主講人戴聯雙博士：上一期談了Carlsbad天然氣管道爆炸事故概況和失效調查方面的內容，總結了導致該起事故發生的主要原因。本期將重點介紹EPNG公司、美國聯邦政府、行業協會、以及相關的科研機構在事故發生后采取的措施和所做改進。同時，進一步分析事故原因，剖析導致此次管道事故的管道內腐蝕成因，為國內類似管道采取內腐蝕防控提供參考。

新墨西哥州Carlsbad天然氣管道爆炸事故（續）

1 事故后措施

1.1 管道重建

事故發生后，EPNG公司重新修建了1103和1110位于穿越河流區域的管道。1103管道重新啟用前進行了水壓試驗，發現位于事故地點下游640 m處發生了泄漏，泄漏位置的管道底部內表面有點狀腐蝕，腐蝕深度達到69%wt。2001年3月，對該管道進行了內檢測，在進行常規清管的管段（2號截斷閥到6號截斷閥之間），未發現需要修復的內腐蝕缺陷。

1.2 管道完整性管理

事故發生后，El Paso公司（EPNG公司的控股母公司）成立了監督管理委員會，對公司所轄的7 400多千米氣體管道實施了完整性管理計劃。監督委員會直接監督EPNG公司執行管道完整性管理計劃情況。該計劃的內腐蝕防護章節包括輸送介質的流速、管道內低點、分液器、其它容器、氣體質量分析、液體成分分析、維修歷史，以及制定補救措施等內容；還包括操作權限審核、建立最佳實踐方法供全員分享，并制定了持續改進程序。

2003年1月，研究與特別項目管理處（管道與危險材料安全管理局PHMSA的前身）在聯邦法規中增加了幾條規定，要求輸氣管道的運營商制定完整性管理計劃，識別并評估其處于高后果區管道的狀況及隱患，并采取措施預防管道失效。管道運營商采取定期的內檢測、壓力試驗、直接評估或使用其他已證明有效的方法來識別管壁的缺陷，收集和評估管道性能相關數據，并根據評估結果做出及時響應。

1.3 美國腐蝕工程師協會標準

1975年，美國腐蝕工程師協會（NACE）出臺了《RP0175-75鋼質管道系統的內腐蝕防護》標準，但因長期未進行復審和補充說明，于1995年撤銷。NACE代表已經告知國家運輸安全委員會（NTSB），NACE正在制定一項以RP0175-75為基礎的類似標準。

1.4 美國機械工程師學會規范

美國機械工程師學會（ASME）規范（ASME B31.8《氣體輸送和分配管道系統》）針對的是氣體管道的設計、建造、運行及維護等。該規范對全生命周期的管道內腐蝕防護做了詳細的規定，其中包括：輸送腐蝕性氣體的管道，應考慮設計和建造新管道并對現有管道做出改進。

設計和建造注意事項：①具備收發清管器的條件。②在最可能存在腐蝕的位置安裝腐蝕監測裝置（試片、探頭）。③對氣體進行處理，降低其腐蝕性。④在建造管道時選用抗腐蝕材料。⑤管道涂敷內涂層。⑥在氣流中注入緩蝕劑。

運行和維護注意事項：①制定檢測、預防或減緩內腐蝕的計劃（包括分析歷史泄漏和修復記錄，盡可能檢測管道的內表面，分析已知存在內腐蝕位置來確定腐蝕性物質的種類和濃度，分析清管器清理出的液體和固體成分來確定是否存在腐蝕性物質以及有無腐蝕產物存在等）。②通過對管道進行改造來控制腐蝕，避免水在低洼處積聚。③測量疑似發生內腐蝕位置的管道壁厚。

1.5 管道系統氣體運輸和分配的指南

美國天然氣協會標準《管道系統氣體運輸和分配的指南》（AGA GPTC GUIDE ADD 5）包括與內腐蝕防護相關的設計、檢測、監測和修復措施的指導方針。該指南明確指出，在有水的情況下，包含二氧化碳、硫化氫和氧氣等成分的氣體可能對鋼質管道造成腐蝕，且管道液體可能包含損害管道完整性的成分。如果預計或已經確定輸送的氣體具有腐蝕性，則應該考慮以下建議：建造時選用特殊材料、考慮流速的影響、及時清除管道中殘留的液體、控制水露點、減少氣體的腐蝕性成分、涂敷內涂層，以及進行化學處理。檢測內腐蝕應考慮：對氣體、液體和固體進行取樣和分析；目測管道與排液器；使用腐蝕監測裝置（試片、探頭）；開展內檢測及其它無損檢測來確定壁厚。

