天然气市政中压管道零星工程项目环境风险评价

天然气市政中压管道零星工程项目环境风险评价环境风险识别环境风险物质识别根据下表8-1（引自《建设项目环境风险评价技术导则》附录A.1）作为识别标准，对前面所确定的物质风险识别范围内有毒有害、易燃易爆物质，进行危险性识别。表8-1物质危险性标准物质类别等级LD50(大鼠经口)mg/kgLD50(大鼠经皮)mg/kgLC50（小鼠吸入，4小时）mg/L有毒物质1<5<1<0.0125<LD50<2510<LD50<500.1<LC50<0.5325<LD50<20050<LD50<4000.5<LC50<2易燃物质1可燃气体在常压下以气态存在并与空气混合形成可燃混合物；其沸点（常压下）是20℃或20℃以下的物质2易燃液体闪点低于21℃，沸点高于20℃的物质3可燃液体_闪点低于55℃，压力下保持液态，在实际操作条件下（如高温高压）可以引起重大事故的物质爆炸性物质在火焰影响下可以爆炸，或者对冲击、摩擦比硝基苯更为敏感的物质备注：（1）有毒物质判定标准序号为1、2的物质，属于剧毒物质；符合有毒物质判定标准序号3的属于一般毒物。（2）凡符合表中易燃物质和爆炸性物质标准的物质，均视为火灾、爆炸危险物质。本工程涉及的主要物料为天然气，按照《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004标准，天然气属于甲B类火灾危险物质。（1）易燃性：天然气属于甲类火灾危险物质。对于石油蒸汽、天然气常常在作业场所或储存区弥散、扩散或在低洼处聚集，在空气中只需较小的点燃能量就会燃烧，因此具有较大的火灾危险性。（2）易爆性：天然气与空气组成混合气体，其浓度处于一定范围时，点火即发生爆炸。天然气（甲烷）的爆炸极限范围为5.3～15%，爆炸浓度极限范围愈宽，爆炸下限浓度值越低，物质爆炸危险性就越大。表8-2列出了在0℃、101.325kPa条件下天然气主要成分的爆炸、燃烧特性。表8-2天然气各主要组分的基本性质组分甲烷乙烷丙烷正丁烷异丁烷其它CH4C2H6C3H8C4H10I-C4H10C5--C11密度（kg/m3）0.721.362.012.712.713.45爆炸上限%(v)52.92.11.81.81.4爆炸下限%(v)15139.58.48.48.3自燃点（℃）645530510490//理论燃烧温度（℃）18302020204320572057/燃烧1m3气体所需空气量（m3）9.5416.723.931.0231.0238.18最大火焰传播速度（m/s）0.670.860.820.82//（3）毒性：天然气为烃类混合物，属低毒性物质，但长期接触可导致神经衰弱综合症。甲烷属“单纯窒息性”气体，高浓度时因缺氧窒息而引起中毒，空气中甲烷浓度达到25%一30%时出现头晕，呼吸加速、运动失调．（4）热膨胀性：石油及石油产品、天然气的体积随着温度的升高而膨胀，特别是天然气随温度升高膨胀特别明显．如果储存设备受暴晒或在近高温热源，容器内的介质受热膨胀造成容器内压增大而膨胀。这种热胀冷缩作用往往损坏储存容器，造成介质泄漏。天然气储存容器在低温下还可能引起外压失稳。（5）静电荷聚集世：虽然静电荷主要发生在油品的运输、流动、装卸等工艺中，但是压缩气体从管口或破损处高速喷出时，由于强烈的摩擦作用，也会产生静电；静电的危害主要是静电放电。如果静电放电产生的电火花能量达到或大于可燃物的最小点火能，就会立即引起燃烧、爆炸。（6）易扩散性：天然气的泄漏不仅会影响管道的正常输送，还会污染周围的环境，更为严重的是增加了火灾爆炸的危险。当管道系统密封不严时，天然气极易发生泄漏，并可随风四处扩散，遇到明火极易引起火灾或爆炸。天然气的危险特性见表8-3。表8-3天然气的危险特性表临界温度℃-79.48燃烧热kJ/kmol884768.6临界压力bar46.7LFL(%V/V)4.56标准沸点℃-162.81UFL(%V/V)19.13溶点℃-178.9分子量kg/kmol16.98最大表明辐射能kW/m2200.28最大燃烧率kg/m2.s0.13爆炸极限%(v)上限5燃烧爆炸危险度1.8下限14危险性类别第2.1类易燃气体密度kg/m30.6854(压力1atm，温度15℃状态下)；生产过程环境风险识别管道工程线路长，压力大，路由环境条件复杂，当出现事故时，天然气输气管道及球阀井释放出天然气遇到明火或产生的燃烧辐射伤害和爆炸冲击波伤害。