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【正文】 管溝、管道的長期沖刷，管道附近土層移動等都可能直接導致管道失效。應在新管道選線時盡可能避開自然災害較嚴重的地方；在管道沿線豎立明顯標志，加強巡線工作，定期對管道及標志物進行檢測。 2） 腐蝕 包括外腐蝕、內腐蝕和應力腐蝕。土壤腐蝕性強、陰 極保護失效和防腐絕緣涂層老化等會導致管道外腐蝕，輸送介質中含有酸性介質和緩蝕劑失效、內涂層變薄等會造成內腐蝕，而施工、安裝不當引起管道產生拉應力會導致應力腐蝕。各種形式的腐蝕都有可能導致防腐絕緣涂層失效、管壁減薄、管道穿孔、甚至發(fā)生管線開裂。因此，要加強陰極保護，確保涂層質量，并要盡可能避免施工時產生拉應力。定期對內外防腐、脫水與緩蝕劑的實際效果進行檢測與分析，并選擇合適的清管器類型進行定期清管。 3） 管材缺陷 包括管材初始缺陷和施工缺陷。初始缺陷主要是由于管材在制造加工、運輸不當造成的，施工缺陷是在管段的 安裝施工過程中形成的。如管道薄厚不均、橢圓度、防腐絕緣涂層質量差，特別是焊接水平和焊接質量差。管材缺陷的存在將直接導致管道整體強度降低，為管道腐蝕的發(fā)生提供條件，直接影響管道運行的可靠性。應加強對管材質量的檢查，提高制造工藝水平；選擇合適的焊接工藝，建立嚴格的施工質量檢測制度。 7 事故案例分析評價 由于管道所輸天然氣本身屬易燃、易爆物質，管輸天然氣中含有的硫化氫、二氧化碳、游離水、粉塵等雜質，管道敷設的土壤腐蝕環(huán)境、地質、氣象和水文條件，管材材質缺陷，人為破壞及操作失誤等因 素，在一定條件下都會對管道本身產生危害，甚至釀成災害。如 1989 年 6 月 4 日，前蘇聯 1985 年建成的一條輸氣管道發(fā)生泄漏，當時正好兩列火車對開進入泄漏區(qū)，火車摩擦產生電火花引燃泄漏的可燃氣體發(fā)生爆炸，造成 600多人死亡，燒毀數百公頃森林。 對國內天然氣管道，特別是四川等省的輸氣管道事故進行統計，分析其引發(fā)事故的原因，得出可以借鑒的經驗教訓，對即將建設的西北分公司天然氣主干輸氣管道工程從設計、施工到運營各個環(huán)節(jié)提供有益的指導。 輸氣管道 運行中的 事故案例分析 川渝地區(qū)是我國重要的天然氣工業(yè)基地，目前已建成輸 氣管道約 5890km。 1969 年～ 1990 年的 22 年間，四川輸氣管道共發(fā)生 155 次事故，統計數據見表 。從表中可以看出，腐蝕是導致事故的首要原因，共發(fā)生 67 次，占事故總數的 %；施工和材料缺陷事故共有 60 次，占事故總數的 %，列于事故原因的第二位；由不良環(huán)境影響而導致的事故有 22 次，占到事故總數的 %， 位居第三。 管道腐蝕案例 （ 1） 內腐蝕 輸送含硫天然氣管道的內腐蝕類型，主要有電化學失重腐蝕，硫化物應力腐蝕開裂等形式。 電化學失重腐蝕：天然氣中含有硫化氫、同時存 在冷凝水的條件下，會發(fā)生電化學反應，硫化氫電離后形成硫離子，與鋼管內表面發(fā)生電子傳遞使金屬離子解析形成針蝕、斑點、坑蝕，造成管道的局部減薄，甚至穿孔。如 1968 年投產的威成線， 1971 年和 1972年兩次發(fā)生嚴重的硫化鐵坑蝕，引起管道爆破，燒死 4 人，燒傷 26 人，造成了巨大的經濟損失。 