《氢气输送管道完整性管理规范》

ICS01.120

A00

团体标准

T/CASXXXX—20XX

代替T/CASXXXX—201X

氢气输送管道完整性管理规范

Hydrogentransmissionpipelineintegritymanagement

specification

(征求意见稿)

XXXX-XX-XX发布XXXX-XX-XX实施

中国标准化协会发布

T/CASXXX—201X

氢气输送管道完整性管理规范

1范围

本文件规定了氢气输送管道完整性管理的基本规定、危害因素、数据管理、风险评价、检测和

监测、完整性评价、风险削减、效能评价、应急管理、失效管理、停用与废弃、记录与文档管理、

沟通和变更管理和培训和技能。

本文件适用于陆上气态纯氢长输钢质管道在设计、施工、投产、运行、维护和废弃的全生命周

期内的完整性管理。

本文件不适用于城镇、工艺站场内和海底敷设的输氢管道的完整性管理。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用

文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修订单）

适用于本文件。

GB36894危险化学品生产装置和储存设施风险基准

GB50057建筑物防雷设计规范

GB50251输气管道工程设计规范

GB/T16805输送石油天然气及高挥发性液体钢质管道压力试验

GB/T19285埋地钢质管道腐蚀防护工程检验

GB/T19624在用含缺陷压力容器安全评定

GB/T27699钢质管道内检测技术规范

GB/T28704无损检测磁致伸缩超声导波检测方法

GB/T29639生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则

GB/T30582基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价

GB/T31211无损检测超声导波检测总则

GB/T34349输气管道内腐蚀外检测方法

GB/T34350输油管道内腐蚀外检测方法

GB/T34542.3氢气储存输送系统第3部分：金属材料氢脆敏感度试验方法

GB/T35013承压设备合于使用评价

GB/T36676埋地钢质管道应力腐蚀开裂(SCC)外检测方法

SY/T0087.1钢质管道及储罐腐蚀评价标准第1部分：埋地钢质管道外腐蚀直接评价

SY/T6151钢质管道管体腐蚀损伤评价方法

SY/T6477含缺陷油气管道剩余强度评价方法

SY/T6825管道内检测系统的鉴定

SY/T6859油气输送管道风险评价导则

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T/CASXXX—201X

SY/T6996钢质油气管道凹陷评价方法

SY/T7413废弃油气长输管道处置技术规范

SY/T10048腐蚀管道评估推荐作法

TSGD7003压力管道定期检验规则-长输（油气）管道

TSGD7005压力管道定期检验规则-工业管道

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

一区一案OneplanforoneHCA

每一个高后果区段编制一个风险管控方案的形式。

3.2

氢致损伤hydrogen-induceddamage;HID

与氢气接触的金属材料吸收了氢原子后导致材料性能退化的形式。如：形成内裂纹、鼓泡、钢

内空洞、脆化（即失去延展性）。

3.3

氢脆hydrogenembrittlement;HE

氢原子进入金属材料后，引起金属塑性下降、延展性丧失的现象。

3.4

氢致开裂hydrogen-inducedcracking;HIC

氢原子扩散进入钢铁中，在金属晶格的缺陷位置（夹杂、气孔或微缝隙）结合成氢分子（氢气），

随氢分子的聚集导致金属局部压力增大，为释放压力而沿金属晶格的方向出现裂纹的一种现象。

3.5

氢鼓泡hydrogenblisters;HB

与氢致开裂的形成机制类似，但发生在金属晶格与晶格（或层与层）之间，聚集后无法扩散的

氢气在金属表面显现为鼓泡的一种现象。

3.6

氢应力开裂hydrogenstresscracking;HSC

金属在有氢和应力（残留的或施加的）同时作用的情况下出现裂纹，并最终导致开裂的过程。

