天然气管道事故分析 天然气管道用什么管
天然气管道事故分析
牡艳１，谢茨１，王子豪２，刘志成３
（１．西南石油犬学，四川成都６１０５００；２．中国石油西南油气豳分公司输气管理处，霜攫成都６１０２１３；３．枣国石涵嚣藏油气墨分钕霭重庆气妒，重庆４０００２１）
摘要：长输天然气管道工程比较复杂，一旦出现事故，将不能向下游正常供气。因此，天然气管道
的安全问题显得尤为重要。根据国内外天然气管道事故的统计数据，对事故原因进行了分析。分析结果表明：外部干扰、腐蚀、施＿和材料缺陷是国蠢外天然气管遘事故的三大主要愿霹。对这些原嚣的特
点作了具体的描述，为国内天然气管道安全管理工作提供了借鉴材料。关键词：必然气；管道；事故原因中图分类号：ＴＥ８３
文献标识码：Ａ
文章编号：１００４－９６１４（２。０９）０２－００１６一０３
ＡｃｃｉｄｅｎｔＡｎａｌｙｓｉｓｏｆＧａｓＰｉｐｅｌｉｎｅ
ＤＵＹａｎｌ，ＸＩＥＹｉｎ９１，ＷＡＮＧＺｉ．ｈａ０２，ＬＩＵＺｈｉ－ｃｈｅｎ９３
（１．ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｃｈｅｎｇｄｕ
２。Ｎａｔｕｒａｌ
６１０５００，Ｃｈｉｎａ；
ＧａｓＴｒａｎｓｐｏｒｔａｔｉｏｎＭａｎａｇｅｍｅｎｔｏｆＰｅｔｒｏＣｈｉｎａＳｏｕｔｈｗｅｓｔＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄ，Ｃｈｅｎｇｄｕ６１０２１３，Ｃｈｉｎａ；
３．ＣｈｏｎｇｑｉｎｇＮａｔｕｒａｌＧａｓＭｉｌｌｅｏｆＰｅｔｒｏＣｈｌｎａＳｏｕｔｈｗｅｓｔＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄ，Ｃｈｏｎｇｑｉｎｇ４０００２１，Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｇａｓｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｐｉｐｅｌｉｎｅｉｓ
ａｃｃｉｄｅｎｔｈａｐｐｅｎｓ，ｉｔ
ｎｏｔ
ａ
ｃｏｍｐｌｅｘｓｙｓｔｅｍ。Ｏｎｃｅ
ａｌｌｃａｎ
ｐｒｏｖｉｄｅｇａｓｆｏｒｄｏｗｎｌｉｎｅ。
ａｎｄｉｎｔｅｒｎａｌｇａｓｔｒａｎｓ－
ｅａｔｌｓｅｓ
Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅ，ｔｈｅｓａｆｅｔｙｉｓｓｕｅｏｆｇａｓｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｐｉｐｅｌｉｎｅｂｅｃｏｍｅｓｑｕｉｔｅｉｍｐｏｒｔａｎｔ．Ｓｔａｔｉｓｔｉｃｄａｔａ
ｍｉｓｓｉｏｎ
ｏｎｏｖｅｒｓｅａ８
ｐｉｐｅｌｉｎｅｓｈｏｗ
ｔｈａｔ
ｅｘｔｅｒｎａｌｉｎｔｅｒｆｅｒｅｎｃｅ，ｃｏｒｒｏｓｉｏｎａｎｄｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｄｅｆｅｃｔ／ｍａｔｅｒｉａｌｆａｉｌｕｒｅ
ｃａｕｓｅ
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ｐｉｐｅｌｍｅａｃｃｉｄｅｎｔｓ。Ｍｅａｎｗｈｉｌｅ，ｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｏｆｅｖｅｒｙｏｆ
ｉｓ
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Ｃａｌｌ
ｐｒｏｖｉｄｅｓｏｍｅｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｆｏｒｔｈｅｓａｆｅｔｙ
