标准规范下载简介

GBT51172-2016 在役油气管道工程检测技术规范

注：1适用于小的防腐层漏点（孤立的，一般面积小于600mm）和在正常运行条 件下不会引起阴极保护电位波动的环境； 2适用于大面积的防腐层漏点（孤立或连续）和在正常运行条件下引起阴极 保护电位波动的环境； 3表示不能应用，或在无附加考虑条件时不能应用此方法。 5.6.4对十种方法检测给出“严重”的点宜采用另一种互补的间 接检测方法加以验证。 5.6.5检测的有效性应采用开挖验证的方式进行确定。 5.6.6检测过程中，应目视检查地表轮廓变化情况以及土壤颜色 改变、路面沥青变软、地面水坑中是否存在水泡、异常气味等管道 泄漏迹象。

5.7.1压试验可适用于下列情况： 1 在役管道的长距离更换管段； 2提高最高允许操作压力的管道 3对现有管道保持原有工作压力继续使用的适用性进行重 新鉴定。 5.7.2管道系统试验压力确定和介质选择可按现行国家标准《输 气管道工程设计规范》GB50251和《输油管道工程设计规范 GB50253的有关规定执行。 5.7.3油气管道压力试验可按现行国家标准《液体石油管道压力 试验》GB/T16805和《油气长输管道工程施工及验收规范》 GB50369的有关规定执行；站内工艺管道压力试验宜按现行国家 标准《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540的有关 规定执行。 5.7.4压力试验前，应评估支承结构强度和稳定性，分析试压介 质发生泄漏时的风险并应制定应急预案。 5.7.5压力试验期间，试验压力超过管道系统上安全阀的整定压 力时，应拆除安全阀、阀门或安装盲板。试验压力超过玻璃管液位 计、压力表、膨胀节和爆破片等附件的承载能力时，应拆除或用盲 饭进行隔离。压力试验结束后，应及时恢复拆除或隔离的部件。 5.7.6试验完成后，管道系统应排空试压介质、进行吹扫，必要时 应进行干燥处理。

5.7.2管道系统试验压力确定和介质选择可按现行国家标准《输 气管道工程设计规范》GB50251和《输油管道工程设计规范》 GB50253的有关规定执行

5.7.3油气管道压力试验可按现行国家标准《液体石油管道 试验》GB/T16805和《油气长输管道工程施工及验收规 GB50369的有关规定执行站内工艺管道压力试验宜按现行 标准《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540的 规定执行。

力时GB／T 51317-2019 石油天然气工程施工质量验收统一标准(完整正版、清晰无水印)，应拆除安全阀、阀门或安装盲板。试验压力超过玻璃管液位

力时，应拆除安全阀、阀门或安装盲板。试验压力超过玻璃管液位 计、压力表、膨胀节和爆破片等附件的承载能力时，应拆除或用盲 板进行隔离。压力试验结束后，应及时恢复拆除或隔离的部件。 5.7.6试验完成后，管道系统应排空试压介质、进行吹扫，必要时 应进行干燥处理。

6.1.1应定期检测滞流未端管道、滞流未端管道与相邻管道的连 接处及盲管的壁厚。 6.1.2应重点检查绝热层补口处的局部腐蚀。 6.1.3土壤一空气界面处管道应定期按一定比例进行开挖和检 测，发现严重腐蚀时，应加大开挖比例。 6.1.4高程落差较大的液体管道相对高点处应定期按一定比例 进行开挖和检测气蚀、变形情况，发现严重腐蚀时，应加大开挖

1.5检测方法选用应符合下列

1特殊工况和存在局部腐蚀的管段，可采用移除覆盖物进行 日视检查，并应配合超声检测、射线检测或涡流检测等无损检测 手段； 2公称直径不大于25mm管段，宜采用射线测厚方法。 3公称直径不大于50mm的管段上进行超声测厚时，应使 用特定的校准试块、微型传感器等专业设备。 4射线测厚技术可用于有绝热层的或可能有不均匀腐蚀，局 部腐蚀等管道待测区域位置的确定。 5壁厚测量应符合本规范第5.3节的规定。