表 1969 年～ 1990 年四川天然氣管道事故統計 事故原因 事故次數 所占比例 （ %） 腐蝕 67 其中：內腐蝕 （ 46） （ ） 外腐蝕 （ 21） （ ） 事故原因 事故次數 所占比例 （ %） 施工和材料缺陷 60 其中：施工質量 （ 41） （ ） 制管質量 （ 19） （ ） 不良環(huán)境影響 22 人為破壞及其它原因 6 合計 155 100 硫化物應力腐蝕：是與電化學腐蝕同時產生的拉應力腐蝕破壞，它多見于高強度鋼、高內應力的設備、管道。當鋼管與硫化氫水溶液或與含硫化氫的濕天然氣相接觸時，發(fā)生電化學腐蝕，產生氫原子，它在鋼材中擴散，總是向著應力集中區(qū)擴散聚集使材料開裂。此類腐蝕發(fā)生的時間短 ，無預兆，開裂的鋼表面常不見一般腐蝕，斷口為脆性型。 據資料報道，在四川輸氣管道的運行中，硫化物應力腐蝕造成的危害最大，它對管道內壁造成的腐蝕比起外腐蝕來要嚴重得多。據西南油氣田分公司輸氣管理處事故登記卡記載，截止到 1993 年底，輸氣管理處管轄的輸氣干線共發(fā)生 78 次硫化氫應力腐蝕事故，其中川東輸氣干線僅 1979 年到 1987 年 8 年間就有 12 次硫化物應力腐蝕爆管事故，經濟損失在 700 萬元以上。這是由于四川天然氣中硫化氫含量偏高 （ 大多數在 200mg/m3，最高可達 400mg/m3～ 500mg/m3） ，如果氣質凈化 不合格，再加上管道含水及管道壓力大起大落，便具備了發(fā)生硫化物應力腐蝕的條件，增加了管道破裂事故的可能性。表 是富含硫化氫時管道失效原因統計結果，從中可以看出，硫化物應力腐蝕是最主要的失效形式，占到總數的 50%左右。 表 富含硫化氫的管道失效原因統計 失效原因 失效比例 （ %） 3 年 4 年 5 年 6 年 硫化物應力腐蝕 焊接缺陷 制作與裝配缺陷 操作失誤 其它 近些年來，四川新建的天然氣管道開始對管輸氣體的有害成份進行控制，如 1989 年建成的四川北干環(huán)輸氣管道，已經設置了硫化氫、水露點及全組份分析的在線監(jiān)測系統，保證了管輸天然氣的氣質要求。但由于歷史的原因，仍有一部分老的輸氣管道氣質不符合要求，同時也沒有在線監(jiān)測裝置，含硫、含水超標情況時有發(fā)生，導致管道發(fā)生硫化物應力腐蝕。如 60 年代建設的巴渝線Φ 426 7 螺旋管，運行不到 10 年即開始發(fā)現腐蝕 穿孔，以后日趨嚴重，該線已于 1991 年全線更換。 1994 年 4 月，威五線 （ 威遠 — 五通橋輸氣管道 ） 六井至東興段進東興站前分水器底部減薄漏氣，現場可見包內充滿了硫化鐵粉末。 1996 年 1 月佛兩線輸氣管道 （ 1979 建成 ） 發(fā)生泄漏，約 10 分鐘后，泄漏的氣體被汽車點火裝置引爆，燒毀 2 臺汽車， 3 人受傷，直接經濟損失 70 余萬元，對事故樣品的分析認為這起事故是由硫化物應力腐蝕而導致的，管輸的天然氣中硫化氫的含量達250mg/m發(fā)生事故的管段嚴重積水，都為發(fā)生硫化物應力腐蝕提供了條件。 （ 2） 外腐蝕 管道外腐蝕與管道所采用的防腐材料性能及防腐施工質量好壞有直接的關系。 70 年代到 80 年代，四川天然氣管道一般多采用石油瀝青防腐和陰極保護相結合的防腐技術，管道的外腐蝕得到了基本控制，這一時期因外腐蝕造成了 21 次事故，占事故總數的%。但因瀝青防腐層強度較低，管子在運輸、堆放和焊接中損傷較多，現場補口工作量較大，無論哪個環(huán)節(jié)質量控制不嚴格，都可能留下事故隱患。 