路民旭

北京科技大学

 

今年11月22日，是山东省青岛市“11·22”中石化东黄输油管道泄漏爆炸特别重大事故10周年。5年前，我曾应《管道保护》编辑部之邀，就这起事故接受采访，撰写了事故原因分析文章，与管道保护微信群的同仁进行了互动交流。今年恰逢事故发生10周年，早在9月份编辑部就向我约稿，希望我能再写点东西以纪念逝者，警醒来者，让悲剧不再重演，让我们的发展和生活环境更加平安和谐。

2013年11月下旬，我在日本JFE钢铁厂考察访问期间，突然接到国家安监总局通知，要我尽快赶回国内参加青岛事故调查。我立即于23日当天乘飞机赶回北京，晚上便抵达了青岛。我和中国石油大学（北京）于达教授、西南石油大学李长俊教授、石油管工程技术研究院霍春勇教授主要任务是调查泄漏原因和泄漏量。24日上午我们来到事故现场，亲眼目睹爆炸所造成的巨大破坏：青岛经济开发区秦皇岛路和斋堂岛街一带排水暗渠水泥盖板被爆炸气浪全部掀翻，横七竖八散落在马路上。周边的丽东化工厂、益和电器公司的部分建筑严重损毁，满目疮痍。据事后确认公布，这次事故共造成63人死亡、156人受伤，直接经济损失75 172万元。

我们在事故发生地点调查发现，输油管道在秦皇岛路桥涵南半幅顶板下架空穿过，与排水暗渠交叉。桥涵内设3座支墩，管道通过支墩洞孔穿越暗渠。了解到与排水暗渠交叉段的输油管道所处区域土壤盐碱和地下水氯化物含量高，排水暗渠内随着潮汐变化海水倒灌，输油管道长期处于干湿交替的海水盐雾腐蚀环境。管道上部市政道路大型载重卡车往来频繁，使得管道承受比较大的载荷和振动，防腐层在力学作用下老化破损。分析判断，在防腐层破损之后，管道金属与墙体发生直接接触，电化学腐蚀减薄加速，管道壁厚减薄，在内压作用下导致破裂，造成大批量原油瞬间泄漏。下面，我根据当年掌握的一些资料，简要回顾介绍一下事故管道情况和围绕事故原因所开展的分析研究工作。

1  事故管道情况

东黄输油管道1985年建设，1986年投产。管道材质为日本进口API5L X60，规格Φ711.2 mm直缝焊接钢管，站间管道壁厚采用变壁厚设计，壁厚分别为8.74 mm、7.92 mm和7.14 mm，穿跨越段设计最大壁厚9.52 mm。管道外壁采用石油沥青玻璃布防腐，外加电流阴极保护，距离事故段最近的阴保间位于约15 km处。事故发生段原来是埋地管道，管道壁厚为7.14 mm。

事故位置管道与排水暗渠交叉穿越，管道采用水泥管墩支撑，排水暗渠上方覆盖水泥盖板，其上为沥青道路。事故发生时，穿越段管道整体挤压变形，呈扁平状，如图 1所示。管道与排水暗渠墙体穿越位置处发生开裂，断口位置如图 2所示。

图 1 事故段管道整体挤压变形

图 2 事故段管道开裂位置

开裂段管道下部壁厚明显减薄，超声波测厚检查断口处最薄为2.74 mm。现场测试表明腐蚀泄漏发生在墙体外15 cm、管道下部的6点钟位置，管道开裂断口附近内壁腐蚀轻微，局部区域外壁腐蚀严重，断口附近外表面布满腐蚀坑，最大坑深测量值超过3 mm，外腐蚀情况如图 3所示。

图 3 开裂位置管道外腐蚀照片

2  管道屈服壁厚和爆裂壁厚的计算和分析

按照管道爆裂理论，管道爆裂有两种方式，一种是先漏后破，腐蚀穿孔泄漏之后再发生爆裂；一种是先破后漏，管道先发生破裂随后发生泄漏。根据现场情况分析，应该属于先破后漏事故。数值计算考虑了两种情况：以管道底部6点钟位置为中心，一种在60°扇形面积内发生腐蚀，另一种在120°扇形面积内发生腐蚀。

