輸氣管道完整性管理文件體系（第三分冊）-完整性檢測技術(shù)

中國石油天然氣股份有限公司

輸氣管道完整性管理文件體系

（第三分冊）

完整性檢測技術(shù)

XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX-XX-XX施行

中國石油天然氣股份有限公司

中國石油天然氣股份有限公司管道分公司

完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005（A）

__.

刖百

《輸氣管道完整性管理體系》，適用于中國石油天然氣股份有限公司輸氣管道運營

過程中的完整性管理。

石油天然氣的管道運輸是我國五大運輸產(chǎn)業(yè)之一，對我國國民經(jīng)濟起著非常重要的

作用，被譽為國民經(jīng)濟的動脈，隨著國民經(jīng)濟的發(fā)展，國家對長輸管道的依賴性逐漸提

高，而管道對經(jīng)濟、環(huán)境和社會穩(wěn)定的敏感度也越來越高，油氣管道的安全問題已經(jīng)是

社會公眾、政府和企業(yè)關(guān)注的焦點，政府對管道的監(jiān)管力度也逐漸加大，因此對管道的

運營者來說，對管道的運行管理的核心是“安全和經(jīng)濟”。

由于當(dāng)前中國石油所管理的油氣管道多為上世紀(jì)70年代所建設(shè)和近年來新建管道,

對老管道隨著運行時間延長，管道事故時有發(fā)生，如何解決油氣管道運行安全問題是當(dāng)

前解決老油氣管道運行的首要問題。對新建管道，由于輸送壓力高，事故后果影響嚴(yán)重,

如何保證管道在投入運行前期的事故多發(fā)期的運行安全，降低成本也是當(dāng)前新建管道所

面臨的主要問題。

世界各國都在探索管道安全管理的模式，最終得出一致結(jié)論：管道完整性管理是最

好的方式，近兒年，管道完整性評價與完整性管理逐漸成為世界各大管道公司普遍采取

的一項重要管理內(nèi)容。管道的完整性評價與完整性管理是指管道公司通過對天然氣管道

運營中面臨的安全因素的識別和評價，制定相應(yīng)的安全風(fēng)險控制對策，不斷改善識別到

的不利影響因素，從而將管道運營的安全風(fēng)險水平控制在合理的、可接受的范圍內(nèi)，達

到減少管道事故發(fā)生、經(jīng)濟合理地保證管道安全運行管理技術(shù)的目的。完整性評價與完

整性管理的實質(zhì)是，評價不斷變化的管道系統(tǒng)的安全風(fēng)險因素，并對相應(yīng)的安全維護活

動作出調(diào)整。世界各大管道公司采取的技術(shù)管理內(nèi)容包括：管道風(fēng)險管理，地質(zhì)災(zāi)害與

風(fēng)險評估技術(shù)管理，管道安全運行的狀態(tài)監(jiān)測管理（腐蝕探頭監(jiān)測、管道氣體泄露監(jiān)測、

超聲探傷監(jiān)測、氣體成分監(jiān)測、壁厚測量監(jiān)測、粉塵組分監(jiān)測、腐蝕性監(jiān)測等），管道

狀況檢測管理（智能內(nèi)檢測、防腐層檢測，土壤腐蝕性檢測等），結(jié)構(gòu)損傷評估管理，

土工與結(jié)構(gòu)評估技術(shù)管理，腐蝕缺陷分析和評定技術(shù)管理，先進的管道維護技術(shù)管理等。

國外油氣管道安全評價與完整性管理始于20世紀(jì)70年代的美國，至90年代初期,

美國的許多油氣管道都已應(yīng)用了完整性評價與完整性管理技術(shù)來指導(dǎo)管道的維護工作。

完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005(A)

隨后加拿大、墨西哥等國家也先后于90年代加入了管道風(fēng)險管理技術(shù)的開發(fā)和應(yīng)用行

列，至今為止均取得了豐碩的成果。

綜上，管道完整性管理已經(jīng)成為全球管道技術(shù)發(fā)展的重要內(nèi)容,我國在這方面起步較

晚，但到目前為止，還沒有一套完整的完全適用于油氣管道的適用性評價體系。雖然天

然氣管道的適用性評價可參考現(xiàn)有標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)范或推薦作法,但有許多地方需要結(jié)合天然

氣管道的實際情況，進行修改和完善。目前，國內(nèi)尚無系統(tǒng)的管線完整性管理體系。在

國際上，最有代表性的標(biāo)準(zhǔn)是ASMEB31.8S-2001輸氣管道系統(tǒng)完整性管理，主要針對

國外輸氣管道。由于國內(nèi)外管道設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)和具體運行管理的實際不同，很難全部應(yīng)用于

