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長輸天然氣管道內(nèi)腐蝕事故調(diào)查分析與對策

2019-09-18 09:42:30 作者：本網(wǎng)整理來源：燃氣爆炸分享至：

前言

內(nèi)腐蝕是管道系統(tǒng)老化的重要因素之一，內(nèi)腐蝕能造成管道結(jié)構(gòu)強度降低，導(dǎo)致泄漏，而且內(nèi)腐蝕引起的事故往往具有突發(fā)性和隱蔽性，后果一般比較嚴重。隨著各氣田逐漸進入開發(fā)的中后期，天然氣中含水量、二氧化碳和硫化氫等腐蝕性介質(zhì)的含量在逐漸增加，這也加速了天然氣輸送管道的內(nèi)腐蝕。

國內(nèi)外由于內(nèi)腐蝕而造成的腐蝕案例很多，1970~1984年，美國輸氣干線發(fā)生的事故中，內(nèi)腐蝕造成的事故占4.5%；1980~1990年，俄羅斯輸氣干線共發(fā)生事故752次，內(nèi)腐蝕事故占7%。四川的威遠-成都輸氣干線在1968~1997的30年間的就發(fā)生過管道事故110余起，其中因內(nèi)腐蝕造成的事故約占總數(shù)的77%，造成事故的主要原因是天然氣中硫化氫含量超標(biāo)，以及商品天然氣的水露點控制不嚴，大量飽和水汽進入輸氣干線。1980年以后，通過加注緩釋劑、加強清管等措施較有效控制了管道的內(nèi)腐蝕，管道事故率有所下降，但20世紀90年代川渝地區(qū)輸氣管道的平均事故率仍達到了2.3次/1000km·a，遠遠高于發(fā)達國家的平均水平[1]。

由于內(nèi)腐蝕本身的特點，內(nèi)腐蝕管理是管道完整性管理的較薄弱環(huán)節(jié)之一。油氣儲運行業(yè)企業(yè)眾多，分布廣泛，很難將所有的儲運公司的腐蝕資料精確統(tǒng)計，但是，該行業(yè)又具有較多的相似特點，決定了各公司之間的腐蝕問題，腐蝕損失和投入都具有相似的特點，因此，可以將某一個或幾個企業(yè)的統(tǒng)計結(jié)果推而廣之，了解全行業(yè)的情況及發(fā)展趨勢。本文通過調(diào)查和分析北美天然氣管道內(nèi)部腐蝕事故，對天然氣管道內(nèi)腐蝕現(xiàn)狀有一個比較準確的認識；通過調(diào)研對內(nèi)腐蝕在導(dǎo)致天然氣輸送管道事故概率有一個比較準確的估計，總結(jié)其發(fā)生規(guī)律，分析其發(fā)生原因，以便進一步尋求腐蝕控制的對策。

No.1調(diào)查方法與范圍

國外對于長輸管道失效事故的調(diào)查分析工作十分重視，如美國運輸部（DOT）的美國管道與危險材料安全管理辦公室（PHMSA）、歐洲輸氣管道事故數(shù)據(jù)組織 EGIG（European Gas pipeline Incident dataGroup）、加拿大的國家能源委員會NEB（National Energy Board）、加拿大能源管道協(xié)會 CEPA （Canadian Energy Pipeline Association）、加拿大運輸安全委員會 TSB （the Transportation Safety Board of Canada）、英國天然氣協(xié)會、俄羅斯天然氣監(jiān)督機構(gòu)以及全蘇天然氣科學(xué)研究院等機構(gòu)，均進行了大量的管道失效事故調(diào)查分析與研究工作。加拿大、美國和歐洲等國家還建立了相應(yīng)的管道事故數(shù)據(jù)庫，以進行現(xiàn)役管道的安全評價，減少事故發(fā)生的可能性[2]。

本調(diào)查主要采用典型調(diào)查和統(tǒng)計相結(jié)合的方法，北美情況主要查看了1988年至2008年間美國運輸部公布的天然氣輸送管道因內(nèi)腐蝕造成的重大事故數(shù)據(jù)，選擇問題比較嚴重或普遍、有典型性和代表性作為重點。重大事故指的是滿足下列四個方面任何一個：

（1）造成死亡或重傷住院；（2）損失達到5萬美元以上；（3）高揮發(fā)性液體泄漏5桶以上或其他液體泄漏 50 桶以上；（4）液體泄漏導(dǎo)致著火或爆炸。

