天然气管道检测规程Word文档格式.docx
- 文档编号:6891921
- 上传时间:2023-05-07
- 格式:DOCX
- 页数:25
- 大小:28.17KB
天然气管道检测规程Word文档格式.docx
《天然气管道检测规程Word文档格式.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《天然气管道检测规程Word文档格式.docx(25页珍藏版)》请在冰点文库上搜索。
4.2检验周期
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。
4.3一般性检验内容
——地面装置外观检查。
——管道防护带检查。
——管道埋深检查。
——穿、跨越管道检查。
——电性能测试。
——阴极保护参数测试。
——天然气气质分析。
3
4.4地面装置外观检查
4.4.1地面管道、法兰、弯头、三通、封头等管道附件的外观检查。
4.4.2管道标志桩、锚固墩、测试桩、围栅、拉索和标志牌的外观检查。
4.5管道防护带检查
4.5.1管道防护带、护坡堡坎的外观检查。
4.5.2管道防护带内地面活跃程度调查,包括地面建设及管道周围公路情况等。
4.5.3管道防护带内深根植物调查统计。
4.6管道埋深检查
检查管道埋深及覆土状况,管道埋深应符合GB50251的规定。
4.7穿、跨越管道检查
4.7.1穿越管道:
检查管道裸露、悬空、位移、受流水冲刷及剥蚀损坏情况。
4.7.2跨越管道:
检查管道的表面状况,结构配件的缺损情况。
4.8电性能测试
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。
4.8.8.1绝缘法兰、绝缘接头、绝缘固定支墩和绝缘垫块的外观检验。
4.8.1.2绝缘法兰、绝缘接头电绝缘性能测试应符合SY/T0023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
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阴极保护参数测试
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/T0023的规定,测试消除土壤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/T0087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/T0023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。
4.10天然气气质分析
对管道内天然气应进行气质分析,气质评价应符合GB17820的规定。
4.11一般性检验结论
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行的缺陷或问题,或发现的缺陷或问题可以及时进行整改。
4.11.3限期专业性检验:
检验发现的缺陷或问题严重,不能采取有效措施保证管道的安全运行,应限期进行专业性检验。
4.12检验结果的处理
5
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。
5专业性检验
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行而进行的检验。
专业性检验应由具备相关部门认可资质的检验单位进行。
5.1专业性检验周期
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。
5.1.2有下列情况之一的管道,专业性检验周期应予适当缩短:
a)多次发生事故。
b)防腐层损坏严重。
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。
d)运行条件恶劣或管内硫化氢、二氧化碳等腐蚀介质含量较高。
e)运行期超过20年,经技术鉴定,确认不能按正常检验周期使用。
f)停输封存的管道再启用。
j)多次受人为、自然灾害破坏。
h)大修理后的管道。
i)一般性检验结论为限期专业性检验的管道。
6
5.2专业性检验内容
a)专业性检验应包括一般性检验内容和以下检验内容:
1)敷设环境调查。
2)介质腐蚀性检验。
3)防腐层检验。
4)阴极保护系统检验。
5)管壁腐蚀检验。
b)对于特殊条件下的管道,还应检验下述内容:
1)焊缝无损检验。
2)管道材料理化性能检验。
3)压力试验。
5.3敷设环境调查
5.3.1调查管道经过地区等级。
应按GB50251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。
5.3.3土壤腐蚀性测试,一般地区可采用土壤电阻测试或原位极化法、试片失重法等方法确定土壤腐蚀性,特殊地区也可对土壤取样进行测试,按SY/T0007划分腐蚀等级。
5.3.4按SY/T0087测试并划分大气腐蚀等级。
5.4介质腐蚀性检验
7
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防腐层检验
5.5.1防腐层地面检漏:
应采用管道防腐层检漏设备在地面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/T0087规定;
使用年限超过20年的管道防腐层,可进行取样分析。
测试完毕应对破损点进行修补。
5.6阴极保护系统检验
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/T0007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CIPS加密间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。
8
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/T0007规定。
直流电干扰影响的测试应符合SY/T0017规定。
交流电干扰影响的测试应符合SY/T0032规定。
