天然气管道检验测试标准新版

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  本标准规定了天然气管道检验的基本方法，确立了天然气管道一般性检验和专业性检验的一般原则，给出了天然气管道检验的指南。

  下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标 准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这一些文件的最新版本。凡是不注U期的引用文件，其最新版本适用于本标准。

  GB/T 9711.1  石油天然气工业输送钢管交货技术条件，第一部分：A级钢管

  GB/T 9711.2  石油天然气工业输送钢管交货技术条件，第一部分：B级钢管

  3.1.1原始资料：应包括管道设计、制造、安装的原始资料以及管道投产竣工资料。

  3. 1.2管道运行记录：应包括管道输送介质压力、流最、温度记录：阴极保护系统运行、故障记录；

  3.1.3管道修理或改造资料：应包括管道修理、改造方案，施工记录、验收报告、竣T资料。

  管道检验前，检验单位与使用单位在分析3.1条中所涉及资料基础上，应根据管道使用年数的限制、运作状况、危险程度等因素，合理制定检验方案，确保检验周期内管道安全运行。

  一般性检验是R常生产管理条件下，为检查管道的保护的方法而进行的常规性检验。

  一般性检验每年应进行一次。新建管道投用后的首次一般性检验，应在半年内进行。

  1.7.1穿越管道：检查管道、悬空、位移、受流水冲刷及剥蚀损坏情况。

  4.8.1电绝缘性能测试：阴极保护系统的电绝缘性能测试对象应包括绝缘法兰、绝缘接头、绝缘固定支墩和绝缘垫块等。

  4.8.1.2绝缘法兰、绝缘接头电绝缘性能测试应符合SY/T 0023规定。

  4.8.2电连续性能检验：跨接电缆或其它电连接设施的外观检验及电连续性检验。

  4.8.3接地电阻测试：辅助阳极和牺牲阳极接地电阻测试应符合SY/T0023规定。

  4.9.1阴极保护参数测试前应分析管道阴极保护历史运行参数，确定管道保护度、保护率、运行率。

  4.9.2管地电位测试，应包括管道自然电位、牺牲阳极开路电位、管道保护电位等参数的测试。管道保护电位测试应符合SY/T 0023的规定，测试消除-卜壤IR降后的极化电位：外加电流阴极保护及牺牲阳极保护评价指标应符合SY/T 0087的规定；

  4.9.3牺牲阳极应测试输出电流，测试方法应符合SY/T 0023的规定。

  4.9.4管道保护电位异常的管段可测试管内电流，测试方法应符合SY/T0023的规定。

  4. 11.1．一般性检验完成后，检验人员应根据检验情况，出具一般性检验结论报告。检验结论分为允许运行、限期专业性检验。

  4. 11.2允许运行：经检验未发现影响管道安全运作的缺陷或问题，或发现的缺陷或问题能及时进行整改。

  4. 11.3限期专业性检验：检验发现的缺陷或问题严重，不能采取比较有效措施保证管道的蜜全运行，应限期进行专业性检验。

  一般性检验发现管道存在缺陷和问题时，检验人员应认真分析原因，并将检验结果及时上报主管部门和生产管理部门以便采取整改措施。

  专业性检验是指管道在规定的检验周期内进行的较为全面的检验，以及一般性检验中发现有影响管道安全运作而进行的检验。专业性检验应由具备有关部门认可资质的检验单位进行。

  5.1.1天然气管道的专业性检验周期应根据管道的安全状况确定，不宜超过8年。新建管道的专业性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。

  c)介质对管道腐蚀情况不明、介质对管道腐蚀速率大于0. 25mm/年，以及管道使用环境与设计严重不符。

  5.3.1调查管道经过地区等级。应按GB 50251调查并划分管道经过地区等级。

  5.3.2管道与电力、通信电缆以及其它管道有平行敷设或发生交叉时，应按SY/ 0007调查相邻间距。

  5.4.1对管道内天然气应进行腐蚀性分析，气质腐蚀性分级应符合SY/T0087规定。

  5.4.2对于腐蚀性较强的气质或气质对管材腐蚀不明，可采用腐蚀速率测试仪测试管输介质对金属管壁的腐蚀速率。

  5.5.1防腐层地而检漏：应采用管道防腐层检漏设备在地而对防腐层进行连续性、完好性检验，找出防腐层破损、漏电点。

  5.5.2防腐层绝缘性能测试：应测试管道防腐绝缘层电阻率，确定防腐层绝缘性能。

  5.5.3防腐层状况检验：防腐层地面检漏或绝缘性能测试时，发现管道防腐层漏电点较多或绝缘性能严重下降时，应对防腐层进行进一4步的检验。

  根据防腐层地面检验结果，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，在开挖点应采用防腐层测厚仪、电火花检漏仪等设备检验防腐层 外观、结构、厚度、粘接力等指标，测试及评价指标应符合SY/T 0087规定；使用年数的限制超过20年的管道防腐层，可进行采样分析。测试完毕应对破损点进行修补。

  5.6.1阴极保护系统有效性检验：应采用断电法测试管道的极化电位，按SY/T 0007规定的阴极保护准则，评价管道阴极保护系统的有效性。

  对未能达到有效阴极保护的管段．应采用CTPS加密问隔电位测试的方法确定未能达到有效阴极保护的具体管段。

  5.6.2干扰腐蚀检验：经过存在交、直流电干扰地段的管道应进行干扰腐蚀检验，其判断规则应符合现行行业标准SY/T 0007规定。

  5.7.1管道内检验：对具备管道内检测器检验条件的管道，可采用管道内检测器对管道内、外腐蚀状况做检验。

  5.7.2管道外检验：对不具备内检验条件的管道，可采用开挖检验探坑，对管道进行外检验。

  检验探坑的抽查比例不应少于每公里一个，选点位置应基于防腐层检漏和绝缘性能测试结果，选择原则应符合SY/T 0087规定。

  a)对于管道外腐蚀区域应进行外观检验，确定管道表面金属腐蚀的部位，腐蚀产物分布（均匀、非均匀）、颜色、结构。

  c)对测试数据应经过一般数理统计方法的分析整理，宜采用极值统计方法推测管道的最大外腐蚀坑深。

  a)用超声波测厚仪沿管道周向进行管道壁厚测量，每一环带应测试12个点，以测量的最小值进行管道内壁腐蚀讦价。

  b)对测试出的管道剩余壁厚，应计算管道最大腐蚀速率，确定管壁减薄情况及管道内腐蚀的程度。

  c)对测试数据应经过一般数理统计方法的分析整理，推荐采用极值统计法推测管道的最大内腐蚀坑深。

  对检验出的管道最小壁厚，应按GB50251中规定的强度计算公式进行强度校核。

  有下列情况之一者，专业性检验还应包括焊缝无损检验、管道材料理化性能检验、压力试验：

  a)对有可能发生应力腐蚀开裂的管道、管道外检验时发现焊缝外观存在很明显缺陷的管道，应进行焊缝无损探伤抽查。

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