造成防腐質量差的原因主要有： —— 防腐層施工質量差 ,管段的瀝青防腐層沒有包敷工業(yè)膜，或瀝青防腐層涂敷不均； —— 管道穿過的地段土壤性質差別大，易形成氧濃差電池，使部分管段出現局部腐蝕； —— 防腐層補口不合格，嚴重影響了防腐 質量； —— 防腐材料的耐老化性較差； —— 陰極保護率達不到 100%。 陰極保護不合格的原因有： —— 石油瀝青涂層剝離后進水，老化后使絕緣電阻降低，致使管道陰極保護效果下降； —— 有的陰極保護沒有做到與管道同步投產； —— 有時還發(fā)生陰極保護措施的人為破壞及停電等情況。 施工和材料缺陷 四川天然氣管道 22 年間由于施工和材料缺陷原因，共發(fā)生事故 60 次，占總數的%，是導致事故的第二位因素。其中，因施工質量差 41 次；因制管質量缺陷 19 次。這主要是由于管質、管焊、管道操作維護不良等造成的，同時也反映 出當時國內管道施工質量不高、制管技術較落后。 我國由于生產螺旋縫鋼管的生產歷史較長，輸送天然氣幾乎全部采用螺旋縫鋼管。螺旋焊鋼管有其自身的優(yōu)點，但它的焊縫長度具有應力集中現象，因而焊縫缺陷引發(fā)的事故比直縫鋼管概率高。如螺旋焊縫鋼管制管時，由于剪邊及成形壓造成的刻傷處殘余應力集中；焊接時造成螺旋焊縫的內焊扁焊或未焊透等缺陷處應力集中；在含硫化氫的腐蝕性介質中形成局部陽極。在輸氣的低頻脈動應力作用下，局部腐蝕逐漸擴展成裂紋，輸氣運行中，在較低的壓力下即可產生爆管，沿焊縫將管道撕裂。滬威輸氣管道，管材為 16Mn， 螺旋縫埋弧焊管直徑為 630 7（ 8） mm，從 1970 年 12 月至 1995 年 1 月共發(fā)生 14 次管道破裂事故，其中 6 次破裂源于螺旋焊縫補焊熱影響區(qū)的馬氏體組織，其余 8次破裂源于距螺旋焊縫 10～ 45mm 的管材壓痕 （ 制管缺陷 ） 處氫損傷。 我國管口焊接質量水平低，電弧燒穿、氣孔、夾渣和未焊透發(fā)生率高，是引發(fā)事故的又一重要因素。 60 年代我國僅能生產螺旋縫鋼管，質量低下，曾因螺旋縫焊接質量不過關而多次發(fā)生管道爆破事故。最嚴重的是納大線在總長 的輸氣管道上，投產后半年時間內就發(fā)生了 11 次爆管， 2 次嚴重滲漏，主要原因均 為螺旋縫質量不過關，內焊縫焊偏和未焊透，以及氣孔、夾渣等缺陷。近些年來管口焊接質量雖有提高，但如果質檢不嚴、焊工技術水平較低或質量意識差，也難以保證焊接質量。即使是直縫鋼管，如果焊縫檢測不合格，也會留下事故隱患。如 1996 年 1 月 7 日付納線 （ 付家廟 — 納溪輸氣管道， 1978 年建成投產 ） 某段發(fā)生爆管，一對手工焊縫發(fā)生破裂，開裂長度為 800mm。對管材性能的檢驗表明，斷裂原因為嚴重的焊接缺陷所致，焊前坡口兩側油、銹、臟物未清除干凈，這些具有缺口效應的缺陷，在外力作用下，引起了嚴重的應力集中，導致管道脆裂。 施工不良 還表現在以下方面：管道除銹、去污、防腐和現場補口等工序未按施工要求去做；現場涂敷作業(yè)管理不嚴，使防腐層與管體粘結不良，管子下溝動作粗魯以及回填作業(yè)草率，使泥土、巖石沖擊防腐層，造成防腐層破壞；陰極保護沒有與管道埋地同時進行；還有管子搬運時大手大腳，不仔細，管子產生疲勞裂紋。 