俄罗斯油气管道运营状况及事故统计分析
责任编辑：cnlng 浏览：4065次 时间： 2009-06-02 12:49:53
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摘要: 前苏联在20世纪60年代至90年代创建的天然气、原油和成品油管道系统在长度和运输能力上无疑是20世纪最大的工程之一，它们是俄罗斯的经济命脉。如今，经过多年运营，俄罗斯的油气管道系统已趋于老化，隐患增多。俄罗斯对约2000km西伯利亚原油管道进行检查后发现，管道..
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前苏联在20世纪60年代至90年代创建的天然气、原油和成品油管道系统在长度和运输能力上无疑是20世纪最大的工程之一，它们是俄罗斯的经济命脉。如今，经过多年运营，俄罗斯的油气管道系统已趋于老化，隐患增多。俄罗斯对约 一、危及俄罗斯管道系统的三大问题 原苏联建设的油气管道，其主干线仅在俄罗斯境内就长达20.8万km，而且以高压力，大口径（1220～ 1、管道老化严重，隐患增加 大部分的油管道于上世纪60～70年代投入生产，2000年时使用超过20年的油管道比例为73％，其中超过30年的为41％；30％的天然气管道运营已超过20年，其中约15％的运营年龄在30年左右；在1970～1990年建成的气管道中（长度为15.5万km），已有 对管道事故和故障的大量统计数字进行分析，可以非常客观地评价管道的可靠性。俄罗斯连续3年对管道进行抽选，结果显示出管道老化对事故的影响力：超过30％的故障发生在使用超过20年的管道上，可见管道老化必然会加大管道的运营风险。管道老化是因为钢管属于易老化材料，老化后工作性能会产生一些不良变化，如金属的可塑性和粘性降低，脆性增加等。 2、资金紧缺，管道维护困难 一方面，管道的老化逐步加剧，另一方面，由于能源消费者长期债务造成管道维修、改造资金不足。一些专家估计，对于输气管道来说，仅是实现统一供气系统的第一期改造和现代化方案就需要投资约3.5亿美元，更长期方案估计在15亿～20亿美元左右；对于输油管道，尽管目前在一些低负载的地方铺设了小口径管道取代已被磨损的大口径管道，但将来必须对它们的输油能力和油流的失调进行改造，这些都需要增加新投资。 保障管线安全可靠运行是非常复杂的问题。因为管道事故和故障的发生原因不仅是因为管道老化，还因为违反建设规章和工艺规范所造成的腐蚀及管道自身的一些缺陷等等。所以在俄罗斯每年检修4000～ 3、法规陈旧，管理机制不适应新情况 这是一个不容忽视的问题。俄罗斯现有的管道包括油田内部管道的设计和建设规范，已经有15～18年没有进行更新了，而俄罗斯的石油天然气生产和消费格局已发生很大变化，管道运输的技术规范在国际范围内不断更新。俄罗斯的管道系统的一些陈旧的规范已不合时宜，难以保证管道高效安全运营。 由于以上三方面的问题日益突出，俄罗斯管道系统的运营面临越来越大的风险，而这种风险在很长时间内没有得到应有的重视。 二、油气管道运营风险分析 众所周知，运输可燃易爆的碳氢化合物，管道输送是最有效的方式。为了保证管道的安全（包括生态安全）可靠性，在管道设计、建设和运营时就必须遵循一定的主、客观条件。尽管管道的外部结构简单，但实际上它以复杂的动力因素作用系统、负载的多样性、变形强度的不确定性及建设规模等方面区别于其他工程。同时管道分布于地下，管道诊断比较困难，这也增加了故障发生的概率。 