安全案例分享(加拿大管道失效案例)

1、中國石油中國石油中國石油中國石油安全經(jīng)驗分享安全經(jīng)驗分享TransCanadaTransCanada管道公司氣體管道應(yīng)力腐蝕開裂導(dǎo)致管道爆炸事故管道公司氣體管道應(yīng)力腐蝕開裂導(dǎo)致管道爆炸事故科技信息處2013.5中國石油中國石油中國石油中國石油一、事故經(jīng)過一、事故經(jīng)過2 2011年年2月月19日晚日晚23：05分，分，TransCanada管道公司控制中心收到通知，位于管道公司控制中心收到通知，位于Beardmore, Ontario的一氣體管道發(fā)生火災(zāi)和爆炸。的一氣體管道發(fā)生火災(zāi)和爆炸。 該管道輸送含該管道輸送含CO2的天然氣。泄漏氣體被點燃，因此發(fā)生爆炸?，F(xiàn)場被炸出大坑并有的天然氣。泄漏氣體

2、被點燃，因此發(fā)生爆炸?，F(xiàn)場被炸出大坑并有3塊管道殘體，其他塊管道殘體，其他碎片被炸出碎片被炸出100米遠。附近的米遠。附近的6位居民被疏散，直至滅火后，無人員傷亡。位居民被疏散，直至滅火后，無人員傷亡。報告官方鏈接：報告官方鏈接：http:/www.tsb.gc.ca/eng/rapports-reports/pipeline/2011/p11h0011/p11h0011.asp中國石油中國石油中國石油中國石油基本信息基本信息OD：914.4 mm, WT: 9.13 mm鋪設(shè)時間：鋪設(shè)時間：1972年年失效管道焊接方式：失效管道焊接方式：DSAW運行壓力：運行壓力：6624 kPa運行溫度：

3、運行溫度：22.4度度NEB核準最大操作壓力核準最大操作壓力(MOP）：）：6895 kPa3條管線并行，埋深條管線并行，埋深 0.914m，間距，間距10 m上游上游 壓縮機站距離（壓縮機站距離（CS-75)：37.5 km下游壓縮機站距離（下游壓縮機站距離（CS-77) ：31.7 kmCSA Z 662 Class 1。3中國石油中國石油中國石油中國石油23：05分，壓力異常下降，但最初的壓力變化并不足夠觸發(fā)報警。但稍后開始報警鳴叫，并接到報警電話，分，壓力異常下降，但最初的壓力變化并不足夠觸發(fā)報警。但稍后開始報警鳴叫，并接到報警電話，隨后采取如下行動：隨后采取如下行動：4At 2314

4、, 調(diào)度對調(diào)度對75號和號和77號壓縮機號壓縮機組發(fā)出組發(fā)出 “ISOLATE ALL” 命令命令 隔日隔日 0158 , 火還未撲滅。認為是因為位于火還未撲滅。認為是因為位于MLV76和和MLV76-2之間應(yīng)處于正常關(guān)位置的之間應(yīng)處于正常關(guān)位置的隔斷閥隔斷閥MLV76-2:3密封不佳從而導(dǎo)致氣體從管密封不佳從而導(dǎo)致氣體從管線線100-3流竄進入管線流竄進入管線100-2的隔離段的隔離段By 2317, SCADA信號確認信號確認75號和號和77號壓縮機組隔離號壓縮機組隔離At 2319, SCADA信號確認信號確認MLV 76-2由于低壓自動關(guān)由于低壓自動關(guān)At 2320, SCADA信號確

5、認信號確認MLV 76A-2由于低壓自動關(guān)由于低壓自動關(guān)隔日隔日0505 ，為了阻止更多的天然氣由管線，為了阻止更多的天然氣由管線100-3進入進入100-2，公司句頂隔離并放空，公司句頂隔離并放空MLV 76 和和MLV 76A之間的管線之間的管線100-3.一、事故經(jīng)過一、事故經(jīng)過中國石油中國石油中國石油中國石油恢復(fù)運行恢復(fù)運行基于2月20日清晨對現(xiàn)場的詳細檢查，爆炸管線100-2兩側(cè)的并行管線100-1和100-3并未受到火災(zāi)和爆炸的影響。2月20日早晨8點15分，大火撲滅。9點25分，100-1管線恢復(fù)輸送。TransCanada人員著手解決內(nèi)漏MLV 76-2:3隔斷閥, 100-3

