安全案例分享(加拿大管道失效案例)

1、安全经验分享TransCanada管道公司气体管道应力腐蚀开裂导致管道爆炸事故科技信息处2013.5一、事故经过2 2011年2月19日晚23：05分，TransCanada管道公司控制中心收到通知，位于Beardmore, Ontario的一气体管道发生火灾和爆炸。 该管道输送含CO2的天然气。泄漏气体被点燃，因此发生爆炸。现场被炸出大坑并有3块管道残体，其他碎片被炸出100米远。附近的6位居民被疏散，直至灭火后，无人员伤亡。报告官方链接：http:/www.tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2011/p11h0011/p11h0011.asp基

2、本信息OD：914.4 mm, WT: 9.13 mm铺设时间：1972年失效管道焊接方式：DSAW运行压力：6624 kPa运行温度：22.4度NEB核准最大操作压力(MOP）：6895 kPa3条管线并行，埋深 0.914m，间距10 m上游 压缩机站距离（CS-75)：37.5 km下游压缩机站距离（CS-77) ：31.7 kmCSA Z 662 Class 1。323：05分，压力异常下降，但最初的压力变化并不足够触发报警。但稍后开始报警鸣叫，并接到报警电话，随后采取如下行动：4At 2314, 调度对75号和77号压缩机组发出 “ISOLATE ALL” 命令 隔日 0158 ,

3、火还未扑灭。认为是因为位于MLV76和MLV76-2之间应处于正常关位置的隔断阀MLV76-2:3密封不佳从而导致气体从管线100-3流窜进入管线100-2的隔离段By 2317, SCADA信号确认75号和77号压缩机组隔离At 2319, SCADA信号确认MLV 76-2由于低压自动关At 2320, SCADA信号确认MLV 76A-2由于低压自动关隔日0505 ，为了阻止更多的天然气由管线100-3进入100-2，公司句顶隔离并放空MLV 76 和MLV 76A之间的管线100-3.一、事故经过恢复运行基于2月20日清晨对现场的详细检查，爆炸管线100-2两侧的并行管线100-1和1

4、00-3并未受到火灾和爆炸的影响。2月20日早晨8点15分，大火扑灭。9点25分，100-1管线恢复输送。TransCanada人员着手解决内漏MLV 76-2:3隔断阀, 100-3管线停输。公司向内漏的阀门中注脂。但是2月22日，由于再次检测到.MLV 76-2:3隔断阀内漏，100-3管线的重输计划不得不放弃。100-3管线位于MLV 76 和MLV 76A两个阀门之间的管线被关断，隔离并放空，以防止再有气体进入100-2管线。TransCanada在MLV 76-2:3阀门旁安装了另一个阀门和盲板以隔断100-3和100-2管线。2月25日9点，确认没有任何泄露后，100-3管线恢复输

5、送。2月27日，100-1和100-3两条管线恢复至事故前正常输送。 3月6日，100-2管线受损坏段换管作业完成，并回填。6月，换管段所处两阀室之间的管线进行了水压试验。8月11日，位于MLV 76-2和MLV 76A-2之间的100-2管线根据公司的降压程序降压后投用。5一、事故经过审核运行记录审查了2011月1月15日至事故发生日期间的CS-75站实时压力监测记录，以及事故发生前24小时的压力记录，均无异常。6二、事故调查分析奔赴现场进行调查7 二、事故调查分析TransCanada公司和TSBC人员展开了详细的现场调查8主要发现：1.发生爆炸的管段外防腐层为石油沥青防腐层外缠玻璃纤维胶

