环境风险专项评价

环境风险专项评价
1 评价等级和评价范围
1.1评价等级
依据HJ/T169-2004，根据评价项目的物质危险性、功能单元重大危险源以及环境敏感程度，项目子站环境风险评价工作定为一级。

母站以及输配管线为二级。

1.2环境风险评价范围
子站风险评价范围为距离源点半径5km范围内。

母站风险评价范围为距离源点半径3km范围内。

根据国内天然气输配管线的风险距离预测计算类比分析，中压管线的风险距离在管线两侧40m范围内。

2 风险识别
2.1 物质危险性识别
（1）CNG的理化性质
压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中，它与管道天然气的组分相同，是一种多组分的混合气体，主要成分是烷烃，其中甲烷占绝大多数，另有少量的乙烷、丙烷和丁烷，此外一般还含有硫化氢、二氧化碳、氮和水气，以及微量的惰性气体，如氦和氩等。

在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，戊烷以上为液体。

CNG的压力范围一般在20-25Mpa、温度-5-50℃、密度0.76kg/m3、低热值36.19MJ/m3、爆炸极限5.0%-5.1%。

（2）CNG的危险性
天然气比空气轻，具有无色、无味、无毒之特性。

天然气公司均要遵照有关规定添加臭剂（四氢噻吩），以资用户嗅辨。

若天然气在空气中浓度为5%～15%的范围内，遇明火即可发生爆炸，这个浓度范围即为天然气的爆炸极限。

爆炸在瞬间产生高压、高温，其破坏力和危险性都是很大的。

由于天然气中90%以上的都是甲烷，对于处于高压状态下的CH
，无论管理人员或操作人员，都要对其性
4
质、技术参数和特殊要求作全面了解和掌握。

经查阅研究测试及查验的CH
主要
4
理化性质及燃爆参数列于表2.1-1：
表2.1-1 CH4主要理化性质及燃爆参数
除以上重要参数外，按照国家有关技术规范的规定，CH
生产储存场所火灾
4
爆炸危险度为H=(R-L)/L=(15-5)/5=2。

火灾危险性确定为甲类，一级易燃气体。

最小点火能量仅为0.28mJ，燃烧速度快，燃烧热值高（平均热值为33440kJ/m3），对空气的比重为0.55，极易燃烧、爆炸，并且扩散能力强，火势蔓延迅速，一旦发生火灾难以施救。

2.2 生产过程潜在危险性识别
根据建设项目的生产特征，结合物质危险性识别，将项目功能系统分为管线输送、子站或母站、槽车运输三类主要功能单元。

这三类功能单元均属于潜在的危险单元。

2.2.1 管线输送
管道输送的是管道天然气，且管道输送压力较高，管道运行期间因为各种事故因素导致管道破裂发生气体泄漏，遇明火将发生火灾爆炸事故。

2.2.2 子、母站
站内工艺过程处于高压状态，工艺设备容易造成泄漏，气体外泄可能发生地点很多，管道焊缝、阀门，法兰盘、压缩机、干燥器、回收罐，过滤罐等都有可能发生泄漏；当压缩天然气管道被拉脱或加气车辆意外失控而撞毁加气机时会造
成天然气管道被脱或加气车辆意外失控制而撞毁加气机时会造成天然气大量泄漏。

泄漏气体一旦遇引火源，就会发生火灾和爆炸。

（1）储气井
本项目母站及子站贮存量均为易燃物质压缩天然气，项目母站CNG储存量3000Nm3，子站CNG储存量60000Nm3。

根据《重大危险源识别》（GB18218-2000），天然气贮存区的贮存量大于10t属于重大风险源。

天然气(甲烷)的密度在0℃,101.352Kpa时为0.7174Kg/Nm3，则母站的贮存量为2.2t，子站的贮存量为43.044t。

可见子站储气井属于重大风险源。

储气井结构见图1.21。

（2）压缩机房
压缩机是子母站的心脏，压缩机出口压力最大可达25Mpa，压缩系统连接部位较多，压缩机的震动易造成这些部位松动，从而造成天然气的泄漏，一旦压缩机房通风不良，会造成天然气的积聚，极易形成爆炸性蒸气云。

