中石油管道有限責任公司

  欄目主持人戴聯雙博士： WestCoast（西海岸）能源公司這起天然氣管道爆炸著火事故，就像一次全尺寸“實驗”，有效驗證了并行管道所需安全間距。 Nig Creek輸氣管道（事故管道）管徑406.4 mm、失效運行壓力6.65 MPa、材質X52，破裂爆炸后導致并行間隔3 m的Bonavista輸氣管道發生破裂著火，該管道管徑168 mm、運行壓力0.87 MPa、材質B級鋼。類似事故還有， 2004年比利時布魯塞爾一條管徑1 000 mm、失效運行壓力8 MPa、材質X70的輸氣管道發生破裂爆炸，并行間距6 m的另一條管徑900 mm、運行壓力5 MPa、材質X65的輸氣管道未受影響。這兩起事故警示我們，應結合管徑、壓力、材質等多種因素確定并行管道安全間距，合理制定安全間距標準。

1 事故概述

2012年6月28日23:05， WestCoast能源公司運營管理的 Nig Creek管道（管徑406.4 mm、發生事故時管道壓力為6.65 MPa）在里程標志1.93（KP1.93）處發生破裂，含硫燃氣從破裂管道逸出發生燃燒，大火波及到鄰近的林區。大約25 min后，相同路由間隔3 m的Bonavista管道（管徑168.3 mm、發生破裂時管道運行壓力和溫度分別為0.87 MPa和12℃）發生破裂，含硫燃氣從破裂處逸出發生燃燒。

Nig Creek管道泄漏的天然氣總量達955 000 m3（近似）， Bonavista管道泄漏量為6 400 m3（近似）。燒毀區域約1.6公頃。事故區域（圖 1）人煙稀少， 12公里內沒有住戶。

2 事故管道基本情況

Nig Creek管道位于加拿大哥倫比亞省北部，起于Nig Creek 管道9號增壓泵站（BS-9），終于別克縣Creek增壓泵站下游45.6 km處。輸送含硫燃氣最終到達西海岸的麥克馬洪天然氣處理廠。發生事故時，BS-9泵站的壓縮機沒有運行， Nig Creek管道因麥克馬洪廠的非計劃關閉處于停輸狀態并且在集輸管線中積累，導致上游系統壓力增高。

N i g C r e e k管道于 1 9 6 0 年按照美國標準協會（ASA） B31.1.8規范設計建造，管道壁厚為6.35 mm，采用美國石油學會（API） X52低碳鋼，最小屈服強度（SMYS）為359 MPa，美國國家能源局（DOE）確定的管道最大運行壓力（MOP）為6.89 MPa，直焊縫為低頻電阻焊，環焊縫為手工電弧焊現場焊接。建設時期，法規標準沒有電阻焊無損檢測要求， WestCoast能源公司隨機選擇檢測了10%的環焊縫。管道外防腐采用現場涂覆瀝青防腐層。

Bonavista管道于1967年服役，長度5.8 km，壁厚4 mm，管材為API 5L B級碳鋼， SMYS為240 MPa，MOP為3.5 MPa，電阻焊管道，外防腐采用聚乙烯防腐層。

3 事故管道完整性管理情況

3.1 運行維護情況

1960年11月Nig Creek管道進行了投產前的空氣打壓試驗。試驗中發生了幾處沿直焊縫管道泄漏的失效點，但是沒有記錄失效的數量、原因和位置等信息。

1986年、 1995年兩次使用標準分辨率漏磁(MFL)內檢測器檢測； 2004年使用高分辨率MFL內檢測器檢測。三次內檢測均沒有檢測到事故鄰近管段缺陷。但是在管道其他位置發現了一些外腐蝕缺陷，進行了相應的修復，主要包括：根據1986年、 2005年檢測結果，分別更換了6處管節消除外腐蝕；根據2004年檢測結果，在KP32.9管道連接處，安裝了3個復合加強套筒。

Nig Creek管道使用外防腐層和陰極保護（CP）雙重系統。事故鄰近管段沒有發現外防腐層缺陷。

Nig Creek管道的CP系統包括位于管端的整流器和陽極地床。經測量確定事故鄰近管段CP系統滿足規范要求，不需要采取修復措施。

2012年6月28日23:14到23:23， WestCoast公司SCADA系統報告BS-9站內傳感器發出2個中優先級低壓警報， 23:30， WestCoast公司員工注意到低壓警報，按照公司流程開始檢查SCADA遙測數據，確認警報原因。隨后一名當地人聯系Bonavista能源公司告知靠近Nig Creek管道路由發生大火。 Bonavista能源公司查看SCADA遙測數據（當時該公司SCADA系統沒有觸發低壓警報），確認管道發生壓力下降并且通知WestCoast公司。 23:42， WestCoast公司員工收到Bonavista公司電話稱BS-9站附近發生大火，隨即通知主管，啟動公司應急程序。 6月29日00:05，WestCoast公司SCADA系統發出其他低壓警報，來自位于KP42.65處的傳感器。

