某成品油复线环评报告书(第三部分).doc

1 环境风险评价1.1 环境风险的识别1.1.1 输送介质的危险有害因素分析本成品油管道输送的是90#汽油、93#汽油、97#汽油、-35#柴油、-20#柴油、-10#柴油、0#柴油、航空煤油，油源来自克石化分公司。汽油是轻质石油产品的一大类，其组成十分复杂，主要组分是C5C12烃类。汽油非常容易燃烧和爆炸，其蒸气与空气形成爆炸性混合物，爆炸下限为1.4%，爆炸上限为7.6%。柴油是稍有粘性的浅黄色至棕色液体，主要成分为烷烃、芳烃、烯烃等。有资料称柴油是C17C20的液体烃类组成的混合物。柴油遇明火、高热或与氧化剂接触，有引起燃烧爆炸的危险。汽油和柴油均具有易燃、易爆性质，其燃烧爆炸特性参见表 10.11。表 1.11各种成品油燃烧爆炸特性参数序号项 目90#汽油93#汽油-10#柴油0#柴油1密度(20)(kg/m3)738745.4834.6847.42汽油干点()200200/3闪点()-5010-501065654爆炸极限(V%)1.47.61.47.61.54.51.54.55自燃点()4155304155303503803503806燃烧速度(m/s)10.510.5/7最小点火能(mJ)0.250.25/8凝点()/-1009火灾危险性分类甲类甲类丙类丙类成品油的危险性主要表现如下：(1) 易燃性汽油闪点为-5010，柴油闪点为65，根据石油天然气工程设计防火规范(GB 50183-2004)的规定，汽油火灾危险性为甲类，柴油火灾危险性为丙类，整个成品油管道工程的火灾危险类别为甲类，工程具有较高的火灾危险性。(2) 易爆性油品的爆炸浓度极限范围愈宽，爆炸下限浓度越低，该物质爆炸危险性越大。从表 1.11可以看出，汽油和柴油的爆炸下限浓度值都较低，泄漏或蒸发出的油品蒸气很容易达到爆炸下限浓度，因此，本工程应重点防范油品的泄漏及油品挥发蒸气的产生与积聚，防止发生火灾、爆炸事故。(3) 挥发性汽油具有较高的蒸气压，蒸气压越高，挥发性越大，该物质越容易达到燃烧或爆炸所需要的蒸气浓度，因而火灾爆炸危险性也越大。此外，油品蒸气压大，对温度变化较为敏感，当温度升高时，蒸气压将迅速增大，容易造成盛装该油品的容器发生胀裂。在常压下，柴油的挥发性较小。(4) 静电荷积聚性成品油的电阻率一般在1012cm左右。当油品沿着管道流动时，与管壁的磨擦以及在储运过程中储罐壁的冲击都会产生静电，且不易消除。在泵送作业过程中，由于油品的流动喷射、冲击等缘故所产生的油面电位，可达到2104V3104V，放电产生的能量远远超过其最低点火能量，因此本工程存在静电危险因素。(5) 易扩散、流淌性成品油粘度较小，泄漏后易流淌扩散；随着流淌面积的扩大，油品蒸发速度也将加快，极易发生燃烧与爆炸事故。成品油和原油一样，一旦泄漏，挥发的蒸气容易滞留在地表、地沟、下水道及凹坑等低洼处，并且易贴地面向远处扩散，遇火源而引起火灾。1.1.2 站场危险有害因素分析1.1.2.1 站场设施、设备危险有害因素分析输油管道各站场主要危险表现为站内设备故障、站场设备或站内管道泄漏及公用工程故障等。引发这些事故的因素主要有：(1) 站场设施由于本工程设计压力较高(10.0MPa)，而且管道沿线压力存在着一定变化，站场设施存在由于超压、疲劳等因素导致压力管道发生事故的可能性。(2) 仪器、仪表站场的现场仪表是系统实现SCADA系统和ESD系统控制的关键，其中压力、温度、计量、火灾检测与报警系统、可燃气体检测与报警系统等与仪表的性能、使用及维护密切相关。该工艺的关键是压力自动监测系统，压力波动范围的设置及仪表的误差关系到系统的工作状态，范围过窄或误差过大，都易引起系统误判断而切断管道输送，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) 公用工程由于公用工程故障(如出现停电时间过长、通讯系统故障等)，有可能对设备及管道安全运行带来危害。(4) 站内管道站内管道出入地面，管道因环境的改变，如杂散电流、电化学腐蚀、静电等变化，会导致腐蚀加剧，容易造成腐蚀穿孔。(5) 工艺操作管道运行后，操作和管理过程中如果技术水平不高或责任心不强发生违章操作、违章指挥，或者由于安全制度不落实、安全教育不到位等人为因素，也可能引发事故。(6) 机泵输油泵房是输油站场内油气容易聚集的场所，输送的油品(汽油、柴油)属于易燃、易挥发、易爆介质，如果通风不良等，易发生火灾、爆炸事故。(7)电气设备电气设备对人的危害主要表现为触电事故、噪声和电磁辐射等，此外还可能发生电气火灾。1.1.2.2 罐区危险有害因素分析储罐区工艺过程存在着以下危险性：(1) 泄漏、跑油*末站罐区库容大、单罐罐容大、收发油操作较频繁，因而存在油品泄漏或跑料的可能性，主要表现在： 储罐在接收油品时，可能因为液位仪表失灵或操作失误，造成冒顶跑料事故。 