子母站压缩系统具有压力高、压力变化频繁、易发生泄漏和火灾爆炸事故等特点。

（3）加气机
加气机应具有充装与计量功能，加气机额定工作压力应为20MPa。

当加气安全限压装置失灵、加气软管拉断、加气机及管道发生防撞事故、加气软管及软管接头发生腐蚀时可能发生事故泄漏，并引发泄露和火灾爆炸。

2.2.3 CNG槽车运输风险
CNG槽车额定充装量为4500 Nm3，CNG属于危险品，其运输过程中出现运输事故主要是翻车和路途泄漏等。

2.3 风险评价因子
通过类比调查站场及输配管线潜在的各种环境风险（事故隐患）因素大体分为自然因素、社会因素和工艺设计的合理性、选用设备及材质的可靠性、设备和管路的施工质量、运行操作和日常维护等人为因素和工程内部因素。

根据有毒有害物质放散起因，环境风险分火灾、爆炸和泄漏三种类型。

根据本项目的物质危险性识别、生产设施风险性识别、类比事故调查及项目周边的环境敏感特征分析，事故状况下本项目对环境要素的污染与破坏主要是火灾爆炸、火灾时次生大气污染、事故处理中的伴生/次生污染（如消防水和事故初期雨水）。

项目使用物料为天然气，一般燃烧爆炸后不会产生对外环境有直接的显著的不良影响的物质，火灾处理时，由于天然气常温常压下属于气态物质，消防水中也不会大量的污染物质。

故而项目的主要风险特性表现为火灾爆炸性。

3 源项识别
3.1 最大可信事故类型和最大可信事故概率确定
3.1.1输配管线
据统计，美国长输管线1970-1978年发生3609次严重泄漏事故，平均0.89次/1000km·a；如果按照不同使用年限统计为0.45-5次/1000km·a，使用年限越长，事故率越大；如果按照不同管径统计，当管径≥500mm时候为0.1-0.5次/1000km·a，管径越大，事故率越小。

其发生事故的原因主要为：管道金属缺陷和焊缝缺陷18.6%，施工安装不合格4.1%，破坏操作规程和安全技术规程48.8%，腐蚀14.9%，其他原因13.6%。

我国四川省1970-1990年间，随建随用的管线近1500km，共发生事故108次，其中焊缝开裂72%，母材断裂11%，腐蚀穿孔10%，洪水冲断4%，平均事故率3.73次/1000km·a，曾有几次引起火灾，并有人员财务受损。

美国长输管线的事故率0.74次/1000km·a，俄罗斯长输管线的事故率0.24次/1000km·a，德国长输管线的事故率0.35次/1000km·a。

根据国内天然
气管线事故发生统计结果，类比北京环科院陕甘宁天然气进京项目环境影响评价，预计本项目中压管线输送系统的事故概率为5次/1000km·a。

3.1.2子、母站
在生产和运行过程中，站场储运系统一旦泄漏就有可能发生跑气，存在较大的潜在火灾爆炸事故风险。

储气井发生的常见危险和事故分析情况有：（1）没有紧急切断装置
按照安全工程的要求，CNG储气井必须装有紧急切断装置，当地上设施因自然灾害、火灾、机械损伤等各种原因造成损坏而发生泄漏时，能自动切断地下储气井与地上设施的通道, 以避免井内25MPa高压天然气剧烈喷发，引发重大事故。

（2）没有安全监测装置
按照安全工程的要求，CNG储气井必须装有安全监测装置,通过传感器检测地下井体的腐蚀、泄漏等情况，以便及时发现和排除险情，以避免井壁爆裂、井管拔地而起冲出地表的严重事故。

（3）没有气质检测
严格执行GB 18047规定，保证天然气标准状态下的硫化氢含量不大于15mg/Nm3，是避免井体材料发生“氢脆”的前提条件，为此，配备微量含水检测仪及硫化氢检测仪，并且严格按照周期在线进行检测是必需的；如果没有配备微量含水检测仪及硫化氢检测仪，或者虽然配备了这些仪器，但不能严格按照周期在线进行检测，都意味着形成了严重的事故隐患。

（4）井体窜动
根据文献“加气站安全技术问题的探讨”（作者为四川石油管理局朱清澄和西华大学黄海波），在一次调研中，在34个加气站收集近年共发生的100起安全事故资料， CNG储气井事故18起，其中储气井体串动、水泥裂口共发生8次，涉及80个井。