工程类型上分为管道工程和场站工程（球阀井），各类工程所存在的风险不同。（一）管道工程1、腐蚀管道及设备材质选择不当、天然气中含有水分等杂质、地下水位高等，均会造成球阀设备及管线内外表面腐蚀，导致设备及管线不同程度的泄漏。2、阀门、法兰密封圈失效阀门、法兰密封圈老化或安装时密封圈位置不对等，均有可能造成阀门、法兰泄漏，虽然一般情况下泄漏量不大，但却是阀室常见事故之一。（二）公共运行工程本项目建设不涉及控制工程，但项目的运行会依托公司整体的运行系统，运行系统的风险事故也是本项目的风险源。1、控制系统失误输气工艺控制关键是压力自动监控系统，若压力监控系统失误或误差过大，会导致作业人员错误判断，如：错误判断泄漏而中止管道输送，造成不必要的经济损失；不能及时发现较小的泄漏，以至造成大的泄漏事故。2、公用工程系统故障若通信系统或供电系统发生故障，有可能因与控制中心联系不上或长时间停电导致事故发生，甚至可能因事故状态得不到及时控制，而导致灾害扩大。3、放空系统故障当管道发生事故需要事故排放时，会有少量输送介质通过放散管排放，一旦放空系统出现故障，气体无法及时排出，可能会造成管道压力过大爆裂等后果。4、作业人员误操作作业人员因自身技术水平不高或责任心不强，导致误操作或违章操作，极有可能引发各种事故。（三）其它风险1、外部自然因素损坏包括地震、坍塌、洪水等对输气管道等设施的破坏。2、人为损坏人为损坏主要来自工艺操作失误，引起天然气泄漏；违法在管道保护区或安全防护区内从事取土、挖掘、采石、盖房、修渠、爆破、行驶禁止行驶的交通工具和机械等活动；蓄意破坏，管道上钻孔偷气，盗窃管道附属设备和构件等。环境风险类型（1）火灾、爆炸天然气输送管线因不法分子钻孔盗气、管线上方违章施工、管线的内外腐蚀、管线质量缺陷、施工中的缺陷以及洪水、地震等自然灾害造成管线破裂，导致天然气泄漏，遇点火源可能发生火灾、爆炸事故。天然气管线失效形成的危害种类和潜在影响区域取决于管线失效模式，气体释放、扩散条件和点燃方式。对于天然气管线泄漏，由于气体的浮力阻止了在地表形成持久的易燃气云，远处延迟点燃使发生门火的可能性较低。因此，主要的危险来自喷射火热辐射和受限气云产生的爆炸超压。火灾、爆炸事故是管道运行期的主要危险。项目管道压力最高可达到0.4MPa，且有日不均、月不均和年不均的变化，因此存在压力波动、疲劳引起的管材失效。（2）中毒、窒息危害天然气属于低毒性物质，其主要成分为甲烷，空气中甲烷浓度过高能使人无知觉地窒息、死亡。本项目风险事故类型见图8-1。事故毗邻段天然气放空事故毗邻段天然气放空地表水、生态环境影响大气环境影响空气稀释高浓度甲烷，人员窒息事故后恢复事故段换管人员伤亡生态影响人员伤亡图8-1本项目风险事故类型示意图重大危险源识别及评价等级重大危险源识别根据《危险化学品重大危险源辨识》（GB18218-2009），天然气生产场所临界量为50t。本项目重大危险源判别情况如下：项目设计设置40座放散管型PE球阀井，球阀井内不涉及天然气储存设施，所以本项目球阀井不构成重大危险源；根据《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》，“中压和高压燃气管道，且公称直径≥200mm，属于重大危险源”，以及《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）中城市燃气管网压力分级标准，本项目天然气管道设计压力0.4MPa，城北路中压支线、祖冲之路中压支线、迎宾路中压改线、相石路西段中压支线、湖滨路北段中压支线、湖滨路中压支线段六个工程段DN250mm，临湖路中压支线、古城路中压支线两个工程段DN200mm，构成重大危险源。环境风险评价等级根据《建设项目环境风险评价技术导则》中评价等级判定：本项目DN200mm以上中压管道环境风险评价等级为一级，DN160mm中压管道环境风险评价等级为二级。环境风险评价范围及环境保护目标根据《建设项目环境风险评价技术导则》判定，同时考虑项目周边环境的敏感度，报告将本项目管道中心线两侧各500m范围作为环境风险评价范围。项目周边主要环境保护目标详见表2-14。环境风险源项分析国外同类事故统计分析（1）国外同类工程事故类型及发生比率表8-4至表8-6给出了国外天然气管道事故次数、原因统计结果。