重回气爆现场（11） | 2680公里 须防患未“燃” 专家：马承受不起另次气爆

促组国际专家组监控系统

他语重心长提出劝告，指我国承受不起再一次的气爆事故，改革势在必行，首先必须成立一个国际专家小组，对整个管道系统进行严密的法律监控，要求负责的公司重新审查施工记录、焊接质量、日常维护及腐蚀情况。

他对《星期天头条》指出，彻底改革监管权力及授权真正独立的安全机构负责，该机构不能只是流于表面的监控，必须是具备传召权力、强大的技术团队及不受政治或企业干预。

“此外，也必须要求所有单位透明化处理管道位置的资讯，列明高风险地区，并强制对疑似高风险区域的现有管线进行地质调查，且让民众能时刻监督及提高民众对管道的认识。”

阿末依布拉欣指出，除了内部管理外，也应该严厉审查所有施工的工程，对违规施工处以重罚，严厉禁止在不稳定的地区开发高密度的建设项目、将地下水管理及地陷数据纳入管道风险评估内。

可学美欧强制用在线检测

“我国也可以借鉴国外的最佳实践例子，采用黄金标准的完整性管理计划，可参考美国管道安全管理局（PHMSA）或欧盟标准，要求在可行的情况下强制使用在线检测工具（智能清管器），进行全面的威胁评估（包括沉降测绘），并根据缺陷严重程度严格规定修复期限。”

布特拉气爆案调查报告将肇因归咎于地层下陷导致管道破裂酿气体泄漏，最终因金属移位产生的火花导致爆炸发生，灾黎和全马人民应该接受这样的理由吗？

核心问题是基施老化长压等

“地层下陷是引爆的导火线，然而真正的核心问题藏在老化的基础措施、长期累积的压力、施工导致的影响及时间关系等错综复杂的关系中。”

他认为不应该满足于地质变化这个“方便的替罪羊”，国家需要一场对管道整个生命周期的“法医式”追查——从钢材成分、焊接细节、检测记录到本应保驾护航的技术系统，只有如此，才能避免下一次爆炸。

专家：若运行维护记录显示正常
管道腐蚀或非主要诱因

腐蚀专家江锦安接受访问时指出，“在我国，天然气管道的使用寿命一般为20至30年。若配合完善的管理机制、定期维护及技术评估，辅以先进的检测与监测技术，实际使用年限可超出原定标准；若治理疏漏，管道失效的风险将随之上升。”

然而国油公司旗下部分运行近30年的天然气管道，询及若缺乏妥善治理、监测或维护，是否存在泄漏甚至爆炸风险？他回应，以他与国油在国内外合作多年的经验来看，该公司在营运方面具备相当完备且获得国际认可的管理标准，足以应对长期运行所带来的技术与安全挑战。

江锦安指出，天然气管道的安全性，建立在一套完整且层层把关的管理体系上，涵盖设计规划、材料选用、防腐措施，到运行监控、定期检修及应急响应等多个环节。

“其中‘腐蚀’被广泛视为最常见、也最具潜在威胁的失效因素之一；不过就这起事故而言，若管道的运行与维护记录显示防腐系统运作正常，那就有理由相信，腐蚀并非这起事故的主要诱因。”

“内外并重”防护降腐蚀风险

他补充，为了降低腐蚀风险，业界普遍采取“内外并重”的防护策略。在外部防护方面，常见做法包括为管道加设防腐涂层，并配合阴极保护系统，阻断金属与土壤间的电化学反应，从而延缓腐蚀进程。

“内部则需评估天然气中是否含有腐蚀性成分，例如二氧化碳、硫化氢与水分，并透过脱水装置或注入缓蚀剂来减缓管壁侵蚀。值得一提的是，阴极保护系统本身也必须定期检测，以确保其持续发挥效能，维持整体防腐机制的稳定运作。”

至于在天然气管道的设计与选址方面，他指地下水丰富或土壤腐蚀性高的区域，通常被视为高风险地段，原则上应优先避开，以降低长期运行中腐蚀与结构应力叠加所带来的安全隐患。

天然气输送管道五大隐患

1. 气管老化与腐蚀的隐性侵蚀

金属疲劳：管道长年承受不断循环的压力，随着时间推移，会在金属内部产生微小裂缝，类似于飞机机翼发生的金属疲劳。

2：腐蚀的攻击

即使有外层保护及涂层，内部腐蚀源自杂质或湿气，外部腐蚀则可能因土壤环境导致涂层失效，会让管壁显著变薄。

受腐蚀的管段在地陷诱发的应力下，远比未经腐蚀的管道更易断裂。

3：焊缝中的隐患及焊接疲劳

管道若存在焊接缺陷如孔隙、熔合不足、切边不良或微裂缝等都会成为结构上的弱点。

长期的压力循环会让这些焊接缺陷扩张裂缝。一旦发生地陷，所施加的应力极端集中在脆弱焊缝上，尤其历经年累积疲劳的焊缝处，更容易发生断裂。

4：外部应力的积累负担

早期地面移动：在此次严重事件发生前，是否有未觉察的小规模地陷事件、土壤侵蚀，或来自交通与施工的震动？微小事件也会造成微观损伤，逐步削弱管道的承压能力。

5：操作压力负荷

压力波动、温度变化，甚至初期埋管时的地面回填沉降，都会使应力在长期内不断积累。这条管道是否长期在接近其最大允许工作压力（MAOP）的状态下运行？

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