫的管道失效原因統計失效原因失效比例 （%）3年4年5年6年硫化物應力腐蝕50.850.050.352.1焊接缺陷21.311.324.018.3制作與裝配缺陷9.07.01.58.1操作失誤1.710.63.01.4其它14.217.116.214.1近些年來，四川新建的天然氣管道開始對管輸氣體的有害成份進行控制，如1989年建成的四川北干環輸氣管道，已

69、經設置了硫化氫、水露點及全組份分析的在線監測系統，保證了管輸天然氣的氣質要求。但由于歷史的原因，仍有一部分老的輸氣管道氣質不符合要求，同時也沒有在線監測裝置，含硫、含水超標情況時有發生，導致管道發生硫化物應力腐蝕。如60年代建設的巴渝線4267螺旋管，運行不到10年即開始發現腐蝕穿孔，以后日趨嚴重，該線已于1991年全線更換。1994年4月，威五線（威遠五通橋輸氣管道）六井至東興段進東興站前分水器底部減薄漏氣，現場可見包內充滿了硫化鐵粉末。1996年1月佛兩線輸氣管道（1979建成）發生泄漏，約10分鐘后，泄漏的氣體被汽車點火裝置引爆，燒毀2臺汽車，3人受傷，直接經濟損失70余萬元，對事故樣品

70、的分析認為這起事故是由硫化物應力腐蝕而導致的，管輸的天然氣中硫化氫的含量達250mg/m3、發生事故的管段嚴重積水，都為發生硫化物應力腐蝕提供了條件。（2）外腐蝕管道外腐蝕與管道所采用的防腐材料性能及防腐施工質量好壞有直接的關系。70年代到80年代，四川天然氣管道一般多采用石油瀝青防腐和陰極保護相結合的防腐技術，管道的外腐蝕得到了基本控制，這一時期因外腐蝕造成了21次事故，占事故總數的13.55%。但因瀝青防腐層強度較低，管子在運輸、堆放和焊接中損傷較多，現場補口工作量較大，無論哪個環節質量控制不嚴格，都可能留下事故隱患。造成防腐質量差的原因主要有：防腐層施工質量差,管段的瀝青防腐層沒有包敷工

71、業膜，或瀝青防腐層涂敷不均；管道穿過的地段土壤性質差別大，易形成氧濃差電池，使部分管段出現局部腐蝕；防腐層補口不合格，嚴重影響了防腐質量；防腐材料的耐老化性較差；陰極保護率達不到100%。陰極保護不合格的原因有：石油瀝青涂層剝離后進水，老化后使絕緣電阻降低，致使管道陰極保護效果下降；有的陰極保護沒有做到與管道同步投產；有時還發生陰極保護措施的人為破壞及停電等情況。7.1.2施工和材料缺陷四川天然氣管道22年間由于施工和材料缺陷原因，共發生事故60次，占總數的38.71%，是導致事故的第二位因素。其中，因施工質量差41次；因制管質量缺陷19次。這主要是由于管質、管焊、管道操作維護不良等造成的，同

72、時也反映出當時國內管道施工質量不高、制管技術較落后。我國由于生產螺旋縫鋼管的生產歷史較長，輸送天然氣幾乎全部采用螺旋縫鋼管。螺旋焊鋼管有其自身的優點，但它的焊縫長度具有應力集中現象，因而焊縫缺陷引發的事故比直縫鋼管概率高。如螺旋焊縫鋼管制管時，由于剪邊及成形壓造成的刻傷處殘余應力集中；焊接時造成螺旋焊縫的內焊扁焊或未焊透等缺陷處應力集中；在含硫化氫的腐蝕性介質中形成局部陽極。在輸氣的低頻脈動應力作用下，局部腐蝕逐漸擴展成裂紋，輸氣運行中，在較低的壓力下即可產生爆管，沿焊縫將管道撕裂。滬威輸氣管道，管材為16Mn，螺旋縫埋弧焊管直徑為6307（8）mm，從1970年12月至1995年1月共發生1

