管道环境风险评价

10环境风险评价西气东输管道输送的天然气是易燃易爆物品，而且输送压力高(10MPa)输送距离长(4000km)，沿线地形地貌复杂，气候环境多样，输气管线和工艺站场在运行过程中，存在着因管道腐蚀、材料和施工缺陷、误操作(包括第三者人为破坏)、各类自然灾害因素等引发事故的可能，可能发生的最为严重的事故是管线和容器破裂，有可能造成大量天然气泄漏，遇明火发生燃烧和爆炸，造成人员、财产及环境损失。本章在统计分析国内外同类输气管道事故次数和事故原因的基础上，结合工程自身特点，对其可能存在的自然风险因素、社会风险因素进行了分析和识别，运用管道风险评价法对全线管道进行了风险评价，使用道氏七版火灾爆炸指数评价法对典型工艺站场和管线发生火灾爆炸的后果进行了预测，并计算了发生火灾热辐射和爆炸冲击波时的最大危害距离，在此基础上分析了管道事故对环境的危害，最后提出了相应的事故防范措施、应急组织结构和应急预案，以期对西气东输工程建设提供参考和依据。10.1国内外输气管道事故统计与分析10.1.1国外输气管道事故统计与分析1)国外输气管道概况管道运输因其输送能力大、安全系数高、经济性强，已成为石油和天然气最主要的运输方式之一。大规模的输气管道建设已成为各国经济发展必不可少的重要因素之一，目前世界上已建成的输气管道有140×104km，美国和前苏联的管道建设一直处在领先地位，美国已建成输气管道42×104km，前苏联有13×104km。在美国、前苏联、加拿大和欧洲，天然气管道已连接成国际性、全国性或地区性管网，形成了庞大的供气系统，不仅保障了本地区、本国的天然气供应，而且解决了国际间的天然气贸易，提高了整个管道系统的效率。2)美国输气管道事故和原因分析美国是世界上建设输气管道最早、最多也是距离最长的国家，目前天然气输送管道大约有42×104km。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10.1-1。表10.1-1美国天然气运营事故统计(1970年～1984年)事故原因事故次数百分比(%)外力314453.5材料损坏99016.9腐蚀97216.6结构缺陷2844.8其它4828.2合计5872100从上表结果看出，在1970年～1984年的14年里，美国天然气管道(长输管道和集输管道)共发生了5872次事故，年平均事故率约为419次。外力是造成美国天然气管道事故的首要原因，共发生了3144次，占事故总数的53.5%；其次是材料损坏，共发生了990次，占16.9%；腐蚀是第三位的因素，共导致了972次事故，事故率是16.6%。3)欧洲输气管道事故和原因分析欧洲是天然气工业发展较早、也是十分发达的地区，经过几十年的发展和建设，该地区的跨国管道已将许多欧洲国家相连，形成了密集复杂的天然气网络系统。1982年开始，众多欧洲气体输送公司联合开展了收集所属公司管道事故的调查工作，并据此成立了一个专门组织即欧洲输气管道事故数据组织(EGIG)。表10.1-2是该组织对1970年～1992年间该组织范围内所辖输气管道事故调查和统计的结果。表10.1-2欧洲输气管道事故统计(1970年～1992年)事故原因事故次数百分比(%)外部影响44153.1施工缺陷及材料失效16219.5腐蚀11714.1地基位移445.3现场开口293.5其它374.5合计830100从表10.1-2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53%；其次是施工和材料缺陷，所占比例为19.5%，其事故率约为外部干扰造成事故频率的1/3；第三是腐蚀，占总数的14%，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。前三项事故原因不仅是造成欧洲输气管道事故的主要因素(85%以上)，而且也是整个世界管道工业中事故率最高的三大因素。另外，据的报告，管道事故按泄漏尺寸可分为三类：针孔/裂纹：损坏处的直径≤20mm；穿孔：损坏处的直径>20mm，但小于管道的半径；断裂：损坏处的直径>管道的半径。表10.1-3给出了管道事故中各种事故原因发生的频率。表10.1-3按事故原因分类(事故频率10-3/km·a)事故原因针孔/裂纹穿孔断裂外部影响0.0730.1680.095施工缺陷和材料缺陷0.0730.0440.01腐蚀0.0880.01/地层位移0.010.020.02现场开口0.020.02/其它0.0440.010.01由表10.1-3可以看出，首位事故原因——外部干扰事故主要导致穿孔泄漏，第二位事故原因——施工和材料缺陷的泄漏类型以断裂居多，而第三位事故原因——腐蚀通常导致穿孔和针孔/裂纹，很少引起断裂；由于地层位移而造成的故障通常是由于受到非常大的力而形成的穿孔或断裂；在有隐患的管道上进行带压开孔造成的事故类型是穿孔和针孔/裂纹，没有造成过断裂；由其它原因造成的事故主要是针孔、裂纹类事故。4)前苏联输气管道事故统计和分析前苏联的石油天然气工业在80年代得到了迅猛发展，这一时期建设的输气管道包括著名的乌连戈依-中央输气管道系统，将西伯利亚天然气输送到了西欧。该管道在前苏联境内总长4450km，管径1420mm，工作压力7.5MPa，全线设41座压气站，总功率300×104kW，天然气输送能力320×108m3/a。总计这段管道经永久冻土段150km，沼泽地带959km，森林地带200多公里，山区545公里，线路共穿越河流700多公里，公路和铁路穿越417处，全线共计开挖土石方1.29×108m3，耗用钢材270×104t,总投资76亿卢布。这样巨大的工程，从建设到投产仅用了14个月，充分显示了前苏联在管道设计和建设方面的实力。前苏联输气管道在几十年的运营中，出现过各种类型的事故，表10.1-4列出的是1981年到1990年期间发生事故的统计结果。表10.1-4前苏联输气管道事故原因分析(1981年～1990年)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(=SUM(ABOVE)248)(33.0)内部腐蚀(=SUM(ABOVE)52)(6.9)外部干扰=SUM(ABOVE)12716.9材料缺陷=SUM(ABOVE)10013.3焊接缺陷=SUM(ABOVE)8110.8施工和设备缺陷8210.9其中：施工缺陷(=SUM(ABOVE)65)(8.6)设备缺陷(17)(2.3)违反操作规程=SUM(ABOVE)222.9其它原因405.3合计752100从上表的统计结果可以看出，从1981年到1990年十年间，前苏联由于各种事故原因造成输气管道事故共752次，各种事故原因依其在事故总次数中所占的比例排序为：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%。5)其它统计数据(1)损坏类型与点燃概率的统计管道发生事故之后，形成的危害主要有因泄漏的天然气中含有H2S而形成的有毒云团、管线内喷出的天然气有可能被点燃形成的燃烧而形成的火焰产生的热辐射、因爆炸而产生的冲击波等。表10.1-5给出了世界范围内发生管道事故时，天然气泄漏后被点燃的统计数据。表10.1-5天然气被点燃的概率损坏类型天然气被点燃的概率(×10-2)针孔1.6穿孔2.7断裂(管径<0.4m)4.9断裂(管径≥0.4m)35.3表10.1-5中结果显示，三种泄漏类型中，以针孔泄漏类型被点燃的概率最小，其次是穿孔，断裂类型特别是管径大于0.4m的管线断裂后，天然气被点燃的概率明显增大。(2)管道性能与不同泄漏类型的统计——事故频率与管道性能之间也有一定关系。表10.1-6、表10.1-7、表10.1-8中的数据显示不同壁厚、管径和管道埋深条件下事故频率的统计情况。