劉勝利，高天森，吳尚書，陳思竹，周明旭，王澤晗，劉 暢，于晟胤

（遼寧石油化工大學(xué)，遼寧 撫順 113001）

TransCanada公司天然氣管道事故分析

劉勝利，高天森，吳尚書，陳思竹，周明旭，王澤晗，劉 暢，于晟胤

（遼寧石油化工大學(xué)，遼寧 撫順 113001）

隨著天然氣管道的快速發(fā)展，天然氣管道的完整性管理日益受到人們的重視。TransCanada公司是北美第三大天然氣管道運(yùn)營商，十分重視天然氣管道的完整性管理。結(jié)合TransCanada公司的管道事故案例，分析事故起因，提出了加強(qiáng)我國天然氣管道完整性管理的相關(guān)措施以及合理化的改進(jìn)建議。

完整性管理；管道事故；安全建議

TransCanada公司成立于1951年，是北美地區(qū)一家擁有60多年歷史的能源公司和天然氣輸送公司。TransCanada公司的管道全長達(dá)68 000 km（42 100英里），能夠?qū)崿F(xiàn)加拿大和美國市場之間的互聯(lián)。TransCanada承擔(dān)著北美地區(qū)20%的天然氣產(chǎn)品輸送任務(wù)。作為北美第三大天然氣管道運(yùn)營商，該公司每天要向北美地區(qū)銷售大約3 860億立方英尺的天然氣，在將天然氣從阿拉斯加和/或西北地區(qū)輸送到北美主要市場的過程中扮演極為重要的角色[1]。

天然氣輸送作為該公司的核心業(yè)務(wù)之一，其完整性管理受到了 TransCanada公司的高度重視。TransCanada公司制定了非常嚴(yán)格的管理目標(biāo)，以一切事故均可預(yù)防為行動原則，利用相關(guān)法律法規(guī)來指導(dǎo)管道管理，并以最先進(jìn)的技術(shù)為依托，盡量減少管道事故的數(shù)量和管道事故給周圍群眾以及環(huán)境帶來的影響。TransCanada管道完整性管理機(jī)構(gòu)由管道線路完整性部門、設(shè)施完整性部門和數(shù)據(jù)完整性管理部門等組成，其中線路完整性部門包括合規(guī)管理、危險(xiǎn)識別、風(fēng)險(xiǎn)管理程序、完整性支持和內(nèi)檢測專業(yè)的管理，是公司進(jìn)行管道完整性管理的核心部門。[2]本文將結(jié)合TransCanada天然氣管道事故的原因分析，了解TransCanada公司的天然氣管道的完整性管理程序，并為加強(qiáng)我國天然氣管道安全運(yùn)行管理提出相關(guān)建議。

1 TransCanada天然氣管道事故

2009年4月，并購Alberta管網(wǎng)后，TransCanada擁有北美最大的高、低壓天然氣管網(wǎng)，包括從Columbia到Quebec全長為39 000 km的管線和118個(gè)壓氣站，干線由8條管道組成，每隔30 km均設(shè)置了自動截?cái)嚅y室。TransCanada從加拿大西部的天然氣供應(yīng)商接收天然氣后，通過自身的管網(wǎng)系統(tǒng)將天然氣輸送到消費(fèi)地，該管網(wǎng)系統(tǒng)在 British, Columbia, Alberta, Saskatchewan, Manitoba, Ontario和Quebec均有分輸站。盡管有非常嚴(yán)格完善的管道完整性管理作為依托，但是公司的天然氣管道事故依然時(shí)有發(fā)生，下面將介紹其中幾起較為典型的管道事故的具體情況。

1.1 100-1線泄漏事故

2009年9月26日，11時(shí)04分，100-1線接近Marten，Ontario的管線泄漏。11時(shí)51分，MLV112-1由于低壓自動關(guān)閉，中控室得知管線發(fā)生泄漏事故。事故發(fā)生時(shí)，管輸?shù)奶烊粴庑孤怏w并未引燃，泄漏點(diǎn)由于爆炸形成了巨大的坑，管道碎片散落在事故點(diǎn)周圍，沒有人員傷亡[3]。