不良環(huán)境影響 管道工程的局部管段所處的惡劣自然環(huán)境影響引起的管道事故，主要指山體滑坡、崩塌及管道穿越江河段受洪水沖刷等因素造成的事故。在所統計的年份中，四川天然氣管道共發(fā)生這類事故 22 次，所占比例是 %，排在第三位。 洪水的沖刷引起河床變化是促使管道發(fā)生事故的主要原因，早期建設的管道穿越江 河工程，多采用裸露敷設或淺埋敷設方式，最易遭受洪水的外力破壞，一旦穩(wěn)管作用失效，水下管道出現懸空，沒有及時發(fā)現或沒有采取加固措施，就容易導致事故。如四川中青輸氣管道的涪江穿越段， 1978 年因洪水猛烈而被沖斷；峽渝線長江穿越于 1974 年和1985 年江底管道兩次被沖斷。 自然環(huán)境的改變或人為活動引起條件變化，導致山體滑動和崩塌，也會危及到管道安全，如 1998 年 8 月 20 日，付安線馬門溪至小南壩公路下雨造成山體滑坡，造成約 40m公路下沉，致使敷 設在公路水溝、路肩下的天然氣管道嚴重位移，經測量管道沉降段長達 41m，縱向下沉最大約 2m，向江邊水平位移約 1m，嚴重危及管道安全。 不良環(huán)境影響造成的管道事故次數比較高，與四川盆地特殊的自然環(huán)境條件有關。該地區(qū)多深谷大川，地質土壤較松散脆弱，巖體易風化破碎，汛期多大雨、暴雨、地形雨，很容易引發(fā)山體滑坡、崩塌及泥石流等災害，對管道形成較大的危害。據最新資料統計，僅重慶市到 2021 年就累積發(fā)生了地質災害 萬余處，其中滑坡 4381 處，崩塌610 處，泥石流 93 處，地面塌陷 73 處，造成的損失也是觸目驚心的，發(fā)生在 2021 年 5月 1 日的重慶武隆縣山體滑坡一次就奪走了 76 人的生命。 第三方破壞 1969 年到 1990 年第三方破壞引起的事故在四川統計數字不高，僅占事故總數的%，但由于這類事故具有突發(fā)性、不易防范，而且容易釀成更大的災害，因此不容忽視。近年來川渝地區(qū)屢屢發(fā)生的第三方破壞事故，具有一定特點，集中表現在以下幾方面： （ 1） 城市建設中缺乏對輸氣管道進行保護 1998 年某開發(fā)區(qū)建設在平整土地時，損壞南干線，造成管道停輸 3 天；某市開發(fā)區(qū)將中青線約 9km 圈在開發(fā)區(qū)內，部分建筑甚至壓在管道上，對管道安全威脅 極大；在管道兩側開山平地、建房修路，修加油站的事件也有發(fā)生，如江油市太華加油站的儲油罐距中青線不足 20m，重慶江津市有兩座加油站緊靠丹西線建設；據統計，在四川輸氣干線的保護區(qū)范圍內，各種永久性的違章建 （ 構 ） 筑物已達 1200 多處。 （ 2） 公路建設危及管道安全 近年來，隨著交通建設的發(fā)展，在公路新建和擴建中，一些地方不征求輸氣管道部門的意見，對輸氣管道未采取任何保護措施，就將輸氣管道壓在公路下或緊靠管道修建公路，不斷釀成事故。如 1998 年 7 月 29 日，威五線東興 三江段由于內江至樂山公路進 行改建，使用大型機械施工 ，輸氣管道兩處被穿破出現漏氣，造成管道停輸，經濟損失12 萬元；江油市在修筑公路時將中青線壓管 6m 多；成都市公路擴建時，對公路和威青線、威成線交叉處沒有按設計要求進行保護，此段管道未經保護被壓在公路下，構成重大事故隱患。 （ 3） 河流挖砂取石危及管道安全 管道穿越河流附近的河床上，挖砂取石現象屢禁不止，致使水下穿越管道上的砂卵石覆蓋層逐年減薄，部分天然氣穿越處由于挖砂取石已造成