天然氣管道失效致因與事故鏈模型研究*

李新宏 張毅 韓子月 樊恒 楊尚諭 李麗鋒 王建軍

1西安建筑科技大學資源工程學院

2西安石油大學電子工程學院

3石油管材及裝備材料服役行為與結(jié)構(gòu)安全國家重點實驗室

管道是天然氣的主要輸送方式，西氣東輸、忠武管道、川氣東送和陜京輸氣管道等已成為保障我國能源持續(xù)供應的支柱力量[1]。然而隨著天然氣管道服役年限的增長，管道脆弱性也隨之增加，容易受到外界因素干擾而發(fā)生事故，造成人員傷亡和財產(chǎn)損失等嚴重后果。天然氣管道事故涉及一系列誘發(fā)因素，多因素耦合作用下的天然氣管道事故災變過程較為復雜。因此，開展天然氣管道事故致因分析并探討事故災變演化模式具有重要意義。

PAPADAKIS 等[2]通過分析油氣管道事故統(tǒng)計數(shù)據(jù)，對比不同地域管道重大事故特征；狄彥等[3]通過對比各國油氣管道事故統(tǒng)計數(shù)據(jù)，并根據(jù)我國新老管道事故統(tǒng)計數(shù)據(jù)，指出我國現(xiàn)階段管道事故管理的不足；梁偉等[4]通過識別天然氣管道事故的原因，采用蝴蝶結(jié)模型與風險矩陣方法評價管道綜合風險等級；梁永寬等[5]統(tǒng)計國內(nèi)近10 年公開報道的管道安全事故，分析得出引起管道事故的主要原因；GONG 等[6]基于STAMP 方法分析東黃輸油管道泄漏爆炸事故致因；LAM CHIO 等[7]基于PHMSA 數(shù)據(jù)庫統(tǒng)計2002—2013 年間美國輸氣管道里程及事故，分析得出美國陸上輸氣管道主要故障模式和失效率；BUBBICO 等[8]建立陸上長輸管道事故數(shù)據(jù)庫，評估不同介質(zhì)輸送管道失效事件的發(fā)生概率。

盡管國內(nèi)外在天然氣管道事故致因與災變模式方面已開展較多研究，但目前尚未有根據(jù)最新管道數(shù)據(jù)進行管道致因分析方面的研究報道。此外，現(xiàn)有研究欠缺在事故致因分析的基礎上揭示管道事故演變過程。災變鏈式理論主要從災害形成和發(fā)生視角表達災害演化過程，被廣泛應用于事故災害過程分析與防控方面[9-10]。本文擬通過分析歐洲與國內(nèi)天然氣管道事故數(shù)據(jù)，識別管道事故致因類型，并計算管道失效率。在此基礎上，采用災變鏈式理論對天然氣管道事故災變演化過程進行分析，從而為我國天然氣管道運行風險管控提供參考。

1 歐洲天然氣管道事故分析

根據(jù)歐洲陸上天然氣管道數(shù)據(jù)組織EGIG 統(tǒng)計，目前歐洲天然氣管道總長達到142 794 km。圖1 為歐洲天然氣管道總長度與事故總數(shù)之間的關系，歐洲天然氣管道總長度在2007—2011 年處于上升階段，其中2010—2011 年漲幅較大，而2011年后呈現(xiàn)出平穩(wěn)狀態(tài)，2015 年有小幅下降，說明2011 年后，歐洲天然氣管道整體運營狀況良好，絕大多數(shù)管道仍處于正常運行狀態(tài)。2007—2016年間，歐洲天然氣管道共發(fā)生208 起事故，其中2009 年和2015 年發(fā)生事故最多，達到28 起，從而也導致2015 年天然氣管道總長有小幅下降。2014年歐洲天然氣管道發(fā)生17 起事故，為10 年中最少。2007—2016 年間，歐洲天然氣管道事故數(shù)量波動較大，但都處于30 起以下。說明歐洲已形成較為成熟的天然氣管道安全管理機制，可以較好地控制天然氣管道事故發(fā)生率，但仍需加強隱患監(jiān)管，進一步降低并控制事故發(fā)生率。

圖1 2007—2016 年歐洲天然氣管道總長和事故總數(shù)統(tǒng)計Fig.1 Statistics of total natural gas pipeline length and total number of accidents in Europe from 2007 to 2016

