TSG特种设备安全技术规范TSGD7003201X.docx

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TSG特种设备安全技术规范TSGD7003201X

TSG特种设备安全技术规范TSGD7003-201X

压力管道定期检验规则——长输管道

（征求意见稿）

中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁布

年月日

前言

2015年3月，国家质量监督检验检疫总局（以下简称国家质检总局）特种设备安全监察局（以下简称特种设备局）下达《压力管道定期检验规则——长输管道》（以下简称长输管道定检规则）的修订任务书。

2015年4月，中国特种设备检测研究院组织有关专家成立修订起草工作组，在昆明召开起草工作会议，讨论了本次修订的原则、重点内容以及主要问题，并且就修订工作进行了具体分工，制定了修订工作时间表。

2015年11月，起草工作组在北京召开第二次会议，对草案进行讨论和修改。

XXXX年XX月，形成本规则征求意见稿，特种设备局以质检特函[XXXX]XX号文征求意见。

。

XXXX年XX月XX日，特种设备局以质检特函[XXXX]XXX号文对外征求基层部门、有关单位和专家以及公民的意见。

起草组对征求到的意见进行研究讨论形成送审稿。

XXXX年XX月，特种设备局将送审稿提交给国家质检总局特种设备安全技术委员会审议，起草组根据审议意见修改后，形成了报批稿。

XXXX年XX月，本规则由国家质检总局批准颁布。

本次修订工作的基本原则是：

（1）根据《中华人民共和国特种设备安全法》，与《特种设备目录》协调一致，进一步规范和统一长输管道检验的要求；

（2）总结2010版实施情况以来的经验，完善已不适应的内容，明确技术支持标准，增强可操作性；

（3）规范定期检验工作中各相关单位、机构、人员的义务和职责；

（4）规范定期检验程序、内容和要求。

参加本规则修订工作的主要单位和人员如下：

1总则…………………………………………………………………………………

（1）

2年度检查………………………………………………………………………………（3）

3全面检验………………………………………………………………………………（5）

4基于风险的检验……………………………………………………………………（13）

5附则…………………………………………………………………………………（14）

附件A压力管道定期检验报告………………………………………………………（15）

压力管道定期检验规则—长输管道

1总则

1.1目的

为了规范在用长输管道定期检验工作，根据《中华人民共和国特种设备安全法》,制定本规则。

1.2适用范围

本规则适用于《特种设备目录》中的长输管道（以下简称管道）的定期检验。

注1-1：

长输管道，是用于输送商品介质的油气输送管道，包括原油、成品油、天然气长距离输送管道。

指是指依据GB50251《输气管道工程设计规范》和GB50253《输油管道工程设计规范》设计的，连接产地、储存库、使用单位间的省际、市际用于输送商品介质的油气输送压力管道，也包括包括原油、成品油、天然气长距离输送管道，从输气管道首末站到工厂厂区、港区、城市门站的油气输送管道，穿越公共区域的厂际埋地油气输送管道等。

1.3基本要求

1.3.1定期检验的类别

压力管道定期检验包括年度检查和全面检验。

年度检查，是指使用单位在管道运行过程中，对影响管道安全运行的异常情况进行检查。

全面检验，是指检验机构按照一定的时间周期，根据本规则与有关安全技术规范及相关标准，对管道安全状况所进行的符合性验证活动。

对管道基础数据完善、管理水平较高企业使用的管道，全面检验可采用基于风险的检验（RBI）方法进行。

对于管道已开展完整性管理的管道，应当在有效实施全面定期检验的基础上进行工作应当与完整性管理工作相结合。

1.3.2定期检验程序

定期检验工作的一般程序，包括检验方案制定、检验前准备、检验实施、缺陷及问题处理、检验结果汇总、出具检验报告等。

1.3.3检验机构及其检验人员

1.3.3.1检验机构

（1）从事管道检验的检验机构应当取得国家质检总局核准的相应资质（承担年度检查的机构除外，），检验机构应当按照核准的范围从事管道检验工作。

承担全面检验的机构应当经国家质检总局核准，取得具有长输（油气）管道定期检验（DD1）资质，；包含承担管道内检测项目的机构应当经国家质检总局核准，应当同时取得国家质检总局核准的漏磁检测（MFL）资质；承担基于风险的检验的机构，应当具有RBI资质；检验机构应当按照核准的范围从事管道检验工作；

