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事故案例

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哥伦比亚输气公司天然气管道爆炸事故

来源:《管道保护》杂志 作者:戴联双 时间:2019-3-25 阅读:

中石油管道有限责任公司

主持人戴联双博士: 美国哥伦比亚输气公司天然气管道爆炸事故带给我们两个方面的警示:一是管道内检测必不可少。公司在事故后花费550万美元对管道进行了内检测适用性改造,并启动了其他类似不具备内检测条件管道的改造工作。二是SCADA系统存在缺陷。提出了关键改进要素,包括图形显示、警报管理、调度员培训、泄漏监测系统和自动展示报警数据趋势。

我国相关标准规范对管道内检测都有明确规定,但仍有部分油气管道尚不具备内检测条件,导致管道失效风险逐步加大。透过该事故更应该认识到管道内检测及控制内检测质量的重要性。

 

1 事故概述

2012年12月11日12时41分 ,位于美国西弗吉尼亚州的哥伦比亚输气公司管径508 mm的州际埋地天然气管道(SM-80管线)发生破裂燃烧(图 1)。影响了沿管道长335 m、宽约250 m的范围,摧毁了附近的三座房屋和停放在破裂中心点附近的车辆,约245 m沥青路面严重烧毁,州际公路关闭长达19个小时。没有造成人员死亡或严重伤害。泄漏天然气2.15亿m3,价值28.5万美元。管道修复花费290万美元,对该管道的内检测适用性改造升级花费550万美元。

SM-80管线于1967年敷设,位于Ⅱ级高后果区,即管道中心线两侧各200 m内有10到46栋居民楼聚集。管道标称壁厚为7.1 mm,采用纵向电阻焊缝,由美国钢铁公司根据API 5L X60钢级标准制造,防腐系统为聚合物涂层外加电流阴极保护。

管道破裂导致6.1 m长的管段断开并弹出落在距离其原始位置约12 m的地方。该管道最大允许运行压力为6.89 MPa,管道破裂时压力约为6.40 MPa。破裂点位于靠近管顶的纵向焊缝。靠近焊缝断裂处中间以及断裂周围的管道外表面已经发生严重腐蚀,锈蚀对面 积为轴向约1.8 m长和周向0.6 m宽,最小测量壁厚为2.6 mm。

与SM-80管线并行的另外2条管道分别是管径660 mm的SM-86管线和管径762 mm的SM-86环线,此次事故中未遭受任何破坏(图 2)。


2 事故关键信息分析

2.1 SCADA系统

国家运输安全委员会(NTSB)通过调查和分析得出结论:哥伦比亚输气公司的SCADA系统信息提示设置存在不足,没有向调度员提供充足有效的信息来协助调度员确定管道的运行状态。因此建议改进SCADA系统:(1)向调度员提供可用于评估系统变化严重性的运行参数趋势数据。(2)部署报警功能,对有可能是严重系统故障的趋势发出警报,以便立即采取应对行动。

当哥伦比亚输气公司的调度员和主管接到兰哈姆压缩机站调度员电话意识到SM-80管道可能发生泄漏后,指示压缩机站操作员立即关闭了压缩机,SCADA系统日志确认该压缩机在13:02关闭。虽然SM-80管线被切断,但是放空三个相互连接管道中的大量天然气、直到系统压力衰减至低于3.45 MPa的低压报警设定值之前,共花了45分钟。直到15:30火灾才开始消退,消防队员才能够进入和扑灭建筑内的火灾。 NTSB得出结论:自动截断阀(ASVS)或远程控制阀(RCVs)可快速实现三个管道的隔离,缩短剧烈火灾的持续时间。

NTSB调查了其他类似管道事故,这些事故都存在管道调度员没有察觉、误解或者未能正确应对SCADA系统发出的管道系统异常情况的报警。

1992年4月17日,美国德州布伦纳姆发生了高挥发性液体从地下储存库泄漏出来并发生爆炸的事故,如果SCADA系统能够提供历史运行数据的图形显示,使调度员看到压力和流量趋势会更容易地意识到储库中高挥发性液体的流速是不正常的。 NTSB由此得出结论:储配站的SCADA系统数据没有以便于调度员解译的方式显示。

1996年5月23日,路易斯安那州Gramercy附近的汽油泄漏中,管道调度员误读初始报警,且在解读管线的压力平衡报警文本时,没有注意到管道已经处于负压,表明可能出现了管道泄漏。 NTSB确定调度员确认破裂滞后导致关闭管道和隔离破裂点延迟,从而增大了失效后果的严重程度。

1996年11月5日,田纳西州Murfreesboro的超压导致输送柴油管道破裂事故,虽然SCADA系统显示了2.87 MPa的压力骤降, SCADA系统却没有发出警报,未能在管道破裂之前通知调度员。

2004年10月27日,堪萨斯州金曼事故发生后的5分钟内调度员接收了很多警报。调度员错误地认为这些警报是由管线过量输送氨引起的,并等待压力恢复到正常。 NTSB发现,该调度员没有使用SCADA系统监视显示屏来审查和评估警报和异常情况。

2010年9月9日, PG&E公司加州圣布鲁诺天然气管道破裂中, NTSB发现, SCADA系统的光缆中断,导致未能及时监测到泄漏和定位。 NTSB随后向管道和危险材料安全管理局(PHMSA)提出了如下安全建议:要求所有天然气输配管道运营商装备监控和数据采集系统与工具,以协助识别和精确定位泄漏位置;该系统可以包括一个实时泄漏检测系统,并沿所覆盖管线适当地隔开设置流量和压力传送器。

