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天然氣管道事故分析

文檔作者：杜艷謝英王子豪劉志成文檔來源： 1．西南石油大學(xué) 2．中國石油西南油氣田分公司輸氣管理處 3．中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2021年10月24日
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2009
第2期
警 遣 披 木
Pipeline Technique
5 設(shè) 各
and Equipment
2009
No．2
天然氣管道事故分析
杜艷 ，謝英 ，王子豪 ，劉志成
(1．西南石油大學(xué)，四川成都610500；2．中國石油西南油氣田分公司輸氣管理處，
四川成都610213；3．中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦，重慶400021)
摘要：長輸天然氣管道工程比較復(fù)雜，一旦出現(xiàn)事故，將不能向下游正常供氣。因此，天然氣管道
的安全問題顯得尤為重要。根據(jù)國內(nèi)外天然氣管道事故的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，對(duì)事故原因進(jìn)行了分析。分析結(jié)
果表明：外部干擾、腐蝕、施工和材料缺陷是國內(nèi)外天然氣管道事故的三大主要原因。對(duì)這些原因的特
點(diǎn)作了具體的描述，為國內(nèi)天然氣管道安全管理工作提供了借鑒材料。
關(guān)鍵詞：天然氣；管道；事故原因
中圖分類號(hào)：TE83 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1004—9614(2009)02—0016—03
Accident Analysis of Gas Pipeline
DU Yan ，XIE Ying。，WANG Zi·hao
， LIU Zhi-cheng
(1．Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China；
2．Natural Gas Transportation M anagement of PetroChina Southwest Oil&amp;amp; Gas Field，Chengdu 610213，China；
3．Chongqing Natural Gas Mine of PetroChina Southwest Oil&amp;amp; Gas Field，Chongqing 400021，China)
Abstract：Gas transmission pipeline is a complex system．Once an accident happens，it Can not provide gas for down line．
Therefore，the safety issue of gas transmission pipeline becomes quite importan t．Statistic data on overseas and internal gas trans—
mission pipeline show that external interference，corrosion and construction defect／material failure are the main causes of gas
pipeline accidents．Meanwhile，the characteristic of every cause is analized，SO that it can provide some experience for the safety
of internal gas transmission pipeline．