73、4次管道破裂事故，其中6次破裂源于螺旋焊縫補焊熱影響區的馬氏體組織，其余8次破裂源于距螺旋焊縫1045mm的管材壓痕（制管缺陷）處氫損傷。我國管口焊接質量水平低，電弧燒穿、氣孔、夾渣和未焊透發生率高，是引發事故的又一重要因素。60年代我國僅能生產螺旋縫鋼管，質量低下，曾因螺旋縫焊接質量不過關而多次發生管道爆破事故。最嚴重的是納大線在總長27.6km的輸氣管道上，投產后半年時間內就發生了11次爆管，2次嚴重滲漏，主要原因均為螺旋縫質量不過關，內焊縫焊偏和未焊透，以及氣孔、夾渣等缺陷。近些年來管口焊接質量雖有提高，但如果質檢不嚴、焊工技術水平較低或質量意識差，也難以保證焊接質量。即使是直縫鋼管，如

74、果焊縫檢測不合格，也會留下事故隱患。如1996年1月7日付納線（付家廟納溪輸氣管道，1978年建成投產）某段發生爆管，一對手工焊縫發生破裂，開裂長度為800mm。對管材性能的檢驗表明，斷裂原因為嚴重的焊接缺陷所致，焊前坡口兩側油、銹、臟物未清除干凈，這些具有缺口效應的缺陷，在外力作用下，引起了嚴重的應力集中，導致管道脆裂。施工不良還表現在以下方面：管道除銹、去污、防腐和現場補口等工序未按施工要求去做；現場涂敷作業管理不嚴，使防腐層與管體粘結不良，管子下溝動作粗魯以及回填作業草率，使泥土、巖石沖擊防腐層，造成防腐層破壞；陰極保護沒有與管道埋地同時進行；還有管子搬運時大手大腳，不仔細，管子產生疲勞

75、裂紋。7.1.3不良環境影響管道工程的局部管段所處的惡劣自然環境影響引起的管道事故，主要指山體滑坡、崩塌及管道穿越江河段受洪水沖刷等因素造成的事故。在所統計的年份中，四川天然氣管道共發生這類事故22次，所占比例是14.20%，排在第三位。洪水的沖刷引起河床變化是促使管道發生事故的主要原因，早期建設的管道穿越江河工程，多采用裸露敷設或淺埋敷設方式，最易遭受洪水的外力破壞，一旦穩管作用失效，水下管道出現懸空，沒有及時發現或沒有采取加固措施，就容易導致事故。如四川中青輸氣管道的涪江穿越段，1978年因洪水猛烈而被沖斷；峽渝線長江穿越于1974年和1985年江底管道兩次被沖斷。自然環境的改變或人為活動

76、引起條件變化，導致山體滑動和崩塌，也會危及到管道安全，如1998年8月20日，付安線馬門溪至小南壩公路下雨造成山體滑坡，造成約40m公路下沉，致使敷設在公路水溝、路肩下的天然氣管道嚴重位移，經測量管道沉降段長達41m，縱向下沉最大約2m，向江邊水平位移約1m，嚴重危及管道安全。不良環境影響造成的管道事故次數比較高，與四川盆地特殊的自然環境條件有關。該地區多深谷大川，地質土壤較松散脆弱，巖體易風化破碎，汛期多大雨、暴雨、地形雨，很容易引發山體滑坡、崩塌及泥石流等災害，對管道形成較大的危害。據最新資料統計，僅重慶市到2000年就累積發生了地質災害3.3萬余處，其中滑坡4381處，崩塌610處，泥石

77、流93處，地面塌陷73處，造成的損失也是觸目驚心的，發生在2001年5月1日的重慶武隆縣山體滑坡一次就奪走了76人的生命。7.1.4第三方破壞1969年到1990年第三方破壞引起的事故在四川統計數字不高，僅占事故總數的3.87%，但由于這類事故具有突發性、不易防范，而且容易釀成更大的災害，因此不容忽視。近年來川渝地區屢屢發生的第三方破壞事故，具有一定特點，集中表現在以下幾方面：（1）城市建設中缺乏對輸氣管道進行保護1998年某開發區建設在平整土地時，損壞南干線，造成管道停輸3天；某市開發區將中青線約9km圈在開發區內，部分建筑甚至壓在管道上，對管道安全威脅極大；在管道兩側開山平地、建房修路，修

