張強1 戴聯(lián)雙2 楊玉鋒1

1.國家管網(wǎng)集團科學(xué)技術(shù)研究總院分公司；2.國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司

1  概述

管道內檢測實(shí)施前，應制定適合的內檢測工作流程，包括內檢測技術(shù)與設備選型、檢測器性能驗證、踏線(xiàn)設標、管道清管/測徑、運行檢測器、數據分析和開(kāi)挖驗證，其中清管和內檢測階段風(fēng)險最大。影響檢測器正常運行的因素較多，包括管道收發(fā)球裝置尺寸和結構、管道管徑、三通、閥門(mén)、彎頭和管道壓力、流量以及現場(chǎng)操作等。近年國內外開(kāi)展內檢測（含清管）作業(yè)出現了諸如收發(fā)球過(guò)程中的火災、殘留高壓氣體引起的設備沖撞、運行過(guò)程中的卡停等事故事件（表 1），造成人員傷亡和設備損壞。對此需要引起重視，作業(yè)時(shí)應全面識別項目實(shí)施過(guò)程中存在的風(fēng)險因素，采取消減和控制措施，擬定異常情況的應急處置預案，確保檢測工作順利實(shí)施。

表 1 部分油氣管道內檢測作業(yè)事故

2  案例分析

2.1  事故經(jīng)過(guò)

2006年11月23日，Enbridge公司W(wǎng)estspur分公司外徑為323.9 mm的天然氣凝液（NGLs）管道開(kāi)展內檢測作業(yè)，采用組合式檢測工具，即由1個(gè)幾何檢測器、1個(gè)漏磁檢測器和4個(gè)隔離清管器組成，如圖 1所示。Enbridge公司專(zhuān)門(mén)為此次內檢測安裝了臨時(shí)收球筒，如圖 2所示。受天然氣凝液（NGLs）輸量影響，采用天然氣推動(dòng)內檢測器運行。

圖 1 組合式檢測工具及運行流程

圖 2 臨時(shí)收球筒示意圖

11月23日上午6:35開(kāi)始，幾何檢測器和漏磁檢測器先后進(jìn)入收球筒，之后關(guān)閥隔離、泄壓、注氮置換，取出檢測器。中午12:02開(kāi)始，清管器1#、2#、3#分別進(jìn)入收球筒。在3#清管器到達收球筒前，因為天然氣凝液（NGLs）中已經(jīng)有天然氣混入跡象，現場(chǎng)決定將介質(zhì)導向放空火炬。16:24，4#清管器進(jìn)入收球筒，跟蹤器確認停留在變徑段（大小頭），各清管器停留位置如圖 3所示，繼續保持收球流程5分鐘以確保清管器盡量往前移動(dòng)。

圖 3 內檢測作業(yè)時(shí)清管器停留位置

如圖 3所示，收球開(kāi)始，首先關(guān)閉主干線(xiàn)V101隔離閥，通過(guò)放空管點(diǎn)火直到壓力降至698.5 kPa，并從V1處注氮置換直到放空管火焰熄滅。然后關(guān)閉F6和F7并打開(kāi)V2，有少量黑色液體噴出，球筒壓力表P1、P2（量程0～6895 kPa）讀數為0 kPa。從V1移除注氮管并打開(kāi)閥門(mén)繼續放空，打開(kāi)盲板開(kāi)始收球。1#、2#清管器完全進(jìn)入大筒被輕松取出，3#清管器停在變徑段（大小頭）附近、距離球筒口約7.6 m處，現場(chǎng)人員嘗試用9.1 m長(cháng)的牽拉工具將其取出。拖拽過(guò)程中3#、4#清管器快速沖出撞到操作人員，致1人重傷，1人輕傷。同時(shí)黑色液體從V2噴濺而出。

2.2  事故原因分析

分析表明，事故直接原因為3#、4#清管器間壓差造成被拖拽清管器快速沖出。

（1）正常輸送過(guò)程管道內無(wú)黑色粉末。內檢測過(guò)程中收球筒帶入黑色粉末雜質(zhì)在3#和4#清管器（皮碗）周?chē)�累積，形成了密封空間（大筒外徑355.6 mm僅比管道標稱(chēng)直徑323.9 mm略大）。

（2）注氮及殘留的天然氣凝液氣化膨脹（膨脹比約為255∶1），在清管器前后產(chǎn)生壓差，隨著(zhù)3#清管器被拉入大筒，4#清管器后的背壓足以推動(dòng)清管器沖出。