1.2 100-2線泄漏事故

（1） 2011年2月19日，23：05，TransCanada的天然氣控制中心接到緊急預(yù)警的通知，Ontario，Beardmore市的100-2線發(fā)生爆炸，并引發(fā)了火災(zāi)事故。事故發(fā)生時(shí)，TransCanada的天然氣管道正在輸送的甜天然氣。管道破裂處泄漏的氣體被點(diǎn)燃后造成了爆炸，爆炸使管道碎成三段，并在地面上形成了最大的凹坑。管道碎片和部分碎石被拋到距離事故地點(diǎn)100 m遠(yuǎn)的地方?；馂?zāi)熄滅后，并未發(fā)生人員傷亡[4]。

（2） 2009年9月12日，12時(shí)06分，Trans Canada的控制中心接到Englehart消防部門的通知，公司管轄的100-2線在Swastika，Ontario附近的107#壓氣站的南部發(fā)生了火災(zāi)爆炸事故。發(fā)生事故時(shí)，管線正在輸送甜天然氣，氣體發(fā)生泄漏后被點(diǎn)燃，進(jìn)而引起了爆炸，爆炸使得管道破裂成兩段，其中一段被拋到距離事故點(diǎn)150 m在地面形成了一個(gè)大坑，并未發(fā)生人員傷亡[5]。

1.3 100-3線泄漏事故

（1） 2002年4月14日，23：00，TransCanada的100-3線由于應(yīng)力腐蝕開裂而發(fā)生泄漏事故，泄漏點(diǎn)位于 MLV31-3+5.539 km，距離最近的村莊（Brookdale）2 km。管道內(nèi)的天然氣泄漏后被點(diǎn)燃，現(xiàn)場發(fā)生了爆炸事故。事故發(fā)生后，泄漏點(diǎn)上下游的閥門由于低壓自動關(guān)閉后，火勢在2002年4月15日自行熄滅。為了確保安全，事故發(fā)生地周圍4 km內(nèi)約有100人被緊急疏散[6]。

（2）1997年12月2日，7：42，TransCanada的 100-3線發(fā)生泄漏事故，泄漏點(diǎn)位于 MLV5-3+ 15.049 km，位于Saskatchewan Cabri地區(qū)。管道內(nèi)的天然氣泄漏后被點(diǎn)燃，現(xiàn)場發(fā)生了爆炸事故。位于Saskatchewan Cabri地區(qū)的5號壓氣站的工作人員在看到東部出現(xiàn)火球后的3 min內(nèi)，依據(jù)TransCanada的應(yīng)急搶修操作規(guī)程對該站下游的所有管線進(jìn)行了隔離。管線破裂12 min后，100-3線的MLV6-3由于低壓自動關(guān)閉。在正常運(yùn)行過程中，5號和9號壓氣站之間所有的旁通閥均處于關(guān)閉狀態(tài)，因此，MLV6-3的關(guān)閉實(shí)現(xiàn)了失效管段的隔離。事故發(fā)生后的12 min內(nèi)，當(dāng)?shù)鼐旌蚑ransCanada的應(yīng)急搶修人員在通往事故點(diǎn)的兩處通道上設(shè)置了路障。爆炸發(fā)生 20 min后，火災(zāi)基本被遏制。管道周圍的土壤和植物在此次事故中受到了嚴(yán)重的損害[7]。

2 事故分析

2.1 100-1線泄漏事故分析

100-1線的破裂事故是由于管體本身在制管過程中存在硬點(diǎn)，運(yùn)行過程中受到管內(nèi)氣體壓力在管壁產(chǎn)生的拉伸應(yīng)力以及管體附近存在游離態(tài)氫的綜合作用而引起管道破裂造成的。引發(fā)事故的硬點(diǎn)出現(xiàn)在外涂層敷涂之前，是在制管過程中形成的。依據(jù)試驗(yàn)結(jié)果可知，硬點(diǎn)是在鋼板碾平過程中由于局部冷卻而形成的。

2.2 100-2線泄漏事故分析

（1） 2011年2月19日的泄漏事故主要是由于管道表面的應(yīng)力腐蝕裂紋降低了管材的承載能力，使管道在正常運(yùn)行壓力條件下發(fā)生了永久性局部變形，最終導(dǎo)致管道破裂而造成的。管道表面上均勻分布的應(yīng)力腐蝕裂紋表明管道上的應(yīng)力腐蝕裂紋已經(jīng)存在了一段時(shí)間。

