输气管道完整性管理文件体系（第三分册）-完整性检测技术

中国石油天然气股份有限公司

输气管道完整性管理文件体系

（第三分册）

完整性检测技术

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX施行

中国石油天然气股份有限公司

中国石油天然气股份有限公司管道分公司

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

__.

刖百

《输气管道完整性管理体系》，适用于中国石油天然气股份有限公司输气管道运营

过程中的完整性管理。

石油天然气的管道运输是我国五大运输产业之一，对我国国民经济起着非常重要的

作用，被誉为国民经济的动脉，随着国民经济的发展，国家对长输管道的依赖性逐渐提

高，而管道对经济、环境和社会稳定的敏感度也越来越高，油气管道的安全问题已经是

社会公众、政府和企业关注的焦点，政府对管道的监管力度也逐渐加大，因此对管道的

运营者来说，对管道的运行管理的核心是“安全和经济”。

由于当前中国石油所管理的油气管道多为上世纪70年代所建设和近年来新建管道,

对老管道随着运行时间延长，管道事故时有发生，如何解决油气管道运行安全问题是当

前解决老油气管道运行的首要问题。对新建管道，由于输送压力高，事故后果影响严重,

如何保证管道在投入运行前期的事故多发期的运行安全，降低成本也是当前新建管道所

面临的主要问题。

世界各国都在探索管道安全管理的模式，最终得出一致结论：管道完整性管理是最

好的方式，近儿年，管道完整性评价与完整性管理逐渐成为世界各大管道公司普遍采取

的一项重要管理内容。管道的完整性评价与完整性管理是指管道公司通过对天然气管道

运营中面临的安全因素的识别和评价，制定相应的安全风险控制对策，不断改善识别到

的不利影响因素，从而将管道运营的安全风险水平控制在合理的、可接受的范围内，达

到减少管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行管理技术的目的。完整性评价与完

整性管理的实质是，评价不断变化的管道系统的安全风险因素，并对相应的安全维护活

动作出调整。世界各大管道公司采取的技术管理内容包括：管道风险管理，地质灾害与

风险评估技术管理，管道安全运行的状态监测管理（腐蚀探头监测、管道气体泄露监测、

超声探伤监测、气体成分监测、壁厚测量监测、粉尘组分监测、腐蚀性监测等），管道

状况检测管理（智能内检测、防腐层检测，土壤腐蚀性检测等），结构损伤评估管理，

土工与结构评估技术管理，腐蚀缺陷分析和评定技术管理，先进的管道维护技术管理等。

国外油气管道安全评价与完整性管理始于20世纪70年代的美国，至90年代初期,

美国的许多油气管道都已应用了完整性评价与完整性管理技术来指导管道的维护工作。

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005(A)

