主講人戴聯雙博士：2000年8月19日美國新墨西哥州Carlsbad天然氣管道爆炸事故和1999年6月10日Olympic公司成品油管線破裂火災事故，共同促成美國聯邦政府于2002年頒布了《管道安全改進法案》。法案要求氣體管道運營商在法案頒布之日起24個月內，制定并實施完整性管理計劃，在5年內對風險最高的50%管道里程進行完整性評估， 10年內完成剩余管道評估，再評估的時間間隔不超過7年。完整性評估方法包括內檢測、壓力試驗，或經研究與特別項目管理處（2005年起為“管道與危害物質安全管理局（PHMSA）”）認可的其他方法。法案要求完整性管理實施方案中須明確規定評價所采用的標準，并采取相應措施及時解決評估中發現的影響管道完整性的問題。

這起事故對于輸送含有腐蝕性介質或者具腐蝕環境的氣體管道的內腐蝕防控具有極大的借鑒作用。透過這起事故，我們可以了解到美國氣體管道技術委員會（GPTC）編制的《氣體運輸和管道系統分布指南》進一步解讀了聯邦法規針對管道內腐蝕的管理措施。指南指出，如果預測或已經確定輸送的氣體具有腐蝕性，則應該考慮：建造時選用特殊材料、流速的影響、液體的清除（采用清管器、排液器、分離器等工具）、控制水的露點（通過脫水、分離或溫度控制）、減少氣體的腐蝕性成分、內涂層以及化學處理等方法。

這起事故之所以會成為管道立法的驅動力，除了傷亡人數比較多以外，更多的是帶來了管道運營商對于管道管理改進的思考、促進了公眾對于管道本質安全需求的提升，并且增強了政府部門對于管道監管的力度。

美國新墨西哥州Carlsbad天然氣管道爆炸事故

1  事故概述

2000年8月19日5：26，新墨西哥州Carlsbad市Pecos河附近天然氣管道發生破裂泄漏，隨即爆炸著火，并持續燃燒了55分鐘。管道發生破裂前，有12人在破裂點附近的一座支撐管道跨河的混凝土鋼橋下露營。事故發生后，12人全部喪生，他們的3部車輛也被燒毀。附近2座支撐輸氣管道跨河的鋼吊橋大面積受損。發生事故的管道編號1103，直徑762 mm，由El Paso能源公司的子公司EPNG公司運營，EPNG公司運營超過1600 km天然氣輸送管道、59個壓縮機站、300多個壓縮機組，4條Pecos河穿跨越管道中的3條在役管道。 此次事故造成的財產及其它損失共計998 296美元。國家運輸安全委員會（NTSB）調查認為，天然氣管道發生破裂的主要原因是管道存在嚴重的內部腐蝕，管壁變薄致無法承受內壓所致。而之所以發生嚴重的內腐蝕是由于EPNG公司沒有制定切實可行的防腐計劃，也沒有有效排查和控制公司所轄管道發生內部腐蝕的措施。另外，聯邦研究與特別項目管理處在事故前對EPNG公司進行的檢測也沒能發現其內部防腐計劃的不足，這說明監管檢查也存在一定的漏洞。

此次調查涉及的可能影響管道安全的主要問題包括：管道的設計與建造；EPNG公司內部防腐計劃；聯邦輸氣管道安全規定；聯邦政府對管道操作者的監督。事故調查結束后，NTSB向研究與特別項目管理處及美國腐蝕工程師協會（NACE）提出了安全建議。

2  失效調查與分析

2.1 事故后的現場檢查

爆炸發生后沿管道形成一個長34.4 m，寬15.5 m的坑。從坑中飛出14.9 m長管子，裂成3段，長度分別為0.9 m、6.1 m和7.9 m（圖 1）。調查人員目測了坑中剩余管道和這3段管子，看到3段管子都有內部腐蝕損壞跡象，其中一段明顯比另兩段腐蝕情況更嚴重，在其管子內表面可以看到許多小坑，管壁明顯變薄，其中還有一個穿透管壁的孔。3段管子的外表面，以及坑中剩余管道的兩端均未看到明顯的腐蝕損壞。