本次事故的起因是在管道建設(shè)時(shí)外涂層存在缺陷，隨著時(shí)間的推移，外涂層的缺陷最終導(dǎo)致管道涂層剝離，形成了陰極屏蔽。由于陰極屏蔽，使得管道在建成后便形成了應(yīng)力腐蝕裂紋，裂紋形成后就會擴(kuò)展，受到管道運(yùn)行過程中內(nèi)部壓力的影響，其擴(kuò)展速度加快，最終導(dǎo)致管道破裂。

（2） 2009年9月12日的泄漏事故是在正常操作壓力的作用下，縱向焊縫處的裂紋擴(kuò)展在管體產(chǎn)生永久性局部屈服形變，最終導(dǎo)致管道破裂而造成的。失效管段的縱向焊縫焊趾處的應(yīng)力腐蝕裂紋分布擴(kuò)展相對均勻一致，這說明此處管段的應(yīng)力腐蝕裂紋已經(jīng)存在了一段時(shí)間。

100-2線在建設(shè)時(shí)采用的是聚乙烯膠帶涂層防腐，同時(shí)也配置了陰極保護(hù)系統(tǒng)。在本次事故中，管道外部的聚乙烯涂層已發(fā)生了鼓包和剝離現(xiàn)象，這樣就削弱了陰極保護(hù)系統(tǒng)的防腐效率。

2.3 100-3線泄漏事故分析

（1）2002年4月14日的泄漏事故是由于管道運(yùn)行壓力超過裂紋的破裂壓力，使得裂紋沿軸向擴(kuò)展并形成塑性開裂貫穿管壁而造成的。

在本次事故發(fā)生前，TransCanada曾在泄漏點(diǎn)附近發(fā)現(xiàn)應(yīng)力腐蝕裂紋，如果當(dāng)時(shí)公司能夠使用新一代專門用來檢測管壁裂紋的檢測器對管道進(jìn)行檢測，此次事故即可避免。

在事故發(fā)生后的前10 min，控制中心的人員本應(yīng)通過 30站的氣體流量變化和電力消耗量判斷出管線出現(xiàn)了泄漏事故；如果控制中心的人員能及時(shí)觀察到AS系統(tǒng)所提供的事件報(bào)告便能提前 8 min采取應(yīng)急措施；30站的AS系統(tǒng)如果能及時(shí)將管線的壓力和流量變化情況通知控制中心的操作人員，本次事故也會被提前發(fā)現(xiàn)。

（2） 1997年12月2日的泄漏事故是由于外涂層損壞或剝離造成外腐蝕使管壁減薄引起的。

失效管段表面存在的腐蝕凹坑表明管道外涂層存在機(jī)械損傷或老化剝離，再加上陰保系統(tǒng)失效，導(dǎo)致管道壁厚在腐蝕作用下不斷減薄，最終難以承受管道正常運(yùn)行條件下的壓力，發(fā)生了破裂。

3 天然氣管道完整性管理的啟示

結(jié)合TransCanada的管道事故以及完整性管理現(xiàn)狀，可知可以從自動截?cái)嚅y的設(shè)置、應(yīng)力腐蝕開裂缺陷識別、泄漏監(jiān)控系統(tǒng)的參數(shù)設(shè)置和制管缺陷的識別等方面來強(qiáng)化天然氣管道的完整性管理，下面將對這幾方面進(jìn)行具體分析。

3.1 自動截?cái)嚅y的設(shè)置

2011年2月19日100-2線發(fā)生泄漏以后，雖然操作人員對失效管段進(jìn)行了隔離，但是由于旁通閥門密封不嚴(yán)，難以完成失效管段的完全隔離，使得更多的氣體進(jìn)入發(fā)生事故的管道，加大了火勢，同時(shí)推遲了搶修工作；而在上述其他管線的泄漏事故處理過程中，管線上設(shè)置的低壓自動截?cái)嚅y迅速地完成了失效管段的隔離，減少了天然氣的泄漏量，保證了應(yīng)急搶修工作的順利進(jìn)行。此外，為了保證管道的安全運(yùn)行，對于管道關(guān)鍵部位的聯(lián)接閥要定期檢查其嚴(yán)密性，存在內(nèi)漏的閥門要及時(shí)進(jìn)行維修，避免在泄漏事故中影響到搶修工作的正常進(jìn)行。