ｉｎｔｅｍａｌｇａｓｔｒａｎｓｍｉｓｓｉｏｎｐｉｐｅｌｉｎｅ．
Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｇａｓ；ｐｉｐｅｌｉｎｅ；ｃａｕｓｅｏｆａｃｃｉｄｅｎｔ
０零｜言
天然气管道具有管径大、运距长、压力高、输量大
澄漏劳影响正紫输气的意外事件，主要是管道嚣段的事故。
事故类型分为针眼和破裂（缺陷小于或等于２ｃｍ）；穿藐（缺陷直径大予２ｃｍ且小于或等予管道直径）；破裂（缺陷直径大于管道直径）。
搴敌率是衡量管道可靠性的重要指标，管道事故率是管道线路部分的可靠性指标，它并非专门指线路的管子或其他组成单元，而是针对整个管道线路系统纛言的。逶常予线管道事故率被定义隽每年簿ｋｍ管道上发生事故的平均次数。管道事故率通常是指事故次数与管道的运行长度和持续使用年限的比值。
工程设计遵循的“浴盆”型事赦概率魏线，不但适用于汽车、飞机等行业，也适用于管道运输业。一般来说，输气管道在试压投产运行后，其事故率都会经历“浴盆曲线”的３个酚段，即管道投产初期翦事故多发阶段；管道进人稳定工作期的事故率稳定阶段；因管子结构和管道设备老化导致事故率上井的阶段。
的特点，一旦发生事故，会给人们的生产生活造成很大的影响。篱内管道事业在近２０年中得到了迅速发
展，特别是川渝地区，外输天然气管线长度超过６
０００
ｋｍ，以ＤＮ７００ｍｍ为主于遭的环形输气干线管网长
度旅３００ｋｍ．但是，其中一些管线服役时阀较长，仅
环形干线就有４０％运行年限超过２０年…。由于以前
一璺未经净讫豹低含硫气直接进入管线，嬲之运行环境恶劣，管线遭受了严重的内、外腐蚀；同时部分管道
受当时国内制管水平、施工技术限制，质量较差。通
过了辩嚣内铨天然气管遵事故状况，分柝了事放原
因，总结了事故类型，为国内天然气管道事故预防工
作提供了参考。
王输气管道事故的界定
天然气管道事故一般指造成输送介质从管道内
牧稿霸期：２００８—０１—１２牧修改稿日期：２００８—１０—２０
“浴盆型”管道事故曲线觅图ｌ拉ｏ。
万方数据
第２期
杜艳等：天然气管道事故分析
１７０
２０
４ｆ）
６０
管道运行年限／ａ
图１“浴缸型”事故曲线
管道投前初期是事故多发阶段，一般是在半年至国外天然气管道事故状况
为了掌握陆上输气干线的安全状况，欧洲九家输
Ｇａｓ
Ｐｉｐｅｌｉｎｅ
ＩｎｃｉｄｅｎｔＤａｔａ
ＭＰａ．在０００
ｋｍ的
０００
ｋｍ管道发生事故０．２１次／年。表１的统
万
方数据表１
１９７０年一２００１年欧洲燃气管道事故统计
％
事故原因所占比例
事故原因所占比例
外部干扰５０
地面运动７施工和材料缺陷
１７
热处理缺陷５
腐蚀
１５
其他原因
６
由于使用了大直径、高强度钢，应用了外涂层技
术，管道事故率逐年下降。管道事故率的变化情况如
表２所示。
表２改进技术后的欧洲燃气管道事故统计
苏联的输气管道干线总长在１９８１年至１９９０年间ｋｍ，至１９９０年初，达到２．０７×１０５表３给出了各种失效因素所占的比例，其中，腐因素中占主导地位。通过加强管理，苏联每１
０００ｋｍ
的管道事故发生率由１９８１年的０．７１次／年逐年下降表３
１９８０年一１９９０年苏联输气管道事故统计
事故发生所占比例
事故发生所占比例
原因次数
／％原因次数
／％腐蚀３００３９．９施工缺陷６５８．６外部干扰１２７１６．９误操作２２’２．９
材料缺陷１００１３．３设备缺陷
１７２．３焊接缺陷
８ｌ
１０．８
其他
４０
５．３
１９７０年～２０００年，美国天然气长输及集输管道
８１４次，年平均发生事故２９４次。统计结
表４
１９８５年－２０００年美国天然气管道事故统计％
事故原因所占比例