表10.1-6管道壁厚与不同泄漏类型的关系(事故频率10-3/km·a)管道壁厚(mm)针孔/裂纹穿孔断裂≤50.1910.3970.2135～100.0290.1760.04410～150.010.03／表10.1-7管径与不同泄漏类型的关系(事故频率10-3/km·a)管径(mm)针孔/裂纹穿孔断裂≤1000.2290.3710.32125～2500.080.350.11300～4000.070.150.05450～5500.010.020.02表10.1-8不同埋深管道发生事故的比例埋深(cm)不详0～8080～100>100事故率(10-3次/km•a)0.351.1250.290.25分析上面三个表的结果可以知道，事故发生的频率与管道的壁厚和直径大小有着直接的关系，较小管径的管道，其事故发生频率高于较大管径管道的事故发生频率，因为管径小，管壁相应较薄，容易出针孔或孔洞，所以薄壁管的事故率明显高于厚壁管；此外，管道埋深也与事故率有着密切的关系，随着管道埋深的增加，管道事故发生率明显下降，这是因为埋深增加可以减少管道遭受外力影响和破坏的可能性。——表10.1-9是事故频率与不同施工年代的关系。表10.1-9事故频率与施工年代的关系(事故频率10-3/km·a)施工年代施工缺陷材料缺陷1954年以前0.110.021954年～1963年0.180.061964年～1973年0.050.041974年～1983年0.040.03由表10.1-9可以看出，1954年至1963年期间建设的管道，由于施工缺陷和材料缺陷导致的事故具有较高的频率。由于采用经过改进的施工标准和严格的检测方法，最近几年这一类事故的频率有所下降。6)国外输气管道事故比较(1)事故率的比较由于不同的国家对事故率的统计标准有一定的差异，而且在同一个国家也并不是所有的事故都能得到准确和及时的上报。美国能源部资料披露，在美国每报道一次事故，至少有三次其它天然气泄漏事故没有向管道部门报告。下表是将这些因素作了纠正后得出的统计数据。表10.1-10欧洲、美国、前苏联输气管道事故率对比地区或国家纠正的事故数(10-3次/(km·a))欧洲0.38美国0.60前苏联0.46平均0.48由表中的数据可见，美国每年每千公里输气管道事故率在三者中稍高。但值得注意的是欧洲管道相对运行时效较短(约20年)，而美国有50%的管道运行已超过40年，前苏联的输气管道也进入了老龄期，有5%的管道已超过30年的设计寿命，20%的管道已使用了20年～30年，38%的管道已使用了10年～20年，只有27%的管道少于10年，预计今后前苏联输气管道事故可能会有上升趋势。以上几个输气国家和地区的平均事故率是0.48×10-3次/(km·a)。(2)事故原因比较比较上述国家、地区输气管道的事故原因，发现尽管事故原因在不同国家所占比例不同，即引起事故的原因排序不同，但结果基本相同，即主要为外力影响、腐蚀、材料及施工缺陷三大原因。在欧洲和美国，外部影响是造成管道事故的首要原因；在欧洲较小直径管道受外部影响的程度一直高于大直径管道，这主要与管壁厚度与管道埋深有密切关系，随着大直径管道建设数量的增多，外部影响造成的管道事故在欧洲已有所下降；在美国，外部影响造成的管道事故占到全部事故的50%以上。前苏联外部影响造成的事故占总数的16.9%，排在腐蚀原因之后，是第二位事故原因。根据统计资料，外力事故的人为因素较高，比如由外部人员和管道操作者导致的事故占80%以上，由自然因素如地震、洪水滑坡等造成的事故只占20%以下。从以上结果可以看出，外部影响是造成世界输气管道事故的主要原因。比较结果也同时显示，在每年的管道事故中，腐蚀造成的事故比例也比较大。前苏联1981年到1990年期间因腐蚀造成的事故有300次，占全部事故的39.9%，居该国输气管道事故原因的首位；在美国，1970年到1984年的统计数据中，腐蚀发生了972次，占总数的16.6%，是造成事故的第三位原因，美国运输部统计的972起腐蚀事故中，40%为外部腐蚀，27%为内部腐蚀，17%为应力腐蚀；在欧洲，1970年到1992年腐蚀事故率为14.1%，事故原因排序与美国相同，排在外部影响和材料及施工缺陷之后，位居第三。材料失效和施工缺陷在美国和欧洲是事故原因的第二位因素。在美国，材料损坏和结构缺陷两者引发的事故有1274次，占全部事故的21.7%；欧洲同类事故占总事故的19.13%。在前苏联，因材料缺陷、焊接缺陷和施工缺陷导致的事故次数分别是100次(13.3%)、81次(10.8%)和82次(10.9%)，合计事故率为35%，超过了外部影响的比率(16.9%)。由此可见，材料失效和施工缺陷对管道安全运行的危害比较大。10.1.2国内事故统计与分析1)国内输气管道概况我国天然气工业从60年代起步，天然气开发和输送主要集中在川渝地区。经过几十年的的建设和发展，盆地内相继建成了威成线、泸威线、卧渝线、合两线等输气管道以及渠县至成都的北半环输气干线，已形成了全川环形天然气管网，使川东、川南、川西南、川西北、川中矿区几十个气田连接起来，增加了供气的灵活性和可靠性。进入90年代后，随着我国其它气田的勘探开发，在西部地区先后建成了几条有代表性的输气管道，如陕甘宁气田至北京(陕京线)、靖边至银川、靖边至西安的输气管道，鄯善到乌鲁木齐石化总厂的输气管道及正建的涩北-西宁-兰州输气管道。1995年我国在海上建成了从崖13-1气田到香港的海底输气管道。据不完全统计，到1997年，我国已建成了近1×104km的输气管道。随着总长4000km的西气东输工程的建设，我国天然气管道建设已进入了一个高速发展时期。2)四川输气管道事故统计和原因分析川渝地区经过四十余年的天然气勘探开发，目前已成为我国重要的天然气工业基地，从60年代开始相继建成了川渝地区南半环供气系统并与1989年建成的北半环供气系统相连接，形成了环形输气干线，盆地内至今已建成输气管道约有5890km，承担着向川、渝、滇、黔三省一市的供气任务，是西南三省一市经济发展的命脉。表10.1-11列出了1969年～1990年四川天然气管道事故统计结果。表10.1-111969年～1990年四川天然气管道事故统计事故原因事故次数事故率(%)腐蚀6743.22其中：内腐蚀(46)(29.67)外腐蚀(21)(13.55)施工和材料缺陷6038.71其中：施工质量(41)(26.45)制管质量(19)(12.26)不良环境影响2214.20人为破坏及其它原因63.87合计155=SUM(ABOVE)100从表中可以看出，在1969年～1990年的21年间，四川输气管道共发生155次事故，其中腐蚀引发的有67次，占事故总数的43.22%，是导致事故的首要原因；施工和材料缺陷事故共有60次，占总数的38.71%，仅次于腐蚀因素而列于事故原因的第二位；由不良环境影响而导致的事故有22次，占到事故总数的14.20%，位居第三。从表中统计结果可以看出，在统计期间造成输气管道事故的主要原因分别是腐蚀、施工和材料缺陷及不良环境影响。这一统计结果与国外统计结果有相类似的地方，同样表明腐蚀及施工和材料缺陷是影响管道安全运行的主要因素。表10.1-12给出了川渝南北干线净化气管道事故类型的统计数据。纳入统计的天然气事故是指由于各种原因导致管道破损、造成天然气泄漏并影响正常输气的意外事件。统计的输气管道为川渝南北干线净化气输送管道及其支线。其管径为325mm～720mm，壁厚6mm～12mm，运行压力0.5MPa～6.4MPa，管线总长1621km。