6、带 ，已经在事故中融化。但对上游和下游管段防腐层检查发现良好的黏附性，尽管局部发现小面积剥离。2. 直观检查表明没有EAC类失效的迹象，但MPI磁粉探伤检查发现破裂处的焊缝接头以及上游下游的接头处均有大量的SCC裂纹。3. 取样送至专业实验室进行金相学分析。二、事故调查分析9对100-2管线和100-3管线之间发生泄漏的隔断阀进行开挖检查发现该阀门处于正常关的位置在该事故发生前，TransCanada就已经知道该阀门有内漏，但并未意识到内漏是由于过行程导致。过行程导致阀门底座受损，并最终发生气体泄漏。内漏阀门的现场调查二、事故调查分析失效管段实验室分析结果实验室检验主要结论如下：失效为纵向近中

7、性SCCSCC 位于0730位置（从下游看），主要围绕在在上游环焊缝2m内. 破裂导致裂纹向下游延伸2m. 裂纹向上延伸了大约1.8 m, 并顺着环焊缝的焊趾继续向上游延伸了4.1 m。管道破裂处及上游管段由于大火已无防腐层，防腐层仅残余在下游补口处，粘结性能良好，小面积剥离，少量腐蚀产物。在上游环焊缝表面发现大量的小SCC裂纹随即分布说明外防腐层的剥离并导致阴极保护屏蔽。破裂处可能存在的防腐层异常可能导致裂纹的产生，但是由于防腐层已经不存在，仅为推测。对整个上游和下游环焊缝的检验发现更多与SCC相关的证据。尽管发现的SCC裂纹比导致破裂的裂纹短浅很多，但这说明外防腐层已经存在异常情况，导致破

8、裂处的裂纹最早产生。裂纹增长速率大约是 0.17 mm /年。10二、事故调查分析事故根本原因 管道应力腐蚀开裂SCC 本次事故由应力腐蚀开裂SCC导致，管体产生SCC降低了承压能力，导致在正常操作压力下局部长期屈服，进而导致了开裂、火灾和爆炸。相对均匀的SCC增长表明SCC已经存在较长时间。在本次事故中，在管道施工阶段外部防腐层就出现了异常，并且随着时间，外防腐层从管体表面剥离，且屏蔽了阴极保护。由于事故管段的防腐层已经燃为灰烬，因此无法判断防腐层发生异常的真正原因。11在本事故中，隔断阀的失效导致天然气不停进入事故管段，为火灾提供了持续的气体供应，影响了整个应急抢修。事故间接原因 阀门失效

9、 二、事故调查分析管道完整性管理法规要求CSAZ662-11 (管道系统的完整性管理程序) 3.2节的要求:10.11.1运营公司应该制定及执行管道完整性管理程序，该程序包括用于管理管道完整性的有效规程以确保其适用于持续性的使用， 包括监控可能导致失效状态的规程、消除或缓解此类情况的规程，以及管理完整性数据的规程评价。现有及潜在的风险识别风险降低的方法执行完整性管理程序对结果进行监控12二、事故调查分析审核TransCanada公司完整性管理程序TransCanada公司管道完整性管理程序（ Integrity Management Process for Pipelines (IMPP) 是

10、公司用于管理管道和相关设施的纲领性文件。IMPP采用了基于风险的完整性管理。法规强制性要求，如 CSA Z662, 非强制性的工业标准，如CSA Z662附件，ASME标准，API标准及NACE标准推荐做法13二、事故调查分析针对失效管段的完整性管理方案审核事实上，TransCanada公司的 IMPP已经识别出SCC为100-2号管线的潜在危害之一，并通过检验性开挖和水压试验进行监测。特别是出事管段的上游和下游均为水压再试验循环项目的一部分。但是，TransCanada认为外防腐层为石油沥青和煤焦油磁漆 (例如本失效管段) 失效概率较低，因此，这部分管段并未测试。TransCanada公司的

