主讲人戴联双博士：上一期谈了Carlsbad天然气管道爆炸事故概况和失效调查方面的内容，总结了导致该起事故发生的主要原因。本期将重点介绍EPNG公司、美国联邦政府、行业协会、以及相关的科研机构在事故发生后采取的措施和所做改进。同时，进一步分析事故原因，剖析导致此次管道事故的管道内腐蚀成因，为国内类似管道采取内腐蚀防控提供参考。

新墨西哥州Carlsbad天然气管道爆炸事故（续）

1 事故后措施

1.1 管道重建

事故发生后，EPNG公司重新修建了1103和1110位于穿越河流区域的管道。1103管道重新启用前进行了水压试验，发现位于事故地点下游640 m处发生了泄漏，泄漏位置的管道底部内表面有点状腐蚀，腐蚀深度达到69%wt。2001年3月，对该管道进行了内检测，在进行常规清管的管段（2号截断阀到6号截断阀之间），未发现需要修复的内腐蚀缺陷。

1.2 管道完整性管理

事故发生后，El Paso公司（EPNG公司的控股母公司）成立了监督管理委员会，对公司所辖的7 400多千米气体管道实施了完整性管理计划。监督委员会直接监督EPNG公司执行管道完整性管理计划情况。该计划的内腐蚀防护章节包括输送介质的流速、管道内低点、分液器、其它容器、气体质量分析、液体成分分析、维修历史，以及制定补救措施等内容；还包括操作权限审核、建立最佳实践方法供全员分享，并制定了持续改进程序。

2003年1月，研究与特别项目管理处（管道与危险材料安全管理局PHMSA的前身）在联邦法规中增加了几条规定，要求输气管道的运营商制定完整性管理计划，识别并评估其处于高后果区管道的状况及隐患，并采取措施预防管道失效。管道运营商采取定期的内检测、压力试验、直接评估或使用其他已证明有效的方法来识别管壁的缺陷，收集和评估管道性能相关数据，并根据评估结果做出及时响应。

1.3 美国腐蚀工程师协会标准

1975年，美国腐蚀工程师协会（NACE）出台了《RP0175-75钢质管道系统的内腐蚀防护》标准，但因长期未进行复审和补充说明，于1995年撤销。NACE代表已经告知国家运输安全委员会（NTSB），NACE正在制定一项以RP0175-75为基础的类似标准。

1.4 美国机械工程师学会规范

美国机械工程师学会（ASME）规范（ASME B31.8《气体输送和分配管道系统》）针对的是气体管道的设计、建造、运行及维护等。该规范对全生命周期的管道内腐蚀防护做了详细的规定，其中包括：输送腐蚀性气体的管道，应考虑设计和建造新管道并对现有管道做出改进。

设计和建造注意事项：①具备收发清管器的条件。②在最可能存在腐蚀的位置安装腐蚀监测装置（试片、探头）。③对气体进行处理，降低其腐蚀性。④在建造管道时选用抗腐蚀材料。⑤管道涂敷内涂层。⑥在气流中注入缓蚀剂。

运行和维护注意事项：①制定检测、预防或减缓内腐蚀的计划（包括分析历史泄漏和修复记录，尽可能检测管道的内表面，分析已知存在内腐蚀位置来确定腐蚀性物质的种类和浓度，分析清管器清理出的液体和固体成分来确定是否存在腐蚀性物质以及有无腐蚀产物存在等）。②通过对管道进行改造来控制腐蚀，避免水在低洼处积聚。③测量疑似发生内腐蚀位置的管道壁厚。

1.5 管道系统气体运输和分配的指南

美国天然气协会标准《管道系统气体运输和分配的指南》（AGA GPTC GUIDE ADD 5）包括与内腐蚀防护相关的设计、检测、监测和修复措施的指导方针。该指南明确指出，在有水的情况下，包含二氧化碳、硫化氢和氧气等成分的气体可能对钢质管道造成腐蚀，且管道液体可能包含损害管道完整性的成分。如果预计或已经确定输送的气体具有腐蚀性，则应该考虑以下建议：建造时选用特殊材料、考虑流速的影响、及时清除管道中残留的液体、控制水露点、减少气体的腐蚀性成分、涂敷内涂层，以及进行化学处理。检测内腐蚀应考虑：对气体、液体和固体进行取样和分析；目测管道与排液器；使用腐蚀监测装置（试片、探头）；开展内检测及其它无损检测来确定壁厚。