表10.1-12川渝南北干线净化气输送管道事故统计(1971年～1998年)事故原因事故次数71～80(年)81～90(年)91～98(年)合计百分比(%)局部腐蚀1237166544.8管材及施工缺陷3219126343.5外部影响127106.9不良环境影响13153.4其它02021.4合计466336145100表10.1-12统计结果显示，在1971年～1998年间，川渝南北干线净化气输送管道中,因腐蚀引起的管道事故均居各类事故之首,共发生了65起，占全部事故的44.8%；其次是材料失效及施工缺陷，次数与腐蚀事故相当，这两项占输气管道事故的80%左右；由外部影响和不良环境影响而导致的事故各有10次和5次，分占事故总数的6.9%和3.4%，位居第三、四位。从上两个表中统计结果可以看出，在统计期间造成输气管道事故的主要原因分别是腐蚀、施工和材料缺陷、外力及不良环境影响。这一统计结果与国外统计结果有相类似的地方，同样表明腐蚀及施工和材料缺陷是影响管道安全运行的主要因素。外力影响虽然比例不高，但有逐年上升的趋势，这一点需要引起人们的高度重视，在下面将作重点论述。3)国内90年代输气管道事故分析进入90年代，随着陕甘宁气田的勘探开发，我国在西部地区建设了以陕京线、靖西线和靖银线为代表的标志着我国90年代输气管道建设技术水平的三条管道。其中1997年建成的陕京线是目前国内陆上长度、规模、投资最大的天然气长输管道工程。以上三条管道从1997年投产以来，共发生了2次事故，均由洪水引发并发生在地质灾害比较多的黄土高原地区，统计结果见表10.1-13。表10.1-1390年代我国主要输气干线事故率*管道名称管道长度(km)运行年限(a)出现事故次数出现事故时间事故率(10-3次/km·a)陕京线8532.41711998.80.485靖西线488.53.511999.90.585靖银线3203.0830/0.0合计4758(km·a)2/0.42*：表中运行年限统计到2000年11月4)第三者破坏对管道安全运行的危害第三方破坏是指人为偷油盗气造成的管道损伤以及管道沿线修筑道路、建筑施工、农民耕地等活动引起的管道损伤。值得注意的是，进入90年代以后，随着我国经济飞速发展，地方保护主义及社会环境的变化造成管道侵权事件频频发生，在管道上人为打孔盗油盗气的情况急剧上升，严重危害管道安全，并造成巨大的财产损失，已引起了人们的高度重视。(1)中油股份管道第三方破坏数据统计与分析表10.1-14是中国石油天然气股份有限公司质量安全环保部提供的有关管道第三方破坏(主要指打孔盗油)的情况统计。表10.1-14近几年管道打孔盗油(气)情况统计年份打孔次数(次)停输时间(h)损失原油(t)经济损失(万元)199668285843636861997178467189133910199875621542131945041999245881263932287972000(1～9)62661923617191636606合计97263026825990657503从表中看出，第三方破坏相当严重，损伤次数呈逐年急速上升趋势。(2)中沧输气管道第三方破坏情况中沧线自1998年发生第一次打孔盗气案件以来，截止到2000年11月，已发生了打孔盗气事件14次，参见表10.1-15。表10.1-15中沧输气管道打孔盗气情况统计序号桩号(km+m)地点盗气点情况盗气持续时间(a)111+200莘县古云乡珍珠岩厂作为燃料气0.5211+380莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气0.5311+500莘县古云乡黄庄灯具厂作为燃料气0.5411+650莘县古云乡同智营村玻璃丝棉厂作为燃料气0.5511+660莘县古云乡西池村泡花碱厂作为燃料气0.5611+770莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气0.5711+790莘县古云乡王拐村熔块厂作为燃料气0.5811+890莘县古云乡曹庄村珍珠岩厂作为燃料气0.5911+920莘县古云乡曹庄村熔块厂作为燃料气0.51013+180莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气0.51114+150莘县古云乡义和诚公司玻璃丝棉厂作为燃料气11214+200莘县古云乡邢庄村熔块厂作为燃料气113280+300吴桥县北董村装有阀门未盗成14303东光县装有阀门未盗成(3)中—安输气管道第三方破坏情况中—安输气管道首起中原油田第二气体处理厂配气站北侧，途经濮阳市、安阳市所属4县、15个乡、112个自然村，至安阳市西郊东风乡置度村南第一配气站，管道全长104.5km，投产至今共发生偷气事件2次。(4)中—开输气管道第三方破坏情况中—开输气管道输送中原油田天然气至开封，管道全长120km，1996年至今共发生偷气事件10次。(5)近几年盗油、盗气案件的特点分析——由个人作案发展为团伙作案，并有明确分工，踏点、放哨、打孔、盗油、销赃一条龙，配有先进的交通和通讯工具，个别甚至配有枪支；——盗油分子活动范围明显扩大：从河南濮阳一带扩大到华北的邯郸、黄骅、大港、靖海，东北大庆和西北长庆油田、马惠宁线。作案分子有些具备专业知识，内外勾结，不易防范；——有些地方打击不力、执法不严，对这些破坏和盗窃国家财产的犯罪分子只按一般偷盗案处理，有些犯罪分子已被反复抓获，拘留几天放出后，又继续作案；——打孔盗油、盗气已严重影响到了管道的安全生产，造成了重大的经济损失。面对第三者破坏愈演愈烈的情况，如何保证4000km长的西气东输工程不受或少受人为破坏就显得非常重要。2001年8月2日国务院第313号令颁发了《石油天然气管道保护条例》，对1989年的条例进行了修改和完善。这对保石油天然气管道安全将起到积极作用，是效地打击和扼制第三者破坏的有效依据。管道部门更要加大力度进行《石油天然气管道保护条例》的宣传，强化“保护管道安全就是保护沿线群众自身安全”的教育，并密切与地方有关部门共同协调保护管道，以法律来约束管道保护中的违规行为，做到有法可依，有法必依，严惩罪犯，确保管道安全运行。鉴于西气东输工程东西横贯我国大部分地区，沿途经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、山西、河南、安徽、江苏和上海等九个省、市、区，全长4000km，创我国管道建设之最。如此巨大的管道建设在我国尚属首次，且管道沿线经过地区气候类型各异，地形地貌多变，自然灾害频多，并要经过我国人口分布稠密的长江三角洲经济发达地区，其施工建设、运行管理、日常维护、事故检测和故障排除等方面还缺乏经验和技术。为了保证管道的安全，必须从输气管道的每个环节入手，借鉴国外建设和运行的先进经验，杜绝事故隐患，防范事故发生。10.2西气东输工程风险因素识别10.2.1通过对国内外天然气输送管道进行事故统计和原因分析可以看出，输气管道的风险源项主要有以下几类。1)外部干扰如前所述，外部干扰主要指外来原因或第三方责任而引起的管道事故。从统计结果中可知，在欧美和前苏联等国家，输气管道的外部干扰主要指施工机械或大型工具将管道意外刺伤或地震、洪水等自然外力引起的管道损伤。在我国，输气管道的外部干扰不仅指自然外力如地震、滑坡、泥石流、黄土湿陷、坍塌、垮塌、洪水等造成管道破坏，另一个特点是近年来第三方人为破坏造成的事故在管道事故中所占的比例迅速升高，危害比较严重；因操作人员的素质、技术水平、应变能力及责任心不够也是造成事故的原因之一。2)腐蚀腐蚀是造成输气管道穿孔、泄漏最常见的因素。腐蚀又分为内腐蚀和外腐蚀。输送含硫天然气管道的内腐蚀类型主要有电化学失重腐蚀、硫化物应力腐蚀和氢诱发裂纹。造成外腐蚀的主要原因是土壤盐碱腐蚀，土壤颗粒大小、含水量、含盐量都影响土壤电阻率，土壤电阻率越低，对管道的腐蚀性就越强；造成外腐蚀的另一原因是施工不良和深根植物破坏了管道的外防腐材料所致。为了防止外腐蚀，埋地管线及暴露在空气中的站场设备均采用了外防腐涂层，埋地管线一般同时采用外防腐层和阴极保护相结合的防护技术防止管道外腐蚀。