熊健 冯骋

中国石油天然气管道工程有限公司

 

从2004年起，美国油气管道监管单位PHMSA将管道高后果区作为重点监管对象，不仅关注油气管道各类事件（事故、失效、泄漏）的数据统计，同时还对各油气管道运营商关于检测、评价、维修等管道完整性管理工作进行跟踪与监管。通过筛选与整理PHMSA公开发布的数据，分析和掌握近年来全美油气管道完整性管理的趋势与规律，有利于社会共同参与油气管道的安全保护。分析表明美国基于裂纹内检测的完整性评价管道里程及比例不断增加，油气管道第三方损坏风险得到有效管控，从而避免了管道过度维修。其做法可为国内油气管道完整性管理工作提供借鉴。

1  美国管道完整性管理基本要素与分类

（1）输气管道。PHMSA记录并公开了全美输气管道高后果区长度、重大事故、失效、泄漏、评估（基线检测与重新评估）以及管道修复等数据。重大事故：指输气管道运营商报告的发生住院治疗的死亡或人身伤害事故，以及按1984年美元计算财产损失超过5万美元的事件。失效：来源于ASME/ANSI B31.8S，指管道某个部件或位置已经完全不能使用或虽然仍然可以使用但不能达到性能要求，或严重恶化已不可靠或不安全，不能继续使用。 泄漏：导致意外气体泄漏的故障。管道评估：可能基于多种方法、设备和工具。 

（2）输油管道。PHMSA提供了全美输油管道高后果区长度、大规模泄漏、评估（基线检测与重新评估）和修复的统计数据。大规模泄漏：指造成人员死亡或需要住院治疗的受伤人员；财产损失超过5万美元；泄漏油品超过5桶；发生火灾或爆炸；造成水体污染。 

2  输气管道完整性管理数据分析

（1）高后果区管道长度。根据统计，全美输气管道高后果区长度保持在约2万英里（3.2万公里）左右，对应非高后果区管道长度（约27万英里）变化较小，2020年高后果区管道占比为7.1%。

（2）失效后果及原因。2004—2020年， 8%天然气管道失效发生在高后果区。对比高后果区和非高后果区每10000英里泄漏事故，每年前者泄漏概率都超过了后者，见图 1。说明虽然对高后果区采取了更严格的管控措施，但由于输气管道高后果区基本位于人员活动较为频繁与复杂地段，管道失效管控难度相对非高后果区更大。

2004—2020年，输气管道泄漏后有11%被立即点燃，5%发生了爆炸事故。1%失效事故导致人员死亡，2%失效事故导致人员受伤。泄漏主因包括设备故障（65.6%）、外部腐蚀（12.7%）、施工缺陷（5.7%）。事故主因包括第三方损坏（29%）、设备故障（16.3%）、气象与外力（13.9%），地质灾害导致的土体移动是主要外力因素。失效主因包括设备故障（33.1%）、第三方损坏（20.3%）、外部腐蚀（15.8%）。

（3）检测。2004－2012年，每年输气管道开展基线检测里程约1000～5000英里，从2012年后下降到1000英里以内（2019年除外）。而从2012年后，开展管道完整性评价的管道里程则增加较多，每年基本保持在2000 ～5000英里水平。

（4）完整性评价。统计近10年来管道完整性评价数据显示，目前全美输气管道主要开展基于内检测（腐蚀+变形）的完整性评价工作，基于压力试验、直接评价或其他方法的完整性评价管道里程均较少。

2019年、2020年基于内检测（裂纹）及内检测（其他）的完整性评价管道里程出现较大增加，说明美国日益关注油气管道裂纹缺陷，并积极采用了各类新型检测设备开展完整性评价，见图 2。