美国天然气管道事故资料较详实，统计了逐年事故次数、事故原因和事故所造成的危害后果，可以作为本项目类比分析依据。从统计结果可以看出，美国天然气管道事故原因以外力破坏居多，次之为其它原因(包括误操作、连接件坏损等)，再者为建造/材料缺陷；前苏联管道事故主要原因依次是建造/材料缺陷、腐蚀；在欧洲天然气管道事故的原因中，外力损伤为主要原因，其次是建造/材料缺陷。表8-4美国天然气主干网管道及其事故后果统计年份年度里程事故数死亡财产损失事故危害milekm（次）（人）（美元）死亡/（次·km·a）1986321653517540836111662621.40E-071987323988521297704720466198832020251520589293160784.36E-08198932007051499310322204589394.15E-0719903244105219768911302316199132657552545971119312381992324097521472743245781657.77E-081993325319523438951230352682.01E-0819943328495355548145170293199532786652753664299577505.92E-08199632179l517762771130784742.51E-081997328765528983731120781172.59E-081998331862533966991444873101.89E-081999328378528360542176959377.01E—0820003265065253488015178682613.57E-072001312237502389872236742254.58E-082002324832522655821249835692.33E-082003326320525049981471048131.94E-08平均值324873522721823.3207004169.86E-08表8-5美国天然气主干网管道及其事故原因统计（90年代后）年份事故事故后果事故原因次数死亡受伤建材缺陷外腐蚀内腐蚀外力破坏其他199089017225113912199171012461041101992743159663221199395l171596362919948102291320231619956421013452715199677158873816199773151251628121998991111922372119995428841018142000731518781620222001862512793622200282152171527122003981823121327232004109131116183727合计122530161193132162466272事故率（%）15.810.813.23822.2表8-6美国、前苏联及欧洲地区输气管道事故原因和次数统计结果事故原因事故率（%）美国前苏联欧洲建造/材料缺陷15.837.919.5外腐蚀10.83314.1内腐蚀13.26.9外力破坏3816.953.1其它22.25.313.3（2）外输气管线事故率的比较多年来将各种因素进行综合统计后得出的各主要国家事故率对比情况详见表8-7。表8-7美国、前苏联和欧洲输气管道事故率对比地区或者国家天燃气管线事故率（×10-3次/km·a）美国0.60（50%管道运行超过40年）前苏联0.46（5%管道运行超过30年）欧洲0.38（运行时间较短）平均值0.48以上几个地区或者国家的平均事故概率是0.48×10-3次/km·a，根据国外管道事故统计结果，美国九十年代后天燃气管线事故率为1.5×10-4次/km·a，本次评价按上述平均事故概率计算天然气管道事故率总体水平。（3）损坏类型和被点燃概率的统计管道壁厚和管径与管道事故类型相关。较小管径和管壁较薄的管道较大管径和管壁较厚的管道容易发生泄漏事故。管径DN160～DN250的管道的断裂泄漏频率约为0.04×10-3/次.年，针孔、穿孔泄漏频率约为0.02～0.04×10-3/次·年。管道发生事故后，形成的危害主要有因为天然气喷出后可能被点燃形成的燃烧火焰产生的热辐射、因爆炸产生的冲击波等。表8-8统计世界范围内的管道事故天然气泄漏后被点燃的统计数据。