标准规范下载简介
SYT 6597-2018 油气管道内检测技术规范.pdfa）安装永久收发球简或预留连接临时收发球筒的接口，收发球简前应留有足够的作业空间和安 全距离。 b）上下游收发球筒间距宜控制在150km以内，最长不应超过200km。对投产后可能存在杂质较 多、管道结蜡或者管道内表面对清管器磨损严重的管道，应适当缩短间距。 c）收发球简应满足使用内检测器的长度的要求。平衡管、阅门、三通等附件的设置满足清管和 内检测的要求。 d）最小允许弯管曲率半径。 e）最大允许的内径变化。 f）支管连接设计及线管材料兼容性。 g）内涂层与内检测的相互影响。 h）过球指示器。 ）旁通与盲板的间距。 ）在确定球筒简方位时应考虑
15检测风险控制与应急处置
5.1I内检测作业前应开展作业过程风险识别，识别可能存在的风险并提出有效的风险控制措 偏制相关应急程序和预案，并纳人内检测技术方案。 15.1.2内检测项自实施过程中可能存在的风险包括但不限于： a）检测器在管道中受到冲击或部件结构失效等因素发生解体； b）检测器因驱动皮碗过量磨损失去驱动力停留在管道中； e）检测器在管道存在大变形、支管（三通）、阀门等位置卡停： d）检测器运行过程中由于工艺流程切换失去驱动，发生运行异常 e）因管道清洁度不够，发生蜡堵或者被其他污物卡停 g）发射机失效：
15.2.1应提前对内检测项目相关工作人员进行安全风险及防范措施培训。 15.2.2检测期间，应配备至少1套泡沫清管器和1套带测径板、接收机、发射机的机械清管器。 15.2.3确保内检测器地面跟踪器到位，在每次检测器或清管器发送前应更换发射机和接收机电池， 并将发射机和接收机调整至最佳的工作状态。 15.2.4确保维抢修人员和物资到位。 15.2.5内检测过程中的阀门开关及收发球流程切换等操作应严格按照相应输油气站场输油气岗作业 指导书的规定执行。 15.2.6针对内检测器在管道中解体的风险，应提前对检测器各部件进行检查，并对输气管道气流量 变化较大或者管道存在较大落差处进行识别、分析并采取相应措施，在检测器运行过程中SGBZ-0221预制钢筋混凝土框架结构构件安装施工工艺标准，提前安排 人员在该位置值守监听。 15.2.7针对内检测器皮碗失去驱动的风险，应提前对皮碗的磨损或可能造成失去驱动的位置处进行 识别、分析并采取相应措施
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15.2.8针对内检测器卡停的风险，应提前对管道可能存在大变形、支管等位置进行识别、分析并采 取相应措施，对沿线阀门进行排查，确保内检测器运行时阀门保持在全开位置。 15.2.9针对内检测过程中工艺流程切换可能导致内检测器运行异常的风险，内检测实施过程中应尽 量保持工艺平稳：如必须进行切换，则应选择检测器在较平缓的区城时进行操作。 15.2.10管道上下游相关方应制订管道运行中断的应急措施
5.3.1检测器地面跟 儿 及时上报并启动相关应急程序和预案，同时可按如下措施进行处理： a）对地面标识器信号进行分析，初步给出卡停位置，同时根据检测器（清管器）跟踪信号丢失 时的运行时间来计算位置。 6）根据相关资料和现场地形分析管道情况，如疑似卡停位置是否存在弯头、管道爬坡段，信号 丢失或压力出现异常时是否进行了工艺切换。 c）根据识别的管道情况，使用跟踪器进行地面信号查找。 d）通过信号查找确认卡停位置后，进行开挖确认。 e）动火切除并更换相应管段，取出检测器。 5.3.2检测器地面跟踪号去失，运行压力无异常或者运行压力升高但不影响输量，可按以下处理： a）在跟踪信号丢失点下游3km10km范围内加密设置跟踪标识器，若重新发现信号，则恢复 正常检测。 b）若仍未发现检测器信号，可初步判断为检测器出现卡停，应及时上报并启动相关应急程序 和预案。 c）按照15.3.1中a） 至c）对检测器进行地面查找，确认检测器卡停位置。 