事故原因所占比例
，外部干扰
４３．６设备和操作８．５
腐蚀２２．２其他
ｌＯ．４
１５．３
’
据统计，四川地区１２条输气管每１
０００
ｋｌｎ的管
两年时间内，这期间首先暴露的是管道内在质量隐患，包括管材质量、设计缺陷、焊接质量和施工质量问题。在管道事故统计中，第一阶段的事故占据主要份额，第二阶段为中间稳定工作期，可持续的２０年。这一时期的运行环境对管道造成危害事故较明显，如腐蚀、外力影响的损坏等，这与施工质量、输送介质及防腐层的选择有关。第三阶段，管道老化，达到设计寿命后期，因腐蚀及磨损，此阶段的事故曲线明显上升。管道操作者和管理者采用此曲线，其目的在于通过先进的检测和维护手段，借助管道系统的可靠性分析研究来尽量延长图１中的低概率部分，使管道的设计寿命延长到８０年口Ｊ。
２国内外输气管道事故分析
２．１
增加了８．３×１０４ｋｍ，这期间共发生管道事故７５２起。
蚀、外部干扰分别占３９．９％、１６．９％，在油气管道事故到１９９０年的０．２６次／年‘引。
气公司进行了紧密的合作。１９８２年，欧洲天然气管道事故数据库（Ｅｕｒｏｐｅａｎ
Ｇｒｏｕｐ，简称ＥＧＩＧ）的建立标志着正式合作的开始。１９７０年至２００１年的管道事故数据（包括气体非常规泄漏）是由输气公司提供的，这些数据组成了数据库，对管道设计、运营、维修都有很大的帮助。根据经验，数据库可以用来判断管道的安全状况。欧洲输气管道公司对输气管道进行调查时，对符合以下条件的管道损伤事件视为一次事故：设计压力高于１．５输气站围墙外发生的事件，独立设备（比如阀门、压缩机）发生故障除外。此次调查的总长度是２．４１×１０６ｋｉｎ．１９７０年至２００１年，气体泄漏的频率是１
共发生事故８果表明：外部干扰、腐蚀、焊接和材料缺陷、设备和操
作是引发管道事故的主要原因，见表４。
焊接和材料缺陷
２．２国内天然气管道事故状况
管道发生事故ｏ．４４次／年，但是，最近５年的频率更低，每１
道事故发生率平均为４．３次／年。表５为四川输气管道在１９６９年一２００３年的事故统计。由于四川地区大部分输气管道已接近或超出服役期，加之早年施工技术水平及材料问题，使得管道的腐蚀问题日益凸现。
计结果表明：外部干扰是管道事故的主要原因（５０％），其次是施工和材料缺陷（１７％），第３个主要因素是腐蚀（１５％）口】。
１８
ＰｉｐｅｌｉｎｅＴｅｃｈｎｉｑｕｅａｎｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔ
Ｍｔｔｒ．２００９
因此，腐蚀造成的事故占第一位，其次为施工缺陷和
外部干扰，管道的第三方破坏事件日益严重，是值得关注的问题‘５１。
表５
１９６９年一２００３年四川地区输气管道事故统计％
事故原因所占比例
事故原因所占比例
外部干扰１５．８
施工缺陷２２．７材料缺陷１０．９
地表移动５．６腐蚀
３９．５
其他
５．５
在２０世纪６０年代，国内管径为４２６ｍｍ以上的管道虽然不多，但由于当时螺旋焊缝钢管制管水平不
高，焊缝总是存在夹渣、气孑Ｌ、焊偏和未焊透等缺陷，投入运行后螺旋焊缝开裂，占当时管道事故的７０％。以后改进了制管工艺，基本上消除了这种现象。２０世纪７０年代，累计发生管道事故７３次，长输管道进入规模建设期，限于当时建设的技术条件，初期发生的管道腐蚀穿孔、天然气泄漏的事故较多。２０世纪８０年代，强化了安全管理，管道事故明显下降，累计发生３９
次。随着电保护法的不断完善，泄漏现象呈下降趋
势。到了２０世纪９０年代，防腐层老化，泄漏现象又开始增加。
２．３事故原因分析
事故原因主要有以下几类：外界干扰、腐蚀、施工缺陷和材料失效、焊接、地面运动。输气干线管道事
故的主要原因虽然在各地区、各国事故发生总次数中
