长输天然气管道内腐蚀事故

长输天然气管道内腐蚀事故 管道内腐蚀无论是油管线、气管线，还是水管线，其管道内壁都是与输送介质直接接触的，而很多输送介质中混杂了许多腐蚀基因，如高矿化度的水、溶解氧、二氧化碳、硫化氢、硫酸盐还原菌和氯离子等，在温度、压力、流速以及交变应力等多元因素的复合交错影响下，给碳钢的局部腐蚀带来了严重危害。概概 述述典型事故2000年8月19日上午5时26分，美国EI Paso天然气公司在新墨西哥州Carlsbad附近的天然气管道发生断裂，释放的气体被引燃并持续燃烧55分钟，燃烧的大火柱达50米高，附近12名露营者死亡，直接损失共计998296美元。发生爆炸的管线建于1950年，管道直径762mm，名义厚度是8.5mm。事故发生时管道运行的压力约为最大允许压力的80。案案 例例 分分 析析管道断裂的力量和逸出的气体发生的爆炸使地下大约14.9m的管道断裂呈3部分，其中2部分各自被抛出了71.3m和87.5m。现场贯彻这3段管道经实验室检查，没有发现明显的外部腐蚀，沿着上半部管道内表面也未发现腐蚀，但在管道底部的内表面观察到腐蚀造成的严重壁厚损失。案案 例例 分分 析析腐蚀损伤区域长约6.5m。管道底部腐蚀损伤的程度最为严重，腐蚀最严重区域的管壁厚度减少达管道原壁厚的72断口检查表明，断裂发生在腐蚀区域的剩余壁厚上，由于作用在剩余壁厚上的过量应力而断裂，没有疲劳裂纹或腐蚀退化的证据，在断裂处的腐蚀没有穿透管壁。案案 例例 分分 析析对取自管道内部蚀坑，腐蚀损伤区域材料的x射线衍射光谱分析，发现金属中有高含量的氯和钠。在腐蚀产物、沉淀物的样品中可以观察到有氯化物，凹坑处氯化物的浓度比凹坑外的浓度高得多。因而，可以得出结论：管线断裂处发现的腐蚀是由管道内的微生物和湿气、氯化物、02、CO2和H2S等因素综合造成的.案案 例例 分分 析析断裂处管道顶部管壁上有 5个褶皱，褶皱的原因是管道弯曲，弯曲是在施工期间布管或者管道运行后如土体移动等外力造成的。管道由于弯曲而形成褶皱时，正对着褶皱的管道底部就出现了低点位置。在断裂管道上观察到的内腐蚀就发生在这个低点处，液体可能在此处积聚成液面上下波动的液池。因为水的体积质量大于管中碳氢化合物，所以水在池子的底部，碳氢化合物液体在上面，给管道内腐蚀创造了良好的环境。案案 例例 分分 析析在事故管道中观察到管内有相连的凹坑这些凹坑呈现条纹状和凹痕状，腐蚀损伤形态同水线腐蚀似，这与微生物腐蚀有关。事故发生后，在管道断裂处下游大约634 m的管内发现了内腐蚀，从两个凹坑收集的样品中检测到总共有4种微生物(硫酸盐菌、酸性菌、普通的有氧菌和厌氧菌)。案案 例例 分分 析析事故是由于严重的内腐蚀使得管壁厚度减薄到不能承受管内压力，导致管道发生断裂。管道断裂处 的腐蚀可能是由管线内的微生物和湿气、氯化物、O2、CO2 和 H2S 等因素的综合作用造成的。管道断裂处上游分液管的局部堵塞，经过分液管排液口的液体通过管道并在管道低点处积聚。案案 例例 分分 析析引起缝内加速腐蚀的机理分析示意图一般天然气在输出时都会进行处理，变成干气，但天然气在一定的温度和压力下仍具有一定的含水饱和率，大气压力、温度越高，其含水饱和率下降，反之，含水饱和率升高，另外，输气管道的压力降低，天然气的含水饱和率也会升高。同一季节，温度变化一般不大，但气体流速小于7m/s，管道中发生的是层流，根据层流理论，液体积聚大多发生在管道底部，内腐蚀主要发生在某些特定的地段和部位，主要在低洼地段（尤其是四季积水变化段），而且往往分布在管线的侧面约四五点和八九点位置处。管道使用年份的增长，往往会使管道某一位置发生液体的积聚结结 论论天然气的技术指标干气管道气质组成国家规定的硫化氢含量都非常低，在干气管道内部的腐蚀类型主要以二氧化碳为主。二氧化碳溶于水呈弱酸性，对管道有腐蚀作用。结结 论论谢谢观看！