长输天然气长输管道失效原因及安全管理研究

付志明

（江西省天然气集团有限公司，江西南昌 330096）

江西省天然气集团公司已投产运行长输高压管道目前达到1 321km，在实现江西省委省政府“县县通”目标后，江西省属长输高压天然气管道长度将达到3 400多千米，长输管道安全涉及点多线长面广，一旦发生安全事故，将导致巨大财产损失及人员伤亡，更将造成极其恶劣的社会影响，对公司来说也将是灾难性后果，因此天然气管道的安全生产运行对企业、当地的经济发展和社会和谐稳定具有重大意义，天然气长输管道的安全管理具有重要意义。

1 天然气长输管道安全管理存在的问题

导致天然气管道失效的原因很多，有的是因为天然气管道本身的质量问题，如焊接未达到质量要求、管道缺陷或是管道连接处密封有问题；有的是因为天然气管道遭到外界影响，如人为破坏、腐蚀、自然灾害等原因。为了辨识清楚天然气管道潜在的危害影响因素，国际管道研究委员会搜集了大量的管道资料和事故案例，经过调查、研究和分析，将天然气管道事故的根本原因划分为3大类9个类别，具体原因及划分情况如图1所示[1]。

图1 油气管道失效原因

在实际管道失效案例统计来看，天然气长输管道因外来损伤、腐蚀、材料和安装缺陷、违规操作或管理不当等5种主要因素的影响造成管道泄漏或破裂，从而引起火灾爆炸事故。鉴于欧洲、美国及苏联（俄罗斯）管道建设比较发达，管材发展、管径变化、服役年限延长及事故发生原因都具有较大的参考意义，参考国内相关学者统计研究数据，世界主要国家及中国四川油气管道失效原因分析统计见表1。

表1 世界主要国家油气管道失效统计分析表

1.1 外部干扰

外部干扰一般指的是由外在原因或由第三方责任而引发的管道事故，它是造成管道事故的首要原因，约占事故总数的49.7%，约占江西省天然气管道事故的事故38.5%。第三方施工一般定位为外部单位在管道中心线左右各5m范围内进行的各种施工作业，这种交叉施工不仅严重影响到长输管道的运行安全，也增添了长输管道施工的风险。

1.2 施工缺陷及材料缺陷

施工缺陷主要包含施工期机械损伤、焊口不达标、防腐层破损甚至补口未做、管道底部存在异物导致后期凹陷、管道敷设横切山体导致滑坡隐患、管道埋深不足等。上述施工缺陷及材料缺陷的修复对已投产管道的损失是巨大的，一方面带伤运行存在极大安全风险，另一方面修复缺陷往往需要停输，即使不停输在带压管道上修复安全风险高，维修成本大。因此减少前期施工缺陷及材料缺陷，可以有效保障管道安全运行，降低维护成本。

1.3 地质灾害

地质灾害的发生具有突发性强、破坏性大的特点，由地质灾害而引发的天然气管道事故后果也非常严重。江西省山地丘陵区和多雨区，是较为严重的暴雨型山体滑坡、泥石流地质灾害易发区，特别是在赣南地区管网沿线地质环境条件复杂，局部地段沟谷深切，地形高差大，岩坡陡峻，由于管道敷设在浅表层，较易受各类地质灾害的影响。

1.4 腐蚀失效

腐蚀也是欧洲1970—2007年段输气管道泄漏的主要原因之一，且通常发生在薄壁管上，从统计结果中，腐蚀导致管道发生失效事件排在第3位，占总数的14.31%。腐蚀也是中国四川地区输气管道1969—2003年段输气管道泄漏的主要原因之一，占总数的39.5%，主要原因在于四川地区天然气含大量硫化氢，易导致管道发生内腐蚀。因此腐蚀也是长输管道失效重要原因。

2 天然气长输管道安全管理的应对策略

2.1 完善前期设计

管道能否长期安全运行，设计工作是重要的前提，在设计阶段，要全方位勘察管道路由，收集全沿线的地质、人口周边环境、类似工程事故等相关资料，选择最合适的路由。施工图出版前要组织人员认真踏勘路由，避免管道经过人口稠密的高后果区及滑坡、泥石流、高陡边坡等地质灾害多发区等特殊地段，无法避让时须采取有针对性的保护措施。同时，管道设计方案要充分论证，充分听取各专业人员意见，从各方面吸取经验教训，提高管道设计的本质安全，降低后期维护费用。