从80年代开始，管道腐蚀事故明显下降，发现的缺陷类型以针孔型居多，不会导致气体大量泄漏。近十多年来，随着防腐材料研究的不断发展，性能优良的防腐层(如环氧粉末、聚乙烯包覆、三层PE)大量使用、阴极保护措施不断改进及管道日常维护和外部环境监测等手段的加强，管道的防腐状况得到了有效的改善，此类事故也在减少。3)管材及施工缺陷管材本身质量差多是因为金属材质及制造工艺的缺陷引起，其中管材卷边、分层、制管焊缝缺陷、管段热处理等工艺均可影响到管材质量；管道焊接缺陷主要表现在焊接边缘错位、未焊透与未熔合、夹渣、气孔和裂纹等，这些缺陷大多数是由于焊工责任心不强、工作不认真以及违反焊接工艺规程所造成的。制管质量事故多出现于有缝钢管(多见于螺旋缝钢管)。我国由于生产螺旋缝钢管的生产历史较长，输送天然气几乎全部采用螺旋缝钢管。螺旋焊钢管有其自身的优点，但它的焊缝长度具有应力集中现象，因而焊缝缺陷引发的事故比直缝钢管概率高。如螺旋焊缝钢管制管时，由于剪边及成形压造成的刻伤处残余应力集中；焊接时造成螺旋焊缝的内焊扁焊或未焊透等缺陷处应力集中；在含硫化氢的腐蚀性介质中形成局部阳极，在输气的低频脉动应力作用下，局部腐蚀逐渐扩展成裂纹，输气运行中，在较低的压力下即可产生爆管，沿焊缝将管道撕裂。施工质量主要指管道对接焊缝质量。我国管口焊接质量水平低，电弧烧穿、气孔、夹渣和未焊透发生率高，是引发事故的又一重要因素。60年代我国仅能生产螺旋缝钢管，质量低下，曾因螺旋缝焊接质量不过关而多次发生管道爆破事故。近些年来管口焊接质量虽有提高，但如果质检不严、焊工技术水平较低或质量意识差，也难以保证焊接质量。即使是直缝钢管，如果焊缝检测不合格，也会留下事故隐患。西气东输工程在一类地区使用螺旋焊缝管，在二、三、四类地区使用直缝管，可以较大程度上提高管道安全性能，但其焊接及补口质量仍需要严格控制以确保管道安全。施工不良还表现在以下方面：管道除锈、去污、防腐和现场补口等工序未按施工要求去做；现场涂敷作业管理不严，使防腐层与管体粘结不良，管子下沟动作粗鲁以及回填作业草率，使泥土、岩石冲击防腐层，造成防腐层破坏；阴极保护没有与管道埋地同时进行；还有管子搬运时大手大脚，不仔细，管子产生疲劳裂纹。.2.1西气东输管道从从戈壁荒漠、黄土高原到江南水乡，气候类型各异，地形地貌不同，管道沿线存在着各种危及管道施工建设和运营的自然风险因素，它们可分为地震灾害、地质灾害二大类型。1)地质构造与地震灾害地震是地壳运动的一种表现，是地球内部传播出来的地震波造成的地面震动，其中由地下构造活动产生的构造地震，破坏性大、影响面广。地震虽然发生频率低，但因目前尚无法准确预报，具有突发的性质，因此它是管道风险事故的主要因素之一。地震的发生与活动断层的性质及其相互组合关系有很大的相关性：在大陆内部，地震常沿着一条活动断裂带系列地连续发生，而且是在断层差异运动最强烈的地段；地震常发生在几条断裂交汇的部位；地震有时发生在大地貌单元的连续部位；有些地震发生在活动断裂的两端。(1)工程沿线地质构造西气东输管道沿线自西北向东南主要受天山褶皱构造带、准噶尔—北天山褶皱构造带、北山构造带、祁连山构造带、吕梁山构造带、太岳山构造带、太行山构造带所控制，几种构造带均是由复式背斜及晚期活动断裂所组成。——轮南—武威段管道通过的轮南-武威段两侧各20km范围内计有各类断裂27条，有12条在全新世以来有过活动，其中4条与管道相交，有3条在未来百年内存在发生断错地表活动的可能，可能再次出现的地震震级在6.5至7级之间，是需要设防的断裂带。——武威—靖边段这一区段主要有4条全新世以来的活动断裂带，依据古地震和断裂平均位移速率估计的地震重复间隔，除烟筒山断裂外，其它3条断裂在未来百年都不能排除发生断错地表地震(7级左右和大于7级)的可能。——靖边—郑州段此段主要断裂有离石-蒲县断裂带、罗云山山前断裂、临汾盆地内部的近东西向断裂、霍山-大阳断裂带、浮山断裂、长治-晋城断裂和焦作断裂带，其中全新世的活动断裂为5条，3条与管道相交。其中霍山-大阳断裂带未来100年内可能发生断错地表的6.5级左右地震，浮山断裂在未来百年不能排除发生61/2地震的可能。——郑州—上海段管道在郑州—上海段经过华北平原南部以及苏皖一带。这一区间构造活动相对较弱，地表和近地表断裂不发育。主要断裂有3条，它们是霍山-定远断裂、郯庐断裂带和茅山断裂带。另外，还有5条断裂，它们是永康断裂、江浦断裂、南京-自来桥断裂、无锡-苏州断裂和苏州-安吉断裂。资料表明，在郑州-上海区间，管道沿线两侧20km范围内不存在晚更新世和全新世以来的活动断裂，这与该区段范围内没有6.0级以上地震活动相吻合。(2)地震烈度地震，特别是大于六级的强震可以造成地面的强烈振动以及各种次生自然灾害的发生，从而直接或间接破坏管道。管道在不同地震烈度场中的行为特征见表10.2-1。表10.2-1管道在不同地震烈度场中的行为特征地质特征烈度管道及地物行为地表现象7黄土崩塌个别情况下裂缝，偶有塌方潮湿疏松地方有裂缝现象8个别情况下，地下接头处受破坏，道路裂缝、塌方地表裂缝可达10cm以上，有泥沙冒出，水位较高的地方、地形破碎的地方滑坡、崩塌普遍9道路有裂缝，有些地方地下管道遭破坏很多滑坡、山崩10铁道局部弯曲，地下管道破裂滑坡、山崩普遍11管道完全不能使用地表巨大破坏(3)本工程所经区域地震烈度统计根据《中国地震烈度区划图》(国家地震局1990年版，1:400万)，本工程沿线地震烈度统计见表10.2-2。表10.2-2沿线地震烈度统计结果地震烈度<ⅥⅥⅦⅧ长度(km)533.01761.21027.0638.2所占比例(%)13.544.525.916.12)地质灾害地质灾害包括纯地质作用所引起的灾害(如滑坡、泥石流、土壤侵蚀、河岸坍塌、饱和砂土的地震液化等)和人类工程和经济活动所引起的次生地质灾害。西气东输工程的工程类型及其与沿线地质环境、自然条件相互作用的特点决定了工程施工和运营中将会遇到多种类型的地质灾害，如陕北、晋西黄土高原黄土斜坡段黄土边坡滑塌、黄土湿陷、小型水库的库岸坍塌、泥石流；盐渍土和高矿化河水对管道的腐蚀；采煤、采铁等地下开采活动引起的地面及管道不均匀塌陷变形和破裂灾害；沿线经过的河流达上百条，有发生洪水的可能以及新疆、宁夏等地的活动性沙丘危害等等。(1)本工程地质灾害类型本工程地质灾害可分为以下几种类型。——滑坡滑坡灾害是山地、丘陵地区输气管道建设中最常见和最重要的地质灾害之一。由于西气东输管道沿线所通过的陕北、晋西和晋中黄土地区黄土下伏基岩近水平，降雨量也比较低(小于500mm/a)，使得黄土斜坡相对比较稳定，滑体位移不大，表现出坍塌的特点。本工程滑坡地段有8处，均在靖边至郑州段，六处在陕西子长县，另两处分别在山西浮山县和阳城县。——黄土滑塌及坍塌黄土滑塌及坍塌灾害是指黄土斜坡带，特别是高陡斜坡带在自然因素或人类工程活动影响下发生的特殊黄土地质灾害类型。它的发育程度受黄土颗粒组成的控制，发育形成具有明显的地域性，造成了严重的危害后果。据资料统计，1985～1993年间，陕北黄土高原共发生62起伤亡性黄土滑塌灾害事故，造成258人死亡，40余人受伤，227孔窑洞被毁。本工程的靖边至郑州段共有16处黄土滑塌及坍塌，它们分布在距靖边32.2km～567km范围内，其中15处对管道有影响。本工程靖边—蒲县间有大量的此类灾害，特别是在靖边南三圪墩湾至子长安定镇间约76km长的管道线路上，大小滑塌灾害随处可见。由于此段黄土区管道除了敷设在黄土塬墚段外，均沿黄土斜坡带开挖，特别是沿着已有公路内侧扩挖，从而导致边坡高度和坡度增大，势必造成被扩挖的边坡产生严重的滑塌破坏，不仅容易造成管道变形，而且还可能引发施工人员伤亡事故。——河岸及库岸坍塌由粘土质沉积物或泥质膨胀岩构成的河岸和水库岸坡，常因河水的侧向侵蚀、淘刷和水库蓄水而发生强烈的坍岸灾害，形成数米宽的坍岸带，危及管道的安全。