78、加油站的事件也有發生，如江油市太華加油站的儲油罐距中青線不足20m，重慶江津市有兩座加油站緊靠丹西線建設；據統計，在四川輸氣干線的保護區范圍內，各種永久性的違章建（構）筑物已達1200多處。（2）公路建設危及管道安全近年來，隨著交通建設的發展，在公路新建和擴建中，一些地方不征求輸氣管道部門的意見，對輸氣管道未采取任何保護措施，就將輸氣管道壓在公路下或緊靠管道修建公路，不斷釀成事故。如1998年7月29日，威五線東興-三江段由于內江至樂山公路進行改建，使用大型機械施工，輸氣管道兩處被穿破出現漏氣，造成管道停輸，經濟損失12萬元；江油市在修筑公路時將中青線壓管6m多；成都市公路擴建時，對公路和威青

79、線、威成線交叉處沒有按設計要求進行保護，此段管道未經保護被壓在公路下，構成重大事故隱患。（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，挖砂取石現象屢禁不止，致使水下穿越管道上的砂卵石覆蓋層逐年減薄，部分天然氣穿越處由于挖砂取石已造成管道懸空裸露，防腐層被破壞。如德陽綿遠河穿越，因挖砂取石造成穿越段懸空；成德線廣漢鴨子河穿越，同樣原因致使管道在1990年8月被洪水沖斷，停輸近7個月；1996年2月7日，佛納線發生泄漏事故，這是由于管道周圍為采石場，管道被砸了一個大槽坑，出現局部缺陷，引起應力集中發生爆管。綜上所述，地方建設危及輸氣管道安全的現象屢屢發生，特別是部分地段公路改（擴）建，城

80、鎮開發區建設及農村建房造屋、農民挖砂取石導致江河穿越管道裸露懸空等危及輸氣管道安全的事件不斷，嚴重威脅到輸氣管道的安全運行，如果不能嚴格貫徹管道保護條例，管理維護工作再跟不上去，人類活動引起的管道事故將會上升。需要特別注意的是，進入90年代以后，我國經濟飛速發展，地方保護主義及社會環境的變化造成管道侵權事件頻頻發生，表現在管道上打孔盜氣及在管道沿線修建違章建筑的情況急劇上升，對管道的安全運行造成極大危害。以中滄輸氣管道為例，自1998年發生第一次打孔盜氣案件以來，截止到2000年11月，已發生了打孔盜氣事件14次，參見表7.1-3。表7.1-3 中滄輸氣管道打孔盜氣情況統計序號樁號（km+m）

81、地點盜氣點情況盜氣持續時間（a）111+200莘縣古云鄉珍珠巖廠作為燃料氣0.5211+380莘縣古云鄉黃莊燈具廠作為燃料氣0.5311+500莘縣古云鄉黃莊燈具廠作為燃料氣0.5411+650莘縣古云鄉同智營村玻璃絲棉廠作為燃料氣0.5511+660莘縣古云鄉西池村泡花堿廠作為燃料氣0.5611+770莘縣古云鄉王拐村熔塊廠作為燃料氣0.5711+790莘縣古云鄉王拐村熔塊廠作為燃料氣0.5811+890莘縣古云鄉曹莊村珍珠巖廠作為燃料氣0.5911+920莘縣古云鄉曹莊村熔塊廠作為燃料氣0.51013+180莘縣古云鄉邢莊村熔塊廠作為燃料氣0.51114+150莘縣古云鄉義和誠公司玻璃絲棉

82、廠作為燃料氣1.01214+200莘縣古云鄉邢莊村熔塊廠作為燃料氣1.013280+300吳橋縣北董村裝有閥門未盜成14303東光縣裝有閥門未盜成通過對近年盜氣案件進行分析，具有以下特點： （1）由人個作案發展為團伙作案，一般均在5人以上，并有明確分工，踏點、放哨、打孔、盜氣、銷贓一條龍，配有先進的交通和通訊工具，個別甚至配有槍支； （2）破壞分子活動范圍明顯擴大；作案分子中有不法分子和職工互相勾結，具備專業知識，不易防范；破壞的程度加大：盜氣頻率上升； （3）有的地方打擊不力和執法不嚴，對這些破壞和盜竊國家財產的犯罪分子按一般偷盜案處理，重者幾年，輕者幾天，有些犯罪分子已被反復抓獲，拘留幾天

