Q∕SY 93-2012 天然气管道检验规程

1、Q/SY中国石油球气翻飼企业标准Q/SY 932012代替 Q/SY 932007天然气管道检验规程The inspecting regulations for natural gas pipeline2012-07-03 发布2012-09-01 实施中国石油天然气集团公司发布Q/SY 932012 IQ/SY 932012 #目 次 TOC o 1-5 h z 前言n醐1规范性引用文件1术语和定义14资料收集分析与检验方案制定2一般性检验2全面检验4酷7检验数据的管理7附录A （规范性附录）全面检验周期 8附录B （资料性附录）常用的管道缺陷适用性评价标准 9附录C （资料性附录）一般性检

2、验报告格式K）附录D （资料性附录）全面检验报告格式12参考t献14Q/SY 932012Q/SY 932012本标准按照GB/T 1. 1-2009标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写给出的规则 起草。本标准代替Q/SY 932007天然气管道检验规程，与Q/SY 932007相比，主要差异如下： 一增加了新建管道完工交接前宜进行的检验项目（见5. 1）;在一般性检验中增加了部分检测内容（见5. 2）；一将全面检验按照检验方法进行了分类，补充了部分检验项目和结果评价依据（见6.2）; 修改了一般性检验和全面检验的结论（见5. 9和6. 6）；删除了管道材料理化性能检验的内容（见2007

3、年版的5. 9. 2）；一增加了全面检验周期的确定原则和常用的管道缺陷适用性评价标准（见附录A和附录B）。 本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会天然气与管道专业标准化技术委员会提出并 归口。本标准起草单位：西南油气田分公司、管道分公司、西气东输管道分公司。本标准起草人：周方勤、王毅辉、秦林、雷宇、高健、陶力、刘海峰、胡剑、宋晓健、冯伟、王 维斌。本标准代替了 Q/SY 932007。Q/SY 932007的历次版本发布情况为：Q/SY 932（）04。Q/SY 932012 Q/SY 932012 天然气管道检验规程1范围本标准规定了天然气管道一般性检验、全面检验的项目和方法。本标准适用

4、于钢质长输天然气管道及其附属设施的检验，气田内部集气管道的检验可参照执行。 2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 21246埋地钢质管道阴极保护参数测量方法GB/T 21447钢质管道外腐蚀控制规范GB/T 21448埋地钢质管道阴极保护技术规范GB 50251输气管道工程设计规范GB/T 50698埋地钢质管道交流干扰防护技术标准SY/T 0017埋地钢质管道直流排流保护技术标准SY/T 0087. 1钢质管道及储罐腐蚀评价标准 埋地钢制管道外腐蚀

5、直接评价SY/T 4109石油天然气钢质管道无损检测SY/T 5922天然气管道运行规范SY/T 6621输气管道系统完整性管理Q/SY 1357油气管道地面标识设置规范NACE RP 0204 应力腐烛开裂直接评价方法(Stress corrosion cracking direct assessment methodology)NACE RP 0775 油田生产中腐蚀挂片的准备、安装和试验数据的分析(Preparation, installation. analysis and interpretation of corrosion coupons in oilfield operatio

6、ns)NACE SP 0206 干天然气输送管道内腐烛直接评价方法(Internal corrosion direct assessment methodology for pipelines carrying normally dry natural gas)中华人民共和国石油天然气管道保护法中华人民共和国主席令（第三十号）3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。1般性检验 general inspection在日常生产管理条件下，为检查管道的保护措施而进行的常规性检验和检查。3. 2全面检验 overall inspection在一定检验周期内、根据管道面临的主要危害因素进行的较为全面的检

7、验，以及由于一般性检验 中发现有影响管道安全运行的问题而进行的检验。全面检验包含一般性检验的全部内容。3.3管道附属设施 pipe accessorial infrastructural本标准中指阀室（井）、阴极保护测试桩、阳极地床、杂散电流排流设施、绝缘法兰、绝缘接头、 管道标志桩（牌）、警示桩、锚固墩、围栅、拉索、管道外部保护、护坡堡坎、水工保护等设施。4资料收集分析与检验方案制定4.1资料收集和分析检验单位在检验工作开始前，至少应收集和分析下列内容和资料：a）原始资料，包括管道设计、制造、安装的原始资料以及管道投产竣工资料。b）管道运行记录，包括管道输送介质，输送压力、温度、流量记录；阴