No.2內(nèi)腐蝕事故調(diào)查

2.1統(tǒng)計分析

圖1為美國管道與危險材料安全管理辦公室（以下簡稱PHMSA）統(tǒng)計的1988年至2008年間北美所有管道由各種原因?qū)е碌闹卮笫鹿曙灎顖D，由圖可知，由腐蝕導(dǎo)致的重大事故占到了18%，其中由外腐蝕和內(nèi)腐蝕導(dǎo)致的重大事故比例基本相當(dāng)，都在3%左右，未區(qū)分原因的占 11.7%。圖2為1988年至2008年期間，北美天然氣輸送管道各種原因?qū)е碌闹卮笫鹿曙灎顖D。對比圖1和圖2可發(fā)現(xiàn)，由腐蝕導(dǎo)致的重大事故在天然氣管道中占有較大比例，而且內(nèi)腐蝕的比例比外腐蝕比例還要高1.3個百分點。對比圖2與圖3還可以得知，天然氣管道內(nèi)腐蝕占事故概率為6.3%，液體管道占事故概率為2.8%，天然氣輸送管道由內(nèi)腐蝕導(dǎo)致的管道事故概率要高于危害液體管道[4]。

圖 1 PHMSA 1988~2008 年間所有管道重大事故統(tǒng)計（2009.4.15）

圖 2 PHMSA 1988~2008 年間天然氣輸送管道重大事故統(tǒng)計（2009.4.15）

圖 3 PHMSA 1988~2008 年間危害液體管道重大事故統(tǒng)計（2009.4.15）

由于美國運輸部統(tǒng)計2002年之前的由腐蝕導(dǎo)致的事故，沒有區(qū)分內(nèi)腐蝕和外腐蝕，所以只對2002年至2008年七年間內(nèi)外腐蝕導(dǎo)致的事故進行了統(tǒng)計分析。由圖可見，在大部分年份里，天然氣輸送管道由內(nèi)腐蝕導(dǎo)致的事故比外腐蝕導(dǎo)致的事故比例要高，只有2005和2008年略低于外腐蝕；液體管道則相反，外腐蝕導(dǎo)致事故比例略高于內(nèi)腐蝕比例，只有2005年基本持平，由此可見，對于天然氣輸送管道，應(yīng)將管道內(nèi)腐蝕的管理提到與外腐蝕相等同的位置。

由于北美管道大多建于上世紀50和60年代，圖4所統(tǒng)計的管道大多進入了管道服役的后期，所以從圖4中還可以看出，在管道的服役后期，天然氣管道的內(nèi)腐蝕問題比液體管道要嚴重，隨著管道運行時間的延長，天然氣管道內(nèi)腐蝕問題將愈來愈嚴重，液體管道反而有所減輕。主要是由于一些偶然的因素，管道內(nèi)會進入或產(chǎn)生水汽和腐蝕性組分CO2、以及氣質(zhì)中粉塵的沖刷，管道內(nèi)部的腐蝕和沖蝕現(xiàn)象都不可避免地存在。在輸送含有腐蝕性介質(zhì)的天然氣的情況下，析出的游離水會為腐蝕創(chuàng)造條件，從而縮短管道及附屬設(shè)備的使用壽命。而在液體管道這樣的概率比較少見。

圖 4 由內(nèi)外腐蝕導(dǎo)致的管道事故的比例隨時間分布圖

圖5為2002年至2008年間，油氣輸送管道由內(nèi)腐蝕導(dǎo)致的重大事故隨時間的分布圖，從圖可以看出，氣管線的內(nèi)腐蝕在腐蝕事故原因中占有很大比例，平均都在10%以上。分析表明，天然氣管道的事故大多都是由內(nèi)部腐蝕造成的，隨著時間的延長，情況越嚴重，而且一旦發(fā)生事故，都是災(zāi)難性的。現(xiàn)代管道的三項重大技術(shù)，如自動控制技術(shù)、完整性管理技術(shù)和內(nèi)檢測技術(shù)的應(yīng)用提高了管道管理水平，但并沒有對減少管道事故帶來明顯作用。