83、放出后，又繼續作案；（4）打孔盜氣已嚴重影響到了管道的安全生產，造成了重大的經濟損失，管理人員在事故搶修時部分地段老百姓對搶修人員的工作不配合，有的還橫加阻攔，索要費用。同時，近年來在管道沿線不符合國家有關法律法規以及國家或行業有關設計、安全規范，未經地方部門或管道企業同意而在管道上方或在管道帶內興建的違章建筑也在增加，對管道的安全運行造成很大危害。以四川達臥線為例，1996年調查中發現，在147km的管道上，存在著60處違章建筑，特別嚴重的有9處，違章建筑有的是廠房、油庫，有的是住宅樓和學校，它們直接壓在5.0MPa的管道上，嚴重影響了管道的安全運行和沿線民眾的生命財產安全。面對第三者破壞愈

84、演愈烈的情況，如何保證輸氣工程不受或少受人為破壞就顯得非常重要。7.1.5 冰堵造成的事故案例分析輸氣管道內形成的水化物易積聚發生冰堵，是嚴重影響天然氣管道安全運營的一個隱患。尤其對處于地形復雜、氣候寒冷地區的管道，更是不可忽視。陜京輸氣管道曾于1999年1月發生了冰堵，就是由于在施工和管道試壓期間，大量游離水侵入并遺留在低洼處未被清出所致。1999年1月4日零時，陜京輸氣管道調度人員通過管道自動監控系統，發現靈丘段輸送壓力為3.28MPa，杜村段輸送壓力為2.67MPa，靈丘至杜村段管道輸送壓差為0.61MPa，超出了此段管道正常狀態下的壓差，即0.25MPa。經調查，管道不正常壓差與通訊傳

85、輸及設備誤動作無關。通過觀察，發現壓差繼續增大，其中紅泉村、云彩嶺、巨羊沱三個閥室的壓力分別為2.6MPa、3.5MPa、3.5MPa，表明在紅泉村至云彩嶺段管道已發生局部水化物冰堵。這表明隨著管道監控自動化程度的提高，管道運營中各項參數的變化顯得更直觀，提高了判斷管道運營事故的能力。輸氣管道內水化物主要是通過內因和外因相互作用形成的。內因是指天然氣中存在相當部分的游離水，這是天然氣形成水化物的決定因素。外因是指壓力和溫度。壓力越高、溫度越低，天然氣越容易形成水化物。另外，由于高速流動、攪動、高壓脈動等因素的影響，在管道彎頭、孔板、粗糙的管壁等特定位置，天然氣也易形成水化物。水化物一旦形成后，

86、就會減少管道的流通面積，產生節流，加速水合物進一步形成，嚴重影響管道的安全運行。管道輸送的天然氣是經過處理的干氣，在壓力為4.5MPa、溫度為-13時，天然氣標準飽和含水量在0.052g/m3以下，僅在溫度低于-20時，才達到實際飽和含水量，因而在管道運行中天然氣不易析出游離水。輸氣管道內游離水的含量與管道所處的地形、地貌及清管次數密切相關。7.2輸氣管道投產初期事故分析在輸氣管道建設中，由于施工環境、人員素質等原因，投產初期常發生管內存在大量雜質等問題。盡管經過清管，但從管道投產初期的運行情況來看，管道內仍有雜質殘存。在大排量輸氣時，這些雜質經過管道進入分離設備、儀表、閥門，嚴重地影響了管道

87、正常生產。陜京一線就曾發生過分離器排污彎頭刺壞以及壓縮機進口過濾器堵塞的情況。其它例如：鄯烏線末站冬季分離器和調壓閥引壓管發生冰堵和粉塵堵塞；長寧線末站經常發生粉塵堵塞，并有刺壞分離器排污閥和排污彎頭的情況。根據相關調查分類，投產初期管內殘余雜質、來源和危害下表7.2-1所示。表7.2-1 投產初期管內雜質來源及其危害一覽序號管內殘余雜質來 源危 害1細砂粒 沙漠施工時進入管內，在其它地帶施工時較少進入管道。 堵塞或刺壞閥門、儀表和管道2泥土 平原泥土地帶施工時進入管內。 堵塞閥門、儀表和管道3焊渣 管道焊接時進入管內，尤其是在吹掃質量不高的管道內遺存較多。 堵塞或刺壞閥門、儀表和管道4水 主