常见于高强度合金。

4基本规定

4.1完整性管理内容

4.1.1氢气管道全生命周期完整性管理流程和管理阶段应包括图1所示内容。

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T/CASXXX—201X

图1完整性管理框架图

4.1.2氢气管道在运行阶段应制定失效管理、应急响应和剩余寿命预测计划。

4.1.3完整性管理流程的各要素应定期、持续更新，反映氢气管道的动态特性。

4.2全生命周期完整性管理要求

4.2.1氢气管道可行性研究、设计、采购、制造、运输和存储、施工、试运行与投产、交付、运营

与维护、改造和废弃的全生命周期的完整性管理需求和功能要求满足下列要求：

a）可行性研究阶段应规避与管道路由相关的危害因素，尽可能减少或消除高后果区。

b）设计阶段应从设计、施工、运维、环保、安全、工期、造价等方面进行技术和经济比选；应

进行高后果区再识别，宜考虑未来人口增长、区域规划等环境变化，并尽可能减少高后果区。

c）应避免采购易氢脆、易氢致开裂等氢敏感性材料，记录和保存材料来源、性能和规格等数据。

d）制造阶段应根据相关标准对原材料和成品的性能进行检测和试验，应避免产品性能和外观尺

寸等发生大幅波动。

e）氢气管道的运输和储存应与环境条件匹配，并满足相关规范要求；宜对运输和储存过程中的

所有不利因素进行识别和评价，消除不利因素的潜在影响。

f）施工阶段应收集、记录所有与氢气管道设计、材料/设备采购和施工等相关的信息数据；竣

工文件应能准确反映管道基础数据和施工细节，相关数据宜与地理信息对齐；发生变更时，应再次

确认变更方案的适用性，并相应调整施工工序，确保完整性管理的持续性。

g）试运行与投产阶段应制定检查和确认程序文件，详细记录所有相关信息和数据，预备投产物

资、备品备件和工器具；应制定压力试验计划并完成风险评价；应制定泄漏检测、吹扫、干燥和氢

气置换程序，符合要求后才可充氢。

h）交付阶段应继续收集、维护和更新所收集的数据，确保与完整性相关的设计和施工要求已纳

入了运行手册；高后果区的风险消减措施应在投产之前进行验证和确认，当高后果区发生变化时，

应更新高后果区的风险评价和处置措施；应审查、确定新投产氢气管道的资产维护要求。

i）运营与维护阶段应记录运行期间的所有安全事件，核实影响因素的影响范围和持续时间，确

保风险或危害因素都实施了必要的缓解措施；应与首次完整性评价数据比对，并适当处置。

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T/CASXXX—201X

j）改造项目应按照新建管道进行完整性管理，应识别、记录由改造引起的危害因素和不良后果，

应消除或规避危害因素的所有不利变化；改造项目的竣工图应与管道的原始记录一起保存，及时更

新所有涉及到的图纸和系统。

k）氢气管道的停用或废弃宜依据SY/T7413的相关要求处置，且应满足完整性管理的需求。

4.2.2氢气管道应在建成后3年内完成首次完整性评价，并应确定再评价的时间。

5危害因素

5.1一般要求

5.1.1应识别氢气管道全生命周期完整性管理的所有潜在危害因素，宜根据时间因素、失效模式、

影响后果等的不同对危害因素分组。

5.1.2应对所有识别出的危害因素进行评价和表征，宜通过现场开挖和检测对识别出的危害因素进

行核实。

5.1.3应考虑多种危害因素的相互作用，重点考虑氢气对管道本体和环焊缝的脆化、氢致开裂、鼓

泡等不利影响。

5.1.4新建氢气管道的完整性评价宜利用施工检测数据识别危害因素，在役运行氢气管道的完整性

评价宜利用运行状态的监测数据识别危害因素。

5.2危害因素识别

5.2.1氢气管道的危害因素宜包括表1内容。

表1氢气管道常见风险因素

分类风险因素子因素

外腐蚀管道、设施组件外部腐蚀

内腐蚀/磨蚀管道、设施组件内部腐蚀

与时间相关的

应力腐蚀开裂/氢致损伤应力腐蚀裂纹，氢损伤裂纹

因素

凹陷、疲劳损伤

静电聚集

管体焊缝缺陷

制管有关的缺陷

管体缺陷

氢脆或氢鼓泡

与介质有关的缺陷

惰化工艺不合理

管道环焊缝缺陷；包括支管和T型接头焊缝

固有因素

制造焊缝缺陷

褶皱弯管或屈曲

与焊接/施工相关的缺陷

螺纹磨损、管子破损或接头失效

阀门和垫片泄漏

在所有操作条件下使用不兼容的材料和设备