圖 5 油氣輸送管道內(nèi)腐蝕因素導(dǎo)致重大事故比例隨時間分布圖

2.2典型事故分析

2000年8月19日上午5時26分，美國EI Paso天然氣公司在New Mexico州Carlsbad附近的天然氣管道發(fā)生斷裂，導(dǎo)致附近12名露營者死亡，圖6為燃起的熊熊大火爆炸現(xiàn)場圖[5]。燃燒的大火柱達50米高，這起天然氣管道事故曾被美國和國際媒體大量報道，引起了人們對管道安全的關(guān)注。美國運輸安全委員會（NTSB）對事故進行了分析調(diào)查，總結(jié)了事故的原因，指出了在管道設(shè)計、運行和維護及管理部門的問題，值得所有管道安全管理借鑒。

圖 6 燃氣熊熊大火爆炸現(xiàn)場圖

事故原因分析表明[5]，事故是由于嚴重的內(nèi)腐蝕使得管壁厚度減薄到不能承受管內(nèi)壓力，導(dǎo)致管道發(fā)生斷裂。管道斷裂處沒有發(fā)現(xiàn)外腐蝕，發(fā)現(xiàn)了嚴重的內(nèi)腐蝕，可能是由管線內(nèi)的濕氣、微生物、氯化物、O2、CO2和H2S等因素共同造成的。

No.3原因分析與討論

3.1水汽的影響

由腐蝕的基本原理可知，水汽是發(fā)生腐蝕的必要條件，那么天然氣管道發(fā)生內(nèi)腐蝕，一般都是在這些位置發(fā)生了液體積聚。管內(nèi)的天然氣經(jīng)過處理后成為干氣，在輸氣管道運行過程中，天然氣不易析出游離水，但在一定的壓力和溫度下，天然氣具有一定的飽和含水率，見表1[6]。如果壓力高，溫度低，飽和含水率就低；反之則飽和率就高。對于一條運行的天然氣管道，在一段時間內(nèi)或同一季節(jié)，溫度一般變化不大，全年都在0度以上，按照相關(guān)標(biāo)準，經(jīng)過處理的天然氣，其飽和含水率應(yīng)該再0.052g/m3（4.5MPa，-13℃）以下，實際飽和水的溫度在-20℃以下。另外，輸氣管道壓力逐漸降低，也會增加水的百分率含量，但在正常工況下一般不會有水析出。分析發(fā)現(xiàn)，在天然氣管道運行期間，一定要控制進入管道的天然氣中水汽含量，防止管內(nèi)水分的出現(xiàn)。

表 1 天然氣在不同壓力和溫度下的飽和含水率[6]

3.2CO2含量的影響

從上面的統(tǒng)計分析可以看出，隨著天然氣管道服役年限的增加，內(nèi)腐蝕穿孔率占據(jù)失效比例越來越高，主要原因是氣田逐漸進入開采的中后期，天然氣中的含水量、二氧化碳和硫化氫等腐蝕性介質(zhì)含量在逐漸增加，加速了管線的內(nèi)腐蝕。干氣管道氣質(zhì)組成中國家規(guī)定的H2S含量都非常低，在干氣管道內(nèi)部的腐蝕類型主要是以CO2為主，所以在研究中不考慮H2S的影響[7]。圖8 為CO2/H2S 存在時的腐蝕產(chǎn)物與壓力、溫度及含量的關(guān)系圖。從圖上可以看出，在H2S含量非常低的情況下，管道的內(nèi)腐蝕主要是以CO2腐蝕為主，H2S對腐蝕貢獻不大[8]。

圖 7 管道可能發(fā)生的水分集聚

圖 8 不同H2S 含量和溫度下，CO2腐蝕產(chǎn)物圖[8]

3.3管道傾角

在大多數(shù)長輸天然氣管道，由于氣體流速大多小于7m/s，所以一般發(fā)生的是層流，根據(jù)層流理論，液體積聚大多發(fā)生在管道的底部，內(nèi)腐蝕主要發(fā)生在某些特定的地段和部位，主要是在低洼地段（尤其是四季積水變化段），而且往往分布在管線的側(cè)面約四五點和八九點位置處。

天然氣管道在設(shè)計階段，應(yīng)根據(jù)設(shè)計的壓力、溫度和流量，進行內(nèi)腐蝕直接評價，計算出一定區(qū)間內(nèi)發(fā)生水分積聚的最大傾角，在設(shè)計時盡量避免管道傾角大于最大傾角。