d）可适当提高运行压力增大检测器驱动力，提压上限宜为近5年内该管道的最高运行压力，提 压过程中安排人员加密巡绒 ）若提压后检测器开始移动， 则正常进行检测器跟踪，若检测器仍未移动，则应使用泄流量大 手检测器泄流量的泡沐清管器作为教援清管器进行推球。 f）在发教援清管器前，收球站应做好同时接收两个清管器的准备，应严密监控推球过程中两球 撞击时造成的撞击力和压力波。 g）若救援清管器将检测器推动， 则继续进行跟踪，应同时跟踪检测器信号和教援清管器信号。 h）若教援清管器未推动检测器 则应动火切除并更换相应管段， 取出检测器。 15.3.3检测器（清管器） 发不出去时 应检查流程及压差、存在问题时及时修正。 15.3.4快开盲板漏气时 应检查快开盲板是否变形、 密封胶圈是否损坏、密封处是否有杂质，及时 采取相应措施修正、更换密封圆、清理胶圈处杂质、 甚至更换快开板
16.1.1内检测服务方应具有一定的资质和相关管道内检测行业经验。在内检测项目前，应提供检测 万史经验、相关设备、数据分析能力、内部管理制度等能够保证项目质量的证明。 16.1.2内检测服务方应建立质量控制体系，以保证内检测项目质量。 16.1.3内检测服务方宜建立分级认证体系，对内检测操作和数据分析人员进行培训和认证，保证人 员具备相应的知识和技能
16.2操作人员能力要求
附录A （资料性附录） 检测器类型与检测用途
B.2检测阐值和检测概率（POD）
生能规格应基于有效的统计给出适用的各种类型异常或特征的检测阔值和POD。 对于适用的异常或特征，检测橱值应包括
a）金属损失（外部与内部），包括但不限于： 1）腐蚀：最小深度、长度、宽度和方位： 2）划痕：最小深度、长度、宽度、几何形貌和方位： 3）制造缺陷：最小深度、长度、宽度和方位。 b）裂纹（管体与焊缝），包括但不限于最小深度、长度、开口宽度、方位，以及与其他裂纹、异 常或部件的临近程度。 c）儿何变形，包括但不限于： 1）凹陷：最小深度、或截面减少、或直径减少及方位： 2）椭圆度：最小椭圆度： 3）褶皱：最小高度、间隙及方位： 4）屈曲：最小深度，截面或直径减少及环向位置； 5）鼓胀：最小高度。 d）冶金特性，包括但不限于： 1）冷作：存在及其严重性： 2）硬点：硬点直径： 3）管材异常（如分层、结疤和裂开）：最小尺寸和位置。 e）外涂层缺陷：最小面积。 ）环焊缝、制管焊缝。 g）根据行业标准或惯例，所要求的其他异常、环境或部件。 如果检测阈值和POD因异常尺寸或特性明显不同，应分别给出在异常尺寸或特性范围内的检测 值和POD。
B.3识别概率(POI)
低化销度包公 可信度： 对于适用的异常或特征，量化精度应包括： a）金属损失（外部和内部）： 1）腐蚀：深度、长度、宽度。 2）划：深度、长度、宽度。 3）制造缺陷：深度、长度、宽度。 b）管体裂纹：深度、轴向长度及与其他裂纹的邻近程度。对于裂纹簇，应给出裂纹簇的轴向长 度和环向宽度，及裂纹簇中最大裂纹的深度和轴向长度。 e）焊缝裂纹和其他焊缝异常：深度、长度及与其他裂纹的邻近程度、 d）变形： 1）回陷：深度、截面或直径减少、长度。 2）精圆度：圆变形百分比，或最小截面及最小直径。 3）褶皱：褶皱的高度，相邻褶皱之间的间隙。 4）屈曲：截面或直径减少。 5）鼓胀：截面或直径增加。
e）冶金特性： 1）冷作：存在及其严重性。 2）硬点：硬点直径。 3）管材异常（如分层、结疤和裂开）：尺寸、在管壁上的位置。 如果量化精度因缺陷尺寸或特性明显不同、应分别给出在异常尺寸或特性节内的量化精度
