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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 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		點擊數：	更新時間： 2021年10月24日
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2009
第2期
警 遣 披 木
Pipeline Technique
5 設 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，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雜，一旦出現事故，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。根據國內外天然氣管道事故的統(tǒng)計數據，對事故原因進行了分析。分析結
果表明：外部干擾、腐蝕、施工和材料缺陷是國內外天然氣管道事故的三大主要原因。對這些原因的特
點作了具體的描述，為國內天然氣管道安全管理工作提供了借鑒材料。
關鍵詞：天然氣；管道；事故原因
中圖分類號：TE83 文獻標識碼：A 文章編號：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、運距長、壓力高、輸量大
的特點，一旦發(fā)生事故，會給人們的生產生活造成很
大的影響。國內管道事業(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)形輸氣干線管網長
度近2 300 km．但是，其中一些管線服役時間較長，僅
環(huán)形干線就有40％運行年限超過2O年H]。由于以前
一些未經凈化的低含硫氣直接進入管線，加之運行環(huán)
境惡劣，管線遭受了嚴重的內、外腐蝕；同時部分管道
受當時國內制管水平、施工技術限制，質量較差。通
過了解國內外天然氣管道事故狀況，分析了事故原
因，總結了事故類型，為國內天然氣管道事故預防工
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從管道內
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，管道事故
率是管道線路部分的可靠性指標，它并非專門指線路
的管子或其他組成單元，而是針對整個管道線路系統(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。管道事故率通常是指事
故次數與管道的運行長度和持續(xù)使用年限的比值。
工程設計遵循的“浴盆”型事故概率曲線，不但適
用于汽車、飛機等行業(yè)，也適用于管道運輸業(yè)。一般
來說，輸氣管道在試壓投產運行后，其事故率都會經
歷“浴盆曲線”的3個階段，即管道投產初期的事故多
發(fā)階段；管道進人穩(wěn)定工作期的事故率穩(wěn)定階段；因
管子結構和管道設備老化導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
兩年時間內，這期間首先暴露的是管道內在質量隱
患，包括管材質量、設計缺陷、焊接質量和施工質量問
題。在管道事故統(tǒng)計中，第一階段的事故占據主要份
額，第二階段為中間穩(wěn)定工作期，可持續(xù)的20年。這
一時期的運行環(huán)境對管道造成危害事故較明顯，如腐
蝕、外力影響的損壞等，這與施工質量、輸送介質及防
腐層的選擇有關。第三階段，管道老化，達到設計壽
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
進的檢測和維護手段，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，使管道的設計壽
命延長到80年 J。
2 國內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
氣公司進行了緊密的合作。1982年，歐洲天然氣管道
事故數據庫(European Gas Pipeline Incident Data
Group，簡稱EGIG)的建立標志著正式合作的開始。
1970年至2001年的管道事故數據(包括氣體非常規(guī)
泄漏)是由輸氣公司提供的，這些數據組成了數據庫，
對管道設計、運營、維修都有很大的幫助。根據經驗，
數據庫可以用來判斷管道的安全狀況。歐洲輸氣管
道公司對輸氣管道進行調查時，對符合以下條件的管
道損傷事件視為一次事故：設計壓力高于1．5 MPa，在
輸氣站圍墻外發(fā)生的事件，獨立設備(比如閥門、壓縮
機)發(fā)生故障除外。此次調查的總長度是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)
計結果表明：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個主要
因素是腐蝕(15％) ]。
表1 1970年～2001年歐洲燃氣管道事故統(tǒng)計 ％
事故原因 所占比例 事故原因 所占比例
外部干擾 5O 地面運動 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、高強度鋼，應用了外涂層技
術，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 改進技術后的歐洲燃氣管道事故統(tǒng)計
蘇聯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
因素中占主導地位。通過加強管理，蘇聯每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年蘇聯輸氣管道事故統(tǒng)計
事故 發(fā)生 所占比例 事故 發(fā)生 所占比例
原因 次數 ／％ 原因 次數 ／％
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)計結
果表明：外部干擾、腐蝕、焊接和材料缺陷、設備和操
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％
事故原因 所占比例 事故原因 所占比例
外部干擾43．6 設備和操作8．5
腐蝕 22．2 其他 10．4
焊接和材料缺陷 15．3
2．2 國內天然氣管道事故狀況
據統(tǒng)計，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。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
術水平及材料問題，使得管道的腐蝕問題Et益凸現。
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益嚴重，是值得
關注的問題 。
表5 1969年一2003年四川地區(qū)輸氣管道事故統(tǒng)計％
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 5．6
腐蝕 39．5 其他 5．5
在20世紀60年代，國內管徑為426 mm以上的
管道雖然不多，但由于當時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，
