运营期应急预案

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北仑-天然气输气管道工程穿越与并行高速公路

生产安全突发事件

应急预案

浙江省天然气开发有限公司

2013年3月5日

1 总则 1.1 编制目的

为有效预防和迅速控制甬台温天然气输气管道工程穿越与并行高速公路各类生产安全突发事件，避免或最大限度地减少突发事件造成的人员伤亡、资产损失和社会影响，制定本预案。 1.2 编制依据

《中华人民共和国突发事件应对法》（国家2007年69号主席令）

《生产安全事故报告和调查处理条例》（中华人民共和国国务院令第493号）《国家突发公共事件总体应急预案》（国务院2006年1月8日颁布实施）《国家安全生产事故灾难应急预案》（2006年1月22日颁布实施）

《浙江省突发公共事件总体应急预案》（浙政发[2005]12号，同年2月6号实施）《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T 9002-2006）《生产安全事故应急预案管理办法》（国家安监总局[2009]17号）

浙江省能源集团有限公司Q/ZN 201043-2010《生产安全突发事件应急救援预案》浙江省能源集团有限公司生产事故报告和调查处理规定》（QZN 201007-2011）《浙江省环境污染和生态破坏突发公共事件应急预案》 1.3 适用范围

本预案适用于甬台温天然气输气管道工程穿越与并行高速公路生产安全突发事件的应急处置。

2 危险分析危险因素与事故特征 2.1 工程概况：

甬台温输气管道分为：干线两条，支线两条，管道总长度约为460.132km。其中干线一长约359.6km，干线二长约59.97km，支线一长约6.012km，支线二长约34.55km。

干线一（春晓首站-温州末站）管道起点位于宁波市鄞州区春晓首站，终点位于温州市岙底乡的温州末站，管道沿途经过宁波市的鄞州区、奉化市、宁海县，台州市的三门县、临海市、黄岩区、温岭市和温州市的乐清市、永嘉县、鹿城区等。干线一长度约为359.6km，管径为DN800。

干线二管道起点位于温州市乐清市的的乐清分输清管站，终点位于瑞安市莘塍镇

的瑞安分输清管站, 管道沿途经过温州市的乐清市、龙湾区、瑞安市等。干线二长度约为59.97km，管径为DN800。其中海底管线长约2.8km。

支线一龙湾电厂支线起点位于温州市龙湾区的龙湾分输清管站，终点位于温州市龙湾区龙湾电厂。该支线长度约为6.012km，管径为DN450。其中海底管线长约4.8km。

支线二苍南支线起点位于瑞安市莘塍镇的瑞安分输清管站，终点位于苍南县龙港镇的苍南末站，管道沿途经过瑞安市的平阳县、苍南县等。该支线长度为34.55km，管径为DN350。

根据管道线路走向和沿线各地区燃气的需求情况，并考虑管道建设的工程投资及运行，甬台温天然气输气管道全线共设置15座输气站场，其中干线站场13座、支线站场2座。根据各站场的地理位置和作用划分：分别为春晓首站、奉化分输站、宁海分输站、三门分输站、临海分输站、台州分输清管站、温岭分输站、乐清分输清管站、北白象分输站、永嘉分输站、龙湾分输清管站、瑞安分输清管站、平阳分输站和温州末站、苍南末站。

2.2 危险因素：对一个天然气生产系统而言，影响事故发生的因素主要是:第三方破坏（含自然灾害）、腐蚀破坏、设计缺陷和误操作等。

2.2.1 第三方破坏：第三方破坏主要指后建工程、大宗物资堆积在管道上、违章占压和自然灾害等。

2.2.2 腐蚀破坏：腐蚀破坏主要包括内腐蚀和外腐蚀。

2.2.3 设计施工缺陷：设计缺陷指天然气生产系统中在设计中设计材料、工艺、逻辑控制、未充分考虑地质条件等方面不能满足生产要求而可能导致天然气事故的缺陷。施工缺陷指施工质量不达标造成的缺陷。

2.2.4 误操作：指违反操作规程或操作过程中导致的阀门误动作或误操作SCADA系统导致系统动作造成天然气压力突降、憋压或其他情况甚至造成管道或压力容器破裂、泄漏、燃烧爆炸等。 2.3 事故特征

2.3.1 天然气生产事故具有明显的特征，如管道压力不正常下降、憋压等，可能造成的危害有：人员伤亡。以爆炸、物体打击、烧伤、灼烫、摔（扭）伤等人身伤亡居多。 2.3.2 设备损坏：如管道（含阀室）设备由于爆炸冲击波受损等。 2.3.3 设备事故：如气液联动阀误动作等。 2.3.4 火灾事故。

2.3.5 次生灾害：如天然气主管道泄漏导致临近高速公路中断等。 3 应急处置原则

3.1 把人员健康和生命放在首要位置。在应急处置过程中，要遵循以人为本、快速

反应、政企联动、区域联防，最大限度减少人员伤亡和财产损失。 3.2 使用当前生产工艺，最大可能保证向下游正常输气。

3.3 以最迅速有效的方式恢复遭到破坏的管道或站场设备，并确保抢修施工质量。 3.4 积极配合公安、消防部门处理事故现场，提供相应事实情况，以便追查犯罪分子。 4 预防与应急准备 4.1 内部保障