性能规格应明确影响检测调值、POD、POI和量化精度的各项物理及操作因素或条件。影响检测 摄值、POD、POI和量化精度的物理及操作因素包括但不限于： a）异常方位及与其他异常或部件的临近程度。 b）异带形状及受影响区城。 c）壁厚范围。 d）检测器速度超出规定范围。 e）管道清洁度。 f）管子的金属学特性。 g）管子的曲率、冷弯或热弯。 h）可接受的传感器损失或传感器损失导致的数据降级。 B.6通过能力 性能规格应给出内检测器通过待检测管道而不造成损伤的通行限制，包括直管、弯头和部件对内 检测器的几何形状限制。 性能规格应根据允许的管道物理参数，如最小内径、最大壁厚、最小弯曲半径、最大支线出口 直径、弯头之间最小要求的直管长度，来明确这些限制。 宜规定的其他约束或限制包括：
性能规格应给出内检测器通过待检 造成损伤的通行限制，包括直管、弯头和部 检测器的几何形状限制。 性能规格应根据允许的管道物理参数，如最小内径、最大壁厚、最小弯曲半径、最大支线 直径、弯头之间最小要求的直管长度，来明确这些限制。 sww.docin.con 宜规定的其他约束或限制包括： e厂收发球装置要求。 d）要求的止回阀位置或检测器相对于阀门的限制
性能规格应给出内检测器在待检测管道中运行的工艺条件要求。工艺条件要求应包括但不限于介 类型、介质成分、介质流速、介质温度和运行压力。如果工艺条件对精度量化等其他性能规格指标 生影响，应在性能规格中予以说明
1漏磁（MFL）检测器
C3超声裂纹（CD）检测器
超声裂纹检测器性能规格应包括： a）检测器长度、重量和节数。 b）轴向分辨率（传感器轴向采样间距）
超声裂纹检测器性能规格应包括： a）检测器长度、重量和节数。 b）轴向分辨率（传感器轴向采样间距）
SY/T65972018 c）环向分辨率（传感器环向间距）。 d）最高轴向采样频率。 e）检测类型（轴向裂纹检测或者环向裂纹检测）。 f）可探测裂纹的最小深度和长度。 g）裂纹深度和长度的量化精度。 1）量化性能的可信度。 超声裂纹检测器检测与尺寸量化性能规格包括表C.1、表C.3和表C.4。 C.4 几何变形检测器 儿何变形检测器性能规格应包括： a）轴向采样频率或间距。 b）探头环向间距或环向尺寸分辨率 c）探头未覆盖的环向区域（如探头之间的间源）。 d）最小可检测变形（包括凹陷、褶皱和屈曲等）尺寸（深度、长度和宽度）。 e）最小/最大椭圆度尺寸。 f连续记录的探头数量。 g时钟位置指示的分辨率 h）特征相对于上游环焊缝 上游参考点的定位精度。 几何变形检测器检测与尺寸量化性能规格包括表C.1和表C.5 C.5 惯性测绘检测器 管道测绘单元一般安装在漏磁、几何或超声检测器上，实现对管道的多种检测。惯性测绘检测器 的检测与尺寸量化性能规格包括表C.I和表C6 表 特征和识别概率 特征 POI 90% POI 050% 50%4PO190% 区分内部/外部/理藏待征 其他金属+材料： 杂质，磁性的 杂质，非磁性的 金属接触 一其他 阳极 异常： 一电蛋烧伤 人工缺陷 气孔 整体屈曲 局部届曲 一屈曲扩展
c）环间分辨率（传感器环向间距）。 d）最高轴向采样频率。 e）检测类型（轴向裂纹检测或者环向裂纹检测）。 f）可探测裂纹的最小深度和长度。 g）裂纹深度和长度的量化精度。 1h）量化性能的可信度。 超声裂纹检测器检测与尺寸量化性能规格包括表 C.1
图D.1金属损失类型定义
表E.2管道壁厚及材质
近期清出污物质量： kg：清出污物成分： 曾进行过何种内检测： ；检测时间： 检测设备： 已知管道最大变形 %：变形位置 主要腐蚀类型（内腐蚀/外腐蚀）： ：腐蚀主要分布区域： 是否发生过穿孔泄漏 修复方式（套管、管卡、熔焊、销钉、换管等）
图E.1收发球简示意图
表E.3收发球简信息
表E.3收发球简信息
表 E.4穿跨越信息
E.5相关管道附件情况
相关管道附件情况见表E.5
表E.5相关管道附件信息
E.1发送清管器基本流利
附录F （规范性附录） 收、发清管器作业流程
F.2输油管道发送清管器作业程序
图F.1发送清管器工艺流程示意图