冲（磨）蚀及其与腐蚀共同作用

6.2.1应对如下易产生局部冲（磨）蚀及其与腐蚀共同作用的下

5.2.1应对如下易产生局部冲（磨）蚀及其与腐蚀共同作用的下 创部位进行定期检测： 1控制阀的下游；

6.3.1易产生应力腐蚀开裂或氢致开裂的管道，可选择荧光渗透 法，荧光磁粉法或超声法进行检测。 6.3.2发现环境开裂时，应进一步对其上下游和类似工况的管段 进行环境开裂检测。

6.3.1易产生应力腐蚀开裂或氢致开裂的管道，可选择荧光渗透

6.4.1在役管道焊缝腐蚀等体积型缺陷检测可采用射线检测或 目视检查等方法。发现焊缝腐蚀时，同一管段或管道系统中的其 他类似条件的焊缝宜进行腐蚀检测

6.4.2在役管道焊缝裂纹缺陷检测应采用表面检测、射

检测方法。裂纹缺陷检测后应进行评价或修复，并应分析产生裂 纹缺陷的原因。

6.5.1阀门的外部目视检查应符合本规范第5.2.2条的规定。 6.5.2拆除阀门进行维护和修理时，维护人员应检查异常的腐蚀 或减薄情况。直接经受温度或应力交变影响的阀体，应定期检查 疲劳裂纹

6.5.1阀门的外部自视检查应符合本规范第5.2.2条的规定。

6.5.3关键止回阀宜进行目视检查和内部检验。

6.5.4应定期对气液联动阀埋地引压管进行检查

7.1.1适用性评价前，应收集并核实下列资料 1管道材质、管径、壁厚； 2母材和焊缝的力学性能； 3管道设计和竣工验收资料 4管道工况、运行历史、失效与维修历史和环境资料； 5历次检测、检验资料。 7.1.2适用性评价方法应根据评价管道的资料、材料性能参数 缺陷检测结果，考虑各种载荷和可能的失效模式确定。 7.1.3评价应给出缺陷的可接受性、维修和风险减缓及再检 建议。

7.2.1应按不同的缺陷类型选择适用的评价方法。 7.2.2号 缺陷可按下列类型分类： 1 体稗型缺陷：腐蚀、管材缺陷、局部减薄、划痕、气孔、夹 渣等； 2 平面型缺陷：裂纹、未熔合、未焊透、咬边、根部凹陷、焊 瘤等； 3儿几何变形：凹陷、褶皱、屈曲、鼓胀、椭圆变形等； 4无法区分体积型缺陷或平面型缺陷时，宜按照平面型缺陷 进行评价。

7.2.3含体积型缺陷的油气输送管道宜按现行行业标准《含

7.3腐蚀速率估算和剩余寿命预测

1.3.1 腐蚀缺陷的剩余寿命应按下式计算： 剩余寿命（年）=（ta一t）/腐蚀速率 (7.3. 1) 式中：墙 实际壁厚特定位置或区域测量的厚度（mm）； t 要求壁厚、由设计公式或剩余强度计算公式按最大允 许操作压力对同一测量位置或部件计算的壁厚 （mm），不含腐蚀裕量和制造公差。 7.3.2 失效会产生严重后果的管段，宜增大要求壁厚。 7.3.3 管道腐蚀速率可按下列公式计算

1利用相同或相似工况下收集的数据，计算管段的腐蚀 速率； 2通过历史经验或根据公认的可类比工况管道上的有关数 据估计出管段的腐蚀速率； 3无法从上述1与2款获取腐蚀速率，可在管道系统投用不 超过3个月内，采用超声测厚仪对管道进行初始壁厚的测定。可 采用腐蚀挂片、腐蚀探头等腐蚀监测手段确定测厚间隔时间，再次 测定壁厚，计算出腐蚀速率。

7.4维修及风险减缓建议

7.5.1应根据剩余寿命评价结果确定管道的再检测间隔。 7.5.2管道再检测间隔调整宜符合下列规定： 1 经检测和评价证明能够安全运行的管道，再检测间隔可适 当延长； 2发现下列状况之一的管道，应适当缩短检测间隔 1) 运行工况发生重大改变； 2） 存在应力腐蚀或严重局部腐蚀； 3） 承受交变载荷，可能导致疲劳失效

