天然气管道失效致因与事故链模型研究*

2021-04-29李新宏张毅韩子月樊恒杨尚谕李丽锋王建军

油气田地面工程 2021年4期

李新宏张毅韩子月樊恒杨尚谕李丽锋王建军

1西安建筑科技大学资源工程学院

2西安石油大学电子工程学院

3石油管材及装备材料服役行为与结构安全国家重点实验室

管道是天然气的主要输送方式，西气东输、忠武管道、川气东送和陕京输气管道等已成为保障我国能源持续供应的支柱力量[1]。然而随着天然气管道服役年限的增长，管道脆弱性也随之增加，容易受到外界因素干扰而发生事故，造成人员伤亡和财产损失等严重后果。天然气管道事故涉及一系列诱发因素，多因素耦合作用下的天然气管道事故灾变过程较为复杂。因此，开展天然气管道事故致因分析并探讨事故灾变演化模式具有重要意义。

PAPADAKIS 等[2]通过分析油气管道事故统计数据，对比不同地域管道重大事故特征；狄彦等[3]通过对比各国油气管道事故统计数据，并根据我国新老管道事故统计数据，指出我国现阶段管道事故管理的不足；梁伟等[4]通过识别天然气管道事故的原因，采用蝴蝶结模型与风险矩阵方法评价管道综合风险等级；梁永宽等[5]统计国内近10 年公开报道的管道安全事故，分析得出引起管道事故的主要原因；GONG 等[6]基于STAMP 方法分析东黄输油管道泄漏爆炸事故致因；LAM CHIO 等[7]基于PHMSA 数据库统计2002—2013 年间美国输气管道里程及事故，分析得出美国陆上输气管道主要故障模式和失效率；BUBBICO 等[8]建立陆上长输管道事故数据库，评估不同介质输送管道失效事件的发生概率。

尽管国内外在天然气管道事故致因与灾变模式方面已开展较多研究，但目前尚未有根据最新管道数据进行管道致因分析方面的研究报道。此外，现有研究欠缺在事故致因分析的基础上揭示管道事故演变过程。灾变链式理论主要从灾害形成和发生视角表达灾害演化过程，被广泛应用于事故灾害过程分析与防控方面[9-10]。本文拟通过分析欧洲与国内天然气管道事故数据，识别管道事故致因类型，并计算管道失效率。在此基础上，采用灾变链式理论对天然气管道事故灾变演化过程进行分析，从而为我国天然气管道运行风险管控提供参考。

1 欧洲天然气管道事故分析

根据欧洲陆上天然气管道数据组织EGIG 统计，目前欧洲天然气管道总长达到142 794 km。图1 为欧洲天然气管道总长度与事故总数之间的关系，欧洲天然气管道总长度在2007—2011 年处于上升阶段，其中2010—2011 年涨幅较大，而2011年后呈现出平稳状态，2015 年有小幅下降，说明2011 年后，欧洲天然气管道整体运营状况良好，绝大多数管道仍处于正常运行状态。2007—2016年间，欧洲天然气管道共发生208 起事故，其中2009 年和2015 年发生事故最多，达到28 起，从而也导致2015 年天然气管道总长有小幅下降。2014年欧洲天然气管道发生17 起事故，为10 年中最少。2007—2016 年间，欧洲天然气管道事故数量波动较大，但都处于30 起以下。说明欧洲已形成较为成熟的天然气管道安全管理机制，可以较好地控制天然气管道事故发生率，但仍需加强隐患监管，进一步降低并控制事故发生率。

图1 2007—2016 年欧洲天然气管道总长和事故总数统计Fig.1 Statistics of total natural gas pipeline length and total number of accidents in Europe from 2007 to 2016

天然气管道事故致因主要包括5 个方面：第三方破坏、腐蚀、施工缺陷/材料失效、错误带压开孔、地面运动，事故原因类型占比如图2 所示。2007—2016 年欧洲天然气管道事故原因占比最多为第三方破坏（占28.37%）。受覆土过浅、早期管网设计不合理、埋设情况不清等因素影响，天然气管道受第三方施工破坏最为频繁；且由于天然气管道在城市发展过程中不可或缺的经济地位，恐怖分子也通过对天然气管道破坏来阻碍城市建设。2007—2016 年欧洲天然气管道事故原因占比第二的是腐蚀（占25%），原因在于欧洲天然气管道建设时间较早，天然气管道长期用于内部运输，在介质所含杂质以及外部土壤酸碱度、温度、湿度等因素的耦合作用下，造成内、外腐蚀严重，对管道零部件造成影响，从而导致管道泄漏事故。

图2 2007—2016 年欧洲天然气管道事故原因类型占比统计Fig.2 Statistics on the types of causes of natural gas pipeline accidents in Europe from 2007 to 2016