西气东输工程武威—郑州段河流坍岸灾害主要分布在第四系河谷中。流经中宁、吴忠、盐池县境内的苦水河、靖边的芦河、定西西南的红柳沟，这些河流虽水量不大，却在两岸形成陡立的河岸和宽阔的河谷，每到洪水季节因水位暴涨，在两岸不断产生新的坍岸灾害。隰县东南枣庄河谷间小溪也形成了明显的坍岸破坏。由于这种作用，对管道建设来说，其穿越段必须考虑两岸新的坍塌破坏，而且必须采用防止坍岸的工程措施。——崩塌崩塌是由岩石的风化或地下水的浸泡作用，使岩石松动而引起的自然灾害。本工程在陕西、山西段有24处典型崩塌，与修路、河流侧向侵蚀及地下水活动均有关系，同样对管道安全有一定威胁。——泥石流本工程所经区域共发现泥石流11条，均位于在西北干旱地区，且主要集中在武威到靖边段，其中有2处泥石流对管道有严重影响。设计管道从泥石流主沟通过，横跨距离为100m左右，且垂直泥石流沟，一旦降雨发生泥石流时，管道将受到泥石流的强烈冲击甚至破坏，对管道安全运营期的安全影响较大。——煤矿采空区与地面塌陷本工程所经吕梁山西麓(蒲县化乐)—太行山南麓的山西高原段分布有丰富的煤炭资源，煤层埋深浅，厚度大，因而地方中小型煤矿密集分布，煤矿的地下开采成为本区段管道建设的最重要也是十分复杂的地质灾害。煤矿的地下开采不仅造成采空区上部地表塌陷，而且引起塌陷区内房屋和窑洞开裂、坍塌，道路不均匀塌陷和开裂等，显然如果管道在地表变形区通过时，不仅可能造成管道悬空，而且可能弯曲变形，对管道安全造成很大危害。蒲县至泽州沿线不仅煤炭资源丰富，还有丰富的铁矿和高岭土资源，因此在注意煤矿采空区地面塌陷的同时，还要注意铁矿、铝土页岩的地下开采及其对管道工程建设的影响。——湿陷性黄土本工程在靖边三圪墩湾—蒲县化乐段、蒲县化乐—泽州周村段有湿陷性黄土分布，管道在此段的水土保护需要特别加强。湿陷性黄土主要由马兰黄土和全新世黄土构成，与西气东输工程有关的黄土分别属于陕北、山西和豫西三个地区。——膨胀性岩土膨胀性岩土是指遇水体积膨胀、强度衰减、失水收缩并常常导致工程问题和地质灾害的岩土，本工程的此类问题主要表现在对边坡的影响和管道填埋后的冲刷等方面。(2)本工程化学地质灾害类型化学地质灾害指由岩、土、水与工程或环境间的化学作用而形成的地质灾害。对通过干旱、半干旱地区或地表水、地下水的西气东输管道来说，这种地质灾害虽然没有地震、滑坡等灾害来得那么突然，但对管道具有潜在的巨大危害。本工程化学地质灾害类型分为两类。——盐渍化岩土的化学腐蚀灾害在我国西北干旱、半干旱气候区的洼地或盐湖周边滩地，由于地表水和地下水的蒸发、浓缩作用，在土壤表层和浅层常常有盐渍土的形成和分布。这些盐渍土由于含有大量的SO42-或Cl-，常常会对普通硅酸盐混凝土构筑物和钢管产生严重的腐蚀作用。西气东输工程首站—鄯哈界压气站段土壤腐蚀性较强，其余管段沿线土壤腐蚀性相近，以轻和较轻为主；武威—郑州段管道有三种类型的盐渍化岩土化学腐蚀，一是盐湖周边的盐渍土，管道有三处通过干涸盐湖甘肃景泰白墩子小盐池盆地、宁夏盐池县惠安堡盐湖、红寺堡东北小盐池，它们Cl-、SO42-含量高，对钢管有很强的腐蚀性；二是河漫滩表层盐渍化土：在甘肃东北、宁夏、陕北等干旱、半干旱地区的大小河流，由于干旱环境下毛细水的蒸发作用，在河漫滩表面，普遍有白色盐渍化现象，西气东输管道在很多地段沿沟谷或河漫滩穿过，其管道和构筑物腐蚀问题要特别注意；三是咸化(高矿化)河水的腐蚀问题：在甘肃东北、宁夏、陕北等干旱、半干旱地区的大小河流，由于降雨稀少，蒸发强烈，造成河水中SO42-和Cl-经常高达几十克每升；这些地带的管道穿越，必须做好防腐措施。——含石膏地层的化学腐蚀问题在甘肃武威至陕北管道沿线，有些地段管道是从含石膏地层残丘上或附近通过的，如宁夏同心苦水河流域广泛分布的中新世红柳沟组桔红色石膏胶结的粉砂岩、盐池县西南红井子东北和西南广泛分布的清水营组石膏层，流经这些地区的河流所含矿物质和Cl-、SO42-的量通常非常高。(3)洪水西气东输管道穿跨越黄河、长江等大型河流及其它数条中、小河流,并从江南水网地区经过，在夏季洪水季节，山洪爆发容易对管道造成影响。以陕京线为例，1998年7月31日陕西富谷县降大雨，新城川爆发山洪，洪水夹带泥石，冲刷陕京管道穿越段河床，冲毁穿越管道上部混凝土加重层，并造成管道裸露开裂。事故主要原因为：新城川是黄河的二级支流，在事故点下游约3km处与野露沟汇合成孤山川流入黄河，平时是干河，常时水深不到0.5m，水流宽度不到2m。3)本工程地质灾害风险因素具体分析西气东输工程武威—郑州段地质灾害比较严重，主要有上述的盐渍土腐蚀、严重的黄土滑塌和滑坡、岩石崩塌、煤矿采空塌陷及地震等，这些地质灾害在管道沿线的分布情况见图10.2-1所示，这些地段也是本工程的风险高发区段。(1)轮南—武威段本段线路长约1839km，大部分地段为山前冲洪积平原、戈壁，局部为山地。管线所穿越的新疆地区，其——轮南—二十九团场该段长度约为140km，地貌为塔里木盆地平原，地表盐碱化现象严重，为盐碱地。该区段的土质相对松软，地下水埋深相对较浅(1m～2m)，对管道的腐蚀性较强，因此需要采取相应的防腐措施，延长管道的使用寿命。——库米什南山山地地段该段长度约为8km，地貌为中、低山。管道沿库米什南山一条山间沟谷敷设，谷宽约50m～200m，两侧边坡陡峻，岩性以砂岩、灰岩及混合岩为主，沟谷两岸基岩崩塌灾害十分发育，且两岸边坡继续发生崩塌的潜势很大。这将对今后管道的施工及运营产生不利影响。——南湖大戈壁腹地库木塔沙垄该沙垄呈南北向分布，高差30m～40m，影响宽度11km。该沙垄活动性极强，在宽约11km范围内无规律的移动。无规律活动的沙垄将给管道的施工及安全运营带来不利影响。——在库尔勒市北段，管道位于库尔勒市外环路和南天山之间的山前戈壁上，该段长17km，洪水冲刷严重，极易使管道裸露在外而受到碰撞，造成管线泄漏。(2)武威—靖边段本段地势相对平坦，线路长约582km。从腾格里沙漠南缘、毛乌素沙地南缘经过，在中卫沙坡头跨越黄河。——武威城—土门子(50km)本段地处河西走廊东段，祁连山山前洪积平原武威断陷盆地，为干旱气候区的绿洲。存在的两大地质灾害因素为：本区近代地壳活动强烈，属高烈度(Ⅷ度)地震区，对管道存在较大危胁；祁连山的冰川融水在武威山前洪积平原上形成了数条规模巨大的冰川泥石流沟，由于其良好的透水性，在暴雨季节的地表水及地下水流作用下，卵石的移动和渗透压力将对埋于其中的输气管道产生巨大的推力和浮力，破坏力强。——土门子—孟家湾(165km)此段管道基本沿武威至中卫的省际公路铺设，在地理位置上处于腾格里沙漠南缘系列山系(毛毛山、横山、秦家大山、长岭山、香山等)的山前洪积扇和山前基岩残丘。其地质灾害有以下几种类型：本段属大陆性的干旱气候，常有沙尘暴发生，沿线荒漠化作用和沙化现象普遍，部分地段分布着丛草沙堆。本段地质生态环境极为脆弱，长距离的管道开挖及对丛草沙堆的破坏将加速沙漠化作用的进程，给管道的长期运营带来不利影响；在此段管道沿线的山前基岩残丘区，有含煤地层和含石膏地层分布，这些浅层非金属矿床的地下开采可能威胁管道建设；在白墩子大池滩一带，沉积洼地砂土表层在干燥季节常形成含盐量很高(10g/100g)的盐壳，且多处穿越季节性河道和泥石流沟，雨季地下水位升高，高矿化地下水对管道有腐蚀作用；本段地处青藏高原东北缘地壳活动区，管道沿线为高烈度(Ⅷ度)地震区，历史上曾多次发生强地震，存在着较强的地震破坏可能性。——孟家湾(中卫沙坡头)—中宁古城子(70km)本段分布有两条第四纪活动断裂，管道可因第四纪活动断层位错而变形和断裂；由于靠近腾格里沙漠，在西北季风作用下，孟家湾至沙坡头一带已严重沙漠化，对管沟开挖和管道维护造成困难。区域地震烈度为Ⅷ度区，对管道跨越黄河带来不利影响。