（2）检验机构接到检验申请后，应当及时安排检验；

（3）开展全面检验工作前，检验机构应当告知管道所在地的设区的市级人民政府负责特种设备安全监督管理的部门（以下简称特种设备安全监管部门），并且接受其监督管理；

（4）检验机构应当对管道定期检验报告的真实性、准确性、有效性负责。

注1-2：

真实性表示结论、报告以事实为基础，不作假证；准确性表示结论、报告所涉及的检测数据符合相关要求；有效性表示检验机构的资质、检验人员的资格符合要求，检验依据合法，报告审批程序符合要求。

1.3.3.2检验人员

（1）从事管道检验的检验人员应当取得相应的特种设备检验人员资格证书，并且按照规定进行注册，其中承担基于风险的检验的检验人员应当熟悉风险评估的软件及相关标准；

（2）检验人员应当按照批准的检验方案开展检验工作，当检验方案不适用或者其他特殊情况时，检验人员应当根据实际情况，按照程序办理方案变更，并且按照变更后的方案开展检验；

（3）检验人员应当遵守管道使用单位的相关安全管理规定。

1.3.4使用单位

（1）使用单位应当制定检验计划，按照规定进行年度检查，根据检验周期及时申报进行全面检验；

（2）使用单位应当根据本规则的要求做好管道定期检验前的各项准备工作，使管道处于适合的待检状态，并且提供安全的检验环境，负责检验所需要的辅助工作，协助检验机构进行检验；

1.3.5检验周期

首次全面检验应当在管道投用后3年内进行，以后的再检验周期由检验机构根据管道的安全状况确定。

1.3.6检验仪器设备

检验用的检测仪器设备、计量器具应当在检定或者校准有效期内。

1.3.7管道检验分段

对于距离较长且具有多个站场的管道，定期检验宜分段进行，并且分别出具报告；具体的分段办法，由检验机构和使用单位根据实际情况确定。

1.3.8检验信息管理

（1）使用单位、检验机构应当执行本规则的规定，做好管道的定期检验工作，并且按照特种设备信息化管理相关规定，及时将定期检验数据输入特种设备信息系统；6ewMyirQFL

（2）鼓励有条件的使用单位应当，将年度检查及其检查结论录入管道地理信息系统（GIS）、管道完整性管理信息系统（PIMS）。

2年度检查

2.1基本要求

（1）年度检查通常由管道使用单位的长输管道作业人员进行，也可委托国家质检总局核准的具有相应资质的检验机构进行；

（2）年度检查至少每年进行1次，进行全面检验的年度可以不进行年度检查。

2.2检查重点部位

（1）穿、跨越管道；

（2）管道出土、入土点，管道阀室、分输点；

（3）高后果区内的管道（高后区的确定准则按照GB32167-2015《油气输送管道完整性管理规范》）；

（4）工作条件苛刻以及承受交变载荷的管道，如原油泵站、成品油与天然气加压站等进出口处的管道；

（5）曾经发生过泄漏以及抢险抢修过的管道，地质灾害发生比较频繁地区的管道；

（6）已经发现严重腐蚀或者其他危险因素的管道；

（7）使用单位认为的其他危险点。

2.3检查项目和要求

年度检查的项目包括资料审查、宏观检查、防腐（保温）层检查、电性能测试、阴极保护系统测试、壁厚测定、地质条件调查、安全保护装置检验。

年度检查以宏观检查和安全保护装置检验为主，必要时进行腐蚀防护系统检查，部分检查项目可结合日常巡线进行。

2.3.1资料审查

承担年度检查的人员（以下简称检查人员）应当在全面了解被检管道的使用、管理情况，并且在认真调阅管理安全资料和管道技术资料的基础上，对管道运行记录、管道隐患监护措施实施情况记录、管道改造施工记录、检修报告、管道故障处理记录等进行审查。