天然氣管道事故致因主要包括5 個方面：第三方破壞、腐蝕、施工缺陷/材料失效、錯誤帶壓開孔、地面運動，事故原因類型占比如圖2 所示。2007—2016 年歐洲天然氣管道事故原因占比最多為第三方破壞（占28.37%）。受覆土過淺、早期管網(wǎng)設計不合理、埋設情況不清等因素影響，天然氣管道受第三方施工破壞最為頻繁；且由于天然氣管道在城市發(fā)展過程中不可或缺的經(jīng)濟地位，恐怖分子也通過對天然氣管道破壞來阻礙城市建設。2007—2016 年歐洲天然氣管道事故原因占比第二的是腐蝕（占25%），原因在于歐洲天然氣管道建設時間較早，天然氣管道長期用于內(nèi)部運輸，在介質(zhì)所含雜質(zhì)以及外部土壤酸堿度、溫度、濕度等因素的耦合作用下，造成內(nèi)、外腐蝕嚴重，對管道零部件造成影響，從而導致管道泄漏事故。

圖2 2007—2016 年歐洲天然氣管道事故原因類型占比統(tǒng)計Fig.2 Statistics on the types of causes of natural gas pipeline accidents in Europe from 2007 to 2016

EGIG 將管道失效率定義為事故次數(shù)除以風險暴露值，其中風險暴露值是指管道總長度乘以管道運行時間。同時，為了闡明管道失效率變化趨勢，EGIG 定義了5 年平均失效率，通過前5 年（包括該年）時間內(nèi)的整體平均失效率，反映5 年內(nèi)單位時間單位管長的管道事故數(shù)。根據(jù)EGIG 統(tǒng)計，在2007—2016 年間，天然氣管道由于以上6 種事故原因?qū)е鹿艿赖氖逝c5 年平均失效率如表1 和圖3 所示。

表1 2007—2016年不同原因?qū)е職W洲天然氣管道的失效頻率Tab.1 Failure frequency of European natural gas pipeline caused by different accident causes from 2007 to 2016

圖3 2007—2016 年歐洲天然氣管道不同事故原因?qū)е碌墓艿榔骄蔉ig.3 Average failure frequency of natural gas pipeline caused by different accident causations in Europe from 2007 to 2016

從圖3 可知，由第三方破壞導致的天然氣管道失效率與5 年平均失效率最大，但整體呈現(xiàn)下降趨勢，表明在2007—2016 年間，歐洲在管道第三方施工以及管道安全管理方面已逐漸成熟。2011 年以前，天然氣管道因腐蝕而導致失效呈現(xiàn)上升趨勢，說明腐蝕對于管道影響是長期的過程，短時間的影響并未造成嚴重損失，所以沒有引起相關運營商重視。隨著腐蝕對管道損壞嚴重度加重，運營商對于管道腐蝕的治理力度開始增強，使腐蝕導致的管道失效率在2012 年開始下降。因此，應重點關注易腐蝕老化管道，對其進行及時檢測、維修和更換。

通過對天然氣管道事故分析可知，并非所有泄漏都會導致事故的發(fā)生，因此可依據(jù)泄漏尺寸將管道泄漏事故分成三種情形，分別是穿孔、裂紋以及斷裂。圖4 為2007—2016 年歐洲天然氣管道失效頻率與事故原因、不同泄漏尺寸的關系?？梢钥闯觯煌氖鹿试蝾愋蜁构艿涝斐刹煌潭鹊男孤?。第三方破壞由于施工類型復雜，會造成管道不同程度的泄漏，但主要集中在裂紋以及穿孔；腐蝕以及施工缺陷/材料失效導致泄漏是由于管道內(nèi)部介質(zhì)含有雜質(zhì)，土壤長期對管道作用以及設計施工缺陷導致管壁脆弱，逐漸形成裂紋。據(jù)此可根據(jù)不同事故類型所導致不同泄漏程度進行針對性修復，提高管道維修質(zhì)量及效率。

圖4 2007—2016 年歐洲天然氣管道不同泄漏尺寸下各種原因類型的失效率Fig.4 Failure frequency of various accidents causes under different leak sizes of European natural gas pipelines from 2007 to 2016

2 國內(nèi)天然氣管道事故分析

近年來，我國天然氣管道運輸業(yè)呈現(xiàn)快速發(fā)展，與此同時，天然氣管道的運行安全受到了廣泛的關注。我國天然氣管道直接失效原因主要集中在施工破壞、蓄意破壞、腐蝕老化、地質(zhì)災害、施工/材料缺陷、誤操作6 種類型。對2007 年至今我國所報道主要典型的天然氣管道事故進行統(tǒng)計，部分典型事故案例如表2 所示。

