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输油管道事故成因及安全管理策略探讨
输油管道事故成因及安全管理策略探讨
摘要：
随着管道事业的快速发展我国油气管道越来越密集由于城镇化进程的加快地下管网与其它管网、市政管网互相交错环境复杂带来极大的安全隐患近几年发生了多起管道安全事故造成了重大人员伤亡和不良的社会影响管道安全运输已引起人们前所未有的关注。
本文从管道事故成因进行分析针对管道安全现状提出管道安全运输对策与建议。
关键词：
输油管道；事故原因；安全管理
一、输油管道事故形成原因分析
管道输送压力高一般以埋地的方式进行输送具有隐蔽、单一和野外的特点。
引发长输管道失效事故的主要危险表现为：
管道腐蚀、施工材质缺陷、焊接不良、水击及压力变化、热应力、操作失误、第三方破坏、地质、自然因素其中管道腐蚀、施工材质缺陷为、第三方破坏为管道失效事故主要原因以下对管线失效的原因进行系统分析。
1.管道腐蚀
腐蚀是指材料与其所处环境介质之间发生作用而引起材料变质、破坏和性能恶化的现象。
管道腐蚀是造成埋地输油管道穿孔、泄漏常见的因素主要表现为腐蚀穿孔应力开裂等形式。
由于防腐材料及涂层施工质量问题在管道敷设施工中如果防腐层破损或开裂土壤中的水、盐、酸、碱及杂散电流的作用会造成管道外腐蚀；阴极保护失效和防腐绝缘涂层老化等也会导致管道外腐蚀。
输送介质中含有酸性介质等会造成内腐蚀而施工、安装不当引起管道产生拉应力会导致应力腐蚀。
各種形式的腐蚀都有可能导致防腐绝缘涂层失效、管壁减薄、管道穿孔、甚至发生管线开裂事故。
另外原油中的水分、硫化物及其他腐蚀性物质会对钢管产生侵蚀。
2.第三方破坏。
第三方破坏是指管道沿线修筑道路、建设施工、耕作和认为打孔盗油等活动引起的管道损伤造成的介质泄漏、防腐层损伤、管线出现刮痕及压坑等事故。
3.设计方面。
设计方面包括管材它主要涉及到：
（1）管线选线、站场的选址。
管线的走向、长短和通过的难易程度对整条管线的投资、施工、运行安全都有很大的影响。
设计中还应该注意站场选址及与建筑物的布局、消防配套设施等管材安全因素。
（2）工艺流程、材料及设备选型。
工艺流程设置合理设备选型恰当系统运行就会平稳运行。
然而设备选型是在水力、热力、压力等计算后得出来的因此必须对工艺有相当高的要求。
（3）管线强度计算。
在管线强度计算时对管线的受力载荷分析不当强度设计系数取值有误将使计算结果及管材、壁厚的选用不当这在运行过程中非常容易出现泄漏、爆炸等事故。
（4）水击可能性。
管线系统启停泵及迅速开闭阀门时均易引起水击。
水击值与介质的密度和弹性、流动速度、流动停止的速率等因素有关应考虑这些情况给出评语。
4.自然环境、地理环境因素它主要涉及到：
。
（1）自然环境危险有害因素主要包括：
1）地震；2）滑坡、崩塌；3）地面沉降；4）台风；5）雷电；6）低温；7）洪水。
这些可以直接怕坏天然气管道的正常稳定状态从而导致管线直接或者间接地出现损毁断裂泄露。
（2）土壤移动状况。
它可以包括在设计因素中。
造成土壤移动最主要原因是由于滑坡再者不稳定土壤中的土壤温度及水份的变化也会使土壤移动；还有管线埋设在冰冻线以上冬季土壤结冰或形成冰柱使土壤膨胀也会使土壤移动。
（3）操作方面因素。
它是指人的误操作所造成的灾害可分解为下列4个因素：
①设计误操作因素。
由于强度计算失误、受力载荷分析不当或管道沿线勘查导致设计上的失误所引起的事故。
②施工误操作因素：
施工误操作是指未按设计规定的技术要求的行为由于施工人员的资质、能力有限、或对地质条件不熟悉造成施工质量未达到设计要求、焊缝有超过规定值的缺陷、涂层质量不佳下沟回填时造成的涂层或钢管本身的损伤等。