随后加拿大、墨西哥等国家也先后于90年代加入了管道风险管理技术的开发和应用行

列，至今为止均取得了丰硕的成果。

综上，管道完整性管理已经成为全球管道技术发展的重要内容,我国在这方面起步较

晚，但到目前为止，还没有一套完整的完全适用于油气管道的适用性评价体系。虽然天

然气管道的适用性评价可参考现有标准、规范或推荐作法,但有许多地方需要结合天然

气管道的实际情况，进行修改和完善。目前，国内尚无系统的管线完整性管理体系。在

国际上，最有代表性的标准是ASMEB31.8S-2001输气管道系统完整性管理，主要针对

国外输气管道。由于国内外管道设计标准和具体运行管理的实际不同，很难全部应用于

国内管线。

为了保证中油天然气管道的安全运行，提高中油天然气管道的整体管理水平和自身

的竞争能力，实现与国际管道完整性管理水平的接轨，从指导国内天然气管道全局的高

度出发，进行国际完整性管理体系的研究是一项重要的基础工作，对于提高我中油股份

公司整体竞争实力意义重大。

本管理体系的目的，是为输气管道的安全和完整性管理提供一套系统、综合的方法。

管道公司采用该规范进行管道完整性管理，通过不断变化的管道因素，对天然气管道运

营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到

的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。具体通

过科学的设计、监测、检测、检验、检查、信息化系统应用等方式和各种技术的实施,

获取与专业管理相结合的管道完整性信息，对可能造成管道失效的威胁因素进行管道的

完整性评价，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生，经济合理地保证管道安全

运行的目的。

完整性管理体系的目的还在于建立和提出一套专门适用于股份公司需求的技术文

件，这些体系文件和系统将保证管道安全运行，并为股份公司建立最有效的管道安全经

济效益战略发展服务，这些体系文件将有利于管道管理者发现和识别管道危险区域，对

各种事故作到事前预控。

完整性管理与QHSE体系的关系可以表述为,QHSE是管道完整性管理的基本条件,

而管道完整性管理又是管道公司QHSE体系的核心内容，完整性管理保障了人员的健

康、安全、环境。世界各大管道公司按法律必须实行HSE管理，但同时又将管道完整

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・中国石油；j

性管理作为核心内容。

完整性管理体系文件由管理总册、管理分册、程序文件、作业文件组成，在文件的

编写过程中参考了国际API、ASME等国际标准并根据国内完整性管理的最新成果提出了

输气管道完整性管理的程序、内容和要求。

完整性管理体系的文件构成：

1.输气管道完整性管理体系一管理总册

2.输气管道完整性管理体系一管理分册：

1）第一分册：数据的收集和整合

2）第二分册：管道风险评价技术指南

3）第三分册：完整性检测技术

4）第四分册：完整性监测技术

5）第五分册：完整性评价技术

6）第六分册：天然气管道修复技术

7）第七分册：管道地质灾害识别与评估技术

8）第八分册：天然气管道防止第三方破坏及失效统计

9）第九分册：完整性管理信息系统

3.输气管道完整性管理体系一程序控制文件

4.输气管道完整性管理体系一作业文件

各部分的具体内容介绍如下：

1.输气管道完整性管理体系一管理总册

输气管道完整性管理体系一管理总册是中国石油天然气股份有限公司实施长输管

道完整性管理的纲要性文件，全面地阐述了中国石油天然气股份有限公司实施管道完整

性管理体系的内容。

2.输气管道完整性管理体系一管理分册

输气管道完整性管理体系的分册是对管理总册中规定的某一特定流程的实施细则,

论述了中国石油天然气股份有限公司完整性管理实施过程中某一特定流程的具体要求。

它包括了九个分册，每一分册分别对相应的完整性管理程序的内容、要求提出了明确的

iii

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・中国石油；j

规定，分别涉及的内容如下：1）完整性数据采集、整合、收集；2）管道风险评价技术

指南；3）输气管道完整性管理信息系统；4）完整性监测技术；5）检测技术；6）完整

性评价技术；7）线路地质灾害识别与评价技术；8）防止第三方破坏及事故统计分析技

术；9）管道维护维修技术。

3.输气管道完整性管理体系一程序控制文件

程序控制文件是输气管道完整性管理的质量控制文件,是公司内部管理的具体运作

程序，规定公司内部对完整性管理的具体管理程序和控制要求，是为进行完整性管理的

某项活动或过程所规定的方法和途径，以文件的形式规定了完整性管理体系实施过程中

各业务部门工作交叉关系的处理流程和各部门人员管理行为的规范。

4.输气管道完整性管理体系一作业文件

作业文件包括作业指导书（操作规程）和记录文件。完整性管理的作业文件由各管

道运营公司根据管道完整性管理过程的需要产生，在总册和分册文件中已经规定了要求

的应当依照其要求和格式制定相应的作业文件。

作业文件是程序文件的补充和支持，是管理和操作者行为的指南，是围绕管理手册

和程序文件的要求，描述具体的工作岗位和工作现场如何完成某项工作任务的具体做

法，是一个详细的工作文件，主要供个人或班组使用。该文件有些是在体系运行中根据

需要不断产生的。

完整性管理是一个动态的过程，各个部分是一个有机的统一•整体，为了表述和管理

的需要，往往将其人为的分开进行论述，但在完整性管理具体实施过程中，应当将其作

为一个完整的有机过程进行全面的理解。

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005(A)

・中国石油工

目录

-li.—.