6、管線停輸。公司向內(nèi)漏的閥門中注脂。但是2月22日，由于再次檢測到.MLV 76-2:3隔斷閥內(nèi)漏，100-3管線的重輸計劃不得不放棄。100-3管線位于MLV 76 和MLV 76A兩個閥門之間的管線被關(guān)斷，隔離并放空，以防止再有氣體進入100-2管線。TransCanada在MLV 76-2:3閥門旁安裝了另一個閥門和盲板以隔斷100-3和100-2管線。2月25日9點，確認沒有任何泄露后，100-3管線恢復(fù)輸送。2月27日，100-1和100-3兩條管線恢復(fù)至事故前正常輸送。 3月6日，100-2管線受損壞段換管作業(yè)完成，并回填。6月，換管段所處兩閥室之間的管線進行了水壓試驗。8月11日，

7、位于MLV 76-2和MLV 76A-2之間的100-2管線根據(jù)公司的降壓程序降壓后投用。5一、事故經(jīng)過一、事故經(jīng)過中國石油中國石油中國石油中國石油審核運行記錄審核運行記錄審查了審查了2011月月1月月15日至事故發(fā)生日期間的日至事故發(fā)生日期間的CS-75站實時壓力監(jiān)測記錄，以及事故發(fā)站實時壓力監(jiān)測記錄，以及事故發(fā)生前生前24小時的壓力記錄，均無異常。小時的壓力記錄，均無異常。6二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油奔赴現(xiàn)場進行調(diào)查奔赴現(xiàn)場進行調(diào)查7 二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油TransCanada公司和公司和TSBC人員展開了詳

8、細的現(xiàn)場調(diào)查人員展開了詳細的現(xiàn)場調(diào)查8主要發(fā)現(xiàn)：主要發(fā)現(xiàn)：1.發(fā)生爆炸的管段外防腐層為石油瀝青防腐層外纏玻璃纖維膠帶發(fā)生爆炸的管段外防腐層為石油瀝青防腐層外纏玻璃纖維膠帶 ，已經(jīng)，已經(jīng)在事故中融化。但對上游和下游管段防腐層檢查發(fā)現(xiàn)良好的黏附性，盡在事故中融化。但對上游和下游管段防腐層檢查發(fā)現(xiàn)良好的黏附性，盡管局部發(fā)現(xiàn)小面積剝離。管局部發(fā)現(xiàn)小面積剝離。2. 直觀檢查表明沒有直觀檢查表明沒有EAC類失效的跡象，但類失效的跡象，但MPI磁粉探傷檢查發(fā)現(xiàn)破裂磁粉探傷檢查發(fā)現(xiàn)破裂處的焊縫接頭以及上游下游的接頭處均有大量的處的焊縫接頭以及上游下游的接頭處均有大量的SCC裂紋。裂紋。3. 取樣送至專業(yè)實驗室

9、進行金相學(xué)分析。取樣送至專業(yè)實驗室進行金相學(xué)分析。二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油9對對100-2管線和管線和100-3管線之間發(fā)生泄漏的隔斷閥進行開挖檢查發(fā)現(xiàn)該閥門處于正常關(guān)的管線之間發(fā)生泄漏的隔斷閥進行開挖檢查發(fā)現(xiàn)該閥門處于正常關(guān)的位置位置在該事故發(fā)生前，在該事故發(fā)生前，TransCanada就已經(jīng)知道該閥門有內(nèi)漏，但并未意識到內(nèi)漏是由于過行程導(dǎo)致。就已經(jīng)知道該閥門有內(nèi)漏，但并未意識到內(nèi)漏是由于過行程導(dǎo)致。過行程導(dǎo)致閥門底座受損，并最終發(fā)生氣體泄漏。過行程導(dǎo)致閥門底座受損，并最終發(fā)生氣體泄漏。內(nèi)漏閥門的現(xiàn)場調(diào)查內(nèi)漏閥門的現(xiàn)場調(diào)查二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分