储气井体串动是固井施工工艺失败所导致的结果，而且固井施工造成的质量缺陷难以发现。

储气井体串动直接导致地上设施的机械损伤，由此引发高压天然气喷发、火灾、爆炸等严重事故。

由近年井体窜动事故比较高的发生频率可以断定，此是CNG储气井存在的比较普遍的重大事故隐患，不可不防。

类比国内外储罐事故概率分析，确定储罐及储存物质发生火灾爆炸等重大事故的概率为8.7×10-5次/年。

3.1.2 CNG槽车
根据“中国高速公路事故调查（2002.12，交通报）”，运输中的事故多发生在路况极差或较好、司机疲劳驾驶、酒后驾车、违章搭载等情形。

一般来说，化工生产的原辅材料、产品运输都由经过专职考核的司机和运输部门承运，可有效防止司机疲劳驾驶、酒后驾车、违章搭载的情形发生。

而且根据该调查，发生事故的车辆通常都是客运车辆和普通货运车辆，运输化学原料、产品的车辆事故发生概率低于0.01‰。

4 影响后果分析
4.1 计算方法
4.1.1管线火灾和爆炸计算
（1）喷射火焰
首先，进行喷射轴线上各点辐射热量计算：
Q h =ηQH
c
Q
h
—辐射热量，kw；
η—辐射系数，取保守值0.35；
Q—燃烧速率，kg/s；
Hc—燃烧热，KJ/kg。

其次，接受点处的热辐射强度计算公式：
I=X
g
Qh/4πr2
I—热辐射强度，kw/m2，（热辐射强度与危害程度见表9-3）；Xg—传导系数，一般取0.2；
r—接受点处到释放源的距离，m。

表4.1-1 热辐射危害程度
评价中热辐射强度取12.5 kw/m2（1分钟内10%人死亡，10秒钟内1度烧伤）求证火灾影响范围。

（2）爆炸
如果天然气没有直接点燃，根据荷兰应用科学研究中心(TNO)1979年提出的扩散模式，泄漏液体蒸发的蒸气的气团呈半球形向外扩散。

按R=Cs[(η×E)1/3]预测蒸汽爆炸的冲击波的伤害半径。

式中：R为损害半径，m；E为爆炸能量，kJ，可按下式取E=V×Hc；V为参与反应的可燃气体体积，m3；Hc为可燃气体的高燃烧热值，kJ/m3；η为效率因子，其值与燃料浓度持续展开所造成损耗的比例和燃料燃烧所得能量的数据有关，一般取η=10%；Cs为经验常数，取决于损害等级，Cs和伤害程度的关系见表4.1-2。

表4.1-2Cs和伤害程度的关系
蒸汽爆炸的冲击波取Cs0.06，相当于冲击波压力为0.1bar的伤害程度求证爆炸影响范围。

4.2 储气井的火灾和爆炸评价
对储气井发生爆炸的后果采用蒸汽云爆炸灾害的评价方法（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极限范围内时遇到点火源发生的爆炸现象称为蒸汽云爆炸）损伤估算。

（1）蒸汽云爆炸的TNT当量计算
爆炸能量是用TNT当量来表示的，如某次事故造成的破坏程度相当于X千克
TNT 炸药爆炸造成的破坏程度，就称此次爆炸的威力为X 千克TNT 当量。

/ 1.8
TN T f f TN T W aW Q Q =⨯
W TNT ——蒸汽云的TNT 当量（Kg ）； W f ——蒸汽云的TNT 当量系数，取0.04； a ——蒸汽云爆炸中烧掉的总质量（Kg ）； Qf ——燃料的燃烧热（MJ/Kg ）； Q TNT ——TNT 的爆热（MJ/Kg ）。

（2）蒸汽云爆炸对人员的伤害
估算爆炸对人员的伤害情况，是将危险源周围依次分为死亡区、重伤区、轻伤区和安全区。

a 死亡区半径（R 1）
0.37
113.6(/1000)
TN T R W =
b 重伤区半径（R 2）
1/3
2020(/)
R R Q Q =
式中：
R 0——重伤冲击波超压距离（m ）； Q 2——爆源总量（Kg ）； Q 0——1000Kg 。

c 轻伤区半径（R 3）
1/3
3020(/)
R R Q Q =
d 财产损失半径（R 4）
1/3
4020(/)
R R Q Q =
式中：
R 0——重伤冲击波超压距离（m ）,由表4.1-3，表4.1-4确定。