2  分析

調查確定，1103管道發生破裂時的運行壓力（4.65 MPa）低于該管段規定的最大允許壓力（5.77 MPa）。破裂發生在因發生內腐蝕使管壁變薄的位置。從斷口形貌和微觀組織分析可知，管道的斷裂是因應力過大而導致的，沒有證據表明是疲勞斷裂。由此，NTSB做出結論，1103管道破裂的原因是嚴重的內腐蝕導致管壁變薄，致剩余的管壁不能承受管內的壓力。

雖然調控人員受監控及數據采集系統（SCADA）數據短時中斷以及Pecos河壓縮機站停電造成SCADA通信失靈的影響，沒能在破裂發生后立即查清Pecos河壓縮機站的情況，但是，其基于所獲取的信息及時做出了妥善回應。沒有證據表明管道破裂是由第三方損壞造成的，也沒有證據表明破裂處有外部腐蝕。由此，NTSB認為，下列原因不是導致事故發生或者后果擴大的因素：管道運行壓力過大、SCADA通信中斷或故障、第三方施工挖掘等對管道造成的外部損害以及管道的外腐蝕。

2.1 應急救援

在管道發生破裂后19分鐘內，EPNG公司員工采取了非常有效的措施，迅速關斷了破裂管道兩端的截斷閥，并開展了滅火工作。最開始因為不清楚4條管道中的哪一條發生了破裂，EPNG公司員工關閉了4條管道位于大火上游和下游的閥門。應急人員在發生破裂后25分鐘內到達現場，并進入Pecos河壓縮機站。因事故發生在鄉村人煙稀少的地方，應急人員認為就是執行一項常規任務，等待截斷閥兩端的天然氣耗盡，大火就會自然熄滅。但是，發生破裂約40分鐘后，一名EPNG公司員工在周邊監測火災情況時發現起火地點有車輛停靠，隨后將這一信息傳達給了另一名員工。大約15分鐘后，泄漏的天然氣基本耗盡，大火熄滅，EPNG公司員工再次確認了火災區域停有車輛，并告知了應急人員。隨后，應急人員迅速開展了救援工作。

NTSB指出，最初得知火災附近可能停有車輛的EPNG公司員工并未在大火熄滅前將這一消息通知應急救援人員，但是在當時的情況下應急救援人員難以在火災發生時進入該區域。因此，NTSB認為，如果應急救援人員更早得到通知的話，可能對最終的救援結果不會產生太大的影響。

2.2 1103管道的內腐蝕

事故發生后，在1103管道破裂處內部發現有互相連接的腐蝕凹坑，呈條紋和側凹特征，這種形貌與微生物腐蝕有關。沿凹坑剖面顯示，凹坑內的氯化物濃度從坑頂至坑底持續增加，推斷可能是來自某種微生物活動。在1103管道破裂處下游634 m位置發現了內腐蝕，經對該處兩個凹坑取樣分析，觀察到了四種微生物（硫磺型、產酸型、一般需氧型以及厭氧型）。雖然無法測出微生物對腐蝕過程起到了什么作用，但是損傷形態與腐蝕產物的數據分析顯示，微生物活動對腐蝕過程起到了促進作用。

化學分析顯示，從Pecos河壓縮機站入口處收集的液體（pH 6.7～6.8）比從Keystone壓縮機站入口處收集的液體（pH 8.2）酸性更高。此外，在1100管道與1103管道的清管器接收裝置收集的物質（pH6.2～6.3）與在破裂處以西1103管道的低洼處收集的物質（pH 6.4），比從1103管道排液器疏水區附近收集的物質（pH 8.9）酸性更高。樣品中pH值低，可能是因為水中溶有二氧化碳和/或硫化氫，或有pH值低的地下水滲入到輸氣管道中。一般來說，酸性（pH值<7）水比一般水（pH值>7）對碳鋼的腐蝕性更大。

因此，水與氯化物、氧氣、二氧化碳和硫化氫等物質都有可能對管道造成了腐蝕損害。由此，NTSB認為，在管道1103破裂處發現的腐蝕可能是由管道內微生物與濕氣、氯化物、氧氣、二氧化碳和硫化氫等相結合造成的。