國內(nèi)管線。

為了保證中油天然氣管道的安全運行，提高中油天然氣管道的整體管理水平和自身

的競爭能力，實現(xiàn)與國際管道完整性管理水平的接軌，從指導(dǎo)國內(nèi)天然氣管道全局的高

度出發(fā)，進行國際完整性管理體系的研究是一項重要的基礎(chǔ)工作，對于提高我中油股份

公司整體競爭實力意義重大。

本管理體系的目的，是為輸氣管道的安全和完整性管理提供一套系統(tǒng)、綜合的方法。

管道公司采用該規(guī)范進行管道完整性管理，通過不斷變化的管道因素，對天然氣管道運

營中面臨的風(fēng)險因素進行識別和技術(shù)評價，制定相應(yīng)的風(fēng)險控制對策，不斷改善識別到

的不利影響因素，從而將管道運營的風(fēng)險水平控制在合理的、可接受的范圍內(nèi)。具體通

過科學(xué)的設(shè)計、監(jiān)測、檢測、檢驗、檢查、信息化系統(tǒng)應(yīng)用等方式和各種技術(shù)的實施,

獲取與專業(yè)管理相結(jié)合的管道完整性信息，對可能造成管道失效的威脅因素進行管道的

完整性評價，最終達到持續(xù)改進、減少和預(yù)防管道事故發(fā)生，經(jīng)濟合理地保證管道安全

運行的目的。

完整性管理體系的目的還在于建立和提出一套專門適用于股份公司需求的技術(shù)文

件，這些體系文件和系統(tǒng)將保證管道安全運行，并為股份公司建立最有效的管道安全經(jīng)

濟效益戰(zhàn)略發(fā)展服務(wù)，這些體系文件將有利于管道管理者發(fā)現(xiàn)和識別管道危險區(qū)域，對

各種事故作到事前預(yù)控。

完整性管理與QHSE體系的關(guān)系可以表述為,QHSE是管道完整性管理的基本條件,

而管道完整性管理又是管道公司QHSE體系的核心內(nèi)容，完整性管理保障了人員的健

康、安全、環(huán)境。世界各大管道公司按法律必須實行HSE管理，但同時又將管道完整

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性管理作為核心內(nèi)容。

完整性管理體系文件由管理總冊、管理分冊、程序文件、作業(yè)文件組成，在文件的

編寫過程中參考了國際API、ASME等國際標(biāo)準(zhǔn)并根據(jù)國內(nèi)完整性管理的最新成果提出了

輸氣管道完整性管理的程序、內(nèi)容和要求。

完整性管理體系的文件構(gòu)成：

1.輸氣管道完整性管理體系一管理總冊

2.輸氣管道完整性管理體系一管理分冊：

1）第一分冊：數(shù)據(jù)的收集和整合

2）第二分冊：管道風(fēng)險評價技術(shù)指南

3）第三分冊：完整性檢測技術(shù)

4）第四分冊：完整性監(jiān)測技術(shù)

5）第五分冊：完整性評價技術(shù)

6）第六分冊：天然氣管道修復(fù)技術(shù)

7）第七分冊：管道地質(zhì)災(zāi)害識別與評估技術(shù)

8）第八分冊：天然氣管道防止第三方破壞及失效統(tǒng)計

9）第九分冊：完整性管理信息系統(tǒng)

3.輸氣管道完整性管理體系一程序控制文件

4.輸氣管道完整性管理體系一作業(yè)文件

各部分的具體內(nèi)容介紹如下：

1.輸氣管道完整性管理體系一管理總冊

輸氣管道完整性管理體系一管理總冊是中國石油天然氣股份有限公司實施長輸管

道完整性管理的綱要性文件，全面地闡述了中國石油天然氣股份有限公司實施管道完整

性管理體系的內(nèi)容。

2.輸氣管道完整性管理體系一管理分冊

輸氣管道完整性管理體系的分冊是對管理總冊中規(guī)定的某一特定流程的實施細(xì)則,

論述了中國石油天然氣股份有限公司完整性管理實施過程中某一特定流程的具體要求。

它包括了九個分冊，每一分冊分別對相應(yīng)的完整性管理程序的內(nèi)容、要求提出了明確的

iii

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?中國石油；j

規(guī)定，分別涉及的內(nèi)容如下：1）完整性數(shù)據(jù)采集、整合、收集；2）管道風(fēng)險評價技術(shù)

指南；3）輸氣管道完整性管理信息系統(tǒng)；4）完整性監(jiān)測技術(shù)；5）檢測技術(shù)；6）完整

性評價技術(shù)；7）線路地質(zhì)災(zāi)害識別與評價技術(shù)；8）防止第三方破壞及事故統(tǒng)計分析技

術(shù)；9）管道維護維修技術(shù)。

3.輸氣管道完整性管理體系一程序控制文件

程序控制文件是輸氣管道完整性管理的質(zhì)量控制文件,是公司內(nèi)部管理的具體運作

程序，規(guī)定公司內(nèi)部對完整性管理的具體管理程序和控制要求，是為進行完整性管理的

某項活動或過程所規(guī)定的方法和途徑，以文件的形式規(guī)定了完整性管理體系實施過程中

各業(yè)務(wù)部門工作交叉關(guān)系的處理流程和各部門人員管理行為的規(guī)范。

4.輸氣管道完整性管理體系一作業(yè)文件

作業(yè)文件包括作業(yè)指導(dǎo)書（操作規(guī)程）和記錄文件。完整性管理的作業(yè)文件由各管

道運營公司根據(jù)管道完整性管理過程的需要產(chǎn)生，在總冊和分冊文件中已經(jīng)規(guī)定了要求

的應(yīng)當(dāng)依照其要求和格式制定相應(yīng)的作業(yè)文件。

作業(yè)文件是程序文件的補充和支持，是管理和操作者行為的指南，是圍繞管理手冊

和程序文件的要求，描述具體的工作崗位和工作現(xiàn)場如何完成某項工作任務(wù)的具體做

法，是一個詳細(xì)的工作文件，主要供個人或班組使用。該文件有些是在體系運行中根據(jù)