8.1.1应根据适用性评价结果制定修复计划并进行修复。

8.1.1回应根据适用性评价结果制定修复计划并进行修复。 8.1.2在缺陷修复完成之前，应采用必要的风险减缓措施 8.1.3 临时修复部位应采取措施进行永久性修复。

8.2.1应根据缺陷的类型与位置选择修复方法。缺陷的常用修 复方法可按表8.2.1选用

表8.2.1缺陷常用修复方法

8.2.2维修焊接中的预热和焊后热处理方式应按照焊接工艺 执行。

8.2.3焊接修复后应进行焊缝检测。

9.0.1 检测评价结束后应提交完整的检测数据和检测评价报告。 9.0.2 检测评价报告应包括下列内容： 1 被检管道基本信息，运行历史，检测评价单位（人员），实施 日期等； 2 检测依据的法律法规和标准； 3 检测部位、检测方法以及检测比例 4 检测仪器设备及技术指标； 5 检测环境条件； 6 检测结果记录及数据统计： 评价方法、结果及建议采取的维修维护措施； 再检测间隔。

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 商出主营静光斯动 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 话 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 福酷烫 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”， 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为“应符合· 的规定”或“应按···执行”。

《在役油气管道工程检测技术规范》GB/T51172一2016，经住 房城乡建设部2016年4月15日以第1100号公告批准发布。 本规范是根据住房城乡建设部《关于印发《2013年工程建设 标准规范制订、修订计划》的通知》（建标【2013】6号）的要求，由 中国石油天然气股份有限公司管道分公司管道科技研究中心等单 位共同编制完成。 本规范在编制过程中，编制组经过广泛调查研究，认真总结了 国内在役钢质管道检测的实践经验，同时参考了美国《管道检验规 范在用管道系统检验、修理、改造和再定级》API570一2009等国 内外的相关标准，并广泛征求意见，最后经审查定稿。 为便于有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规 定，《在役油气管道工程检测技术规范》编制组按章、节、条顺序编 制本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据及执行中需要注意 的有关事项进行了说明。本条文说明不具备与规范正文同等的法 律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定时参考。

修与改造 48 一般规定 （48) 维修 48）

1.0.1本条旨在说明制定本规范的目的。 1.0.2陆上在役钢质石油天然气输送管道一般包括： 1原油、成品油、天然气长输管道： 2站场内工艺管道。 本规范中规定的检测周期不适用于油气田单井管道、集输管 道以及低温液化天然气管道，规范中各项检测技术在上述管道中 的应用尚不成熟。

3.0.1《中华人民共和国石油天然气管道保护法》第二十三条规 定“管道企业应当定期对管道进行检测、维修，确保其处于良好状 态；对管道安全风险较大的区段和场所应当进行重点监测，采取有 效措施防止管道事故的发生”。 过国 本条中所指的检测计划，既包括对于所辖所有管道基于风险 进行合理的检测顺序先后安排，还包括对同一条管道再次检测的 周期性计划。 3.0.2本条中服役环境较为恶劣的管段指服役温度较高或较低 如在韧脆转变温度以下的管段或输送介质腐蚀性较强的管段。 3.0.3基线检测是管道建成投产后，第一次判定其完整性状态的 过程，并为后期的完整性管理奠定基础，因此，基线检测越早开展 效果越好，若能选用高精度的检测技术，则可获得更加全面、准确 的信息。 3.0.4《中华人民共和国特种设备安全法》第五十二条规定“特种 设备检验、检测工作应当遵守法律、行政法规的规定，并按照安全 技术规范的要求进行”。安全防护措施，如防毒防爆等，用以规避 或降低检测过程中的风险，保证检测工作顺利进行。