對國內(nèi)天然氣管道事故進行分析，事故原因占比如圖5所示。我國天然氣管道泄漏事故原因主要類型為施工破壞、蓄意破壞以及腐蝕老化。其中施工破壞和蓄意破壞都屬于管道第三方破壞范疇，共占比50%以上，究其原因是由于第三方在管道周圍進行施工時對地下天然氣管道鋪設情況缺乏了解，盲目施工最終導致管道泄漏事故；此外，天然氣管道因運行時間過長、零部件老化、土壤內(nèi)酸堿度不平衡以及溫度和濕度等因素是造成管道腐蝕的主要原因。

圖5 國內(nèi)天然氣管道泄漏原因分布Fig.5 Distribution of natural gas pipeline leak causes in China

3 典型天然氣管道重大事故災變分析

3.1 鏈式災變模型

災變鏈式理論認為災變是由物質(zhì)、能量等信息形式的載體進行具有延續(xù)性的演化過程，具有鏈式的規(guī)律性，因此，災變過程可以用鏈式關系進行表征[9]。災變鏈式模型根據(jù)事故發(fā)展過程可分為三個階段，分別為孕育階段、潛存階段和誘發(fā)階段。孕育階段作為災變鏈式模型的初期，物質(zhì)和能量都處于集聚和耦合的過程，尚未形成較大的破壞力；當物質(zhì)和能量集聚到一定程度，儲存大量能量的系統(tǒng)已形成較大破壞力，此時系統(tǒng)進入潛存階段；一旦事故誘因形成，災變進入最后的誘發(fā)階段，系統(tǒng)將迅速釋放出巨大能量，對周邊人員環(huán)境造成較大的破壞，進而引起事故發(fā)生?；谏鲜鍪鹿手乱蝾愋徒y(tǒng)計，運用災變鏈式理論構(gòu)建天然氣管道事故災變模型，分析天然氣管道事故的發(fā)展過程。

表2 我國2007 年至今所報道的天然氣管道事故(部分)Tab.2 Natural gas pipeline accidents reported in China since 2007（part）

基于災變鏈式理論構(gòu)建的天然氣管道事故災變鏈式模型如圖6 所示。天然氣管道事故致因如蓄意破壞、施工破壞、腐蝕老化等作為災變鏈式模型中的致災環(huán)，受這些因素影響管道本體結(jié)構(gòu)出現(xiàn)裂紋或者缺陷，但處于仍未發(fā)生的狀態(tài)，此時認為天然氣管道事故處于災變鏈的孕育階段。隨著天然氣管道運行時間不斷增加，由環(huán)境因素、管理因素和人為因素等對管道造成的安全隱患導致災變鏈中危險能量逐漸集聚，進而使得管道周邊環(huán)境遭到破壞，管道自身脆弱性變大，此時管道事故狀態(tài)進入災變鏈式模型的激發(fā)環(huán)，處于災變潛存階段。管道周邊環(huán)境以及自身脆弱性的改變會使管道由于人為破壞或隨時間的積累進一步遭到破壞，發(fā)生穿孔、裂紋、斷裂造成天然氣泄漏。此時若遇到點火源極可能發(fā)生火災爆炸事故，造成人員傷亡或環(huán)境破壞。

根據(jù)災變鏈式模型，天然氣管道事故災害處于孕育階段時能量最少，為減災斷鏈的最佳時間節(jié)點，此時應注重于危險隱患監(jiān)測預警，及時切斷危險因素蔓延和發(fā)展途徑。當處于危險因素潛存階段時，對于管道環(huán)境以及管體本身損壞的激發(fā)環(huán)應致力于環(huán)境改善以及管道自身檢查維護工作，加強自身對災害的防御能力；對于已經(jīng)造成管道穿孔、裂縫或斷裂的損壞環(huán)應做好排查工作，及時對損壞管段進行維修，避免造成更嚴重的后果；在危險因素誘發(fā)階段，應及時對火源進行監(jiān)控報警，當發(fā)生事故后，快速地對事故作出應急響應，控制事故發(fā)展態(tài)勢，通過對各個階段危險因素的響應，實現(xiàn)對天然氣管道事故的斷鏈減災處理。以下將運用災變鏈模型對四川“1.20”輸氣站天然氣管道泄漏燃燒爆炸事故進行討論。

3.2 事故災變演化

2006 年1 月20 日，四川省中石油西南油氣田分公司仁壽縣富加輸氣站Φ720 mm 輸氣管道發(fā)生天然氣泄漏爆燃事故，燃燒持續(xù)5 h 23 min，共造成10 人死亡，3 人重傷，47 人輕傷，526 戶房屋受損，27 戶房屋損毀，事故波及人數(shù)達1 837 人?；谑鹿收{(diào)查報告構(gòu)建的事故災變鏈式模型如圖7 所示。