4.2 应急队伍。事故发生后，公司所有人员均应投入到各项抢险工作中，其中应急抢修组为主要保障力量。 4.2.1 应急相关资料存放信息。

4.2.1.1 存放用于紧急抢险可能调用的信息主要包括：管道走向图、消防设施配置图、工艺流程图、现场平面布置图、周围区位图、气象资料、安全技术说明书、互救信息等。信息资料应建立目录和索引，并可以电子查询其存放信息。

4.2.1.2 公司机关统一将信息资料存放在公司档案室。技术质量中心将信息资料存放在调度中心，由专人负责管理。

4.2.1.3 应急通信系统。目前管道运行数据传输采用光缆通讯。当发生故障且无法及时

恢复时，可利用无线通信（手机）进行应急联络。 4.2.2 应急电源照明

4.2.2.1 站场UPS。各站场均设有UPS，可在中断供电后，给主要系统：SCADA、通信、

流量、消防报警、重要阀门、控制室等提供电源。

4.2.2.2 站场备用发电机。各站场均配有柴油发电机或天然气发电机在中断供电后提供电源。

4.2.2.3 抢修用移动式发电机。应急抢险队必须配备1—2台50KW移动式发电机。同时配备4—6台应急探照灯。

4.2.2.4 应急救援装备、物资、药品等见附件。

4.3 外协支持

4.3.1.1 公司以合同形式与中石油维抢修公司华东分公司建立协作关系，由协作单位组建成维抢修队，提供大型设备机具、人力资源并长期合作。

4.3.1.2 维抢修队依托的大型机具有：吊车、挖掘机、推土机、装载车、吊管机。 4.4 通讯和报警保障 4.4.1 24小时有效的报警装置

4.4.1.1 SCADA系统对全线进行实时监控和报警。公司天然气管线全线采用以计算机为核心的全线监控和数据采集系统。自动化控制系统有：调度中心远程控制、本站自动控制、单体就地控制。

4.4.1.2 在正常情况下，由调度中心对全线进行监视和控制。控制权限由调度中心确定，经调度中心调度授权，才允许操作人员通过站控系统对所在站进行授权范围内的工作。当通信系统发生故障或系统检修时，由站控系统自动完成对本站的监视控制。当设备检修或紧急停车时，可用就地控制。

4.4.1.3 SCADA系统可根据运行参数报警值的设定，实现24小时监控管线运行，并当运行参数，如压力、温度、气质和其他数据超过正常范围时将发出报警提醒运行人员及时处理。

4.4.2 在线安全检测设备和仪器。站场在站控室、UPS间、通信机房、会议室安装有温感和烟感探测器，通过声光显示报警，提醒工作人员采取必要的安全保护措施。 4.4.3 移动检测设备。每座站场均配置1台便携式可燃气体检测仪，由运行人员定期巡检和测试。该仪器能够测试天然气轻微泄漏，在可燃气体浓度达到爆炸下限的5%时即发出报警信号。

4.4.4 其他手段。站场、阀室，运行人员在定期巡检中可以通过肥皂水对法兰、仪表接头处进行检漏，由发生的水泡判断是否有泄漏现象。 4.4.5 人工巡检、电话报警。

4.4.5.1 巡线工每日对负责段天然气管线进行巡检，一旦有事故，将立即电话汇报就近站场和调度中心。

4.4.5.2 线路管理员定期对线路进行巡检，一旦有事故，将立即电话汇报调度中心及公司领导。

4.4.5.3 当地政府和附近居民一旦发现有事故，将通过宣传的电话号码直接报告给调

7 应急培训

7.1 天然气有关应急救援队伍按照有关规定参加业务培训。 7.2 职工培训

7.2.1 所有应急预案作为部门、班组安全学习的内容，使职工掌握报警的方式、方法，应急物资、装备的使用，相应应急措施以及急救、自救常识。

7.2.2 根据实际情况，各部门提出应急预案的培训需求，按企业规定纳入年度培训计划。 7.2.3 企业适时组织开展应急知识培训。

7.2.4 结合“安全生产月”和“安康杯”活动，广泛宣传应急救援知识。 7.2.5 各专项预案中，应明确应急预案培训的范围和演练周期。 8 应急演练 8.1 演练形式

应急预案演练可采用桌面演练和实战演练二种方式进行。 8.2 演练计划与组织

8.2.1 预案年度演练计划由应急领导小组办公室制订、发布。

8.2.2 各部门应根据预案年度演练计划，确定部门演练计划，并纳入月度工作计划。 8.2.3 现场处置方案应每半年至少演练一次，演练计划由预案的归口部门自行制订。 8.2.4 部门自行组织的应急演练，其他相关部门做好配合工作。