（1）腐蚀管道屈服壁厚和爆裂壁厚的理论分析。

假设管道沿着整个壁厚均匀减薄以简化计算。管道环向应力计算公式如下：

即管道进入屈服时的剩余壁厚为4.12 mm，管道爆裂时的剩余壁厚为3.30 mm。

实际上，管道屈服以后管径不断增大。假设按管道10%和20%延伸率分别进行计算，则管道爆裂的剩余壁厚分别为：

也就是说，不考虑屈服后管径增加和考虑屈服后管径增加10%和20%情况下，管道爆裂对应的剩余壁厚分别为3.30 mm、 3.63 mm和3.96 mm。

（2） 60°和120°扇形面积内腐蚀模拟计算分析。

东黄输油管道管径711.2 mm，壁厚7.14 mm，内压4.8 MPa；名义屈服强度413.7 MPa，名义断裂强度517.1 MPa；X60的延伸率一般取30%（标准没有给出延伸率），计算可得真实断裂强度为672.2 MPa。

腐蚀发生在管道底部60°扇形面积。假设60°扇面腐蚀沿管线轴向无限伸长，减薄深度分别为2.50 mm，3.00 mm，3.50 mm，4.00 mm；对应的腐蚀剩余壁厚则分别为4.64 mm，4.14 mm，3.64 mm，3.14 mm。计算结果表明，当腐蚀深度达到3.00 mm，管道剩余壁厚4.14 mm时，管道减薄区域整体进入屈服。当腐蚀深度达到4.00 mm，管道剩余壁厚3.14 mm前时，管道已经无法承受内压而发生爆裂。

腐蚀发生在管道底部120°扇形面积。假设腐蚀发生在管道底部120°扇形范围内，造成大面积减薄，经模拟计算结果表明，当腐蚀深度达到3.00 mm，剩余壁厚为4.14 mm时，腐蚀减薄部位整体进入屈服。当缺陷深度达到3.50 mm，剩余壁厚3.64 mm时，将无法承受内压而发生爆裂。

3  现场调查与测试

调查组对事故管段附近的杂散电流干扰及阴极保护情况进行了调查和测试，对土壤腐蚀性进行了实验室分析，并查阅了事故管段近年来的外防腐层检测数据、阴极保护有效性检测数据以及管体检测数据。分析结果如下。

（1）土壤腐蚀性测试。

事故管段周围土壤以沙石为主，疏松，较为潮湿。现场取样位置共有5处，1号位于大炼油管道附近（分别从地表和地下取土样进行分析），2号位于青岛丽东化工厂门口西侧， 3号位于事故点西侧残留管段，4号位于残留管段西侧665 m处，5号位于残留管段西侧680 m测试桩。

检测发现，现场土壤中的氯离子浓度接近或超过600 mg/kg，高于37～370 mg/kg普通氯离子浓度范围，属于高氯离子土壤，腐蚀性较强。综合分析，4号位置土壤腐蚀性强，其他位置土壤腐蚀性属于中等或弱。4号位置处管道靠近排污管道，且排污管道有破损，污水泄漏后渗入土壤内，导致土壤电阻率和氧化还原电位均远低于其他位置，腐蚀性增强。

（2）管道交流干扰测量。

现场勘查结果显示，管道与10 kV和35 kV高压输电线路并行。测量了二处管道的交流干扰情况：一处位于事故点西侧680 m测试桩，另一处位于事故点西侧700 m。测量结果表明，管道交流干扰电压低于4 V，交流电流密度低于30 A/m²，参考GB/T 50698―2011《埋地钢质管道交流干扰防护技术标准》等标准规定，说明在当前高压线的运行负荷下，稳态交流干扰程度为弱，管道与高压输电线杆塔间距为5.0 m～7.0 m，接近标准要求的临界值。

（3）管道阴极保护效果测试。

现场调研及测试表明，事故管段采用外加电流阴极保护方式，阴保间距事故管段约15 km，当时阴极保护系统仍在正常运行，运行参数为输出电压7.0 V，输出电流4.0 A，控制电位（参比电位）1494 mV。

对事故点西侧残留管段以西700 m范围内管地通电电位、断电电位进行测量，测试间距为10 m。测量结果表明该管段通电电位﹣0.83 VCSE～ ﹣1.05 VCSE，断电电位﹣0.78 VCSE～﹣1.01 VCSE，如图 4所示。此外，现场检测该区域内未施加阴保管道及试片的自然电位为﹣0.48 VCSE～﹣0.63 VCSE。

图 4 管道阴极保护电位测量结果

依据GB/T 21447―2008《钢制管道外防腐控制规程》6.6.2、GB/T 21448―2008《埋地钢制管道阴极保护技术规范》4.3规定。测试管道通电电位、断电电位均满足﹣0.85 VCSE的最小保护电位指标或100 mV极化偏移指标。因此判断管道事故点西侧残留管段以西700 m范围内管道具备一定的阴极保护效果。