由于浮盘沉船，造成跑油事故。1993年4月南方某石化总厂在清扫原油罐浮船上的油污时，未将浮船上打开的人孔复位，检修人员便离开现场。由于天降暴雨浮船上大量积水，使浮船下沉，造成跑油事故。 由于法兰、阀门的质量、安装缺陷，浮盘倾斜，密封损坏，或罐体的腐蚀穿孔等原因，可能发生油品泄漏事故。 油罐附件如呼吸阀失灵、加热盘管渗漏、浮顶排水系统渗漏等，都会给油品储存带来严重威胁。油罐基础严重下沉，尤其是不均匀下沉，将会直接危及罐体的稳定，撕裂底板及壁板，造成油品外泄，从而存在重大火灾隐患。 大角焊缝腐蚀、开裂，造成跑油事故。根据对油罐的受力分析，大角焊缝(即罐壁与罐底连接处)受力最大，二次应力峰值最高，且随着液位的变化，应力处于交变状态。大角焊缝处的防腐也是整个储罐防腐的难点，此处经常积水，积水倒灌至罐底下边，会造成腐蚀。因此，大角焊缝存在腐蚀、开裂，造成重大跑油事故的风险。(2) 火灾、爆炸各个站内罐区储存的成品油均属易燃易爆物品，而且首、末站储存量较大，存在以下危险性： 在存储、输送油品过程中可能产生泄漏、跑料事故，遇明火可能发生火灾、爆炸事故。 违章用火(吸烟、焊接作业、车辆等)引燃油品。 由于静电接地系统失效，油品产生的电荷没有及时消除，当电荷集聚到一定量时，也会发生火灾、爆炸事故。 油罐遭到雷击可能发生火灾、爆炸事故。 储油罐上的氧化铁或铁与油品中的硫(包括硫、硫化氢、有机硫化物等)长期发生腐蚀作用而生成硫化亚铁，如果这些硫亚化铁沉淀物暴露于空气中，经过几个小时的氧化放热反应，就可能自燃并引燃罐内可燃气体，从而发生火灾。(3) 抽空油品输送时，如果储罐的液位仪表失灵或操作失误的情况下，可能造成储罐抽空。1.1.2.3 混油处理过程危险、有害因素分析混油处理装置设在*末站，采用常压蒸馏工艺，将原料同产品汽油、柴油换热，再经加热后，进入常压蒸馏塔，从塔顶蒸出产品汽油，塔底抽出产品轻柴油。装置主要组成为塔及冷换框架区、锅炉房、泵房、控制室及配电间、循环水系统(包括水泵房及凉水塔)。主要危险、有害因素有：(1) 油品泄漏、跑油换热器、蒸馏塔、分离器及工艺管线等泄漏，原料油和成品油泵密封泄漏，仪表引压管路和阀门泄漏等，都可能引起油品外漏并挥发产生可燃气体。(2) 火灾、爆炸置生产过程的主要流程中均为混油和汽油或柴油。汽油为甲B类可燃液体，轻柴油为丙A类可燃液体，属易燃易爆物品，存在火灾、爆炸危险因素。在发生上述泄漏、跑油事故时，如遇明火能发生火灾事故。泄漏的油品挥发的可燃气体达到爆炸极限，一旦遇到明火能发生爆炸等。1.1.3 管道事故统计与类比调查分析1.1.3.1 欧美输油管道事故统计CONCAWE（西欧石油工业从事环境和安全的组织）一直在从事收集西欧输油管道发生事故的数据，CONCAWE所研究的范围占西欧目前运行输油管道的绝大多数，约有30600km。据CONCAWE统计西欧输油管道不同时期事故数如表 10.12所示。表 1.12西欧输油管道不同时期事故分类与统计事件原因事故统计数199519911995年平均19711995年平均机械故障45.23.5操作原因11.01.0腐蚀原因12.64.1第三方破坏自然灾害0.40.6人为破坏44.24.5总计1013.413.7从表中可以看出，西欧管道事故原因以第三方破坏、机械故障和腐蚀为主。据CONCAWE报导，1991年1995年间，每起事故的平均漏油量为200m3，泄漏油量超过1000m3的就有两起。根据美国运输管道部(DOT)的事故报告，表 10.13列出了1968年1986年间美国输油管道系统事故分类与统计次数。表 1.13美国输油管道事故分类与统计(1968-1986年)事故原因次数所占有比例(%)机械故障58320.38操作原因2057.17腐蚀原因外腐蚀91932.12内腐蚀1655.76第三方破坏自然灾害652.27人为破坏70024.47其它原因2247.83总计2861100从表 1.13可以看出，在1968年1986年发生的事故中，腐蚀原因和第三方破坏是管道事故的主要原因，其所占比例分别为37.88%和26.74%。1.1.3.2 国内输油管道事故统计与分析 根据资料搜集的情况，以及对本工程的针对性，在本节中，将从东北原油管道事故统计数据展开，结合库鄯线、兰成渝管道的打孔盗油情况，对输油管道事故原因进行分析。由于成品油管道的安全性要求比原油管道高，成品油管道的跑、冒、滴、漏现象对环境、人身、财产的威胁都要高于原油管道，因此本节中还将对运行时间较长的格拉成品油管道故障原因进行分析，以期对本工程起到借鉴作用。(1) 东北原油管道事故统计东北输油管道干线和支线共12条，分布在东北三省46个区(县)、270多个乡(镇)区域内，全长约2440km。截止2001年底，东北管网先后发生过各类泄漏事故163起。