表4.1-3 1tTNT 爆炸时的冲击波超压
表4.1-4 冲击波超压对建筑物和人员的破坏与伤害情况
e 财产损失的估算
设财产损失的半径为，则事故直接财产损失C （万元）可按下式计算：
2
44
3.14C R ρ=
ρ4破坏区平均财产密度（万元/m 2） 4.2 计算结果
管线火灾爆炸影响范围，结果见表4.2-1。

表4.2-1 管线火灾爆炸影响距离
蒸汽云爆炸评价计算结果见表4.2-2。

表4.2-2 液化气球罐蒸汽云爆炸损害估算结果表
可见输配管线发生泄漏时，距离中压管线40m范围内，人身生命及财产安全会受到威胁。

项目的储气井死亡半径10m，轻伤半径为41m。

根据《汽车用压缩天然气加气站设计规范》，站区与外部设施的安全距离，60人以上的村镇居民区、相邻工矿企业、铁路线、公路等的距离最小在30m。

5 风险防范措施
5.1 选址、总图布置和建筑安全防范措施
（1）输配管线工程力求线路顺直，缩短线路长度，以方便运输、施工和生产维护管理；选择有利地形，尽量避开沼泽和积水等施工难点和不良工程地质地段，保障管线安全运行。

（2）站场选址、定点符合城市总体规划，并不得妨碍城市的发展，危害城市的安全，污染和破坏城市环境，影响城市各项功能的协调。

（3）根据《石油天然气工程设计防火规范》（GB 50183-2004）、《汽车用压缩天然气加气站设计规范》（SY 0092-98）等规范要求，站区与周围居住区、工矿企业、交通线等的安全距离应符合规范规定。

为防止加气站泄漏的天然气随风向下风向矿散，站场应位于城镇和居民区的最小频率风向的上风侧。

同时具备可靠的供水、供电条件。

（3）子站和母站选择在靠近气源及输气管线的地方建站，并靠近公路可方便车辆加气，以减少投资，提高经济效益。

5.2 管线工程安全防范措施
5.2.1管道敷设安全防范措施
管顶埋设深度要考虑管线区的最大冻土层深度，地面荷载等对管道钢度的影响以及管道稳定要求，为防止管道发生低温脆性断裂等不利情况的发生，普通地区管顶埋深大于规范规定值，管沟回填保证一定的沉降裕量。

根据《原油和天然
气输送管道穿跨越工程设计规范穿越工程》（SY/T0015.1-98），管道穿越铁路或Ⅱ级以上公路时，宜采用顶管或横孔钻机穿管敷设，并外加保护套管；穿越Ⅲ级以下的公路或一般道路时，可采用挖沟埋设，并外加保护套管。

5.2.2管线泄漏检测系统
建立管道泄漏检测系统，及时准确报告事故的范围和程度，可以最大限度地减少经济损失和环境污染，评价要求设置泄漏检测系统。

当泄漏发生时根据上下游压力传感器接收到的压力信号的时间差和负压波的传播速度可以定出泄漏点。

5.2.3管线截断阀室
为了减少管道泄漏造成的损失，输配应考虑适当设置线路截断阀。

根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-94）规定，截断阀最大间距应符合下列规定：在以一级地区为主的管段不大于32km；在以二级地区为主的管段不大于24km。

为了减少事故泄漏量，便于进行抢修，减少经济损失和环境污染，在管线上设置一定数量的截断阀。

5.2.4管道防腐
根据本工程管线沿线自然条件和工程地质状况，以及防腐层的综合性能与涂敷作业的简便性、经济性等因素，经综合比较，确定本工程管道防腐层结构。

5.3 站场工程安全防范措施
5.3.1储气井
(1) 储气井设计应符合《汽车用燃气加气站技术规范》CJJ84、《汽车加油加气站设计与施工规范》GB500156、《石油井口装置》GB3165、《高压气地下储气井》SY/T 6535等规范规定
S≤
(2) 储存介质应符合车用压缩天然气GB18047中规定的天然气：H
2
15mg/m3，露点＜54℃；储存压力≤25MPa；
(3) 储气井需设进气口、排气口、排污阀、压力表、安全监测装置和安全阀；为使井内气体随时保持干燥，还需设排液管；
(4)储气井平面布置要合理，工艺流向直观，安装方便。