与时间无关的甲方、乙方，或第三方造成的损坏（瞬时或立即失效）

机械损伤

因素管道旧伤（如凹陷、划痕的滞后性失效）

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分类风险因素子因素

蓄意破坏

超压

控制不当

误操作

误关断

管道操作和维护不当

低温或高温

雷击或闪电

自然与地质灾害

暴雨或洪水

土体移动

公路、铁路穿越引起的异常荷载

高压输电线路或电气化铁路等其他构筑物影响

其他并行管道事故带来的破坏

地面管道附近发生道路事故或火灾

喷射火或火球的热辐射

5.2.2应识别不符合国家法律法规和标准要求的状况以及可能导致管道风险升高的因素，包括但不

限于：

a）占压；

b）与周边设施安全距离不足；

c）周边环境对管道日常管理和维修的影响；

d）外界对管道可能造成的损伤；

e）管道本体或附属设施的结构和功能缺失；

f）输送介质或管道系统特殊性造成的工艺和（或）设计的偏差；

g）特定管道缺失风险应急预案和技术支撑；

h）管道企业内部、管道企业与施工方、周边公众信息沟通不畅。

6数据管理

6.1一般要求

6.1.1应明确氢气管道设计、采购、施工、投产、运行、废弃等阶段数据采集的种类和属性。

6.1.2采集的数据可以为结构化数据、半结构化数据或非结构化数据；数据管理系统宜支持多种数

据源的接入，并能实现数据格式的转换。

6.1.3管道位置数据的测量、存储和使用应符合国家法律、法规和管道运行方的保密要求。

6.1.4应对采集的数据进行审查、对齐和整合，并应定期维护和更新。

6.2数据采集

6.2.1设计阶段应收集管道沿线环境资料、测绘记录、评价资料，各阶段设计成果、评审意见和管

道沿线政府部门的相关意见，重点收集、识别管道沿线危害因素的分布和特征。

6.2.2建设阶段应收集管道属性数据、管道环境数据、施工过程中的重要事件及过程记录、施工记

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录和评价报告等。

6.2.3运行阶段应持续采集管道的运行日志，工艺记录，巡检要求，检验、检测和监测数据，维检

修数据，运行管理制度、运行程序文件，应急预案，变更管理文件和失效记录，宜采集管道沿线的

社会资源和事故失效分析等信息。

6.2.4宜对收集到的各类数据进行对比、分析，确保数据的准确性和适用性。

6.3数据移交

6.3.1应建立数据传输和移交程序，实现数据的准确交换。

6.3.2数据宜以电子和硬拷贝格式移交，管道的中心线数据应采用标准格式。

6.4数据整合

6.4.1应综合所有的单项数据，并根据其相互关系进行分析、整理和对齐。

6.4.2管道附属设施和周边环境数据应基于环焊缝信息或其他拥有唯一地理空间坐标的实体

信息进行对齐。

6.4.3宜使用内检测、外部检查等方法解决数据的对齐、整合问题。

6.5数据存储与更新

6.5.1数据存储应选用适当的存储系统或存储方式，便于查找和提取；应支持实时数据和历史数据

的存储，存储系统或存储方式的使用寿命宜与氢气管道的使用寿命一致，宜采用电子系统。

6.5.2数据的更新应有明确的流程，应对更新数据的真实性、一致性和完整性进行验证和核查；应

保留需回溯、分析的历史数据及对应版本的详细信息。

7风险评价

7.1一般要求

7.1.1风险评价应实现如下目标：

a）识别影响氢气管道完整性的危害因素，分析失效的可能性和后果，判定风险等级；

b）应以管段为单元进行排序，确定完整性评价和实施风险消减措施的优先顺序；

c）综合比较完整性评价和风险消减措施的风险降低效果和所需投入；

d）风险消减措施完成后再评价，反映管道的最新风险状况、确定措施的有效性；

e）根据最新的检测结果、运行维护和环境数据，对风险评价结果进行更新。

7.1.2风险评价工作应达到如下要求：

a）管道投产后1年内进行风险评价；

b）高后果区管道应周期性进行风险评价，其他管段可依据具体情况确定评估的时间；

c）根据管道风险评价的目标选择合适的评价方法；

d）依据风险评价结果进行设计、施工和投产优化。

7.2评价方法

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7.2.1应根据风险评价的目的、需求、适用性、数据完整程度、经济投入和风险因素等选用合理的