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。大于0.4m的管线断裂后，天然气被点燃的概率明显增大。表8-8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国内同类事故统计分析（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8-9列出了1969年～1990年四川天然气管道事故统计结果。表8-91969年～1990年四川天然气管道故统计事故原因事故次数事故率(%)腐蚀6743.22其中：内腐蚀4629.67外腐蚀2113.55施工和材料缺陷6038.71其中：施工质量4126.45制管质量1912.26不良环境影响2214.2人为破坏及其它原因63.87合计155100从上表可以看出，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。上表统计结果可以看出，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。（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8-10。表8-1090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合计4758(km·a)2/0.42注：表中运行年限统计到2000年11月（4）第三方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。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。（5）国内输气管道事故典型案例我国输气管道典型泄漏事故案例见表8-11。表8-11国内输气管道天然气泄漏事故序号管道发生时间事故原因事故描述1沪州市天然气公司安富天然气管理所直径108mm管线2004年5月29管道局部的防腐层受到外力破坏，导致腐蚀穿孔、检修不及时、管理失误造成造成沪州市纳溪区炳灵路一栋居民楼前的人行道突然发生爆炸，大楼附一层的10多户人家顷刻之间变为废墟。这起爆炸事故共造成5人死亡，35人受伤，10多户居民的家园被彻底摧毁，80多户居民受灾，数万人的正常生活受到影响。2黑龙江大庆市萨尔图区三因洗浴中心2002年1月1日洗浴中心违章修建，其碱污水渗入地下，严重腐蚀地下管线，管穿孔/3重庆开县天然气主管道2005年11月25日直径100mm天然气主管道突然发生爆裂2万余居民疏散转移。4重庆沙坪坝区井口镇天然气输气管道2005年9月6日野蛮施工，堆土加载管道受外力影响变形断裂天然气大量泄漏后发生爆炸燃烧，高温火柱将附近百余米处民房引燃。酿成1人死亡、18人受伤的重大事故，造成直接经济损失370余万元，影响到云、贵、川、渝四地的天然气输送。5靖西线天然气管道2005年5月22日施工挖破发生严重天然气泄漏事故。6四川仪陇天然气管道2004年10月24日天然气管道爆裂泄漏缺口15cm长、5cm宽，泄漏量非常大，周围还形成了大团白雾，空气中天然气浓度己达到爆炸极限。7陕京输气管道神木县神木镇处2004年10月6日机动车挖掘破坏埋地管道且没有及时发现、爆炸。天然气泄漏200万m3。泄漏时间长达7小时。经济损失600余万元，未造成人员伤亡。8长庆油田集气管道主干线2004年6月7日高速公路施工，挖掘破坏大量天然气泄漏。9胜利油田至齐鲁石化输气管线2003年9月24日施工破坏临淄北环路施工，一铲土机铲破天然气管道。10曹威线，徐威线输气管道2003年06施工缺陷盲目施工造成管道悬空，最长段400m，悬空最高约50m。11陕京输气管道1998年洪水引发涡击振动洪水冲击管道，引起涡击振动，导致管线断裂。本项目最大可信事故根据同类项目风险识别结果，潜在的风险事故类型为火灾爆炸和气体泄漏以及事故状态下所造成的伴次生危害。本项目最大可信事故为天然气管道发生泄漏事故，引发火灾爆炸事故。根据天然气工程事故统计结果，天然气发生泄漏后被引燃，发生火灾爆炸的概率为1.6×10-6。风险概率水平属于中等偏下概率的工程风险事件，应有防范措施，并制定事故应急预案。