其中的下河沿—中宁古城子在垂直黄河的方向存在5条规模较大的泥石流沟和1条冲沟群，给管道通过这些泥石流沟和冲沟时埋设和固定带来一定困难，同时地下水对管道施工带来危害；该区地震烈度为Ⅷ度，历史上中强地震频繁发生。黄河一级阶地为堆积阶地，其上分布粉细砂冲积层，地震条件下砂土液化可能给管道造成危害。——中宁古城子—靖边(237km)本段属于毛乌素沙地南缘与黄土高原北缘之间干旱、半干旱的荒漠化、沙化地带，地表常为风成沙土和丛草沙堆覆盖，自然环境恶劣，沙尘暴时有发生，在这种环境下开挖管沟将进一步恶化生态环境，对管道长期运营有一定威胁。在本段西部分布着数条暴雨泥石流沟以及黄河支流的红柳河、苦水河等。河水多为高矿化氯化物-硫酸型咸水。同时，宽阔的河漫滩亦遭受强烈盐渍化。化学腐蚀对穿越河谷的管道存在较大的危害。在一些中小型丘间洼地如小盐池、甜水河、惠安堡西等有盐渍土分布。化学分析结果表明：盐含量高达34.48g/100g，且为Cl–-Na+型，Cl–含量高达18.25g/100g左右，对钢管有强腐蚀性。本段东部大水坑东深切冲沟发育，沟头的向源侵蚀已危及简易公路路面的安全，同时也将影响管道的安全。本段穿越了靖边城的芦河，由于修建多级水库，库水作用造成了库岸强烈的坍塌破坏，在库尾出现盐渍化现象。(3)靖边—郑州段线路长约652km。该段基本为山区，局部为黄土高原。管道翻越吕梁山和太行山，两次穿越黄河。本段是管道沿线地质条件最复杂、地质灾害类型最多的地段。——靖边三圪墩湾—蒲县化乐(280km)该段位于陕北、晋西黄土高原，是地质灾害类型最多、地质条件最复杂的地段。地质灾害类型有：黄土高陡斜(边)坡带强烈的滑塌灾害、基岩岸坡崩塌灾害、水库坡体不断坍塌破坏及黄草湾段河流洪水侧向侵蚀引起滑坡灾害。——吕梁山西麓(蒲县化乐)—太行山南麓的山西高原段(224km)本段西起吕梁山南段西麓的化乐，东至太行山西南段山麓的博爱西万乡，管道呈NW～SE向通过山西高原西南部。此段管道除了横穿临汾盆地外，总体沿沁河及其支流铺设，本段南部即晋庙铺至河南博爱西万地形坡度急剧变化(海拔从800m降至105m)，坡陡路险，对管道施工极为不利。由于本段临汾盆地及周边地震烈度高，地震可能诱发地地滑等严重灾害；地下开采引起的地面变形破坏问题十分突出；崩塌、黄土湿陷和渗透变形破坏问题也很严重。——博爱西万—郑州南十里铺(85km)此段为黄河、沁河冲积平原与荥郑谷地地段，由于受太行山山前活动断裂和汤阴活动断裂控制，本区为地壳次不稳定区，历史上郑州和焦作都曾有5级和6级地震发生，本区属地震Ⅶ烈度度区。荥郑谷地普遍为黄土所覆盖。管道沿线马兰黄土的厚度5m～10m，具有弱—中等非自重湿陷性。荥郑谷地和邙山黄土为粉质黄土，雨季地表水聚集和地下水位升高，在机械开挖条件下具有液化特性，雨季管沟开挖易产生坍塌破坏。(4)郑州—上海段线路长约928km。该段主要为平原区，水网密集，局部为岗地，线路在南京三江口穿越长江。此段地质灾害相对较少。界首—阜阳、苏州、无锡常州地区地质灾害以地面沉降为主，对管道产生一定影响；淮南地质灾害以煤矿采空塌陷为主；定远—滁州沿线岗地有膨胀土分布，地质灾害以土体胀缩变形为主，膨胀土对管道地基建设、雨季施工带来不便；常州—上海段沿线软土广泛分布，地下水位较高，不利于施工便道的修建、管沟的开挖及给沉管造成困难，对管道的地基修建有不利影响。江苏管道工程主要环境状况是水网密集，管道穿越的河流众多，管道极易受到洪水的冲刷。社会危害因素本工程长达4000km，是我国目前输送规模和输送距离最长的管道，而且输送介质天然气是易燃、易爆物质，采用10.0MPa的压力输送，所以不仅管道输送工艺本身影响着管道的安全性，管道所处的外界人文环境对管道的安全也会造成一定的的影响。1)管道沿线的社会经济状况及可能存在的危害分析(1)新疆--宁夏段总体来说，管道通过的新疆、甘肃、宁夏地区，人烟稀少，主要的危害因素在于施工期和运营期缺水问题，生活条件较差，交通运输不便使得检维修工作困难。河西走廊是国家重要设施多而集中的地区，管道与公路、铁路、通信线路(如欧亚光缆)、输电线路、文物(古长城)等多次交叉。管道在施工时，可能对上述重要设施以及文物造成破坏；管道运营时，火灾、爆炸、泄漏有可能对管道、文物造成危害。因此管道施工单位必须与有关部门结合、协调好与管道交叉、并行问题。管道在武威到宁夏段靠近沙漠边缘，为荒漠化地区，南侧靠近粘性土山丘，表层为砂类土，下层为粘性土，属于干旱地带气候，人口稀少，村庄稀疏，沿线植物以沙漠性植物为主(沙棘、红柳等)，且与“三北”防护林并行。若管道发生火灾、泄漏事故，可能对“三北”防护林构成威胁，应加以防范。(2)陕西、山西、河南段管道通过的陕西、山西处于黄土高原，自然灾害比较严重，人口比较多，管道在上述地区发生泄漏、爆管等事故，甚至火灾、爆炸，增加了对附近居民的危险性，势必造成对国家财产和人民安全的巨大危害。管道在通过山西蒲县—土门段时，其难点为蒲县县城的通过问题。蒲县县城占据了河谷阶地，管道需绕避城区，有一定拆迁工作量，同时应加强安全措施。蒲县境内有煤矿分布，黑龙关镇附近管道穿过煤矿区。蒲县境内管道沿线有一些小炼铁厂，对管道施工造成影响，必须进行关闭和拆迁。管道多次穿越昕水河谷，需作好相应的水工保护工作。管道通过的河南段人口密度比较大，而且管道多次和公路、铁路交叉，并穿越黄河，发生第三者破坏的可能性较大。第三方破坏可分为无意破坏和有意破坏两种。——无意破坏在进行地面及地下施工作业时，常可能与管道发生交叉，如果与其它部门缺乏沟通，施工时有可能造成管道破坏。——有意破坏管道进入人口稠密区后，一些不法分子为自身利益或谋取暴利，对管道进行破坏或偷盗天然气，使管道安全受到严重威胁。例如中沧线自1998年发生第一起打孔盗气案件，截止到现在已发生14起。这几年盗气由个人作案发展为团伙作案，有先进的交通、通讯工具，个别团伙还配有枪支，作案人员由个别不法分子发展到有油田职工与当地不法分子相勾结，危害严重。(3)安徽、江苏、上海段从郑州经周口、蚌埠至常州段，主要为农业产业，人口比较密集，公路较发达，其中在蚌埠与淮阴之间管道穿越淮河，在南京附近穿越长江。主要问题是河流穿跨越及穿过村庄时的河道与居民安全保护问题，若发生泄漏、爆管，对沿岸人民群众的生命财产造成巨大的威胁，对河流破坏性也很大。管线经过的地区主要是平原，地势平坦，地质结构稳定，但该地区人口密集，较为频繁的人类活动会对管线的安全造成影响。另外，管线将穿越淮河及其支流，洪水的冲刷也将危及管线的安全。从南京到上海，途径常州、无锡、苏州等。此段水网密布，人口稠密，为农业与工业混合区，房屋众多，必须确保管道与其的安全距离，与当地政府及有关部门取得共识，确定可实施的安全技术方案。管道在常州经无锡至苏州段人口密集，名胜风景多，为减少管道可能对名胜古迹的破坏及居民拆迁，应尽量避绕风景名胜、城市规划区及村镇，可多采用定向钻穿越的方式，减少拆迁量。管道尽量减少与水域交叉，选择合理的河流穿跨越点。10.2.2.1)疾病管道沿线的一些地方存在着地方病如地方性甲状腺肿、地方性氟中毒、布氏杆菌病、血吸虫等，而在新疆等地区，由于卫生条件的限制，经常会流行肝炎、细菌性痢疾、流行性感冒等传染病。疾病的危害可以分为对施工期的影响和管道运行期的影响两方面。(1)施工期的影响由于本工程的工程量很大，施工场所广阔，施工人员众多，施工期相对较长，因此受地方环境条件的影响也较大。如果由于饮用水及食物的卫生管理不善，发生地方病或流行病，会造成非劳动减员，影响工期及工程质量。(2)管道运行期的影响由于长期处于固定地方，地方病成为对站场员工的主要影响因素，饮用水的卫生显得尤为重要，新疆和甘肃西部管道部分站场此种影响因素更为严重；2)其它管道在经过新疆、甘肃和宁夏段的区段，受该区气候及地形地貌的影响，干旱少雨，风沙大，部分地区时常发生沙尘暴，对操作人员的健康和管道安全运行也有影响。