3.2 應(yīng)力腐蝕開裂的識別

應(yīng)力腐蝕開裂是造成天然氣管道發(fā)生破裂的關(guān)鍵因素之一。隨著運(yùn)行時(shí)間的延長，外涂層老化甚至發(fā)生剝離，在管道表面形成陰極屏蔽，最終導(dǎo)致管道發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂；采用傳統(tǒng)的漏磁檢測器并不能有效地檢測出管道表面存在的應(yīng)力腐蝕裂紋，因此，TransCanada采用打壓的方法來識別管道表面存在的裂紋，這種方法能夠較為有效地識別出管道表面存在的應(yīng)力腐蝕裂紋，但是操作復(fù)雜，在測試過程中容易發(fā)生管道破裂，增加了相關(guān)的工作量。因此，TransCanada在研究使用超聲波脈沖檢測器（EMAT）對管道的應(yīng)力腐蝕裂紋缺陷進(jìn)行識別，但是此類檢測器還在試驗(yàn)評估階段，其性能還有待完善。

3.3 泄漏監(jiān)控系統(tǒng)的參數(shù)設(shè)置

2002年4月14日，100-3線泄漏事故發(fā)生后的前10 min，控制中心的人員本應(yīng)通過30站的氣體流量變化和電力消耗量判斷出管線出現(xiàn)了泄漏事故；如果控制中心的人員能及時(shí)觀察到AS系統(tǒng)所提供的事件報(bào)告便能提前8 min采取應(yīng)急措施；30站的AS系統(tǒng)如果能及時(shí)將管線的壓力和流量變化情況通知控制中心的操作人員，本次事故也會被提前發(fā)現(xiàn)。管道發(fā)生泄漏后，運(yùn)行參數(shù)也會隨之變化，傳統(tǒng)的泄漏監(jiān)控系統(tǒng)主要是通過壓力值的變化來判斷管道是否發(fā)生事故，但是在某些事故中，壓力的變化可能會有一定的延遲，因此，為了及時(shí)識別出管道是否發(fā)生泄漏事故，縮短應(yīng)急響應(yīng)時(shí)間，可以在監(jiān)控系統(tǒng)中引入與管線泄漏相關(guān)的其它參數(shù)，比如，流量和能耗。

3.4 制管缺陷的識別

對于100-1線由于NEB只要求TransCanada對高后果區(qū)的A.O.Smith鋼管進(jìn)行替換和完整性確認(rèn)，因此TransCanada公司只是集中精力解決高后果區(qū)的管段，而不是針對全部的A.O.Smith鋼管。盡管公司制定的管道完整性管理程序中涉及了硬點(diǎn)缺陷管理，但只要 A.O.Smith鋼管上所有的硬點(diǎn)不能被識別和修復(fù)，就會由于某個(gè)硬點(diǎn)未被及時(shí)識別而增加管道事故的風(fēng)險(xiǎn)。因此，對于所有可能存在制管缺陷的天然氣管道，都應(yīng)進(jìn)行缺陷識別以及相應(yīng)的修復(fù)工作，避免發(fā)生不必要的泄漏事故。

4 結(jié) 論

借鑒 TransCanada公司的管理經(jīng)驗(yàn)可知，①每條管線的實(shí)際情況都會存在一定的差別，為了降低管道泄漏的風(fēng)險(xiǎn)，針對每條管道制定相關(guān)的完整性管理方案是十分必要；②依據(jù)管道運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)確認(rèn)“安全”的管段，也要給予格外的關(guān)注，在上述管道事故中，某些發(fā)生事故的管段一直被認(rèn)為存在某種缺陷的風(fēng)險(xiǎn)很低，因此長時(shí)間沒有再次進(jìn)行相關(guān)的檢測，未被識別的缺陷會進(jìn)一步惡化，最終導(dǎo)致管道破裂。管道事故難以徹底避免，但是可以結(jié)合管道事故分析，吸取事故教訓(xùn)，進(jìn)一步完善管道管理，從而避免類似事故再次發(fā)生，這對于我國的天然氣管道管理而言也是十分必要的。

