劉嬌陽，吳 明，胡志勇，葛 嵐

（遼寧石油化工大學 石油天然氣工程學院， 遼寧 撫順 113001）

油氣管道失效原因分析

劉嬌陽，吳 明，胡志勇，葛 嵐

（遼寧石油化工大學 石油天然氣工程學院， 遼寧 撫順 113001）

對近年來國內(nèi)外埋地鋼制管道失效原因進行分析和總結(jié)，為我國油氣管道失效的事故分析、事故診斷與預測、應急處理、風險管理等方面工作提供了參考依據(jù)。對實際管道失效案例進行分析，得出該管道失效原因，指出該管道在以后的運行及管理中的注意事項，提高對螺旋焊縫缺陷的識別和分析水平，預防管道事故，應從提高設計質(zhì)量，強化運行管理入手，同時采用先進的施工技術和質(zhì)檢標準。

埋地鋼制管道；管道失效；螺旋焊縫缺陷；施工技術

管道輸送是石油、天然氣最主要的運輸方式，管道輸送具有運輸量大、受地形影響小、密閉安全、運費低、占地少、自動化程度高、便于管理、勞動生產(chǎn)效率高等優(yōu)點［1］。我國的油氣管道敷設長度一直增加，在預計到2020年，我國將形成多個油氣區(qū)域性網(wǎng)絡體系［2］。油氣管道敷設長度增加，隨著運行時間增加，管道失效的事故也增多，事故可能會引起火災、爆炸，從而造成巨大的經(jīng)濟損失、人員傷亡和環(huán)境污染等災難性后果。為預防管道事故及更多災難發(fā)生，國內(nèi)外對于管道失效事故原因進行了大量的調(diào)查分析與研究。

1 國內(nèi)外埋地鋼質(zhì)管道失效原因

國際管道研究委員會(Pipeline Research Committee International)對輸氣管道發(fā)生事故的數(shù)據(jù)進行了統(tǒng)計和分析，歸納總結(jié)出了引起管道失效的22種基本因素，并對這些基本因素進行了分類。美國 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，主要原因包括腐蝕、材料失效、第三方破壞、人為誤操作、自然災害、其他外力損傷、不明原因等。美國運輸部（DOT）與特殊項目委員會（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、設備和操作以及其他。美國能源部曾對 1970-1984 年間[3]及1985-2000 年的 16 年間[4]運營的天然氣干線管道事故進行過統(tǒng)計分析 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 “西歐長輸石油管道 30 年性能統(tǒng)計”，1971～2000年運行的管道共發(fā)生泄漏事故 379 起。其中，第三方破壞導致的管道泄漏事故占34.8%；腐蝕（包括內(nèi)外腐蝕）導致的事故占29.8%；機械損傷導致的事故占24%；誤操作導致的事故7.8%；自然災害導致的事故占 3.7%。2007 年，EGIG 通過對1970-2007年期間內(nèi)所管轄維護運行的輸氣管道進行事故調(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。

我國對1969-2003年間運行的輸氣管道進行了事故統(tǒng)計。我國大部分地區(qū)早年建設運行的輸氣管道已接近或超出服役期，而且早年施工技術水平及材料問題突出，管道的腐蝕問題嚴重，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題。

綜合各文獻所述，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

油氣管道隨著運行時間增加，管線就會由于長期使用而發(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。我國東部許多管道已經(jīng)運行接近或超過25年，逐步進入后期事故多發(fā)階段。由于當時建設的技術經(jīng)濟條件所限，設計、施工水平、材料缺陷、多年運行的損傷等原因，管道安全存在不少隱患。由于多種原因，我國油氣管道事故發(fā)生概率要比發(fā)達國家要高很多倍[6]。因此我國油氣管道在運行中更要注意分析預防和解決管道失效問題。

以下為對某原油管道檢測時發(fā)現(xiàn)的失效缺陷進行的原因分析。管線直徑為720 mm，壁厚8 mm，通過內(nèi)檢測信號分析發(fā)現(xiàn)，開裂處缺陷位于內(nèi)檢測絕對里程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)檢測信號。

表1 缺陷信息Table 1 Defect information

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

2.1 承壓強度分析

根據(jù)表1信息，對缺陷進行完整性評價，強度計算所用材料參數(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:

