油氣管道失效原因分析

劉嬌陽(yáng)，吳 明，胡志勇，葛 嵐

（遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院， 遼寧 撫順 113001）

油氣管道失效原因分析

劉嬌陽(yáng)，吳 明，胡志勇，葛 嵐

（遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院， 遼寧 撫順 113001）

對(duì)近年來(lái)國(guó)內(nèi)外埋地鋼制管道失效原因進(jìn)行分析和總結(jié)，為我國(guó)油氣管道失效的事故分析、事故診斷與預(yù)測(cè)、應(yīng)急處理、風(fēng)險(xiǎn)管理等方面工作提供了參考依據(jù)。對(duì)實(shí)際管道失效案例進(jìn)行分析，得出該管道失效原因，指出該管道在以后的運(yùn)行及管理中的注意事項(xiàng)，提高對(duì)螺旋焊縫缺陷的識(shí)別和分析水平，預(yù)防管道事故，應(yīng)從提高設(shè)計(jì)質(zhì)量，強(qiáng)化運(yùn)行管理入手，同時(shí)采用先進(jìn)的施工技術(shù)和質(zhì)檢標(biāo)準(zhǔn)。

埋地鋼制管道；管道失效；螺旋焊縫缺陷；施工技術(shù)

管道輸送是石油、天然氣最主要的運(yùn)輸方式，管道輸送具有運(yùn)輸量大、受地形影響小、密閉安全、運(yùn)費(fèi)低、占地少、自動(dòng)化程度高、便于管理、勞動(dòng)生產(chǎn)效率高等優(yōu)點(diǎn)［1］。我國(guó)的油氣管道敷設(shè)長(zhǎng)度一直增加，在預(yù)計(jì)到2020年，我國(guó)將形成多個(gè)油氣區(qū)域性網(wǎng)絡(luò)體系［2］。油氣管道敷設(shè)長(zhǎng)度增加，隨著運(yùn)行時(shí)間增加，管道失效的事故也增多，事故可能會(huì)引起火災(zāi)、爆炸，從而造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失、人員傷亡和環(huán)境污染等災(zāi)難性后果。為預(yù)防管道事故及更多災(zāi)難發(fā)生，國(guó)內(nèi)外對(duì)于管道失效事故原因進(jìn)行了大量的調(diào)查分析與研究。

1 國(guó)內(nèi)外埋地鋼質(zhì)管道失效原因

國(guó)際管道研究委員會(huì)(Pipeline Research Committee International)對(duì)輸氣管道發(fā)生事故的數(shù)據(jù)進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)和分析，歸納總結(jié)出了引起管道失效的22種基本因素，并對(duì)這些基本因素進(jìn)行了分類(lèi)。美國(guó) ASME B31．8S－2004《輸氣管道完整性管理》中將管道發(fā)生事故原因分成7類(lèi)，主要原因包括腐蝕、材料失效、第三方破壞、人為誤操作、自然災(zāi)害、其他外力損傷、不明原因等。美國(guó)運(yùn)輸部（DOT）與特殊項(xiàng)目委員會(huì)（RSPA）將管道失效原因分為五種，分別是外力、腐蝕、焊接和材料缺陷、設(shè)備和操作以及其他。美國(guó)能源部曾對(duì) 1970-1984 年間[3]及1985-2000 年的 16 年間[4]運(yùn)營(yíng)的天然氣干線管道事故進(jìn)行過(guò)統(tǒng)計(jì)分析 第三方、管材失效和腐蝕原因造成的事故占絕大多數(shù)。2002 年 2月 CONCAWE公布 “西歐長(zhǎng)輸石油管道 30 年性能統(tǒng)計(jì)”，1971～2000年運(yùn)行的管道共發(fā)生泄漏事故 379 起。其中，第三方破壞導(dǎo)致的管道泄漏事故占34.8%；腐蝕（包括內(nèi)外腐蝕）導(dǎo)致的事故占29.8%；機(jī)械損傷導(dǎo)致的事故占24%；誤操作導(dǎo)致的事故7.8%；自然災(zāi)害導(dǎo)致的事故占 3.7%。2007 年，EGIG 通過(guò)對(duì)1970-2007年期間內(nèi)所管轄維護(hù)運(yùn)行的輸氣管道進(jìn)行事故調(diào)查發(fā)現(xiàn)[5]，第三方破壞、施工缺陷、材料缺陷和腐蝕，是歐洲天然氣管道事故的主要因素。