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

0总则............................................................................1

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

2适用范围.......................................................................2

3定义...........................................................................2

4引用标准.......................................................................4

5检测方面的法律法规.............................................................5

5.1国内规定...................................................................5

5.2国外规定(美国运输部)....................................................5

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

6内检测.........................................................................8

6.1检测器的种类...............................................................8

6.2检测方法的选择和检测器的选择.............................................17

6.3内检测器技术指标..........................................................20

6.4管道调查表和管道内检测性可靠性评价.......................................27

6.5合同考虑的事项............................................................29

6.6制定检测标准..............................................................30

6.7制定详细的检测方案.......................................................31

6.8检测前的准备..............................................................31

7内检测操作....................................................................36

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

7.2管道几何变形检测..........................................................36

7.3模拟设备的运行............................................................37

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

7.5检测过程..................................................................38

8数据处理......................................................................41

8.1内检测数据软件............................................................41

8.2数据处理软件具备的特点...................................................42

8.3检测数据的内容............................................................42

9提供检测报告的格式............................................................43

9.1检测报告..................................................................43

9.2管道环焊缝位置手册.......................................................43

10内检测验收工作-检测数据验证..................................................43

10.1选点原则.................................................................43

10.2所选点的有关数据表格形式................................................44

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

10.4初步验证结果的比较......................................................44

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

11外检测.......................................................................46

11.1防腐涂层检测标准........................................................46

V

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11.2外检测方法..............................................................46