各年度泄漏事故统计见图 10.11，该图也反映了管道事故的一般规律。图 1.11东北管网泄漏事故与时间曲线图从图中看出，1975年前泄漏事故比较集中，为管道运行初期；1976年1993年泄漏事故逐年下降直至消失，为管道稳定期；1994年泄漏事故又呈上升趋势，说明管道已进入衰老期。(2) 事故原因分析导致管道泄漏的原因主要有材料缺陷、制管过程中螺旋焊缝的缺陷、热变形、冻裂、憋压、自然灾害、打孔盗油等，这些事故原因可归纳为设计、制造、施工、操作、腐蚀、第三方破坏等六种类型。图 10.12为上述东北原油管道泄漏事故原因柱状分布图。图 1.12东北输油管线泄漏事故原因百分比柱状图分布下面就造成管道泄漏的各个原因逐一进行分析讨论。 设计原因设计原因造成的事故主要指长输管道投运后，弯头部位、埋深较浅部位由于在设计时没有考虑足够加固措施受集中应力作用而造成的泄漏事故。在管道沿线的交、直流杂散电流干扰区，敷设管道没有采取适当的防护措施而造成的泄漏也属于设计原因造成的泄漏。由于东北管道建设时在认识和治理交直流干扰的问题上受当时技术水平的限制，统计时并没有将这类漏油事故归于设计原因，而是归于腐蚀原因。据统计，因设计原因引起的漏油事故共有24次，1975年以前发生23次，1976年又发生1次，之后再未发生。 制造原因制造原因造成的事故主要表现在因母材缺陷、螺旋焊缝缺陷而发生的泄漏事故，主要出现在投产初期，1975年以前就有36次，占制造原因泄漏事故总数的75.0%。1977年以后，因制造原因而发生的泄漏事故率很低，并没有随运行时间的增加而回升。 施工原因施工原因造成的泄漏事故主要集中在焊缝上。这主要由于长输管道建设中，现场施焊条件恶劣，焊接量大。虽然施工单位、管理单位都投入较大力量重点抓施工的质量，也有较完善的抽检制度，但难免有检查不到的地方，这就为投产运行过程中造成的泄漏事故留下了隐患。施工过程中因夹渣、气孔、咬边等缺陷造成的泄漏事故共有24次，主要发生在投产初期，事故率较集中。1975年前发生了13次，占施工原因泄漏事故的54.2%。1980年以后因施工原因造成的泄漏事故明显下降，也没有随时间增加而回升。 操作原因操作原因引起的泄漏事故主要包括长输管道投运前打压、扫线中未按规程操作而造成管道憋压和阀门损坏，在扫线过程中没有放净管道或阀门内存水而造成管道或阀门冻裂，在运行过程没有执行调度命令或有关操作规程造成憋压、超压引起管道或阀门损坏，以及由其它管理不善而引发的事故。据统计，这类泄漏事故共发生16次，其中1975年前发生15次，占本类事故总数的93.7%，1976年又发生1次，之后再未发生。 腐蚀对长输管道而言，腐蚀的主要原因是直流、交流电的干扰、阴极保护的死角和故障。东北管网发生的40次腐蚀泄漏事故有三个特点：一是腐蚀泄漏事故集中发生在管道运行初期，据统计，1975年东北管网共发生腐蚀泄漏21起，占事故总数的52.5%；二是腐蚀泄漏事故中约有50%发生在直流杂散电流干扰区段；三是投产运行25年后腐蚀泄漏事故率开始回升。这是由于东北输油管道的防腐层，几乎全部是石油沥青，早已到了该全面更新的时候了。尽管从1991开始，已陆续进行了防腐层大修，使东北管道的防腐层状况得到了一定的改善，但是大修的进度远跟不上改善防腐层老化状况的需要。 第三方破坏第三方破坏包括人为破坏、自然灾害造成的破坏和其它第三方破坏引起的破坏。据统计，因第三方破坏引起的事故共发生11次，除了1975年前1次，其它10次都集中在1994年2001年，且有逐年上升的趋势。由于管道采取高压输送，一旦因恐怖袭击或非法破坏发生破裂泄漏，不仅管道沿途环境会遭受污染，给国家财产造成巨大损失，而且极易引起火灾甚至爆炸事故，更为严重的后果是，将中断沿线相关城市的能源供应。由于这类事故具有突发性，不易防范，且易酿成更大灾害，因此更应引起警惕。如1998年7月30日发生在庆铁线平东阀室北的管线漏油事故，就是由于附近的热电厂将大量残土倾倒在管堤上，管线以上土层达10m左右大大超过正常覆土厚度(正常1.5m2.0m)，加之下大雨过后残土变实，加大了管道的外部受力，加速了管段的断裂速度。1.1.4 环境风险评价等级划分根据环境风险评价导则，本工程工艺站场、管道系统储运使用的多种成品油为火灾爆炸危险性物质，其数量均超过临界量，为重大危险源。根据环境风险评价导则中评价等级的划分原则，工程物料具有较强的可燃、易燃和爆炸危险性（如汽油等），且物料的储运量均超过重大危险源的临界量，故确定本风险评价等级为一级。1.1.5 小结工程储运物料具有较强的火灾、爆炸危险性；工艺站场特别是储油罐区具有众多的火灾、爆炸危险因素；管道类比调查结果显示，设计原因、制造原因、操作失误、腐蚀、施工原因和第三方破坏是输油管道事故的主要原因；本工程环境风险评价等级为一级。