需要不斷產(chǎn)生的。

完整性管理是一個動態(tài)的過程，各個部分是一個有機的統(tǒng)一?整體，為了表述和管理

的需要，往往將其人為的分開進行論述，但在完整性管理具體實施過程中，應(yīng)當(dāng)將其作

為一個完整的有機過程進行全面的理解。

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?中國石油工

目錄

-li.—.

B'JS...............................................................................................................................................................1

0總則............................................................................1

1目的...........................................................................2

2適用范圍.......................................................................2

3定義...........................................................................2

4引用標(biāo)準(zhǔn).......................................................................4

5檢測方面的法律法規(guī).............................................................5

5.1國內(nèi)規(guī)定...................................................................5

5.2國外規(guī)定(美國運輸部)....................................................5

第一部分................................................................................8

6內(nèi)檢測.........................................................................8

6.1檢測器的種類...............................................................8

6.2檢測方法的選擇和檢測器的選擇.............................................17

6.3內(nèi)檢測器技術(shù)指標(biāo)..........................................................20

6.4管道調(diào)查表和管道內(nèi)檢測性可靠性評價.......................................27

6.5合同考慮的事項............................................................29

6.6制定檢測標(biāo)準(zhǔn)..............................................................30

6.7制定詳細(xì)的檢測方案.......................................................31

6.8檢測前的準(zhǔn)備..............................................................31

7內(nèi)檢測操作....................................................................36

7.1清管......................................................................36

7.2管道幾何變形檢測..........................................................36

7.3模擬設(shè)備的運行............................................................37

7.4地上位置的控制點..........................................................37

7.5檢測過程..................................................................38

8數(shù)據(jù)處理......................................................................41

8.1內(nèi)檢測數(shù)據(jù)軟件............................................................41

8.2數(shù)據(jù)處理軟件具備的特點...................................................42

8.3檢測數(shù)據(jù)的內(nèi)容............................................................42

9提供檢測報告的格式............................................................43

9.1檢測報告..................................................................43

9.2管道環(huán)焊縫位置手冊.......................................................43

10內(nèi)檢測驗收工作-檢測數(shù)據(jù)驗證..................................................43

10.1選點原則.................................................................43

10.2所選點的有關(guān)數(shù)據(jù)表格形式................................................44

10.3定位、查找..............................................................44

10.4初步驗證結(jié)果的比較......................................................44

第二部分..............................................................................46

11外檢測.......................................................................46

11.1防腐涂層檢測標(biāo)準(zhǔn)........................................................46

V

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11.2外檢測方法..............................................................46

11.3外涂層檢測工具的選擇...................................................51

11.4特征缺陷分類和比較.....................................................53

12全面檢驗...................................................................55

12.1目的.....................................................................55

12.2檢驗項目及要求...........................................................56

13其它檢測...................................................................60

13.1土壤方面.................................................................60

13.2防腐層方面..............................................................60

13.3外部管體檢測.............................................................61

13.4管道材料性能、機械性能測試..............................................61

13.5站場內(nèi)部管道檢測.........................................................61

13.6大罐檢測................................................................62

13.7其它檢測................................................................62

附錄A：間接檢測方法...............................................................63

附錄B：直接檢驗——涂層損壞和腐蝕深度的測量.....................................83

vi

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0總則

管道完整性管理也是當(dāng)前世界各大管道公司采取的一項重要管理方式，天然氣管道

完整性管理是指通過對天然氣管道運營管理中存在的風(fēng)險因素進行識別和評價,制定相

應(yīng)的風(fēng)險控制對策，不斷消除識別到的不利因素，從而將管道運營的風(fēng)險水平控制到合

理的、可接受的范圍內(nèi)，達到減少甚至避免管道事故的發(fā)生、經(jīng)濟合理地保證管道安全

運行的目的。

天然氣具有易燃、易爆的特性，隨著輸送管線埋地時間的增長，由于管道材質(zhì)問題

或施工期間造成的損傷，以及管道運行期間第三方破壞、腐蝕穿孔、自然災(zāi)害、誤操作

等因素造成的管道泄露、穿孔、爆炸等事故時有發(fā)生，直接威脅人身安全，破壞生態(tài)環(huán)