圖 1  兩個箭頭之間缺失的管段從坑中飛出

拆下6號截斷閥與破裂現場之間的分液器，目測發現分液器中有黑色、油粉狀/粒狀物質，距分液器口4 m的位置濃度最高，大約占分液器截面積的70%。而其下區域以及距離分液器封閉端虹吸疏水管0.2 m的位置，觀察不到明顯的物質。分液器里也未觀察到明顯的內部腐蝕。

在Pecos河東岸露宿的12名人員均在事故中喪生，原因為熱灼過度、一氧化碳中毒和吸入煙氣。3輛車和露宿設備均被燒毀，河兩岸的植被被燒光。大火吞沒了吊橋，根據當時拍攝的照片計算，火焰高度達151.2 m。管道地下部分從破裂形成的坑中飛出的3段管子總長14.9 m，其中2段分別從坑西北端向Pecos河的方向飛出71.3 m和87.5 m，另外1段撞到支撐管道跨越的吊橋懸索上，懸索的混凝土錨塊、懸索本身以及河東側的2個吊橋鋼結構非常明顯被燒。支撐在橋上的2根管道均掉在河兩側的地上，但都沒有發生泄漏。

調查人員還檢查了EPNG公司員工培訓計劃、相關操作人員當天的藥物測試、公眾宣傳和教育、以及運營歷史資料等，對周邊群眾進行了訪談，采集了相關測試樣品。

2. 2 失效管段的性能測試和分析

（1）金相檢測

現場目測發現飛出的3段管道沿管道底部內側出現嚴重內部腐蝕（圖 2）。從中割下8片管材，由NTSB材料實驗室進一步檢測后發現，管道外部或管道上半部的內側（向下游/以西看，9點和3點2個位置之間）均沒有被腐蝕的跡象，管道底部內測則因腐蝕使管壁嚴重減薄。

圖 2 1103管道部分破裂管片

腐蝕減薄區域長達7.74 m。管道下半部和環焊縫焊接部分可以看到明顯的內部腐蝕，這與管壁底部發現的情況類似。管道底部腐蝕減薄程度最嚴重，最嚴重壁厚損失達72%（圖 3）。大多腐蝕凹坑周圍多見擴展的條紋（圖 4）。

圖 3 破裂處管道內側的腐蝕凹坑

圖 4 能看到條紋的腐蝕凹坑微觀圖

對破裂區域檢測表明，開裂位置從內部腐蝕區域向管道外壁擴展，受到外力撕裂導致管道斷裂，未發現疲勞破裂或腐蝕損傷跡象，表明腐蝕沒有穿透破裂點的管壁。從管道1103集液器的疏水管區域附近采集的物質經檢測得知其pH值為8.9。

（2）腐蝕產物分析

NTSB材料實驗室對從腐蝕凹坑和包含腐蝕的區域采集的材料樣品（2種材料均從管道內側取樣）進行了X光散射光譜分析，結果發現材料中的氯化物和鈉含量較高。

發生事故后，從EPNG公司輸送系統的不同地點采集腐蝕物、沉積物和液體樣品，進行化學和微生物分析。所有沉積/腐蝕物樣品中均有厭氧菌存在； 11個樣品中有9個存在好氧菌；22次檢測中有18次（11個樣品中的10個）檢測到硫酸鹽還原菌；22個樣品中有10個（11個樣品中的7個）檢測到產酸菌。化學分析表明，所有樣品中均存在氯化物。從管道1103采集的4個樣品中，檢測到3個氯化物濃度超過9 000 mg/kg。從管道1103清管器收球筒采集的樣品中氯化物濃度達333 000mg/kg（占樣品質量分數的33%）。

