输送管线事故和失效原因

  输送管线事故和失效原因

           选自《输送管线完整性检测、评价及修复技术》石油工业出版社

输送管线存在的缺陷可导致管线事故的发生，表现为泄露、穿孔、破裂三类失效模式。美国和欧洲20世纪70-80年代的统计数据表名，在所有干线天然气输送管线事故中，泄漏占40%-80%，穿孔10%-40%，破裂占1%-5%。在这三种失效模式中，泄漏是主要的失效模式。

表1-1列出1970年-1990年某国家和地区输送管线事故的概率，表1-2列出1982年-1991年某些国家和地区输油管线事故概率，从表1-1、表1-2可以看出，外来破坏和腐蚀是管线的主要失效原因，其中，外来破坏占第一位。比较欧美和苏联及中国的管道事故，可以看出，欧美因管材质量而导致的事故率很低，到了20世纪90年代以后，管材质量引起的管线事故未见报道，而苏联和中国因管材制造质量，尤其是焊接施工质量造成的事故还是比较高。俄罗斯全国配气管道在2003年拥有3.3×105KM埋地管道,发生过事故33次，事故率为0.0272/1000KM。

              表1-1    输气管道失效事故概率

               表1-2  输油管线失效事故概率

一、外来破坏

外来破坏又称第三方破坏，包括人为的破坏（建筑活动、挖掘操作、偷盗打孔）和自然力破坏(冲蚀、冰层活动、冲刷、地震、滑坡、地陷、水流等），居失效原因第一位，占失效事故的一半以上，在外来破坏中，人为破坏占67%，地球运动破坏占13.3%，自然灾害破坏占10.8%。

   外来破坏往往造成突发事故，如泄露、断裂和变形等。即使在外力作用下，如挖掘机造成的刮痕、压坑，暂时没有发生突发事故，当腐蚀、应力在坑底诱发裂纹后，将对管线安全运行造成危险，而内检测，如漏磁检测法，不能发现这种机械损伤造成的微小几何变形，如凹坑、金属损伤、冷变形及冷变区的微小裂纹、塑性变形和残余应力。

   管线暴露出地面、人容易接近的地方，外腐蚀层易遭受破坏，这些地方与空气、水接触，形成小阳极大阴极，加速破损处金属的腐蚀，尤其破损处在水线位置时，腐蚀速度更快，最后发展到穿孔。我们称其为先破坏后腐蚀。

   二、腐蚀

   腐蚀失效占管线失效的第二位，是管线事故的常见原因。腐蚀按位置分，分为外腐蚀、内腐蚀。按腐蚀介质分有H2S、CO2、SRB及O2等，当有力参加进来时，则有应力腐蚀开裂（SCC）、硫化物腐蚀开裂（SSCC）和疲劳腐蚀。外腐蚀指管线外壁的腐蚀，外防腐层完好时，对管线外壁的防护左右为99%，阴极保护作用仅为1%。当外防腐层千疮百孔破损时，阴极保护电流对涂层的阴极剥离加强，在这种情况下，阴极保护器起副作用。内腐蚀指输送流体中的H2S、CO2、SRB、C1-及H2O等对管内壁的腐蚀。当输送流体经过脱S、脱H2O达标后，可以认为腐蚀是很小的。一般出油管的内壁腐蚀严重。H2S可造成钢材的全面腐蚀、局部腐蚀和应力腐蚀，发生哪种腐蚀倾向，与H2S浓度和拉应力状况有关，H2S应力腐蚀一般发生在常温状态。CO2一般造成钢管的局部腐蚀，其腐蚀形态为台地状等，往往造成壁厚减薄穿孔。天然气管道上发生应力腐蚀破裂是最近几年最危险的事故，发生的原因是管子外表面的防腐层剥离,高电位保护或过保护，在土壤特别是沿江沿海致密性黏土地层水及影响应力腐蚀的组分渗入涂层和很高的拉伸应力作用下，随着原子氢渗入所谓的“高PH值应力腐蚀破裂”，还有所谓的PH值大约6-8的近中性“低PH值应力腐蚀破裂”与含有游离的CO2有关。所以，鉴别是否有应力腐蚀破裂产生的部位是管道完整性评价的关键。微生物特别是SRB腐蚀可造成管道的腐蚀甚至应力腐蚀。在剥离的涂层下面容易聚集为数众多的SRB，阴极保护电流不能在剥离的涂层下面起作用，从而，可能造成严重的腐蚀，腐蚀速度可能是惊人的和带有灾难性的，

   腐蚀形成的缺陷按几何形状分为体积型（点、槽、片等）、平面型（应力腐蚀、氢致开裂）和弥散型（氢鼓泡、氢致诱发裂纹）。

三、断裂

   我国已发生的管线管断裂事故，多属脆性断裂。迄今为止，我国最大的一次输油管线脆性断裂事故是1974年冬东北的一输油管线复线进行气压试验时发生的。当时大气温度约-25~-30℃，材料为16Mn，爆破时环向应力接近SMYS，端口近乎全部为脆性断口，裂缝长度约2KM。据四川石油管理局统计，四川气田1970-1990年间共发生100余次输气管线断裂事故，大都是螺旋焊缝处脆性干裂。

   脆性断裂的产生是由于在承压状态下，管线工作温度低于钢管材料的韧脆转变温度(FATT)所致。随着冶金技术的进步,管线钢的FATT大幅下降。近年来，脆性断裂事故逐渐减少，而延性断裂事故不断发生。

管径的增加，输送压力的提高，引发了一系列延性断裂事故，促使了这一领域研究工作的开展，研究的重点是延性断裂的启裂、拓展和止裂。由于钢管制造、施工等方面的原因，以及可能存在的腐蚀坑、应力腐蚀和腐蚀疲劳裂纹，大大的增加了启裂的可能性。因此，在研究材料任性与临界裂纹尺寸（ac）的相关性的同时，人们更加重视裂纹失稳拓展的防止。大量的研究表明，为达到延性断裂的止裂，必须要求管材和焊缝有较高的上平台冲击功（CVN），而CVN的要求值主要与环向应力、管径、壁厚有关。BMI、AISI、BGG等许多公司都有各自的公式，用于计算钢管在特定条件下韧性的要求值，或者根据失效分析及经验规定某一特定温度下的最小CVN值及DWTT试验的最低SA%值。

四、疲劳

  疲劳失效是由管道在高压下输送原油或天然气时的周期性压力波动引起的裂纹拓展或叠加腐蚀导致的疲劳腐蚀开裂。或有外力引起的应力波动，如埋地上方车辆通过时的震动，海底管线海浪冲击，管线温差引起的热应力变化，跨越段在风作用下的随机震动，以及悬空段在水或泥石流的冲击下产生的振动。

五、水锤效应

  水锤效应即冲击失效。管道中的阀门迅速关闭时，流体的动能转变为势能，产生冲击波。压力波传播到远离波源的地方会产生破坏作用。冲击压力用Jaibot方程计算。水锤效应后果有时是很严重的，引起强烈振动或者移动，导致管线或管件破坏。

  其他失效原因还有管材质量、焊缝缺陷、保温层渗水、保护管套密封失效、热应力、误操作、错误检修、支撑失效等。