11.3外涂层检测工具的选择...................................................51

11.4特征缺陷分类和比较.....................................................53

12全面检验...................................................................55

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

12.2检验项目及要求...........................................................56

13其它检测...................................................................60

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

13.2防腐层方面..............................................................60

13.3外部管体检测.............................................................61

13.4管道材料性能、机械性能测试..............................................61

13.5站场内部管道检测.........................................................61

13.6大罐检测................................................................62

13.7其它检测................................................................62

附录A：间接检测方法...............................................................63

附录B：直接检验——涂层损坏和腐蚀深度的测量.....................................83

vi

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0总则

管道完整性管理也是当前世界各大管道公司采取的一项重要管理方式，天然气管道

完整性管理是指通过对天然气管道运营管理中存在的风险因素进行识别和评价,制定相

应的风险控制对策，不断消除识别到的不利因素，从而将管道运营的风险水平控制到合

理的、可接受的范围内，达到减少甚至避免管道事故的发生、经济合理地保证管道安全

运行的目的。

天然气具有易燃、易爆的特性，随着输送管线埋地时间的增长，由于管道材质问题

或施工期间造成的损伤，以及管道运行期间第三方破坏、腐蚀穿孔、自然灾害、误操作

等因素造成的管道泄露、穿孔、爆炸等事故时有发生，直接威胁人身安全，破坏生态环

境，并给管道工业造成巨大的经济损失。据统计，在所有干线输气管道事故中，按管道

事故的严重程度，泄漏占40%〜80%,穿孔占10%〜40%,破裂占1%〜5%,各国天然

气管道的火灾、爆炸事故曾给人民生命财产造成了重大损失。

对于管道管理者而言，最困难的问题不在于事故后如何采取补救措施，而在于事故

之前将管道缺陷检测发现，并将其及时修复预防事故的发生。如何采取有效的措施，避

免天然气管道事故，有效的检测出威胁管道安全的缺陷，作到事前预控，这是管道管理

者面临的重要问题。

该文件分册《天然气气管道完整性管理体系-完整性检测技术》全面探讨了天然气

管道检测技术，提出了不同检测方法及适用范围、科学合理的规定了检测周期，鉴于国

内目前检测技术的应用处于初始阶段。因此，选择经济合理的检测技术全面应用将是中

国石油管道目前面临的一项重要任务。

本分册主要内容包括：

检测方面的法律法规

内检测技术

内检测操作

内检测数据处理

外检测技术

全面检验技术

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・中国石油1

该分册是完整性管理体系第三分册。

1目的

完整性管理是实施管道维护科学化、管理科学化的重要内容，完整性监测是完整性

管理的重要内容，建立和提出管道完整性管理检测的体系文件，是保证管道安全运行的

重要内容，可为实施完整性管理的有效性打下坚实的基础，该文件分册将有利于中国石

油管道管理者发现和识别管道的缺陷特征，建立管道基础数据库，从而为管道完整性数

据的收集、适用性评价技术的应用，保证管道的安全打下坚实的基础，有助于实现完整

性管理程序所规定的内容，通过检测将各种事故及时预控。

2适用范围

本文件分册适合于天然气管道公司的完整性管理，适用于中国石油各管道公司运行

管理者和维护工程师或其它相关人员，应用范围为输气管道干线、站场、压气站、储气

库。

3定义

管道内检测：对管道内部进行检测的行为。

检测器：进行检测的设备和仪器的总称，一般指管道检测系统。包括传感器、探头

和检测数据存储装置。

裂纹检测器：专门进行检测裂纹的检测器。

漏磁检测器：使用漏磁原理开发的检测器，主要用于金属损失的测量。

标志盒：用于定位管道特征和检测器里程定位的关键仪器，摆放在管道沿线。

机械损伤：由于机械外力作用造成的损伤。

管道外检测：在管道地表对地下管道进行检测的方法，主要有通过仪器设备的间接

检测，另外一种通过直接接触管道进行的检测方法。

ECDA评价：进行管道外部评估的--种方法，主要包括预评估、间接评估、直接评

估、后评估四个步骤。

2

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

・中国石油工

~~异常：一种显示信号，它是在无损检测中由不规则物理或与管道母材及正常焊缝有

差异的物体所产生，它可能是一个缺陷，也可能不是。

电弧闪击：由电弧所引起的管道表面局部点熔化（也叫热点）。

构造物：在管道制造、运输或建造过程中所形成的特征物，包括环焊缝异常、电弧

闪击、打磨损伤。

磨蚀：管壁与周围环境的电化学反应所引起的金属损失。

裂纹：断裂表面有位移的平面二维缺陷。

凹坑：管壁变形，它导致管道内径的变化。但不一定导致管壁局部减薄。

检测门槛值：最小可检测金属损失。

特征物：在无损检测中产生的信号，包括异常物。名义壁厚的变化，保温层、参考

磁流的变化。管道固定装置或设施，包括三通、支管、阀、弯管、阳极、避雷装置、外

部支撑、地锚、修补壳及CP连接。

打磨：通过手工或动力砂轮研磨来移除管壁上的多余材料，使之变薄。

凹槽：机械所致金属损失，引起轴向沟槽或坑穴。

热影响区：焊缝周围区域，由于焊接过程温度升高而引起金属组织的改变。根据本

项技术指标的目的，将此值考虑为以焊缝为轴线的3A范围内。A是与壁厚有关的一个

儿何量。

智能清管球：能进行无损检测的清管球。

金属损失缺陷：一块管壁面域，其壁厚减少可以测量。

中壁缺陷：既不出现在内表面，也不出现于外表面的缺陷。

测量门槛值：智能测量的最小金属损失深度或剩余壁厚（同时也对缺陷的宽度“w”