2.3 1103管道的物理特征

檢測發現破裂處管道頂部有5處皺褶，原因可能是管道建成后受土體移動等外力的影響。當管道頂部發生皺褶時，通常在底部相對應的位置會形成凹陷。破裂處管道的內腐蝕就發生在底部的凹陷處，因為水的密度比管道中的液烴密度大，凹陷處極易導致液體積聚，這也為內腐蝕提供了理想的環境。

1103管道最初建造時設置了一個截斷閥和排液器，該6號截斷閥位于Pecos河以西1.6 km、比Pecos河高19 m的山丘上。排液器安置在6號截斷閥下游，低于截斷閥9.5 m。從而有助于排液器收集的1103管道內的液體和固體進入指定的收集裝置中。

事故后，目測排液器大約70%的截面充滿了發黑的油粉末/顆粒物，阻止一些進入排液器的物質繼續流到指定的收集裝置中。這種阻礙作用可能直接導致了流經排液器的物質進入下游管道的低洼處——如破裂處的低洼處——聚積。

NTSB認為，破裂處上游排液器部分堵塞，可能導致了液體流經排液器后繼續沿管道流動，并在管道低洼處聚積并引發腐蝕。

事故發生后，在1103管道定期運行清管器（從2號截斷閥到6號截斷閥）的管段內檢測報告中，并未發現任何需要進行修復的內腐蝕缺陷。由此，NTSB認為，如果1103管道的事故管段具備發送清管器的條件，且定期使用清管器將液體和固體從管道中徹底排出，那么所發生的內腐蝕就很可能沒有這么嚴重。

2.4 EPNG內防腐計劃

事故發生時EPNG公司正在實施一項內防腐計劃，并于2000年8月開始對員工進行培訓。由于事故發生時培訓活動剛開始，因此新防腐計劃還沒有得到完全實施，1103管道執行的仍是1999年9月20日的防腐規程。

事故發生之前幾年，NACE標準、ASME規范和《管道系統氣體運輸和分配指南》中都有管道腐蝕檢測和控制的行業標準，但是EPNG公司沒有把這些規定納入到管道內部防腐規程當中。也沒有采取必要的措施來保證其應用。例如公司未對氣體質量進行監測或者檢測，而這對確定氣體的腐蝕性非常必要；沒有系統的防腐方案以檢測可能存在的內腐蝕；沒能定期使用管道內部檢測裝置或者腐蝕試片，以對現有或者潛在的腐蝕進行檢測。NTSB認為，EPNG公司內腐蝕相關規程表明，該公司沒有對發生嚴重內腐蝕的可能性給予足夠的重視，后果就是沒能及時檢測并減輕腐蝕，從而沒能阻止一起嚴重事故的發生，造成了1103管道的破裂。因此，NTSB認為，事故發生前，EPNG公司沒有一項實施中的內防腐控制方案能足以識別或者減輕正在發生的管道內部腐蝕。

事故發生后，NTSB對從輸氣管道中所取出液體和固體樣品進行分析，確定管道中存在水、氯化物以及細菌等可能具有腐蝕性的成分。NTSB認為，如果EPNG公司有效地監測了進入輸氣管道中的氣體質量以及1103號管道的運行情況，并且定期對管道中取出的液體和固體進行取樣和分析，那就很可能確定輸氣管道內發生的嚴重內腐蝕。

2.5 聯邦法規

美國聯邦法規中關于輸送氣體管道監管內容包括了對內腐蝕控制的相關要求，其中明確要求把防腐控制程序寫進運營商運行維修手冊。但法規沒有特別強調微生物腐蝕或者促進腐蝕過程的水與雜質的混合方式，也沒有特別指出以下因素的重要性：把輸氣管道中的液體和液體的聚積程度降至最低，消除輸氣管道中的液體，以及控制氣體的流速在防腐方面發揮的作用。

NTSB認為，目前聯邦有關輸氣管道安全法規沒有對輸氣管道的運營商或者減輕輸氣管道內腐蝕的執行人員提供足夠的指導。因此，研究與特別項目管理處（PHMSA前身）應該制定相應的要求來保證輸氣管道運營商在管道內防腐方案中明確指出水和其它雜質在腐蝕過程中起到的作用。

2.6 行業標準

NTSB認為，美國腐蝕工程師協會（NACE）RP0175-75“鋼質管道系統管道內腐蝕防護”不是現行標準，并且可能包含過時的信息，對于輸氣管道運營商建立有效的內腐蝕防護方案可能很難提供積極的參考。NTSB建議NACE加快進度，制定出控制鋼質管道中內腐蝕防護的行業標準，這將取代或者更新NACE的RP0175-75標準。