境，并給管道工業(yè)造成巨大的經(jīng)濟損失。據(jù)統(tǒng)計，在所有干線輸氣管道事故中，按管道

事故的嚴(yán)重程度，泄漏占40%?80%,穿孔占10%?40%,破裂占1%?5%,各國天然

氣管道的火災(zāi)、爆炸事故曾給人民生命財產(chǎn)造成了重大損失。

對于管道管理者而言，最困難的問題不在于事故后如何采取補救措施，而在于事故

之前將管道缺陷檢測發(fā)現(xiàn)，并將其及時修復(fù)預(yù)防事故的發(fā)生。如何采取有效的措施，避

免天然氣管道事故，有效的檢測出威脅管道安全的缺陷，作到事前預(yù)控，這是管道管理

者面臨的重要問題。

該文件分冊《天然氣氣管道完整性管理體系-完整性檢測技術(shù)》全面探討了天然氣

管道檢測技術(shù)，提出了不同檢測方法及適用范圍、科學(xué)合理的規(guī)定了檢測周期，鑒于國

內(nèi)目前檢測技術(shù)的應(yīng)用處于初始階段。因此，選擇經(jīng)濟合理的檢測技術(shù)全面應(yīng)用將是中

國石油管道目前面臨的一項重要任務(wù)。

本分冊主要內(nèi)容包括：

檢測方面的法律法規(guī)

內(nèi)檢測技術(shù)

內(nèi)檢測操作

內(nèi)檢測數(shù)據(jù)處理

外檢測技術(shù)

全面檢驗技術(shù)

完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005(A)

?中國石油1

該分冊是完整性管理體系第三分冊。

1目的

完整性管理是實施管道維護科學(xué)化、管理科學(xué)化的重要內(nèi)容，完整性監(jiān)測是完整性

管理的重要內(nèi)容，建立和提出管道完整性管理檢測的體系文件，是保證管道安全運行的

重要內(nèi)容，可為實施完整性管理的有效性打下堅實的基礎(chǔ)，該文件分冊將有利于中國石

油管道管理者發(fā)現(xiàn)和識別管道的缺陷特征，建立管道基礎(chǔ)數(shù)據(jù)庫，從而為管道完整性數(shù)

據(jù)的收集、適用性評價技術(shù)的應(yīng)用，保證管道的安全打下堅實的基礎(chǔ)，有助于實現(xiàn)完整

性管理程序所規(guī)定的內(nèi)容，通過檢測將各種事故及時預(yù)控。

2適用范圍

本文件分冊適合于天然氣管道公司的完整性管理，適用于中國石油各管道公司運行

管理者和維護工程師或其它相關(guān)人員，應(yīng)用范圍為輸氣管道干線、站場、壓氣站、儲氣

庫。

3定義

管道內(nèi)檢測：對管道內(nèi)部進行檢測的行為。

檢測器：進行檢測的設(shè)備和儀器的總稱，一般指管道檢測系統(tǒng)。包括傳感器、探頭

和檢測數(shù)據(jù)存儲裝置。

裂紋檢測器：專門進行檢測裂紋的檢測器。

漏磁檢測器：使用漏磁原理開發(fā)的檢測器，主要用于金屬損失的測量。

標(biāo)志盒：用于定位管道特征和檢測器里程定位的關(guān)鍵儀器，擺放在管道沿線。

機械損傷：由于機械外力作用造成的損傷。

管道外檢測：在管道地表對地下管道進行檢測的方法，主要有通過儀器設(shè)備的間接

檢測，另外一種通過直接接觸管道進行的檢測方法。

ECDA評價：進行管道外部評估的--種方法，主要包括預(yù)評估、間接評估、直接評

估、后評估四個步驟。

2

完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005（A）

?中國石油工

~~異常：一種顯示信號，它是在無損檢測中由不規(guī)則物理或與管道母材及正常焊縫有

差異的物體所產(chǎn)生，它可能是一個缺陷，也可能不是。

電弧閃擊：由電弧所引起的管道表面局部點熔化（也叫熱點）。

構(gòu)造物：在管道制造、運輸或建造過程中所形成的特征物，包括環(huán)焊縫異常、電弧

閃擊、打磨損傷。

磨蝕：管壁與周圍環(huán)境的電化學(xué)反應(yīng)所引起的金屬損失。

裂紋：斷裂表面有位移的平面二維缺陷。

凹坑：管壁變形，它導(dǎo)致管道內(nèi)徑的變化。但不一定導(dǎo)致管壁局部減薄。

檢測門檻值：最小可檢測金屬損失。

特征物：在無損檢測中產(chǎn)生的信號，包括異常物。名義壁厚的變化，保溫層、參考

磁流的變化。管道固定裝置或設(shè)施，包括三通、支管、閥、彎管、陽極、避雷裝置、外

部支撐、地錨、修補殼及CP連接。

打磨：通過手工或動力砂輪研磨來移除管壁上的多余材料，使之變薄。

凹槽：機械所致金屬損失，引起軸向溝槽或坑穴。

熱影響區(qū)：焊縫周圍區(qū)域，由于焊接過程溫度升高而引起金屬組織的改變。根據(jù)本

項技術(shù)指標(biāo)的目的，將此值考慮為以焊縫為軸線的3A范圍內(nèi)。A是與壁厚有關(guān)的一個

兒何量。

智能清管球：能進行無損檢測的清管球。

金屬損失缺陷：一塊管壁面域，其壁厚減少可以測量。

中壁缺陷：既不出現(xiàn)在內(nèi)表面，也不出現(xiàn)于外表面的缺陷。

測量門檻值：智能測量的最小金屬損失深度或剩余壁厚（同時也對缺陷的寬度“w”