（3）4#清管器停留于排氣孔V2上游或剛好跨在排氣孔位置使壓力無(wú)法有效釋放。雖然現場(chǎng)操作人員確認壓力表P1和P2的讀數為0，但這些壓力表的量程為6895 kPa，可能無(wú)法顯示較小讀數。而103 kPa～138 kPa壓力就可推動(dòng)清管器移動(dòng)。

（4）當3#、4#清管器未按計劃進(jìn)入收球筒大筒時(shí)，現場(chǎng)人員采用行業(yè)慣用方法拖拽隔離清管器，未評估該方法針對此次特定情況（氣液兩相）的適用性，未意識到這種偏差可能帶來(lái)的危險，安全意識和風(fēng)險分析不足。

2.3  安全措施

Enbridge公司通過(guò)調查分析，決定將收球筒外徑由355 mm更換為406.4 mm，排氣閥由50.8 mm調整為101.6 mm；同時(shí)審查完善現有操作手冊。2007年4月，加拿大國家能源局（NEB）發(fā)布安全咨詢(xún)報告（NEB SA 2007-01），闡述了清管/內檢測作業(yè)中的風(fēng)險因素和預防措施，如表 2所示。

表 2 清管過(guò)程中風(fēng)險因素和預防措施

3  其他預防措施

管道企業(yè)應根據內檢測作業(yè)風(fēng)險識別結果制定安全控制措施，并納入實(shí)施方案嚴格落實(shí)。除以上收發(fā)球過(guò)程中可能面臨的風(fēng)險和預防措施外，還需采取以下預防措施。

（1）針對內檢測器在管道中解體風(fēng)險，應提前檢查檢測器各部件，識別流量變化較大或管道存在較大落差處，在檢測器運行重點(diǎn)位置值守監聽(tīng)。

（2）針對內檢測器皮碗失去驅動(dòng)風(fēng)險，應提前識別皮碗磨損或可能造成失去驅動(dòng)的彎頭處并采取相應措施。

（3）針對內檢測器卡停風(fēng)險，提前識別、分析管道可能存在大變形、支管等位置，對沿線(xiàn)閥門(mén)進(jìn)行排查，確保內檢測器運行時(shí)閥門(mén)保持全開(kāi)位置。

（4）針對內檢測過(guò)程中工藝流程切換可能導致運行異常風(fēng)險，內檢測實(shí)施過(guò)程中應盡量保持工藝平穩。如必須切換則應選擇檢測器運行在較平緩的區域時(shí)進(jìn)行操作。

4  作業(yè)故障處置措施

如果發(fā)生內檢測作業(yè)異常，視情況分別采取以下處置措施。

（1）若發(fā)生卡停事故，可結合地面標識盒信號和現場(chǎng)管道情況（是否存在彎頭、管道爬坡段），分析判斷卡停位置，查找并開(kāi)挖確認，動(dòng)火切除并更換相應管段，取出檢測器。

（2）若檢測器地面跟蹤信號丟失、運行壓力無(wú)異�；蛘哌\行壓力升高但不影響輸量，則在跟蹤信號丟失點(diǎn)下游3 km～10 km范圍內加密設置跟蹤標識器，若重新發(fā)現信號則恢復正常檢測；若仍未發(fā)現信號可初步判斷為檢測器出現卡停；適當提高運行壓力增大檢測器驅動(dòng)力，若提壓后檢測器開(kāi)始移動(dòng)則正常進(jìn)行檢測器跟蹤；若檢測器仍未移動(dòng)則應使用泄流量大于檢測器泄流量的泡沫清管器作為救援清管器進(jìn)行推球。若順利推動(dòng)則同時(shí)跟蹤檢測器信號和救援清管器信號；若未推動(dòng)則需動(dòng)火切除并更換相應管段，取出檢測器。

（本文編譯自《Pipeline Investigation Report P06H0061：In-line tool occurrence Enbridge Pipelines (Westspur) Inc. 323.9-millimetre outside diameter pipeline receiving trap at cromer terminal near cromer, manitoba 23 november 2006》《National Energy Board Safety Advisory NEB SA 2007-01：Pipeline Pigging Operations: Open to Injury》.）

作者簡(jiǎn)介：張強，1986年生，注冊安全工程師、二級安全評價(jià)師、管道檢驗員，主要從事管道完整性相關(guān)的研究工作。先后參與編寫(xiě)《油氣管道風(fēng)險評價(jià)方法 第2部分 定量評價(jià)法》《油氣管道基于風(fēng)險的檢測方法》等行業(yè)標準、《油氣管道站場(chǎng)完整性管理》等書(shū)籍，曾獲中石油集團公司科學(xué)技術(shù)進(jìn)步獎等。聯(lián)系方式：18630630987，zhangqiang14@pipechina.com.cn。