风险评价方法；宜优先选用定量风险评价法。

7.2.2应对氢气管道的所有可能场景进行风险评价，并列出每个可能的失效模式；单一失效模式产

生多个后果时，应对多个后果分别进行评价。

7.2.3同一管道可采用多种方法进行风险评价。

7.3评价流程

7.3.1风险评价流程如图2所示。

图2风险评价流程图

7.4管道分段

7.4.1应根据管道属性和周边环境进行管道分段，宜优先选用全部属性分段，管段划分示意见图3。

7.4.2应对每个管段进行数据采集和状况描述，包括但不限于：

a）管材、管径、防腐层类型、管道附属设施和起止里程；

b）管体、防腐层和附属设施状况的评价；

c）管道运行参数，包括输送介质、运行压力和温度等；

d）管道沿线自然环境。

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图3管段划分示意图

7.5确定危害因素

7.5.1应根据生命周期阶段的不同，定期识别、分析和确认氢气管道特定阶段的危害因素。

7.5.2宜根据氢气管道行业的失效历史或类似管道的运行状况，识别已知的或潜在的危害因素。

7.6失效可能性分析

7.6.1应结合氢气管道的危害因素进行失效可能性分析，并考虑风险消减措施的效果。

7.6.2直接采用历史失效数据进行失效可能性分析或对失效可能性分析结果进行验证时，应对历史

数据的适用性和与被评价管道的可用性进行分析。

7.6.3应逐管段对识别出的所有危害因素逐一进行失效可能性估算，当危害因素存在多个失效模式

时，应分别计算每个失效模式的失效可能性。

7.6.4失效可能性应定性或半定量表示，也可在汇总基础上（如每年的失效）或线性基础上（如每

年每公里的失效）定量表示。

7.7失效后果分析

7.7.1氢气管道失效后果分析应考虑以下因素：

a）气体性质，如点火性、易燃性、毒性、反应性、扩散模式等；

b）管道特性，如管道直径、壁厚、防腐层类型、压力等；

c）管道沿线地形和高程；

d）潜在影响半径内的人口密度；

e）失效模式，如泄漏或破裂；

f）限制泄漏的缓解措施，如泄漏检测、使用远程操作截断阀；

g）扩散模式；

h）着火的可能性；

i）事故场景，包括热辐射、爆炸、中毒或窒息等；

j）受影响对象的暴露水平和影响程度；

k）应急响应。

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7.7.2失效后果评价时，应考虑如下影响：

a）对人的影响，如人口密度、人员组成、人员年龄等；

b）对环境的影响，如环境敏感区、水源地等；

c）对生产的影响，如停输、声誉、社会影响、维修等。

7.7.3确定与失效事故相关的受影响区域时，宜转化为与氢气管道的间隔距离。

7.7.4定性评价结果宜采用“重大”、“较大”、“一般”等级别，半定量评价结果宜采用介质危

害性或泄漏扩散影响等的评分指数表征，定量评价结果宜从安全、经济或环境等给出相应的指标。

7.8高后果区

7.8.1氢气管道在设计、建设和运行过程中应持续识别管道沿线的高后果区，穿过高后果区的氢气

管道应开展专项风险评价。

7.8.2氢气管道高后果区的识别要求如下：

a）管道路由经过区域满足表2识别项中的任意一项时，应确定为高后果区。

表2氢气管道高后果区管段识别分级表

识别项分级

管道经过的四级地区III级

管道经过的三级地区II级

管径大于762mm、最大允许操作压力大于6.9MPa，其管道潜在影响区域内有特定场所的区域III级

管径小于273mm、最大允许操作压力小于1.6MPa，其管道潜在影响区域内有特定场所的区域I级

管道两侧各200m内有特定场所的区域I级

除三级、四级地区外，管道两侧各200m内有加油站、油库等易燃易爆场所II级

注：I级表示最小的严重程度，III级表示最大的严重程度。

b）高后果区的边界应为距离最近一幢建筑物外边缘200m。

c）识别出的高后果区相互重叠或间隔不超过50m时，应作为一个高后果区管理。

d）地区等级划分时应考虑管道途经区域的发展规划，尽可能避免短期内发生地区等级升级。

e）宜采用地理信息系统或现场实际调查识别高后果区，识别报告中应明确识别方法，识别结果

应按照统一格式填写。

7.8.3除上述区域外，高后果区尚应包括氢气管道泄漏后可能导致人员伤亡的潜在影响区内的特定

场所：

a）特定场所I：

1）文化设施，包括综合文化活动中心、文化馆、青少年宫、儿童活动中心、老年活动中心等。

2）教育设施，包括高等院校、中等专业学校、体育训练基地、中学、小学、幼儿园、业余学

校、民营培训机构及其附属设施，为学校配建的独立地段的学生生活场所。

3）医疗卫生场所，包括医疗、保健、卫生、防疫、康复和急救场所；不包括：居住小区及小

区级以下的卫生服务设施。

4）社会福利设施，包括福利院、养老院、孤儿院等为社会提供福利和慈善服务的设施及其附

属设施。

5）其他在事故场景下自我保护能力相对较低群体聚集的场所。

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6）公共图书展览设施，包括公共图书馆、博物馆、档案馆、科技馆、纪念馆、美术馆、展览