8、极保护系统运行、故 障记录。c）管道修理或改造资料，包括管道修理、改造方案，施工记录、验收报告、竣工资料。d）管道事故或失效资料，包括管道事故或失效记录、原因分析及改造、修理资料。e）管道各类保护措施的检查记录。f）气质分析报告。g）以往的检验、评价记录和报告等。2检验类别与检验单位天然气管道检验包括一般性检验、全面检验。全面检验应由具备相应资质的检验单位进行。 4.3检验方案制定管道检验前，检验单位应在资料收集分析基础上，结合管道危害因素识别、高后果区识别或风险 评价的结果，合理制定检验方案，确保检验周期内管道安全运行。检验方案至少应包含以下内容： 一基础资料收集分析结果，重点是上次检验结果

9、、目前的风险状况。检验依据。检验项目、内容和检验方法。检验施-T.组织。检验HSE措施。一检验成果和报告要求。5 一般性检验1 一般性检验周期除日常巡检、管道保护电位测试外，其他一般性检验项目应每年至少进行一次。新建管道完丁交接前应进行管道埋深检测、防腐层漏损点地面检测、管道保护范围内环境调查， 符合GB 50251和GB/T 21447的规定。管道投运后的首次一般性检验，应在半年内进行；完工交接前已完成的检验项目，首次一般性检 验可不再进行；进行全面检验的年度可以不进行一般性检验。5.2 一般性检验内容主要应检验以下内容:一敷设环境调查，主要包括管道位置、走向、埋深检测，地面装置外观检查，管

10、道保护范围内 环境调查等。一穿、跨越管道检查。一阴极保护参数测试。一管道电绝缘和电连续性能测试。高风险和高后果区管段可增加以下检验内容：一管壁腐蚀检测。防腐层检测。5.3敷设环境调查5.3.1检测管道位置、走向、埋深及覆土状况，管道埋深应符合GB 50251的规定。5.3.2地面装置外观检查内容如下。5.3. 2.1地面管道、法兰、弯头、三通、封头等的外观检查。5.3. 2.2检查管道标志桩（牌）、警示桩、测试桩、锚固墩、围栅、拉索等的位置、失控、损毁、丢 失等情况，应符合Q/SY 1357的规定。5.3.3管道保护范围内环境调查：按照中华人民共和国石油天然气管道保护法中华人民共和国 主席令（

11、第三十号）第三十条、第三十一条、第三十二条、第三十三条的规定，重点调查危害管道 安全的行为。5.3.4管道外部保护设施、护坡堡坎、水工保护设施的外观、失控、损毁检查。5.3.5检查管道两侧是否有土体移动、崩塌等可能危及管道安全的情况。5.4穿、跨越管道检查5.4.1穿越管道检查管道穿越保护设施，观察管道裸露、悬空、位移、冲刷、剥蚀及损坏情况。5.4.2跨越管道检查管道的表面防腐状况，塔架及基础、钢丝绳、索具及其连接件等的腐蚀，结构配件的紧固、 缺损、腐蚀情况。5.5管道电绝缘和电连续性能测试5.5. 1电绝缘性能测试5. 1.1阴极保护系统的电绝缘性能测试对象包括绝缘法兰、绝缘接头、绝缘固定支

12、墩和绝缘垫 块等。5. 5. 1.2绝缘法兰、绝缘接头、绝缘固定支墩和绝缘垫块的外观检查。5.5. 1.3绝缘法兰、绝缘接头的电绝缘性能测试应符合GB/T 21246的规定。5.5.2电连续性能检测跨接电缆或其他电连接设施的外观检查及电连续性检测。5.6阴极保护参数测试5.6.1阴极保护参数测试前应分析管道阴极保护历史运行参数，确定管道保护率、运行率。 5.6.2强制电流系统应测试管道保护电位、辅助阳极接地电阻等参数。测试方法应符合GB/T21246的规定。5.6.3牺牲阳极系统应测试管道保护电位、阳极开路电位、阳极输出电流、阳极接地电阻。测试方 法应符合GB/T 21246的规定。5. 6.