具体内容如下：

（1）安全管理资料，包括安全管理规章制度与安全操作规则，作业人员上岗持证情况；

（2）技术档案资料，包括定期检验报告，必要时还包括设计和安装、改造、维修等施工、竣工验收资料；

（3）运行状况资料，包括日常运行维护记录、隐患排查治理记录、改造与维修资料、故障与事故记录。

2.3.2宏观检查

（1）位置与走向，主要检查管道位置、埋深和走向（注2-1）；

（2）地面装置，主要检查里程桩、标志桩、转角桩、交叉桩和警示牌等标识以及围栏等外观完好情况、丢失情况；

（3）管道沿线防护带，包括与其他建（构）筑物净距和占压状况；

（4）地面泄漏情况；

（5）跨越段，检查跨越段管道防腐（保温）层、补偿器、锚固墩的完好情况，钢结构及基础、钢丝绳、索具及其连接件等腐蚀损伤情况；

（6）穿越段，检查管道穿越处锚固墩的完好情况、保护工程的稳固性及河道变迁等情况；

（7）水工保护设施情况；

（8）检验人员认为有必要的其他检查。

注2-1：

如果管线周围地表环境无较大变动、管道无沉降等情况，可以不要求。

2.3.3防腐（保温）层检查

主要检查入土端与出土端、露管段、阀室内等地上管道防腐（保温）层的完好情况。

检查人员认为有必要时，可对高后果区管道采用检测设备进行地面不开挖检测。

2.3.4电性能测试（适用于阴极保护电流及电位异常时）

（1）测试绝缘法兰、绝缘接头、绝缘短管、绝缘套、绝缘固定支墩和绝缘垫块等电绝缘装置的绝缘性能；

（2）采用法兰和螺纹等非焊接件连接的阀门等管道附件的跨接电缆或者其他电连接设施，测试其电连续性。

2.3.5阴极保护系统测试（适用于有阴极保护的管道）

（1）管道沿线保护电位，测量时应当考虑IR（注2-2）降的影响；

（2）牺牲阳极输出电流、开路电位（适用于管道保护电位异常时）；

（3）管内电流（适用于管道保护电位异常时）；

（4）辅助阳极床和牺牲阳极接地电阻（适用于牺牲阳极接地电阻应当在管道保护电位异常时）；

（5）阴极保护系统运行状况，检查管道阴极保护率和运行率、排流效果，阴极保护系统设备及其排流设施。

注2-2：

管道外防腐（保温）层破损部位的阴极保护电流在土壤介质中产生的电位梯度。

2.3.6壁厚测定

对有明显腐蚀和冲刷减薄的管道，利用阀井或者探坑进行壁厚抽样测定。

2.3.7地质条件调查

按照相关标准的要求，对有危险的矿产地下采空区、黄土湿陷区、潜在崩塌滑坡区、泥石流区、地质沉降区、风蚀沙埋区、膨胀土和盐渍土、活动断层等地质灾害进行地质条件调查。

2.3.8安全保护装置检验

参照工业管道定期检验等有关要求，其中阀室及放空系统等特殊安全保护装置参照相关标准要求。

2.4结论与报告

2.4.1年度检查结论

年度检查工作完成后，检查人员应当根据实际情况作出以下检查结论：

（1）符合要求，指未发现或者只有轻度不影响安全使用的问题，可以在允许的参数范围内继续使用；

（2）基本符合要求，指发现一般缺陷，经过使用单位采取措施后能保证安全运行，可以有条件的监控使用，结论中应当注明监控运行需要解决的问题及其完成期限；

（3）不符合要求，指发现严重缺陷，不能保证管道安全运行的情况，不允许继续使用，应当停止运行或者由检验机构进行进一步检验。

2.4.2年度检查报告

年度检查由使用单位自行实施时，按照本规则的检查项目、要求进行记录，并且出具年度检查报告，年度检查报告应当由使用单位安全管理负责人或者授权的安全管理人员审批。

2.4.3问题处理

年度检查报告有问题处理要求时，使用单位应当及时采取措施对问题进行处理。

3全面检验

3.1基本要求

3.1.1检验方案

（1）检验前，检验机构应当根据管道的使用情况，依据本规程的要求制定检验方案，检验方案由检验机构授权的技术负责人审核批准；

（2）对于有特殊情况的管道的检验方案，检验机构应当征求使用单位的意见。

3.1.2检验项目

（1）全面检验项目包括资料审查、内外检测和适用性评价；

（2）内外检测包括内检测、外检测两种方法，具备内检测条件的管道应当选用内检测方法进行检测，内检测前应当进行清管；不具备内检测条件的管道，应当考虑改造管道使其具备内检测条件，对不能改造或者不能清管的管道以及有证据证明或者以内腐蚀、应力腐蚀、外腐蚀是其为主要失效模式的管道，应当可以采用外检测方法；当内、外检测均不可实施，且管道存在安全风险时，应当采用耐压（压力）试验对管道的承载能力进行测试和评估；