與長度“L”進行測量）。

名義壁厚：管道制造技術(shù)指標(biāo)所要求的壁厚。

清管球：一種裝置，它靠流體流動的推動而穿越管道，它能進行各種不同的內(nèi)部功

能如分割流體、清管及檢測管道（依球體類型而定）。

球筒：一種管道輔助裝置。借助閥門與管道連接。它能將球體送進管道或取出來。

管線：管道與其它部件組成的系統(tǒng)。用于將流體在工廠之間運送（不包括工廠）。

一條管線的范圍為從球筒到球筒（包括球筒），如果沒有球筒的話，它就到工廠范圍內(nèi)

3

W1完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005（A）

第一個分離閥止。

管道研磨缺陷：管道制造過程中所產(chǎn)生的缺陷，如重皮、裂縫、層裂、非金屬夾渣、

卷軋斑點以及直焊縫異常。

檢測概率：缺陷能被智能清管球檢測到的概率。

識別概率：缺陷能被清管球檢測到并正確加以歸類的概率。

參考壁厚：缺陷周圍實際的、未減薄的壁厚。

修復(fù)門檻值：一個參數(shù)。它決定一個金屬損失缺陷是否要進行修復(fù)。該參數(shù)可能是

金屬損失深度的一個限值，也可能是金屬損失缺陷長度、寬度、深度的一個函數(shù)。

尺寸精度：尺寸精度以一個區(qū)間給出，在這個區(qū)間里，將對一個固定百分比的金屬

損失缺陷進行尺寸量化。這個固定百分比就是置信水平。

剝裂：管道表面的開裂，導(dǎo)致薄的表面重皮?？赡苁窍虏拷饘儆不?。

焊接缺陷：焊接體內(nèi)或熱影響區(qū)的缺陷。

4引用標(biāo)準(zhǔn)

?API1163：管道內(nèi)檢測系統(tǒng)的資格

?ASNTILI-PQ-2OO3：管道內(nèi)檢測員工的資格

?NACERPO102-2002：管道內(nèi)檢測的推薦實踐標(biāo)準(zhǔn)

?SpecificationsandRequirementsforintelligentpiginspectionofpipeline

?SY/T6383-1999長輸天然氣管道清管作業(yè)規(guī)程

?SY/6186石油天然氣管道安全規(guī)程

?石油天然氣管道安全監(jiān)督與管理暫行規(guī)定國家經(jīng)濟貿(mào)易委員會17號令

?美國氣體協(xié)會（AGA）,400NoCapitolStreetNW,Washington,DC20001.

?ASME（來自于美國機械工程師協(xié)會）Intemationgal,ThreeParkAve.,NewYork,NY

10016-5900

?NACEInternational管道的在線無損內(nèi)檢測2000年12月

?NaceRP0502-2002pipelineexternalcorrosionassessmentmethology2002

?SY/T0023埋地鋼質(zhì)管道交流排流保護技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)

?SY/T0087鋼質(zhì)管道及儲罐腐蝕與防護調(diào)查方法標(biāo)準(zhǔn)

4

完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005（A）

?SY/T4056石油天然氣鋼質(zhì)管道對接焊縫射線照相及質(zhì)量分級

?SY/T4065石油天然氣鋼質(zhì)管道對接焊縫超聲波探傷及質(zhì)量分級

?SY/T5922天然氣管道運行規(guī)范

?SY/T鋼制管道內(nèi)檢測技術(shù)規(guī)范

?Q/SY93-2004天然氣管道檢驗規(guī)程

5檢測方面的法律法規(guī)

5.1國內(nèi)規(guī)定

（1）《中華人民共和國國家經(jīng)濟貿(mào)易委員會令》第17號令，二000年四月二

十四日施行的《石油天然氣管道安全監(jiān)督與管理暫行規(guī)定》第六章管道檢測中規(guī)定：

第三十三條從事石油管道技術(shù)檢測檢驗的單位必須取得國務(wù)院石油工業(yè)行政主管

部門認(rèn)定的相應(yīng)資質(zhì)，并對其檢測檢驗的結(jié)果負(fù)責(zé)。

石油企業(yè)有權(quán)選擇檢測檢驗單位，任何部門不得為石油指定檢測檢驗單位。

第三十四條石油管道應(yīng)當(dāng)定期進行全面檢測。新建石油管道應(yīng)當(dāng)在投產(chǎn)后3年內(nèi)