(5)规范固井结构或工艺方法，使固井施工质量得到保证；
(6)对拟建项目，安监部门把好审批关和验收关；
(7)制定排障措施应急预案、排险措施应急预案和紧急救援计划。

5.3.2压缩机
（1）压缩机出口与第一个截断阀之间应装设安全阀和放空阀，安全阀的泄放能力不应小于压缩机的最大排量；
（2）压缩机的进出口应设置压力高、低限报警和高限越限停机装置；
（3）压缩机组的冷却系统应设置报警或停车装置；
（4）压缩机组的涧滑油系统应设置压力低限报警及超限停机装置；
（5）压缩机组试运前，应对机组的运行振动进行检测。

5.3.3压缩天然气加气机
（1）加气机不得设在室内。

（2）加气机的数量应根据加气汽车数量、每辆汽车加气时间4～6min计算确定。

（3）加气机应具有充装与计量功能，并应符合下列规定：加气机额定工作压力应为20MPa；加气机加气流量不应大于0.25m3/min（工作状态）。

（4）加气机应设安全限压装置。

（5）加气机计量准确度不应低于1.0级。

加气量计量应以立方米为计量单位。

最小分度值应为0.1m3。

（6）加气量计量应进行压力、温度校正，并换算成基准状态（压力101.325kPa，温度20℃）下的数值。

（7）在寒冷地区应选用适合当地环境温度条件的加气机。

（8）加气机的进气管道上宜设置防撞事故自动切断阀。

（9）加气机的加气软管上应设拉断阀。

加气软管上的拉断阀、加气软管及软管接头等应符合下列规定：拉断阀在外力作用下分开后，两端应自行密封；当加气软管内的天然气工作压力为20MPa时，拉断阀的分离拉力范围宜为400～600N；加气软管及软管接头应选用具有抗腐蚀性能的材料。

（10）加气机附近应设防撞柱（栏）。

5.2 危险化学品贮运安全防范措施
常用的事故预防措施有：根据交通部JT3130-88CC《汽车危险货物运输规则》、交通《道路危险货物运输管理规定》等有关管理规定的精神，合理规划运输路线及运输时间；危险货物包装应遵照GB190-90《危险货物包装标志》、GB12463《危险货物运输包装通用技术条件》、GB/T15258-94《危险化学品标签编写导则》中的规定执行；危险品的装运应做到定车、定人；运输腐蚀性、有毒物品的人员，出车前必须检查防毒、防护用品，在运输途中发现泄漏应主动采取处理措施，防止事故进一步扩大，并向有关部门报告，请求救援。

根据项目实际情况，应制定CNG运输车安全操作规程，内容涵盖任务出车,离站检查，充装前检查，CNG充装，运输中途检查，气量单交接，紧急事故处理，运输车检验，维护和维修，瓶组维护和维修等工作。

要求操作人员在实际操作中必须严格按照工作流程和安全操作规程进行操作。

5.3工艺技术设计安全防范措施
5.3.1 管材选择
在选用管道材质时既要考虑经济性，更要考虑安全性。

项目天然气输配属于小口径管道（直径400mm以下），采用高压聚乙烯（PE）管材，具有性能优异、安全可靠、安装方便、技术成熟、不腐蚀、寿命长等特点。

与使用钢管相比，成本可降低12%左右，工作寿命可达50年（钢管一般为20年），而且维护费用低。

5.3.2 储存设施
项目采用储气井技术，同样的储气量时，占地面积小，安全性好、节约维护费用。

5.3.3防雷及接地
拟建子、母站界区内的生产区属于爆炸危险场所，区内设备及管道均选用防爆型，并做防静电接地处理，站内设公用环型接地网，接地电阻应小于4欧姆；区内建筑物应按第二类防雷设计，建筑物顶部设避雷网，且防静电接地与防雷接地并联。