11、IMPP也识别出了100-2管线外部腐蚀的危害。为了缓解这一危害 ，公司开展了一系列状态评价，如2000年5月的内检测。基于公司的风险分析，2010年开挖了基于内检测结果，位于MLV75 和 MLV77之间 2个“最严重”的腐蚀部位， 并进行了磁粉探伤。不管内检测还是NDT结果均表明2000年后，腐蚀并没有明显增长。依据于此，TransCanada相信外腐蚀不是该段管线的主要风险。14IMPP规定内检测作为常规监测的一部分，但由于内检测器为漏磁检测，并不适用于外表面发生应力腐蚀开裂的管道。作为IMPP的一部分，公司通过选择性地对管段进行水压再试验以识别存在于管道外表面的临界型SCC。 二、事故

12、调查分析审核线路完整性管理相关记录审核阴极保护有效性的相关检测报告，均符合CSA662和NEB-OPR的规定审核1972年投产时的水压试验记录24小时8946kPa（SMYS）测试。TCPL也制定了水压再试验的方案，是否需要再次试验由运行历史和公司所收集的再次试验失效历史数据决定。15内检测类型时间管道漏磁检测2000.5管道测径检测2000.5管道变形检测1990.6二、事故调查分析审核TransCanada阀门维护程序公司阀门的设计、安装、操作和维护均遵守CSA的法规及相关标准规范。预防性的检验和维护并不能确定阀门内漏，通常是通过大修期间对阀门进行监测，大多数情况下，阀门内漏都是轻微且可控

13、的。因此，公司并不会替换或者维修所有发现有内泄问题的阀门。当内漏会影响到管道安全时，则会对其进行更换、维修或执行其他缓解措施。公司制定了针对微量泄露(small leakage)的阀门安全操作规定.公司阀门维护程序(VMP)定义了关键阀门(CVs)，即在应急时用于隔离管段和设备的阀门。包括：主干线阀门管线回路之间的隔断阀连接主管线和其他管线/设施（如压缩机组）的旁通阀主干线和压缩机站的放空阀 16二、事故调查分析阀门和操作人员检验程序普通阀门和现场检验阀门开关测试、 泄漏检测、流动检验阀门和驱动润滑控制/仪表校准纠正性维护工单以调查并缓解已识别出的缺陷阀门和操作人员泄漏检验和循环测试程序用于识

14、别并缓解关键阀门失效(fail-to-cycle)的最可能根本原因。每一个关键阀门都需要完全或者部分旋转以取保阀门内部的自由移动用于关键阀门压力设置的的控制/仪表需要校准17审核TransCanada阀门维护程序两个独立的阀门检验和维护程序，隔年执行。关键阀门则每年检验国家能源局（NEB）指出：关键阀门的泄漏是影响管道系统的危害(threat）之一，公司的完整性管理方案必须包括关键阀门的相关要求。二、事故调查分析18根据已有资料的总结，除了熔结环氧粉末涂层(FBE) 外，任何其他涂层管道系统都包含在ASME B31.8S 所规定的SCC风险定义中。特别是聚烯烃类(PE)基涂层系统由于与管体金属

15、粘附力损失，逐渐与管体金属剥离。聚乙烯收缩带在原有涂层与收缩带的搭接部位形成鼓起，地下水可进入到此鼓起部位。由于聚乙烯的高绝缘性能，阴极保护无法轻易的到达管体表面，也就无法将腐蚀减缓至可接受的水平。季节更替导致地下水位变化使得在剥离部位对腐蚀进行控制或减缓更加复杂。在表面预处理不充分的情况下，临近压气站或泵站产生的压力波动，剥离的收缩带会产生SCC发生所需的许多先决条件 TransCanada管道公司的现场调查表明：在PE胶带涂层管道执行的255次开挖验证中，69%的开挖点发现有SCC。在TransCanada管道公司的20件因SCC造成的失效事件中，15起发生在PE胶带保护的管道上。裂纹通常