馆、会展中心等设施。

7）文物保护单位。

8）宗教场所，包括专门用于宗教活动的庙宇、寺院、道观、教堂等场所。

9）城市轨道交通设施，包括独立地段的城市轨道交通地面以上部分的线路、站点。

10）军事、安保设施，包括专门用于军事目的的设施，监狱、拘留所设施。

11）外事场所，包括外国政府及国际组织驻华使领馆、办事处等。

12）其他具有保护价值的或事故场景下人员不便撤离的场所。

b）特定场所II：

1）居住户数30户以上，或居住人数100人以上。

2）县级以上党政机关以及其他办公人数100人以上的行政办公建筑。

3）总建筑面积5000㎡以上的体育场馆，不包括学校等机构专用的体育设施。

4）总建筑面积5000㎡以上的建筑，或高峰时300人以上的露天场所。

5）床位数100张以上的旅馆住宿业建筑，包括宾馆、旅馆、招待所、服务型公寓、度假村等

建筑。

6）总建筑面积5000㎡以上的金融保险、艺术传媒、技术服务等商务办公建筑。

7）总建筑面积3000㎡以上的建筑，或高峰时100人以上的露天场所。

8）旅客最高聚集人数100人以上的交通枢纽设施，包括铁路客运站、公路长途客运站、港口

客运码头、机场、交通服务设施（不包括交通指挥中心、交通队）等。

9）总占地面积5000㎡以上的城镇公园广场。

7.8.4应分别计算氢气泄漏后的热辐射潜在影响半径R1和爆炸冲击波潜在影响半径R2，取其中的

较大值作为氢气管道的潜在影响区。

a）热辐射潜在影响半径R1计算：

2（）

R1=0674.0pd1

式中：

R1—受影响区域的半径，m；

d—管道外径，mm；

p一管段最大允许操作压力，MPa。

b）爆炸冲击波的潜在影响半径R2计算：

21

WW3W3

TNTTNTTNT（2）

P3+=∆2+1.13.414

R2R2R2

式中：

ΔP—空气冲击波超压的安全允许强度（即人体耳膜破裂概率为1%时），ΔP=0.02×105，Pa；

R2—爆炸点距防护目标的距离，m；

WTNT—单次爆炸的TNT炸药当量，kg；氢气管道爆炸时，泄漏出来的氢气以TNT当量计算，蒸气云爆炸的计

算公式如下：

αQW

ff（）

WTNT=3

QTNT

式中：

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α—蒸汽云的TNT当量系数，取4%；

Wf—蒸汽云爆炸燃烧掉的总质量，kg；

Qf—气体的燃烧热，kJ/kg；

QTNT—TNT的爆炸热，46754kJ/kg；

WTNT—蒸汽云的TNT当量，kg。

7.8.5氢气管道的高后果区管控要求如下：

a）应编制高后果区专篇，专篇中应详细描述高后果区范围、等级、人员分布和防控措施等。

b）应根据风险和安全评价结果制定适用的高后果区防护措施，高后果区内应尽可能减少弯头、

变壁厚口、高陡边坡等。

c）高后果区宜设立风险告知牌，加密设置地面标识，设置气体探测报警装置等；宜对管道中心

线两侧各5米范围实施实物阻挡或隔离；宜对高后果区内的地质灾害风险点实时监测，人员密集型

高后果区的视频监控应做到全覆盖。

d）管道路由发生较大变更或高后果区内管段的属性、运行压力发生变化时，应及时进行高后果

区再识别和更新工作，并应采取相应的安全防护措施。

e）试运投产前应至少进行一次高后果区现场勘察和管道保护精准宣传；试运投产期间，应对人

员密集型、环境敏感型高后果区进行定点看护，做好管道沿线宣传，制定针对性预案，采取适当的

安全保护措施。

f）运行阶段应针对每一个高后果区编制一套风险管控方案，管控方案应对高后果区的风险管控

措施、巡护要求和应急准备做出安排，做到“一区一案”。

g）应定期性开展高后果区管道完整性评价、风险评价、地灾识别与治理等工作；应优先安排高

后果区内管段的内外检测、维护维修和其它日常管理工作；应定期对高后果区段的管理人员进行培

训，确保高后果区管理人员应知、应会。

7.9失效风险分析

7.9.1氢气管道的失效风险分析方法和流程宜符合SY/T6859的相关要求。

7.9.2采用定性或半定量失效后果估算时，宜按照最严重情形估算；高后果区等级升高2级或达到

Ⅲ级高后果区的管道，宜采用定量风险评价。

7.10风险可接受性

7.10.1确定风险可接受性标准时应考虑以下因素：

a）国家的法律、法规和标准规范；

b）管道的重要性；

c）管道的状况；

d）降低风险的成本。

7.10.2宜通过以下几个途径来确定风险可接受性标准：

a）根据国家法律、法规和技术标准要求的准则确定；

b）参照国内外氢气管道行业或其他类似管道行业已经确立的风险可接受标准；

c）根据以往经验判断可接受的情况；

d）与其他已经认可的活动和事件的风险可接受标准进行比较。

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T/CASXXX—201X

7.10.3定量风险评价的个人风险和社会风险可接受准则应符合国家安全生产监督管理总局2014

年第13号公告和GB36894的相关要求。

7.11风险评价报告

7.11.1风险评价报告应至少包括以下内容：

a）目标和范围；

b）管道概况；

c）风险评价方法；

d）危害因素识别结果；

e）失效可能性分析结果；

f）失效后果分析结果；

g）风险评价结果和风险消减措施建议；

h）敏感性和不确定性分析；