事故影响预测报告引用《昆山高峰天然气有限公司巴城镇天然气中压管道建设工程安全预评价报告》中“危险及风险程度定量分析”对风险程度的预测：1、预测泄漏源强：管道直径：DE250，管道压力：0.4Mpa，假设天然气管道发生开裂，裂口形状为长方形，长为管径的60%，宽为2cm，天然气（甲烷）的绝热指数（γ）为1.316，由此，天然气井管道小孔泄漏的泄漏速度为：因为因为，故天然气管道中的流动为声速流动，根据声速流动气体泄漏计算公式：式中：Q——为泄漏速度，kg/s；Cd——裂口形状系数，长方形取0.90；A——裂口面积，m2；P——管道内压，Pa；M——气体分子量，kg/mol；R——气体常数，8.314J/mol·K；T——气体温度，K；γ——气体绝热指数通过计算的，天然气泄漏速度为：2、故障形态：天然气泄漏5min后，形成蒸气云遇火源发生爆炸。3、定量计算：（1）WTNT的计算E=1.8α·Wf·QfWTNT=E/QTNTE——为爆炸总能量，KJWTNT——蒸气云的TNT当量，Kgα——蒸气云的TNT当量系数，取4%；Wf——蒸气云爆炸燃烧掉的总质量，kgQf——燃料的燃烧热，KJ/kg；QTNT——TNT的爆热，KJ/kg，取4520KJ/kg；E=1.8×4%×56×103×0.002×5×60=2.42×103KJWTNT=2.42×103/4520=0.535kg（2）爆炸时对人员的伤害A、死亡区R死=13.6×（WTNT/1000）0.37=13.6×（0.535×103/1000）0.37≈0.8mB、重伤区P=0.137Z-3+0.119Z-2+0.269Z-1-0.019Z=R重伤/（E/P0）1/3P——引起人员重伤冲击波波峰值大约为44000Pa（即为0.434atm）P0——为环境压力（近似为101300Pa）E——为爆炸总能量（KJ）R重伤=1.089×（2.42×106/101300）1/3≈3.14mC、轻伤区P=0.137Z-3+0.119Z-2+0.269Z-1-0.019Z轻伤=R轻伤/（E/P0）1/3P——引起人员轻伤冲击波波峰值大约为17000Pa（即为0.434168atm）P0——为环境压力（近似为101300Pa）E——为爆炸总能量（KJ）R轻伤=1.954×（2.42×106/101300）1/3≈5.63m表8-12天然气蒸气云爆炸破坏半径破坏半径事故区域死亡半径m重伤半径m轻伤半径m管道泄漏0.83.145.634、风险影响小结：模拟静态状态下的事故，考虑DE250管道破裂长为管径的60%，宽为2mm管道小孔泄漏5min，遇点火源爆炸事故，死亡半径0.8m，重伤半径3.14m，轻伤半径5.63m。如在实际管道运行过程中，天然气中压管道破裂泄漏后5min内没有采取果断的处理措施，泄漏气体会形成蒸气云爆炸，爆炸后也会造成周围管道、设备破坏，引发更大规模的泄漏，从而造成更大范围的火灾、爆炸事故。由此可见，发生风险事故后，在得到有效控制的情况下，项目风险事故影响范围相对较小，对居民区的影响相对较小，独立的爆燃事故对对水源地及生态红线区的影响也不大，但由于项目部分位于生态红线区及水源地内，其主要影响为发生爆燃后的消防尾水对区域内水体环境的影响，但由于天然气爆燃产生的消防尾水中基本不含有有毒有害物质，通过地表流入水体的主要尾水中主要污染物为SS，同时会增加COD浓度，对水体环境的影响相对有限，不会造成严重的不利影响。环境风险值计算及评价风险值（死亡/年）=死亡半径内人口数×事故发生概率本项目在输气过程中，各类潜在事故因素可能引起的最大事故危害是输气管线破裂，从而造成大量天然气泄漏、燃烧或爆炸，产生燃烧热辐射因子。加压气体泄漏时形成射流，如果在裂口处被点炸，则形成喷射火焰；若天然气没有立即点燃，高压下释放出的天然气湍流喷射扩散，形成可爆炸云团，当这种云团点燃或爆炸时，会产生一种敞口的爆炸蒸汽烟云或形成闪烁火焰。在闪烁火焰范围内的人群会受到伤害甚至死亡。本项目管道沿线地区基本以人工生态系统为主，主要生态类型有农田生态系统。以死亡半径内可能存在5人作为计算参数。本项目中压输气管线最大可信事故风险值为8.0×10-6/年。风险可接受分析将采用最大可信事故风险值Rmax与同行业可接受风险水平RL比较。参照目前化工行业可接收风险水平为8.33×10-5/年，而本项目的最大风险值8.0×10-6/年，因此判定本项目的建设，风险水平是可以接受的。环境风险应急预案工作原则1、以人为本，预防为主。