10、析中國石油中國石油中國石油中國石油失效管段實驗室分析結(jié)果失效管段實驗室分析結(jié)果實驗室檢驗主要結(jié)論如下：實驗室檢驗主要結(jié)論如下：失效為縱向近中性SCCSCC 位于0730位置（從下游看），主要圍繞在在上游環(huán)焊縫2m內(nèi). 破裂導(dǎo)致裂紋向下游延伸2m. 裂紋向上延伸了大約1.8 m, 并順著環(huán)焊縫的焊趾繼續(xù)向上游延伸了4.1 m。管道破裂處及上游管段由于大火已無防腐層，防腐層僅殘余在下游補口處，粘結(jié)性能良好，小面積剝離，少量腐蝕產(chǎn)物。在上游環(huán)焊縫表面發(fā)現(xiàn)大量的小SCC裂紋隨即分布說明外防腐層的剝離并導(dǎo)致陰極保護屏蔽。破裂處可能存在的防腐層異?？赡軐?dǎo)致裂紋的產(chǎn)生，但是由于防腐層已經(jīng)不存在，僅為推測。對

11、整個上游和下游環(huán)焊縫的檢驗發(fā)現(xiàn)更多與SCC相關(guān)的證據(jù)。盡管發(fā)現(xiàn)的SCC裂紋比導(dǎo)致破裂的裂紋短淺很多，但這說明外防腐層已經(jīng)存在異常情況，導(dǎo)致破裂處的裂紋最早產(chǎn)生。裂紋增長速率大約是 0.17 mm /年。10二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油事故根本原因事故根本原因 管道應(yīng)力腐蝕開裂管道應(yīng)力腐蝕開裂SCC 本次事故由應(yīng)力腐蝕開裂SCC導(dǎo)致，管體產(chǎn)生SCC降低了承壓能力，導(dǎo)致在正常操作壓力下局部長期屈服，進而導(dǎo)致了開裂、火災(zāi)和爆炸。相對均勻的SCC增長表明SCC已經(jīng)存在較長時間。在本次事故中，在管道施工階段外部防腐層就出現(xiàn)了異常，并且隨著時間，外防腐層從管體表面剝離，

12、且屏蔽了陰極保護。由于事故管段的防腐層已經(jīng)燃為灰燼，因此無法判斷防腐層發(fā)生異常的真正原因。11在本事故中，隔斷閥的失效導(dǎo)致天然氣不停進入事故管段，為火災(zāi)提供了持續(xù)的氣體供應(yīng)，影響了整個應(yīng)急搶修。事故間接原因事故間接原因 閥門失效閥門失效 二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油管道完整性管理法規(guī)要求管道完整性管理法規(guī)要求CSA Z662-11 (管道系統(tǒng)的完整性管理程序) 3.2節(jié)的要求:10.11.1運營公司應(yīng)該制定及執(zhí)行管道完整性管理程序，該程序包括用于管理管道完整性的有效規(guī)程以確保其適用于持續(xù)性的使用， 包括監(jiān)控可能導(dǎo)致失效狀態(tài)的規(guī)程、消除或緩解此類情況的規(guī)程，以

13、及管理完整性數(shù)據(jù)的規(guī)程評價?，F(xiàn)有及潛在的風(fēng)險識別風(fēng)險降低的方法執(zhí)行完整性管理程序?qū)Y(jié)果進行監(jiān)控12二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油審核審核TransCanada公司完整性管理程序公司完整性管理程序TransCanada公司管道完整性管理程序（ Integrity Management Process for Pipelines (IMPP) 是公司用于管理管道和相關(guān)設(shè)施的綱領(lǐng)性文件。IMPP采用了基于風(fēng)險的完整性管理。v法規(guī)強制性要求，如法規(guī)強制性要求，如 CSA Z662, v非強制性的工業(yè)標準，如非強制性的工業(yè)標準，如CSA Z662附件，附件，ASME標準