2  分析

调查确定，1103管道发生破裂时的运行压力（4.65 MPa）低于该管段规定的最大允许压力（5.77 MPa）。破裂发生在因发生内腐蚀使管壁变薄的位置。从断口形貌和微观组织分析可知，管道的断裂是因应力过大而导致的，没有证据表明是疲劳断裂。由此，NTSB做出结论，1103管道破裂的原因是严重的内腐蚀导致管壁变薄，致剩余的管壁不能承受管内的压力。

虽然调控人员受监控及数据采集系统（SCADA）数据短时中断以及Pecos河压缩机站停电造成SCADA通信失灵的影响，没能在破裂发生后立即查清Pecos河压缩机站的情况，但是，其基于所获取的信息及时做出了妥善回应。没有证据表明管道破裂是由第三方损坏造成的，也没有证据表明破裂处有外部腐蚀。由此，NTSB认为，下列原因不是导致事故发生或者后果扩大的因素：管道运行压力过大、SCADA通信中断或故障、第三方施工挖掘等对管道造成的外部损害以及管道的外腐蚀。

2.1 应急救援

在管道发生破裂后19分钟内，EPNG公司员工采取了非常有效的措施，迅速关断了破裂管道两端的截断阀，并开展了灭火工作。最开始因为不清楚4条管道中的哪一条发生了破裂，EPNG公司员工关闭了4条管道位于大火上游和下游的阀门。应急人员在发生破裂后25分钟内到达现场，并进入Pecos河压缩机站。因事故发生在乡村人烟稀少的地方，应急人员认为就是执行一项常规任务，等待截断阀两端的天然气耗尽，大火就会自然熄灭。但是，发生破裂约40分钟后，一名EPNG公司员工在周边监测火灾情况时发现起火地点有车辆停靠，随后将这一信息传达给了另一名员工。大约15分钟后，泄漏的天然气基本耗尽，大火熄灭，EPNG公司员工再次确认了火灾区域停有车辆，并告知了应急人员。随后，应急人员迅速开展了救援工作。

NTSB指出，最初得知火灾附近可能停有车辆的EPNG公司员工并未在大火熄灭前将这一消息通知应急救援人员，但是在当时的情况下应急救援人员难以在火灾发生时进入该区域。因此，NTSB认为，如果应急救援人员更早得到通知的话，可能对最终的救援结果不会产生太大的影响。

2.2 1103管道的内腐蚀

事故发生后，在1103管道破裂处内部发现有互相连接的腐蚀凹坑，呈条纹和侧凹特征，这种形貌与微生物腐蚀有关。沿凹坑剖面显示，凹坑内的氯化物浓度从坑顶至坑底持续增加，推断可能是来自某种微生物活动。在1103管道破裂处下游634 m位置发现了内腐蚀，经对该处两个凹坑取样分析，观察到了四种微生物（硫磺型、产酸型、一般需氧型以及厌氧型）。虽然无法测出微生物对腐蚀过程起到了什么作用，但是损伤形态与腐蚀产物的数据分析显示，微生物活动对腐蚀过程起到了促进作用。

化学分析显示，从Pecos河压缩机站入口处收集的液体（pH 6.7～6.8）比从Keystone压缩机站入口处收集的液体（pH 8.2）酸性更高。此外，在1100管道与1103管道的清管器接收装置收集的物质（pH6.2～6.3）与在破裂处以西1103管道的低洼处收集的物质（pH 6.4），比从1103管道排液器疏水区附近收集的物质（pH 8.9）酸性更高。样品中pH值低，可能是因为水中溶有二氧化碳和/或硫化氢，或有pH值低的地下水渗入到输气管道中。一般来说，酸性（pH值<7）水比一般水（pH值>7）对碳钢的腐蚀性更大。

因此，水与氯化物、氧气、二氧化碳和硫化氢等物质都有可能对管道造成了腐蚀损害。由此，NTSB认为，在管道1103破裂处发现的腐蚀可能是由管道内微生物与湿气、氯化物、氧气、二氧化碳和硫化氢等相结合造成的。