10.3管道风险评价10.3.1风险评价方法简介工程环境风险因素的识别与分析，采用“管道风险评价法”(评分法)对本工程进行风险评价。管道风险评价法是一种基于数据资料、运行经验、直观认识的科学方法。它通过将风险程度量化，便于进行分析、比较，为风险管理的科学决策提供可靠的依据，以便能够合理运用有限的人力和物力资源，采取最为适当的措施，达到减小风险的目的。风险评价可以对输气管道系统的各部分快速进行风险排序，从而为进一步的风险控制、风险管理提供基础。管道风险评价法的步骤见图10.3-1。相对风险值相对风险值风险系数LIF第三方破坏腐蚀设计因素操作因素图10.3-1管道风险评分法框图1)求取评价事故因子指数和根据评价模式的要求，本管道工程每一个事故因子(第三方破坏、腐蚀、设计因素、操作因素)的总分分值为100分，每一评价管段分值共计400分。各事故因子又包括与之相关的多个影响因素，每一项影响因素在其相应的事故因子中所占权重大小来自事故分析结果及现场的经验积累。2)求取风险系数风险系数(LIF)共10分，它的权重主要集中在与潜在的火灾、爆炸风险密切相关的人口密度方面。风险系数(LIF)用来衡量管输介质的易燃易爆性、挥发性、毒性、活化性(反应性)和管道发生事故、出现泄漏以及沿线人口、生态环境等急性和慢性危害作用。风险系数LIF值越高，管道风险越大。表10.3-1列出了西气东输工程风险评价风险系数(LIF)取值表。表10.3-1风险系数(LIF)评分标准管道属性A和外部因素P所占比例(%)分类标准备注一级二级三级四级易燃易爆性(Nf)A0～10.8///选用甲烷毒性(Nh)A0～10.5///选用甲烷挥发性A0～10.8///选用甲烷活化性(Nr)A0～10.6///选用甲烷其它慢性危害A0～10.2///选用甲烷人口密度等级A1～55321人口密度越大分值越高确定各事故因子及风险系数评分分值的总体原则是风险越小，分值越大；反之风险越大，分值越小。分值等级确定一般分为四级，一级风险最小。3)计算相对风险值根据风险评价标准分值，通过对各分段管道的评价打分，则得到每一分段各个指标的得分，进而可以得出四个事故因子的总得分，将该值除以风险系数LIF就得到管道风险相对评价值，相对风险值越大，表示管段越安全，一般管段的相对风险值在30～100之间，理想值是400，最差值是0。10.3.2根据前述的工程、自然、社会危害因素和对现存天然气管道工程的类比调查、事故频率统计与事故原因分析的结果可知：西气东输工程的风险因素主要来自两大方面：一是环境因素，包括自然因素和社会因素；二是管道工程本身固有的一些相关因素。其中自然环境因素包括地震烈度、土壤性质、黄土湿陷、垮塌、沟壑、沙漠、戈壁、膨润土、冲沟、破碎基岩、水网湿地、气候条件等；社会环境因素包括管道沿线的人群素质、人口密度、地区经济发达程度、对本工程的认知、认同程度等；管道工程本身的相关因素则指首站、末站、中间压气站、分输站、清管站、特殊阀室以及管道的内外腐蚀情况、工程设计的严密性、建设施工的严谨性、营运管理的科学性及对本工程的宣传力度等方面。根据本工程特点，应对4000km的整个管道进行分段划分，再根据上述风险因子的分类情况，进行分段评价。管道风险评价的分段原则是只要出现不同情况的重要特征变化点，就应在那里插入分段点，对同一特征的主要管段进行评价。根据工程自然、社会危害因素、事故统计与事故原因分析的结果，本管道工程风险评价的分段原则有如下几种：1)地质地貌变化；2)土壤变化；3)河流及交通设施的穿、跨越；4)人口密度的变化情况；5)管道穿越各级自然保护区；6)按省级行政区区划划分。根据上述分段原则，在现场踏勘、类比调查和文献检索的基础上，将本工程划分为164个管段，见表10.3-2所示。表10.3-2风险评价分段结果内容特征显著特征分段起始点分段数量备注地质地貌戈壁轮南至安西3平原郑州至上海1丘陵甘肃至河南郑州5中、低山山地甘肃至河南郑州5山间盆地新疆至宁夏2黄土墚峁沟壑区陕西至河南3波状沙丘新疆至宁夏4河谷全线130估计数据煤矿采空区山西3地震烈度>8级武威至郑州3水土流失宁夏至郑州4水网湿地密集区河南、江苏、上海2土壤变化盐渍土新疆、甘肃5活动性沙丘新疆、宁夏、陕西4黄土滑塌、湿陷陕西、山西、河南3人口密度大河南焦作至上海3其它土壤类全线5估计数据穿跨越黄河穿越中卫、延水关、郑州3长江穿越三江口1中型河流穿越全线30估计数据中型河流跨越全线10估计数据公路穿越全线/铁路穿越全线/人口密度变化人迹罕至新疆库木塔2人烟稀少新疆、宁夏、甘肃3人口密度一般甘肃酒泉至河南焦作5管道穿越各级自然保护区国家级新疆至河南3省级新疆至安徽1续表10.3-2风险评价分段结果内容特征显著特征分段起始点分段数量备注按省级行政区区划划分新疆新疆1甘肃甘肃1宁夏回族自治区宁夏回族自治区1陕西陕西1山西山西1河南河南1安徽安徽1江苏江苏1上海上海1合计164从上表结果可知：按照六种分段原则划分后，西气东输工程进行风险评价的管段达164项之多，在这164个分段中，有较多重复的风险因素，如按行政区划分与地质地貌、地质地貌与土壤划分之间都有很多重复统计的管段，特别是大小河流、河谷的穿越次数高达130次之多，而这些小河流的穿越与长江、黄河的穿越相比，其风险度要小得多，所以在穿越问题的风险计算方面，本评价以长江、黄河的穿越为主来计算。类似的情况也以主要的、典型的为主进行风险计算。结合该工程空间跨度大的实际情况在进行风险评价时，对管道的168个分段经认真筛选和比较后，以地质地貌、人口密度、大型河流穿(跨)越等因素进一步划分标准，将整个西气东输工程分为12段：新疆轮南至甘肃武威段、甘肃武威至宁夏中宁段、宁夏中宁至陕西靖边段、陕西靖边至山西永和关段、山西永和关至临汾段、山西临汾至河南焦作段、河南焦作至江苏无锡段、江苏无锡至上海段、大型河流的穿越工四次等。西气东输工程风险评价管道分段汇总详见表10.3-3。表10.3-3工程风险评价分段汇总项目管段里程数风险特征因素备注新疆轮南至甘肃武威1839km活动性沙丘、盐渍地、大量的山前冲积扇、戈壁滩、沙漠；人口分布稀少。甘肃武威至宁夏中宁324km强震区、盐渍土、局部稀性泥石流；人口密度较小。跨越黄河3km沙漠、人口密度小。第一次跨越宁夏中宁至陕西靖边258km盐渍土、沙漠；人口密度较小。陕西靖边至山西永和关276km大面积黄土滑塌跨塌区、水土严重流失、黄土冲沟、黄土滑塌区、黄土发育区；人口密度较小。穿越黄河3km永和关一边为基岩崩塌区、延水关一边为黄土区且人口密度相对较大。第一次穿越山西永和关至山西临汾173km局部黄土发育区、冲沟、沟壑、基岩崩塌区、盐渍土；人口分布广。山西临汾至河南焦作214km煤矿采空区、塌陷区、太行山区、人口密度一般。穿越黄河3km两岸为黄河滩涂第二次穿越河南焦作至江苏无锡822km平原、盐渍土、水网湿地分布较广、人口密度大。江苏无锡至上海82km平原、盐渍土、水网湿地分布较广、人口密度大。长江穿越3km长江两岸人口密度较大穿越根据前述评价模式，将各管段的风险值量化，表10.3-4至10.3-11表给出了各管段的打分结果。