1.2 源项分析1.2.1 输油管道管道相对风险值的范畴值在0100之间，其中047.5之间为高风险区域，需要采取补偿措施，以降低管道的风险；47.582.5之间为中等风险区域，需要采取相应的降风险补偿措施；82.5100之间为低风险区域，可以不采取其它的安全补偿措施来降低管道的风险。本工程管线全部处于“低风险”区域，没有管段处于“高风险”的区域，这样的风险是可以接受的。但必须强调，部分临近城市规划区的管道，例如铁路穿越点至*末站管道段等，附近人口密度相对较大，是造成管道相对风险值较高的一个主要因素，应采取相应的补偿措施。人口较为密集的各段管道泄漏事故为最大可信事故。1.2.2 输油站场源项分析采用道化学公司(DOW)火灾、爆炸危险指数评价法(第七版)对首末站、泵站火灾、爆炸危险性进行评价。(1) 评价单元划分本管道站场评价单元划分见表 10.21、表 10.22。表 1.21金龙镇首站评价单元划分序号单元名称1阀组计量区2清管装置区3外输油泵房表 1.22*末站评价单元划分序号单元名称序号单元名称13104m3汽油罐4清管装置区22104m3柴油罐5计量阀组区3外输油泵区6混油处理装置区由于本工程各站场功能基本相同、设备选型类似，根据道氏方法对评价单元的划分原则，对上述评价单元进行归纳合并，结果见表 10.23。表 1.23评价单元汇总序号单元名称序号单元名称13104m3汽油罐7计量间22104m3柴油罐8清管装置区3外输油泵房9阀组区4外输油泵区10混油处理装置区(2) 评价结果对照道化学评价危险等级标准，可得出各评价单元的危险等级。评价结果汇总见表 10.24。(3) 结果分析火灾、爆炸指数评价结果显示，外输油泵房、计量间、混油处理装置区及3104m3汽油罐的固有危险等级为“很大”，外输油泵区、清管装置区、阀组区及3104m3汽油罐的固有危险等级为“中等”，柴油罐的固有危险等级为“较轻”。由于火灾、爆炸危险指数值是反映工艺站场设备和物料潜在的火灾、爆炸危险性，本工程罐区中油罐储存量较大，部分设备室内操作(输油泵、计量间)，*末站的混油处理装置区有明火设备(锅炉)，且汽油火灾危险性高，因此它们的火灾、爆炸危险指数值较高。为了保障工程安全运行，在采取工艺控制、物质隔离和防火措施等安全措施补偿后，各评价单元的火灾、爆炸危险指数明显下降，危险等级降为“较轻”或“最轻”范围，工程火灾、爆炸危险性在可以接受的范畴内。3104m3汽油罐和2104m3柴油罐为最大可信事故源项。表 1.24各评价单元火灾、爆炸危险等级汇总序号单元名称补偿前补偿后F&EI危险等级F&EI危险等级13104m3汽油罐136很大64较轻22104m3柴油罐67较轻38最轻3外输油泵房128很大72较轻4外输油泵区116中等65较轻5计量间128很大72较轻6清管装置区116中等65较轻7阀组区104中等58最轻8混油处理装置区128很大72较轻1.3 工程发生事故危险性分析1.3.1 油品泄漏对地表水环境的影响管线投入运营后，如果管线穿跨越河渠段发生事故则会对水环境造成极大的污染，并由此产生连锁性的不利影响或重大危害，如对下游河流的污染，对工农业用水的污染等。1.3.1.1 油品对河流环境的危害(1) 汽油组成汽油分为两类，高辛烷值的是高级汽油，另一类是普通的常规汽油，主要由C4-C10组成。汽油辛烷值随链烯烃和芳香烃含量的增加而增大，具体见表 10.31。表 1.31一般汽油组成 %汽油类别链烷烃+环烷烃链烯烃芳香烃高级汽油535.541.5常规车用汽油4117.541.5(2) 柴油组成柴油主要是以碳数为10-20的烃组成，其中C12-C20烃类占到95.7%，主要由饱和烃、链烯烃和芳香烃构成，具体见表 10.32和表 10.33。表 1.32柴油的烃类组成烃的种类饱和烃链烯烃芳香烃比例（体积%）70-800-220-30表 1.33柴油的碳数组成碳数重量比（%）碳数重量比（%）碳数重量比（%）C80.8C1314.5C182.3C94.3C1411.4C190.8C1013.7C159.2C200.4C1115.3C167.4C1215.0C174.8(3) 石油类污染物对环境的危害由于河流的流动性和水的特殊功能，被石油污染的水环境将对整个生态系统产生连锁性的不良反应。石油中不同馏份对动植物的影响有所不同，低沸点饱和烃易引起动物麻醉、昏迷，高浓度时能迫害细胞导致动物死亡，低分子烃对植物的危害比高分子烃严重，沸点在150-275的烃，如普通汽油类对植物的毒害最大，因为它能穿透到植物组织内部，破坏正常的生理机能，沸点高的烃类易在水生植物表面形成一层薄膜，阻碍植物气孔，影响植物蒸腾、呼吸和光和作用。石油类中的芳烃，特别是多环芳烃（PAH），其中有些组份具有致癌性，所以毒性最强。石油对水色、水味和溶解氧有较大的影响，在饮用水中轻质油阈值为5mg/l。石油对水生生物的危害甚大，在海水中含油量为0.01mg/kg时，24h能使鱼产生臭味，油粘到鱼腮上或附在卵上，易使鱼窒息死亡，使孵化受影响。