13、 4强制电流阴极保护及牺牲阳极保护评价准则应符合GB/T 21448的规定。5.7管道腐蚀检测在阀室（井）、探坑或以往检测发现的管道腐蚀减薄部位进行定点测厚，测厚点及测厚位置应保 持固定以监测腐蚀状况，并计算年度腐蚀速率。5. 8 防腐层检测对受扰动、可能导致管道损伤的管段进行防腐层漏损点非开挖检测，同吋对出人地端、露管段的 防腐层进行外观检查。5.9 一般性检验结论一般性检验完成后，应根据检验情况，出具一般性检验结论报告。一般性检验结论分为允许运 行、限期全面检验或专项检验。a）允许运行：经检验未发现或只存在轻度的缺陷和问题，或者缺陷和问题经及时整改后不影响 管道安全运行，可在当前工况下继续

14、运行。b）限期全面检验或专项检验：检验发现的缺陷和问题较多，应进行限期全面检验或专项检验， 采取有针对性的措施保证管道的安全运行。10检验结果的处理检验发现管道存在缺陷和问题时，应认真分析原因，并将检验结果及时上报主管部门以便采取整 改措施。6全面检验1全面检验周期6.1.1检验周期应根据采用的检验方法、管道的安全状况和上次检验结果确定，新建管道、大修理 后的管道的首次全面检验应在管道投产后3年内进行，以后视管道安全状况确定检验周期。最长检验 周期按照附录A确定。6.1.2如果实施了可靠的检测监测手段和技术评估，并采取了有效的修复和减缓措施，显示管道处 于良好状态，则可以延长全面检验周期。6.

15、1.3有下列情况之一的管道，全面检验周期应予适当缩短：一事故发生率超过行业/公司平均水平2（）%以上。防腐层损坏严重。一介质对管道腐蚀情况不明、介质对管道腐蚀速率大于（） 25mm/年，以及管道使用环境与设 计严重不符。一停输封存超过1年的管道再启用。一多次受人为、自然灾害破坏。一高后果区和高风险管段。般性检验结论为限期全面检验的管道。6.2全面检验方法可采用的全面检验方法包括内检测、外检测（或称直接评价）、压力试验以及其他经过验证和认 可，能够确认管道完整性的方法。应根据管道面临的各种危害因素和检验实施的可行性，选择一种或 几种检验方法。危害因素的分类应符合SY/T 6621的规定。6.3内

16、检测具备内检测条件的管道，可采用内检测器进行检测，按照检测原理分为几何变形检测器、漏磁检 测器和超声波检测器。a）几何变形检测器：用于检测与管道变形有关的缺陷，识别变形的严重程度和变形的形状，包 括施工、第三方破坏或地质灾害造成的凹坑，以及由压载荷或管道不均匀沉降造成的弯曲或 折皱等缺陷。通常也用于检测管道的通过性能，以确定其他内检测器能否在管道内运行。b）漏磁检测器：主要用于内外腐蚀等金属损失类缺陷的检测，也可检测制造和施工缺陷，但 难以确定其类型和尺寸。c）超声波检测器：主要用于裂纹类缺陷、内外腐蚀缺陷、制造和施工缺陷等的检测。这类检测 器需要液体作为耦合剂，对管道内壁堆积物和夹杂物较为敏

17、感，会降低缺陷尺寸的检测 精度。内检测完成后，应对发现的缺陷或异常进行评估，以评估结果为依据制定维护维修措施。6.4外检测6.4.1当不具备内检测条件，或者需要对内检测方法进行补充时选用。外检测项目主要包括外腐蚀 检测、内腐蚀检测、应力腐蚀开裂检测、制管和施工缺陷检测等，应根据危害管道完整性的具体因素 选择相应的外检测项目。6.4.2外腐蚀检测：外腐蚀检测流程参照SY/T 0087. 1中的外腐蚀直接评价方法进行，主要检测内 容包括：a）环境腐蚀性检测，包括：一土壤腐蚀性检测：可采用土壤电阻测试或原位极化法、试片失重法等方法测试土壤腐蚀 性，必要时可对土壤取样进行测试，按GB/T 21447的

18、规定划分土壤腐蚀性等级。 一土壤细菌腐蚀检测：采用土壤电位分析仪和室内取样分析的方法，测定土壤的氧化还原 电位，按GB/T 21447的规定进行评价。b）交直流干扰检测，包括：一处于直流电气化铁路、阴极保护系统及其他直流干扰源附近的管道应进行直流电干扰的 测试与评价。一处于高压交流电力线路、设施和交流电气化铁路、设施等交流电干扰源附近的管道应进 行交流电干扰的测试与评价。一依据电干扰影响电流的不同类型，分别根据SY/T 0017 （直流电干扰）和GB/T 50698 （交流电干扰）的规定进行测试和评价。c）防腐层检测，包括：一防腐层间接检测：可采用交流电流衰减法（PCM）、交流地电位梯度法（A