EGIG 将管道失效率定义为事故次数除以风险暴露值，其中风险暴露值是指管道总长度乘以管道运行时间。同时，为了阐明管道失效率变化趋势，EGIG 定义了5 年平均失效率，通过前5 年（包括该年）时间内的整体平均失效率，反映5 年内单位时间单位管长的管道事故数。根据EGIG 统计，在2007—2016 年间，天然气管道由于以上6 种事故原因导致管道的失效率与5 年平均失效率如表1 和图3 所示。

表1 2007—2016年不同原因导致欧洲天然气管道的失效频率Tab.1 Failure frequency of European natural gas pipeline caused by different accident causes from 2007 to 2016

图3 2007—2016 年欧洲天然气管道不同事故原因导致的管道平均失效率Fig.3 Average failure frequency of natural gas pipeline caused by different accident causations in Europe from 2007 to 2016

从图3 可知，由第三方破坏导致的天然气管道失效率与5 年平均失效率最大，但整体呈现下降趋势，表明在2007—2016 年间，欧洲在管道第三方施工以及管道安全管理方面已逐渐成熟。2011 年以前，天然气管道因腐蚀而导致失效呈现上升趋势，说明腐蚀对于管道影响是长期的过程，短时间的影响并未造成严重损失，所以没有引起相关运营商重视。随着腐蚀对管道损坏严重度加重，运营商对于管道腐蚀的治理力度开始增强，使腐蚀导致的管道失效率在2012 年开始下降。因此，应重点关注易腐蚀老化管道，对其进行及时检测、维修和更换。

通过对天然气管道事故分析可知，并非所有泄漏都会导致事故的发生，因此可依据泄漏尺寸将管道泄漏事故分成三种情形，分别是穿孔、裂纹以及断裂。图4 为2007—2016 年欧洲天然气管道失效频率与事故原因、不同泄漏尺寸的关系。可以看出，不同的事故原因类型会使管道造成不同程度的泄漏。第三方破坏由于施工类型复杂，会造成管道不同程度的泄漏，但主要集中在裂纹以及穿孔；腐蚀以及施工缺陷/材料失效导致泄漏是由于管道内部介质含有杂质，土壤长期对管道作用以及设计施工缺陷导致管壁脆弱，逐渐形成裂纹。据此可根据不同事故类型所导致不同泄漏程度进行针对性修复，提高管道维修质量及效率。

图4 2007—2016 年欧洲天然气管道不同泄漏尺寸下各种原因类型的失效率Fig.4 Failure frequency of various accidents causes under different leak sizes of European natural gas pipelines from 2007 to 2016

2 国内天然气管道事故分析

近年来，我国天然气管道运输业呈现快速发展，与此同时，天然气管道的运行安全受到了广泛的关注。我国天然气管道直接失效原因主要集中在施工破坏、蓄意破坏、腐蚀老化、地质灾害、施工/材料缺陷、误操作6 种类型。对2007 年至今我国所报道主要典型的天然气管道事故进行统计，部分典型事故案例如表2 所示。

对国内天然气管道事故进行分析，事故原因占比如图5所示。我国天然气管道泄漏事故原因主要类型为施工破坏、蓄意破坏以及腐蚀老化。其中施工破坏和蓄意破坏都属于管道第三方破坏范畴，共占比50%以上，究其原因是由于第三方在管道周围进行施工时对地下天然气管道铺设情况缺乏了解，盲目施工最终导致管道泄漏事故；此外，天然气管道因运行时间过长、零部件老化、土壤内酸碱度不平衡以及温度和湿度等因素是造成管道腐蚀的主要原因。

图5 国内天然气管道泄漏原因分布Fig.5 Distribution of natural gas pipeline leak causes in China

3 典型天然气管道重大事故灾变分析

3.1 链式灾变模型

灾变链式理论认为灾变是由物质、能量等信息形式的载体进行具有延续性的演化过程，具有链式的规律性，因此，灾变过程可以用链式关系进行表征[9]。灾变链式模型根据事故发展过程可分为三个阶段，分别为孕育阶段、潜存阶段和诱发阶段。孕育阶段作为灾变链式模型的初期，物质和能量都处于集聚和耦合的过程，尚未形成较大的破坏力；当物质和能量集聚到一定程度，储存大量能量的系统已形成较大破坏力，此时系统进入潜存阶段；一旦事故诱因形成，灾变进入最后的诱发阶段，系统将迅速释放出巨大能量，对周边人员环境造成较大的破坏，进而引起事故发生。基于上述事故致因类型统计，运用灾变链式理论构建天然气管道事故灾变模型，分析天然气管道事故的发展过程。

表2 我国2007 年至今所报道的天然气管道事故(部分)Tab.2 Natural gas pipeline accidents reported in China since 2007（part）

