欄目主持人戴聯雙博士： 上一期我們介紹了事故的發生經過和原因，這一期將詳細介紹管材失效分析過程。管材失效分析既追溯了歷史質量控制缺陷，也客觀分析了歷史檢測技術的局限性，層層剖析了事故發生的本質原因。一是制造工藝缺陷，沒有采用常用的擴徑工藝；二是違反標準規范采用了不合規的短接；三是未焊透焊縫伴有錯邊的復合缺陷嚴重降低了焊縫的承壓能力；四是電氣工程師誤操作導致意外的壓力波動，誘發了失效的發生；五是歷史遺留問題，管道不具備內檢測條件，不能及時發現管道焊縫缺陷。這也是國內失效調查最值得借鑒的方面。

一起因焊接質量引發的天然氣管道破裂爆炸事故（續）

戴聯雙

中國石油管道公司管道完整性管理中心

發生于2010年9月9日的太平洋燃氣電力公司（PE&G）管道破裂事故，經調查6根短管中的4根不符合企業和行業標準規范要求，包括PG&E企業標準和美國石油學會（API）行業標準。如圖 1所示的1、2、 3和5號短管的最小屈服強度（SMYS）低于X42和X52，其中2號短管最低， SMYS只有220 MPa（相當于X32）。 1、 2和3號短管的縱向焊縫都存在沿壁厚方向未完全焊透的區域；縱向焊縫外表面的余高都被打磨平了，在某些縱向焊縫的某些部位附近母材的外表面也有打磨造成的金屬損失。焊縫外表面余高被打磨掉，再加上未完全焊透區域，這些都顯著降低了1、 2和3號短管縱向焊縫的有效橫截面積，導致這些區域成為應力集中的部位。未焊透部分沿縱向焊縫形成了一個缺口，缺口形狀使得焊縫根部應力集中更加嚴重。沿1號和3號短管的錯邊還增加了額外的彎曲應力和應變。

圖 1  破裂管段短管示意圖

美國國家運輸安全委員會（NTSB）在失效分析過程中建立了有限元分析模型和破裂壓力計算公式，結果都說明了1、 2和3號短管縱向焊縫的缺口效應。通過有限元分析模型得到的結果表明，對于標準的雙面埋弧焊（DSAW）鋼管，內壓為2.76 MPa，其焊縫附近的應力遠低于鋼管的屈服強度。但是，通過有限元分析模型建立類似1號短管缺口的管道模型，當管內壓2.58 MPa時，其橫截面上大約有50%的壁厚區域超過屈服應力。通過爆破壓力計算的結果表明，標準的最小屈服強度為290 MPa（等同于X42）的管道，其預估的爆破壓力為8.96 MPa。相比之下， 1、 2和3號短管的預估爆破壓力分別為3.55、 3.96和2.96 MPa。綜上所述， 1、 2和3號短管的縱向焊縫中的缺陷降低了其約66%的承壓強度。需要說明的是，爆破壓力的計算方法沒有考慮1號和3號短管縱向焊縫錯邊的影響。為了更好的分析1號和3號短管的爆破壓力，建立了基于幾何學的有限元模型，計算結果表明1號短管應力和變形要高于3號，因此1號短管的爆破壓力可能會低于3號短管。

基于這些結果， NTSB認為焊縫缺陷的尺寸和形狀大大降低了1號短管縱向焊縫的強度，使得其在內壓作用下易產生失穩的裂紋擴展。

1 裂紋源和失效

實驗室試驗顯示，破裂始于1號短管縱向焊縫中間位置。在縱向焊縫焊接接頭處首先形成韌性斷裂的裂紋，裂紋因疲勞作用逐漸擴展。在1號短管的焊縫根部形成了一道處于亞臨界狀態的裂紋，進一步削弱了其縱向焊縫的承壓能力。當事故地點的管道內壓達到2.66 MPa時，該縱向裂紋開始沿其初始位置分別向上下游擴展，直到管道發生破裂。發生破裂后，燃氣從管體中噴出，其橫向力將管道推向西側，導致對管道東側產生巨大的縱向拉伸應力，噴射出的燃氣推開了埋設管道的土層，形成了一個大坑。環焊縫C5（連接4號和5號短管的焊縫）是該管道東側最薄弱的位置，該環焊縫包含未融合和未焊透缺陷，其大小和尺寸使得焊縫處產生應力集中。此外，在材料化學成分分析中還發現， 4號短管含磷和銅，這是眾所周知的導致焊接脆性的元素。

