油气管道本质安全影响因素分析及启示*

李师瑶，侯　磊，熊　毅，陈雪娇，李文超，马宏伟

(1.中国石油大学(北京) 油气管道输送安全国家工程实验室/石油工程教育部重点实验室,北京 102249; 2.中国石油大学(北京) 机械与储运工程学院,北京 102249; 3.中国石油管道公司 呼和浩特输油气分公司,内蒙古 呼和浩特 010000)

0　引言

1974年6月1日，英国一家工厂发生了严重的高温环己胺泄漏爆炸事故。1978年，英国化工安全专家 Klet针对这一事故，首次提出“本质安全”概念[1]，指在工艺设计阶段提高工厂安全，从根本上消除风险，而不是被动地接受风险或附加保护设施减小风险[2]，这个概念得到普遍认可，并沿用至今。

国内学者对油气管道本质安全的分析研究主要分为2种：一是对管理体系的把握，如从国家、地方或各相关部门监管管道的安全[3-4]；二是用评价指标研究油气管道的本质安全问题，如黄昕等[5]改进了肯特法中的评价指标，建立了长输管道本质安全评价模型。这2种研究采用的方法偏向于专家咨询和理论分析，对管道事故中的本质安全影响因素研究不够深入。周建新、王玉梅和吴策宇等人[6-10]通过分析国内外油气管道事故，确定了主要的事故原因，但没有明确指出哪些事故原因属于本质安全范畴。本文调研了1994年至2012年间105起美国和加拿大的油气管道事故，统计分析有关本质安全的影响因素，识别各阶段存在的薄弱环节，为我国油气管道本质安全的评估提供参考。

1　油气管道本质安全统计分析

油气管道工程主要包括规划、设计、制管、施工和运营5个阶段，以下分析了涉及管道本质安全的事故，其中包括23起美国油气管道事故和14起加拿大油气管道事故。

1.1　本质安全事故分析

图1　基于事故分析的油气管道本质安全影响因素识别流程Fig.1　The recognition process of intrinsic safety influencing factors in oil and gas pipeline based on accidents

不同因素对事故的影响程度不同，将影响因素分为3级，即一级影响因素、二级影响因素和三级影响因素。一级影响因素指技术和管理，二级影响因素指间接造成事故的原因，三级影响因素指直接造成事故的原因。基于事故分析的油气管道本质安全影响因素识别流程如图1所示，从事故原因入手，对每起油气管道事故汇总后进行本质安全判定，提取本质安全方面的事故原因作为三级因素，分类概括三级因素得到二级因素，按照油气管道工程的5个主要阶段对二级因素进行归类。对于每起事故，可通过识别流程图进行本质安全影响因素划分，进而确定事故源头，采取有效措施改善管道本质安全。

以2010年9月加利福尼亚州天然气管道破裂事故为例，说明影响因素识别过程。通过对天然气管道泄漏原因进行本质安全因素判定，确定了5个二级影响因素、6个三级影响因素，如表1所示。

表1　加利福尼亚州天然气管道事故原因Table 1　The causes of gas accidents in California

1.2　本质安全影响因素分析和薄弱环节识别

1.2.1影响因素分析

根据图1中影响因素识别流程方法，针对37起涉及本质安全的管道事故，列举了部分事故的原因及影响因素，管道建设阶段与影响因素之间的对应关系如表2所示。

通过分析37起本质安全的管道事故，确定了19个二级影响因素和26个三级影响因素，管道工程各阶段包含的二级、三级影响因素以及事故的数量如表3所示。以设计阶段为例，其二级影响因素包括防护设计、线路设计、站场设计及管理制度共4个，涉及的三级影响因素共7个，设计阶段因素造成的事故共12起。根据二级、三级影响因素对应的事故数量，可确定各影响因素对工程阶段的本质安全影响程度，如二级影响因素中防护设计对设计阶段的本质安全影响最大，三级影响因素中阴极保护方案对设计阶段的本质安全影响最大。