88、要是用水試壓時遺留在管內，其次是天然氣內含水。 形成水化物或結冰，堵塞閥門、儀表和管道5輕質油 來自油田氣體處理裝置 不利于用戶生產，放出時易燃、易爆6硫化氫和硫化鐵 來自油田氣體處理裝置 腐蝕管道、儀表和閥門，硫化鐵易自燃7灰分 來自油田氣體處理裝置 堵塞閥門、儀表和管道7.3事故案例分析結論根據對四川石油管理局某輸氣處所轄12條輸氣管道（總長1414.8km）事故率的資料匯總，從投產到1994年7月，管道（運行長度為24.433103（kma）上共發生了105次事故，事故率是4.310-3次/（kma），這一統計結果比國外事故率的平均水平0.4910-3次/（kma）要高。分析其原因，與我

89、國當時的管道設計、施工水平都有關系。這些管道大都建設于60年代中后期到80年代，當時國內管材和制管水平和質量水平比較低，與國外相比差距較大；站場設備儀表也比較簡陋，輸送氣的含硫量比較高，早期的管道也沒有陰極保護，采用的防腐材料性能水平比較低，自動化操作水平也比較落后，手工操作還比較多；管道施工安裝質量特別是焊接質量不高，所有這些因素都導致事故發生率較高。根據對歷年事故案例的分析，評價組提出如下管理建議：1）國內外輸氣管道事故統計與原因分析中，腐蝕原因都占有較大比例。管道防腐層是防止埋地管道腐蝕的一道屏障，其質量的好壞直接影響著管道保護電位，管道保護電位達不到要求的管段就會產生腐蝕。為此，對管段

90、防腐層不同的管段采取不同的措施，加強管道防腐層質量的維護和保養，是必要且可行的。2）成立管道事故報警中心；建立有關管道管理制度，如巡線工巡線責任制等。發生重大隱患及時上報，及時依法進行交涉，力爭得到公正、完善的解決，避免重大惡性事故發生。3）對輸氣管道內的水化物采取預防為主、處理為輔的方法，以減少天然氣中的水含量，提高天然氣的質量。定期對輸氣管道段進行清管，管道一旦形成水化物，應盡快降壓和升溫，以破壞水化物的形成過程，并定期向管內加注醇類物質，確保管道的安全運行。（1）預防輸氣管道水化物形成的措施有：減少施工和試壓中遺留的水。在管道吹掃和測壓后，應增加清管次數。在投產后，應進行水露點測試，對重

91、點地段進行重點清管。對新投運的管道，應定期加入抑制劑，如甲醇、乙二醇等，特別是在冬季和特殊地段。在管道的設計和施工階段應盡量避免過多地使用彎管，以降低管道的曲率，減少局部摩阻。生產運行過程中，尤其是在冬季大輸量、高壓力運行時，必須定期監測管道沿線的水露點。（2）天然氣管道中的水化物是逐漸形成的，不會在瞬間堵塞全部管道。若管道某點發生水化物堵塞，該點兩端的壓差就會變大，隨著時間的延長，壓差將繼續增大。根據水化物的形成條件，應采取以下步驟處理已經形成的水化物:在最短的時間內降低相關管道段的運行壓力。根據季節、壓差點的位置（上下游位置、地形地貌等）和管道運行壓力，判斷是否發生水化物堵塞。如果發生，則

92、要關閉堵塞點的前一個RTU閥室，并觀察壓力的變化。同時，派人到現場監護，下游各站應解除GOV閥的自動截斷功能。確定可能形成水化物的地點。現場人員可通過查看閥門的狀態、各小段管道的壓力和檢查非遠傳干線閥，判斷是否形成水化物。如能判斷出形成水化物的最小區間，則可確定可能形成水化物的地點。現場分析。對已關閥的下游各站間管道段是否存在異常壓差進行分析。加熱。在管道有異常壓差的管段上方加熱，通過輻射和傳導加熱管道，提高地表溫度場。注醇。在壓差異常點上游閥室向管道內注入甲醇或乙二醇。放空。若上述方法無法解堵，可考慮關閉堵塞點的前一個閥室，放空管道。4）加強輸氣管道投產初期的運行安全管理。（1）為避免投產初