俄罗斯的管道系统是向国内和国外两大消费者供应天然气、石油和成品油的一个统一的体系。天然气的运输集中在俄罗斯天然气工业股份公司（Gazprom），石油运输集中在俄罗斯管道运输公司，石油燃料运输集中在俄罗斯股份公司。管道体系建设的这种工艺组织原则要求能够最大限度地保障管道潜能，灵活有效地调配油流和可靠的运营管道。 从技术上看，要保障管道运营的可靠性应考虑到俄罗斯管道运输距离长，不少管道穿越永久冻土带的特点。周时必须及时解决管材金属的老化问题，做好管道抗腐绝缘工作。 俄罗斯多数大型油气田分布在西西伯利亚、东西伯利亚、科米自治共和国、萨哈自治共和国及萨哈林岛上。这些地区有大片永久冻土带，气候条件非常恶劣。因此，在西西伯利亚和科米自治共和国境内，经常可以看到一些露出在地表的管道已形成拱形和褶皱，失去了纵向稳定性。发生这种情况的原因通常是因为在低承载能力的土壤中、在被严重挖渠灌溉过的土壤中、在具有泥潭沼泽性的土壤中，或是在进入融化状态后多次降低了自己的承受性的永久冻土中铺设管道。天然气管道在夏天运营时的温度与管道铺设时的温度差、输管管道为运输黏稠含蜡原油加热时的温度与管道铺设时的温度差都会引起油、气管道丧失纵向稳定性。因为大幅度的温差会使巨大的中心作用力增大。 通常，管道动力能集中的地方属于高风险段，特别是管道的交叉点。在俄罗斯，交叉点有时可以达到16条管线。而一些工作了几十年的管线仍在高负荷运营。仅是沿着铺设在统一技术走廊中的管道复线运输的天然气，每年就可达到2500亿m3，在个别管段输量可以达到每年3400亿m3。 个别水下穿越的情况也属于高风险段，主要原因是河床暴露、河岸加固不足，同时，在个别细管段中管道内部诊断装置无法进入探测。近年来，俄罗斯为了对水下穿越的情况进行诊断，使用了水声测位仪、潜水电视系统、地下水道电磁定位系统等。在对566条水下穿越的天然气管道进行调查时，有122条管道由于冲刷侵蚀已必须进行维修。 管道金属材料的老化是不可回避的，管材金属自身的老化并不排除管道在某种程度上可以继续利用。但是管道继续运营的条件特别是工作压力和温度条件应考虑到管材的老化程度。为了进一步测算管道的剩余使用寿命，要对管道的变化形老化过程进行研究。研究的方法不仅应包括确定标准化指数，还应包括确定一些特性，如对内部摩擦、抗裂性、变形硬化速度、显微硬度等进行评定。因此，在购买管材时应考虑到一些额外的技术要求和钢材变形老化指数。但这是针对新管道的建设，针对已建的正在运营的管道最重要的是对钢管的实际物理状况、焊接状况及变形老化的具体阶段进行评估。 另外，大部分的大口径油气管道在铺设时覆盖了聚合物的抗腐绝缘层。管材在工厂没有进行绝缘只好采用这种覆盖的形式，这将会造成更多的由腐蚀所引起的故障，尤其是输油管道上薄层覆盖物的寿命已接近极限。对12万km输气管道上覆盖的聚合物绝缘层进行调查时发现，几乎一半的管道必须进行绝缘维修。新建管线的优势就在于使用了在工厂里就进行过绝缘的管材。俄罗斯第一条系统化的输气管道亚马尔-欧洲管道在建设时就都采用了在工厂中绝缘过的管材。 技术上的问题通常可以用仪器检测，而管道设计时的考虑不周往往是导致危险的隐患。俄罗斯在对管道系统进行设计时，往往缺少对运营风险也就是对周围环境潜在危险的事先评估和分析。管道系统的事故将会带给周围环境最为敏感的生态损失。天然气管道爆炸时，天然气能量的瞬间释放，将会对地形地貌造成机械损害，破坏土壤植被的完整性。大约一半的事故都伴随着天然气的燃烧，热辐射加重了机械损伤。