5.7管壁腐蚀检验
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、外腐蚀状况进行检验。
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/T0087规定。
5.7.3管道外壁腐蚀检验:
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。
b)腐蚀坑的长度、宽度、深度及形状应进行测试。
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。
d)外腐蚀程度的评价应符合SY/T0087规定。
5.7.4管道内壁腐蚀检验:
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评价。
9
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。
d)内腐蚀程度的评价应符合SY/T0087规定。
5.8强度校核
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。
5.9特殊条件下管道的专业性检验
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)为了掌握运行管道承压状况,以确定安全运行的操作压力。
b)恢复或提高原有管道的运行操作压力。
c)重新启用的停输管道。
d)输送介质发生改变的管道。
e)暴露运行管道存在的缺陷、以检验其薄弱环节。
f)为确定管道安全运行的最大操作压力。
5.9.1焊缝无损检验:
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明显缺陷的管道,应进行焊缝无损探伤抽查。
b)焊缝无损检验和缺陷分级,应符合SY/T4056和SY/T4065规定。
10
C)焊缝无损检验应采用射线照相和超声波探伤等方法,确定焊缝缺陷类型并进行量化。
D)焊缝无损检验的抽查比例,应根据管道使用年限及运行状况,视具体情况确定。
5.9.2管道材料理化性能检验:
5.9.2.1对于有可能发生应力腐蚀开裂、材质劣化的管道,应进行材料理化性能测试。
5.9.2.2理化性能检验应符合GB/T9711.1与GB/T9711.2的规定。
5.9.2.3理化性能检验内容包括:
a)化学成分:
测试的化学成分应包括C、S、P、Mn、Si五大元素,若有必要可加做Cr、Mo、V、Cu、Ni等元素,计算碳当量,考察冷裂倾向。
测试部位应包括母材和焊缝。
b)拉伸性能:
测试母材横向、纵向及焊缝的屈服强度、抗拉强度和延伸率。
c)硬度:
有应力腐蚀倾向的管道,应进行焊接接头的硬度测试。
测试部位应包括母材、焊缝及热影响区,对输送含硫化氢介质的管道,其母材、焊缝及热影响区的维氏硬度均应小于250HV。
10
碳钢管,焊缝的硬度值不应超过母材最高硬度的120%;
合金钢管,焊缝的硬度值不应超过母材最高硬度的125%。
在含湿硫化氢介质中,要求HRc<
22。
d)夏比冲击性能:
测试不同温度下母材和焊缝的夏比冲击功,测试温度应包括管道最低运行温度和最低运行温度减10?
。
11
e)金相试验:
应对母材和焊缝的显微组织、夹杂物进行分析。
f)腐蚀产物分析:
应对管道腐蚀产物进行分析鉴定。
5.9.3压力试验:
a)试压介质宜采用水。
b)压力试验应符合SY/T5922的规定。
5.10专业性检验结论
专业性检验完成后,检验人员应根据检验结果,出具专业性检验结论报告。
检验结论分为允许运行、限压运行、强度评价。
5.10.1允许运行:
经检验未发现或只存在轻度的缺陷或问题,经及时整改后不影响管道安全运行。
5.10.2限压运行:
经检验发现存在较严重的缺陷或问题,不能及时进行整改或采取常规措施后,不能保证管道在原操作条件下或在检验周期内安全运行,须限定运行参数。
5.10.3强度评价:
检验发现缺陷或问题严重,不能采取有效措施,保证其管道的安全运行,应及时进行强度评价。
管道强度评价应包括管道材料理化性能测试与材料适用性评价、管道剩余强度评价、管道全尺寸试验评价。
6报告
6.1检验单位和检验人员应保证天然气管道的检验质量,做到科学性、公证性和准确性。
6.2检验单位在检验任务完成后,应出具检验报告书,各类报告格式见附录A与附录B。
检验单位对检验报告书中涉及的项目负责。
12
6.3检验报告书应提出具体的检验结论及下次检验周期。
6.4使用单位应建立管道检验数据库,妥善保存检验原始数据、数据分析处理结果及结论。
6.5对存在缺陷的管段或部位,必须采取有效措施进行整改,排除隐
患,保证管道的安全运行。
13
附录A
(规范性附录)
一般性检验报告格式见图A.1-图A.8
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:
使用单位:
检验单位:
检验日期:
报告编号:
图A.1一般性检验报告封面格式
14
天然气管道一般性检验结论管道名称:
管道编号:
管道规格:
报告编号:
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?
限期专业性检验?
对检验结论的说明
证件编号检验单位章
检验员
签字
日期年月日
检验单位技术负责人签字
年月日检验单位负责人签字
注1:
在检验结论一栏的方框内用“?
”选择结论;
注2:
此栏手续不全,结论报告无效。
图A.2一般性检验结论格式
15
天然气管道一般性检验报告
(1)
原始资料调查报告编号:
管道名称管道编号
管理单位起止位置
设计单位长度,km
施工及验收规范安装单位
设计规范竣工日期
设计压力(MPa)投用日期
设计温度(?
)实际使用年限
管道规格(mm)操作压力,Mpa
腐蚀裕量(mm)操作温度,?
管道材质上次检验日期
防腐层材料上次报告编号
设计资料调查
安装资料调查
运行记录调查
其它资料调查
原始资料调查问题
记载
上次定期检验问题
检验记录审核
图A.3原始资料调查报告格式
16
天然气管道一般性检验报告
(2)
地面装置检验
管道名称管道编号管道规格
管道材质设计压力,MPa设计温度,?