石油类主要的危害还在于通过直接饮用或水生生物富集以及灌溉农田进入食物链危害人体健康。1.3.1.2 河流溢油的运动状态及归宿溢油可分为连续溢油和瞬时溢油。连续溢油指油以一定流量在一定时间内连续溢出的过程，即跑、冒、滴油现象，多由焊缝开裂、管道腐蚀穿孔引起。瞬时溢油指一定量的油在某一瞬间全部排出的过程，即爆管现象，多由误操作、自然灾害和其它工程作业时，由于不明管道位置而挖断管道造成。无论是哪一种溢油方式，油溢至水面后都存在有如下几种形态，见图 1.11。图 1.31石油类物质在径流中的多相分布框图挥发输入溶解降解沉积降解分配入底泥沉积物相气相水相浮油吸附于泥沙上再悬浮作用扩展：石油溢至水面后，由于油比水轻，将漂浮于水面上，由于受重力和表面张力作用，而在水面上向四周散开，范围越来越大。扩散：由于河流的旋流和湍流，使得油膜在扩展的基础上进一步扩大其范围，形成表面油膜的扩散。迁移：油膜在水流和风力作用下发生飘移作用。挥发：石油溢至水面后，其中的轻组分会不断地向空中扩散，减少了水中油的含量。溶解：石油溢至水面后，其中的轻组份会不断的溶解于水中，可溶性组份主要是低碳的直链烷烃和一些液态芳烃。石油类溶解度一般都较低，但它对水生生物可产生直接危害，并且与石油微生物的降解及颗粒物的吸附等生物地球化学过程密切相关。吸附沉淀：有三种类型，一是轻组份挥发、溶解后的剩余石油组份由于密度增加而生成半固态小球下沉，二是分散的油滴附着在河流泥沙或其它悬浮物上而下沉，三是溶解的石油烃吸附在泥沙及其它悬浮物上而下沉，另外，由于河宽有限，溢油将扩散到岸边，一部分油将滞留吸附在岸边上，从而污染河岸，并对下游水质产生较长时间影响。生物降解：石油的某些组分可以作为微生物的能源或碳源而被降解，使油的体积不断减少。由于降解是个复杂的生化过程，而且要求讲解又是菌不断累积才能达到明显的消减污染物的效果，所以生物降解所需时间长。据此，可以认为成品油在河流中随水流漂移的短暂时段内可忽略生物降解过程。成品油属轻质油，管道一旦在过河处发生泄漏，油品随水运运行的主要形态为扩展、扩散、迁移和挥发，由于河面上的油品在沿河迁移过程中，经过上述的物理和化学作用过程，使得油的体积不断减少，油膜的面积不断增长，厚度也逐渐减少。本工程穿越头屯河水源地二级保护区，需强化水环境风险防范措施，如在穿越点两侧设置自动截断阀室、加强套管保护、增加巡检频次、配备充足的应急物资等。1.3.2 油品泄漏对土壤的影响1.3.2.1 油品泄漏对土壤的一般性影响泄漏到土壤中的油，其对污染环境的冲击与从环境中排出的过程都将受到物理分散作用的影响。油沿土壤表面横向散开会增大污染面积，但同时将有助于低分子量的烃类挥发。由重力和毛细管力引起的垂直渗透作用会妨碍蒸发，减少生物降解的可利用养分，而且可能引起地下水的污染。泄漏的油在进入土壤环境中后会发生分散、挥发和淋滤等迁移转化过程。(1) 分散在事故性泄漏情况下，被污染土壤的面积取决于很多因素。如泄漏量、事故发生时的环境温度、油品粘度、地面形状、土壤孔隙度等是主要因素；而地表粗糙度、植被和天气情况也可成为影响泄漏油分布的重要因素。(2) 挥发渗透到地表下疏松土壤中的挥发性烃类其蒸发损失是有限而缓慢的。(3) 淋滤油在无污染的土壤中运动，一般以多相流的形式出现，此时油和水是不混合的。随着烃类被风化作用和生物降解作用乳化与增溶，该系统以接近于单一的水相流动。土壤对油的吸收能力是变化的，但明显低于其蓄水能力。据报道，排水良好的农业土壤吸收的油至多只相当于其含水能力的1/3。油被吸附到土壤有机质上面，对油的暂时固定起着重要的作用。对于油在地下的垂直运动，Vanloocke等表述如下：D=KV/A 式中：D最大渗透深度，m； V泄漏油体积，m3； A渗透面积，m2； K常数，取决于土壤对油的保留能力和油的粘度（各种土壤与油品组分的K值范围在12400）。1.3.2.2 本工程油品泄漏对土壤环境的影响管道腐蚀会造成油品泄漏，这种情况均相当于向土壤中直接注入成品油。当管道穿孔泄漏后，在泄漏初期由于泄漏的油品量少而不易被发现，等查漏发现后，往往已造成大面积污染。泄漏的大量油品进入土壤中后，会影响土壤中的微生物生存，造成土壤盐碱化，破坏土壤结构，增加土壤中石油类污染物。根据Raisbeck和Mohtadi提出的模型，结合“大庆肇州油田州13区块开发工程环境影响报告书”（中国石油天然气总公司石油规划设计总院，1998年10月）中对有关参数的确定，我们估算了管道沿线发生成品油泄漏时，在最大泄漏量的情况下，泄漏油品的扩展半径，见表 10.34。