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事故案例

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一起天然气管道爆炸殃及并行管道破裂着火的事故

来源:《管道保护》杂志 作者:戴联双 时间:2019-11-26 阅读:

中石油管道有限责任公司

 

  栏目主持人戴联双博士: WestCoast(西海岸)能源公司这起天然气管道爆炸着火事故,就像一次全尺寸“实验”,有效验证了并行管道所需安全间距。 Nig Creek输气管道(事故管道)管径406.4 mm、失效运行压力6.65 MPa、材质X52,破裂爆炸后导致并行间隔3 m的Bonavista输气管道发生破裂着火,该管道管径168 mm、运行压力0.87 MPa、材质B级钢。类似事故还有, 2004年比利时布鲁塞尔一条管径1 000 mm、失效运行压力8 MPa、材质X70的输气管道发生破裂爆炸,并行间距6 m的另一条管径900 mm、运行压力5 MPa、材质X65的输气管道未受影响。这两起事故警示我们,应结合管径、压力、材质等多种因素确定并行管道安全间距,合理制定安全间距标准。

 

1 事故概述

2012年6月28日23:05, WestCoast能源公司运营管理的 Nig Creek管道(管径406.4 mm、发生事故时管道压力为6.65 MPa)在里程标志1.93(KP1.93)处发生破裂,含硫燃气从破裂管道逸出发生燃烧,大火波及到邻近的林区。大约25 min后,相同路由间隔3 m的Bonavista管道(管径168.3 mm、发生破裂时管道运行压力和温度分别为0.87 MPa和12℃)发生破裂,含硫燃气从破裂处逸出发生燃烧。

Nig Creek管道泄漏的天然气总量达955 000 m3(近似), Bonavista管道泄漏量为6 400 m3(近似)。烧毁区域约1.6公顷。事故区域(图 1)人烟稀少, 12公里内没有住户。

2 事故管道基本情况

Nig Creek管道位于加拿大哥伦比亚省北部,起于Nig Creek 管道9号增压泵站(BS-9),终于别克县Creek增压泵站下游45.6 km处。输送含硫燃气最终到达西海岸的麦克马洪天然气处理厂。发生事故时,BS-9泵站的压缩机没有运行, Nig Creek管道因麦克马洪厂的非计划关闭处于停输状态并且在集输管线中积累,导致上游系统压力增高。

N i g C r e e k管道于 1 9 6 0 年按照美国标准协会(ASA) B31.1.8规范设计建造,管道壁厚为6.35 mm,采用美国石油学会(API) X52低碳钢,最小屈服强度(SMYS)为359 MPa,美国国家能源局(DOE)确定的管道最大运行压力(MOP)为6.89 MPa,直焊缝为低频电阻焊,环焊缝为手工电弧焊现场焊接。建设时期,法规标准没有电阻焊无损检测要求, WestCoast能源公司随机选择检测了10%的环焊缝。管道外防腐采用现场涂覆沥青防腐层。

Bonavista管道于1967年服役,长度5.8 km,壁厚4 mm,管材为API 5L B级碳钢, SMYS为240 MPa,MOP为3.5 MPa,电阻焊管道,外防腐采用聚乙烯防腐层。

3 事故管道完整性管理情况

3.1 运行维护情况

1960年11月Nig Creek管道进行了投产前的空气打压试验。试验中发生了几处沿直焊缝管道泄漏的失效点,但是没有记录失效的数量、原因和位置等信息。

1986年、 1995年两次使用标准分辨率漏磁(MFL)内检测器检测; 2004年使用高分辨率MFL内检测器检测。三次内检测均没有检测到事故邻近管段缺陷。但是在管道其他位置发现了一些外腐蚀缺陷,进行了相应的修复,主要包括:根据1986年、 2005年检测结果,分别更换了6处管节消除外腐蚀;根据2004年检测结果,在KP32.9管道连接处,安装了3个复合加强套筒。

Nig Creek管道使用外防腐层和阴极保护(CP)双重系统。事故邻近管段没有发现外防腐层缺陷。

Nig Creek管道的CP系统包括位于管端的整流器和阳极地床。经测量确定事故邻近管段CP系统满足规范要求,不需要采取修复措施。

2012年6月28日23:14到23:23, WestCoast公司SCADA系统报告BS-9站内传感器发出2个中优先级低压警报, 23:30, WestCoast公司员工注意到低压警报,按照公司流程开始检查SCADA遥测数据,确认警报原因。随后一名当地人联系Bonavista能源公司告知靠近Nig Creek管道路由发生大火。 Bonavista能源公司查看SCADA遥测数据(当时该公司SCADA系统没有触发低压警报),确认管道发生压力下降并且通知WestCoast公司。 23:42, WestCoast公司员工收到Bonavista公司电话称BS-9站附近发生大火,随即通知主管,启动公司应急程序。 6月29日00:05,WestCoast公司SCADA系统发出其他低压警报,来自位于KP42.65处的传感器。