常见情形有：
a）管材由于制造加工、运输不当可能造成管材缺陷如果管道薄厚不均、椭圆度、防腐绝缘涂层质量差都有可能形成管材缺陷或焊口缺陷。
b）焊接缺陷输管线焊缝处可以产生各种缺陷常见的有裂纹、夹渣、未熔透、焊瘤、气孔和咬边等。
c）防腐层补口、补伤质量问题钢管在现场焊接连接以后未防腐的焊接部位需要进行补口。
在施工过程中由于各种原因造成钢管内外表面的防腐层损坏特别是外防腐层需要进行补伤。
若补口补伤出现问题将降低管线腐蚀性能。
d）管道开挖回填质量问题若管沟开挖深度或穿越深度不够基础不实回填压实时将会造成管线向下弯曲变形。
若是地下水位较高而管沟未及时排水会使底部悬空容易造成拱形变形。
土质不合理可能刮伤防腐层。
总的来说回填高度、夯实程度。
深埋深度管沟基础不牢等都是应该注意的问题。
e）管道穿越公路、河沟施工质量问题由一敷设完成以后难以检修施工质量的优劣显得龙为重要。
管道穿越河流河床深度不够埋设在河床下面的管道可能裸露悬空水流冲刷导致管线破裂管道穿越公路、铁路设置保护套管由于保护套管的屏蔽作用外加电流对管道起不到保护要求；同时车辆载荷的变化和地基的沉降对管道也存在影响。
（4）运营误操作因素：
它是指管线运行过程中由于未按操作规程操作、维修不及时不完善、工人技术不熟练等因素所引起事故的原因。
维护误操作因素。
它是专门指对设备、仪表的维护不当而言造成数据显示错误、失真等情况。
5.应力腐蚀裂缝状况。
此项一般均列入腐蚀因素中但国外单位也有将它单独作为一项的。
应力腐蚀必须是在：
有拉应力、有腐蚀环境、有缺陷等三个条件具备时才会发生。
二、管道安全管理现状
1.管道安全隐患数量大整改率低。
根据安监总局数据显示我国从2021年青岛“11·22”事故之后在全国范围内开展了油气输送管线等安全专项排查整治目前全国有陆上油气管道966条总里程近12万公里共排查出隐患29436处其中被占压11972处安全距离不足9171处交叉穿越8293处截止2021年7月均每10公里就有2.5处隐患但整改率只有12.6%。
2.管道安全处于事故易发期20__年起近4年数十起油气管道事故且有逐年上升趋势。
当前我国油气管道事故率平均为3次/1000公里·年远高于美国的0.5次和欧洲的0.25次。
3.管道老化依然严重据2021年全国油气输送管线安全专项排查整治的数据当前我国运行10年以内、10～20年、20～30年和30年以上的长输管道分别占总里程的69.8%、16.9%、6.45%和6.85%。
4.法规标准欠缺针对油气管道国务院在20__年出台《石油天然气管道保护条例》且条例已于20__年升级成为《石油天然气管道保护法》但配套的实施细则仍然没有出台。
5.地下管线没有统一协协调管理机构处于多级多头管理状态一是在政府层面上发改、规划、国土、建设、交通、安监、公安、环保、水利等部门都有各自监管职能但没有综合管理部门；二是地下管线产权主体和管理主体不同各种管道分属石油公司、燃气公司、港口企业、自来水公司等不同部门和企业；由于政府部门条块分割、企业产权主体不同带来协调、监管困难等问题。
6.地面开挖、地下施工尚缺乏有效管理由于当前地下管线产权不同管理部门不同缺少统一的监管协调部门情况下地下管线各自建设和管理造成地方建设与管道交叉部位得不有效管理和保护。
7.个别地区规划不合理审批不规范。
在管道设施保护区域内规划其他建设项目产生新的安全隐患规划一些国企在地方的投资计划是按照公司要求的并没有和城市其他管线共同协调规划。
8.个别管道企业安全生产责任制没有真正落实到位。