GO F.2.1发送清管器前，将管道输送介质压力调整到清管作业要求的压力 F.2.2打开发球筒快开盲板，检查球筒内无异物后将清管器送入球筒底部大小头处，清管器前皮碗与 大小头应紧密贴合。 F.2.3擦净盲板密封面，在密封面上涂抹黄油，并关闭快开盲板。 F.2.4缓慢打开阀3，使发球筒内充满介质。 F.2.5缓慢打开发球筒放空阀4，排净球筒内的气体。 F.2.6接到调度命令后，打开阀1至全开。 F.2.7缓慢关闭阀2，使清管器通过发送系统发送出站。 F.2.8待发球指示器动作并确认清管器发出后，恢复正常生产流程。 F.2.9对发送清管器成功后的发球筒进行排污作业
F3输气管道发送清管器作业程序
F.3.1发送清管器前，将管道输送介质压力调整到清管作业要求的压力。 F.3.2对发球简内的气体进行可燃气体置换，直至检测可燃气体浓度合格。 F.3.3打开发球简放空阀4，确认球筒无压力后，打开发球筒快开盲板，检查球筒内无异物后将清管 器送人球筒底部大小头处，清管器前皮碗与大小头应紧密贴合。 F.3.4擦净盲板密封面，在密封面上涂抹黄油，并关闭快开盲板
F.3.5关闭发球简放空阀4. F.3.6缓慢打开阀3，平衡发球简内压力。 F.3.7接到调度命令后，打开阀1至全开。 F.3.8缓慢关闭阀2、使清管器通过发送系统发送出站。 F.3.9待发球指示器动作并确认清管器发出后，恢复正常生产流程
L4接收清管器基本流程
接收清管器基本工艺流程见图F.2。
F.5输油管道接收清管器作业程序 F.5.1根据已制定的操作规程，在收球简内采取防撞措施，关闭收球简快开盲板。 F.5.2按调度命令切换接收流程，开启阀1、阀3，关闭阀2. F.5.3当收球指示器动作，并确认清管器已进人收球筒后，恢复正带生产流程。 F.5.4缓慢打开收球筒放空阀4，进行泄压。 F.5.5打开排污阀5.排出污油。取出清管器
F.5输油管道接收清管器作业程序
F.6输气管道接收清管器作业程序
图F.2收清管器工艺流程示意图
F.6.1根据已制定的操作规程，在收球筒内提前采取防撞措施，关闭收球简快开盲板。 F.6.2按调度命令切换接收流程，关闭放空阀4，打开3平衡收球筒压力。 F.6.3全开阀1，关闭阀2，使收球简处于接收状态。 F.6.4当收球指示器动作，并确认清管器已进入收球筒后，恢复正常生产流程。 F.6.5进行收球简内的可燃气体置换工作。 F.6.6经用可燃气体检测仪检测合格后，打开放空阀4、排污阀5，排除废气和污物，关闭排污阀5 联业捷管盟
附录G （资料性附录） 检测报告示例
他约定，则管道列表应包括以下内容： a）绝对距离。 b）相对距离。 e）管节长度。 d）特征类型。 e)异常分类。 f）时钟位置。 g）公称壁厚1（检测器识别的每一管节壁厚）。 h）参考壁厚（仅适用于超声检测器）。 i）异常/特征长度。 j）异常/特征宽度。 k）异常/特征深度（对于MFL，用dlt的形式给出，对于UT，用mm形式）。 1）沿壁厚方向位置（如外部、内部或埋藏）。 m) ERF n）备注。 对于超声检测器，管道列表应给出管节的参考壁厚。如果在管节的不同位置壁厚存在变化， 给出壁厚出现频率最高的值。 人用测量到的最小或者平均 为参考壁厚。
所有在报告阔值以上的异常特征及其尺寸均应包含在异常列表中。如果双方无特别约定，则异常 特征列表应包括与管道列表相同的字段。字段“特征类型”应包含以下字段的全部或其中一部分： a）电弧烧伤。 b）人工缺陷。 e）屈曲。 d）腐蚀。 e裂纹。 四陷。 g划痕。 h）磨损。 环焊缝异常。 ）氢致裂纹（HIC)。 k）分层。 1直糖能/ 如益损能目常
表 C.1 列表结构
外部腐缺陷验证过程如下
a）验证工具包括焊缝检测尺、超声测厚仪和相机等。 b）验证点附近选取不少于三个正常管壁厚取平均值作为管道实际壁厚。 c）记录缺陷点形状、尺寸（长、宽、深）、剩余壁厚、环向位置、距环焊缝距离及局部特征影 像资料。 d）没有发现报告的外部腐蚀缺陷时，考虑作为内部或埋藏缺陷继续验证。 H1.2内部腐蚀缺陷验证过程如下： a）验证工具包括超声测厚仪和手动超声探伤仪等。 b）验证缺陷附近选取不少于三个正常管壁厚取平均值作为管道实际壁厚。 c）对于内部有缺陷的部位采用超声测厚仪测量其壁厚最小值，采用手动超声探伤仪（具有B扫 描和C扫描功能的超声探伤仪）对内部进行检测，测量缺陷边界范围或指示长度