图 2 输气管道完整性评价统计（2010－2020年）

（5）管道维修。2004—2020年，高后果区管道隐患列入立即维修计划的为3169处，占全部隐患维修计划的18.83%，见图 3。

3  输油管道完整性管理数据分析

（1）高后果区管道长度及泄漏统计。全美输油管道高后果区长度从2004年的7万多英里增加到2020年的9万多英里，远超过输气管道高后果区长度。占全部输油管道里程比例长期保持在40%以上，2020年为41.9%，其长度比例也远超输气管道。高后果区管道泄漏平均每年每1万英里发生10次，平均每年60～110次不等，见图 4。

图 4 输油管道高后果区里程与大泄漏次数统计

（2）泄漏原因及后果。全美输油管道失效泄漏的主要原因是机械故障（46%）、腐蚀失效（20%）、误操作（14%），开挖损坏导致的仅占4%。其中3%泄漏被点燃，导致爆炸的比例不足1%。58%泄漏导致土壤污染，8%导致水体污染。 位于高后果区的泄漏占比高达55%。

（3）完整性评价。2004—2006年，美国开展了大量的输油管道基线检测工作，每年约6000～9000英里，之后基本维持在1000英里水平。有记录的管道完整性评价工作开始于2010年，其中2011—2013年每年4000～9000英里，其他年份为1000～2000英里。

目前全美输油管道主要开展基于内检测（腐蚀+变形）的完整性评价工作，开展基于压力试验、直接评价或其他方法的完整性评价管道里程均较少。2012年后，每年基于内检测（裂纹）的完整性评价管道里程均超过1万英里，其他类型内检测管道里程也超过5000英里，见图 5。

（4）管道维修。2004—2020年，高后果区管道隐患列入立即维修的为13 918次，占全部隐患维修的16%，而列入半年内计划维修的达到70%，见图 6。

4  结论与启示

（1）不同于国内管道保护相关法律法规立足于“保护管道”的角度，美国油气管道监管部门牵头、推动并监督油气管道完整性管理，且管理的主要对象是对社会公众及环境影响最大的高后果区。

（2）基于内检测的管道完整性评价是目前油气管道完整性管理的核心内容，且以金属损失与变形内检测为主。但美国近年来基于裂纹内检测及其他新型内检测技术的完整性评价管道里程和占比不断提高，2020年基于裂纹内检测的管道里程达到了1.6万英里，说明裂纹内检测等新型检测技术在美国已逐步推广使用。

（3）美国因第三方损坏导致管道发生泄漏的比例，输气管道占比为3.64%，输油管道占比为4.00%，远低于第三方损坏导致管道发生事故的比例（约为25%）。说明通过建立全国 “One-Call” 系统以及管道运营商实施的完整性管理举措，即使出现第三方损坏事件，绝大多数也到得到了及时制止或管道抗力水平避免了管道发生泄漏。

（4）经充分的管道完整性评价，多数油气管道隐患并未立即进行修复，而是列入维修计划监管，避免过度维修工作，证明了完整性管理的有效性和经济性。

（5）PHMSA通过标准表单格式要求管道运营商提供所有管道事件的具体信息，在后台形成数据库表格，并公开发布供公众查阅。这一做法有利于政府监管，帮助管道运营商、施工承包商提高管道完整性管理水平和风险管控重点，帮助民众正确认识油气管道的可靠性与危害，对国内管道完整性管理和风险管控有一定借鉴意义。

 

本文数据来源：

（1）Pipeline and Hazard Material Safety Administration .https://www.phmsa.dot.gov/pipeline/gas-transmission-integrity-management/gt-im-performance-measures.2020-2-6/2021-11-30.

（2）Pipeline and Hazard Material Safety Administration .https://www.phmsa.dot.gov/pipeline/hazardous-liquid-integrity-management/hl-im-performance-measures.2020-1-28/2021-11-30.

 

作者简介：熊健，1981年生，高级工程师，2003年毕业于武汉大学信息工程专业，现从事油气长输管道设计、完整性技术与管理工作。联系方式：0316-2077470，xiongjian1314@cnpc.com.cn。