管道企业日常巡检投入人员少、沿线排查次数少、交通不便等原因管道标识、警示牌、防护设施不足或设置不规范的现象比较普——对于管道沿线占压、安全距离不足等问题不能及时发现或发现问题无力纠正。
三、防止输油管道事故技术措施
1.推行和实施管道完整性管理
管道完整性管理（PipelineIntegrityManagement简称PIM）是目前国外管道管理较为有效的新模式它是在管道还未出现事故时通过系统數据收集、危险程度高后果区的识别、风险评价、完整性评价、维修维护及数据评价等让管道要始终处于安全可靠的受控工作状态是一种无事故的安全管理念的良好实践。
管理人员对影响管道完整性因素进行综合的、一体化的管理贯穿了管道全寿命周期（设计、施工、运营、退役）。
但目前推动完整性管理存在以下不足第一是相应的法律法规及完整性技术标准规范不完善目前国际上最广泛两个管道完整性标准为API1160和ASMEB31.85国内油气企业也相应建立了相关的完整性标准及规范如SY/T6648及SY/T6621但两个标准只有总体要求还不够细化和具体；第二是管道完整性数据采集不完整不规范历史数据的恢复、建设期数据腰椎订和运行期数据采集的数据不完整、不准确、不具通用性较难在实际中达到共享和有效利用；第三是管道内检方法不普及风险评价体系未建立对管道运行实施动态监控要采取先进在线监测、检测、检验等各种方式获取与专业管理相结合的管道完整性信息据此才能对管道的安全性适用性进行评估。
2.应用防腐控制技术
防腐控制概述要控制保证管线的安全运行必须对管线内、外腐蚀的防腐控制采用安全技术措施进行针对性的处理。
常见腐蚀控制的方法有：
（1）合理选管材。
选用强度高、专用的油气钢管以提高金属本身的热力学稳定性耐蚀性。
（2）加入缓蚀剂改变环境介质的腐蚀性。
如从系统腐蚀介质中除去H+、溶解O2等去极化剂。
（3）采用良好的防腐绝缘层。
如三层PE绝缘层是性能优异的外防腐涂层使用寿命长能有效防止金属与腐蚀介质的接触。
（4）电化学保护。
包括阴极保护和阳极保护。
a.阴极保护：
阴极保护就是利用外加的牺牲阳极或外加电流消除管道在土壤中腐蚀原电池的阳极区使管道成为其中的阴极区。
常见的方法有外加电流法和牺牲阳极法。
牺牲阳极法：
在待保护的金属管道上连接一种电位更负的金属或合金形成一个新的腐蚀原电池。
接上的金属成为牺牲阳极整个管道成为阴极受到保护。
外加电流法：
将被保护的管道与直流电源的负极相连把辅助阳极与电源的正极连接使管道成为阴极。
b.电蚀防治法（排流保护）杂散电流也可以引起管道的电解腐蚀而且腐蚀强度和范围很大。
但是利用杂散电流也可以对管道实施阴极保护。
常用的排流保护有三种即直流排流保护、极性排流保护和强制电流保护。
（5）工艺控制。
如除砂除杂、调节温度、压力、流速、流动状态、金属结构尺寸、增大腐蚀余量等措施。
避免异种金属管道的连接接触焊接应力改善环境（如换土、埋地改架空敷设）回填管沟时特别注意直接和管道接触的土层的均匀性）
3.应用自动控制和SCADA系统
当前国内外普遍采用SCADA系统。
SCADA系统即监控和数据采集系统（SupervisoryControlandDataAcquisition）。
该系统包括传感器、控制器、远程终端、通讯连接、主SCADA计算机。
可以实现长输管线全线集中监控密闭输送和优化运行。
沿线各站场可以达到无人操作的水平还可以提供最低费用下运行的最优化程序。
SCADA系统的控制功能有多种主要概述为：
1）监测流量、压力和温度2）启/停泵3）开、关调节阀4）执行逻辑/顺序控制5）泄漏检测及清管控制6）一些较先进的SCADA系统还具有偶然事故分析；费用风险管理；流体质量-组分跟踪；合同监督销售时机分析以及仪器校正等功能。