93、期的管道被天然氣中的砂粒、灰分、泥土、焊渣堵塞或刺壞閥門和儀表，可采取以下解決方法：加強施工監督，盡量避免砂粒、泥土等雜質進入管道。在管道施工或清管時，增加管道的吹掃與清管次數，以降低管內砂粒、泥土等雜質的殘存量。完善匯管的排污方案。定期對匯管進行排污，并定期對計量、調壓、排污等設備進行保養維護。建議采用離線、濕法排污，即采用排污池注水。這樣可以消除排污設備損壞、硫化鐵自燃和粉塵產生靜電等隱患。（2）若投產初期管道內天然氣中的水和輕質油堵塞管道、儀表和閥門，可采取以下方法處理：加強施工監督，把用水試壓的管道吹凈；投產前增加通球、清管次數，并盡可能將水排放干凈。投產初期嚴格控制氣體質量。（3）對

94、操作人員進行技術培訓，完善管理制度和操作規程，以杜絕各種事故的發生。8 安全對策措施及建議建設項目為達到在運行過程中安全生產的目的，在勞動安全衛生方面應認真執行國家有關部門頒發的安全衛生規程、規范和標準。工程遵照和參照執行的有關規程、規范和標準已列于本報告總則中。針對可研報告中提出的安全對策措施，和參照相關標準對有遺漏的地方進行了相應的補充和細化。8.1 可研報告中已經采取的安全對策措施8.1.1線路工程已經采取的安全對策措施工程設計中認真貫徹執行國家有關的法律、法規、方針政策，積極采用新工藝、新技術、新設備和，做到技術先進、經濟合理、安全適用、確保質量。在工程設計中選用先進的工藝及設備，消除

95、或減少有害源；采取報警、連鎖、泄放等預防性措施防止危害，嚴格按設計規范的要求進行設計。敏感點、敏感地段設計采取的措施：（1）合理設置截斷閥，設置標志牌并保證管道安全距離，提高管道安全級別防止事故發生。（2）為了管道的安全和施工質量，本工程管線穿越分別采用了大開挖溝埋穿越等穿越方式。（3）確保管線不被雷電損壞，保證輸氣安全。1）管材的選用及壁厚的確定按照輸氣管道設計規范的要求，經管道強度計算確定管道的用管壁厚。通過采用增加管道強度、適當加大管道埋深、加強管道環向焊縫的質量檢查等方法滿足管道安全、減少外部活動可能對管道造成的破壞。2）焊接管道焊接是管道施工中技術質量、安全要求最高的一道工序，對管道

96、抵抗外力破壞的能力以及管道的使用壽命、運行狀態起著至關重要的作用，是管道建設上質量控制重要環節之一。本工程建設規模大、線路長、沿線彎頭彎管多、焊接量大、加之施工條件又差，因此對焊接工藝一定要嚴格規定，達到既保證質量，又滿足進度的要求。3）管道防腐為保證管道長期運營安全，管道全線外防腐采用安全可靠性高的3 層結構聚乙烯防腐（3層PE）。4）陰極保護工程為確保管道安全和保證管道的壽命，本工程對輸氣管道均采用強制電流陰極保護。確保管道的安全。5）線路閥室的設置按輸氣管道設計規范的要求，為了在管道發生事故時減少天然氣的泄漏量、減輕管道事故可能造成的次生災害，便于管道的維護搶修，按要求設置線路截斷閥室。

97、6）管道試壓制定合理的管道投產試運方案，嚴格按照規范進行試壓。施壓前后采用清管器清管確保管道清潔。7）其它措施（1）輸氣管道工程設計遵循保護環境，降低能耗，節約土地的原則，處理好與公路的關系。（2）所有建設設施按建設地點的地震烈度設防，以抵御地震可能帶來的破壞，保障安全。（3）管道穿越不同特殊地段，設計采用不同的敷設方式，切實保證管道安全。（4）管道在穿越主要公路時，穿越位置選擇在穩定的路基下，路基下面的管線不允許出現轉角或進行平、立面曲線敷設。（5）采用密閉清管工藝，減少天然氣放空損耗。定期清管，減少線路輸氣壓力損失，提高管道輸送效率。（6）采用密封良好的閥門及計量設備，減少天然氣泄漏。8.