表2　本质安全的管道事故原因及影响因素Table 2　The causes and influencing factors of intrinsic safety accidents

表3　基于事故分析的油气管道本质安全影响因素汇总Table 3　The summary of intrinsic safety influencing factors in oil and gas pipeline based on accidents

注：由于不同的三级影响因素可能对应同一起事故，所以各阶段三级因素对应的事故数之和大于或等于各阶段总事故数。

由表3中数据得到图2和图3，不同阶段影响因素造成事故的数量比较见图2。由图2可知，各阶段影响因素造成的事故数由高到低依次是施工、运营、设计、制管和规划阶段，其中，施工阶段影响因素对应的事故数量远大于其他阶段。

图2　不同阶段的本质安全事故数Fig.2　Intrinsic safety accidents in different stages

图3　不同阶段的二级和三级影响因素的数量Fig.3　The number of second-degree and third-degree influencing factors in different stages

管道工程各阶段包含的二级和三级影响因素的数量分布见图3。由图3可见，设计和施工2个阶段涉及的三级影响因素数量较多，制管和运营阶段涉及的三级影响因素数量次之，规划阶段涉及的三级影响因素数量最少。这与各阶段完成的工程任务有关，如规划阶段只需完成勘察、可行性研究和编制任务书，而施工阶段包括防腐绝缘、拉运布管、组装焊接、防腐补口和下沟回填等任务，比规划阶段的任务更多更复杂，涉及的影响因素更多。同一个二级影响因素可以包括多个相似的三级影响因素，如制管中的轧制技术包括轧制温度/方向和轧机结构，当某阶段三级影响因素越多时，不代表提升该阶段本质安全难度大，这与二级影响因素和三级影响因素的相对大小有关(规划阶段例外)。结合图3发现，在设计和运营阶段，二级影响因素数量约为三级影响因素数量的一半，说明部分三级影响因素可以归为同一类，即事故原因相对集中，提升设计和运营阶段的本质安全难度相对不大。在制管和施工阶段，二级和三级因素的数量相当，说明事故原因相对分散，提升制管和施工阶段的本质安全难度较大。规划阶段较为特殊，二级和三级影响因素都各有1个，即管道环境调研存在问题，在37起事故中因该问题造成的本质安全事故只有3起，远少于其他阶段，若规划期间详细调研管道环境数据，可进一步减少事故发生。

1.2.2薄弱环节识别

将每个阶段中造成事故相对多的二级因素定为该阶段的薄弱环节，共确定了7个薄弱环节。管道环境为规划阶段的薄弱环节。在设计阶段，防护设计比线路设计、站场设计和管理制度对应的事故多，防护设计为设计阶段的薄弱环节。同理轧制技术和焊接技术为制管阶段的薄弱环节，焊接质量和防腐技术为施工阶段的薄弱环节，检测方案为运营阶段的薄弱环节，表3中加粗的二级影响因素为相应阶段的薄弱环节。

2　对国内管道本质安全的启示

我国2003年至2013年有报道的油气管道事故共发生28起，具体原因如表4所示，根据本质安全概念，第三方施工/打孔盗油与操作不当/原因不明不属于管道本质安全范围，我国油气管道在地质灾害、管道腐蚀、材料与焊接方面存在的问题，与国外油气管道本质安全的薄弱环节即管道环境、防护设计、制管工艺和管道施工缺陷十分相似，结合油气管道本质安全影响因素的分析，对于改善管道本质安全，有如下启示。

表4　我国2003年至2013年油气管道事故统计Table 4　Oil and gas pipeline accidents in Chinafrom 2003 to 2013