4.1.1本条中的风险指的是管道本体失效风险

失效模式是指构件失效后的外观表现形式，包括断裂、腐蚀 磨损和变形等。 损伤机理是指导致失效产生的原因，包括氧化、电化学腐蚀和 疲劳等。

1.2增加管道失效风险的因素例如：介质的腐蚀性增强、工作 温度变化、输量增大或人口密集度增加等

4.2.1有些检测方法需要在检测前验证其适用性，例如管道内检 测，通常通过人工缺陷的牵拉试验修正其探测性能和尺寸量化模 型，以使检测工作更加准确有效。 外部目视检查为常规手段应用较为普遍。其主要优点是简单 快速，主要局限性是仅涉及表面情况，且通常需要做一些必要的准 备工作如清洗、去除油漆氧化皮及尘土、喷砂或喷丸，某些部位有 难以接近的问题。当可接受的缺陷较小而检测面较大时存在漏检 的可能。 渗透检测方法不受检测对象的形状、尺寸、化学成分与内部结 构的影响，也不受缺陷方位的限制，检测速度较快，操作简单，缺陷 显示直观，检测灵敏度较高。与磁粉检测相比，该方法同样适用于 非铁磁性材料。主要局限性是仅能检出试件开口于表面的缺陷 不能显示缺陷的深度及缺陷内部的形状与大小。 磁粉检测技术的优点是能直观显示缺陷的形状并可大致确定

其性质，具有很高的灵敏度，可检出的缺陷最小宽度约为1um，几 不受检测对象大小和形状的影响，检测速度快，工艺简单，费用 氏廉。主要局限性是仅适用于铁磁性材料的表面和近表面缺陷 可探测的缺陷深度一般在1mm~2mm；磁化方向需与缺陷主平面 相交，夹角应在45°~90°，有时需从不同方向进行多次磁化，不能 角定缺陷的埋深与自身高度。 涡流检测技术的主要优点是能检出所有导电材料的表面与近 表面存在的缺陷，并给出缺陷的位置与相对尺寸，检测速度快，不 受形状限制，线圈与检测对象可不直接接触，无需耦合剂。主要局 限性是难以判断缺陷的性质。 射线检测无需接触管道表面，因而对管道表面质量要求不高 但方法本身具有一定放射性，且无法测定缺陷的深度和埋藏缺陷 在管壁厚度方向上的位置。 超声检测的优点是穿透能力较大，探伤灵敏度较高，并可测定 缺陷在管壁厚度方向上的位置和缺陷尺寸，但其不易检查形状复 杂的工件，要求被检查表面有一定的光洁度，并需有耦合剂充填满 探头和被检查表面之间的空隙，以保证充分的声耦合。对于有些 粗晶粒的铸件和焊缝，因易产生杂乱反射波而较难应用。此外，超 声检测还要求有一定经验的检验人员来进行操作和判断检测 结果。 超声导波检测管道，需要使用比通常超声波探伤低得多的频 率，导波通常使用的频率f<100KHz，因此导波对单个缺陷的检 出灵敏度与通常使用频率在MHz级别的超声检测相比是比较低 的，但是导波检测的优点是能传播20m~30m长距离而衰减很 小，因此可在一个位置固定脉冲回波阵列就可做大范围的检测 低频导波长距离超声检测法用于管道在役状态的快速筛查，内外 壁腐蚀可一次探测到，也能检出管子断面的平面状缺陷。 用相控阵探头对焊缝进行检测时，无需像普通单探头检测时 在焊缝两侧频繁地前后左右移动，只需沿焊缝长度方向平行于焊

4.2.4密间隔电位测量法原理为：对于裸管或带有涂层的埋地钢 质管道，由于土壤结构和理化性质的差异，以及管道防腐层的不完 整，管道表面会存在阴极区和阳极区，或极化差异，其管地电位也 明显不同，因而可通过这项技术判定管道的防腐层破损点或腐蚀 正在发生的点。该方法的优点是能定位防腐层的破损点，并评价 破损点处的阴极保护有效性，缺点是测量程序复杂，工作量大，需 拖拉线缆，易受干扰电流影响。 DCVG与ACVG用于防腐层破损点的精确定位和破损程度 的评价，优点是受地貌影响小，操作简单，定位准确度高，DCVG 还可以估算缺陷的大小，缺点是测量工作量大，受地面导电介质影 响，测量结果不稳定，易受干扰电流的影响。 皮尔逊法经常被用于评定延长使用期的埋地管道覆盖层的适 用性，根据检测数据确定涂层劣化速率和有效性。 管中电流测绘法检测速度快、操作简单、准确性和可靠性高， 可根据电流衰减率，定性确定各段管道防腐层的质量差异，为更准 确的防腐层缺陷详查提供基础。但其不能检测出防腐层剥离的情 况，且当伴行有电缆等强电干扰时该方法不能正常工作。 CIPS/IDCVG组合测量技术是进行埋地管道防腐层和阴极 保护双重保护效果检测评价的主要方法，其中对阴极保护效果检 则评价也是其他方法无法替代的，能够对缺陷点的破损程度进行