Key words：gas；pipeline；cause of accident
0 引言
天然氣管道具有管徑大、運(yùn)距長、壓力高、輸量大
的特點(diǎn)，一旦發(fā)生事故，會(huì)給人們的生產(chǎn)生活造成很
大的影響。國內(nèi)管道事業(yè)在近20年中得到了迅速發(fā)
展，特別是川渝地區(qū)，外輸天然氣管線長度超過6 000
km，以DN700 mm為主干道的環(huán)形輸氣干線管網(wǎng)長
度近2 300 km．但是，其中一些管線服役時(shí)間較長，僅
環(huán)形干線就有40％運(yùn)行年限超過2O年H]。由于以前
一些未經(jīng)凈化的低含硫氣直接進(jìn)入管線，加之運(yùn)行環(huán)
境惡劣，管線遭受了嚴(yán)重的內(nèi)、外腐蝕；同時(shí)部分管道
受當(dāng)時(shí)國內(nèi)制管水平、施工技術(shù)限制，質(zhì)量較差。通
過了解國內(nèi)外天然氣管道事故狀況，分析了事故原
因，總結(jié)了事故類型，為國內(nèi)天然氣管道事故預(yù)防工
作提供了參考。
1 輸氣管道事故的界定
天然氣管道事故一般指造成輸送介質(zhì)從管道內(nèi)
收稿丑期：2008一Ol一12 收修改稿日期：2008—10—2O
泄漏并影響正常輸氣的意外事件，主要是管道區(qū)段的
事故。
事故類型分為針眼和破裂(缺陷小于或等于2
cm)；穿孔(缺陷直徑大于2 em且小于或等于管道直
徑)；破裂(缺陷直徑大于管道直徑)。
事故率是衡量管道可靠性的重要指標(biāo)，管道事故
率是管道線路部分的可靠性指標(biāo)，它并非專門指線路
的管子或其他組成單元，而是針對(duì)整個(gè)管道線路系統(tǒng)
而言的。通常干線管道事故率被定義為每年每km管
道上發(fā)生事故的平均次數(shù)。管道事故率通常是指事
故次數(shù)與管道的運(yùn)行長度和持續(xù)使用年限的比值。
工程設(shè)計(jì)遵循的“浴盆”型事故概率曲線，不但適
用于汽車、飛機(jī)等行業(yè)，也適用于管道運(yùn)輸業(yè)。一般
來說，輸氣管道在試壓投產(chǎn)運(yùn)行后，其事故率都會(huì)經(jīng)
歷“浴盆曲線”的3個(gè)階段，即管道投產(chǎn)初期的事故多
發(fā)階段；管道進(jìn)人穩(wěn)定工作期的事故率穩(wěn)定階段；因
管子結(jié)構(gòu)和管道設(shè)備老化導(dǎo)致事故率上升的階段。
“浴盆型”管道事故曲線見圖1_2』。
第2期 杜艷等：天然氣管道事故分析 17
褂
蜒
輯
碡
圖1 “浴缸型”事故曲線
管道投前初期是事故多發(fā)階段，一般是在半年至
兩年時(shí)間內(nèi)，這期間首先暴露的是管道內(nèi)在質(zhì)量隱
患，包括管材質(zhì)量、設(shè)計(jì)缺陷、焊接質(zhì)量和施工質(zhì)量問
題。在管道事故統(tǒng)計(jì)中，第一階段的事故占據(jù)主要份
額，第二階段為中間穩(wěn)定工作期，可持續(xù)的20年。這
一時(shí)期的運(yùn)行環(huán)境對(duì)管道造成危害事故較明顯，如腐
蝕、外力影響的損壞等，這與施工質(zhì)量、輸送介質(zhì)及防
腐層的選擇有關(guān)。第三階段，管道老化，達(dá)到設(shè)計(jì)壽
命后期，因腐蝕及磨損，此階段的事故曲線明顯上升。
管道操作者和管理者采用此曲線，其目的在于通過先
進(jìn)的檢測(cè)和維護(hù)手段，借助管道系統(tǒng)的可靠性分析研
究來盡量延長圖1中的低概率部分，使管道的設(shè)計(jì)壽
命延長到80年 J。
2 國內(nèi)外輸氣管道事故分析
2．1 國外天然氣管道事故狀況
為了掌握陸上輸氣干線的安全狀況，歐洲九家輸
氣公司進(jìn)行了緊密的合作。1982年，歐洲天然氣管道
事故數(shù)據(jù)庫(European Gas Pipeline Incident Data