（3）具有应力腐蚀开裂倾向的管道，应当进行应力腐蚀开裂检测；

（4）穿越段应当进行重点检查或者检测；

（5）有可能发生H2S腐蚀、材质劣化、材料状况不明的管道，或者使用年限已经超过15年，并且进行过与H2S腐蚀、劣化、焊接缺陷有关的修理改造的管道，宜进行管道材质理化检验；

（6）全面检验应当包括年度检查的内容。

检验机构应当根据管道实际情况，选择合适的检测方法。

也可选择经过国家质检总局批准的其他检验方法。

3.2资料审查

全面检验前，检验机构应当对使用单位提交和收集的以下资料进行审查、分析：

（1）设计图纸、文件与有关强度计算书；

（2）管道元件产品质量证明资料；

（3）安装监督检验证明文件、安装及其竣工验收资料；

（4）管道运行记录，包括输送介质压力、流量记录、压力异常波动记录、输送介质分析报告（特别是含硫化氢、二氧化碳和游离水）；

（5）管道修理或者改造的资料，管道事故或者失效资料，管道的各类保护措施的使用记录，电法保护运行记录、阴极保护系统故障记录，管道的电法保护日常检查记录；

（6）运行周期内的年度检查报告；

（7）上一次全面检验的检验报告；

（8）检验人员认为全面检验所需要的其他资料。

注3-1：

本节

（1）至（3）项在管道投用后的首次全面检验时应当审查，以后的全面检验中可以根据需要查阅。

3.3内外检测

3.3.1内检测

（1）内检测应当按照GB/T27699《钢质管道内检测技术规范》进行；

（2）当内检测发现管道减薄量（金属损失程度）大于30%公称壁厚时，应当进行开挖直接检验，开挖直接检验的主要内容见3.4.2.3.4；对于长度小于50公里的管道，开挖检验点的数量为3个；长度大于等于50公里的管道，开挖检验点的比例为1.0处/10km；

（3）内检测完成后，必要时还应当进行埋地与裸露管段焊缝无损检测。

3.3.2外检测

外检测包括内腐蚀检测和应力腐蚀开裂检测、外腐蚀检测等方法，应当根据管道的损伤和失效特点，选择一种或者几种外检测方法。

3.3.2.1内腐蚀检测

3.3.2.1.1基本要求

（1）管道内腐蚀检测是在管道数据收集评价的基础上，运用介质多相流计算、管道高程测量等手段，确定凝析烃、凝析水、沉淀物最有可能聚集位置，以及两相界面处（即油、水、气界面），开挖后运用无损检测方法对管道壁厚进行检测，确定内腐蚀状况；也可采用腐蚀监测方法或者其他认可的检测手段；