進行檢測，以后視管道運行安全狀況確定檢測周期，最多不超過8年。

第三十五條石油企業(yè)應(yīng)當(dāng)定期對石油管道進行一般性檢測。新建管道必須在1年

內(nèi)檢測，以后視管道安全狀況每1年至3年檢測1次。

第三十六條石油企業(yè)對檢測不合格或存在隱患的管道路段，應(yīng)當(dāng)立即采取維修等

整改措施，以保證管道運行安全。

第三十七條石油企業(yè)應(yīng)建立石油管道檢測檔案，原始數(shù)據(jù)及數(shù)據(jù)分析結(jié)果應(yīng)當(dāng)妥

善保存。

5.2國外規(guī)定（美國運輸部）

5.2.1CFR49PART192.939管道再檢測評價時間間隔

（a）管道操作在高于或等于30%SYMS時的再評價（檢測）時間間隔

對于管道操作在高于或等于30%SYMS時，管道的每一段應(yīng)設(shè)定一個再評估時間間

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?中國石油1

隔，使用可用的評估方法最長的再次評估時間為7年，如果運行公司規(guī)定的再評估時間

大于7年，則運行商必須在7年內(nèi)對覆蓋管段進行一次“確定性直接評估(CDA,

Confirmatorydirectassessment,即只操作運行商只通過ECDA、ICDA方法來發(fā)現(xiàn)管

道損傷的方法)，然后再按運行商確定的年限繼續(xù)進行再評估。表中提出了最大允許的

再評估間隔。

(1)試壓或內(nèi)檢測方法，使用試壓或內(nèi)檢測作為評價方法的運行商必須建立

管段的再評估時間.(根據(jù)數(shù)據(jù)收集、風(fēng)險評價、完整性評價的方法或

根據(jù)不同應(yīng)力等級的管道時間間隔使用ASMEB31.8S第5部分，見表3

確定)。

(2)外腐蝕直接評估，使用ECDA方法的操作運行商必須確定再評估間隔。

根據(jù)NACERP0502-2002的6.2和6.3

(3)內(nèi)腐蝕或SCC直接評估，使用ICDA、SCCDA操作運行商必須確定再評估

時間間隔，根據(jù)ASMEB31.8S第5部分，見表3

(b)管道操作低于30%SYMSo

運行商必須對低于30%SYMS的運行管道建立再評估周期，按這部分要求，最大

再評估時間間隔是7年，操作運行商必須按下列之一的方法建立再評估：

(1)通過試壓或內(nèi)檢測或其它等同技術(shù)，要求按(a)(1).如果建立的時間

間隔大于7年，操作運行商必須執(zhí)行7年，或按照CDA方式執(zhí)行，低應(yīng)

力評價按192.941執(zhí)行。

(2)使用ECDA方法的時間間隔按(a)(2)

(3)ICDA和SCCDA方法時間間隔按(a)(3)

(4)在7年間隔內(nèi)使用了“確定性直接評估(CDA,Confirmatorydirect

assessment,即只操作運行商只通過ECDA、ICDA方法來發(fā)現(xiàn)管道損傷

的方法)，在20年的間隔內(nèi)可以只使用ILI或試壓或ECDA或ICDA、SCCDA

三大類方法之中的一類。

(5)在7年內(nèi)的低應(yīng)力評估方法按照(C)節(jié)實施，在20年內(nèi)只使用ILI或

試壓、ECDA、ICDA或SCCDA三大類方法之中的一類。

(6)表1提出最大再評估時間間隔，也為低于30%SYMS操作應(yīng)力下給出評價

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國石油工

方法和評價步驟給出參考。操作運行商必須建立再評估時間間隔。

(C)低應(yīng)力評估：

(A)低于30%SYMS運行的管道，這種評價方法強調(diào)內(nèi)外腐蝕的危害，操作者必

須進行基線評估

(B)外腐蝕，操作運行商必須采取措施在低應(yīng)力管段強調(diào)外腐蝕因素

(1)陰極保護管段，指出外腐蝕在陰極保護管段的危害因素，操作運行商至少

每7年必須進行涂層電位檢測(非直接方法)，必須使用每一次外檢測的結(jié)果來評估

整體陰極保護情況，這個評估必須考慮泄漏、修理、檢測記錄，腐蝕監(jiān)測記錄、漏

管檢測記錄和管道環(huán)境。

(2)非保護性管段或陰極保護管道電法測試不可行的位置，在這段如果外檢測

不可行，則操作運行商必須：

使用泄露監(jiān)測按4個月間隔和通過記錄每18個月識別和修理腐蝕活躍區(qū)域

(C)內(nèi)腐蝕，指出內(nèi)腐蝕的危險性，操作運行商必須

1)至少每一年1次氣質(zhì)腐蝕分析。

2)至少每7年分析一次歷史記錄數(shù)據(jù)，重點在泄露記錄、事故報告、安全環(huán)境

報告、修復(fù)記錄、巡檢報告以及其它修復(fù)措施。

3)至少每年一次對影響管道的每一儲存區(qū)域進行定期液體排除測試，再加2)

的內(nèi)容

表1各種評價(檢測)方法規(guī)定的再評估時間

最大再評價時間間隔

檢測與評價方法高于50%SYMS操作應(yīng)力在30%-<30強操作

操作應(yīng)力50%之間

內(nèi)檢測或試壓或直接評估10年（*）15年（*）20年（**）

CDA方法(Confimatorydirect7年7年7年

assessment),即只操作運行商

只通過ECDA>ICDA來發(fā)現(xiàn)管道

損傷

低應(yīng)力重新評估不適用不適用7年+規(guī)定的

年限

(*)CDA方法方法必須在10年間隔內(nèi)，第7年實施，在15年的間隔內(nèi)在第7年

和第14年實施

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(**)低應(yīng)力評價或CDA方法必須在時間間隔內(nèi)第7年和第14年實施。

(D)綜合上述結(jié)果,按管道運行應(yīng)力等級給出各種檢測評價方法的最大時間間隔，

見表2.