输油管道发生事故时，尽管对管道本身造成的破坏相对气管道来说小的很，但会引起更为严重的生态后果。主要是由于事故发生时大量原油的溢出。溢出物对土壤和水造成物理化学影响，破坏了自然界的自然清洗过程，并且使这一自然过程很难恢复甚至无法恢复。 三、俄罗斯油气管道事故分析 1981年～1990年原苏联输气管道事故统计分析事故原因为：外部腐蚀占33.0％、外部干扰占16.9％、管材缺陷占13.3％、焊接缺陷10.8％、施工缺陷占8.6％、内部腐蚀占6.9％、违反操作规程占2.9％、设备缺陷占2.3％、其他占5.3％。所以原苏联天然气管道事故中，管道外腐蚀是主要的事故原因（占33％），外部干扰（占16.9％）和管材缺陷（占13.3％）也是主要原因之一，施工缺陷和焊接缺陷占事故总数的19.4％。可见，由于施工管理不当引起的事故比较突出。此外，外部干扰也是事故的主要原因，下面对各种原因进行分析。 1、腐蚀 据有关资料报道，在每年的管道事故中约有30％～40％是由腐蚀引起的。1981～1990年原苏联因腐蚀造成的管道事故次数累计为300次，其中内部腐蚀和磨蚀引起的事故为52次，占事故总数的6.9％；外部腐蚀引起的事故为249起，占10年中全部事故总数的33％，是所有管道事故中事故率最高的，也是造成干线天然气管道事故的最主要原因。特别是在大口径（1200～ 虽然腐蚀造成的事故率较高，但每年的事故总次数在减少。这主要得益于以下原因：一是已对腐蚀问题引起了高度的重视，相应地提高了管道防腐材料等级和施工建设标准；二是随着天然气需求量的增长，管道敷设口径的不断增大，管壁厚也随之增加；三是近年来俄罗斯输气部门采取了一些从根本上改进输气管道现状的措施，政府投入资金建设新型的三层复合防腐层作业线，在铺设新管道时，采用工厂预制的三层绝缘层的管子，提高了防腐等级和防腐蚀层质量。现场补口采用由乌克兰科学院等单位合作生产的能进行冷、热涂敷的绝缘带，提高了现场补口质量。另外，从1991年起，原苏联开始启用具有高度安全性的阴极保护站，对管道进行全面、可靠、安全的保护。 2、外部干扰（影响） 外部干扰（影响）主要指由外来原因或第三方的责任而引起的管道事故。在俄罗斯二三十年的输气干线管道运行中，这类事故是仅次于腐蚀事故的第二大管道事故诱因，从表1的统计数字可以看到，1981～1990年因外部影响、干扰所造成的事故有127起，占同期事故总次数的16.9％，其中1987年尤为严重，多达26起。另据报道，因腐蚀和外部干扰造成的管道事故占全部管道事故次数的60％左右，可见其严重性。 3、管材缺陷 在1981～1990年的输气管道运行中，管材质量缺陷是造成事故的另一个原因。这10年中事故有100起，占事故总数次的13.3％，平均每年为10起。而在1985年当年共发生材料缺陷事故16起，为此类事故发生最多的一年，超过年平均值一半以上。 表1 1981年～1990年原苏干线输气管道事故原因和事故次数 见表 管材本身质量差所引起的事故一般由金属缺陷所致，主要因管材卷边、分层、制管焊缝缺陷、管段热处理工艺有误等造成。事故多发生在由原苏联国内制管厂（主要是哈尔泽斯克等厂）生产的管子上，只有少数几次事故是发生在从其他国家引进的管材上，这说明俄罗斯等国管厂生产的管材质量与其他国家相比仍有一定的差距。 4、焊接 焊接是管道施工至关重要的环节，焊接质量直接影响到管道整体质量。管道焊接缺陷主要表现在焊接错边。焊缝未熔合、管壁内部毛边等。这些缺陷多由焊工责任心不强，工作不认真以及严重违反焊接工艺规程造成的，是不能容忍的焊接质量错误。