表 1.34管道沿线油品泄漏时土壤的污染范围（扩展半径，m） 土壤地表类型泄漏历时与泄漏量非渗透性地表渗透性地表1/6h891t97.669.21h1870t135.2106.32h2851t186.7134.66h6670t288.8196.4由表中可知，事故发生后，非渗透性的基岩及粘重土壤上污染（扩展）面积较大，而疏松土质上影响扩展范围较小，特别强调的是，粘重土壤多为耕作土，成品油覆于地表会使土壤透气性下降，降低土壤肥力。在泄漏事故发生的最初，油品在土壤中下渗至一定深度，随泄漏历时的延长，下渗深度增加不大，这与类比调查的结果一致（在中原油田和玉门油田等实地调查表明，落地油品一般在土壤内部50cm以上深度内积聚）。如果油品泄漏时正处于农作物生长期，可以直接导致农作物死亡或减产。被污染的土壤，在当年短时期内，会影响种子的发芽率、成苗率和正常生长，进而影响子粒成熟和颗粒重及其营养成分，并在作物果实中富集有害成分，危害牲畜、家畜，进而危害人体健康。1.3.3 油品泄漏对地下水环境的影响1.3.3.1 油品泄漏对地下水环境一般性的影响输油管道敷设在地表以下，在正常情况下对地下水无影响，只有在发生事故时才可能影响到地下水。输油管道发生事故时，漏油能否对地下水环境产生影响，取决于油在土壤中的迁移转化、地面污染程度以及泄漏点的地质构造。如果有足够的油泄漏到疏松的土壤中，它就会下渗至潜水带，并在潜水带顶面扩展形成“油饼”。地下“油饼”面积可用下列方程式描述：S=1000（V-Ad/K）F 式中：S油的最大面积，m2； d地下水位深度，m； F“油饼”厚度，mm（不同类型的土壤，其F值从5 mm400 mm不等）。烃类能否被淋至地表层下和地下水中，主要取决于各种烃类的水溶性、土壤的结构、降雨量和降雨强度等。泄漏前和泄漏期间的降雨都会妨碍油品对土壤的渗透，并能把一部分油品组分冲到径流水中。1.3.3.2 本工程油品泄漏对地下水环境的影响输油管道敷设在地表以下约2m，由于管道输油压力较大，而顶层覆土层压力较小，一旦发生事故时，成品油会向上喷出地表。如果无人工立即回收，则其一部分轻组分会挥发，另一部分下渗到包气带土体，甚至到达浅水层。1.3.4 油品泄漏对植被的影响土壤被油品污染，通常对植物群落有很强的不利影响。其影响方式非常复杂，既涉及接触毒性，又涉及间接有害效应。间接影响是土壤中的无生命成分和微生物成分同油发生相互作用的结果。油品的低沸点成分对植物嫩芽和根系的脆弱部分有很大的接触毒性，但对乔木和灌木的木质部分影响很小。接触毒性主要是低沸点烃对细胞的类脂膜结构的溶解作用，其毒性大小顺序为：单环芳香族烯烃和萘烷烃。每类化合物的毒性都随着分子极性的增大而增大、随着分子量的增大而减小。油品的低沸点组分很容易通过蒸发和淋滤从潮湿但排水良好的土壤中的生物活性表层中清除掉，所以这些组分的影响是短期的。土壤中油品污染的间接影响包括植物根系中氧的缺乏，因为烃被微生物降解时消耗了土壤中的氧。这种缺氧条件可促使生物产生对植物有害的化合物(如H2S)，微生物还要与植物竞争无机养分。油品组分也会改变土壤的物理结构，降低其储存水分和空气的能力。所有这些不利影响既可以立即表现出来，也可在污染油被生物降解时表现出来。中等规模的油品类泄漏，其生物降解一旦结束，上述不利影响就会消失。此时的土壤对植物生长的支持会比泄漏发生前更强，这是因为土壤的有机质和结合氮都有所增加的缘故。油品泄漏对植物的影响，其严重程度和持续时间在很大程度上取决于泄漏油品组分的数量和品质，以及泄漏后的处理方式与被污染土壤的类型。在被事故性油品泄漏淹没的地区，草本植物很快被杀死。乔木和灌木所遭受的全部损害要在泄漏发生几个月后才会表现出来。有关文献报道过一个典型实例：一块冬小麦田地被油淹没后，虽然小麦全部死亡，但透气和排水良好的沙质土壤在十个月后几乎完全恢复，并能够支持正常的作物生长。在较差的环境中恢复稳定的植被所需的时间可能很长（据有关报道，阿拉斯加被喷气机燃料污染的土壤，其上的植被15年后才恢复65%）。1.3.5 场站事故连锁效应分析本项目可能发生连锁效应类型主要是成品油贮罐之间的连锁反应。由于罐区的总平面布置已严格按照石油库设计规范和消防安全的要求进行设计，同时在防火堤内设置隔堤、各油罐均配置了相应的喷淋装置，因此油罐发生火灾后，油罐间发生连锁效应的可能性较小。迄今为止，尚未见大型浮顶罐发生连锁爆炸事故的报道。为防止和减少连锁效应的发生，还需要企业制定较为可靠的应急预案，一旦发生事故要及时反应、迅速出警、及时完成事故的安全处置，同时应根据功能分区布置，各功能区、罐组之间设环形通道，并与外界道路相连，有利于安全疏散和消防。1.3.6 场站事故消防废水环境影响分析本项目油罐之间的距离为最大油罐直径的0.4倍，罐区四周有防火堤和隔堤，每个油罐组均设防火堤，每个罐设隔堤，防火堤内最大有效容积为1.5万立方米（为罐组内最大油罐容积的一半），外设环行消防道路。消防道路与库区外道路相连，能满足消防、抢险、维修的需要。生产及辅助生产各单元安全间距符合石油库设计规范GB50074-2002及其它有关规范的要求。