2.2 加强施工过程管控

施工质量是关系到管道能否安全、平稳投产和运行以及减少事故发生的关键，也是能显著降低后续维护费用的环节。施工过程中要遵守国家、行业有关施工规范，还要特别做好下列工作：

施工过程中严格执行规范，严防出现不合格焊口、黑口；焊口防腐修补时严格按照工艺要求进行操作，保证补口质量，杜绝出现补口未防腐事件发生，防止留下安全隐患；管道下沟过程中避免管道防腐层的损坏和管道本体的划伤；对地质灾害易发地段的，要完善专项保护方案，确保后期投产后管道安全。

在做好工程建设管理的同时，建议建设单位制定对施工单位的处罚制度。如在“三查四定”前，先由施工单位及监理进行自查自改，施工方确认无异常问题后，建设单位再抽调公司专业人员检测管道埋深、管道防腐层、水工保护情况，如发现管道本体损伤、埋深不足或防腐层缺陷时，施工单位除无条件整改外，还应承担由此产生的检测费用并对其进行一定的经济惩罚，提高管道本质安全，也是降低后期管道维护费用的方法。

2.3 加强运行期间管理

管道投产运行后，设计使用寿命一般在30a以上，针对国内外发生的事故及原因分析，做好运行期间管道风险管控，确保管道长期安排平稳运行尤为重要，管道企业需要落实GB 32167—2015 《油气输送管道完整性管理规范》要求，抓好管道全生命周期完整性管控外，建议重点完善以下工作：

（1）加强线路巡护管理。管道线路巡护是基础，巡护人员责任心是关键，各单位一方面需通过不断培训来提高巡护人员风险辨识及隐患排查能力，提升其工作责任心，另一方面通过考核兑现方式，激励巡护人员，对不负责任及长期巡线缺失的属地巡线工进行撤换，对不合格的专职巡线员进行调离或考核处罚。

（2）安全管理前置，扎实做好第三方施工管理。应简化施工前方案审批流程，在符合管道保护要求的前提下，尽快审批通过，杜绝方案审批时间过长耽误对方工期而激化双方矛盾。在管道周边动土作业前，做好管道埋深、走向等关键信息的技术交底，做好风险辨识，重点加强施工项目负责人、工地负责人及机械设备操作员安全教育，使其树立管道安全红线意识；管道安全范围内开挖必须安排人员监护，及时补充完善警示标志设施，必要时设置管道保护硬隔离设施，严格按照方案做好管道保护。

（3）做好管道保护宣传。提高管道精准宣传方式，深入管道周边企业、村委、学校、农户家中，定期走访村委等有特定影响力人员，提前掌握管道周边施工情况。完善管道线路加密桩及警示牌，保证管道走向清晰明了。落实管道保护举报奖励制度，提高群众积极性，对管道沿线群众及时发现并报告的第三方施工给予现金奖励，提高群众积极性。

（4）科学识别地质灾害，做到治早治小，有效降低维护费用。针对地质灾害隐患，应科学识别，提前识别，争取“治小治早”，特别是山区地段管道投产运行前2～3a，因施工期间地质山体扰动破坏，发生地质灾害事件可能性更高，更应该提前研判，有效降低地质灾害发生并降低维修费用的投入。

（5）加强防腐管理，保障管道长期安全稳定。管道防腐层的好坏，直接制约管道使用寿命，影响管道长期安全平稳运行。日常管理工作中，首先需要认真负责地组织人员定期对阴极保护参数进行测量，发现异常问题及时处理，保障阴极保护系统正常问题；其次，组织力量对管道存量防腐层漏点进行开挖修复，一方面可以解决管道外腐蚀情况，另一方可以通过防腐层开挖修复发现部分管道本体损伤，第三，及时关注管道内腐蚀状况，防止发生管道内腐蚀失效事件。

（6）推行管道完整性管理，保证管道本质安全。推行管道完整性管理，全面进行管道清管内检测，识别管道潜在的本体缺陷，以便能早期维护，同时可以为管道维修提供科学的依据，变抢修为计划检修，减少管道维修费用，避免管道维修的盲目性。

3 结束语

通过对天然气管道事故的原因统计和分析，归纳总结了长输天然气管道失效的主要原因。为保证长输天然气管道的安全运行，建议从管道设计、施工建设、后期运行阶段采取有针对性的安全防范手段，以减少或降低影响管道的危害因素，保持天然气管道系统的完整，从而提高管道的安全性能，同时减低后期维护成本，提高管道企业的经济效益。