加强对环境事件危险源的监测、监控和管理，建立环境事件风险防范体系，积极预防、及时控制、消除隐患，提高环境事件防范和处理能力，尽可能地避免或减少环境事件的发生，消除或减轻环境事件造成的中长期影响，最大程度地保障公众健康，保护人民群众生命财产安全。2、统一领导，企业自救，属地为主，分类管理，分级响应。一旦发生环境事件，公司必须立即实行自救，采取措施控制事态发展，及时向地方人民政府及住建局燃气办报告，超出本企业应急处置能力时，启动上一级预案，由地方政府动用社会应急救援力量；在政府的统一领导下，加强各部门之间协同与合作，提高快速反应能力；针对不同污染源所造成的环境污染，实行分类管理，充分发挥部门专业优势，使采取的措施与突发环境事件造成的危害范围和社会影响相适应；充分发挥地方人民政府职能作用，坚持属地为主，实行分级响应。企业应接受地方政府的统一领导，与地方政府部门协同合作，严谨、快捷、有序、冷静地应对突发环境事件。3、平战结合，专兼结合，充分利用现有资源。积极做好应对环境事件的思想准备、物资准备、技术准备、工作准备，加强培训演练，加强应急监测力量；充分利用企业及社会现有专业与兼职的环境事件应急资源。应急组织机构及其职责（1）应急组织机构组成由公司成立应急救援抢险组。下设专业处置组，包括安全环保组、抢险抢修组、消防急救组、治安保卫组、医疗急救组、事故调查组、物资供应保障组、善后处理组、通讯联络组。（2）应急救援指挥部和专业处置组的职责A、应急救援指挥部职责①制定事故状态下各部门和各级人员的职责。②负责应急救援各类资源的配置。③负责应急救援预案的组织实施和演练，组织指挥救援队伍实施救援行动。④负责组织编制安全、消防、保卫、医疗、物资供应、通讯、交通等在事故状态下的应急救援程度。⑤负责事故信息的上报工作。⑥组织或配合有关部门进行事故调查。⑦总结应急救援经验教训。B、专业处置组的职责安全环保组：由工程部负责现场的安全管理、安全措施的落实监督，负责现场有害物质的监测工作，组织协调各单位等专业抢险队伍，进行抢险救援。抢险抢修组：从物资采供部门提出救援物资，及时组织有资质的抢险抢修队伍，做好抢险抢修的准备工作，组织救援的临时性措施和安全防范措施的实施。消防急救组：由公司安全或负责消防的人员负责，接到报警后，按照应急预案程序展开应急救援工作。治安保卫组：由公司保卫科负责，组织力量对现场及周围区域和道路进行警戒、控制、组织人员有序疏散。医疗急救组：由装置区域现场医疗点负责，组织有关医疗人员对受伤人员实施初期救治和处置。事故调查组：由调查组会同有关部门进行现场勘察、取证、查明事故原因、提出安全措施等工作。物资供应保障组及善后处理组：组织协调有关部门，落实运输保障和物资保障工作，负责会同有关部门处理伤亡人员的善后工作。目前，应急救援协调办公室设在公司会议室。当事故发生时，通讯联络以应急救援办公室为中心展开，作为全区域各类事故的应急联络中心，立即通知应急救援指挥部相关人员成立应急救援指挥部。事故应急报警联络方式保证事故报警的及时与准确。当发生环境污染事故时，最早发现者应立即利用身边的通讯工具最快最有效地向有关部门报警。对可能严重影响周边单位或社会的事故，要按照职责分工，由公司立即向当地政府部门及住建局燃气办进行汇报，以尽早争取时间，迅速采取响应，以便尽快控制事故的发展。1、内部报警程度当发生环境污染事故时，事故的最先发现者要用最快捷的方式向消防队和公司报告。2、报警电话:火警119;医院急救1203、报警内容:事故发生时间、地点、事故类别、污染物名称、危害范围及程度，对救援单位的要求以及报警人姓名、单位和联系电话。事故应急救援响应及指挥程序应急救援指挥部总指挥、副指挥接到报告后，立即赶赴事故现场，成立事故现场指挥部，并启动应急预案，组织专业救援队伍赶赴现场，实施救援处置。事故发生后，有关部门、单位按照快速反应、统一指挥、协同配合的原则，迅速开展救援处置工作。事故应急救援响应程序详见图8-1。图8-1事故应急救援响应程序事故应急方案1、管道破裂和阀门密封部位泄漏事故的应急救援方案管线由于使用年限长和介质的腐蚀，或系统内残余水分的存在，易在管线的最低与最末端部位腐蚀管道，阀门处可因天气严寒而冻裂或密封部位老化，都会造成泄漏。巡查人员与操作人员发现泄漏时，应立即采用以下应急措施：①迅速查明泄漏点，立即关闭泄漏点两端管线上的阀门和与该管线相接的每个调压柜（箱）阀门，把气源切断。②杜绝附近一切火源，禁止一切车辆在附近行驶。