NTSB的調查無法確定先前存在的裂紋是何時和如何沿1號短管縱向焊縫開始擴展的。這是因為事故發生時確認的最高壓力為2.66 MPa，但是在2003年和2008年米爾皮塔斯首站壓力曾經增大到2.76 MPa，而當時下游事故位置附近壓力只增加到2.64和2.63MPa。另一次有關米爾皮塔斯首站壓力增至2.76 MPa的記錄是在1968年10月16日，但是當天的下游壓力數據無效。通過上述分析， NTSB得出結論， 132線事故管段的斷裂，始于1號短管的未完全焊透的縱向焊縫，在內壓循環變化的情況下，由于疲勞裂紋擴展最終導致開裂失效。

2 事故管段制造缺陷

由于缺少事故管段更新改造和開挖修復的資料信息，不能確定事故管段中使用短管的原因，可能是管道初始設計方案就存在的，也可能是現場的私自變更。調查人員試圖在調查過程中確定這些短管是否為其初始制造加工的長度。通過分析發現，這些短管中的硫化錳夾雜被橫向拉長，表明該鋼材的軋制方向是橫向的，也就是說，管材制造加工的軋制方向為軸向。通過對20世紀40年代的煉鋼方法的研究表明，當時最先進的軋鋼機只能生產3.35 m寬的鋼板。橫向軋制的管材不能夠滿足PG&E或其他已知管材規格的最小長度要求，因此這類短管不能應用于此。

此外，這些短管的組合裝配，不符合PG&E或API的連接2個或多個短管通過焊接連接的要求。PG&E和API的規范要求每個短管的長度至少為1.5 m。但是，1、2、3、4和5號短管的長度全部小于1.2 m。同時，根據API規范的要求，焊接管道的兩端需要依照要求進行坡口處理，這意味著各焊接管的兩端需要加工出一個外斜面，但是事故管道的焊口上沒有觀察到外斜面。

調查還明確，根據不同的焊接結構、焊透深度、硬度和熱影響區形狀， 1到5號短管并不是按照西部聯合鋼鐵公司（CW）的DSAW的要求加工的。同時還發現1、 2和3號短管的焊接是在較低的功耗和較慢的沉積速率下進行的，不符合CW的程序要求，最終導致較低的熱輸入率，但是熱輸入總量卻較高，易形成較粗大的晶向組織。 4號短管縱焊縫和4、 5號短管間焊縫采用了手工電弧焊，其焊接的工藝規程不符合CW的DSAW程序要求。

調查還發現不符合CW程序要求的其他情況，如1、 2、 3和5號短管可能沒有經過CW的冷擴徑處理。對于管徑為762 mm的成品管道，其未擴徑前的管徑約為752 mm。如果這些短管制造時為752 mm， 1、 2和3號短管由于其未完全焊透的焊縫就不可能經受住液壓膨脹處理，則當時就會破裂。因此， 1、 2、 3和5號短管直接制造直徑可能為762 mm。

同樣的，這些短管不可能承受90%SMYS的水壓測試，該測試也是CW的質量控制程序的一部分。水壓測試壓力為8.01 MPa， 1、 2和3號短管的理論爆破壓力在水壓測試壓力之下。