与长度“L”进行测量）。

名义壁厚：管道制造技术指标所要求的壁厚。

清管球：一种装置，它靠流体流动的推动而穿越管道，它能进行各种不同的内部功

能如分割流体、清管及检测管道（依球体类型而定）。

球筒：一种管道辅助装置。借助阀门与管道连接。它能将球体送进管道或取出来。

管线：管道与其它部件组成的系统。用于将流体在工厂之间运送（不包括工厂）。

一条管线的范围为从球筒到球筒（包括球筒），如果没有球筒的话，它就到工厂范围内

3

W1完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

第一个分离阀止。

管道研磨缺陷：管道制造过程中所产生的缺陷，如重皮、裂缝、层裂、非金属夹渣、

卷轧斑点以及直焊缝异常。

检测概率：缺陷能被智能清管球检测到的概率。

识别概率：缺陷能被清管球检测到并正确加以归类的概率。

参考壁厚：缺陷周围实际的、未减薄的壁厚。

修复门槛值：一个参数。它决定一个金属损失缺陷是否要进行修复。该参数可能是

金属损失深度的一个限值，也可能是金属损失缺陷长度、宽度、深度的一个函数。

尺寸精度：尺寸精度以一个区间给出，在这个区间里，将对一个固定百分比的金属

损失缺陷进行尺寸量化。这个固定百分比就是置信水平。

剥裂：管道表面的开裂，导致薄的表面重皮。可能是下部金属硬化所致。

焊接缺陷：焊接体内或热影响区的缺陷。

4引用标准

•API1163：管道内检测系统的资格

•ASNTILI-PQ-2OO3：管道内检测员工的资格

•NACERPO102-2002：管道内检测的推荐实践标准

•SpecificationsandRequirementsforintelligentpiginspectionofpipeline

•SY/T6383-1999长输天然气管道清管作业规程

•SY/6186石油天然气管道安全规程

•石油天然气管道安全监督与管理暂行规定国家经济贸易委员会17号令

•美国气体协会（AGA）,400NoCapitolStreetNW,Washington,DC20001.

•ASME（来自于美国机械工程师协会）Intemationgal,ThreeParkAve.,NewYork,NY

10016-5900

•NACEInternational管道的在线无损内检测2000年12月

•NaceRP0502-2002pipelineexternalcorrosionassessmentmethology2002

•SY/T0023埋地钢质管道交流排流保护技术标准

•SY/T0087钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准

4

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

•SY/T4056石油天然气钢质管道对接焊缝射线照相及质量分级

•SY/T4065石油天然气钢质管道对接焊缝超声波探伤及质量分级

•SY/T5922天然气管道运行规范

•SY/T钢制管道内检测技术规范

•Q/SY93-2004天然气管道检验规程

5检测方面的法律法规

5.1国内规定

（1）《中华人民共和国国家经济贸易委员会令》第17号令，二000年四月二

十四日施行的《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》第六章管道检测中规定：

第三十三条从事石油管道技术检测检验的单位必须取得国务院石油工业行政主管

部门认定的相应资质，并对其检测检验的结果负责。

石油企业有权选择检测检验单位，任何部门不得为石油指定检测检验单位。

第三十四条石油管道应当定期进行全面检测。新建石油管道应当在投产后3年内

进行检测，以后视管道运行安全状况确定检测周期，最多不超过8年。

第三十五条石油企业应当定期对石油管道进行一般性检测。新建管道必须在1年

内检测，以后视管道安全状况每1年至3年检测1次。

第三十六条石油企业对检测不合格或存在隐患的管道路段，应当立即采取维修等

整改措施，以保证管道运行安全。

第三十七条石油企业应建立石油管道检测档案，原始数据及数据分析结果应当妥

善保存。

5.2国外规定（美国运输部）

5.2.1CFR49PART192.939管道再检测评价时间间隔

（a）管道操作在高于或等于30%SYMS时的再评价（检测）时间间隔

对于管道操作在高于或等于30%SYMS时，管道的每一段应设定一个再评估时间间

5

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005(A)