我國(guó)對(duì)1969-2003年間運(yùn)行的輸氣管道進(jìn)行了事故統(tǒng)計(jì)。我國(guó)大部分地區(qū)早年建設(shè)運(yùn)行的輸氣管道已接近或超出服役期，而且早年施工技術(shù)水平及材料問(wèn)題突出，管道的腐蝕問(wèn)題嚴(yán)重，因此，腐蝕造成的事故占第一位，施工缺陷、外部影響以及管道的第三方破壞造成的事故也是主要問(wèn)題。

綜合各文獻(xiàn)所述，油氣管道失效的因素如圖1所示。

圖1 油氣管道失效的因素Fig.1 Oil and gas pipeline failure factors

2 典型失效案例原因分析

油氣管道隨著運(yùn)行時(shí)間增加，管線就會(huì)由于長(zhǎng)期使用而發(fā)生老化、疲勞等，管線失效事件有所增加，屬于后期事故多發(fā)階段。我國(guó)東部許多管道已經(jīng)運(yùn)行接近或超過(guò)25年，逐步進(jìn)入后期事故多發(fā)階段。由于當(dāng)時(shí)建設(shè)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件所限，設(shè)計(jì)、施工水平、材料缺陷、多年運(yùn)行的損傷等原因，管道安全存在不少隱患。由于多種原因，我國(guó)油氣管道事故發(fā)生概率要比發(fā)達(dá)國(guó)家要高很多倍[6]。因此我國(guó)油氣管道在運(yùn)行中更要注意分析預(yù)防和解決管道失效問(wèn)題。

以下為對(duì)某原油管道檢測(cè)時(shí)發(fā)現(xiàn)的失效缺陷進(jìn)行的原因分析。管線直徑為720 mm，壁厚8 mm，通過(guò)內(nèi)檢測(cè)信號(hào)分析發(fā)現(xiàn)，開(kāi)裂處缺陷位于內(nèi)檢測(cè)絕對(duì)里程10 108 m處，上游參考環(huán)焊縫為8 860，缺陷距離參考環(huán)焊縫約為7.8 m。缺陷軸向投影長(zhǎng)度約300 mm，深度為4 mm，為管道壁厚的50%。表1為缺陷信息，圖2為缺陷處內(nèi)檢測(cè)信號(hào)。

表1 缺陷信息Table 1 Defect information

圖2 缺陷處內(nèi)檢測(cè)信號(hào)Fig.2 Oil and gas pipeline failure factors

2.1 承壓強(qiáng)度分析

根據(jù)表1信息，對(duì)缺陷進(jìn)行完整性評(píng)價(jià)，強(qiáng)度計(jì)算所用材料參數(shù)如表2所示。

表2 材料參數(shù)Table 2 Material parameters

缺陷承受內(nèi)壓分析:

當(dāng)缺陷僅承受內(nèi)壓時(shí)，缺陷的最大承壓強(qiáng)度由式(1)確定（即當(dāng)缺陷處參考應(yīng)力等于材料流動(dòng)應(yīng)力時(shí)，將發(fā)生失效）：

式中：σref—參考應(yīng)力，即缺陷剩余部分管壁所承受的應(yīng)力；

σf—流動(dòng)應(yīng)力，σf=min{(σs+σb)/2; 1.2σs}

Pm—缺陷處薄膜應(yīng)力，在此問(wèn)題中Pm=σθ；

Ms—表面缺陷臌脹因子，鼓脹效應(yīng)是軸向缺陷的一種效應(yīng)，因此對(duì)于管道的螺旋焊縫缺陷，鼓脹因子應(yīng)是該缺陷的軸向投影缺陷的鼓脹效應(yīng)。

計(jì)算可得，如果缺陷不受除內(nèi)壓之外的其他載荷，缺陷的承壓強(qiáng)度為4.6 MPa。已知管道運(yùn)行壓力低于3.5 MPa，缺陷在運(yùn)行壓力低于評(píng)價(jià)承壓強(qiáng)度的情況下發(fā)生了開(kāi)裂，因此缺陷除了內(nèi)壓之外，還受其他因素的影響。