Group，簡稱EGIG)的建立標(biāo)志著正式合作的開始。
1970年至2001年的管道事故數(shù)據(jù)(包括氣體非常規(guī)
泄漏)是由輸氣公司提供的，這些數(shù)據(jù)組成了數(shù)據(jù)庫，
對(duì)管道設(shè)計(jì)、運(yùn)營、維修都有很大的幫助。根據(jù)經(jīng)驗(yàn)，
數(shù)據(jù)庫可以用來判斷管道的安全狀況。歐洲輸氣管
道公司對(duì)輸氣管道進(jìn)行調(diào)查時(shí)，對(duì)符合以下條件的管
道損傷事件視為一次事故：設(shè)計(jì)壓力高于1．5 MPa，在
輸氣站圍墻外發(fā)生的事件，獨(dú)立設(shè)備(比如閥門、壓縮
機(jī))發(fā)生故障除外。此次調(diào)查的總長度是2．41×10
km．1970年至2001年，氣體泄漏的頻率是1 000 km的
管道發(fā)生事故0．44次／年，但是，最近5年的頻率更
低，每1 000 km管道發(fā)生事故0．21次／年。表1的統(tǒng)
計(jì)結(jié)果表明：外部干擾是管道事故的主要原因
(50％)，其次是施工和材料缺陷(17％)，第3個(gè)主要
因素是腐蝕(15％) ]。
表1 1970年～2001年歐洲燃?xì)夤艿朗鹿式y(tǒng)計(jì) ％
事故原因 所占比例 事故原因 所占比例
外部干擾 5O 地面運(yùn)動(dòng) 7
施工和材料缺陷 17 熱處理缺陷 5
腐蝕 15 其他原因 6
由于使用了大直徑、高強(qiáng)度鋼，應(yīng)用了外涂層技
術(shù)，管道事故率逐年下降。管道事故率的變化情況如
表2所示。
表2 改進(jìn)技術(shù)后的歐洲燃?xì)夤艿朗鹿式y(tǒng)計(jì)
蘇聯(lián)的輸氣管道干線總長在1981年至1990年間
增加了8．3×10 km ，至1990年初，達(dá)到2．07×10
km，這期間共發(fā)生管道事故752起。
表3給出了各種失效因素所占的比例，其中，腐
蝕、外部干擾分別占39．9％、16．9％ ，在油氣管道事故
因素中占主導(dǎo)地位。通過加強(qiáng)管理，蘇聯(lián)每1 000 km
的管道事故發(fā)生率由1981年的0．71次／年逐年下降
到1990年的0．26次／年 j。
表3 19811年一1990年蘇聯(lián)輸氣管道事故統(tǒng)計(jì)
事故 發(fā)生 所占比例 事故 發(fā)生 所占比例
原因 次數(shù) ／％ 原因 次數(shù) ／％
腐蝕 300 39．9 施工缺陷 65 8．6
外部干擾 127 16．9 誤操作 22 2．9
材料缺陷 100 13．3 設(shè)備缺陷 l7 2，3
焊接缺陷 81 lO．8 其他 4o 5．3
1970年～2000年，美國天然氣長輸及集輸管道
共發(fā)生事故8 814次，年平均發(fā)生事故294次。統(tǒng)計(jì)結(jié)
果表明：外部干擾、腐蝕、焊接和材料缺陷、設(shè)備和操
作是引發(fā)管道事故的主要原因，見表4。
表4 1985年一2000年美國天然氣管道事故統(tǒng)計(jì)％
事故原因 所占比例 事故原因 所占比例
外部干擾43．6 設(shè)備和操作8．5
腐蝕 22．2 其他 10．4
焊接和材料缺陷 15．3
2．2 國內(nèi)天然氣管道事故狀況
據(jù)統(tǒng)計(jì)，四川地區(qū)l2條輸氣管每1 000 km的管
道事故發(fā)生率平均為4．3次／年。表5為四川輸氣管
道在1969年一2003年的事故統(tǒng)計(jì)。由于四川地區(qū)大
部分輸氣管道已接近或超出服役期，加之早年施工技
術(shù)水平及材料問題，使得管道的腐蝕問題Et益凸現(xiàn)。
1 8 Pipeline Technique and Equipment Mar．2o09
因此，腐蝕造成的事故占第一位，其次為施工缺陷和