No.4對策

上面調(diào)查分析可知，內(nèi)腐蝕問題隨著天然氣管道服役時間的延長問題日益嚴重，造成的損失也逐年增加。這主要是管道在建設(shè)起初主要是以生產(chǎn)為主，對腐蝕問題重視不夠，在腐蝕事故的處理和記錄以及檔案管理等方面都存在不足，尤其是在管道的運行早期，腐蝕問題不是十分嚴重的情況下，對腐蝕問題的苗頭及事故不重視，應(yīng)該改變管理方法，加強維護性管理，防患于未然。下面本文對國內(nèi)外天然氣管道內(nèi)部腐蝕管理方面的法案進行了對比分析，以期提出國內(nèi)天然氣管道內(nèi)部腐蝕管理的對策。

在關(guān)于天然氣管道內(nèi)部腐蝕的維護管理方面，國外有美國聯(lián)邦法案49CFR Part 192[9]、ASME/ANSIB 31.8S[10]、NACE SP 0206[11]等，其中美國聯(lián)邦法案49 CFR Part 192對天然氣管道內(nèi)腐蝕管理進行了最低規(guī)定，在存在內(nèi)腐蝕威脅的天然氣管道，需要進行內(nèi)檢測或內(nèi)腐蝕直接評價；ASME/ANSI B 31.8S 為輸氣管道系統(tǒng)完整性管理，并在內(nèi)腐蝕管理方面系統(tǒng)介紹了內(nèi)腐蝕直接評價方法；而NACE SP 0206則詳細地闡述了干氣管道內(nèi)腐蝕直接評價的執(zhí)行過程。

ICDA可用來評價一定長度天然氣輸送管道腐蝕的可能性。圖9為ICDA在全面風(fēng)險評價中的作用[12]。ICDA 沒有包含腐蝕減緩或修復(fù)內(nèi)容，但可以根據(jù)內(nèi)腐蝕直接評價的結(jié)果，結(jié)合預(yù)測信息作出修復(fù)或腐蝕減緩決定，并作為管道完整性管理的一部分。

圖 9 內(nèi)腐蝕管理在完整性管理中的作用

我們至今未形成一部完整的天然氣管道內(nèi)腐蝕的管理辦法或標(biāo)準，只有在石油行標(biāo)SY/T 0078鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕控制標(biāo)準中對鋼質(zhì)管道內(nèi)腐蝕最低要求進行了規(guī)定，并沒有針對具體場合做任何推薦作法，而且非常寬泛，沒有實際操作意義。2005 年對 ASME/ANSI B 31.8S進行了采標(biāo)（SY/T6621），在第7章節(jié)中提到了內(nèi)腐蝕的管理，但沒有具體到內(nèi)腐蝕的維護管理細節(jié)。

因此，應(yīng)該建立我國天然氣內(nèi)腐蝕調(diào)查、監(jiān)測、評估和管理辦法，以及應(yīng)急事故預(yù)案。所以在運行過程中一定要提高認識，加強內(nèi)部腐蝕的維護和管理。內(nèi)腐蝕管理是公司管理上的短板，應(yīng)加強標(biāo)準化工作，積極引入國外先進的內(nèi)腐蝕管理標(biāo)準和方法并執(zhí)行。還應(yīng)建立專職的防腐蝕機構(gòu)，建立詳細的腐蝕防護檔案或腐蝕與防護數(shù)據(jù)庫，控制天然氣氣質(zhì)。有效監(jiān)控進入管道的氣質(zhì)和管線的操作條件，并且定期取樣分析管線清出的液體和固體，就能識別出管道的高風(fēng)險點位置。隨著越來越多的天然氣管線的建成，我國也將形成復(fù)雜的天然氣管網(wǎng)，因此，應(yīng)加快天然氣管道安全的立法，制定天然氣管道內(nèi)腐蝕減緩控制方案，完善天然氣管道內(nèi)部腐蝕的管理、運行、維護和評價方法，減少天然氣管道內(nèi)部腐蝕事故的發(fā)生。

總之，腐蝕的原因是多方面的，包括生產(chǎn)工藝、技術(shù)措施、材料選擇、緩釋劑的應(yīng)用、腐蝕監(jiān)測以及防腐管理等各個環(huán)節(jié)，因而只有將防腐蝕工作從設(shè)計到生產(chǎn)管理進行全面考慮，配合建設(shè)，方可將腐蝕事故和損失降到最低。

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