基于灾变链式理论构建的天然气管道事故灾变链式模型如图6 所示。天然气管道事故致因如蓄意破坏、施工破坏、腐蚀老化等作为灾变链式模型中的致灾环，受这些因素影响管道本体结构出现裂纹或者缺陷，但处于仍未发生的状态，此时认为天然气管道事故处于灾变链的孕育阶段。随着天然气管道运行时间不断增加，由环境因素、管理因素和人为因素等对管道造成的安全隐患导致灾变链中危险能量逐渐集聚，进而使得管道周边环境遭到破坏，管道自身脆弱性变大，此时管道事故状态进入灾变链式模型的激发环，处于灾变潜存阶段。管道周边环境以及自身脆弱性的改变会使管道由于人为破坏或随时间的积累进一步遭到破坏，发生穿孔、裂纹、断裂造成天然气泄漏。此时若遇到点火源极可能发生火灾爆炸事故，造成人员伤亡或环境破坏。

根据灾变链式模型，天然气管道事故灾害处于孕育阶段时能量最少，为减灾断链的最佳时间节点，此时应注重于危险隐患监测预警，及时切断危险因素蔓延和发展途径。当处于危险因素潜存阶段时，对于管道环境以及管体本身损坏的激发环应致力于环境改善以及管道自身检查维护工作，加强自身对灾害的防御能力；对于已经造成管道穿孔、裂缝或断裂的损坏环应做好排查工作，及时对损坏管段进行维修，避免造成更严重的后果；在危险因素诱发阶段，应及时对火源进行监控报警，当发生事故后，快速地对事故作出应急响应，控制事故发展态势，通过对各个阶段危险因素的响应，实现对天然气管道事故的断链减灾处理。以下将运用灾变链模型对四川“1.20”输气站天然气管道泄漏燃烧爆炸事故进行讨论。

3.2 事故灾变演化

2006 年1 月20 日，四川省中石油西南油气田分公司仁寿县富加输气站Φ720 mm 输气管道发生天然气泄漏爆燃事故，燃烧持续5 h 23 min，共造成10 人死亡，3 人重伤，47 人轻伤，526 户房屋受损，27 户房屋损毁，事故波及人数达1 837 人。基于事故调查报告构建的事故灾变链式模型如图7 所示。

图6 天然气管道事故灾变链式模型Fig.6 Natural gas pipeline catastrophic chain model

运用灾变链式理论，对四川“1.20”输气站天然气管道泄漏爆燃事故进行分析。该天然气管道事故过程包括三个阶段：①孕育阶段为输气站天然气管道由于焊接缺陷并且在管内压力的作用下出现裂纹，同时因为管道建设时间较早，运行时间过长，管材疲劳受损严重，加之运行期间压力频繁变化导致管内局部产生金属疲劳，且在建设期间防腐工艺落后，管内长时间输送的含硫湿气导致天然气中携带硫化亚铁造成管内严重腐蚀；②潜存阶段是由于企业安全管理能力薄弱，未进行及时的隐患排查，导致危险因素未能及时清除，随着时间的积累导致天然气管道裂纹加深，腐蚀严重最终导致天然气管道泄漏；③诱发阶段是在天然气管道泄漏后，由于天然气内携带硫化亚铁，硫化亚铁自燃后导致天然气与空气混合形成的易燃易爆气体达到爆炸极限后发生一次爆炸，同时在一次爆炸后，使天然气产生相对负压，造成部分高热空气迅速回流至管内与天然气混合在管内密闭空间中形成易爆气体，从而发生第二次爆炸和第三次爆炸。在发生爆炸后，由于企业安全意识淡薄，员工缺乏应有的应急逃生能力，且城市发展建设需要，没有做好合理规划布局，导致输气站周围有大量建筑物，没有合理的安全逃生通道，最终造成严重的人员伤亡。

图7 四川“1.20”天然气管道泄漏爆炸事故灾变链式模型Fig.7 Catastrophic chain model of"1.20" natural gas pipeline leakage and explosion accident in Sichuan

基于我国天然气管道泄漏事故致因与事故灾变链式模型分析，可以通过对主要事故致因管理与灾变模型中关键环节控制来达到预防事故发生的目的。在主要事故致因管理方面，应完善相关法律法规、标准规范体系；落实施工责任主体，加强对施工单位资质审查、施工单位违章施工以及打孔盗气等查惩力度[11]。在地下埋有管道的地点设置警示标识，施工单位在作业前及时与市政相关部门沟通，制定合理的施工方案，避免在施工过程中对管道造成损坏；对公众开展安全教育宣传活动，提高公民安全意识，减少因经济利益而进行管道破坏等行为；及时进行管道外部防腐处理；提升设备维修工艺技术，减少误操作而造成的管道损坏。在灾变模型关键环节控制方面，对于因环境因素、设备因素、管理因素、人为因素造成的致灾环节，应当注重早期对危险有害因素的监控预警[12]；对于因为时间积累和人为干扰导致管道周边环境以及管体本身脆弱性增强，进而造成管道出现不同程度损伤的激发环节，应当加强对于管线的巡检力度，做好隐患排查工作，控制风险因素突变，对管道进行及时维修和更换；此外，对已经造成管道泄漏或发生火灾爆炸的损坏环节，应对加强诱发事故的危险源有效控制，严格按照应急预案进行应急响应，控制事故扩大，减少事故造成的人员、经济损失。