由表1可见，原苏联在1981～1990年中共发生因焊接引起的管道事故81起，占事故总次数的10.8％，仅次于腐蚀、外部干扰和材料缺陷造成的事故次数，居第四位。而后5年与前5年的事故发生次数基本相同，仅相差1起，且在10年的最后一二年中没有下降的趋势，这充分表明焊接质量仍是俄罗斯管道施工建设中的大问题。 5、安装施工缺陷 管道安装施工缺陷主要是指管道施工过程中，因种种原因使管道造成硌伤及擦伤，或违反操作规程造成的损伤缺陷等。从表1可以看出，1981～1990年间，原苏联因这两种缺陷所造成的管道事故共计87起，占全部管道事故总次数的11.5％；后5年比前5年的事故次数有所下降，说明施工质量对安全运行的重要性已得到重视。 6、施工作业违章 不按设计规划施工，包括管子埋深未达到设计要求，沼泽地区管子配重块没有接设计要求的数量装配、冬季施工时管沟回填土中混杂着冰雪，使输气管道投产时就发生上浮、管体内产生的附加应力形成了事故隐患。在1981年～1990年中，由于违反操作规程造成的管道事故为22起，虽仅占同期事故总数的2.9％，但应注意的是在后5年（1986～1991年）中，因违反操作规程而造成的事故不但没有比前5年（1980～1990）减少，反而从前5年的6起增加到16起，说明违章操作仍没有得到完全控制。 从总体上看，俄罗斯输气干线因各种原因引起的事故次数基本逐年减少，事故率减少的主要原因是管道腐蚀损坏事故大大减少。在1981～1985年间，因腐蚀曾发生事故186起，而1986～1990年为114起，减少了1/3以上，腐蚀事故减少的原因，一是管道工程业主及施工双方都较以前注重施工质量和验收标准，提高了整体施工水平，减少了事故隐患；二是随着天然气需求量的日益增长，俄罗斯建设了许多条直径为1220～ 从表2可看到，事故发生次数最多的是管直径为 表2 俄罗斯不同直径输气管道的事故次数 见表 四、俄罗斯采取的应对措施 俄罗斯政府正在积极采取安全措施，从投资、技术和制度等多方面加强管道的建设和维护，竭力保障现有的油气管道系统安全稳定的运营。 首先应是加大力度查清管道现状，找出存在的问题并提出维修解决方案。但限于财政资金不足，俄罗斯管道运输公司被迫转而采用有选择地维修和改造战略，对象是那些利用内部诊断法查出存在潜在危险的管段。公司建立了专门的“技术诊断中心”。该中心在1992～1996年间，对输油管道进行了剖面测量（68％）和超声诊断（18％）。同时借助管道内部探伤器对西伯利亚原油管线约 负责俄罗斯天然气运输的俄罗斯天然气工业股份公司在5年内也对 另一方面是进一步完善管道设计、建设及维修的相关法规制度。重新审核了俄罗斯现有的管道、油田内部管道的投计和建设规范，把过去多年不更新的陈旧规范作了新调整，以便在现代化的新技术水平上提高规范的尺度使俄罗斯的规范和欧洲一些国家、美国和加拿大的标准相匹配。 还有就是加强管道建设运营中的生态意识。俄罗斯已经意识到，对自然界的消费观应有所改变。管道生态安全建设作为一项任务开始进行俄罗斯的议程。政府规定对所有不利于周围环境的行为都要进行赔偿。因此保障管道的密封性，即要求具备高质量的焊接技术、可靠的配件并采用现代化的管道漏失勘察方法。 对管道运输中必须遵守的环保法规作出了更加严格的要求。目前，俄罗斯已经采用了有偿使用自然的自然保护机制，并建立了天然气工业的生态监督措施。 |
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