定量分析与分类，确定缺陷点修复优先级，能够给业主提供全面、 合理、科学的维护、维修管理方案。 对于长输管道而言，智能内检测方法被认为是最直接有效的 验测管道本体缺陷的方法。 几何内检测可检出凹陷、椭圆变形等内径的几何变化以及其 他影响管道内径的几何异常现象。几何内检测可用于新建管道的 验收及在役管道的日常维护。 漏磁内检测器按照磁化方向，一般可分为轴向磁化、环向磁化 和螺旋方向磁化三种类型：轴向磁化漏磁检测器对环向缺陷比较 敏感，对狭长的轴向缺陷不敏感，环向磁化检测器对轴向排列的金 属损失更加敏感，与轴向磁化漏磁工具相比，具有不同的性能规 格，螺旋方向磁化检测器兼具轴向磁化和环向磁化检测器的特点 超声测厚内检测器基于超声技术，利用计算超声回波时间技 术来测量管道的剩余壁厚。与漏磁内检测技术相比，超声测厚技 术可以准确地探测并测量出管壁中间的分层和夹杂，因此投产前 经常使用该技术来确定新建管道的质量。该技术需要通过液体介 质与管壁进行耦合 超声裂纹内检测采用了超声在无损检测中的一种特殊应 用一一45°剪切波技术，主要用于定位和测量应力腐蚀开裂（SCC） 疲劳裂纹、焊缝缺陷、划痕、凹槽及轴向类裂纹异常。与超声测厚技 术一样，超声裂纹内检测器也必须通过液体介质与管壁耦合。 电磁超声内检测依据电磁原理在管壁中产生超声波，从而对 缺陷进行探测。该技术探测的主要缺陷与超声裂纹内检测器相 同，同时该技术不需要液体耦合，可应用于气体管道。 基于管道惯性测绘结果可判断管道局部的曲率半径，重复检 测可识别管道的相对位移。 十宝行

4.3检测方案编制与批准

4.3.1通常，检测计划由管道运营方制订，检测方案由管道检测

4.3.1通常，检测计划由管道运营方制订，检测方案由管道检测 ·38

5.1.1开展管道检测工作前要检查所有工具、设备和个人防护用

5.1.1开展管道检测工作前要检查所有工具、设备和个人防护用 品的可用性，对于有特殊要求的检测环境，如防爆、强磁场等，检测 前确认设备是否符合检测方案是十分必要的，如设备型号和功能 是否一致等，以保证其可用性。 5.1.2适宜的待检状态是指管道本身停输或满足一定的压力、温 度以及输量等条件。 5.1.4为保证检测工作顺利开展，防止其他人员在检测区或运行 区进行误操作，需要明确并标识工作场所范围。检测工作人员在 获得负责管道操作人员的许可后才能开展工作。同时，对于射线 检测等对人体有害的作业活动，需要设置防护区域和现场警示 标牌。

区进行误操作，需要明确并标识工作场所范围。检测工作人员在 获得负责管道操作人员的许可后才能开展工作。同时，对于射线 检测等对人体有害的作业活动，需要设置防护区域和现场警示 标牌。

5.2.2绝热层和防腐层的完好情况主要包括是否有破损和脱落 等。对于垂直支架，重点检查其支脚内有无充水现象，对于水平支 加确保其轻微移动不会向管道组成件的外表面引人潮气。

弯管三通的内外侧壁和焊缝附近（主要在介质流向的下游侧）等。 如果情况允许，可以在管道及管件的每隔1/4圆周处测量厚度值 同时记录检测点的最小厚度值或几次测量值的平均值。 .3.3标记测厚点是为了便于在同一测厚点再次检测，从而掌握 會道的整体腐蚀增长情况。

4.1大部分外部检测方法对于待检表面的质量都有一定的要 。根据拟采用的无损检测技术选用适当的方法做好表面准备工 对于检测的准确性非常重要。

人部分外部检测方法对于待检表面的质量都有一定的要 求。根据拟采用的无损检测技术选用适当的方法做好表面准备工 作对于检测的准确性非常重要。 5.4.2表面缺陷与近表面缺陷的区别在于前者在表面有开口，而 后者没有。对于近表面缺陷的定义，各类文献中均未明确规定，只 是相对于“表面”缺陷而言时才提到，通常认为其深度范围为表面 以下1mm~2mm,一般不超过5mm。 空新国