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）包括內檢測程序和腐蝕監控程序。

內檢測程序包括：變形內檢測工具常規檢測；高精度MFL檢測器內檢測；基于以前內檢測結果調整內檢測年度審查；開挖和修復內檢測識別的所有潛在缺陷；所有含應力腐蝕開裂的開挖管道的檢測和修復；所有檢測和開挖信息、修復細節錄入公司地理信息系統（GIS）。

腐蝕監測和控制程序包括：每月CP整流器讀數；每年土壤情況調查；使管道內腐蝕最小化的抑制劑作用（連續注入化學抑制劑）；管道常規清管，保持流動效率和防止水化物形成（清除液體、酸性液體和電解質）；監測抑制劑作用和清管程序的有效性（使用試樣和氫探頭）。

但該公司管道完整性管理程序中沒有明確裂紋或類裂紋特征的監測程序或周期性水壓試驗程序，僅針對開挖驗證期間的開裂裸露管道進行外表面檢測。

4 事故管道失效檢查和分析

事故發生后，國家運輸安全委員會（ＮＴＳＢ）實地檢查： Nig Creek管道事故形成一個長17 m、寬7.6 m、深1.1 m的巨大火坑（圖 2）； 6 m長管段脫離向東北方向彈出20 m（圖 3）；火坑內發現剩余受損Nig Creek管段和整個受損Bonavista管段；沒有地下水。

Nig Creek管道的外防腐層（瀝青）和Bonavista管 道 的 外 防 腐 層 （ 聚 乙 烯 ） 被 大 火 完 全 燒 毀（圖 4），兩條管道破裂段上游和下游的外覆層狀況 良好。約17 m Nig Creek管道和9 m Bonavista管道破損。前者管道沿直焊縫破裂（圖 5），而后者管道的破裂部分呈“薄魚嘴唇”特征（圖 6），這是管道因過熱而失效的典型特征。

受損和未受損管段取樣，送到Acuren Group有限公司試驗室分析， Nig Creek管道破裂是由于已存在的環向裂紋引起沿著管道相連處電阻焊直焊縫的開裂（圖 7）；破裂始于下游部分，并擴展到鄰近管段；環向裂紋產生于管道建設時原電阻焊焊縫；不能確認環焊縫的增長機理；相鄰管段的外覆層由于火災的原因破損；不在火災區域的上游和下游管段的外防腐層與管道粘結性能良好；管段目視檢查和磁粉檢測沒有發現機械損傷；沒有證據說明存在腐蝕、減薄或環境開裂。

Bonavista管道破裂是由于大火導致過熱，降低了管道的屈服強度，削弱了其承載內壓的能力。

Nig Creek管道破裂發生前14 ｈ，管道壓力從4.10 MPa增加到6.65 MPa，盡管低于管道授權的MOP值6.89 MPa，但也足夠使管道已存在的環向裂紋沿直焊縫開始破裂。已存在的環向裂紋之前未發生破裂是因為過去50年運營中沒有達到過臨界尺寸。裂紋的增長機理不能確定，可能環向裂紋是初始裂紋，一直在不確定的時間段內增長。 Nig Creek管道爆炸造成的火 坑使Bonavista管道暴露， 25 min 后因局部過熱，管道強度和承壓能力降低，導致管道膨脹破裂。

5 事故調查結論

事故主要原因包括： Nig Creek管道在KP1.93處發生破裂，管道的承載能力由于已存在的沿著電阻焊直焊縫的環向裂紋而降低，裂紋隨時間增長導致了爆炸和火災；破裂前，由于麥克馬洪工廠臨時關閉停輸使Nig Creek管道壓力逐漸增高；高壓促使管道由已存在的環向裂紋處開始沿直焊縫破裂；已存在的環向裂紋可能已在不確定的時期內增長；完整性管理程序（IMP）沒有認識到裂紋和類裂紋缺陷會是威脅NigCreek管道完整性的重要潛在危害。

事故調查發現，主要風險包括：采用低頻電阻焊焊接工藝的管段，出現直焊縫缺陷（如未焊滿或環向裂紋）的可能性增加，在役管道失效風險增大；破裂后發出的警報沒有得到及時響應，表明若沒有合理分配管理人員工作量，可能會出現應急響應被延誤風險。

事 故 發 生 后 ， 美 國 能 源 局 （D O E ） 要 求We s t C o a s t 公 司 開 展 管 道 完 整 性 評 估 和 修 復 。WestCoast公司采取了以下安全措施： 2012年8月，Nig Creek管道全線水壓試驗，最小試驗壓力為最大運行壓力的125%，沒有發生管道失效； 10月， NigCreek管道適用性持續監測和驗證計劃，由美國能源局收錄入檔； 2013年5月， Nig Creek管道計劃開展軸向裂紋內檢測；管理程序審查，包括SCADA警報命名、警報分組和優先權，以減少管理人員必須應對的警報數量。

下一期將為大家介紹 “典型油氣管道事故促進管道內檢測技術發展的案例”，并分享這些事故帶來的經驗教訓，敬請關注。