SY／T 6714-2020 标准规范下载简介
SY／T 6714-2020 油气管道基于风险的检测方法.pdfICS 75.200 E.16
民共和国石油天然气行业标准
2021一0201实施
T／CCMI 1-2019 锻造工业炉大气污染物排放标准.pdfSY/T 67142020
油气管道基于风险的检测方法
本标准规定了油气管道线路和站场工艺管道基于风险的检测实施方法与步骤 本标准适用于输送油气介质的陆上钢质管道基于风险的检测活动。
列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。 B32167油气输送管道完整性管理规范 Y/T0087.1钢制管道及储罐腐蚀评价标准 理地钢质管道外腐蚀直接评价 Y/T0087.2钢制管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接评价 Y/T6597油气管道内检测技术规范
下列文件对于本文件的应用是必不可少的。 凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包 GB32167油气输送管道完整性管理规范 SY/T0087.1 钢制管道及储罐腐蚀评价标准 SY/T0087.2钢制管道及储罐腐蚀评价标准 SY/T6597油气管道内检测技术规范
4.2.2风险评价方法
SY/T 67142020
4.3.1应根据主导风险因素选择检测方法。 4.3.2应考虑各检测方法的有效性和局限性，各检测方法的适用性参见附录B。 4.3.3管道内检测按照SY/T6597的要求实施。管道外腐蚀直接评价按照SY/T0087.1的要求实施。 管道内腐蚀直接评价按照SY/T0087.2的要求实施。管道压力试验按照GB32167的规定执行。
.3.1应根据主导风险因素选择检测方法。 4.3.2应考虑各检测方法的有效性和局限性，各检测方法的适用性参见附录B。 4.3.3管道内检测按照SY/T6597的要求实施。管道外腐蚀直接评价按照SY/T0087.1的要求 管道内腐蚀直接评价按照SY/T0087.2的要求实施。管道压力试验按照GB32167的规定执行。
4.4.1高风险管道应选择检测有效性高的检测方法，并适当缩短检测周期。低风险管道可适当延长检 则周期。 4.4.2管道检测最长时间间隔不应超过GB32167规定的强制要求
5站场工艺管道基于风险的检测
5.1.1应根据油气站场工艺管道风险分析的结果，确定检测内容，选择检测方法、检测部位和抽检 比例。 5.1.2对埋地的工艺管道必要时应开挖检测。 5.1.3当检测发现缺陷或异常时，应适当扩大检测范围。 5.1.4应对检测发现的缺陷进行评价，对不可接受的缺陷进行响应。 5.1.5站场工艺管道基于风险的检测实施流程见图2.
5.1.1应根据油气站场工艺管道风险分析的结果，确定检测内容，选择检测方法、检测部位和抽检 比例。 5.1.2对埋地的工艺管道必要时应开挖检测。 5.1.3当检测发现缺陷或异常时，应适当扩大检测范围。 5.1.4应对检测发现的缺陷进行评价，对不可接受的缺陷进行响应。 5.1.5站场工艺管道基于风险的检测实施流程见图2。
5.2.1工艺管道的主要缺陷和本体风险可分为以下几类：
应对工艺管道的本体风险进行分析，明确各站场工艺管道风险水平排序，明确待检测站场工艺 主要风险因素和风险水平，应考虑的因素包括但不限于：
5.2.2应对工艺管道的本体风险进行分析，
苏G25-2015钢筋桁架混凝土叠合板a）管道投产年限； b）管道防腐层状况； c）管道土壤腐蚀性； d）管道埋地情况； e）管道阴极保护情况； f）管道材质与焊接工艺； g）管道泄漏历史； h）历次管道检测结果。
SY/T 67142020
应根据工艺管道主要风险因素选择合适的检测方法。应考虑各检测方法的有效性和局限性。
当管道内腐蚀风险较高时，宜采用超声导波等方法对缺陷进行筛查，对严重缺陷进行直接检
当管道外腐蚀风险较高时，宜对壁厚、土壤腐蚀性、管道外防腐层、杀 有效性进行检测，同时采用超声导波等方法对缺陷进行筛查，并对发现的 可根据需要对防腐层进行以下检测工作： a）交流电位梯度法（ACVG）间接检测； b）防腐层外观检查； c）防腐层厚度测量； d）外保护保温层检测； e）防腐层电火花检测； f）防腐层黏结力检测。 可根据需要对区域阴极保护有效性、杂散电流干扰进行以下检测工作： a）通电电位测试； b）电位连续监测； c）通断电位测试。
当管道环焊缝缺陷风险较高时，宜采用超声和射线等方法，对管体进行检测。 环焊缝检测内容包括： a）无损检测； b）应力检测。
5.3.6应力集中检测
当管道应力集中风险较高时DB22／T 3163-2020 自然保护地信息化监测系统建设规范.pdf，宜采用磁应力、超声等方法对管体进行应力检测。