圖6 天然氣管道事故災變鏈式模型Fig.6 Natural gas pipeline catastrophic chain model

運用災變鏈式理論，對四川“1.20”輸氣站天然氣管道泄漏爆燃事故進行分析。該天然氣管道事故過程包括三個階段：①孕育階段為輸氣站天然氣管道由于焊接缺陷并且在管內(nèi)壓力的作用下出現(xiàn)裂紋，同時因為管道建設時間較早，運行時間過長，管材疲勞受損嚴重，加之運行期間壓力頻繁變化導致管內(nèi)局部產(chǎn)生金屬疲勞，且在建設期間防腐工藝落后，管內(nèi)長時間輸送的含硫濕氣導致天然氣中攜帶硫化亞鐵造成管內(nèi)嚴重腐蝕；②潛存階段是由于企業(yè)安全管理能力薄弱，未進行及時的隱患排查，導致危險因素未能及時清除，隨著時間的積累導致天然氣管道裂紋加深，腐蝕嚴重最終導致天然氣管道泄漏；③誘發(fā)階段是在天然氣管道泄漏后，由于天然氣內(nèi)攜帶硫化亞鐵，硫化亞鐵自燃后導致天然氣與空氣混合形成的易燃易爆氣體達到爆炸極限后發(fā)生一次爆炸，同時在一次爆炸后，使天然氣產(chǎn)生相對負壓，造成部分高熱空氣迅速回流至管內(nèi)與天然氣混合在管內(nèi)密閉空間中形成易爆氣體，從而發(fā)生第二次爆炸和第三次爆炸。在發(fā)生爆炸后，由于企業(yè)安全意識淡薄，員工缺乏應有的應急逃生能力，且城市發(fā)展建設需要，沒有做好合理規(guī)劃布局，導致輸氣站周圍有大量建筑物，沒有合理的安全逃生通道，最終造成嚴重的人員傷亡。

圖7 四川“1.20”天然氣管道泄漏爆炸事故災變鏈式模型Fig.7 Catastrophic chain model of"1.20" natural gas pipeline leakage and explosion accident in Sichuan

基于我國天然氣管道泄漏事故致因與事故災變鏈式模型分析，可以通過對主要事故致因管理與災變模型中關鍵環(huán)節(jié)控制來達到預防事故發(fā)生的目的。在主要事故致因管理方面，應完善相關法律法規(guī)、標準規(guī)范體系；落實施工責任主體，加強對施工單位資質(zhì)審查、施工單位違章施工以及打孔盜氣等查懲力度[11]。在地下埋有管道的地點設置警示標識，施工單位在作業(yè)前及時與市政相關部門溝通，制定合理的施工方案，避免在施工過程中對管道造成損壞；對公眾開展安全教育宣傳活動，提高公民安全意識，減少因經(jīng)濟利益而進行管道破壞等行為；及時進行管道外部防腐處理；提升設備維修工藝技術，減少誤操作而造成的管道損壞。在災變模型關鍵環(huán)節(jié)控制方面，對于因環(huán)境因素、設備因素、管理因素、人為因素造成的致災環(huán)節(jié)，應當注重早期對危險有害因素的監(jiān)控預警[12]；對于因為時間積累和人為干擾導致管道周邊環(huán)境以及管體本身脆弱性增強，進而造成管道出現(xiàn)不同程度損傷的激發(fā)環(huán)節(jié)，應當加強對于管線的巡檢力度，做好隱患排查工作，控制風險因素突變，對管道進行及時維修和更換；此外，對已經(jīng)造成管道泄漏或發(fā)生火災爆炸的損壞環(huán)節(jié)，應對加強誘發(fā)事故的危險源有效控制，嚴格按照應急預案進行應急響應，控制事故擴大，減少事故造成的人員、經(jīng)濟損失。

4 結(jié)論

（1）通過分析歐洲與國內(nèi)天然氣管道事故數(shù)據(jù)，梳理天然氣管道的主要事故致因類型主要包括第三方破壞、腐蝕老化、地質(zhì)災害、施工/材料缺陷和誤操作5 個方面，其中導致天然氣管道事故占比最高的因素為第三方破壞。第三方破壞導致的歐洲天然氣管道失效率與5 年平均失效率最大，但整體呈現(xiàn)下降趨勢。

（2）構(gòu)建天然氣管道事故災變模型，從孕育、潛存和誘發(fā)三個階段揭示天然氣管道事故的形成過程，得到事故演變每個階段的主要風險因素，并從事故致因管理與鏈式災變過程關鍵環(huán)節(jié)控制的視角提出天然氣管道運行風險管控策略，為天然氣管道事故風險防控提供支持。