后者没有。对于近表面缺陷的定义，各类文献中均未明确规定 是相对于“表面”缺陷而言时才提到，通常认为其深度范围为表 以下1mm~2mm，一般不超过5mm。 新区

5.5.1影响管道智能内检测开展的因素主要包括管道的物理条 件（如无收发球筒或收发球筒不适宜，管道弯头、变形、阀门等严重 影响检测器的通过）和工艺条件（如输量无法满足检测器运行速度 的要求）。前者通过维修与改造去除影响，对于收发球筒，可以是 永久性的也可以是临时性的。后者则可以通过临时改变运行工况 的方式使管道具备内检测条件

5.5内检测数据是否可接受，考

（I）通道数据丢失：对原始数据进行初步评估时，很容易识别 停止采集数据的通道，某种程度的通道数据丢失可以接受；之前检 测过且运行历史良好的管道，可接受较高比例的传感器通道数据 去失；首次检测的管道或高风险管道，可接受的通道数据丢失比例 较低； （2）传感器噪声：传感器损坏或电路接触不良可能产生通道噪

（2）传感器噪声：传感器损坏或电路接触不良可能产生通道噪

声，噪声信号会掩盖邻近的正常数据通道，噪声通道通常以类似通 道数据去失的方式处理： （3）定位偏差：当管道运营方验证或维修缺陷需要定位时，检 则距离偏差的影响很大，如果整条管道的报告里程与准确参考里 程的偏差都超过1%，可以考虑重新检查管道长度并作出必要的 修正； （4）特征遗漏：管道的小特征如压力表配件、小口径放空口与 非污口，以及其他的分接头和直径小于或等于25mm的配件信号 特征较小，特别是处于两个传感器之间或跨过两个传感器时，遗漏 这些特征则不必重新运行检测器，若去失已知的法兰组、阀门或大 内径三通，则要质疑所有记录信息的真实性： （5）检测器运行速度：当检测器速度超过检测服务方给出的速 度上限与下限时，会导致严重的数据丢失，气体管道或含有大量气 体的液体管道的冲击会导致速度漂移，如果受速度漂移影响的距 离超过检测管道总长度的2%，考虑重新运行检测器。 初始报告与最终报告的提交要求一般包括提交时间和报告内 容。初始报告一般为检测方完成检测数据初步分析后提交，便于 管道运营方尽早根据检测结果采取相应措施并制定开挖验证计 划。最终报告通常在开挖验证后提交。 如果检测项目采用了多种检测技术（如漏磁和超声波检测器 或多种功能组合在一个检测器上（如漏磁和测绘检测组合检测 器），不同类型检测器获得的管道信息需组合在同一报告和同一异 常（缺陷）列表中。

.6理地管道地面间接检测

5.6.2通常考虑的因素有：设备的检测能力与局限性、管道周围 环境的要求等。 5.6.3所有的检测方法对土壤结构、类型、岩石与礁石存在、涂层 类型，如高绝缘性缠带、施工做法、干扰以及其他结构的适用程度 ：42·

不同。为了得到更可靠的检测结果，采用两种以上的测试方 为补充。

.6.6勘祭理地管道线路是识别泄漏区域的一种方法。土体和 管道发生较大变形会引发地表轮廓的变化，油品的泄漏会导致土 镶颜色改变、路面沥青变软；输送气体的泄漏会使地面水坑中出现 水泡或产生异常气味等。

5.7.1某些管道（例如缺陷数量较多的老管道）存在最高允许操 作压力远低于设计压力的情况，并长期低压力运行。这里指在设 计压力范围内提高最高允许操作压力。 5.7.4对支撑结构和基础设计进行审查，以确保适合静水荷载， 避免在测试温度下超过材料规定最小屈服强度（SMYS）的90%， 特别是在高温工况下使用的管道。