19、CVG）、直 流地电位梯度法（DCVG）、音频检漏法等检测方法。按照GB/T 21246的测试方法在 地面对防腐层进行连续性检验，找出防腐层漏损点，至少应选择两种间接检测方法以相 互补充和验证。一防腐层绝缘性能测试：按照GB/T 21246的规定测试管道防腐绝缘层电阻率，确定防腐层绝缘性能。一防腐层直接检测：根据防腐层间接检测和绝缘性能测试结果，管道运行失效地段及管道 所处的地理环境，确定挖坑检验点，开挖点的数量、优先顺序、检验项目按照SY/T 0087. 1 执行。d）阴极保护系统检测，包括：一应采用断电法测试管道的极化电位，按GB/T 21448规定的阴极保护准则，评价管道阴 极保护系统的

20、有效性。一对未能达到有效阴极保护的管段，应采用密间隔电位（CIPS）测试的方法确定未能达 到有效阴极保护的具体管段。e）外腐蚀开挖直接检测，包括：一直接检测点的位置应综合考虑环境腐蚀性、交直流干扰、防腐层、阴极保护系统的检测 结果进行选择，重点选择存在多种异常的位置。一开挖直接检测的顺序和数量按SY/T 0087. 12006的5. 2执行。一清除破损防腐层后，对管道表面的腐蚀产物、腐蚀状况进行检测和记录。一按照SY/T 0087. 1的规定对腐蚀的外观，腐蚀产物，腐蚀的形状、位置、类型，腐蚀 坑深和面积进行检测和记录。一对腐蚀坑深数据宜采用极值统计方法推算整个管段的最大外腐蚀坑深。6.4.3

21、内腐蚀检测：对输送净化气。但可能有偶发性、短期液态水出现的长输天然气管道，内腐蚀 的检测流程可参照NACE SP 0206中的内腐蚀直接评价方法进行，主要的检验内容包括：a）介质腐蚀性测试，包括：一对管道内天然气应进行腐蚀性分析，介质腐蚀性分级应符合NACE RP 0775规定。 一对于内腐蚀情况不明的，可采用腐蚀速率测试仪测试管输介质对管壁的腐蚀速率。b）内腐蚀敏感区分析，包括：一敏感区分析是指通过进行现场测量和计算，确定可能存在内腐蚀的位置并进行排序。 一对长输天然气管道的内腐蚀敏感区分析可参照NACE SP 0206进行，通过对比临界积 液倾角和管道实际高程剖面图，识别各管段区域内有可能

22、积液、发生内腐蚀的位置， 并进行优先级排序。c）内腐蚀直接检测，包括：一依据内腐蚀敏感区分析和排序的结果对管道开挖进行内腐蚀检测，定量检测腐蚀的形状 和深度。可米用超声波扫描、射线成像、低频超声导波等无损检测方法。6.4.4应力腐蚀开裂检测：管道外壁应力腐蚀开裂的检测流程可参照NACE RP 0204中的应力腐蚀 开裂直接评价方法进行，主要检验内容包括：a）敏感区分析，同时满足下列条件的管段可确定为具有外壁应力腐蚀开裂倾向：一运行压力大于规定最小屈服强度（SMYS）的6（）%。一运行温度大于38C。一到压缩机站的距离小于或等于32km。一管道运行时间大于或等于1（）年。一管道采用除熔结环氧粉末

23、外的其他防腐层。b）直接检测，包括：一应在以往曾经发生过应力腐蚀开裂失效、发现机械损伤、防腐层老化或破损、土壤为 酸性的位置开挖，剥除防腐层后进行直接检测。可米用磁粉、超声波等无损检测方法。6.4.5制管缺陷及施工缺陷检测内容和方法如下：a）主要检测制管焊缝和现场施工的环焊缝缺陷、管体变形损伤等缺陷。b）应根据内检测结果、管道的制造施工情况及运行工况，确定开挖检测的地点和数量。c）内外腐蚀、应力腐蚀开裂开挖直接检测时发现焊缝外观存在明S缺陷时，也应进行焊缝无损 检测。d）焊缝无损检测和缺陷分级，应符合SY/T4109的规定。6.4.6外检测完成以后，应进行后评价，评价外检测过程的有效性，确定再