到目前為止，中國干線天然氣管道總里程超過6 ×104km，基本形成橫跨東西、縱貫?zāi)媳薄⒏采w全國、連通海外的大型天然氣管網(wǎng)。中國天然氣資源與市場跨度大，管道沿線地理環(huán)境惡劣、生態(tài)敏感點(diǎn)眾多、社會環(huán)境復(fù)雜、用戶需求多樣。這些因素綜合交織在一起，使得中國天然氣管網(wǎng)成為世界上最復(fù)雜、輸送任務(wù)最艱巨的輸氣管網(wǎng)系統(tǒng)。[8]盡管作為一種高效安全的運(yùn)輸方式，但大多數(shù)管道所輸送的介質(zhì)具有易燃易爆性，可能會帶來人員傷亡、經(jīng)濟(jì)損失和環(huán)境污染等危害。因此，加強(qiáng)天然氣管道的安全管理是當(dāng)前非常重要的任務(wù)之一。

［1］TransCanada Corporation. Csrreport:TransCanada Corporate social re sponsibility 2014[EB/OL].[2015-10-24].http://csrreport.transcanada.co m/2014/about/about-transcanada.html.

［2］董紹華,張余,王東營等.國內(nèi)外管道企業(yè)完整性管理最新進(jìn)展研究[C].第三屆全國油氣儲運(yùn)科技、信息與標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)交流大會論文集,2 013:14-19.

［3］Transportation Safety Board of Canada. Pipeline Reports:TransCana da PipeLine Limited, Line 100-1, 762-Millimetre-Diameter Pipeli ne, Main Line Valve 111A-1, from kilometers 11.12 to 11.16. p 09 h 0083[EB/OL]. [2015-10-25].http: // www. tsb.gc.ca /eng/rappo rts-reports / pipeline / 2009 / p09 h 0083 /p09 h 0083 . asp.

［4］Transportation Safety Board of Canada. Pipeline Reports:Natural Ga s Pipeline Rupture, TransCanada PipeLines Limited, 914.4 -Millim etre-Diameter Pipeline, Line 100-2 - MLV 76-2 + 09.76 KM.p1 1h0011[EB/OL]. [2015-10-30-].http:// www.tsb. gc.ca/eng/rapports-r eports/pipeline/2011/p11h0011/p11h0011.asp.

［5］Transportation Safety Board of Canada. Pipeline Reports: Natural Gas Pipeline Rupture, TransCanada Pipeline Inc., 914-Millimeter-Diameter Pipeline, Line 2 — MLV 107-2 + 6.031 KM . p09 h 0074. [EB/OL]. [2015-11-0].http: //www.tsb.gc.ca/eng/ rapports-repo rts/pipeline/2009/p09h0074/p09h0074.asp.

［6］Transportation Safety Board of Canada. Pipeline Reports: Natural Gas Pipeline Rupture, TransCanada PipeLines, Line 100-3, 914-Millimetre-Diameter Line, Main-Line Valve 31-3 + 5.539 Kilomet res.p09h0074. [EB/OL]. [2015-11-10].http: //www. tsb. gc.ca/eng/ra pports-reports/pipeline/2002/p02h0017/p02h0017.asp.

［7］Transportation Safety Board of Canada. Pipeline Reports:Natural Ga s Pipeline Rupture, TransCanada PipeLines Limited, Line 100-3, Main Line Valve 5-3 + 15.049 kilometres. p97h 0063. [EB/OL]. [2015-11-12]. http://www.tsb.gc.ca /eng/rapports-reports/pipeline/199 7/p97h0063/p97h0063.asp.

［8］黃維和,艾慕陽,徐波，等.大型天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)可靠性研究[C].2013中國工程管理論壇論文集,2013:8-9．

Analysis of TransCanada Corporation’s Gas Pipeline Accident

LIU Sheng-li, GAO Tian-sen, WU Shang-shu, CHEN Si-zhu, ZHOU Ming-xv, WANG Ze-han, LIU Chang, YU Sheng-yin
（Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001，China）

With the rapid development of natural gas pipeline, gas pipeline’s integrity management has attracted more and more attention. TransCanada Corporation is North America's third-largest natural gas pipeline operator; it attaches great importance to the integrity management of the natural gas pipeline. Combined with this company’s pipeline accident cases, the causes of these incidents were analyzed, and relevant measures to strengthen China's natural gas pipeline integrity management were puts forward as well as relevant suggestions for improvement.

Integrity management; Pipeline accident; Safety suggestion

TE 832

A

1671-0460（2016）03-0649-03

2015-12-09

劉勝利（1987-），女，河北省保定市人，助教，碩士，2013年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣儲運(yùn)工程專業(yè)，研究方向：從事油氣管道長距離輸送。E-mail：liushengli1234@126.com。