當缺陷僅承受內(nèi)壓時，缺陷的最大承壓強度由式(1)確定（即當缺陷處參考應力等于材料流動應力時，將發(fā)生失效）：

式中：σref—參考應力，即缺陷剩余部分管壁所承受的應力；

σf—流動應力，σf=min{(σs+σb)/2; 1.2σs}

Pm—缺陷處薄膜應力，在此問題中Pm=σθ；

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

計算可得，如果缺陷不受除內(nèi)壓之外的其他載荷，缺陷的承壓強度為4.6 MPa。已知管道運行壓力低于3.5 MPa，缺陷在運行壓力低于評價承壓強度的情況下發(fā)生了開裂，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е氯毕萏帒ψ兓螅瑥母邷剌斔娃D(zhuǎn)變?yōu)槌剌斔?，也會導致由于管道溫降造成管體冷縮形成的應力導致開裂風險，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險。

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

目前評價方法基于強度，前題是焊縫的沖擊功高于30 J，而實際管網(wǎng)中有很多焊縫質(zhì)量未達標（如表4所示），應該采用基于斷裂的評價方法，但采用基于斷裂的評價方法后，評價給出安全壓力會趨于保守，大幅增加需修復缺陷數(shù)量。如何識別低性能焊縫，技術上不能解決，導致評價方法沒有區(qū)分，都采用統(tǒng)一的方法。而采用基于斷裂的方法，導致需修復缺陷數(shù)量過大，最終選擇基于強度的評價方法。

假如采用基于斷裂的評價方法，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)部分管段沖擊實驗結(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)壓引起的應力外，還有管道彎曲產(chǎn)生的彎曲應力（管道沉降造成的變形等）、安裝時可能引入的殘余應力、焊接工藝引入的殘余應力，管道不同位置溫度變化引起的熱應力等不可忽視。均會影響缺陷評價方法的可靠性。

綜上所述：失效原因可能有以下幾點：

（1）由于輸送工藝的變化，油溫從高到低，導致管道產(chǎn)生較大的軸向熱應力，缺陷承壓能力遠低于原有狀態(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，導致管道失效。

（2）由失效前的溫度和壓力變化統(tǒng)計情況初步分析得出: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)生螺旋焊縫開裂，可能失效原因是1月1日溫降，導致材料性能下降，管道所受應力增加，但1月2日內(nèi)壓升高是導致當天管道開裂的直接原因。采用基于斷裂的方法評價該處失效壓力為3.1 MPa，符合此推理。

（3）目前采用的評價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)量未達標，如何識別低性能焊縫，目前技術上還不能解決，導致評價方法沒有區(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行方式改變?yōu)槌剌斔蜁r，管道溫度場從熱至冷，油溫從高至低。溫度的變化會對管體本身缺陷造成較大影響，在部分應力較大區(qū)域，較小的管體缺陷亦可能發(fā)生開裂。管道輸送的工藝變化給缺陷管道帶來了新的問題和認知，應開展工況變化對輸油管道安全運行的定量研究，給出冷熱油切換時應采取的措施和對策，規(guī)范和指導熱輸管道的冷熱油切換運行，確保切換期間的安全運行。

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

（3）提高對螺旋焊縫缺陷的識別和分析水平，進一步深入分析內(nèi)檢測數(shù)據(jù)，不斷改進螺旋焊縫缺陷評價技術。加強科研工作，如開展熱應力工況變化對輸油管道安全運行的定量研究、焊接修復有效性后評價和低溫條件下焊接工藝評定等研究工作，為管道安全運行提供技術保障。

（4）加強檢測風險分析與識別，制定檢測風險應急處置辦法。完善體系文件，補充內(nèi)檢測風險識別及應急處理辦法方面的內(nèi)容。加強運行風險分析，完善調(diào)度通知制度，同時開展針對性的調(diào)度培訓，向事件學習，提高復雜工況下的調(diào)度指揮水平。

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

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

［3］王玉梅.國外天然氣管道事故分析[J].油氣儲運，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,嚴大凡.逐步實施我國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（1990-），女，遼寧沈陽人，碩士學位，就讀于遼寧石油化工大學油氣儲運專業(yè)，研究方向：油氣管道完整性。E-mail：liujiaoyang0820@163.com。