4  事故管段外腐蚀机理探讨

（1）涂层损伤和老化导致防腐层过早失效。

事故管段穿越排水暗渠上方覆盖水泥盖板，盖板以上为沥青道路，经常有大型载重车辆穿行。上部重载车辆振动在管道上的作用力不大，对管道本体的力学损伤可以忽略不计。但是，管道上部重载车辆载荷对防腐层破损影响很大，这是因为管道防腐层直接放在水泥墙上，管道和内部原油自重和延伸管道上部的部分土壤自重，都加载在防腐层上，而下部水泥墙对管道防腐层下部是刚性约束，不像土壤可以按照弹簧受力模型对防腐层进行一些缓冲。研究表明，上部车辆振动载荷导致的小幅波动载荷（ripple loading）会对防腐层胶黏剂与管道之间粘结强度不断造成损伤，导致防腐层与管道之间过早的脱粘[1,2]。

另外，途经城区的情况复杂，开挖多，复填多，涉第三方施工多，工程质量监督不到位，损伤经常发生。地铁高铁等引起的杂散电流腐蚀也比较突出！如果这种情况导致防腐层损伤，又有地铁杂散电流影响，则防腐层破损的地方往往是杂散电流的流入流出点，电流流入则会导致氢脆或者阴极剥离，电流流出则会导致腐蚀。

同时，由于靠近排水暗渠，会受暗渠内污水影响。防腐层在力学和化学的综合作用下易出现局部破损，管道失去防腐层保护，直接接触腐蚀介质则加速腐蚀。

（2）管道阴极保护效果下降且测试电位困难。

尽管事故段西侧残留管段测得具备一定的阴极保护效果，但事故泄漏点位置阴保电位准确数据已经无法获得，对于该位置处的保护效果及电位测量存在以下问题。

一是管道穿越墙体底部涂层受损，涂层缺陷位置处的阴极保护电位相对于没有缺陷位置处存在明显正移，保护效果下降。为了对比涂层缺陷处阴极保护电位和其他位置的差异，进行了数值模拟计算，所建模型局部放大如图 5所示。

图 5 数值计算网格模型图

当防腐层破损处位于墙体内侧30 mm～90 mm，分别处于管道下方60°和120°时管道外表面电位分布如图 6所示。

图 6 管道电位分布计算结果

由以上计算结果可以看出防腐层破损处的阴极保护电位要明显正于其他位置，保护效果下降。

①管道穿越混凝土墙体界面位置对阴极保护电流存在一定的屏蔽效应，界面靠近悬空管段，没有连续电解质，阴保电流无法到达；混凝土墙体电阻率一般高于土壤电阻率，故对阴极保护电流也存在阴保屏蔽作用。

②泄漏点上方为水泥墙体和沥青道路，由于沥青道路的绝缘性，不通过沥青路面打孔，在地表很难准确测得路面下管道的真实极化电位。

③放置在地表的参比电极测量得到的管地电位，是由地表参比电极向下辐射120°范围内管道表面上各极化电位的综合体现。

④目前现有国标中没有给出管体穿越墙体界面结构的阴极保护电位测试方法。

二是管道穿越墙体界面富氧环境导致腐蚀速率加快。管体穿越墙体界面处环境的氧含量要高于土壤侧，同时界面位置处受到排污暗渠内污水、倒灌海水等影响湿度高，由于O2为强去极化剂，同时又有水分存在，腐蚀速率会大大加快， O2含量对金属腐蚀电位和腐蚀速率的影响如图 7所示。

图 7 氧含量对腐蚀速率的影响[3]

此外，管体穿越墙体界面两侧也会存在盐浓度差，同时还遭受排污暗渠中细菌的腐蚀，均会使得界面处的腐蚀加速。

三是氧浓差电池导致管道距离墙体表面1 m之内腐蚀严重。管体穿越墙体界面靠近排污暗渠侧氧含量较高，靠近墙体侧氧含量较低，会在局部形成氧浓差腐蚀电池，加速缺氧位置处的腐蚀，从而导致墙体内侧1 m范围内局部腐蚀严重。这个类似于穿越路面的管道由于氧浓差电池导致管道腐蚀，如图 8所示。