所占的比例不同，即事故主要原因的前后排序不同，但主要原因均为外部干扰、腐蚀、材料失效和施工缺
陷。
２．３．１
外部干扰
外部干扰主要指因外在原因或由第三方的责任事故以及不可抗拒的外力而诱发的管道事故，它是输气管道泄漏事故的主要原因之一。外部干扰是引起欧洲和美国天然气管道事故的第一大原因，外部干扰引起事故的发生频率与管道直径、壁厚和管道埋设深度有着密切的关系，因为管径越小，管道的埋设深度越小，管壁厚度越小，管道越容易在第三方施工作业过程中被破坏。随着大直径、高强度钢的使用，管道事故率逐年下降。在苏联的管道事故统计中，外部干扰是第二大主要原因。
２．３．２腐蚀
腐蚀是造成天然气长输管道事故的主要因素之一。腐蚀可能使管道壁厚大面积减薄，从而导致管道过度变形或破裂，也有可能直接造成管道穿孔，或应力腐蚀开裂，引发漏气事故。１９８１年～１９９０年，苏联
万
方数据因腐蚀造成的管道事故次数累计为３００次，其中内部腐蚀和磨蚀引起的事故５２次，占事故总数的６．９％；外部腐蚀引起的事故２４８起，占１０年中全部事故总数的３３％，是所有管道事故中事故率最高的，也是造成干线天然气管道事故的最主要原因。腐蚀也是欧洲输气管道泄漏的主要原因之一，且常发生在中、小管径的薄壁管上。但从２０世纪８０年代开始，管道腐蚀事故率明显降低，且仅为针孔裂纹，而这类缺陷不会导致气体大量泄漏。随着防腐保护材料的不断发展，通过采用防腐性能优良的防腐层（ＦＢＥ、ＰＥ胶带或挤出ＰＥ等），加强日常管道维护和监测，改进阴极保护
措施等手段，使管道的腐蚀状况得到了一定的改善。
１９７５年，美国由于腐蚀造成的经济损失约为７００亿美元，为当年国民经济生产总值的４．２％，而１９８６年高达１２６０亿美元，１９９５年上升到３０００亿美元。２．３．３材料失效和施工缺陷
材料失效和施工缺陷是天然气管道事故的主要原因之一。管材本身质量差所引起的事故一般由金属缺陷所致，主要由管材卷边、分层、制管焊缝缺陷、管段热处理工艺有误等造成。管道施工缺陷主要是指管道施工过程中，因某些原因使管道造成刮伤及擦伤，或违反和不严格遵守操作规程造成的损伤缺陷等。１９８１年一１９９０年，苏联因这两种缺陷所造成的管
道事故共计１６５起，占全部管道事故总次数的
２１．９％；后５年比前５年的事故次数有所下降，说明施工质量对管道安全运行的重要性已得到重视。ＥＧＩＧ
也曾对１９５４年以来因施工缺陷和材料失效造成的输气管道事故进行了调查。调查结果表明：１９５４年一１９６３年间建设的管道，因施工缺陷和材料失效引起的事故频率相对较高，以后各阶段明显减少。３结束语
对国内外天然气长输管道事故的统计、分析表明，外部干扰、腐蚀、施工和材料缺陷是管道事故发生的主要原因。研究国内油气管道的事故特点，搜集事故资料，建立全国性的管道事故数据库是一项必要的基础工作。
建立和完善天然气管道完整性管理体系是保证天然气管道系统长期、稳定、安全运转的必要手段，可以有效减少管道现存的各种安全隐患，降低运营风险，实现管道的高效、安全和经济运行。开展油气管道完整性管理，提高管道系统安全运行水平，是我国当前面临的紧迫任务。
（下转第３７页）
第２期王建国：橇装式调压装置在天然气管道站场的应用
表１参数设置表
ＭＰａ
３７
服电机得到信号动作，调节调压阀上指挥器的压力调
。。
凹跗
紧急切断阀
压力监控调压器
压力工作调压器
压力放散阀压力
节杆，并有伺服系统的２～１０Ｖ的反馈信号给主控计算机，当调压系统压力达到设定值时，伺服电机停止，
这样可以实现全自动的压力调节∞Ｊ。３．４调压后压力超高或超低远控保护
星堕
！：！；！：ｉ！！：箜！：鲤
３．１监控调压器与主调压器的切换