外部干擾，管道的第三方破壞事件Et益嚴(yán)重，是值得
關(guān)注的問題 。
表5 1969年一2003年四川地區(qū)輸氣管道事故統(tǒng)計(jì)％
事故原因 所占比例 事故原因 所占比例
外部干擾 15．8 施工缺陷 22．7
材料缺陷 10．9 地表移動(dòng) 5．6
腐蝕 39．5 其他 5．5
在20世紀(jì)60年代，國內(nèi)管徑為426 mm以上的
管道雖然不多，但由于當(dāng)時(shí)螺旋焊縫鋼管制管水平不
高，焊縫總是存在夾渣、氣孔、焊偏和未焊透等缺陷，
投入運(yùn)行后螺旋焊縫開裂，占當(dāng)時(shí)管道事故的70％ 。
以后改進(jìn)了制管工藝，基本上消除了這種現(xiàn)象。20世
紀(jì)70年代，累計(jì)發(fā)生管道事故73次，長輸管道進(jìn)入規(guī)
模建設(shè)期，限于當(dāng)時(shí)建設(shè)的技術(shù)條件，初期發(fā)生的管
道腐蝕穿孑L、天然氣泄漏的事故較多。20世紀(jì)8O年
代，強(qiáng)化了安全管理，管道事故明顯下降，累計(jì)發(fā)生39
次。隨著電保護(hù)法的不斷完善，泄漏現(xiàn)象呈下降趨
勢(shì)。到了20世紀(jì)9O年代，防腐層老化，泄漏現(xiàn)象又開
始增加。
2．3 事故原因分析
事故原因主要有以下幾類：外界干擾、腐蝕、施工
缺陷和材料失效、焊接、地面運(yùn)動(dòng)。輸氣干線管道事
故的主要原因雖然在各地區(qū)、各國事故發(fā)生總次數(shù)中
所占的比例不同，即事故主要原因的前后排序不同，
但主要原因均為外部干擾、腐蝕、材料失效和施工缺
陷。
2．3．1 外部干擾
外部干擾主要指因外在原因或由第三方的責(zé)任
事故以及不可抗拒的外力而誘發(fā)的管道事故，它是輸
氣管道泄漏事故的主要原因之一。外部干擾是引起
歐洲和美國天然氣管道事故的第一大原因，外部干擾
引起事故的發(fā)生頻率與管道直徑、壁厚和管道埋設(shè)深
度有著密切的關(guān)系，因?yàn)楣軓皆叫。艿赖穆裨O(shè)深度
越小，管壁厚度越小，管道越容易在第三方施工作業(yè)
過程中被破壞。隨著大直徑、高強(qiáng)度鋼的使用，管道
事故率逐年下降。在蘇聯(lián)的管道事故統(tǒng)計(jì)中，外部干
擾是第二大主要原因。
2．3．2 腐蝕
腐蝕是造成天然氣長輸管道事故的主要因素之
一
。腐蝕可能使管道壁厚大面積減薄，從而導(dǎo)致管道
過度變形或破裂，也有可能直接造成管道穿孔，或應(yīng)
力腐蝕開裂，引發(fā)漏氣事故。1981年～1990年，蘇聯(lián)
因腐蝕造成的管道事故次數(shù)累計(jì)為300次，其中內(nèi)部
腐蝕和磨蝕引起的事故52次，占事故總數(shù)的6．9％ ；
外部腐蝕引起的事故248起，占l0年中全部事故總數(shù)
的33％ ，是所有管道事故中事故率最高的，也是造成
干線天然氣管道事故的最主要原因。腐蝕也是歐洲
輸氣管道泄漏的主要原因之一，且常發(fā)生在中、小管
徑的薄壁管上。但從2O世紀(jì)80年代開始，管道腐蝕
事故率明顯降低，且僅為針孔裂紋，而這類缺陷不會(huì)
導(dǎo)致氣體大量泄漏。隨著防腐保護(hù)材料的不斷發(fā)展，
通過采用防腐性能優(yōu)良的防腐層(FBE、PE膠帶或擠
出PE等)，加強(qiáng)日常管道維護(hù)和監(jiān)測(cè)，改進(jìn)陰極保護(hù)
措施等手段，使管道的腐蝕狀況得到了一定的改善。
1975年，美國由于腐蝕造成的經(jīng)濟(jì)損失約為700億美
元，為當(dāng)年國民經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)總值的4．2％ ，而1986年高
達(dá)1 260億美元，1995年上升到3 000億美元。
2．3．3 材料失效和施工缺陷
材料失效和施工缺陷是天然氣管道事故的主要
原因之一。管材本身質(zhì)量差所引起的事故一般由金