98、1.2節能措施1）本工程依靠輸氣管道輸送天然氣自身的壓力，不需加壓設備加壓，從而大大節省了能源；2）站內設備選用密閉性能好，使用壽命長，能耗低的閥門和設備，避免和減少由 于閥門等設備密封不嚴造成的天然氣損耗；3）在管材選用、施工焊接等工藝環節上采用優質管材并采用先進的焊接及施工技術，從而減少跑、冒、漏現象的發生；4）水量等均設置計量表，強化運行中的管理，節省能源； 電氣設備選用節能產品；8.2 補充的安全對策措施8.2.1線路工程補充（1）氫開裂（HIC）是輸氣管道失效原因之一，HIC主要與H2S分壓等級因素有關。本工程以控制氣質為主，含硫量和介質PH值必須滿足有關標準要求，不合格的氣體不允許

99、進入輸氣管道。（2）平面轉角大于3、縱向轉角大于2時，應根據實際角度以及現場地形地質情況，優先采用彈性敷設方式，當彈性敷設方式無法滿足變向要求時，應采用冷彎彎管或熱煨彎頭達到變向要求，根據實際情況也可以采用多種方式的組合達到變向的目的。所有彎管及彎頭的制作均應執行鋼制彎管（SY/T 5257-91）標準中的有關規定。（3）管道與電纜相交時，管道與電纜凈距離不小于0.5m，盡可能從其下方穿越，并采取保護措施。管道施工前應首先了解原有地下管道、電（光）纜的位置及埋設深度，并通知有關部門派人現場配合。（4）輸氣管道與電力、通信電纜交叉時，其垂直凈距不應小于0.5m。交叉點兩側各延伸10m以上的管段和

100、電纜，應采用特加強絕緣等級8.2.2運行過程管理（1）建立健全的管理機構，明確主要人員的職責。按國家有關規定，設置專門的安全衛生管理機構，配置專職安全衛生人員和必要的檢測儀器和設備，進行必要的安全衛生教育和安全衛生監察。（2）制定各種作業的安全技術操作規程。規程應包括緊急停車及異常情況處理等項內容。嚴格工藝管理，強化操作紀律和勞動紀律。（3）現場人員穿防靜電服，且禁止在易燃易爆場所穿脫。禁止在防靜電工作服上附加或佩帶任何金屬物件，并在現場設置消除靜電的觸摸裝置。（4）動火作業中嚴格執行三級動火審批制度，做好動火作業前的準備、作業過程中的監護和作業后的清理工作。（5）對人為破壞，則依托當地公安部

101、門進行處理。8.2.3加強材料、設備的本質安全（1）通過不斷的學習、積累和完善，采用新的技術手段、可靠的工藝設計，從材料選擇、設備選型、控制手段等多方面進行嚴格篩選和探討。（2）輸氣管道應選擇按照 GB9711.21999標準生產的鋼級高的管線鋼，嚴格控制鋼板質量，優先采用雙面埋弧焊直縫鋼管，盡量減少焊縫的長度，并采用加強級3PE防腐;（3）在輸氣管道上設置犧牲陽極保護，延長管道的使用壽命；8.2.4加強高壓輸氣管線巡查力度和安全管理目前，我們還沒有關于城市高壓輸氣管 道破裂事故原因準確的概率統計，但從相關報道和以往燃氣管道事故統計分析，燃氣管道破裂最常見的原因主要是第三方施工造成管道破損，其

102、次是因施工質量及第 三方施工造成管道破損而引起的腐蝕失效。因此，我們必須加強高壓輸氣管線巡查力度和安全管理，及時與高壓輸氣管線周邊施工單位簽訂保護協議，當其他市政設 施等與高壓管線有交叉施工作業時，由設計部門及時提供專項設計施工方案，管線巡查人員在施工過程中現場監護、責任落實到人等。8.2.5其它方面補充1）通過發布地區公告、開展公眾教育和媒體宣傳等手段，提高對當地居民公眾保護管道的意識。實施土地使用控制，減少管道故障。除了要經常對管道周圍進行巡視外，還需作出具體的土地使用控制規定，如管道兩側5m以內不得取土和構筑建筑物，20m內不允許與管道平行敷設電纜等。2）可行性研究報告中消防設計中內容較