在正常情况下，工作调压器向下游管路供气，由于监控调压器的设定值较高，因此监控调压路一直处于完全开启状态。一旦工作调压器发生了故障，整站
为实现调压后压力超高的进一步保护，防止因调压后压力变送器故障产生误动作，在调压后设置３块压力
变送器，设置压力高报及高高报、低报及低低报报警功
的出口压力升高，待升高至监控调压器压力设定值
时，监控调压器接替工作调压器进行调压，此时的下游压力比客户给定的压力稍微高些，一般监控调压器不易长时间工作。需要立即对工作调压器进行检修。３．２调压路自动切换基本原理
在正常情况下，主调压路的调压器向下游管路供气，备用调压路处于热备份状态。一旦主调压路的工作调压器和监控器均发生了故障，整站的出口压力升高，一直升高至紧急切断阀的压力设定值时，主调压路紧急切断阀切断；之后，出口压力降低，当降低至备用调压路的主调压器设定压力值时，备用调压路的调压器正常工作，向下游管路供气，需要立即对主调压路的设备进行维修。
需要说明的是：由于主调压路的调压器故障而引起的出口压力升高，不会导致备用调压路紧急切断阀切断［４１。
３．３调压系统出口压力遥控原理
出口压力电气遥控系统可实现远程控制功能，出口压力变送器把调压器后的调压压力（三表平均值）变送至控制中心，主控中心可设置自动／手动按钮，如在自动状态，可设定一个压力调节范围进行自动的调
能，当有１块仪表发生高报或低报时，主控计算机发出
声光报警并作报警事件打印输出。当有两块及以上的
压力变送器产生高高报或低低报时，主控计算机启动ＥＳＤ程序，关闭进出站ＥＳＤ阀及调压橇进口电动球阀
（Ａ１／Ｂ１），以保护洪湾末站和下游用户安全¨１。４结束语
洪湾末站调压橇具有自力式调压器和电动调压器的双重优点。一般情况下采用自力式调压，具有调压平稳、相应快等优点。
工作调压器和监控调压器的设置，提高了单路调压的高可靠性。设置两路配置（一用一备）调压橇，即保证了供气的平稳性和可靠性，又可以实现不停输进行设备维修和更换，为洪湾末站实现无人值守提供了保证。
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比较，计算出需要调节指挥器的调节驱动压力，再由主控计算机给现场ＲＴＵ发送指令，由ＲＴＵ输出相对应的４～２０ｍＡ的控制信号给现场伺服电机，现场伺
作者简介：王建国（１９７０～），工程师，从事管道运行管理和技术
管理工作。
（上接第１８页）
研制开发适合国内管道实际状况的油气管道智能检测系统装置，对国内在役天然气管道进行全面检测和安全评价工作具有至关重要的意义。
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王福胜（译）．输气管道——如何提高管道的完整性和预
作者简介：杜艳（１９８２一），硕士研究生，主要研究方向为油气管
道腐蚀与防腐。
万方数据
天然气管道事故分析
作者：作者单位：
杜艳， 谢英， 王子豪， 刘志成， DU Yan， XIE Ying， WANG Zi-hao， LIU Zhi-cheng杜艳,谢英,DU Yan,XIE Ying(西南石油大学,四川成都,610500)， 王子豪,WANG Zi-hao(中国石油西南油气田分公司输气管理处,四川成都,610213)， 刘志成,LIU Zhi-cheng(中国石油西南油气田分公司重庆气矿,重庆,400021)管道技术与设备
PIPELINE TECHNOLOGY AND EQUIPMENT2009(2)1次
刊名：英文刊名：年，卷(期)：被引用次数：
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本文链接：.com.cn/Periodical_gdjsysb200902006.aspx