屬缺陷所致，主要由管材卷邊、分層、制管焊縫缺陷、
管段熱處理工藝有誤等造成。管道施工缺陷主要是
指管道施工過程中，因某些原因使管道造成刮傷及擦
傷，或違反和不嚴(yán)格遵守操作規(guī)程造成的損傷缺陷
等。1981年一1990年，蘇聯(lián)因這兩種缺陷所造成的管
道事故共計(jì)165起，占全部管道事故總次數(shù)的
21．9％ ；后5年比前5年的事故次數(shù)有所下降，說明施
工質(zhì)量對(duì)管道安全運(yùn)行的重要性已得到重視。EGIG
也曾對(duì)1954年以來因施工缺陷和材料失效造成的輸
氣管道事故進(jìn)行了調(diào)查。調(diào)查結(jié)果表明：1954年～
1963年間建設(shè)的管道，因施工缺陷和材料失效引起的
事故頻率相對(duì)較高，以后各階段明顯減少。
3 結(jié)束語
對(duì)國內(nèi)外天然氣長輸管道事故的統(tǒng)計(jì)、分析表
明，外部干擾、腐蝕、施工和材料缺陷是管道事故發(fā)生
的主要原因。研究國內(nèi)油氣管道的事故特點(diǎn)，搜集事
故資料，建立全國性的管道事故數(shù)據(jù)庫是一項(xiàng)必要的
基礎(chǔ)工作。
建立和完善天然氣管道完整性管理體系是保證
天然氣管道系統(tǒng)長期、穩(wěn)定、安全運(yùn)轉(zhuǎn)的必要手段，可
以有效減少管道現(xiàn)存的各種安全隱患，降低運(yùn)營風(fēng)
險(xiǎn)，實(shí)現(xiàn)管道的高效、安全和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。開展油氣管
道完整性管理，提高管道系統(tǒng)安全運(yùn)行水平，是我國
當(dāng)前面臨的緊迫任務(wù)。 (下轉(zhuǎn)第37頁)
第2期 王建國：橇裝式調(diào)壓裝置在天然氣管道站場的應(yīng)用 37
表1 參數(shù)設(shè)置表 MPa
3．1 監(jiān)控調(diào)壓器與主調(diào)壓器的切換
在正常情況下，工作調(diào)壓器向下游管路供氣，由
于監(jiān)控調(diào)壓器的設(shè)定值較高，因此監(jiān)控調(diào)壓路一直處
于完全開啟狀態(tài)。一旦工作調(diào)壓器發(fā)生了故障，整站
的出口壓力升高，待升高至監(jiān)控調(diào)壓器壓力設(shè)定值
時(shí)，監(jiān)控調(diào)壓器接替工作調(diào)壓器進(jìn)行調(diào)壓，此時(shí)的下
游壓力比客戶給定的壓力稍微高些，一般監(jiān)控調(diào)壓器
不易長時(shí)間工作。需要立即對(duì)工作調(diào)壓器進(jìn)行檢修。
3．2 調(diào)壓路自動(dòng)切換基本原理
在正常情況下，主調(diào)壓路的調(diào)壓器向下游管路供
氣，備用調(diào)壓路處于熱備份狀態(tài)。一旦主調(diào)壓路的工
作調(diào)壓器和監(jiān)控器均發(fā)生了故障，整站的出口壓力升
高，一直升高至緊急切斷閥的壓力設(shè)定值時(shí)，主凋壓
路緊急切斷閥切斷；之后，出口壓力降低，當(dāng)降低至備
用調(diào)壓路的主調(diào)壓器設(shè)定壓力值時(shí)，備用調(diào)壓路的調(diào)
壓器正常工作，向下游管路供氣，需要立即對(duì)主調(diào)壓
路的設(shè)備進(jìn)行維修。
需要說明的是：由于主調(diào)壓路的調(diào)壓器故障而引
起的出口壓力升高，不會(huì)導(dǎo)致備用調(diào)壓路緊急切斷閥
切斷 。
3．3 調(diào)壓系統(tǒng)出口壓力遙控原理
出口壓力電氣遙控系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程控制功能，出
口壓力變送器把調(diào)壓器后的調(diào)壓壓力(三表平均值)