(1)全面调研管道周围环境

规划是管道的起始阶段，是管道建设的基础，在管道设计之前应对管道环境如地质条件、降雨量、地下(表)水和交通等情况进行全面调研。管道环境恶劣主要包括2种情况：一是城市规划的速度远超过管道规划速度，地上地下构筑物对管道产生影响，尤其是靠近市区的管道，如我国某地经济发展速度加快，管道工程建设速度也在加快，常出现管道安全距离不足的问题[11]；二是管道位于恶劣的土质环境，管道公司却不知情，依旧按照正常土质铺设管道，如2005年7月加拿大英属哥伦比亚省的管道穿越了垃圾填埋场，垃圾的填埋扰乱了原生土层的平衡状态，造成管道支撑设计失败。在管道规划阶段，管道周围可能没有明显的恶劣环境迹象，需要详细调研管道敷设区地层情况，为管道设计提供依据。

(2)加强油气管道系统本质安全的设计

本质安全观点是采取更安全的设计手段防止事故发生。如设计阶段的防护设计，防护设计主要由水工保护、抗震设计和阴极保护组成，在调研的事故中，大部分事故受阴极保护不足的影响，其影响因素主要包括3方面：一是整流器效率低；二是当地土壤电阻率的变化大；三是阴极保护电流低于行业标准。如2000年8月，加拿大WestCoast能源公司的管道干线发生破裂，主要原因是在阴极保护不足期间，管道涂层表面出现局部腐蚀点，造成管道表面暴露在电解质中，生成裂纹。在管道设计阶段，需选择合适的阳极材料、接地材料或增加整流器的输出、替换地床等以避免阴极保护出现不足，做好管道防护设计。

(3)增强油气管道的材料制作质量

管道材料质量的好坏与制管过程有很大的关系，制管缺陷主要体现为轧制技术和焊接技术缺陷，其影响因素包括3方面：一是轧制机构不合适造成钢材晶粒不均匀，未充分细化；二是钢材的轧制方向不对；三是卷制焊接中焊缝存在未焊透、变形、气泡等问题。2010年9月美国加利福尼亚州发生严重的天然气管道破裂火灾事故，裂开的短管中硫化锰夹渣被横向拉长，说明钢材的轧制方向是横向的，而不是正确的轴向，造成短管的尺寸不能满足已知管材规格的最小长度要求。制管阶段应严格按照规范操作，避免使用存在尺寸问题的管段。

(4)保障管道的施工建造质量

施工阶段是管道事故的高发阶段，由于管道施工工序多、自然环境和施工条件复杂、工作人员流动等给管道的施工建造质量增加了难度。目前施工缺陷主要体现在焊接质量和防腐技术问题上。

焊接质量问题引发的事故数量仅次于防腐缺陷，焊接质量问题主要体现为焊缝缺陷，包括气孔、未焊透、咬边等问题，其影响因素是焊接技术不足。我国焊接技术先后经历了手工焊接、半自动焊接、CO2焊接、全位置自动焊接等[13]。手工焊效率低且误差大，CO2焊接常出现气孔、咬边和夹渣等问题，自保护药芯半自动焊接常出现气孔、飞溅、未融合、未焊透等状况[12]。全自动焊接在我国还不能得到广泛应用，主要因为焊枪的振动导致传动系统反应不灵敏，同时各行动系统会有累计误差[13-14]。事故中普遍存在的焊缝缺陷是未焊透，如2001年1月，我国某石油公司负责的输油管线发生泄漏，其重要原因是焊缝2～3mm未焊透，导致焊缝断裂。2010年9月美国加利福尼亚州天然气管道发生破裂，事故原因之一是未焊透区域贯穿整个直焊缝内部，且部分短管直焊缝内表面对接不重合，约差为15°。在施工焊接阶段，提高焊接技术或方法，采用新型的焊接设备，以减少管道的焊缝缺陷问题。