16、发生在长焊缝的焊趾部位（此处涂层带在焊道上鼓起，导致涂层与管体之间剥离）。在许多案例中，甚至当管-地电位满足标准的情况下，在涂层剥离区域仍发现严重的腐蚀。加拿大国家能源局（NEB）也通报73%的SCC失效事件发生在PE胶带下。Enbridge管道公司、TransCanada管道公司、Foothill管道公司、Interprovincial管道公司的失效调查报告都认为涂层剥离是其所辖大口径管道发生泄漏或破裂的最主要触发因素之一。三、应力腐蚀开裂（SCC）风险辨识漏磁检测可以有效地识别出腐蚀缺陷，但针对管体外表面的裂纹，特别是裂纹集中生长处或者在纵向和环焊缝处的裂纹，漏磁检测则束手无策。如果腐蚀和

17、裂纹同时存在，漏磁检测能够识别出腐蚀，但未必能发现EAC类的裂纹。EMAT是比较新的内检测工具，专门用于检测裂纹的存在及其尺寸，包括SCC。EMAT也能检测到腐蚀，但并不能提供腐蚀的具体尺寸。在本次事故发生时，TransCanada公司已经雇佣了了两个检测公司，使用EMAT探头对管道进行内检测。未来，随着EMAT技术的完善和成熟，EMAT内检测器能更好的协助管道公司加强对天然气管道SCC的控制。但截至到目前，SCC的管理仍不得不继续依赖其它措施，如水压再试验，管道开挖和数据整合。19三、应力腐蚀开裂（SCC）风险辨识EMAT电磁超声检测水压再试验管道运营公司一直以来都有使用水压再试验以确认某段

18、管线针对时间相关的潜在危害的完整性，这些危害包括腐蚀、SCC，施工损伤，和制造缺陷。现场经验和研究均表明水压再试验能够非常有效地检测并缓解近临界型(near-critical)缺陷，如天然气管道上产生的SCC。使用裂纹增长速率模型进行统计分析可适当调整水压再试验的间隔。失效管段所处的两个阀室之间的管线并未进行过水压再试验，但其上游和下游的管段已经进行过数次。如果不能有计划地开展水压再试验，EAC类缺陷可能会在管体外表面生成，且不会被检测到，从而增加了管道在运期间的失效风险。20三、应力腐蚀开裂（SCC）风险辨识四、TransCanada公司采取的安全措施1. 2011年6月, 100-2管线位

19、于MLV76和MLV 76A-2之间的管段进行了水压再试验，试验压力为130%最大操作压力。 100-2 位于MLV 103 和MLV104之间从未进行过水压再试验的管段管段也开展了水压再试验，测试压力为100% SMYS，无失效。 213. 作为确认100-2管道完整性5年计划的一部分，TransCanada调整了该条管道完整性评价计划，使用EMAT进行内检测以发现SCC。并且，通过可控的检测执行和对裂纹内检测结果的验证来识别管体外壁的SCC。通过与水压再试验计划的结合，EMAT检测的完整性和管道的完整性可得到验证。2. TransCanada制定了100-2管线所有管段的降压程序。降压程序

20、的基准年为上一次开展SCC减缓的年份。压力以每年5%降低，直至采取减缓措施。对于整条100-2管线，最大操作压力已经降低5%。四、TransCanada公司采取的安全措施224. 基于过去90天运行压力的情况，TransCanada对9个特定管段采取了立即措施，降压5%使用。TransCanada正在致力于通过EMAT技术检验、定位并确定所有SCC缺陷的尺寸。在这期间，100-2管线降压程序执行顺序如下：优先1: 石油沥青防腐层管段，并未进行水压试验 (2011年3月执行)优先 2: 自从上一次水压试验后，运行时间超过20年的石油沥青防腐层管段（ 2011年4月执行)优先 3: 煤焦油磁漆管段，并未进行水压试验 (2011年4月执行)优先 4: 外防腐层为聚酯类的管段，自从上一次水压试验后，运行时间超过8年 (2011年5月执行)优先 5: 石油沥青防腐层管段，自从上一次水压试验后，运行时间超过10年。 (2011年5月执行).四、TransCanada公司采取的安全措施5. TransCanada公司正在