图 8 穿路管道氧浓差腐蚀电池形成

根据以上分析，东黄输油管道泄漏原因为：首先由于与排水暗渠交叉段的输油管道所处区域土壤盐碱和地下水氯化物含量高，同时排水暗渠内随着潮汐变化海水倒灌，输油管道长期处于干湿交替的海水盐雾腐蚀环境；其次管道上部是市政重要道路，大型载重卡车往来频繁，使得管道承受比较大的载荷和振动，导致管道下部与墙体接触的防腐层在力学作用下首先老化破损；防腐层破损之后，管道金属与土壤发生直接接触，电化学腐蚀减薄加速，导致管道底部壁厚减薄到不足3 mm，在内压作用下导致大面积破裂，造成大批量原油瞬间泄漏。泄漏点位于秦皇岛路桥涵东侧墙体外15 cm左右，处于管道正下部位置。

5  评价结论

（1）管道现场发现在暗涵和管道交叉处墙体内部6点钟位置大约30 mm～90 mm部位发生大面积腐蚀减薄，导致管道腐蚀爆裂，腐蚀最薄处测试厚度3.18 mm。

（2）根据力学理论分析和数值计算结果，在大面积腐蚀的情况下，管道腐蚀剩余壁厚达到3.30 mm，就会导致腐蚀爆裂，与所测爆裂厚度相符。

（3）管道接近事故点西侧700 m段阴极保护测试表明，阴极保护电位符合国家标准。外部交流输电线路对管道的干扰造成的腐蚀速率较小，不是主要原因。

（4）事故发生处管道处于暗涵和道路下方，对阴极保护和管道防腐层破损测试造成重大障碍，是导致目前所有外检测技术都没有测试出有关腐蚀事故的主要原因之一。

（5）失效事故处管道6点钟位置防腐层在管道本身承载和路面车辆振动力学作用下，会导致过早老化和失效，促进腐蚀减薄。

6  启示

青岛“11·22”事故是一场灾难，也是一笔宝贵财富。它像警钟长鸣，时刻提醒我们要把安全摆在第一位。正如习总书记强调的：人命关天，发展决不能以牺牲人的生命为代价。当前我国管道安全所面临问题的复杂程度远比西方国家大得多、面临的风险也多得多。钢管材料研制和应用在较短时间里实现了从单纯依靠进口到国产化，X80钢钢管敷设里程达到全世界之最。管道建设速度也很惊人，前几年几乎以每年数千公里的速度增长，目前达到12万多公里。当前管道安全首先面临三大突出风险：高压直流输电系统对油气管道的安全影响；复杂地质条件下管道的服役安全问题；X80钢环焊缝缺陷的安全保障问题。管道面临的外部干扰问题日益突出，我们对管道在各种外部干扰作用下的失效机理和失效规律方面的研究和认识还很不深入。

目前我们正在和国内油气管道、电网和地铁等公司合作，共同研究解决高压交直流输电线路、高铁、城铁杂散电流对管道干扰和影响问题。国内不少单位也在开展对含缺陷管道的剩余寿命评价和剩余强度的评价方法和焊缝缺陷、热影响区、止裂韧性等关键问题的研究。管道企业针对近期发生的几起安全事故进一步加强管道建设和运行管理，解决外部载荷过重以及复杂地质条件下管道服役等关键问题。智慧管道建设也应该突出考虑管道的安全风险监控，如管道外力导致应力应变监测、管道的交直流干扰监测、高后果区和环境敏感区其它风险监测等。相信这些措施都会为促进我国管道安全水平的提高做出贡献。

 

参考文献：

[1]PEARSON J M. Concepts and Methods of Cathodic Protection Part 2[J]. Corrosion, 1947, 3(11): 549-566.

[2]THOMPSON N G, LAWSON K M. Improved Pipe-to-Soil potential Survey Methods[R]. Houston, TX: Pipeline Research Council International, 1991: PR-186-807.

[3]BARLO T J. BERRY W E. An Assessment of the Criteria for Cathodic Protection of Buried Pipelines[J]. Mater. Performance, 1984, 23(9): 2-5.

 

作者简介：路民旭，北京科技大学教授，国务院青岛“11·22”东黄输油管道泄漏爆炸事故调查组成员。NACE Fellow（会士），中国腐蚀与防护学会会士， NACE 认证阴极保护专家。 AMPP北京分部主席， ASME 管道部中国分会主任。曾任中国腐蚀与防护学会副理事长， CSCP环境敏感断裂委员会副主任，国家安全生产专家等。先后承担过各种科研项目150余项，发表与合作发表论文300余篇，出版著作10部，获得省部级以上和国际奖励10余项，授权国家发明专利50余项。研究领域包括油气田高温高压H2S和CO2腐蚀、阴极保护和交直流干扰、管道完整性和安全评估、环境敏感断裂、油气管道内检测等。