管道环境风险评价.docx

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
3144
53.5
材料损坏
990
16.9
腐蚀
972
16.6
结构缺陷
284
4.8
其它
482
8.2
合 计
5872
100

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
441
53.1
施工缺陷及材料失效
162
19.5
腐蚀
117
14.1
地基位移
44
5.3
现场开口
29
3.5
其它
37
4.5
合 计
830
100
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
0.073
0.168
0.095
施工缺陷和材料缺陷
0.073
0.044
0.01
腐蚀
0.088
0.01
/
地层位移
0.01
0.02
0.02
现场开口
0.02
0.02
/
其它
0.044
0.01
0.01

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
300
39.9
其中：外部腐蚀
(248)
(33.0)
内部腐蚀
(52)
(6.9)
外部干扰
127
16.9
材料缺陷
100
13.3
焊接缺陷
81
10.8
施工和设备缺陷
82
10.9
其中：施工缺陷
(65)
(8.6)
设备缺陷
(17)
(2.3)
违反操作规程
22
2.9
其它原因
40
5.3
合计
752
100

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
≤5
0.191
0.397
0.213
5～10
0.029
0.176
0.044
10～15
0.01
0.03
／

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
≤100
0.229
0.371
0.32
125～250
0.08
0.35
0.11
300～400
0.07
0.15
0.05
450～550
0.01
0.02
0.02

表10.1-8 不同埋深管道发生事故的比例
埋深
(cm)
不详
0～80
80～100
>100
事故率
(10-3次/km•a)
0.35
1.125
0.29
0.25

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
0.11
0.02
1954年～1963年
0.18
0.06
1964年～1973年
0.05
0.04
1974年～1983年
0.04
0.03

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10.1-11 1969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
67
43.22
其中：内腐蚀
(46)
(29.67)
外腐蚀
(21)
(13.55)
施工和材料缺陷
60
38.71
其中：施工质量
(41)
(26.45)
制管质量
(19)
(12.26)
不良环境影响
22
14.20
人为破坏及其它原因
6
3.87
合计
155
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6 mm～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
12
37
16
65
44.8
管材及施工缺陷
32
19
12
63
43.5
外部影响
1
2
7
10
6.9
不良环境影响
1
3
1
5
3.4
其它
0
2
0
2
1.4
合计
46
63
36
145
100

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10.1-13 90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
853
2.417
1
1998.8
0.485
靖西线
488.5
3.5
1
1999.9
0.585
靖银线
320
3.083
0
/
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)
1996
68
285
8436
3686
1997
178
467
18913
3910
1998
756
2154
21319
4504
1999
2458
8126
39322
8797
2000(1～9)
6266
19236
171916
36606
合计
9726
30268
259906
57503

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)
1
11+200
莘县古云乡
珍珠岩厂作为燃料气
0.5
2
11+380
莘县古云乡黄庄
灯具厂作为燃料气
0.5
3
11+500
莘县古云乡黄庄
灯具厂作为燃料气
0.5
4
11+650
莘县古云乡同智营村
玻璃丝棉厂作为燃料气
0.5
5
11+660
莘县古云乡西池村
泡花碱厂作为燃料气
0.5
6
11+770
莘县古云乡王拐村
熔块厂作为燃料气
0.5
7
11+790
莘县古云乡王拐村
熔块厂作为燃料气
0.5
8
11+890
莘县古云乡曹庄村
珍珠岩厂作为燃料气
0.5
9
11+920
莘县古云乡曹庄村
熔块厂作为燃料气
0.5
10
13+180
莘县古云乡邢庄村
熔块厂作为燃料气
0.5
11
14+150
莘县古云乡义和诚公司
玻璃丝棉厂作为燃料气
1
12
14+200
莘县古云乡邢庄村
熔块厂作为燃料气
1
13
280+300
吴桥县北董村
装有阀门
未盗成
14
303
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 输气管道事故风险源类型
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。
10.2.2 西气东输管道沿线环境风险因素识别
10.2.2.1 自然风险因素识别
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
<Ⅵ
Ⅵ
Ⅶ
Ⅷ
长度(km)
533.0
1761.2
1027.0
638.2
所占比例(%)
13.5
44.5
25.9
16.1

2) 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