环境条件检验日期
检查部位检查项目检查结果及缺陷位置
地面管道、法兰、弯泄漏
头、三通、封头、焊
缝、阀门等附件损伤
变形
标志桩、锚固墩、测损坏
试桩、围栅、拉索、
丢失标志牌
违章建筑
第三方施工管道防护带
深根植物
护坡堡坎损坏
穿、跨越公路情况保护设施损坏
无保护设施
穿、跨越河流情况保护设施损坏
/浮管
/露管
图A.4地面装置检验报告格式
17
天然气管道一般性检验报告(3)
管道埋深检测报告编号:
管道名称管道编号管道规格管段(桩号)设备名称检测日期设备型号环境条件序号覆土类别管道埋深,m
图A.5管道埋深检测报告格式
18
天然气管道一般性检验报告(4)
电性能测试
设计压力,MPa环境条件测试日期
电绝缘性能测试
测试方法绝缘法兰数量绝缘接头数量
测
试结
果
电连续性测试
测试方法跨接电缆数量其它电连接数量
接地电阻测试
测试方法辅助阳极数量牺牲阳极数量
试
结
图A.6电性能测试报告格式
19
天然气管道一般性检验报告(5)
阴极保护系统调查报告编号:
管道名称管道编号保护率,%
设计压力,MPa管道规格保护度,%
调查日期环境条件运行率,%
通电点电位,V保护序号站名输出电压,V输出电流,A备注范围自然保护
图A.7阴极保护系统调查报告格式
20
天然气管道一般性检验报告(6)
气质分析
管道名称管道编号管道规格取样地点仪器名称型号取样日期分析日期取样人执行标准
气质分析结果
组分名称组分含量,%组分名称组分含量,%
甲烷氮气
乙烷二氧化碳
丙烷氦气
异丁烷氢气
正丁烷氧气
异戊烷硫化氢
正戊烷含水量气质腐蚀性缓蚀剂
图A.9气质分析报告格式
21
附录B
专业性检验报告格式见图B.1-图B.16
天然气管道专业性检验报告
使用单位:
检验单位:
检验日期:
图B.1专业性检验报告封面格式
22
天然气管道专业性检验结论管道名称:
管道级别:
限压运行?
强度评价?
图B.2专业性检验结论格式
23
天然气管道专业性检验报告
(2)
介质腐蚀性检验
管道名称管道规格
管道编号仪器名称
仪器型号环境条件
取样地点
测试结果
起止时间腐蚀速率序号(月、日、时)(mm/a)
平均腐蚀速率(mm/a)
介质腐蚀性评价等级检验记录审核
图B.4介质腐蚀性检验报告格式
24
天然气管道专业性检验报告(4)
外防腐层检测
管道名称管道编号管道规格管理单位设备名称型号检测编号检测依据测试频率,Hz环境条件信号供入点检测方向检测日期
检测管段仪器输出电流序距离数据1数据2备注号mmAmA
绝缘电阻,Ω评价级别检验记录审核
图B.6外防腐层检测报告格式
25
天然气管道专业性检验报告(7)
管道内检测
管道名称管道编号管道规格管理单位设备名称型号环境条件检测方向检测日期
检测管段管段长度,km序距离数据1数据2备注号m(金属管体腐蚀状况)(焊缝状况)
图B.9管道内检测报告格式
26
天然气管道专业性检验报告(9)
管体壁厚测试
管道名称管道编号管道规格表面状况设备名称型号环境条件测量误差实测点数检测日期
测厚点部位图:
1212
3993
66
气流方向
测点编号位置测点厚度,mm测点编号位置测点厚度,mm
113
214
315
416
517
618
719
820
921
1022
1123
1224最大壁厚,mm最小壁厚,mm平均壁厚,mm检验记录审核
图B.12管体壁厚测试报告格式
27
天然气管道专业性检验报告(11)
对接焊缝射线检测报告编号:
管道规格探伤机型号
探伤机规格检测日期
焊口号序号象质指数黑度缺陷名称、总数、长度评定等级与片号
图B.14对接焊缝射线检测报告格式
28
天然气管道专业性检验报告(12)
理化检验
管道名称管道规格管道编号管道材质设计压力,MPa设计温度,?
取样地点取样部位
试验项目样品尺寸
试件编号热处理状态
仪器型号评定标准
试验数据:
评定意见:
审核检验记录
图B.15理化检验报告格式
29
天然气管道专业性检验报告(13)
压力检验
管道名称管道编号管道规格试压日期段次起止地点试压长度,km进气点强度试压压力严密性试压压力
MPaMpa
时间首端压力,MPa末端压力,MPa过程描述
温度,?
温度,?
试验结论:
图B.16压力检验报告格式
30
天然气管道专业性检验报告
(1)
敷设环境调查
管道名称管道编号管道规格调查日期管段(桩号)管道长度,km地区级别环境条件穿、跨越河流情况
露管情况
地面活跃程度情况
周围交流电线情况
管道周围公路情况
管道周围其它管道情况
管道覆盖层,mm管道防护带深根植物房屋压管等情况土壤调查
埋深序号漏铁点序号情况描述序号
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 天然气 管道 检测 规程