24、次检测的时间间隔。6. 5 压力试验检测制管焊缝缺陷、裂纹类缺陷、不具备内检测条件时选用。确定最大允许操作压力、输送介质 发生改变、停输封存管道再启用等情况下也应进行压力试验以暴露危险缺陷。在役管道的压力试验按 SY/T 5922 执行。6. 6全面检验结论全面检验结论分为允许运行、监控运行、整改后运行、进行适用性评价。a）允许运行：检验未发现或只存在轻度的缺陷和问题，可在当前工况下继续运行。b）监控运行：检验发现的问题和缺陷不严重，在下次检验时间间隔内维修或整改。O 整改后运行：存在需要立即维修或整改的缺陷和问题，整改后不影响管道的安全运行。d）进行适用性评价：检验发现存在较严重的缺陷和问题

25、，应及时进行适用性评价，以制定相 应的维修和整改措施并评估管道的安全运行参数。常见管道缺陷类型及其适用性评价标准 参见附录B。7报告7.1检验单位和检验人员应保证检验质量，做到科学性、公正性和准确性。7.2检验单位在检验任务完成后，应出具检验报告，报告格式参见附录C和附录D。检验单位对检验报告中涉及的项目负责。7.3检验报告至少应包括以下内容a)检验项目和方法。b)检验数据。c)缺陷或异常评估结果。d)检验结论。e)修复和整改建议。f)下次检验时间建议。8检验数据的管理8.1管道管理单位宜建立管道检验数据库，妥善保存检验原始数据、检验报告和后续处理结果等 资料。8.2对进行了多次检验的管道，管

26、道管理单位应对历次检验数据和结果进行对比和分析，保证检验 数据和结果的连续性、可追溯性，保持检验资料的完整性，直至管道服役结束。附录 A（规范性附录）全面检验周期全面检验周期见表A. 1。表A. 1全面检验周期检测方法时间间隔3 年最大操作压力下的管道环向应力水平50%规定的最低屈服强度30%50%规定的最低屈服强度30%规定的最低屈服强度内检测5如1. 25倍最大允许操作压力4倍最大允许操作压力7倍最大允许操作压力10加1. 39倍最大允许操作压力加1.7倍最大允许操作压力加2. 2倍最大允许操作压力15不允许加2.0倍最大允许操作压力加2. 8倍最大允许操作压力20不允许不允许f3. 3倍

27、最大允许操作压力外检测5抽样检测问题和异常抽样检测问题和异常抽样检测问题和异常10检测所有问题和异常抽样检测问题和异常抽样检测问题和异常15不允许检测所有问题和异常检测所有问题和异常20不允许不允许检测所有问题和异常a时间间隔为最大值，根据采取的维修和预防工作情况可以缩短。如果发生时效性事故，要立即重新确定检测 的时间间隔。注1:如表示按照相应的剩余强度评价标准计算得到的缺陷失效压力。注2:除非对发现的所有危险进行检测和维修维护，再检测的最大时间间隔为：在大于或等于规定的最低屈服 强度50%条件下操作的管道为5年，在低于规定的最低屈服强度50%条件下操作的管道为10年。附录B（资料性附录）常用

28、的管道缺陷适用性评价标准常用的管道缺陷类型及其适用性评价标准见表B. lo表B. 1常用的管道缺陷适用性评价标准缺陷类型评价标准腐烛ASME B31GModified ASME B31G (RSTRENG) API RP 579DNV- RP- F101SY/T 0087. 1SY/T 6477SY/T 10048环焊缝和直焊缝缺陷BS 7910API RP 579裂纹BS 7910API RP 579机械损伤SY/T 6477API RP 579几何缺陷（噘嘴、错边、凹坑）API RP 579注1: ASME B31 G可用于材料为低碳钢和低强度钢种的腐蚀缺陷评价，该种方法计算过程简便，但较

29、保守， 可进一步使用RSTRENG评价标准来精确验证计算；注2:对于X60, X70, X80钢级管道的腐蚀缺陷，适合选择DNV_RP_F101进行评价，可同时考虑内压和 弯曲载荷的影响以及缺陷的相互影响。附录C（资料性附录）一般性检验报告格式一般性检验报告格式见图C. 1和图C. 2。管道编号: 使用登记证号: 注册编号: 天然气管道一般性检验报告管道名称: 管理单位: 检验单位: 检验日期： 报告编号: 图C. 1 一般性检验报告封面格式天然气管道一般性检验结论管道编号:报告编号:管道名称：管道规格：根据天然气管道检验规程的规定，对本管道已完成所要求的检查和检验，各项检验报告附 后。检验结果如下：检验结论允许运行限期全面检验专项检验口对检验结论的说明检验贝证件编号检验单位章年 月 日签字日期年月日检验单位技术负责人签字日期年月日检验单位负责人签字日期年月日注1:在检