6.2.1冲蚀与磨蚀现象往往相伴而生，发生冲（磨）蚀的管道表面 特征为沿特定方向的沟槽、圆孔或河流状波纹。 6.2.2冲（磨）蚀通常发生在端流区域，如管道系统中方向改变处 或控制阀下游发生汽化的部位。冲（磨）蚀和腐蚀共同作用比冲 （磨）蚀或腐蚀单独作用导致更多的金属损失

6.4.2导致裂纹产生的原因包括振动、热循环、热膨胀和环境开 裂等。通过分析原因，确定需要采取的预防措施

6.5.1在管道系统中，通常不对阀门进行厚度测量，出于设计的 原因，阀体通常具有更大的强度安全系数。如果已确知或怀疑闻 阀遭受到严重的或不寻常的腐蚀一冲蚀，则需测量阀座之间阀体的 厚度值，因为该区域是高端流区和高应力区。

6.5.3对于位于多级出口的止回阀和高压供给泵的止回阀，无法

7.1.1管道信息核实的目的是为了进一步确认收集到的资料是 否与实际情况存在差异。必要时通过理化检验的方法验证材料性 能是否有损伤或劣化。 7.1.2适用的评价方法包括标准规范、已经公开发表的技术性文 档和其他经技术论证可以适用的方法。 7.1.3缺陷的可接受性结论可以是确定性结论，也可以是基于可 靠性的概率性结论。

7.2缺陷分类和评价方法选择

2.2将体积型缺陷作为平面型进行评价是偏保守的。根据选 的评价方法对缺陷进行规则化处理并按该方法要求确定安全系 。对于同一评价方法中的不同等级评价，当简化评价与详细评 矛盾时，以详细评价的结论为准。 2.5凹陷等变形缺陷会导致管道内径限制或有效截面减少，可 会影响输送能力和清管。

GB／T 22131-2022 筒形锻件内表面超声波检测方法.pdf7.3.17.3.3实施例

7.3腐蚀速率估算和剩余寿命孔

例如某仅承受内压的直管段管道，材质为L450、管道外直径 为813mm、最大允许运行压力为10MPa，其设计规范中的壁厚计 算公式为：

该管道于2002年、2012年和2014年经过3次检测，壁厚检测 结果分别为18mm16mm和15mm，则长期腐蚀速率为（18mm 15mm）/12a=0.25mm/a，短期腐蚀速率为（16mm一15mm）/2a 0.5mm/a。 选取0.5mm/a确定管道的剩余寿命。 0.5(mm/a) 12a 假设该管道处于市郊居住区，需要酌情增加要求壁厚，当许用 应力取0.9倍的规定最小屈服强度时，则通过类似步骤计算出要 求壁厚为1Qmm，剩余寿命为10a。 采用设计公式计算出的要求壁厚相对较为保守，是通用的壁 厚要求。针对具体腐蚀缺陷可以通过剩余强度计算公式计算出具 体腐蚀缺陷的要求壁厚。常用的腐蚀缺陷剩余强度计算公式包括 现行行业标准《钢制管道管体腐蚀损伤评价方法》SY/T6151、《含 缺陷油气输送管道剩余强度评价方法》SY/T6477等标准或文献 中的计管公式

7.3.2根据现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB5025 《输气管道工程设计规范》GB50251等标准规范要求，对于位 高地区等级域城镇中心区、市郊居住区、商业区、工业区、规划 ·46

7.3.2根据现行国家标准《输油管道工程设计规范》GB50253与

8.1.1本条规定了维修计划制定的依据，防止维修不足或过度维 修。通常在役管道检测后会发现大量的缺陷，这些缺陷依据验收 规范或标准是不可接受的，而在当前运行工艺条件下大部分缺陷 是可以接受的。适用性评价的目的就是评价在当前运行工艺条件 下缺陷的状况，给出缺陷是否可接受，正确制定维修与改造策略。 8.1.3临时性修复如机械卡具修复只是一种应急抢修手段GB／T 23922-2022 低速汽车 标牌.pdf，不符

8.2.1本条规定了缺陷修复方法选择的依据。常用缺陷的修复

8.2.1本条规定了缺陷修复方法选择的依据。常用缺陷的修复 方法及适用性参考了PRCI（国际管道研究协会）发布的管道修复 手册（No.L52047，2006）的相关规定。本条中的“补焊”为一种金 属沉积焊方法。