i）结果讨论；

j）结论和建议；

k）参考资料；

l）风险分析人员的姓名和资历。

7.11.2风险评价报告应明确风险消减措施的优缺点、风险评估的不确定性。

7.12风险再评价

7.12.1宜定期或上次风险评价的结果确定下次风险评价的时间。

7.12.2存在以下情况时，应及时进行风险再评价：

a）管道系统或运行条件发生变更；

b）管道严重受损或功能劣化；

c）管道进行了重大改造；

d）采取了新的风险消减措施或风险缓解措施无效；

e）管道周围环境改变；

f）管道的管理制度发生重大变化；

g）风险评价周期到期；

h）需要延长设计寿命；

i）管道实施了内检测等新手段。

8检测和监测

8.1一般要求

8.1.1应根据法律法规要求，风险评估结果，管道管理、运行规章制度，输送介质特性、工况和需

求，历史检测情况等确定检测和监测的内容、方法和周期。

8.1.2新建氢气管道应在投产后3年内或按照监管部门的要求进行基线检测，宜在交付前进行基线

检测。

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T/CASXXX—201X

8.1.3应优先检测、监测已劣化的管段，服役环境复杂、恶劣的管段，失效后果严重的管段，高风

险管段和位于高后果区内的管段。

8.1.4高风险管道宜选择检测有效性高的检测方法，并适当缩短检测周期。

8.1.5宜采用一种以上的检测和（或）监测方法来识别同一管段的不同危害因素。

8.1.6宜通过剩余寿命预测或剩余强度计算确定下次检测周期，下次检测周期不应超过剩余寿命的

一半。

8.2检测

8.2.1检测宜包括地面宏观检测、内检测、外检测、压力试验和专项检测。

8.2.2地面宏观检测为必检内容，应首先进行地面宏观检测。

8.2.3宜优先选择内检测；内检测时，尚应检测管道的外防腐层和阴极保护系统。

8.2.4不具备内检测条件的管道宜选择外检测。

8.2.5内、外检测均无法实施的管道，应进行压力试验。

8.2.6穿跨越段、特殊部位和特殊工况的管段应开展专项检测。

8.2.7常用的内、外检测方法和检测项目宜根据表3选取：

表3常用检测方法和检测项目

检测方法潜在危险损伤模式检测项目依据标准

内外腐蚀腐蚀减薄金属损失

应力腐蚀环境开裂裂纹

内检测管材制造缺陷制造缺陷金属损失、裂纹GB/T27699

焊缝缺陷制造缺陷金属损失、裂纹

外力破坏机械损伤金属损失、裂纹、几何尺寸变形

外腐蚀外腐蚀腐蚀减薄腐蚀防护系统有效性、管体金属损失GB/T30582

外检测外力破坏机械损伤路由环境、地面标识、埋深、管体金GB/T19285

属损失和几何尺寸变形

外多相流计算GB/T34349

检内腐蚀内腐蚀腐蚀减薄高程测绘GB/T34350

测外检测管体金属损失GB/T31211

GB/T28704

应力腐蚀开应力腐蚀开裂环境开裂腐蚀防护系统有效性GB/T36676

裂外检测管体金属损失和裂纹

埋深检测极端低温机械损伤管道位置和埋深GB/T19285

其（冰涨）

他防雷检测雷击-接地电阻等GB50251

检（电流过大）GB50057

测不良地质条管道位移机械损伤管道位置和几何变形GB/T30582

件检测（暴雨、洪水及

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土体移动）

8.2.8常用检测技术和主要适用范围见下表4：

表4常用检测技术和主要适用范围

检测技术检测方法主要适用范围

目视检查表观情况、偏离、振动和泄漏迹象

渗透检测表面缺陷

磁粉检测铁磁性管道的表面和近表面缺陷

涡流检测管体和焊缝缺陷

射线测厚管道壁厚

射线技术

射线检测表面和埋藏缺陷

超声测厚管壁厚度

超声检测表面和埋藏缺陷

超声技术C扫描表面和埋藏缺陷

相控阵表面和埋藏缺陷

超声导波管体横截面积变化

几何内检测几何变形

漏磁内检测铁磁性管道的金属损失

内检测技术超声测厚内检测有液体耦合管道的金属损失

超声裂纹内检测有液体耦合管道的裂纹

电磁超声内检测裂纹和防腐层剥离

惯性测绘内检测中心线坐标、弯曲应变

压力试验强度、严密性和泄漏量

CIPS法缺陷与电解质（土壤、水）接触管道的腐蚀活性点

埋地管道地面间ACVG、DCVG法缺陷与电解质（土壤、水）接触管道的防腐层破损点

接检测技术皮尔逊法缺陷与电解质（土壤、水）接触管道的防腐层破损点

PCM法缺陷与电解质（土壤、水）接触的管道埋深、位置、分支、

外部金属构筑物搭接、防腐层破损等

8.3地面宏观检测

8.3.1地面宏观检测应包括管道沿线的地面环境检查，管道走向、位置检查，管道地上附属装置、

设施检查，泄漏检查，管道沿线水工保护、覆土、防护带检查，管道沿线地质调查，穿跨越管道及

附属设施检查，管道安全附件和安全装置检验。

8.3.2地面宏观检测以目视检测为主，必要时应现场开挖确认。

8.4内检测

8.4.1应根据内检测数据的可接受性、内检测器的能力和性能选择适用的内检测技术和内检测器；

宜优先选用高精度内检测器。

8.4.2宜根据下述条件评价内检测方法的可靠性：

a）检测多种异常的能力；

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b）检测器性能、规格和置信水平，如异常的检出率分类和量化能力；