2.3 1103管道的物理特征

检测发现破裂处管道顶部有5处皱褶，原因可能是管道建成后受土体移动等外力的影响。当管道顶部发生皱褶时，通常在底部相对应的位置会形成凹陷。破裂处管道的内腐蚀就发生在底部的凹陷处，因为水的密度比管道中的液烃密度大，凹陷处极易导致液体积聚，这也为内腐蚀提供了理想的环境。

1103管道最初建造时设置了一个截断阀和排液器，该6号截断阀位于Pecos河以西1.6 km、比Pecos河高19 m的山丘上。排液器安置在6号截断阀下游，低于截断阀9.5 m。从而有助于排液器收集的1103管道内的液体和固体进入指定的收集装置中。

事故后，目测排液器大约70%的截面充满了发黑的油粉末/颗粒物，阻止一些进入排液器的物质继续流到指定的收集装置中。这种阻碍作用可能直接导致了流经排液器的物质进入下游管道的低洼处——如破裂处的低洼处——聚积。

NTSB认为，破裂处上游排液器部分堵塞，可能导致了液体流经排液器后继续沿管道流动，并在管道低洼处聚积并引发腐蚀。

事故发生后，在1103管道定期运行清管器（从2号截断阀到6号截断阀）的管段内检测报告中，并未发现任何需要进行修复的内腐蚀缺陷。由此，NTSB认为，如果1103管道的事故管段具备发送清管器的条件，且定期使用清管器将液体和固体从管道中彻底排出，那么所发生的内腐蚀就很可能没有这么严重。

2.4 EPNG内防腐计划

事故发生时EPNG公司正在实施一项内防腐计划，并于2000年8月开始对员工进行培训。由于事故发生时培训活动刚开始，因此新防腐计划还没有得到完全实施，1103管道执行的仍是1999年9月20日的防腐规程。

事故发生之前几年，NACE标准、ASME规范和《管道系统气体运输和分配指南》中都有管道腐蚀检测和控制的行业标准，但是EPNG公司没有把这些规定纳入到管道内部防腐规程当中。也没有采取必要的措施来保证其应用。例如公司未对气体质量进行监测或者检测，而这对确定气体的腐蚀性非常必要；没有系统的防腐方案以检测可能存在的内腐蚀；没能定期使用管道内部检测装置或者腐蚀试片，以对现有或者潜在的腐蚀进行检测。NTSB认为，EPNG公司内腐蚀相关规程表明，该公司没有对发生严重内腐蚀的可能性给予足够的重视，后果就是没能及时检测并减轻腐蚀，从而没能阻止一起严重事故的发生，造成了1103管道的破裂。因此，NTSB认为，事故发生前，EPNG公司没有一项实施中的内防腐控制方案能足以识别或者减轻正在发生的管道内部腐蚀。

事故发生后，NTSB对从输气管道中所取出液体和固体样品进行分析，确定管道中存在水、氯化物以及细菌等可能具有腐蚀性的成分。NTSB认为，如果EPNG公司有效地监测了进入输气管道中的气体质量以及1103号管道的运行情况，并且定期对管道中取出的液体和固体进行取样和分析，那就很可能确定输气管道内发生的严重内腐蚀。

2.5 联邦法规

美国联邦法规中关于输送气体管道监管内容包括了对内腐蚀控制的相关要求，其中明确要求把防腐控制程序写进运营商运行维修手册。但法规没有特别强调微生物腐蚀或者促进腐蚀过程的水与杂质的混合方式，也没有特别指出以下因素的重要性：把输气管道中的液体和液体的聚积程度降至最低，消除输气管道中的液体，以及控制气体的流速在防腐方面发挥的作用。

NTSB认为，目前联邦有关输气管道安全法规没有对输气管道的运营商或者减轻输气管道内腐蚀的执行人员提供足够的指导。因此，研究与特别项目管理处（PHMSA前身）应该制定相应的要求来保证输气管道运营商在管道内防腐方案中明确指出水和其它杂质在腐蚀过程中起到的作用。

2.6 行业标准

NTSB认为，美国腐蚀工程师协会（NACE）RP0175-75“钢质管道系统管道内腐蚀防护”不是现行标准，并且可能包含过时的信息，对于输气管道运营商建立有效的内腐蚀防护方案可能很难提供积极的参考。NTSB建议NACE加快进度，制定出控制钢质管道中内腐蚀防护的行业标准，这将取代或者更新NACE的RP0175-75标准。