103、少，無就近消防協作力量介紹及本項目的消防設備設施情況的介紹，在初步設計中應補充調查、落實就近消防站的距離、消防設備、力量配備狀況，明確工程的消防水壓力、流量、消防栓配備情況。并按照“建筑滅火器配置設計規范”做出明確細致的滅火器材配置方案，要落實各建筑物內應配備滅火器的種類、數量及布置。9評價結論9.1評價結論分述經過對建設投資有限責任公司天然氣輸氣管道工程各個環節進行勞動安全衛生預評價，得出了工程的具體評價結論，分述如下。1）工程主要危險、有害因素（1）天然氣具有易燃性、易爆性、易擴散性；（2）天然氣輸氣管道的主要破壞因素包括：管道腐蝕穿孔、管線材料缺陷或焊口缺陷隱患、第三方破壞、自然災害、設

104、備事故等；（3）天然氣輸氣管道設計壓力為6.3MPa，屬于中壓范疇（1.6MPa16MPa），操作壓力較高，管道存在較高的應力開裂危險。同時還存在硫化氫腐蝕開裂、CO2腐蝕失效等危害；（4）工程存在一定的毒性，毒性危害主要來自天然氣泄漏和排放所引起的職業傷害中毒。清管可清除部分硫化亞鐵粉塵，硫化亞鐵自燃可產生部分硫化氫有毒、有害物質；（5）社會危害因素，對管道可產生危害的社會危害因素主要包括第三方破壞、對“三穿”管段危害和違章建筑等。2）預先危險性分析結論輸氣首站和輸氣管道中在運行中存在的主要危險因素為：管線破裂、閥門損壞、施工質量、管道腐蝕；其中閥門損壞和施工質量的事故后果的嚴重程度分級為級

105、（輕度的），管線破裂故后果的嚴重程度分級為級（輕微的），管道腐蝕事故后果的嚴重程度分級為級（嚴重的），因此管道腐蝕應作為本項目管理的重點，應該按照報告提出的對策措施加強管理。3）災害評估結論選用“蒸氣云”爆炸模型對天然氣輸氣管道工程管線上任意一處或閥門破裂、天然氣以裝置最大集氣量24.2104m3/d連續泄漏10min形成的“蒸汽云”為評估對象，計算了爆炸范圍內的各種傷亡半徑。此類天然氣爆炸事故如若發生在輸氣管線上。勢必造成泄漏地點發生嚴重火災事故，雖然管線穿越地段人煙稀少，無森林草場。但是此類事故造成的損失是嚴重的，是絕對不允許發生的。4）故障樹分析評價結論評價中對輸氣管道失效事故進行了故障

106、樹分析。由故障樹分析可知：直接引發管道事故的基本事件有69個。對天然氣管道失效故障樹分析和結構重要度計算得到引發管道事故的主要原因為第三方破壞、腐蝕和管材缺陷。進而在管線的生產、施工、運行中采取相應的措施以提高管道的可靠性和使用壽命。5）事故案例分析評價結論對國內部分油田輸氣管道發生各類事故進行了統計分析，并就此類事故的危險特點和危害后果，針對性地進行了事故原因分析和經驗教訓總結，供該工程建成投產后在安全管理方面借鑒。事故案例分析表明：天然氣集輸過程中腐蝕原因都占有較大比例。為此，對管段防腐層不同的管段采取不同的措施，加強管道防腐層質量的維護和保養，是必要且可行的。擬建的天然氣輸氣管道工程應從

107、中吸取教訓，加強對員工遵章守規和安全教育，加強設備、設施的檢查和維護，做到安全、規范操作和檢修施工，及時發現、有效消除各類不安全因素，杜絕類似事故的發生。6）安全對策措施及建議通過總結本次預評價工作的階段性成果，參照可研設計方案已經采取的安全措施，項目組對管道工程提出了補充的安全對策措施。項目組期望這些安全對策措施和建議能夠作為指導下一步工程施工圖設計、施工建設、制定安全管理措施、編制工程事故應急預案以及在工程竣工運行后進行安全生產管理方面的參考。9.2評價總結論綜合上述定性及定量評價結論，預計本工程在勞動安全衛生方面是可行的。但必須明確指出，這樣的評價結論是建立在各項勞動安全衛生措施落實基礎之上的。通過本次預評價，業主應在其今后的設計、施工和運行中進一步落實設計已提出的安全措施和本次預評價提出的補充安全措施，確實保證工程安全設施和主體工程的“三同時”，并在工程在竣工投產后切實加強管理，不斷改進和完善，以保證實現工程竣工后的安全、平穩投產運行，并切實保障職工的安全與健康。