14、，標準，API標準及標準及NACE標準標準v推薦做法推薦做法13二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油針對失效管段的完整性管理方案審核針對失效管段的完整性管理方案審核事實上，事實上，TransCanadaTransCanada公司的公司的 IMPPIMPP已經(jīng)識已經(jīng)識別出別出SCCSCC為為100-2100-2號管線的潛在危害之一，號管線的潛在危害之一，并通過檢驗性開挖和水壓試驗進行監(jiān)測。并通過檢驗性開挖和水壓試驗進行監(jiān)測。特別是出事管段的上游和下游均為水壓再特別是出事管段的上游和下游均為水壓再試驗循環(huán)項目的一部分。試驗循環(huán)項目的一部分。但是，但是，TransCana

15、daTransCanada認為外防腐層為石油瀝認為外防腐層為石油瀝青和煤焦油磁漆青和煤焦油磁漆 ( (例如本失效管段例如本失效管段) ) 失效失效概率較低，因此，這部分管段并未測試。概率較低，因此，這部分管段并未測試。TransCanada公司的公司的IMPP也識別出了也識別出了100-2管線外部腐蝕的危害。為了緩解這管線外部腐蝕的危害。為了緩解這一危害一危害 ，公司開展了一系列狀態(tài)評價，如，公司開展了一系列狀態(tài)評價，如2000年年5月的內(nèi)檢測?；诠镜娘L(fēng)險分月的內(nèi)檢測?；诠镜娘L(fēng)險分析，析，2010年開挖了基于內(nèi)檢測結(jié)果，位于年開挖了基于內(nèi)檢測結(jié)果，位于MLV 75 和和 MLV 77之

16、間之間 2個個“最嚴重最嚴重”的腐蝕部位，的腐蝕部位， 并進行了磁粉探傷。并進行了磁粉探傷。不管內(nèi)檢測還是不管內(nèi)檢測還是NDT結(jié)果均表明結(jié)果均表明2000年年后，腐蝕并沒有明顯增長。依據(jù)于此，后，腐蝕并沒有明顯增長。依據(jù)于此，TransCanada相信外腐蝕不是該段管線的相信外腐蝕不是該段管線的主要風(fēng)險。主要風(fēng)險。14 IMPP規(guī)定內(nèi)檢測作為常規(guī)監(jiān)測的一部分，但由于內(nèi)檢測器為漏磁檢測，并不適用于外表面發(fā)生規(guī)定內(nèi)檢測作為常規(guī)監(jiān)測的一部分，但由于內(nèi)檢測器為漏磁檢測，并不適用于外表面發(fā)生應(yīng)力腐蝕開裂的管道。應(yīng)力腐蝕開裂的管道。 作為作為IMPP的一部分，公司通過選擇性地對管段進行水壓再試驗以識別存在

17、于管道外表面的臨界的一部分，公司通過選擇性地對管段進行水壓再試驗以識別存在于管道外表面的臨界型型SCC。 二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油審核線路完整性管理相關(guān)記錄審核線路完整性管理相關(guān)記錄審核陰極保護有效性的相關(guān)檢測報告，均符審核陰極保護有效性的相關(guān)檢測報告，均符合合CSA662和和NEB-OPR的規(guī)定的規(guī)定審核審核1972年投產(chǎn)時的水壓試驗記錄年投產(chǎn)時的水壓試驗記錄24小時小時8946kPa（SMYS）測試。）測試。TCPL也制定了水壓再試驗的方案，是否需要再次試驗由運也制定了水壓再試驗的方案，是否需要再次試驗由運行歷史和公司所收集的再次試驗失效歷史數(shù)據(jù)決定