油罐发生火灾时，将产生大量含油消防水，水量可按下式计算： Q=Q灭火+Q着式中 ：Q储罐区消防水量，L； Q灭火泡沫灭火混合液量，取257400L； Q着着火罐冷却水量，L。着火罐冷却水量可按下式计算：Q着=DHqT式中：Q着着火罐冷却用水量，L； D着火罐直径，取20m； q着火罐冷却水供给强度，取2.0L/minm2； H着火罐罐壁高度，取21.8m； T冷却水供给时间，取240min。根据上述各式可得，本项目储罐区8小时消防水量约为1400m3。本项目汽油罐组防火堤有效容积为15000 m3和5000 m3，柴油罐组防火堤有效容积为10000 m3、5000 m3和2500 m3，可以满足本项目8小时消防水的临时储存要求。但由于本项目所依托的生产废水处理设施处理能力仅为10 m3/h，事故污水不可能得到及时处理，因此，存在事故污水污染地下水的风险。建议西部管道公司增设事故污水储存罐，可按3000 m3设计，这样，事故结束后，含油消防水可排至事故污水罐内储存，之后送站内污水处理设施处理或外运处理，有效避免环境风险。1.4 环境风险值的计算1.4.1 管道风险值线路故障率是指一定长度的管道，在一定时间内出现故障的次数，单位是1/1000kma或1/kma。表 10.41是CONCAWE公司研究和统计的欧洲国家1971年1995年不同时期管道事故的原因及发生的频次。收集的管网范围有30600km，所输送的油品主要是稳定后的原油、汽油、煤油和粗柴油。表 1.41欧洲不同时期管道事故原因统计事故原因1995年19911995年平均19711995年平均事故统计次/a线路故障率1/103kma事故统计次/a线路故障率1/103kma事故统计次/a线路故障率1/103kma机械故障40.135.20.173.50.11腐蚀10.032.60.084.10.14自然灾害-0.40.010.60.05第三方责任50.175.20.174.50.15总计100.3313.20.4313.70.45从表 1.41可以看出，1971年1995年管道平均故障率为0.45103次/km，经对事故频次的趋势分析表明，事故发生率由70年代的1103次/km，已减少至95年的0.33103次/km。在CONCAWE公司有记录的340起泄漏事故当中，只有5起导致了不同程度的火灾(导致人员伤亡的事故则更少)，其概率为6.8105次/km。本工程管道建设从设计、施工、管材都将大大优于欧洲90年代的建设水平。利用统计数据进行预测，即管道平均故障率以0.45103次/km计，火灾概率为6.8105次/km。1.4.2 储运设施风险值根据类比资料（国家环保总局已批复的大港济南枣庄成品油管道工程环境影响报告书），各场站的年个人风险值不大于8.0105。石油化工行业的可接受风险值RL为8.33105，本工程的环境风险值为8.0105，小于行业风险值，因此，本工程的环境风险是可以接受的。1.5 事故防范与应急措施1.5.1 事故风险防范措施在类比调查和事故风险因素识别中，已分析了管道工程存在的主要事故类型，即腐蚀、机械失效、外力作用或操作失误。在我国管道史上，也以腐蚀和操作失误为较严重，自然灾害原因则较低。因此，必须高度重视管道技术工艺设计，并从确保管道安全出发，尽可能地采用国际上先进的管道技术。1.5.1.1 合理选择线路走向尽可能绕避不良工程地质段，对于必须通过的不良工程地质段，应根据不良工程地质的类型采取相应的措施。(1) 洪水造成的冲刷、坍岸洪水除了会造成滑坡、泥石流等灾害，还会引起强烈的冲蚀、河道形态变化，对穿越和岸边敷设的管线危害较大。此区段的管线设计时，一定要掌握洪水的冲刷能力，以及河床形态的可能变化，选择合理的穿跨越方式，将管线置于洪水影响不到的稳定部位。此时，管道以避为主（深埋、远离岸边)，防护为辅。(2) 通过活动断裂区的抗震措施 如果活动断裂在未来地震中可能产生6.5级以上的地震，且其覆盖层厚度小于50m，则根据该活动断裂的震级和力学性质，因地制宜地选取下列抗震措施: 正确选择管道通过断层的方向，使管道避免受压缩。 正确选择管道穿越活动断层的位置。应根据勘探查明，找出活动断层位移和断裂带宽度最小的地方，在这些地方穿越断裂带。若管道与断裂带平行，管道一般应距断裂破碎带100m外敷设。 断层区内管子应浅埋，其覆盖层的厚度宜减小。当管道所通过的断层预期会产生很大的位移时，宜将这部分埋地管道改为地上敷设。增加管子的壁厚。 管道经过活动断层处的回填可采用疏松至中等密度、无粘性的材料。 线路工程需设固定墩时，固定墩的位置应远离活动断层，距离活动断层的距离应大于100m(从断裂破碎带边缘算起)。 断层过渡段内可设有膨胀节，但不宜设三通、旁通和阀门等部件。断层区的管道，宜将管子置于带斜坡的管沟内。回填土的厚度不宜超过1.2m。