・中国石油1

隔，使用可用的评估方法最长的再次评估时间为7年，如果运行公司规定的再评估时间

大于7年，则运行商必须在7年内对覆盖管段进行一次“确定性直接评估(CDA,

Confirmatorydirectassessment,即只操作运行商只通过ECDA、ICDA方法来发现管

道损伤的方法)，然后再按运行商确定的年限继续进行再评估。表中提出了最大允许的

再评估间隔。

(1)试压或内检测方法，使用试压或内检测作为评价方法的运行商必须建立

管段的再评估时间.(根据数据收集、风险评价、完整性评价的方法或

根据不同应力等级的管道时间间隔使用ASMEB31.8S第5部分，见表3

确定)。

(2)外腐蚀直接评估，使用ECDA方法的操作运行商必须确定再评估间隔。

根据NACERP0502-2002的6.2和6.3

(3)内腐蚀或SCC直接评估，使用ICDA、SCCDA操作运行商必须确定再评估

时间间隔，根据ASMEB31.8S第5部分，见表3

(b)管道操作低于30%SYMSo

运行商必须对低于30%SYMS的运行管道建立再评估周期，按这部分要求，最大

再评估时间间隔是7年，操作运行商必须按下列之一的方法建立再评估：

(1)通过试压或内检测或其它等同技术，要求按(a)(1).如果建立的时间

间隔大于7年，操作运行商必须执行7年，或按照CDA方式执行，低应

力评价按192.941执行。

(2)使用ECDA方法的时间间隔按(a)(2)

(3)ICDA和SCCDA方法时间间隔按(a)(3)

(4)在7年间隔内使用了“确定性直接评估(CDA,Confirmatorydirect

assessment,即只操作运行商只通过ECDA、ICDA方法来发现管道损伤

的方法)，在20年的间隔内可以只使用ILI或试压或ECDA或ICDA、SCCDA

三大类方法之中的一类。

(5)在7年内的低应力评估方法按照(C)节实施，在20年内只使用ILI或

试压、ECDA、ICDA或SCCDA三大类方法之中的一类。

(6)表1提出最大再评估时间间隔，也为低于30%SYMS操作应力下给出评价

6

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005(A)

国石油工

方法和评价步骤给出参考。操作运行商必须建立再评估时间间隔。

(C)低应力评估：

(A)低于30%SYMS运行的管道，这种评价方法强调内外腐蚀的危害，操作者必

须进行基线评估

(B)外腐蚀，操作运行商必须采取措施在低应力管段强调外腐蚀因素

(1)阴极保护管段，指出外腐蚀在阴极保护管段的危害因素，操作运行商至少

每7年必须进行涂层电位检测(非直接方法)，必须使用每一次外检测的结果来评估

整体阴极保护情况，这个评估必须考虑泄漏、修理、检测记录，腐蚀监测记录、漏

管检测记录和管道环境。

(2)非保护性管段或阴极保护管道电法测试不可行的位置，在这段如果外检测

不可行，则操作运行商必须：

使用泄露监测按4个月间隔和通过记录每18个月识别和修理腐蚀活跃区域

(C)内腐蚀，指出内腐蚀的危险性，操作运行商必须

1)至少每一年1次气质腐蚀分析。

2)至少每7年分析一次历史记录数据，重点在泄露记录、事故报告、安全环境

报告、修复记录、巡检报告以及其它修复措施。

3)至少每年一次对影响管道的每一储存区域进行定期液体排除测试，再加2)

的内容

表1各种评价(检测)方法规定的再评估时间

最大再评价时间间隔

检测与评价方法高于50%SYMS操作应力在30%-<30强操作

操作应力50%之间

内检测或试压或直接评估10年（*）15年（*）20年（**）

CDA方法(Confimatorydirect7年7年7年

assessment),即只操作运行商

只通过ECDA>ICDA来发现管道

损伤

低应力重新评估不适用不适用7年+规定的

年限

(*)CDA方法方法必须在10年间隔内，第7年实施，在15年的间隔内在第7年

和第14年实施

7

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005(A)

(**)低应力评价或CDA方法必须在时间间隔内第7年和第14年实施。

(D)综合上述结果,按管道运行应力等级给出各种检测评价方法的最大时间间隔，

见表2.