18、。行歷史和公司所收集的再次試驗失效歷史數(shù)據(jù)決定。15內(nèi)檢測類型時間管道漏磁檢測2000.5管道測徑檢測2000.5管道變形檢測1990.6二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油審核審核TransCanada閥門維護程序閥門維護程序公司閥門的設(shè)計、安裝、操作和維護均遵守CSA的法規(guī)及相關(guān)標準規(guī)范。預(yù)防性的檢驗和維護并不能確定閥門內(nèi)漏，通常是通過大修期間對閥門進行監(jiān)測，大多數(shù)情況下，閥門內(nèi)漏都是輕微且可控的。因此，公司并不會替換或者維修所有發(fā)現(xiàn)有內(nèi)泄問題的閥門。當內(nèi)漏會影響到管道安全時，則會對其進行更換、維修或執(zhí)行其他緩解措施。公司制定了針對微量泄露(small leak

19、age)的閥門安全操作規(guī)定.公司閥門維護程序公司閥門維護程序(VMP)定義了關(guān)鍵閥定義了關(guān)鍵閥門門(CVs)，即在應(yīng)急時用于隔離管段和，即在應(yīng)急時用于隔離管段和設(shè)備的閥門。包括：設(shè)備的閥門。包括：v主干線閥門主干線閥門v管線回路之間的隔斷閥管線回路之間的隔斷閥v連接主管線和其他管線連接主管線和其他管線/設(shè)施設(shè)施（如壓縮機組）的旁通閥（如壓縮機組）的旁通閥v主干線和壓縮機站的放空閥主干線和壓縮機站的放空閥 16二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油閥門和操作人員檢驗程序閥門和操作人員檢驗程序v普通閥門和現(xiàn)場檢驗普通閥門和現(xiàn)場檢驗v閥門開關(guān)測試、閥門開關(guān)測試、 泄漏檢測、

20、流動檢驗泄漏檢測、流動檢驗v閥門和驅(qū)動潤滑閥門和驅(qū)動潤滑v控制控制/儀表校準儀表校準v糾正性維護工單以調(diào)查并緩解已識別出的缺糾正性維護工單以調(diào)查并緩解已識別出的缺陷陷閥門和操作人員泄漏檢驗和循環(huán)測試閥門和操作人員泄漏檢驗和循環(huán)測試程序程序v用于識別并緩解關(guān)鍵閥門失效用于識別并緩解關(guān)鍵閥門失效(fail-to-cycle)的最可能根本原因。的最可能根本原因。v每一個關(guān)鍵閥門都需要完全或者部分旋轉(zhuǎn)以每一個關(guān)鍵閥門都需要完全或者部分旋轉(zhuǎn)以取保閥門內(nèi)部的自由移動取保閥門內(nèi)部的自由移動v用于關(guān)鍵閥門壓力設(shè)置的的控制用于關(guān)鍵閥門壓力設(shè)置的的控制/儀表需要儀表需要校準校準17審核審核TransCanada閥

21、門維護程序閥門維護程序兩個獨立的閥門檢驗和維護程序，隔年執(zhí)行。關(guān)鍵閥門則每年檢驗兩個獨立的閥門檢驗和維護程序，隔年執(zhí)行。關(guān)鍵閥門則每年檢驗國家能源局（國家能源局（NEB）指出：關(guān)鍵閥門的泄漏是影響管道系統(tǒng)的危害）指出：關(guān)鍵閥門的泄漏是影響管道系統(tǒng)的危害(threat）之一，公司的完整性管理方案必）之一，公司的完整性管理方案必須包括關(guān)鍵閥門的相關(guān)要求。須包括關(guān)鍵閥門的相關(guān)要求。二、事故調(diào)查分析二、事故調(diào)查分析中國石油中國石油中國石油中國石油18根據(jù)已有資料的總結(jié)，除了熔結(jié)環(huán)氧粉末涂層(FBE) 外，任何其他涂層管道系統(tǒng)都包含在ASME B31.8S 所規(guī)定的SCC風(fēng)險定義中。特別是聚烯烴類(PE