c）使用这种检测方法的历史；

d）成功率或失败率；

e）检测器的检测和分类能力、尺寸精度和定位精度；

f）检测器的可通过性；

g）检测器的长度、重量、速度范围和单次所能检测的长度；

h）被检测管道的输送介质、壁厚范围、温度范围、压力范围；

i）可通过牵拉试验、开挖或其他有效方法验证；

j）输送介质的物性、管道清管质量和管道壁厚对收集数据质量的影响。

8.4.3内检测实施要求如下：

a）内检测前宜进行清管作业，内检测的实施流程如图4所示，清管质量应满足内检测的需求。

b）清管和内检测前应进行风险识别，并制定风险控制措施；识别出的风险和相应的管控措施应

纳入清管和内检测的作业方案中。

c）应对内检测结果进行挖验证，开挖位置和开挖数量应具有代表性。

d）内检测报告的编制格式和内容应符合GB/T27699和SY/T6825的相关规定，并应提交配套

的数据查看软件。

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图4内检测实施流程

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8.5外检测

8.5.1氢气管道外检测宜包括内腐蚀外检测、外腐蚀外检测、氢致开裂检测和应力腐蚀开裂检测。

8.5.2外检测方案的选择原则如下：

a）发生过内腐蚀损伤的管道或类似管道发生过内腐蚀损伤，应进行内腐蚀外检测。

b）管道阴极保护系统的保护电位、需求电流发生大的变化，或管道附近出现了明显的交直流干

扰源，或其它可能导致管道外防腐层损伤、劣化的不利影响时，应进行外腐蚀外检测。

c）发生过应力腐蚀开裂、氢致开裂或具有开裂倾向的管道应进行专项开裂外检测。

8.5.3内腐蚀外检测的要求如下：

a）应能定位管道中线和埋深，能定位管道金属损伤的位置和尺寸。

b）内腐蚀外检测的流程宜符合GB/T34349的相关要求。

c）应对检测结果进行开挖验证。

8.5.4外腐蚀外检测的要求如下：

a）应能定位管道中线和埋深，管道金属本体外壁损伤的位置和尺寸；能评价管道外防腐层质

量、确定防腐层破损点的尺寸和分布、阴极保护效果和交直流干扰防护状况。

b）外腐蚀外检测的流程宜符合GB/T30582的相关要求。

c）应对检测结果进行开挖验证。

8.5.5氢致开裂的外检测要求如下：

a）宜根据管道材质、钢级和运行压力等参数，开展氢致开裂敏感性分析，确定是否开展氢致开

裂外检测。

b）发生过由输送介质诱导的氢致开裂的管道，应定期排查；对可能发生氢致开裂的管段应进行

开挖检测。

8.5.6应力腐蚀开裂的外检测要求如下：

a）应根据管道实际运行工况，开展应力腐蚀开裂敏感因素分析，确定是否开展应力腐蚀开裂外

检测。

b）发生过应力腐蚀开裂的管道，应按照GB/T36676要求定期排查，筛选出敏感管段；对可能

发生应力腐蚀开裂的管段应进行开挖检测。

8.6压力试验

8.6.1新建或改造后的氢气管道，应进行强度试验和严密性试验，满足要求后方可投入使用。

8.6.2强度试验和严密性试验应符合TSGD7003的相关规定，最高试验压力不得超过SMYS的

90%。

8.6.3宜采用水介质试验；试验压力＜3.0MPa时，可采用氮气或氦气等惰性气体介质试验。

8.6.4试验完成后应排空试压介质，并进行吹扫、干燥、置换等处理；处理后管道内壁的洁净度和

管道内介质组分含量应满足相关规范要求。

8.6.5以压力试验为主要检验方法的管道，检验周期不应超过3年。

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8.7专项检测

8.7.1专项检测宜包括穿跨越管段管道本体和附属设施检测，管道氢致开裂、应力腐蚀开裂、硫化

物应力腐蚀开裂检测，钢管材质理化性能检测，特殊焊接位置、工况下的环焊缝检查，及特殊位置、

特殊设施的腐蚀检查。

8.7.2检测中发现问题严重或普遍存在问题时，应扩大检测范围，并提高检测频次。

8.8监测

8.8.1应监测管道内氢气的纯度、湿度和含氧量。

8.8.2宜对高后果区内的地质灾害风险点、第三方破坏易发地段和可能的泄漏点进行监测。

8.8.3宜对可引起外部载荷变化的滑坡区、断裂带、采空区、冻胀或融沉区等区域的管段进行应力

应变监测。

9完整性评价

9.1一般要求

9.1.1应根据危害因素、历史检测情况和风险评估结果选择适用的评价技术，宜优先选择基于内检

测数据的完整性评价技术。