總之，事故管道6根短管中的至少4根的軋制方法不符合干線管道的行業標準，至少5根沒有按CW的DSAW要求制造，這些短管的組裝沒有滿足制造連接的要求。因此， NTSB得出結論，事故管道包含的短管不符合PG&E或其他已知的管道規范，且使用不確定的設備組裝，完全不符合規范要求。

3 1956年更新改造工程的質量控制問題

鑒于已確定的焊接和管體缺陷， NTSB調查人員試圖了解，這些不合格管件是如何在管道建設初期被安裝并在服役期間一直沒有發現其存在的缺陷，直到54年后導致事故的發生。調查顯示， 1956年更新改造工程沒有X射線的檢測記錄（與之相比， 1948年132線初始建設階段PG&E要求對其10%的焊縫進行X射線檢測），也沒有水壓試驗的相關記錄，如果當時進行了X射線檢測或者水壓試驗則有可能在管道安裝初期發現這些存在缺陷的短管。 3號短管預估爆破壓力（根據NTSB的爆破壓力計算其縱向焊縫為最薄弱點）為2.96～3.85 MPa。在管道建設初期，行業標準中規定二級地區的水壓試驗壓力為最大允許運行壓力（MAOP）的1.25倍（1956年事故地點為二級地區），也就是說MAOP 2.76 MPa對應的水壓試驗壓力為3.45 MPa。但是，當時這些標準是推薦性而非強制執行的， PG&E沒有按這些標準執行，從而錯過了一個在試運行階段就發現缺陷的機會。

此外，即使通過目視檢查都可以發現這些嚴重的焊縫異常。在每個短管的縱向焊縫存在的手工電弧焊的未焊透缺陷完全可以通過肉眼或觸摸發現。如果1956年更新改造工程將PG&E員工目視檢查管道內部（PG&E在1948年建設項目規范的一項要求）作為一項質量控制要求，那么不合格的焊縫缺陷也很容易就被探測到。因此，目視檢查沒有被執行甚至是被錯誤執行乃至忽視。

在調查中還發現存在壁厚為7.9 mm的管道（破裂位置北部連接的管道），這也說明質量控制不足。所有事故區域的管道的材料采購訂單記錄的管材屬性為壁厚9.5 mm的無縫鋼管。沒有任何記錄顯示7.9 mm壁厚的管道被發往現場。總之， 1956年更新改造工程質量控制的不足，使得有缺陷的管道被安裝。 NTSB得出結論，如果事故管道滿足1956年普遍接受的行業質量控制和焊接標準的話，就不會發生這次事故，這表明這些標準當時都被忽視了。

4 PG&E完整性管理情況評估

NTSB調查員檢查PG&E的GIS系統相關記錄后發現，在很多情況下， PG&E為重要的管道參數使用了假定值，其中還包括許多有明顯錯誤的重要的管道參數記錄，包括（但不限于）焊縫類型、 SMYS和埋深等。事實上，許多管段的記錄缺失，或是假定值、錯誤數據，已經在之前的作為完整性管理程序的一部分的ECDA開挖中暴露出來。 132線的13個管段中， 2個管道壁厚為假定值， 4個埋深未知。所有這些ECDA的開挖記錄要早于這些包含缺失、假定或錯誤值在GIS系統中記錄的時間。

作為ECDA程序的一部分， PG&E要求收集的數據可以用來驗證假設值并確定GIS中的未知值。

ECDA程序的開挖和驗證部分沒有要求用所收集的數據更新管道記錄。在NTSB的調查聽證會上， PG&E官員證實，如果現場工作人員發現GIS數據和實際情況存在差異，則要求現場工程師將這些情況匯報測繪部門，測繪部門要驗證信息。但是，提供給NTSB的文件顯示PG&E沒有應用ECDA程序驗證假設值、確定未知值或糾正錯誤值。