22、)基涂層系統(tǒng)由于與管體金屬粘附力損失，逐漸與管體金屬剝離。聚乙烯收縮帶在原有涂層與收縮帶的搭接部位形成鼓起，地下水可進入到此鼓起部位。由于聚乙烯的高絕緣性能，陰極保護無法輕易的到達管體表面，也就無法將腐蝕減緩至可接受的水平。季節(jié)更替導(dǎo)致地下水位變化使得在剝離部位對腐蝕進行控制或減緩更加復(fù)雜。在表面預(yù)處理不充分的情況下，臨近壓氣站或泵站產(chǎn)生的壓力波動，剝離的收縮帶會產(chǎn)生SCC發(fā)生所需的許多先決條件 TransCanada管道公司的現(xiàn)場調(diào)查表明：在PE膠帶涂層管道執(zhí)行的255次開挖驗證中，69%的開挖點發(fā)現(xiàn)有SCC。在TransCanada管道公司的20件因SCC造成的失效事件中，15起發(fā)生在PE

23、膠帶保護的管道上。裂紋通常發(fā)生在長焊縫的焊趾部位（此處涂層帶在焊道上鼓起，導(dǎo)致涂層與管體之間剝離）。在許多案例中，甚至當管-地電位滿足標準的情況下，在涂層剝離區(qū)域仍發(fā)現(xiàn)嚴重的腐蝕。加拿大國家能源局（NEB）也通報73%的SCC失效事件發(fā)生在PE膠帶下。Enbridge管道公司、TransCanada管道公司、Foothill管道公司、Interprovincial管道公司的失效調(diào)查報告都認為涂層剝離是其所轄大口徑管道發(fā)生泄漏或破裂的最主要觸發(fā)因素之一。三、三、應(yīng)力腐蝕開裂（SCC）風(fēng)險辨識中國石油中國石油中國石油中國石油漏磁檢測可以有效地識別出腐蝕缺陷，但針對管體外表面的裂紋，特別是裂紋集中生

24、長處或者在縱向和環(huán)焊縫處的裂紋，漏磁檢測則束手無策。如果腐蝕和裂紋同時存在，漏磁檢測能夠識別出腐蝕，但未必能發(fā)現(xiàn)EAC類的裂紋。EMAT是比較新的內(nèi)檢測工具，專門用于檢測裂紋的存在及其尺寸，包括SCC。EMAT也能檢測到腐蝕，但并不能提供腐蝕的具體尺寸。在本次事故發(fā)生時，TransCanada公司已經(jīng)雇傭了了兩個檢測公司，使用EMAT探頭對管道進行內(nèi)檢測。未來，隨著EMAT技術(shù)的完善和成熟，EMAT內(nèi)檢測器能更好的協(xié)助管道公司加強對天然氣管道SCC的控制。但截至到目前，SCC的管理仍不得不繼續(xù)依賴其它措施，如水壓再試驗，管道開挖和數(shù)據(jù)整合。19三、三、應(yīng)力腐蝕開裂（SCC）風(fēng)險辨識EMAT電磁

25、超聲檢測電磁超聲檢測中國石油中國石油中國石油中國石油水壓再試驗水壓再試驗管道運營公司一直以來都有使用水壓再試驗以確認某段管線針對時間相關(guān)的潛在危害的完整性，這些危害包括腐蝕、SCC，施工損傷，和制造缺陷?，F(xiàn)場經(jīng)驗和研究均表明水壓再試驗?zāi)軌蚍浅Ｓ行У貦z測并緩解近臨界型(near-critical)缺陷，如天然氣管道上產(chǎn)生的SCC。使用裂紋增長速率模型進行統(tǒng)計分析可適當調(diào)整水壓再試驗的間隔。失效管段所處的兩個閥室之間的管線并未進行過水壓再試驗，但其上游和下游的管段已經(jīng)進行過數(shù)次。如果不能有計劃地開展水壓再試驗，EAC類缺陷可能會在管體外表面生成，且不會被檢測到，從而增加了管道在運期間的失效風(fēng)險。2

26、0三、三、應(yīng)力腐蝕開裂（SCC）風(fēng)險辨識中國石油中國石油中國石油中國石油四、TransCanada公司采取的安全措施公司采取的安全措施1. 2011年年6月月, 100-2管線位于管線位于MLV 76和和MLV 76A-2之間的管段進行了水壓再試驗，之間的管段進行了水壓再試驗，試驗壓力為試驗壓力為130%最大操作壓力。最大操作壓力。 100-2 位于位于MLV 103 和和MLV 104之間從未進行之間從未進行過水壓再試驗的管段管段也開展了水壓再試驗，測試壓力為過水壓再試驗的管段管段也開展了水壓再試驗，測試壓力為100% SMYS，無失效。，無失效。 213. 作為確認作為確認100-2管道完