（2）应当依据管道输送介质类型及性质选择适当的内腐蚀检测方法。

3.3.2.1.2检测步骤

内腐蚀检测方法的步骤主要包括位置选择、开挖检测。

3.3.2.1.2.1位置选择

在对管道历史数据和当前数据综合分析的基础上，通过多相流分析、管道高程分析等手段，对可能出现内腐蚀的位置进行识别。

3.3.2.1.2.2开挖检测

对确定可能存在内腐蚀的位置进行开挖，开挖后可用漏磁检测技术、低频电磁检测技术、远场涡流检测技术、壁厚测定技术或者腐蚀扫描技术进行检测，确定管道内部的腐蚀状态。

必要时还应当进行埋地管段焊缝无损检测。

3.3.2.2应力腐蚀开裂检测

应力腐蚀开裂包括输送介质导致的应力腐蚀开裂和外部环境诱导的外壁应力腐蚀开裂两种。

3.3.2.2.1基本要求

（1）对存在输送介质导致的应力腐蚀开裂的管道，应当按照相关标准进行开挖检测；必要时还应当进行埋地管段焊缝无损检测；

（2）管道外壁应力腐蚀开裂有高PH值土壤环境及近中性PH值土壤环境两种形式，应当在对管道相关数据及各种检测方法适用性分析的基础上，决定是否开展应力腐蚀开裂检测。

3.3.2.2.2检测步骤

管道外壁应力腐蚀开裂检测步骤主要包括位置选择、开挖检测。

3.3.2.2.2.1位置选择

具有外壁应力腐蚀开裂倾向的管段，除曾经发生过应力腐蚀开裂的管段外，还包括以下管段：

（1）操作应力大于60％，最小屈服应力（SMYS）；

（2）使用年限达到10年；

（3）除熔结环氧粉末（FBE）外的其他外防腐层；

（4）操作温度高于38℃；

（5）压缩机站或者泵站下游且距离小于32公里。

同时满足前款条件的管段宜确定为具有外壁高PH值土壤环境应力腐蚀开裂倾向，

同时满足前款

（1）、

（2）、（3）、（4）项条件的管段宜确定为具有外壁近中性PH值土壤环境应力腐蚀开裂倾向。

对于具有应力腐蚀开裂倾向的管段，必要时，还应当采用密间隔管地电位检测、防腐层破损检测及土壤理化检测等方法进行进一步确认。

3.3.2.2.2.2开挖检测

对确认具有应力腐蚀开裂倾向的管段进行开挖检测，开挖后宜采用磁粉、现场金相、超声无损检测以及其他适用的检测技术。

必要时还应当进行埋地管段焊缝无损检测。

3.3.2.3外腐蚀检测

外腐蚀检测应当按照GB/T30582《基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价》进行，具体项目一般包括腐蚀防护系统检验（管线敷设环境调查、防腐（保温）层状况不开挖检测、管道阴极保护有效性检测）和开挖直接检验。

根据检测、检验结果，按照GB/T19285《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》对腐蚀防护系统进行分级，原则上分为四个等级，1级为最好，4级为最差。

3.3.2.3.1管线敷设环境调查

管线敷设环境调查，一般包括环境腐蚀性检测和大气腐蚀性调查。

环境腐蚀性检测，包括土壤腐蚀性以及杂散电流测试。

当地物地貌环境和土壤无较大变化时，土壤腐蚀性数据可采用工程勘察或者上次全面检验报告的数据。

土壤腐蚀性和杂散电流检测与评价应当按照GB/T19285《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》进行。

对可能存在大气腐蚀环境的跨越段与裸露管段，应当按照相关标准进行大气腐蚀性调查。

3.3.2.3.2防腐（保温）层状况不开挖检测

对防腐（保温）层与腐蚀活性区域，采用不开挖方法进行检测，主要检测方法有直流（交流）电位梯度法、直流电位（交流电流）衰减法。

检测过程中应当至少选择两种相互补充的检测方法。

3.3.2.3.3管道阴极保护有效性检测

对采用外加电流阴极保护或者可断电的牺牲阳极阴极保护的管道，应当采用相应检测技术测试管道的真实阴极保护极化电位；对阴极保护效果较差的管道，应当采用密间隔电位测试技术。

3.3.2.3.4开挖直接检验

3.3.2.3.4.1开挖点确定原则

根据3.4.2.3.1至3.3.2.3.3的检测结果，按照一定比例选择开挖检验点，开挖点数量的确定原则见表3-1。

开挖点的选取应当结合资料调查中的错边、咬边严重的焊接接头以及碰口与连头焊口，高后果区，使用中发生过泄漏、第三方破坏的位置等信息。

开展内检测的管道，开挖位置与数量宜与内检测结果相结合，开挖坑数量可适当调整。

表3-1开挖点数量确定原则

管道类别

腐蚀防护系统质量等级

1

2

3

4

输油管道（处/km）

不开挖

0.1

0.6~0.8

1.2~1.5

输气管道（处/km）

不开挖

0.1

1.0~1.2

1.8~2.0

3.3.2.3.4.2开挖直接检验的方法和内容

（1）土壤腐蚀性检测，检查土壤剖面分层情况以及土壤干湿度，必要时可以对探坑处的土壤样品进行理化检验；

（2）防腐（保温）层检查和探坑处管地电位检测，检查防腐（保温）层的物理性能以及探坑处管地电位，必要时收集防腐（保温）层样本，按照相关标准进行防腐（保温）层性能分析；