防腐技术不足会直接造成防腐层存在问题，常见的是阴极剥离，其影响因素主要分为2种情况。一是防腐层材料性能存在不足。我国已建的长输管道通常使用的防腐材料包括熔结环氧粉末、三层聚乙烯和少量的煤焦油瓷漆[15]，常出现气泡、漏点、损伤和脱层问题，如阴极反应形成碱性环境，有缺陷的防腐层抗碱性能下降，当水、氧和离子渗入涂层，该处涂层对金属的附着力降低，从金属表面剥离。所以在选择涂层时，应综合考虑涂层的抗冲击性、抗刮擦、抗凿刻、附着性、热膨胀(收缩)性、抗弯曲性、抗碱性[16-17]等性能。二是操作人员的失误，如不能正确把握涂层的冷却时间，涂层会出现气泡和脱落问题。2000年4月，美国田纳西州Explorer公司的一条油品管道发生泄漏，原因包括涂层未完全冷却开始回填管道，导致防腐层大面积起皱与脱落，管道表面暴露在外部，降低了阴极保护的有效性，进而发生阴极剥离。在施工防腐阶段，需要结合当地实际环境条件和管道材料选择与之匹配的防腐涂层材料。

(5)不断完善管道运行体系

管道运行体系能够及时发现管道裂纹、凹陷、压扁和腐蚀缺陷等问题，减少事故发生。国外油气管道在运营阶段主要体现为检测方案落后，其影响因素包括2方面：一是由于检测技术落后，未能将缺陷检出或检测数据分析时间过长；二是管道公司不遵守规范制度或检测标准落后，长时间不进行管道检测。如2001年1月，加拿大亚伯达哈迪斯蒂的一条原油管道发生严重的泄漏事故，原因是数据分析中区分缺陷的时间和反馈风险位置的时间较长，公司没能及时收到异常信息。在管道运营阶段，应提高检测器对管道缺陷的灵敏程度，结合管道系统运行的资源信息优化数据分析程序，也可通过试验检测来更好的了解检测器探测到管道缺陷的信号特征，便于工作人员及时发现问题。

3　结论与建议

1)通过油气管道本质安全影响因素识别流程方法，确定了2个一级影响因素、19个二级影响因素和26个三级影响因素，明确了各类影响因素与管道建设阶段间的对应关系，分析表明，提升制管和施工阶段的管道本质安全难度较大，而提升规划、设计和运营阶段的管道本质安全难度相对不大。

2)通过比较各阶段二级影响因素诱发国外管道事故的数量，共确定了管道环境、防护设计、轧制技术、焊接技术、焊接质量、防腐技术和检测方案等7个本质安全薄弱环节，其中，管道环境、防护设计、焊接和防腐技术也是我国管道的薄弱环节。

3)管道工程各阶段存在各自的关键问题，规划阶段应注意城市规划速度与管道规划速度的平衡；设计阶段应注意阴极保护不足问题；制管阶段应注意轧制方向，避免出现尺寸错误的管段；施工阶段应提高焊接技术减少焊缝缺陷，增强防腐层性能水平；运营阶段应缩短数据分析和反馈的时间，并按照规范定期检测。

[1]曹琦. 人机环境系统本质安全化原理[J]. 中国安全生产科学技术, 1996(2):33-35.

CAO Qi. The instinct safety theory of man-machine environment system[J]. Journal of Safety Science and Technology, 1996(2):33-35.

[2]陈宝智, 吴敏. 本质安全的理念与实践[J]. 中国安全生产科学技术, 2008, 4(3):79-83.

CHEN Baozhi, WU Min. Concepts and practices of inherent safety[J]. Journal of Safety Science and Technology, 2008, 4(3):79-83.

[3]冯晓东, 张圣柱, 王如君,等. 加拿大油气管道安全管理体系及其启示[J]. 中国安全生产科学技术, 2016, 12(6):180-186.

FENG Xiaodong, ZHANG Shengzhu, WANG Rujun, et al. Study on safety management system of oil and gas pipeline in Canada and its implications[J]. Journal of Safety Science and Technology, 2016, 12(6):180-186.

[4]刘宏波. 英美油气管道安全监管体制研究及对我国的启示[J]. 中国安全生产科学技术,2016,12(S1):200-204.

LIU Hongbo. Study on safety supervision system of oil and gas pipeline in UK and USA and its enlightenment to China[J]. Journal of Safety Science and Technology, 2016,12(S1):200-204.