H.2.1对于外部制造缺陷，长度、深度和宽度测量可采用与外部腐蚀缺陷同类检测方法。必要时可 采用超声、涡流、磁粉、渗透等检测技术检测缺陷底部是否存在裂纹。 丑.2.2内部制造缺陷验证过程与内部腐蚀缺陷一致
H3.1使用直尺、直桥尺轮廊量规或激光扫描测量出凹陷的最大深度、轴向长度、环向宽度、经 过最大深度位置的轴向与环向剖面形状及凹陷的整体形貌。 HL3.2需要进行基于应变的评价时，使用轮席量规或激光扫描描绘出凹陷的整体形貌。 H3.3通过目视检查凹陷与焊缝及腐蚀、划痕、电弧灼伤、裂纹等其他缺陷的关系，必要时采用磁 粉、渗透、超声、射线等方法进一步检测并记录
.2需要进行基于应变的评价时，使用轮席量规或激光扫描描绘出凹陷的整体形貌。 .3通过目视检查凹陷与焊缝及腐蚀、划痕、电弧灼伤、裂纹等其他缺陷的关系，必要时采用磁 渗透、超声、射线等方法进一步检测并记录。
H4.1可用下列方法检测外表面裂纹
a）目视检查。 b）渗透检测。 c）磁粉检测。 d）X射线检测。 e）超声检测。 H.4.2可用下列方法检测埋藏裂纹和内表面裂纹： a）X射线检测。 b）超声检测。 H.4.3需要进行适用性评价时可采用超声技术测量裂纹的尺寸
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H.5.1首先进行外观检查，利用焊缝尺测量焊缝余高、错边量。 H.5.2可用下列方法对焊缝进行无损检测： a）目视检查。 b）渗透检测。 C）磁粉检测。 d）X射线检测。 e）超声检测。 H.5.3需要进行适用性评价时，可采用超声技术测量缺陷的尺寸
单点验证测量结果的比较
血以金属损失的深度验证为例。其验证过程包括
a）计算内检测与现场测量的差异。 b）计算公差。 e）进行比较，得出是否符合的结论。 I.1.2 对于某一金属损失，内检测与现场测量的差异由公式(I.1）表示：
一超声现场测量相对深度的公差
附录I （资料性附录） 检测器性能规格验证示例
Z。一一指定置信度下，由标准正态分布表得到； （de）ELD.UF一超声现场测量相对深度的标准差。 例如现场超声测厚设备的测量误差以正态分布给出时，80%可信度对应的尺寸公差可以由1.28 乘以标准差得到，90%可信度对应的尺寸公差可以由1.64乘以标准差得到。具体可以查询标准正态 分布表。 当采用深度尺等手段直接测量金属损失的深度时，原始壁厚仍然由超声的测厚方法得到，现场测 量得到的相对深度由公式（L5）表示：
表L.1单点验证测量的示例
大理石、花岗石及碎拼大理石地面施工工艺标准I.2基于统计学的性能规格验证
1.2.1在大量单点验证测量比较的基础上，可以进行基于统计学的性能规格检验，计算内检测器的估 计可信度的上限，与其性能规格中的可信度进行比较，得出是否符合的结论。 1.2.2在总共n组单点验证测量中，有X组验证结论为符合，在置信度α下的估计可信度上限由公式 (1.9）得到：
X单点验证测量中结论为符合的数量
23使用公式（1.10）进行比较。如果公式（L10）成立则内检测器的估计可信度的上限低于性 格，结论为不符合：反之、则结论为符合
GB／T 27610-2020标准下载式中： Pupe——内检测器的估计可信度的上限 内检测器性能规格给出的可信度
4假定内检测器性能规格给出的可信度为80%，给出2个检验示例如下： a）假定总共10组单点验证测量中，5组结论为符合，则计算出P=0.73，低于性能规格给出 的0.80，结论为不符合。 b）假定总共25组单点验证测量中，18组结论为符合，则计算出Pupm=0.84，高于性能规格给 出的0.80，结论为符合。