表10.3-4新疆轮南至甘肃武威段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注第三方破坏(100％)Σ=76管道埋地深度A地面工厂和住宅A交通条件(ROW)A附近工程建设活动P/A通讯保障系统P巡线频率P其它20%10%15%15%15%15%10蚀(100％)Σ=68大气腐蚀:20%14气候条件A外露设备多少A外部涂层P10%5%5%833内部腐蚀:20%12介质腐蚀度A内部防护涂层P防腐剂运用P10%5%5%633外部腐蚀:60%42阴极保护系统P涂层现状A土壤腐蚀度A管道使用年龄A腐蚀机制A8%10%6%6%5%810665杂散电流影响A腐蚀勘查和调研P内部检测工具P其它5%5%8%7%5345设计误差(100％)Σ=67管道安全壁厚A最大允许工作压力A管道疲劳承受能力A水击负荷A系统水力试验规模和频率P地层移动A20%20%15%10%20%15%1818103810续表10.3-4新疆轮南至甘肃武威段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注违章操作(100％)Σ=71建设施工:20%11检查验收P材料选型P管理P其它10%4%2%4%4313组织计划管理P30%23技术维护P15%9操作使用：35%28工作程序PSCADA系统运用P工艺规程P培训系统P调查研究P其它7%5%5%10%5%3%5331012风险系数(1～10)易燃易爆性A毒性A挥发性A活化性A其它慢性危害A人口密度等级A0～10～10～10～10～11～0.60.22泄漏冲击指数=危害性+密度等级=(0.8+0.5+0.8+0.6+0.2+2)=4.9相对风险值=(76+68+67+71)/4.9=72.3表10.3-5甘肃武威至宁夏中宁段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注第三方破坏(100％)Σ=74管道埋地深度A地面工厂和住宅A交通条件(ROW)A附近工程建设活动P/A通讯保障系统P巡线频率P其它20%10%15%15%15%15%10%188101010108腐蚀(100％)Σ=64大气腐蚀:20%12气候条件A外露设备多少A外部涂层P10%5%5%723续表10.3-5甘肃武威至宁夏中宁段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注腐蚀内腐蚀介质腐蚀度A内部防护涂层P防腐剂运用P10%5%5%633外部腐蚀阴极保护系统P涂层现状A土壤腐蚀度A管道使用年龄A腐蚀机制A杂散电流影响A腐蚀勘查和调研P内部检测工具P其它8%10%6%6%5%5%5%8%7%662635345设计误差(100％)Σ=58管道安全壁厚A最大允许工作压力A管道疲劳承受能力A水击负荷A系统水力试验规模和频率P地层移动A20%20%15%10%20%15%181810462违章操作(100％)Σ=76建设施工:20%14检查验收P材料选型P管理P其它10%4%2%4%7313组织计划管理P30%24技术维护P15%9操作使用:35%29工作程序PSCADA系统运用P工艺规程P培训系统P调查研究P其它7%5%5%10%5%3%744842风险系数(1～10)易燃易爆性A毒性A挥发性A活化性A其它慢性危害A人口密度等级A0～10～10～10～10～11～0.60.22泄漏冲击指数=危害性+密度等级=(0.8+0.5+0.8+0.6+0.2+2)=4.9相对风险值=(74+64+58+76)/4.9=69.7表10.3-6宁夏中宁至陕西靖边段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注第三方破坏(100％)Σ=47管道埋地深度A地面工厂和住宅A交通条件(ROW)A附近工程建设活动P/A通讯保障系统P巡线频率P其它20%10%15%15%15%15%10%188106626腐蚀(100％)Σ=62大气腐蚀:20%12气候条件A外露设备多少A外部涂层P10%5%5%723内部腐蚀:20%12介质腐蚀度A内部防护涂层P防腐剂运用P10%5%5%633外部腐蚀:60%38阴极保护系统P涂层现状A土壤腐蚀度A管道使用年龄A腐蚀机制A杂散电流影响A腐蚀勘查和调研P内部检测工具P其它8%10%6%6%5%5%5%8%7%662635145设计误差(100％)Σ=58管道安全壁厚A最大允许工作压力A管道疲劳承受能力A水击负荷A系统水力试验规模和频率P地层移动A20%20%15%10%20%15%181810462违章操作(100％)Σ=76建设施工:20%14检查验收P材料选型P管理P其它10%4%2%4%7313组织计划管理P30%24技术维护P15%9续表10.3-6宁夏中宁至陕西靖边段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注违章操作操作使用:35%29工作程序PSCADA系统运用P工艺规程P培训系统P调查研究P其它7%5%5%10%5%3%744842风险系数(1～10)易燃易爆性A毒性A挥发性A活化性A其它慢性危害A人口密度等级A0～10～10～10～10～11～0.60.21泄漏冲击指数=危害性+密度等级=(0.8+0.5+0.8+0.6+0.2+2)=4.9相对风险值=(47+62+58+76)/4.9=62.3表10.3-7陕西靖边至山西永和关段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注第三方破坏(100％)Σ=38管道埋地深度A地面工厂和住宅A交通条件(ROW)A附近工程建设活动P/A通讯保障系统P巡线频率P其它20%10%15%15%15%15%10%8866424腐蚀(100％)Σ=48大气腐蚀:20%6气候条件A外露设备多少A外部涂层P10%5%5%411内部腐蚀:20%12介质腐蚀度A内部防护涂层P防腐剂运用P10%5%5%633续表10.3-7陕西靖边至山西永和关段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注腐蚀外部腐蚀:60%30阴极保护系统P涂层现状A土壤腐蚀度A管道使用年龄A腐蚀机制A杂散电流影响A腐蚀勘查和调研P内部检测工具P其它8%10%6%6%5%5%5%8%7%662613123设计误差(100％)Σ=47管道安全壁厚A最大允许工作压力A管道疲劳承受能力A水击负荷A系统水力试验规模和频率P地层移动A20%20%15%10%20%15%14146382违章操作(100％)Σ=50建设施工:20%12检查验收P材料选型P管理P其它10%4%2%4%7311组织计划管理P30%13技术维护P15%6操作使用:35%19工作程序PSCADA系统运用P工艺规程P培训系统P调查研究P其它7%5%5%10%5%3%533512风险系数(1～10)易燃易爆性A毒性A挥发性A活化性A其它慢性危害A人口密度等级A0～10～10～10～10～11～0.60.22泄漏冲击指数=危害性+密度等级=(0.8+0.5+0.8+0.6+0.2+2)=4.9相对风险值=(38+48+47+50)/4.9=37.3表10.3-8山西永和关至山西临汾段事故因子及风险系数管道属性A和外部因素P建议所占比例得分备注第三方破坏(100％)Σ=47管道埋地深度A地面工厂和住宅A交通条件(ROW)A附近工程建设活动P/A通讯保障系统P巡线频率P其它20%10%15%15%15%15%10%13866626腐蚀(100％)Σ=62大气腐蚀：20%12气候条件A外露设备多少A外部涂层P10%5%5%723内部腐蚀:20%12介质腐蚀度A内部防护涂层P防腐剂运用P10%5%5%633外部腐蚀：60%38阴极保护系统P涂层现状A土壤腐蚀度A管道使用年龄A腐蚀机制A杂散电流影响A腐蚀勘查和调研P内部检测工具P其它8%10%6%6%5%5%5%8%7%662635145设计误差(100％)Σ=58管道安全壁厚A最大允许工作压力A管道疲劳承受能力A水击负荷A系统水力试验规模和频率P地层移动A20%20%15%10%20%15%181810462违章操作(100％)Σ=76建设施工：20%14检查验收P材料选型P管理P其它10%4%2%4%7313组织计划管理P30%24技术维护P15%9续表10.3-8山西永和关至山西临汾段事故因子及风险系数管