9.1.2不具备内检测条件时，宜采用压力试验或直接评价等完整性评价技术。

9.1.3存在多种危害因素时，宜采用多种评价方法进行识别和确认。

9.1.4外观目视检查、无损检测或其他新检测技术结论不宜直接作为完整性评价结果。

9.2内检测评价

9.2.1管道的几何变形、金属损失、裂纹、中心线坐标、弯曲应变、防腐层剥离等宜采用内检测评

价法。

9.2.2氢气管道的内检测时间间隔应根据风险评价结果和上次完整性评价结论确定；最大评价周期

除符合表5的规定外，尚应满足TSGD7003和TSGD7005的相关规定。

表5内检测周期表

操作条件下的环向应力水平（σ）

＞50%SMYS30%SMYS＜σ≤50%SMYS≤30%SMYS

10年15年20年

9.3压力试验

9.3.1应至少满足下列条件之一，才可选择以压力试验方式来确定氢气管道的完整性：

a）风险评价或完整性评价要求进行压力试验的管道。

b）已在低于设计的MAOP压力下运行，计划在更高的压力或MAOP下运行的管道。

c）实施了在线检测、直接评价等多种管道完整性评价后，仍频发事故的管道。

d）输送介质或输送工艺发生变化的管道。

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e）停输超过一年以上再启动的管道。

f）实施了换管的管道。

9.3.2压力实验前应进行风险识别，并制定详细的压力试验计划；试压期间应监测管道的压力变化，

并按GB/T16805的相关规定记录试压过程和结果。

9.3.3压力试验的作业人员应培训且合格。

9.3.4应制定压力试验时的应急响应计划，减少压力试验引起的不安全或危害。

9.4直接评价

9.4.1当氢气管道处于如下状况时，宜选用直接评价法：

a）不具备实施内检测或压力试验的管道；

b）无法确认是否能够实施内检测或压力试验的管道；

c）使用其他评价方法时，需要昂贵改造费用的管道；

d）确认直接评价更有效，能够取代内检测或压力试验的管道。

9.4.2氢气管道同时存在其他风险时，直接评价法存在局限性。

9.5适用性评价

9.5.1应根据缺陷类型、缺陷特征、荷载类型、管道材料特性、评价方法的特点和置信水平等因素

选择缺陷的评价方法。

9.5.2宜根据表6中选用适用的缺陷评价方法，使用其他评价方法前，应验证所选方法对每个特定

缺陷类型评价的适用性和准确性。

表6不同缺陷类型的评价标准

缺陷类型评价标准

SY/T6151

SY/T10048

SY/T6477

腐蚀（内、外）

GB/T19624

GB/T30582

GB/T35013

SY/T6151

划痕

SY/T6477

SY/T6151

制造缺陷

SY/T6477

分层SY/T6477

SY/T6996

GB/T19624

凹陷

GB/T30582

GB/T35013

GB/T30582

环焊缝缺陷

SY/T6477

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缺陷类型评价标准

GB/T19624

GB/T30582

制管焊缝缺陷SY/T6477

GB/T19624

SY/T6477

裂纹GB/T19624

GB/T30582

环境开裂

SY/T6477

应力腐蚀开裂

GB/T34542.3

氢致开裂

GB/T19624

氢脆

9.5.3氢气管道剩余强度计算和剩余寿命预测要求如下：

a）应考虑缺陷规模、缺陷增长率和运行负荷等的所有不确定性和超限的可能性，数据有限时，

宜采用保守假设。

b）宜根据缺陷的增长速度、失效模式和适用的安全系数进行剩余寿命预测。

c）使用内检测数据前，应完成适当数量的现场开挖验证。

d）管道的完整性信息或运行参数发生变化时，应重新进行剩余寿命评价。

9.6管道继续使用评价

9.6.1对运行时间长、事故频发、有证据表明存在大量缺陷，但无合适方法进行完整性管理的管道，

应评价管道是否可以继续使用。

9.6.2当管道评价可继续使用时，应根据完整性评价结果对管体缺陷进行维修、维护，并确定继续

使用期内的再评价周期；当评价结果显示不再适宜继续使用时，宜废弃。

9.6.3已停用的管道在重新启用前应进行完整性评价，评价所用工况应与管道的最新工况一致。

10风险削减

10.1一般要求

10.1.1应采取适当的风险消减措施，将氢气管道的风险控制在合理、可接受的范围内，实现安全、

可靠、经济运行的