5.2.2ASMEB31.8S-2001規(guī)定的時間檢測間隔

該規(guī)范中規(guī)定了完整性評價所規(guī)定時間間隔，是以不同運行應(yīng)力等級的管道試壓壓

力、預(yù)測失效壓力是最大允許操作應(yīng)力(MAOP)的倍數(shù)值定義，推薦為使用不同倍數(shù)的

時間間隔5年、10年、15年、20年。具體規(guī)定見表3

第一部分

6內(nèi)檢測

6.1檢測器的種類

檢測管壁金屬損失的方法有兩種：

(1)漏磁檢測法(MFL)

(2)超聲檢測法(UT)

6.1.1漏磁檢測(MFL)設(shè)備

漏磁的基本原理是通過在管壁上放置磁極，漏磁檢測設(shè)備能使磁極之間的管壁上形

成沿軸向的磁力線。無缺陷的管壁中磁力線沒有受到干擾，他會產(chǎn)生均勻分布的磁力線。

管壁金屬的腐蝕會導(dǎo)致其中傳播的磁力線產(chǎn)生變化，在磁飽和的管壁中，磁力線會從管

壁中泄漏。傳感器通過探測和測量漏磁來判斷泄漏地點和管壁腐蝕情況。漏磁信號的數(shù)

量、形狀常常用來特征管壁腐蝕區(qū)域的大小和形狀。

泄漏信號通過精密的微處理器，其結(jié)果被存儲，進行更詳細(xì)的計算機分析。

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表2CFR49PART192規(guī)定的再評估最大時間間隔（在高風(fēng)險地區(qū)）以及再評估要求（見注3）

大于或等于50%SYMS工作應(yīng)力大于30%SYMS、小于50%SYMS低于30%SYMS

基線評估方法最大再評估時評價方法最大再評估時評價方法最大再評估時評價方法

間間隔（年）間間隔（年）間間隔（年）

7CDA7CDA預(yù)防性削減維護方

10試壓或內(nèi)檢測或直接評估ONGOING法（見注2）

試壓方法15（見注1）試壓或內(nèi)檢測或直接評估

每10年重復(fù)檢測20試壓或內(nèi)檢測或直

每15年重復(fù)檢測周期接評估

每20年重復(fù)檢測周

期

7CDA7CDA預(yù)防性削減維護方

10內(nèi)檢測或試壓或直接評估ONGOING法（見注2）

在線內(nèi)檢測15（見注1）內(nèi)檢測或試壓或直接評估

重復(fù)檢測周期每15年20內(nèi)檢測或試壓或直

每10年重復(fù)檢測接評估

每20年重復(fù)檢測周

期

7CDAONGOING預(yù)防性削減維護方

法（見注2）

直接評估法10直接評估或內(nèi)檢測或試壓

15（見注1）直接評估或試壓或內(nèi)檢測

每15年重復(fù)檢測周期20直接評估或內(nèi)檢測

每10年重復(fù)檢測或試壓

每20年重復(fù)檢測周

期

注1運行商可選4舉在第14年使用CDA,然后利用ILI、試壓、或直接評估在第15年，ASMEB31.8S許可這樣做。

注2操作運行商可選擇在第7年和14年使用CDA方法。按照P&M方法.

注3操作運行商可利用其它同等效果的技術(shù)。

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表3ASMEB31.8S-2001規(guī)定的完整性檢測評價時間間隔

標(biāo)準(zhǔn)

檢測方法時間間隔（年）250%規(guī)定的230%?50%規(guī)定<30%規(guī)定的

[注(1)]最低屈服強度的最低屈服強度最低屈服強度

試壓5TP-1.25倍最大允許TP?1.4倍最大允許TP?1.7倍最大允許

操作壓力［注（2）］操作壓力［注（2）］操作壓力［注（2）］

10TP?1.39倍最大允許TP?1.7倍最大允許TP-2.2倍最大允許

操作壓力［注（2）］操作壓力［注（2）］操作壓力［注（2）］

15不允許TP-2.0倍最大允許TP-2.8倍最大允許

操作壓力［注<2）］操作壓力［注（2）］

20不允許不允許TP?3.3倍最大允許

操作壓力［注（2）］

管道內(nèi)檢測5PF>1.25倍最大允許PF>1.4倍最大允許PF>1.7倍最大允許

操作壓力［注（3）］操作壓力［注（3）］操作壓力［注（3）］

10PF>1.39倍最大允許PF>1.7倍最大允許PF>2.2倍最大允許

操作壓力［注（3）］操作作壓力［注（3）］操作壓力［注（3）］

15不允許PF>2.0倍最大允許PF>2.8倍最大允許

操作壓力［注（3）］操作壓力［注（3）］

20不允許不允許PF>3.3倍最大允許

操作壓力［注（3）］

直接評估5抽樣檢測危險跡象抽樣檢測危險跡象抽樣檢測危險跡象

［注（4）］[注(4)][注(4)]