（3）管道状况检测，包括金属腐蚀部位外观检查、腐蚀产物分析、管道壁厚测定、腐蚀区域的描述，以及凹陷、变形等损失检查；

（4）管道焊缝无损检测，对开挖处的管道对接环焊缝进行无损检测，必要时还应当对焊接钢管焊缝进行无损检测；无损检测一般采用射线或者超声方法，也可采用国家质检总局认可的其他无损检测方法。

对于宏观检查存在裂纹或者可疑情况的管道，处于具有应力腐蚀开裂严重倾向的管段以及检验人员认为有必要时，可对管道对接环焊缝、管道碰口与连头、管道螺旋焊缝或者对接直焊缝、焊缝返修处等部位进行无损检测。

3.3.2.4跨越段检查

跨越管道的检查参照工业管道定期检验的有关要求进行，并且按照相关标准对跨越段附属设施进行检查。

3.3.2.5其他位置的无损检测

除对3.3.1、3.3.2.1.2、3.3.2.2.1、3.34.2.2.2、3.3.2.3.4.2中规定的位置进行无损检测外，必要时对以下位置的裸露管道也应当进行无损检测抽查：

（1）阀门、膨胀器连接的第一道焊接接头；

（2）跨越部位、出土与入土端的焊接接头；

（3）检验人员和使用单位认为需要抽查的其他焊接接头。

3.3.2.6理化检验

理化检验包括化学成分分析、硬度测试、力学性能测试、金相分析。

3.3.2.6.1化学成分分析

当管道材料状况不明时，应当分析其化学成分，分析部位包括母材和焊缝。

3.3.2.6.2硬度测试

对可能发生H2S腐蚀的管道，应当进行焊接接头的硬度测试，判定管道的应力腐蚀开裂倾向的大小。

硬度测试部位包括母材、焊缝及热影响区。

硬度测试应当符合以下规定：

（1）对输送含H2S介质的管道，其母材、焊缝及热影响区的最大硬度值不应当超过250HV10（22HRC）；

（2）碳钢管的焊缝硬度值不宜超过母材最高硬度的120%；

（3）合金钢管的焊缝硬度值不宜超过母材最高硬度的125%。

当焊接接头的硬度值超标时，检验人员应当根据具体情况扩大焊接接头内外部无损检测抽查比例。

3.3.2.6.3力学性能测试

力学性能测试包括管道母材横向、纵向与焊缝的屈服强度、抗拉强度、延伸率和冲击性能。

对于输送含H2S介质应力腐蚀倾向严重或者低温工况下的钢管焊缝，避免延性断裂的冲击性能测试内容包括-10℃或者更低温度下的夏比冲击功；避免脆性断裂的冲击性能测试内容包括设计温度低10℃（公称壁厚Tn≤20mm）、设计温度低20℃（20mm＜公称壁厚Tn≤30mm）、设计温度低30℃（公称壁厚Tn＞30mm）下的夏比冲击功。

对于输送无水介质或者含水分较少的天然气、原油或者成品油的钢管焊缝，冲击性能测试内容包括0℃下的夏比冲击功。

具体的测试方法按照相关标准的规定。

3.3.2.6.4金相分析

应当对管道母材和焊缝的显微组织、夹杂物进行金相分析。

3.4耐压（压力）试验

（1）耐压（压力）试验一般由使用单位负责准备和操作；检验单位负责对耐压（压力）试验的过程进行现场监督，并对试验结果签字确认；

（2）检验单位应当结合管道的实际情况，制定专门的耐压（压力）试验方案；

（3）耐压（压力）试验的介质、压力、时间选择应当符合GB32167《油气输送管道完整性管理规范》的相关规定。

水压试验的方案和操作过程按照GB/T16805《液体石油管道压力试验》执行。

3.5适用性评价（合于使用评价）

3.5.1基本要求

（1）内外检测和耐压（压力）试验完成后，应当进行适用性评价，确定管道许用参数与下次全面检验日期；

（2）适用性评价包括对管道进行耐压强度校核、应力分析计算，对含缺陷的管道进行剩余强度评估，对与时间相关的缺陷进行管道剩