同时向负责人和安全消防人员报告发生泄漏和具体情况及正在采取的措施。③公司负责人接到报告后，应立即到现场组织人员进行处理，停止一切操作活动；撤离无关人员，并安排专人对泄漏点进行监控，采用开花水枪分层驱散漏出的气雾，降低天然气浓度，直至检测合格。若泄漏量大，一时难以控制，应扩大警戒线，切断电源，拔打119报警，禁止用手机，远距离监控，同时向当地安全、环保部门报告。2、天然气管道发生事故的应急方案（1）初期事故处理①巡检人员立即向应急指挥汇报泄漏（或起火）部位、情况；②应急指挥下令启动应急预案；③通讯联络组向分公司值班人员、公司调度汇报现场情况，联系应急抢险单位实施紧急抢险工作，并打电话报警，寻求地方政府部门援助；④现场抢修组负责现场流程的切换，对发生异常情况管线实施紧急截断和泄压操作：抢险人员进入事故现场后立即切断上下游气源，设立警戒线并疏散人群。⑤安全监护组在泄漏（或起火）部位周围使用可燃气体检测仪进行检测，现场设置警戒线进行警戒，等待消防部门和抢险救援队伍到来；⑥施工抢险单位到达现场后，现场抢修组立即组织施工单位进行现场抢修；⑦如需要清理现场工作面，现场抢修组组织施工单位利用施工机具对施工作业面进行清理，以满足施工抢险需要；⑧现场抢修组负责配合施工单位根据现场情况，制订应急抢修方案，并上报公司应急指挥部，待方案批准后负责现场的组织实施。⑨查明情况后制订出抢修方案，经领导同意后执行，进入危险区操作人员须设专人监护，未经许可不得一人单独作业，操作人员在空气中含氧量小于18%时，必须使用隔离式面具。（2）疏散行动①在指定位置设立应急集合点，发生火灾时，所有非有关人员应立即按应急逃生路线疏散到集合地点（确定在上风方向集中）；——疏散到集合地点后，由后勤保障组点名，清点人数；——疏散集合完成，如有人员丢失，应首先寻找丢失人员。（3）事故现场警戒区的设立①警戒区的划定:根据管线事故影响，结合事故现场可燃气体浓度检测结果，按照事故点周围250m以外划定警戒区。②事故现场隔离措施——安全监护组在事故现场设置警戒线、警示标志，专人配合进行警戒，防止无关人员和机动车辆进入警戒区；——安全监护组负责检测事故现场周围天然气浓度，确认安全后，方可允许抢险车辆进入警戒区；——所有进入警戒区的车辆必须配带好防火帽。所有抢修车辆、发电机、电焊机等抢修工具必须停放在上风口，距事故点50m以外，未经允许不准发动；——进入警戒区的抢修人员必须佩戴个人防护用品，熟悉撤离路线；——在未确认事故现场抢修部位天然气浓度低于爆炸下限20%LEL时，严禁在警戒区域内使用非防爆工具和能够产生火花的电动工具。③现场检测、监测与人员的防护——安全监护组负责对现场天然气浓度进行检测和监测工作。——现场检测工作指进入事故现场前，检测人员对可燃气体浓度的检测；现场监测工作指应急抢修过程中检测人员对可燃气体浓度的检测。——应急救援人员进入事故现场前，安全监护组应首先对事故现场进行气体检测，确认事故现场检测合格后，应急救援人员方可进入事故现场。——检测人员应携带必要的检测仪器对事故现场进行可燃气体检测工作。——检测人员必须熟悉检测仪器的使用方法，具备必要的检测专业知识。——检测人员必须穿戴防静电劳保服、佩带安全帽、防护镜，必要时应佩带空气呼吸器。——检测人员必须熟悉异常情况下的应急措施和逃生路线。——实施现场检测时，检测人员不得单独进入事故现场进行检测，要与外界保持通信联络。——安全监护组在整个应急抢修过程中，应对事故现场实时监测。监测人员应根据现场情况合理布置现场可燃气体监测点，确定具体数量和位置。——现场监测过程中，监测人员一旦发现异常情况，应立即向现场人员发出警告，同时报告现场指挥负责人。（4）异常情况下抢险人员的撤离①安全监护组负责事故抢修现场异常情况的监测，包括可燃气体浓度超过报警值、可燃气体浓度达到爆炸范围、现场发生火灾、现场发生爆炸等。②异常情况下，安全监护组及时向现场人员发出警报，现场抢修组立即组织现场抢修人员安全撤离。③抢险人员接到警报后，立即按照既定撤离路线组织撤离。④撤离应根据实际情况，本着“先人员、后机具、设备”的原则进行。⑤到达安全区域集合地点后，负责清点人数，发现人员失踪，向应急救援指挥部报告。（5）事故扩大后的应急措施①根据现场情况应立即扩大警戒范围，根据现场情况组织疏散危险区范围内群众，消灭火源，保证安全；②立即组织现场应急救援人员撤离危险区；③及时组织对事故扩大原因进行分析，采取果断措施控制事态进一步发展；④针对现场情况，迅速制定进一步的应急救援方案；⑤报请公司调集更多救援队伍，赶赴现场进行支援。