将管道敷设在大的管沟或套管内，使管道与断层运动隔离，管沟直径根据断层位移量确定。 活动断层区域的管段，不宜采用不同直径和壁厚的管子。 管道通过逆冲活动断层时，应考虑管道与断层成斜角度相交，以减少压缩应力。(3) 单向阀和自控阀的应用为防止意外事故造成管道破坏，酿成灾难，在全线拟设置多座线路截断阀室，主要设置在大型河流穿跨越一侧或两侧、地震断裂带两侧以及其它一些管道易遭受破坏的地段，这些阀室可在紧急事故状态下自动迅速的关闭，从而将事故影响减至最小。本工程在河、渠穿越点两侧外均设置了自动截断阀室，将有效降低环境风险。1.5.1.2 采取有效的防腐措施，确保管道安全运行(1) 结合本管道工程的特点，根据沿线地形复杂、石方多、植被茂密的实际情况，综合考虑各种防腐涂层的优缺点，采用外防腐措施，并强制外加阴极保护措施对管道进行腐蚀控制。管道外防腐材料拟采用三层PE和双层环氧粉末两种外防腐涂层。穿越河流的管段，增加牺牲阳极保护措施。(2) 腐蚀防护方面应经常检查阴极保护是否正常，必要时检查涂层。对内涂层和缓蚀剂使用状况要经常检查。因为腐蚀是个缓慢过程，有时从SCADA监控的流量上，也难以准确判断。应购置先进的腐蚀检测仪，如超声波检测仪、腐蚀测试仪，定期检测，对管道穿越水源地等特殊环境敏感点应增加检测频次。1.5.1.3 采用先进技术，加强穿越工艺设计(1) 河流穿越工程设计充分考虑了现场实际情况，钢材采用进口直缝钢管、采用加强级防腐，河道内干渠采用顶管穿越；(2) 公路、铁路穿越采用顶管或涵洞穿越，避免破坏路面、影响交通。1.5.1.4 对于站场的贮罐、防火堤、贮罐的清洗等应加强管理(1) 贮罐应该经常检查，及时发现破损和漏处，对贮罐性能的下降都要有对策；根据声音或视觉信号设置贮罐高液位报警器、高液位停泵设施、罐间油量调节管线或其它自动安全措施；及时对贮罐焊缝、铆钉或螺栓的泄漏采取措施。(2) 合理设置防火堤。按照设计规范，防火堤内容积为最大储罐罐容的一半，防火堤不仅可以起到隔离火灾的作用，而且能接纳事故消防冷却水。防火堤应使用不透水材料加固（沥青、粘土、混凝土等）；应控制防火堤上的植被；通过防火堤而不用的管道该用盲板堵死；尽量避免因维修而对防火堤造成缺口，要修建汽车进出的坡道；防火堤内雨水排放管道上的活瓣阀，应用闸板阀代替；闸板阀的全关全开操作范围应给以保证；阀在全闭状态时，应该锁上，保证阀中没有杂物；污染的雨水应排至下水道，排水系统应设置指示器，门应设置在易于接近的地方；防火堤内集水在排放前应检查，以确定排入哪一个废水系统；含油废水应直接排入废水系统；必须保持排水操作记录；在清洗贮罐时，应尽快地把罐底油泥清洗出去。1.5.1.5 安全培训建议在工程预算中，单列教育培训计划与费用。这部分费用主要用于下述几方面：(1) 建设期对施工人员教育培训；(2) 对沿程主要敏感点社会成员的教育培训或补偿教育投资；(3) 对岗位人员日常业务培训。(4) 开展公众宣传和教育。公众教育计划在缓解第三者对管道的破坏方面起着重要作用。根据报告，大多数第三者破坏都是没有确切估量其后果而造成的。这种忽视不仅指埋地管道的位置，也包括对管道所在地的地面标志的忽视。对公众进行有关的管道安全等情况的教育能够降低第三者破坏的危害性。1.5.1.6 安全管理建议管线工程设立专门环保机构，负责本管线工程的日常环境管理工作，并分区段设专人管理，负责与管线安全和工程部门协调工作。设置必要的分析测试仪器如可燃气体测试仪、油分析仪、检漏仪、环保抢险车等。1.5.2 管道事故应急措施管道事故风险不可能绝对避免，这就要求我们在预防事故发生的同时，为一旦可能发生的事故制定应急措施，以便使事故造成的危害减至最小程度。见图 10.51。漏油警报立即关闭输油泵关闭输油管道上所有截断阀通报当地环保等有关部门陆地漏油河流穿越段漏油通报当地环保、水利河务等部门查清漏油原因查清漏油原因专业队伍抽出漏油点残油排除故障专业队伍使用撇油器、吸油毡等除油设备回收水面浮油更换被污染的土壤恢复出油恢复漏油点地面植被回收油品另行处理查清漏油点图 1.51本工程管道溢油事故应急流程图1.5.2.1 水上溢油事故应急措施(1) 识别和发现漏油源，关闭河流两端的阀门。如果事故源不能立即发现，应首先使用拦油栅，以减少受漏油影响的区域，同时立即报告有关部门。在确定漏油的大小和预测漏油的移动时，可把人和设备有效地进行定位，搞清漏油的移动、水流和风向风速情况，采取相应的对策。(2) 限制漏油的扩散。限制扩散和采取的对策是，限制漏油继续扩散、漂移及有效地从漏油源制止油流动所采取的行动，这是采取行动的第一步。典型的对策包括: 使用拦油栅汇集水面油，将溢油拦截至适宜回收的河岸附近进行回收。溢油量大时，可以设置多道拦油栅。 使用活塞膜化学药剂把浮油推回，直至浮油层厚度达到一定的界限为止，此时扩散的活塞膜化学药剂可把浮油包