變送至控制中心，主控中心可設(shè)置自動(dòng)／手動(dòng)按鈕，如
在自動(dòng)狀態(tài)，可設(shè)定一個(gè)壓力調(diào)節(jié)范圍進(jìn)行自動(dòng)的調(diào)
節(jié)，控制中心主控計(jì)算機(jī)根據(jù)壓力信號(hào)與設(shè)定的壓力
比較，計(jì)算出需要調(diào)節(jié)指揮器的調(diào)節(jié)驅(qū)動(dòng)壓力，再由
主控計(jì)算機(jī)給現(xiàn)場RTU發(fā)送指令，由RTU輸出相對(duì)
應(yīng)的4～20 mA的控制信號(hào)給現(xiàn)場伺服電機(jī)，現(xiàn)場伺
服電機(jī)得到信號(hào)動(dòng)作，調(diào)節(jié)調(diào)壓閥上指揮器的壓力調(diào)
節(jié)桿，并有伺服系統(tǒng)的2～10 V的反饋信號(hào)給主控計(jì)
算機(jī)，當(dāng)調(diào)壓系統(tǒng)壓力達(dá)到設(shè)定值時(shí)，伺服電機(jī)停止，
這樣可以實(shí)現(xiàn)全自動(dòng)的壓力調(diào)節(jié) 。
3．4 調(diào)壓后壓力超高或超低遠(yuǎn)控保護(hù)
為實(shí)現(xiàn)調(diào)壓后壓力超高的進(jìn)一步保護(hù)，防止因調(diào)壓
后壓力變送器故障產(chǎn)生誤動(dòng)作，在調(diào)壓后設(shè)置3塊壓力
變送器，設(shè)置壓力高報(bào)及高高報(bào)、低報(bào)及低低報(bào)報(bào)警功
能，當(dāng)有1塊儀表發(fā)生高報(bào)或低報(bào)時(shí)，主控計(jì)算機(jī)發(fā)出
聲光報(bào)警并作報(bào)警事件打印輸出。當(dāng)有兩塊及以上的
壓力變送器產(chǎn)生高高報(bào)或低低報(bào)時(shí)，主控計(jì)算機(jī)啟動(dòng)
ESD程序，關(guān)閉進(jìn)出站ESD閥及調(diào)壓橇進(jìn)口電動(dòng)球閥
(A1／B1)，以保護(hù)洪灣末站和下游用戶安全 。
4 結(jié)束語
洪灣末站調(diào)壓橇具有自力式調(diào)壓器和電動(dòng)調(diào)壓
器的雙重優(yōu)點(diǎn)。一般情況下采用自力式調(diào)壓，具有調(diào)
壓平穩(wěn)、相應(yīng)快等優(yōu)點(diǎn)。
工作調(diào)壓器和監(jiān)控調(diào)壓器的設(shè)置，提高了單路調(diào)
壓的高可靠性。設(shè)置兩路配置(一用一備)調(diào)壓橇，即
保證了供氣的平穩(wěn)性和可靠性，又可以實(shí)現(xiàn)不停輸進(jìn)
行設(shè)備維修和更換，為洪灣末站實(shí)現(xiàn)無人值守提供了
保證。
參考文獻(xiàn)：
[1] 吳麒．自動(dòng)控制原理．北京：清華大學(xué)出版社，1990．
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作者簡介：王建國(1970一)，工程師，從事管道運(yùn)行管理和技術(shù)
管理工作。
(上接第l8頁)
研制開發(fā)適合國內(nèi)管道實(shí)際狀況的油氣管道智
能檢測(cè)系統(tǒng)裝置，對(duì)國內(nèi)在役天然氣管道進(jìn)行全面檢
測(cè)和安全評(píng)價(jià)工作具有至關(guān)重要的意義。
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作者簡介：杜艷(1982一)，碩士研究生，主要研究方向?yàn)橛蜌夤?
道腐蝕與防腐。

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