投入運行后螺旋焊縫開裂，占當時管道事故的70％ 。
以后改進了制管工藝，基本上消除了這種現象。20世
紀70年代，累計發(fā)生管道事故73次，長輸管道進入規(guī)
模建設期，限于當時建設的技術條件，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8O年
代，強化了安全管理，管道事故明顯下降，累計發(fā)生39
次。隨著電保護法的不斷完善，泄漏現象呈下降趨
勢。到了20世紀9O年代，防腐層老化，泄漏現象又開
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、地面運動。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、壁厚和管道埋設深
度有著密切的關系，因為管徑越小，管道的埋設深度
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、高強度鋼的使用，管道
事故率逐年下降。在蘇聯的管道事故統(tǒng)計中，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，從而導致管道
過度變形或破裂，也有可能直接造成管道穿孔，或應
力腐蝕開裂，引發(fā)漏氣事故。1981年～1990年，蘇聯
因腐蝕造成的管道事故次數累計為300次，其中內部
腐蝕和磨蝕引起的事故52次，占事故總數的6．9％ ；
外部腐蝕引起的事故248起，占l0年中全部事故總數
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
導致氣體大量泄漏。隨著防腐保護材料的不斷發(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)，加強日常管道維護和監(jiān)測，改進陰極保護
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濟損失約為700億美
元，為當年國民經濟生產總值的4．2％ ，而1986年高
達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，或違反和不嚴格遵守操作規(guī)程造成的損傷缺陷
等。1981年一1990年，蘇聯因這兩種缺陷所造成的管
道事故共計165起，占全部管道事故總次數的
21．9％ ；后5年比前5年的事故次數有所下降，說明施
工質量對管道安全運行的重要性已得到重視。EGIG
也曾對1954年以來因施工缺陷和材料失效造成的輸
氣管道事故進行了調查。調查結果表明：1954年～
1963年間建設的管道，因施工缺陷和材料失效引起的
事故頻率相對較高，以后各階段明顯減少。
3 結束語
對國內外天然氣長輸管道事故的統(tǒng)計、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。研究國內油氣管道的事故特點，搜集事
故資料，建立全國性的管道事故數據庫是一項必要的
基礎工作。
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、安全運轉的必要手段，可
以有效減少管道現存的各種安全隱患，降低運營風
險，實現管道的高效、安全和經濟運行。開展油氣管
道完整性管理，提高管道系統(tǒng)安全運行水平，是我國
當前面臨的緊迫任務。 (下轉第37頁)
第2期 王建國：橇裝式調壓裝置在天然氣管道站場的應用 37
表1 參數設置表 MPa
3．1 監(jiān)控調壓器與主調壓器的切換
在正常情況下，工作調壓器向下游管路供氣，由
于監(jiān)控調壓器的設定值較高，因此監(jiān)控調壓路一直處
于完全開啟狀態(tài)。一旦工作調壓器發(fā)生了故障，整站
的出口壓力升高，待升高至監(jiān)控調壓器壓力設定值
時，監(jiān)控調壓器接替工作調壓器進行調壓，此時的下
游壓力比客戶給定的壓力稍微高些，一般監(jiān)控調壓器
不易長時間工作。需要立即對工作調壓器進行檢修。
3．2 調壓路自動切換基本原理
在正常情況下，主調壓路的調壓器向下游管路供
氣，備用調壓路處于熱備份狀態(tài)。一旦主調壓路的工
作調壓器和監(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定值時，主凋壓
路緊急切斷閥切斷；之后，出口壓力降低，當降低至備
用調壓路的主調壓器設定壓力值時，備用調壓路的調
壓器正常工作，向下游管路供氣，需要立即對主調壓
路的設備進行維修。
需要說明的是：由于主調壓路的調壓器故障而引
起的出口壓力升高，不會導致備用調壓路緊急切斷閥
切斷 。
3．3 調壓系統(tǒng)出口壓力遙控原理
出口壓力電氣遙控系統(tǒng)可實現遠程控制功能，出
口壓力變送器把調壓器后的調壓壓力(三表平均值)
變送至控制中心，主控中心可設置自動／手動按鈕，如
在自動狀態(tài)，可設定一個壓力調節(jié)范圍進行自動的調
節(jié)，控制中心主控計算機根據壓力信號與設定的壓力
比較，計算出需要調節(jié)指揮器的調節(jié)驅動壓力，再由
主控計算機給現場RTU發(fā)送指令，由RTU輸出相對
應的4～20 mA的控制信號給現場伺服電機，現場伺
服電機得到信號動作，調節(jié)調壓閥上指揮器的壓力調
節(jié)桿，并有伺服系統(tǒng)的2～10 V的反饋信號給主控計
算機，當調壓系統(tǒng)壓力達到設定值時，伺服電機停止，
這樣可以實現全自動的壓力調節(jié) 。
3．4 調壓后壓力超高或超低遠控保護
為實現調壓后壓力超高的進一步保護，防止因調壓
后壓力變送器故障產生誤動作，在調壓后設置3塊壓力
變送器，設置壓力高報及高高報、低報及低低報報警功
能，當有1塊儀表發(fā)生高報或低報時，主控計算機發(fā)出
聲光報警并作報警事件打印輸出。當有兩塊及以上的
壓力變送器產生高高報或低低報時，主控計算機啟動
ESD程序，關閉進出站ESD閥及調壓橇進口電動球閥
(A1／B1)，以保護洪灣末站和下游用戶安全 。
4 結束語
洪灣末站調壓橇具有自力式調壓器和電動調壓
器的雙重優(yōu)點。一般情況下采用自力式調壓，具有調
壓平穩(wěn)、相應快等優(yōu)點。
工作調壓器和監(jiān)控調壓器的設置，提高了單路調
壓的高可靠性。設置兩路配置(一用一備)調壓橇，即
保證了供氣的平穩(wěn)性和可靠性，又可以實現不停輸進
行設備維修和更換，為洪灣末站實現無人值守提供了
保證。
參考文獻：
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[5] 孫豫龍，朱瑞苗，張少仲，等．小型SCADA系統(tǒng)在聯合站
應用的技術方案．管道技術與設備，2003(4)：29—31．
作者簡介：王建國(1970一)，工程師，從事管道運行管理和技術
管理工作。
(上接第l8頁)
研制開發(fā)適合國內管道實際狀況的油氣管道智
能檢測系統(tǒng)裝置，對國內在役天然氣管道進行全面檢
測和安全評價工作具有至關重要的意義。
參考文獻：
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[4] 王玉梅，郭書平．國外天然氣管道事故分析．油氣儲運，
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作者簡介：杜艷(1982一)，碩士研究生，主要研究方向為油氣管
道腐蝕與防腐。

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