2.2 輸送工藝變化對(duì)缺陷的影響

該管線加熱輸送變?yōu)槌剌斔?。如?所示，管道由熱油變?yōu)槔溆蛯?dǎo)致缺陷處應(yīng)力變化大，從高溫輸送轉(zhuǎn)變?yōu)槌剌斔?，也?huì)導(dǎo)致由于管道溫降造成管體冷縮形成的應(yīng)力導(dǎo)致開(kāi)裂風(fēng)險(xiǎn)，而管材的沖擊韌性隨溫度下降有所降低，同樣增加管道失效風(fēng)險(xiǎn)。

表3 出站壓力及溫度數(shù)據(jù)Table 3 The outbound pressure and temperature data

2.3 焊縫質(zhì)量

目前評(píng)價(jià)方法基于強(qiáng)度，前題是焊縫的沖擊功高于30 J，而實(shí)際管網(wǎng)中有很多焊縫質(zhì)量未達(dá)標(biāo)（如表4所示），應(yīng)該采用基于斷裂的評(píng)價(jià)方法，但采用基于斷裂的評(píng)價(jià)方法后，評(píng)價(jià)給出安全壓力會(huì)趨于保守，大幅增加需修復(fù)缺陷數(shù)量。如何識(shí)別低性能焊縫，技術(shù)上不能解決，導(dǎo)致評(píng)價(jià)方法沒(méi)有區(qū)分，都采用統(tǒng)一的方法。而采用基于斷裂的方法，導(dǎo)致需修復(fù)缺陷數(shù)量過(guò)大，最終選擇基于強(qiáng)度的評(píng)價(jià)方法。

假如采用基于斷裂的評(píng)價(jià)方法，該處缺陷失效壓力為3.1 MPa,安全壓力為2.2 MPa。

表4 管網(wǎng)部分管段沖擊實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 4 The result of the impact experiment for part pipe section of pipeline network

2.4 其他因素

除了內(nèi)壓引起的應(yīng)力外，還有管道彎曲產(chǎn)生的彎曲應(yīng)力（管道沉降造成的變形等）、安裝時(shí)可能引入的殘余應(yīng)力、焊接工藝引入的殘余應(yīng)力，管道不同位置溫度變化引起的熱應(yīng)力等不可忽視。均會(huì)影響缺陷評(píng)價(jià)方法的可靠性。

綜上所述：失效原因可能有以下幾點(diǎn)：

（1）由于輸送工藝的變化，油溫從高到低，導(dǎo)致管道產(chǎn)生較大的軸向熱應(yīng)力，缺陷承壓能力遠(yuǎn)低于原有狀態(tài)。由于輸送工藝的變化，管材由于溫度大幅下降，性能特別是沖擊性能降低，管材可能發(fā)生韌脆轉(zhuǎn)變，導(dǎo)致管道失效。

（2）由失效前的溫度和壓力變化統(tǒng)計(jì)情況初步分析得出:1月1日溫度降到7度左右，未發(fā)生螺旋焊縫開(kāi)裂，1月2日溫度基本不變，壓力升高到3.3 MPa,發(fā)生螺旋焊縫開(kāi)裂，可能失效原因是1月1日溫降，導(dǎo)致材料性能下降，管道所受應(yīng)力增加，但1月2日內(nèi)壓升高是導(dǎo)致當(dāng)天管道開(kāi)裂的直接原因。采用基于斷裂的方法評(píng)價(jià)該處失效壓力為3.1 MPa，符合此推理。

（3）目前采用的評(píng)價(jià)方法前提是焊縫的沖擊功高于30 J，根據(jù)目前掌握東管網(wǎng)數(shù)據(jù)，很多焊縫質(zhì)量未達(dá)標(biāo)，如何識(shí)別低性能焊縫，目前技術(shù)上還不能解決，導(dǎo)致評(píng)價(jià)方法沒(méi)有區(qū)分，因此存在一定的偏差。

3 結(jié) 論

（1）管線從加熱順序輸送運(yùn)行方式改變?yōu)槌剌斔蜁r(shí)，管道溫度場(chǎng)從熱至冷，油溫從高至低。溫度的變化會(huì)對(duì)管體本身缺陷造成較大影響，在部分應(yīng)力較大區(qū)域，較小的管體缺陷亦可能發(fā)生開(kāi)裂。管道輸送的工藝變化給缺陷管道帶來(lái)了新的問(wèn)題和認(rèn)知，應(yīng)開(kāi)展工況變化對(duì)輸油管道安全運(yùn)行的定量研究，給出冷熱油切換時(shí)應(yīng)采取的措施和對(duì)策，規(guī)范和指導(dǎo)熱輸管道的冷熱油切換運(yùn)行，確保切換期間的安全運(yùn)行。