PG&E的GIS系統中還存在其他錯誤，包括沒有6根短管焊接在一起的記錄，也沒有準確的識別1988年10月27日132線縱向焊縫泄漏的原因。這次事故前，GIS系統只鑒定了在里程30.5 km處發生的一次泄漏，但并沒有提到任何細節。當被問及泄漏數據， PG&E表示， 20世紀90年代末 PG&E開始建設GIS系統時，只上傳了公開的（即未解決的）泄漏信息，對于未公開的泄漏信息——如1988年10月27日的泄漏事件（已經被修復了）沒有錄入到GIS系統。這種情況表明，在20世紀90年代前發生的其他泄漏可能都沒有錄入GIS系統，盡管PG&E表示其管線屬性詳細清單包含泄漏歷史，但是在管段風險評價中沒有考慮這些泄漏事故的影響。

NTSB注意到， PG&E 132線的GIS系統仍然存在很大比例的假定、未知或錯誤信息。如前所述，許多情況下，通過ECDA開挖能夠很容易的獲取準確的信息，但事實卻是信息并沒有錄入GIS系統。 GIS系統缺乏完整和準確的管道信息，使得PG&E的完整性管理程序不能有效的運轉。

5 管道內檢測技術

管道內檢測是識別并在發生嚴重故障之前消除管體缺陷最有效的一種技術手段，也是油氣輸送管道實施完整性管理計劃成功的關鍵所在。 NTSB認為，使用專業的內檢測工具來識別和評估由腐蝕、凹陷、鑿傷和環向及縱向裂紋對管體造成的損害是一種特別有前途的選擇。與其他評價技術不同，內檢測技術對整個管段定期進行不間斷的檢測，可以提供關于缺陷增長的有效信息。雖然內檢測技術有其局限性（一般情況下對于特定類型的缺陷檢出率約為90%），但可以通過多次運行的數據對比分析增加裂紋檢出率。

由于彎頭曲率半徑較小和旋塞閥等因素限制，許多如132線這樣的老管線無法適應現代的內檢測工具，除非對管線做出改造。根據NTSB調查聽證會上提供的證詞，對老管線實施管道內檢測技術只考慮了內檢測器是否能夠通過管道，而沒有涉及傳感器方面可能面臨的技術問題。輸氣管道運營商也宣稱，由于天然氣（可壓縮流體）和有害液體（不可壓縮流體）的流動狀態不同，使得在燃氣輸送管道中應用內檢測工具也會存在更多的技術挑戰，特別是運行壓力有時不足以推動檢測器在管道中運行。

NTSB得出結論，由于內檢測技術不適合現行的所有燃氣輸送管線，運營商不能應用這種有效評估工具確定和評估威脅管道的關鍵缺陷。 NTSB認識到，由于很多管道建設時間很早，當時沒有考慮管道內檢測，設計和施工相關的標準也未考慮管道的通過能力，都不適合采用內檢測。因此， NTSB建議美國管道和危險材料安全管理局（PHMSA）要求所有的天然氣輸送管線的設計需保障內檢測工具能夠順利通過，優先考慮老管線的更新改造。

同時， NTSB還建議美國燃氣協會（AGA）和美國天然氣協會（INGAA）制定開發和引進先進內檢測技術的計劃，著手為燃氣輸送管線開發更先進的內檢測技術和設備平臺。

下一期將為大家介紹 “1992年墨西哥瓜達拉哈地下管道爆炸事故”及經驗教訓，敬請關注。

作者：戴聯雙，博士， 1983年生，湖南懷化人，現就職于中國石油管道公司管道完整性管理中心，注冊安全工程師、二級安全評價師、安防系統集成師、管道檢驗員。負責編寫了《油氣管道安全防護規范》（Q/SY1490―2012），參與起草公安部標準《石油天然氣管道系統治安風險等級和安全防范要求》（GA 1166―2014）、國家標準 《油氣輸送管道完整性管理規范》（GB 32167―2015）等多項標準。在國內外期刊先后發表論文10余篇，參與編著了《管道完整性管理技術》《油氣管道事故啟示錄》等書籍。近年來多次獲得中石油集團科學技術進步獎、河北省科學技術進步獎、管道科學獎等。