27、整性管道完整性5年計劃的一部分，年計劃的一部分，TransCanada調(diào)整了該條管道完調(diào)整了該條管道完整性評價計劃，使用整性評價計劃，使用EMAT進行內(nèi)檢測以發(fā)現(xiàn)進行內(nèi)檢測以發(fā)現(xiàn)SCC。并且，通過可控的檢測執(zhí)行和對。并且，通過可控的檢測執(zhí)行和對裂紋內(nèi)檢測結(jié)果的驗證來識別管體外壁的裂紋內(nèi)檢測結(jié)果的驗證來識別管體外壁的SCC。通過與水壓再試驗計劃的結(jié)合，。通過與水壓再試驗計劃的結(jié)合，EMAT檢測的完整性和管道的完整性可得到驗證。檢測的完整性和管道的完整性可得到驗證。2. TransCanada制定了制定了100-2管線所有管段的降壓程序。降壓程序的基準年為上一次管線所有管段的降壓程序。降壓程序的基

28、準年為上一次開展開展SCC減緩的年份。壓力以每年減緩的年份。壓力以每年5%降低，直至采取減緩措施。對于整條降低，直至采取減緩措施。對于整條100-2管管線，最大操作壓力已經(jīng)降低線，最大操作壓力已經(jīng)降低5%。中國石油中國石油中國石油中國石油四、TransCanada公司采取的安全措施公司采取的安全措施224. 基于過去基于過去90天運行壓力的情況，天運行壓力的情況，TransCanada對對9個特定管段采取了立即措施，個特定管段采取了立即措施，降壓降壓5%使用。使用。TransCanada正在致力于通過正在致力于通過EMAT技術(shù)檢驗、定位并確定所有技術(shù)檢驗、定位并確定所有SCC缺陷的尺寸。在這期

29、間，缺陷的尺寸。在這期間，100-2管線降壓程序執(zhí)行順序如下：管線降壓程序執(zhí)行順序如下：優(yōu)先優(yōu)先1: 1: 石油瀝青防腐層管段，并未進行水壓試驗石油瀝青防腐層管段，并未進行水壓試驗 (2011 (2011年年3 3月執(zhí)行月執(zhí)行) )優(yōu)先優(yōu)先 2: 2: 自從上一次水壓試驗后，運行時間超過自從上一次水壓試驗后，運行時間超過2020年的石油瀝青防腐層管段（年的石油瀝青防腐層管段（ 2011 2011年年4 4月執(zhí)行月執(zhí)行) )優(yōu)先優(yōu)先 3: 3: 煤焦油磁漆管段，并未進行水壓試驗煤焦油磁漆管段，并未進行水壓試驗 (2011 (2011年年4 4月執(zhí)行月執(zhí)行) )優(yōu)先優(yōu)先 4: 4: 外防腐層為聚酯

30、類的管段，自從上一次水壓試驗后，運行時間超過外防腐層為聚酯類的管段，自從上一次水壓試驗后，運行時間超過8 8年年 (2011 (2011年年5 5月執(zhí)行月執(zhí)行) )優(yōu)先優(yōu)先 5: 5: 石油瀝青防腐層管段，自從上一次水壓試驗后，運行時間超過石油瀝青防腐層管段，自從上一次水壓試驗后，運行時間超過1010年。年。 (2011(2011年年5 5月執(zhí)行月執(zhí)行).).中國石油中國石油中國石油中國石油四、TransCanada公司采取的安全措施公司采取的安全措施5. TransCanada公司正在制定新的氣體管道完整性管理文件，將在公司正在制定新的氣體管道完整性管理文件，將在2012年替代原年替代原IMPP。此外，文檔化的流程將提供每一種危害的管道完整性管理細節(jié)，包括。此外，文檔化的流程將提供每一種危害的管道完