5.2.2ASMEB31.8S-2001规定的时间检测间隔

该规范中规定了完整性评价所规定时间间隔，是以不同运行应力等级的管道试压压

力、预测失效压力是最大允许操作应力(MAOP)的倍数值定义，推荐为使用不同倍数的

时间间隔5年、10年、15年、20年。具体规定见表3

第一部分

6内检测

6.1检测器的种类

检测管壁金属损失的方法有两种：

(1)漏磁检测法(MFL)

(2)超声检测法(UT)

6.1.1漏磁检测(MFL)设备

漏磁的基本原理是通过在管壁上放置磁极，漏磁检测设备能使磁极之间的管壁上形

成沿轴向的磁力线。无缺陷的管壁中磁力线没有受到干扰，他会产生均匀分布的磁力线。

管壁金属的腐蚀会导致其中传播的磁力线产生变化，在磁饱和的管壁中，磁力线会从管

壁中泄漏。传感器通过探测和测量漏磁来判断泄漏地点和管壁腐蚀情况。漏磁信号的数

量、形状常常用来特征管壁腐蚀区域的大小和形状。

泄漏信号通过精密的微处理器，其结果被存储，进行更详细的计算机分析。

8

完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

表2CFR49PART192规定的再评估最大时间间隔（在高风险地区）以及再评估要求（见注3）

大于或等于50%SYMS工作应力大于30%SYMS、小于50%SYMS低于30%SYMS

基线评估方法最大再评估时评价方法最大再评估时评价方法最大再评估时评价方法

间间隔（年）间间隔（年）间间隔（年）

7CDA7CDA预防性削减维护方

10试压或内检测或直接评估ONGOING法（见注2）

试压方法15（见注1）试压或内检测或直接评估

每10年重复检测20试压或内检测或直

每15年重复检测周期接评估

每20年重复检测周

期

7CDA7CDA预防性削减维护方

10内检测或试压或直接评估ONGOING法（见注2）

在线内检测15（见注1）内检测或试压或直接评估

重复检测周期每15年20内检测或试压或直

每10年重复检测接评估

每20年重复检测周

期

7CDAONGOING预防性削减维护方

法（见注2）

直接评估法10直接评估或内检测或试压

15（见注1）直接评估或试压或内检测

每15年重复检测周期20直接评估或内检测

每10年重复检测或试压

每20年重复检测周

期

注1运行商可选4举在第14年使用CDA,然后利用ILI、试压、或直接评估在第15年，ASMEB31.8S许可这样做。

注2操作运行商可选择在第7年和14年使用CDA方法。按照P&M方法.

注3操作运行商可利用其它同等效果的技术。

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完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

表3ASMEB31.8S-2001规定的完整性检测评价时间间隔

标准

检测方法时间间隔（年）250%规定的230%〜50%规定<30%规定的

[注(1)]最低屈服强度的最低屈服强度最低屈服强度

试压5TP-1.25倍最大允许TP〜1.4倍最大允许TP〜1.7倍最大允许

操作压力［注（2）］操作压力［注（2）］操作压力［注（2）］

10TP〜1.39倍最大允许TP〜1.7倍最大允许TP-2.2倍最大允许

操作压力［注（2）］操作压力［注（2）］操作压力［注（2）］

15不允许TP-2.0倍最大允许TP-2.8倍最大允许

操作压力［注<2）］操作压力［注（2）］

20不允许不允许TP〜3.3倍最大允许

操作压力［注（2）］

管道内检测5PF>1.25倍最大允许PF>1.4倍最大允许PF>1.7倍最大允许

操作压力［注（3）］操作压力［注（3）］操作压力［注（3）］

10PF>1.39倍最大允许PF>1.7倍最大允许PF>2.2倍最大允许

操作压力［注（3）］操作作压力［注（3）］操作压力［注（3）］

15不允许PF>2.0倍最大允许PF>2.8倍最大允许

操作压力［注（3）］操作压力［注（3）］

20不允许不允许PF>3.3倍最大允许

操作压力［注（3）］

直接评估5抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象

［注（4）］[注(4)][注(4)]