（2）新增應(yīng)力導(dǎo)致管道螺旋焊縫開(kāi)裂一般分兩個(gè)階段，第一階段，焊縫本體缺陷處張開(kāi)，壓力急劇變化，油品噴出，如繼續(xù)保持運(yùn)行壓力，則進(jìn)入撕裂的第二階段。因此，生產(chǎn)運(yùn)行調(diào)度人員應(yīng)嚴(yán)格監(jiān)控管線運(yùn)行壓力變化，一旦有運(yùn)行壓力下降，首先分析是否為焊縫開(kāi)裂。

（3）提高對(duì)螺旋焊縫缺陷的識(shí)別和分析水平，進(jìn)一步深入分析內(nèi)檢測(cè)數(shù)據(jù)，不斷改進(jìn)螺旋焊縫缺陷評(píng)價(jià)技術(shù)。加強(qiáng)科研工作，如開(kāi)展熱應(yīng)力工況變化對(duì)輸油管道安全運(yùn)行的定量研究、焊接修復(fù)有效性后評(píng)價(jià)和低溫條件下焊接工藝評(píng)定等研究工作，為管道安全運(yùn)行提供技術(shù)保障。

（4）加強(qiáng)檢測(cè)風(fēng)險(xiǎn)分析與識(shí)別，制定檢測(cè)風(fēng)險(xiǎn)應(yīng)急處置辦法。完善體系文件，補(bǔ)充內(nèi)檢測(cè)風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別及應(yīng)急處理辦法方面的內(nèi)容。加強(qiáng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)分析，完善調(diào)度通知制度，同時(shí)開(kāi)展針對(duì)性的調(diào)度培訓(xùn)，向事件學(xué)習(xí)，提高復(fù)雜工況下的調(diào)度指揮水平。

［1］曲慎揚(yáng).原油管道工程［M］.北京: 石油工業(yè)出版社，1991: 25 －93.

［2］梅云新.中國(guó)管道運(yùn)輸?shù)陌l(fā)展與建設(shè)［J］.交通運(yùn)輸系統(tǒng)工程與信息，2005，2( 5) : 108 －111．

［3］王玉梅.國(guó)外天然氣管道事故分析[J].油氣儲(chǔ)運(yùn)，2000，19（7）:5-10.

［4］Carolyn E Kolovich. Analysis of US Liquid and Gas Incident data [C].International Pipeline Conference Calgary,Alberta, Canada.Octob er 4 -8, 2004.

［5］7th Report of the European Gas pipeline Incident Data Group1970 -2007[R]. December, 2008.

［6］楊筱蘅,嚴(yán)大凡.逐步實(shí)施我國(guó)油氣管道的完整性管理[J].天然氣工業(yè)，2004,24（11）.

Reason Analysis of Oil and Gas Pipeline Failure

LIU Jiao-yang，WU Ming，HU Zhi-yong，GE Lan
（College of Petroleum Engineering ,Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001，China）

Reasons of buried steel pipeline failure at home and abroad in recent years were analyzed and summarized, which could provide some reference for analysis, diagnosis, forecast, emergent treatment, risk management of oil and gas pipeline accidents. By analyzing the actual pipeline failure cases, reasons of the pipeline failure were concluded; the matters needing attention in operation and management of the pipeline in the further were put forward. It’s pointed out that the level of recognition and analysis of the spiral weld defect and the design quality should be improved, the operation management should be also strengthened,and advanced construction technology and quality inspection standards should be used.

Buried steel pipeline; Pipeline failure; Spiral weld defect; Construction technology

TE 832

： A

： 1671-0460（2015）02-0315-03

2014-09-18

劉嬌陽(yáng)（1990-），女，遼寧沈陽(yáng)人，碩士學(xué)位，就讀于遼寧石油化工大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專(zhuān)業(yè)，研究方向：油氣管道完整性。E-mail：liujiaoyang0820@163.com。