3、加强应急联动①立即将事故报告上级主管领导、生产指挥系统，通知当地公安、消防、环保部门。②加强上下游单位联动，立即通知上游供气和下游输气单位采取应急措施，减少事故范围和程度，降低风险。③对一时不能恢复和维持正常输气生产时，应通知各用户。努力减少事故的间接损失。应急抢修工作要求（1）抢险抢修人员必须按规定穿戴抗静电隔热工作服装，戴好防护帽、防护手套和空气呼吸器（抢险人员每人要配备两套抢险用的防护工作服装）（2）熄灭事故点周边一切火种和火源，周围禁止一切车辆行驶。（3）抢救时必须使用防爆工具，要避免金属物品的相互碰撞，不要乱扔物品，需要照明时要使用防爆灯具。（4）抢险抢修人员要听从统一指挥，不得蛮干，尽快处理。（5）如有紧急情况，立即拨打“119”报警，请求支援。（6）对设备、管道及各类附件，天然气任何部位的泄漏，即使是微小的漏损也不能放过，都应采取措施，加以排除。（7）根据气温的变化、设备运行状况，来调整各项作业方案和设备参数，并采取防冻或降温措施，防止异常情况的发生。人员紧急疏散及警戒1、与公安消防部门配合封锁周边道路，疏导闲杂车辆，引导消防或专业抢险车辆和人员到达事故现场。2、设立事故警戒区、指定专人警戒，严防无关人员进入事故警戒区。3、事故警戒区包括危险区和缓冲区等两个层次。事故发生地点为危险区；危险区到安全地区的过度区为事故缓冲区。4、在警戒区明显地方用细软布料设风向标志旗。事故抢救人员应站在上风侧的安全区域内。事故现场应急指挥部位置应设在上风侧，便于观察且有必要的安全距离。5、人员疏散应从事故点向外按引导疏散指示牌标注的指定路线疏散、不要穿越装置区。被困在危险区的人员必须先采取临时防毒防护措施后，在抢险营救人员的联络和指挥下迅速有序的撒离危险区，防止在慌乱之中发生人员拥挤、挤压、踩踏的事故。现场环境监测协同环保监测部门重点对气体扩散区域和浓度的监测，监测人员必须戴空气呼吸器，两人一组进入现场采样，送往分析室进行分析化验，确定污染物和浓度；另分派在事发现场周围用便携式报警仪进行监测，并及时将监测结果汇报现场指挥部。应急设施1、通讯系统是一切应急指挥工作的生命线，因此必须保障通讯设施的完好和畅通。各级指挥人员和专业组负责人配备了移动员式通讯工具，能够完全保证信息畅通。2、工程部配备可燃气体检测仪、有毒有害物质检测仪和氧含量报警仪。3、备用紧急疏散引导牌及风向标。现场保护与处置事故得到控制后，由事故调查组及消防部门、环保部门等各有关部门参加事故调查，根据所获悉的事故信息进行事故初始评估，及时对事故现场进行勘察和保护。根据初始危险评估和现场确认的结果决定应采取的应急对策。当认为抢险力量不够时，应立即请求社会力量支援。封锁周边道路，疏导闲杂车辆，设立事故警戒区、指定专人警戒，严防无关人员进入事故警戒区。事故应急救援的后期工作是对事故现场的残留的污染物质进行处理，这项工作由抢险抢修组负责制订净化和处理方案，及时组织人员予以清除，消除危害后果，防止对人继续造成危害或对环境污染，尽快恢复正常的施工秩序。应急预案的培训与演练措施1、为保证在发生事故时的应急救援工作高效、有序的进行，最大限度地减轻事故后果，限制事故严重度及对员工健康和环境的影响。在日常工作中，应急救援指挥领导必须做好应急救援的准备工作，落实岗位责任制和各项制度，定期组织应急救援培训和学习。2、按照公司要求，每半年组织一次应急救援演练。在演练前，应编制应急救援演练计划。3、演练后，应根据演练的实际情况进行讲评，并对事故应急预案进行补充。4、参加演练的人员在演练培训记录上签字，并提出改进意见。5、公众教育①除了对所有职工进行应急救援、自我防护学习和演练外，还应对周边社区（村、镇）及学校的应急指挥人员进行天然气化学性质、物理性质、安全防护等方面知识的讲座教育，使这些指挥人员熟悉实施应急措施和方案，如何指挥疏导群众撤离，防范有害气体的危害，并向群众宣传、讲解防范知识。②应急指挥部除开办有关应急机构指挥人员关于应急知识方面的讲座、学习班外，还应派出有关人员分期分批对各乡、村、镇、街道办事处以各种群众喜闻乐见的形式，如广播、小报、宣传册、知识问答，向公众进行风险应急预案及自我防范措施的教育，让公众了解掌握事故防范知识，万一有事故发生时，可进行迅速安全撤离，以减少各类损失。环境