在管道1103一處較低位置（破裂處下游634 m）腐蝕凹坑采集的樣品檢測表明，與所有4種類型的細菌（硫酸鹽還原菌、產酸菌、厭氧菌和好氧菌）均發生陽性反應。

所有腐蝕產物/沉積物樣品中均發現氯化物，破裂管道底部以外其他部位的腐蝕形態與水管道中的腐蝕形態相似。

2.4  發生事故管道的基本情況

1103管道于1950年建成，位于Keystone壓縮機站和Pecos河壓縮機站之間。根據API 5LX標準（1948年第一版）制造的管道，管道外徑762 mm，管材X52，公稱壁厚8.5 mm，穿跨越處管壁加厚；采用雙向埋弧焊環焊縫，陰極保護，煤焦油涂層。

事故發生時，管道承壓為4.65 MPa。EPNG公司確定的從keystone壓縮機站到Pecos河壓縮機站最大容許操作壓力是5.77 MPa。在Keystone和Pecos河壓縮機站之間有7個接收點。但事故發生時，只有一個供應方仍在使用。

2.5  清管作業

1975年，在距離Keystone壓縮機站下游/以西16.9 km的2號截斷閥上安裝了發球裝置，在6號截斷閥上安裝了收球裝置。事故發生時，從2號截斷閥到6號截斷閥間可以進行正常清管作業，清除積累在管道中的固體和液體。清管作業周期為每年至少2次。

6號截斷閥上沒有安裝發球筒，Pecos河壓縮機站也沒有清管器接收裝置。同時6號截斷閥與Pecos河壓縮機站之間管段裝有縮徑閥和集液器（ 圖 5和圖6），這一段管道（包括破裂部分在內）無法進行清管作業。

圖 5  開挖后的1103管道的集液管道

圖 6  管道1103集液系統示意圖

1998年6月，對1103管道具備收發球作業條件的管段進行了內檢測，沒有發現因內腐蝕嚴重需要修復的區域。此次事故管段因不具備收發球作業條件，當時沒有進行內檢測。

2.6 壓力測試調查

事故發生前，2000年8月11日空中巡檢和2000年8月18日地面巡檢，沒有發現泄漏隱患。

Pecos河和Keystone壓縮機站之間的1103管道從未進行內檢測，也沒進行過壓力測試，只對位于破裂位置上游74 km處總長度為1.4 km的2段管道進行了水壓壓力測試。

2.7 其他情況

調查確定，發生破裂時管道內的運行壓力（4.65 MPa）低于該管段規定的最大允許壓力（5.77 MPa）。管道運行由SCADA系統監控，雖然調控中心的控制員受到SCADA系統數據短時中斷以及Pecos河壓縮機站停電造成SCADA通信失靈的阻礙，沒能在破裂發生后立即查明Pecos河壓縮機站迅速惡化的情況，但是，該控制員根據所獲取的信息及時做出了妥善回應。沒有證據能夠表明管道破裂處有第三方造成的損傷和外部腐蝕。由此，NTSB認為下列情況未對事故或其后果起到推動作用：管道壓力過大、SCADA通信中斷或缺失、挖掘等活動對管道造成的外部損傷以及外部腐蝕。

調查人員對EPNG公司的內腐蝕管理程序、聯邦政府對于EPENG公司在事故發生前的檢查情況、應急救援情況都進行了詳細記錄和調查，發現其中存在的問題（如內腐蝕管理程序除了目視檢測被拆除的部分的管道之外，該程序也沒有提供其它的內部腐蝕探測的方法。規程中也沒有要求，在常規的操作、清管或者維護中，應從管道中清除出的液體和固體并且應對腐蝕性材料的存在情況或者腐蝕性物質進行檢測。）和比較好的一些作法（如應急救援隊伍及時響應、調控中心控制員根據獲取的信息和評估及時做出了妥善回應）。

3  調查結論

NTSB調查認為，該事故的發生很可能是管道遭受嚴重內部腐蝕，管壁變薄所致。而之所以發生嚴重腐蝕是由于EPNG公司未能制定有效的內腐蝕防護程序，內腐蝕防護措施執行不到位造成的。聯邦政府監管人員在事故前對EPNG公司進行的檢查也未能及時發現其內腐蝕防護程序存在的缺陷，也是事故發生的原因之一。排除了管道外腐蝕、人為操作失誤、運行超壓、第三方損壞、以及SCADA通信中斷或缺失等因素造成事故發生的可能性。