环境风险评价等级与评价范围

环境风险专项评价

1 评价等级和评价围

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环境风险评价围

子站风险评价围为距离源点半径5km围。母站风险评价围为距离源点半径3km围。根据国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围。

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、和，此外一般还含有、、和，以及微量的，如和等。在标准状况下，甲烷至丁烷以气体状态存在，以上为。CNG的压力围一般在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（），以资用户嗅辨。若天然气在空气中浓度为5%～15%的围，遇明火即可发生爆炸，这个浓度围即为天然气的。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CH4，无论管理人员或操作人员，都要对其性质、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CH4主要理化性质及燃爆参数列于表2.1-1：

表2.1-1 CH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的规定，CH4生产储存场所火灾爆炸危险度为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。根据国天然气管线事故发生统计结果，类比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