10檢測所有危險跡象抽樣檢測危險跡象抽樣檢測危險跡象

[注(4)]［注（4）］

15不允許檢測所有危險跡象檢測所有危險跡象

20不允許不允許檢測所有危險跡象

注：

（1）時間間隔為最大值，根據(jù)采取的維修和預(yù)防工作情況可以縮短。此外，某些危險可能極具破壞性，因此

可能需要大大縮短檢測的時間間隔。如果發(fā)生時效性事故，要立即重新確定檢測的時間間隔。

（2）TP表示試驗壓力

（3）PF表示預(yù)測失效壓力，按ASMEB31G或類似標(biāo)準(zhǔn)確定。

（4）對于直接評價過程，包括了對危險跡象直接檢測的時間間隔。根據(jù)危險跡象的嚴(yán)重程度和以前的檢測結(jié)

果，確定危險跡象取樣的時間間隔。除非對所有危險進行檢測和維修，再檢測的最大時間間隔為：對在

等于或大于規(guī)定的最低屈服強度（SMYS）50%條件下操作的管子——5年，對于在低于規(guī)定的最低屈服

強度50%條件下操作的管子一10年。

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W1完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005（A）

w;

?間接測量，可以用復(fù)雜的解釋手段來進行分析；

?用大量的傳感器區(qū)分內(nèi)部缺陷和外部缺陷；

?測量的最大管壁厚度受磁飽和磁場要求而限制；

?信號受缺陷長寬比的影響很大，軸向的細(xì)長不規(guī)則缺陷不容易被檢出；

?檢測結(jié)果會受管道所使用鋼材性能的影響；

?檢測結(jié)果會受管壁應(yīng)力的影響；

?設(shè)備的檢測性能不受管壁中運輸物質(zhì)的影響一既適用于氣體運輸管道也適用

于液體運輸管道；

?進行適當(dāng)?shù)墓艿狼骞埽ㄏ鄬τ诔暀z測設(shè)備必須干凈）；

?適用于檢測直徑大于等于3英寸（8cm）的管道。

可檢測缺陷類型：

?外部缺陷；

?內(nèi)部缺陷；

?各種焊接缺陷；

?硬點；

?焊縫：環(huán)形焊縫，縱向焊縫，螺旋型焊縫，對接焊縫;

?冷加工缺陷；

?凹槽和變形；

?彎曲；

?三通；

?法蘭；

?閥門；

?套管；

?鋼襯塊；

?支管；

?修復(fù)區(qū)；

?脹裂區(qū)域（金屬腐蝕相關(guān)）；

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完整性檢測技術(shù)編號：GPIMS/00/FC003-2005（A）

?管壁金屬的加強區(qū)。

漏磁在線檢測設(shè)備一般分為以下三類：

（1）標(biāo)準(zhǔn)分辨率（也叫做低的或常規(guī)分辨率）設(shè)備；

（2）高分辨率設(shè)備；

（3）超高分辨率設(shè)備。

這些分類的不同在于傳感器的數(shù)量，尺寸和定位，磁路設(shè)計以及磁化等級不同，而

且每種類型的設(shè)備對所記錄數(shù)據(jù)的分析手段也是不同的。這三種設(shè)備都利用磁鐵在管壁

中發(fā)出的磁場，然后利用線圈和固態(tài)傳感器來探測漏磁。對于一個給定尺寸的管道，標(biāo)

準(zhǔn)分辨率設(shè)備相對于高分辨率和超高分辨率的設(shè)備只配備較少的漏磁傳感器。每個傳感

器覆蓋很大的檢測范圍，它只能給出它所探測區(qū)域漏磁的平均值。而更小更先進的霍爾

傳感器（用于高分辨率設(shè)備）能檢測管壁上更小的區(qū)域并顯示更加具體的信.息。因而,

高分辨率設(shè)備更加適合于檢測不規(guī)則管道。相應(yīng)的，高分辨率設(shè)備所需處理的數(shù)據(jù)量

比較大，數(shù)據(jù)處理的過程也更為復(fù)雜。

6.1.2超聲檢測（UT）設(shè)備

當(dāng)在線檢測設(shè)備在管道中運行時，超聲檢測設(shè)備可以直接測量出管壁的厚度，通過

所帶的傳感器向垂直于管道表面的方向發(fā)送超聲波信號。管壁內(nèi)表面和外表面的超聲反

射信號也都被傳感器所接收，通過它們的傳播時間差以及超聲波在管壁中的傳播速度就

可以確定管壁的厚度。傳感器被安裝在一個支架上它可以均勻的檢測整個管壁。在超聲

波從傳感器發(fā)出并從管壁反射返回的過程中，為了提高超聲傳播效率，整個超聲檢測過

程需要使用一種液體來對傳感器和管壁進行耦合。

管道中運輸?shù)囊后w本身就可以為超聲檢測過程提供一種很好的耦合作用。然而，在

氣體運輸管道中，由于氣體和管壁鋼材的特性的不匹配導(dǎo)致很難有足夠的超聲能量進入

管壁，因此，氣體管道沒有耦合情況下，超聲檢測就不能進行。兩段在線檢測裝置之間

配以緩流液體（例如，水，柴油等）就可以實現(xiàn)用超聲方法檢測氣體運輸管道。

特性

?采用直接線性測厚的方法一結(jié)果準(zhǔn)確可靠；

?可以區(qū)分管道內(nèi)壁、外壁以及中部的缺陷；