[5]黄昕. 基于肯特法的长输管道本质安全评价研究[J]. 中国石油石化,2017(6):45-46.

HUANG Xin. The study on intrinsic pipeline of Long-distance pipeline based on Kent method [J]. China Petrochem, 2017(6):45-46.

[6]周建新, 吴轩, 郭再富. 美国管道事故对我国油气管道安全的启示[J]. 中国安全生产科学技术, 2014, 10(S1):73-78.

ZHOU Jianxin, WU xuan, GUO Zaifu. Enlightenment from incidents of oil and gas pipeline in USA[J]. Journal of Safety Science and Technology, 2014, 10(S1):73-78.

[7]王玉梅,郭书平. 国外天然气管道事故分析[J]. 油气储运,2000，19(7):5-10+58-3.

WANG Yumei, GUO Shuping. Accidental analysis on abroad natural gas pipelines[J]. Oil & Gas Storage and Transportation,2000,19(7):5-10+58-3.

[8]吴策宇, 耿晓梅, 赵焕省. 欧洲天然气管道发展特点及事故原因[J]. 油气储运, 2014, 33(2):148-152.

WU Ceyu, GENG Xiaomei, ZHAO Huanxing. Development characteristics and accident causes of European natural gas pipelines[J]. Oil & Gas Storage and Transportation, 2014, 33(2):148-152.

[9]狄彦,帅健,王晓霖,等. 油气管道事故原因分析及分类方法研究[J]. 中国安全科学学报,2013,23(7):109-115.

DI Yan，SHUAI Jian，WANG Xiaolin，et al. Study on Methods for Classifying[J] Oil & Gas Pipeline Incidents[J]; China Safety Science Journal; 2013，23(7)：109-115.

[10]帅健. 美国油气管道事故及其启示[J]. 油气储运, 2010, 29(11):806-809.

SHUAI Jian. The oil & gas pipeline accidents in America and the enlightenment[J]. Oil & Gas Storage and Transportation，2010，29(11)：806-809.

[11]中国管道保护与发展论坛[N]. 中国能源报,2016-01-11(4).

[12]庞红印. 我国油气管道焊接技术发展综述[J]. 现代焊接，2009(2)：45-48.

PANG Hongyin. Summary of development of welding technology of oil and gas pipelines in China[J]. Modern Welding Technology, 2009(2)：45-48.

[13]李玉梅. 手工电弧焊+半自动焊接工艺施工中常见的焊接缺陷分析与控制[J].工程技术, 2015(54):258-258.

LI Yumei. The analysis and control of common welding defect in manual arc welding and Semiautomatic Welding[J], Engineering Technology,2015(54)：258-258.

[14]曾惠林, 王长江, 杨雪梅,等. 油气长输管道全位置自保护药芯焊丝自动焊接技术[J]. 天然气工业, 2014, 34(1):102-107.

ZENG Huilin, WANG Changjiang, YANG Xuemei, et al. A technology of automatic welding in long-distance pipeline by use of all-position self-shielded flux cored wires[J]. Natural Gas Industry,2014,34(1):102-107.

[15]Yuanli L I， Yong Q， Liu Z. The latest development of pipeline anti-corrosion coating[J]. Paint & Coatings Industry， 2007， 25(August)：111-114.

[16]陶志刚，王龙，赵建国. 油气管道外防腐补口技术研究进展[J]. 油气储运，2014(7)：692-695.

TAO Zhigang，WANG Long，ZHAO Jianguo. Progress in technique research on modern field coating for weldjoint of oil and gas pipelines[J]; Oil & Gas Storage and Transportation; 2014(7)：692-695.

[17]吴淑贞，马金濮. 管道防腐补口技术的进展及施工要求[J]. 石油和化工设备，2010，13(3)：39-42.

WU Shuzhen. MA Jinpu. The development and construction requirement of field coating of pipeline[J]. Petro & Chemical Equipment,2010,13(3)：39-42.