10检测所有危险迹象抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象

[注(4)]［注（4）］

15不允许检测所有危险迹象检测所有危险迹象

20不允许不允许检测所有危险迹象

注：

（1）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。此外，某些危险可能极具破坏性，因此

可能需要大大缩短检测的时间间隔。如果发生时效性事故，要立即重新确定检测的时间间隔。

（2）TP表示试验压力

（3）PF表示预测失效压力，按ASMEB31G或类似标准确定。

（4）对于直接评价过程，包括了对危险迹象直接检测的时间间隔。根据危险迹象的严重程度和以前的检测结

果，确定危险迹象取样的时间间隔。除非对所有危险进行检测和维修，再检测的最大时间间隔为：对在

等于或大于规定的最低屈服强度（SMYS）50%条件下操作的管子——5年，对于在低于规定的最低屈服

强度50%条件下操作的管子一10年。

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W1完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

w;

•间接测量，可以用复杂的解释手段来进行分析；

•用大量的传感器区分内部缺陷和外部缺陷；

•测量的最大管壁厚度受磁饱和磁场要求而限制；

•信号受缺陷长宽比的影响很大，轴向的细长不规则缺陷不容易被检出；

•检测结果会受管道所使用钢材性能的影响；

•检测结果会受管壁应力的影响；

•设备的检测性能不受管壁中运输物质的影响一既适用于气体运输管道也适用

于液体运输管道；

•进行适当的管道清管（相对于超声检测设备必须干净）；

•适用于检测直径大于等于3英寸（8cm）的管道。

可检测缺陷类型：

•外部缺陷；

•内部缺陷；

•各种焊接缺陷；

•硬点；

•焊缝：环形焊缝，纵向焊缝，螺旋型焊缝，对接焊缝;

•冷加工缺陷；

•凹槽和变形；

•弯曲；

•三通；

•法兰；

•阀门；

•套管；

•钢衬块；

•支管；

•修复区；

•胀裂区域（金属腐蚀相关）；

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完整性检测技术编号：GPIMS/00/FC003-2005（A）

•管壁金属的加强区。

漏磁在线检测设备一般分为以下三类：

（1）标准分辨率（也叫做低的或常规分辨率）设备；

（2）高分辨率设备；

（3）超高分辨率设备。

这些分类的不同在于传感器的数量，尺寸和定位，磁路设计以及磁化等级不同，而

且每种类型的设备对所记录数据的分析手段也是不同的。这三种设备都利用磁铁在管壁

中发出的磁场，然后利用线圈和固态传感器来探测漏磁。对于一个给定尺寸的管道，标

准分辨率设备相对于高分辨率和超高分辨率的设备只配备较少的漏磁传感器。每个传感

器覆盖很大的检测范围，它只能给出它所探测区域漏磁的平均值。而更小更先进的霍尔

传感器（用于高分辨率设备）能检测管壁上更小的区域并显示更加具体的信.息。因而,

高分辨率设备更加适合于检测不规则管道。相应的，高分辨率设备所需处理的数据量

比较大，数据处理的过程也更为复杂。

6.1.2超声检测（UT）设备

当在线检测设备在管道中运行时，超声检测设备可以直接测量出管壁的厚度，通过

所带的传感器向垂直于管道表面的方向发送超声波信号。管壁内表面和外表面的超声反

射信号也都被传感器所接收，通过它们的传播时间差以及超声波在管壁中的传播速度就

可以确定管壁的厚度。传感器被安装在一个支架上它可以均匀的检测整个管壁。在超声

波从传感器发出并从管壁反射返回的过程中，为了提高超声传播效率，整个超声检测过

程需要使用一种液体来对传感器和管壁进行耦合。

管道中运输的液体本身就可以为超声检测过程提供一种很好的耦合作用。然而，在

气体运输管道中，由于气体和管壁钢材的特性的不匹配导致很难有足够的超声能量进入

管壁，因此，气体管道没有耦合情况下，超声检测就不能进行。两段在线检测装置之间

配以缓流液体（例如，水，柴油等）就可以实现用超声方法检测气体运输管道。

特性

•采用直接线性测厚的方法一结果准确可靠；

•可以区分管道内壁、外壁以及中部的缺陷；