2005年, NTSB开展了一项研究,探讨管道公司如何使用SCADA系统来监控和记录运行数据,并评估SCADA系统的泄漏监测功能在危险液体管道行业中的作用。根据对以前事故信息的调查结果和实地考察调研, NTSB确定了可进行改进的五个方面:图形显示、警报管理、调度员培训、调度员疲劳和泄漏监测系统。随后, PHMSA建议将此扩大到整个输气管道行业。

2.2 管道腐蚀

破裂的埋地管段周围和与管道直接接触的土壤主要以岩石为主(图 3)。铺设管道时,管沟回填规范只提示如果回填材料含有大量岩石会损坏管道防腐 层,但未识别可能造成阴极保护屏蔽的问题。如果埋地管道表面电流被遮蔽(阻挡),那么它就不受保护而可能会腐蚀。各种材料,如树根、石头和防腐层的剥离,都可以导致屏蔽。 NTSB的结论是:断裂管道附近的粗岩石回填最有可能损坏管道上的外防腐涂层并导致阴极保护电流的屏蔽。

        

实验室测试表明,破裂管段长11.48 m,管径520 mm,纵向断裂长6.1 m(图 4)。比较破裂部位上下游两端的直焊缝断裂特征和断裂管段的直焊缝时钟位置,调查人员判定纵向断裂位置为管道底部附近。卡尺测量结果表明,腐蚀面沿纵向断裂扩大了约1.8 m。超声波测厚结果表明在长度方向上管壁变薄的程度与卡尺测量结果相似。沿油流方向管壁变薄在撕裂点附近达最大并延伸了约660 mm。最小超声测厚为2.6 mm(原厚度的37%),位于破裂点上游25.4 mm处。

破裂管段上覆盖着厚约0.25 mm的绿色聚合物涂层。在沿顶部的部件和管道的两侧的绿色涂层的顶部施加有煤焦油瓷漆涂层。煤焦油涂层并不均匀,而绿色涂层在部分区域发生剥离(图 5)。厚度均匀的绿色涂层和相对光滑的表面与工厂制管一致。粗糙的煤焦油外观也与现场应用一致。

        

该涂层在管道表面的覆盖不同。沿管道底部许多区域,没有任何的保护涂层。沿侧面区域管道覆盖在绿色涂层下而不是煤焦油之下。沿管道顶部,绿色涂层大部分被煤焦油覆盖。壁厚测量结果表明,上游管段平均壁厚为7.06 mm,下游管段平均壁厚为7.19 mm。清洁后纵向断裂视觉检查显示存在明显的外部腐蚀破坏区域为长1.90 mm,宽0.74 m(图 6)。断裂表面的目视检查确定该断裂立即引起了上游的横向撕裂。断裂表面有粗糙和不规则的外观,与韧性过载断裂特征一致。

试样管段平均屈服强度(0 . 5%伸长法)为468 MPa,平均抗拉强度为606 MPa,平均伸长率27%。结果表明,管道的机械性能和化学组成符合API标准的5L X60规范。

破裂管段包含无防腐的金属裸露区,这些区域的防腐层发生剥离或破裂,但没有外部腐蚀,因为阴极保护有可能发挥了作用。然而,超过2.79 ㎡管道的外表面被严重腐蚀,这表明该区域的阴极保护系统并没有工作,可能是因为岩石回填所引起的局部屏蔽导致。基于实验室结果和现场观察, NTSB的结论是:SM-80管线失效是因为外部腐蚀严重造成的壁厚减薄。腐蚀原因为外部保护层进入水分并与管道接触,而附近管段使用粗岩石回填屏蔽了流向裸露管道的阴 极保护电流。


3 调查结论

NTSB认为:(1)第三方损坏管道不是造成这起事故的原因。(2)调度员经验丰富、有资质,并能胜任工作。(3)尽管系统在12分钟多时间里发出了许多压力偏差警报,公司调度员没有意识到情况的严重性,也没有关闭系统,直到兰哈姆压缩机站的调度员打电话给他。(4) SCADA系统没有向调度员提供能协助他确定管道运行状态的有用和有意义的信息。(5) SCADA系统趋势数据报警有助于调度员识别异常情况。(6)粗岩石回填最容易损坏管道外部防腐涂层,并屏蔽断裂位置附近管道的阴极保护电流。(7) SM-80管线失效是外部腐蚀导致严重壁厚减薄造成的。(8)当评估SM-80管线缓蚀方法时,没有充分考虑2009年在对SM-80管线系统中其他两条管道的内检测中发现的腐蚀损坏。(9)如果SM-80管线开展了内检测或压力测试,那么很可能会发现在破裂位置的严重壁厚损失,并且可能避免破裂发生。(10)如果靠近公路的管道被列入高后果区中,SM-80管线破裂区将被纳入完整性管理控制范围内,并将对其进行评价。(11)邻近主干道路的管道破裂后果类似于居民楼附近管道破裂后果,相当于处于高后果区。

NTSB的调查报告中,还讨论了管道外腐蚀防护、 SCADA系统的报警点设置、如何使用自动截断阀来改善高压管道隔离、以及完整性管理中如何考虑与公路交叉和并行的管道等内容。

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