国外比较注重研究开发和提高管道监控系统和计算机网络管理系统的自动化水平。
4.应用先进的管线检测技术提高检测水平和能力
目前油气管道的检测技术包括外部检测和内部检测技术均可以实现不开挖和无损伤。
（1）外部检测方法包括直接检测油气泄漏的直接检测法和检测因泄漏而引起的流量、压力、声音等物理参数发生变化的间接检测方法。
这些检测方法主要通过超声、光学、涡流及射线等实现。
例如：
利用声的發射及反射原理对泄漏的部位进行检测通过该技术可以了解管道运行的防腐蚀状况为后面开挖、进一步检测提供了依据但这种方法属于间接方法法无法实现对管道全面检测且该方法受外界的影响大误差及误报率高。
（2）管内检测法基于磁通、超声、涡流、录像等技术的此类方法较为准确但是投资大适用于较大口径管道但易发生管道堵塞、停运等事故。
四、结论与建议
我国长输管道建设正处于蓬勃发展时期管道安全是今后我国安全管理工作的重点和难点。
针对管道事故分析、管道安全现状及管道安全技术措施等提出几点建议
1.加大立法力度。
我国的管道运输已经成为第五大运输业目前只有《石油、天然气管道保护条例》、《海底电缆管道保护规定》等条例、还应借鉴国外做法加大立法力度建立管道方面的专门法律将管道安全作为一项重要的公共安全工程来抓以进一步加大对油气管道的安全管理。
2.加强管道安全方面的科研工作。
对管道腐蚀失效机理进行研究建立管道及涂层寿命模型为防腐措施的制定及判废标准的建立提供理论基础指导生产实际和减少腐蚀损失。
3.提高过程控制水平。
新建管管道全面推行SCADA系统逐步在国内应用。
而对在役管线如何提高自动化管理水平需要深入研究。
4.重视泄漏诊断方法的研究开发。
开发长输管道自动监测系统提高在役管线安全控制水平能及时根据管线压力波动等趋势快速判断输油状况、管道泄漏情况确定泄漏位置。
5.提高管道检测水平和能力。
我国已经明确规定了油气管道全面检测和一般性检测的周期。
随着我国油气管道总长度增加和管道服役年限的增长管道检测将越来越受人们重视加快检测手段和方法现代化的研究提高检测准确性和精度势在必行。
6.建立长输管道防腐、检测专业化队伍。
根据国外的经验逐步建立专业化的管道防腐队伍、检测队伍以专业化的水平对管线进行定期检测维护。
7.成立管道管理机构设立管道统一呼叫中心要求拆迁、挖掘和建筑施工的个人或机构必须在工程实施之前通过统一呼叫中心联系管道运营商获取目标区域的相关地下管道信息避免多级多头管理形同虚设。
8.不断完善管道运行管理加强对设计、施工的审核提高施工及验收标准采用先进的工艺及自动化的控制措施采用高等级的钢管、管件及防腐工艺和材料。
9.强化完整性管理。
借鉴国外经验建立完整性管理标准及规范文件对高风险区进行强的强制进行完整性评价强化企业自我约束、政府监管的作用增加公众对管道的信心。
结语
在管道运输业快速发展的今天我们需要总结之前发展的经验和不足不断完善经验和解决不足中创造其美好的明天。
输油管道事故并不是无法抗衡的自然灾难只要各方做好自己的本职工作以严谨、科学的态度应对日常工作相信未来的中国有希望达到输油管道零事故。
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参考文献
[1]张新民.输油管道憋压事故原因及防范对策[J].中国石油和化工标准与质量2021（10）.
[2]欧阳小州.加减速顶引起轻车脱轨的原因和防范对策探讨[J].减速顶与调速技术20__（3）.
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