3.2 事故管道完整性管理要求

WestCoast公司管道完整性管理程序(IMP)包括内检测程序和腐蚀监控程序。

内检测程序包括:变形内检测工具常规检测;高精度MFL检测器内检测;基于以前内检测结果调整内检测年度审查;开挖和修复内检测识别的所有潜在缺陷;所有含应力腐蚀开裂的开挖管道的检测和修复;所有检测和开挖信息、修复细节录入公司地理信息系统(GIS)。

腐蚀监测和控制程序包括:每月CP整流器读数;每年土壤情况调查;使管道内腐蚀最小化的抑制剂作用(连续注入化学抑制剂);管道常规清管,保持流动效率和防止水化物形成(清除液体、酸性液体和电解质);监测抑制剂作用和清管程序的有效性(使用试样和氢探头)。

但该公司管道完整性管理程序中没有明确裂纹或类裂纹特征的监测程序或周期性水压试验程序,仅针对开挖验证期间的开裂裸露管道进行外表面检测。

4 事故管道失效检查和分析

事故发生后,国家运输安全委员会(NTSB)实地检查: Nig Creek管道事故形成一个长17 m、宽7.6 m、深1.1 m的巨大火坑(图 2); 6 m长管段脱离向东北方向弹出20 m(图 3);火坑内发现剩余受损Nig Creek管段和整个受损Bonavista管段;没有地下水。

                        

Nig Creek管道的外防腐层(沥青)和Bonavista管 道 的 外 防 腐 层 ( 聚 乙 烯 ) 被 大 火 完 全 烧 毁(图 4),两条管道破裂段上游和下游的外覆层状况 良好。约17 m Nig Creek管道和9 m Bonavista管道破损。前者管道沿直焊缝破裂(图 5),而后者管道的破裂部分呈“薄鱼嘴唇”特征(图 6),这是管道因过热而失效的典型特征。

                        

受损和未受损管段取样,送到Acuren Group有限公司试验室分析, Nig Creek管道破裂是由于已存在的环向裂纹引起沿着管道相连处电阻焊直焊缝的开裂(图 7);破裂始于下游部分,并扩展到邻近管段;环向裂纹产生于管道建设时原电阻焊焊缝;不能确认环焊缝的增长机理;相邻管段的外覆层由于火灾的原因破损;不在火灾区域的上游和下游管段的外防腐层与管道粘结性能良好;管段目视检查和磁粉检测没有发现机械损伤;没有证据说明存在腐蚀、减薄或环境开裂。

Bonavista管道破裂是由于大火导致过热,降低了管道的屈服强度,削弱了其承载内压的能力。

Nig Creek管道破裂发生前14 h,管道压力从4.10 MPa增加到6.65 MPa,尽管低于管道授权的MOP值6.89 MPa,但也足够使管道已存在的环向裂纹沿直焊缝开始破裂。已存在的环向裂纹之前未发生破裂是因为过去50年运营中没有达到过临界尺寸。裂纹的增长机理不能确定,可能环向裂纹是初始裂纹,一直在不确定的时间段内增长。 Nig Creek管道爆炸造成的火 坑使Bonavista管道暴露, 25 min 后因局部过热,管道强度和承压能力降低,导致管道膨胀破裂。

5 事故调查结论

事故主要原因包括: Nig Creek管道在KP1.93处发生破裂,管道的承载能力由于已存在的沿着电阻焊直焊缝的环向裂纹而降低,裂纹随时间增长导致了爆炸和火灾;破裂前,由于麦克马洪工厂临时关闭停输使Nig Creek管道压力逐渐增高;高压促使管道由已存在的环向裂纹处开始沿直焊缝破裂;已存在的环向裂纹可能已在不确定的时期内增长;完整性管理程序(IMP)没有认识到裂纹和类裂纹缺陷会是威胁NigCreek管道完整性的重要潜在危害。

事故调查发现,主要风险包括:采用低频电阻焊焊接工艺的管段,出现直焊缝缺陷(如未焊满或环向裂纹)的可能性增加,在役管道失效风险增大;破裂后发出的警报没有得到及时响应,表明若没有合理分配管理人员工作量,可能会出现应急响应被延误风险。

事 故 发 生 后 , 美 国 能 源 局 (D O E ) 要 求We s t C o a s t 公 司 开 展 管 道 完 整 性 评 估 和 修 复 。WestCoast公司采取了以下安全措施: 2012年8月,Nig Creek管道全线水压试验,最小试验压力为最大运行压力的125%,没有发生管道失效; 10月, NigCreek管道适用性持续监测和验证计划,由美国能源局收录入档; 2013年5月, Nig Creek管道计划开展轴向裂纹内检测;管理程序审查,包括SCADA警报命名、警报分组和优先权,以减少管理人员必须应对的警报数量。

 


下一期将为大家介绍 “典型油气管道事故促进管道内检测技术发展的案例”,并分享这些事故带来的经验教训,敬请关注。

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