5.3.4自动监测、报警、紧急切断及紧急停车系统
（1）为保证输配管网的安全工作和稳定供气，及时发现输配管网的故障，配备一套天然气监控及数据采集系统（即SCADA系统），由1个站控监测中心系统，5-10个管网监控点组成。

监控中间设置大屏幕管网模拟显示系统一套。

负责对城市输配系统、加气站和管网监控点的压力、流量、温度等参数进行远程监控。

（2）根据工艺生产特点及相关要求，拟建CNG压缩子、母站在加气区、干燥区、充气区及压缩机区等重要部位设有可燃气体检测探头，并将报警器连至仪表控制室，通过紧急停车切断相关阀门和关闭相关电机，及时使该区进入安全状态，防止事故的发生，从而保证操作人员及生产装置的安全。

（3）中压管道每1-10km设置切断阀门井一个（设置原则主要是交大障碍物良策、中压管线起点、管网需要切断控制处），每条支线管道起点处设置阀井。

5.4防火、防爆、防中毒等事故处理系统
在火灾初始阶段，着火单位在工艺上应迅速组织当班职工按应急事故预案关阀切断进料，并同时启动现场的所有消防设备进行喷淋冷却。

在自救的同时同步拨打“119”火警电话，报警求援。

消防队到达后，着火单位的领导和现场岗位当班操作人员应立即向消防队介绍火场的一切情况，密切配合消防人员深入泄漏部位侦察情况，迅速拟定有效的现场灭火方案。

此时应特别注意人身的安全保护，防止烧伤，窒息、中毒和物体打击事故的发生。

消防车辆必须停靠在着火部位的上风向。

灭火时，设置喷雾水枪于着火区边与侧风向形成一道水幕屏障，以阻挡火场热流冲击相邻区域，邻近设备、容器设施也要进行冷却保护。

此阶段一定要保证消防水量的供给和维持要求的消防水压力。

当火灾不能迅速扑灭时，现场指挥员应该迅速确定出扑救区域、保护区域和安全撤离区域。

集中一部分力量和消防灭火器材实行冷却控制，并分出部分力量消除着火区域周围的物料源和着火源。

在此阶段，切忌冒然将大队灭火人员压进，谨防突发性爆炸将人员大量伤害。

要善于选择有利地形，在着火区域上风向确立水枪阵地，侦察火情，推进灭火。

在着火区域两边侧风向,要派遣小股部队突前。

一般分第一线组和第二线组，每线相距约20m左右，保持有效的信号联络，实施
纵向掩护扑救。

两边要同时分步、分组地逐渐推进，切断火势朝下风向蔓延的通道。

由于压缩天然气燃烧温度高,在第一线组的出水灭火人员要着铝铂隔热服等防热服装，或组织第二线水枪手对第一线组水枪手进行水幕掩护。

还必须组织预备人员及时不断地替换第一线组水枪手，以使扑灭的兵力分配得当，避免疲劳作战，使施救人员自身安全得到保护。

5.5应急救援系统设计
应急救援系统设计应当包括五个中心：指挥协调中心、现场处理中心、支持保障中心、媒体中心、信息管理中心。

5.6 应急疏散通道及避难所
（1）生产场所与作业地点的紧急通道和紧急出入口均应设置明显的标志和指示箭头。

（2）站内道路的布置应合理组织人流和车流，并满足消防要求。

5.7 自动控制设计安全防范措施
采用先进的自动控制方案，并对某些与安全生产密切相关的参数采用自动控制，自动报警等系统，防止事故发生。

设置可燃气体检测报警仪，以便及时发现问题，采取对策。

5.8电气、电讯安全防范措施
供电系统的设计，应按国家有关规范执行。

在装置爆炸危险区域内的所有电气设备均选用防爆型，仪表选用本质安全型。

有爆炸危险场所的电气设备和电力线路、变电所的设计，应按《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》执行。

电信站的设计，应按《石油化工企业生产装置电信设计规范》和《工业企业通信设计规范》执行。

对易发生事故的主要检查点，应设与控制室联系的直通电话。

5.9 消防及火灾报警系统
5.9.2 消防
子母站按储存物品的火灾危险性分类，均属甲类。

按照“预防为主，防消结合”的原则，应配置一定的消防措施，完善自主消防能力。