长输(油气)管道全面检查项目与要求

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1、D2直接检测直接检测方法包括管道内腐蚀、应力腐蚀开裂、外腐蚀直接检测。检验机构应当根据危害管道完整性的因素选择一种或者几种直接检测方法。D2.1内腐蚀直接检测管道内腐蚀市接检测应当在凝析坯、凝析水、沉淀物最有可能聚集之处，以及两相界而处（即汕、水、气界而）进行;可以采用多相流计算、高程点分布等方法确定检测位置。对管道进行内腐蚀直接检测吋，一般在开挖后采用超声壁厚测定等方法进行直接检测，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。内腐蚀直接检测方法的步骤主要包括•预评价、间接检测、直接检查、后期评价四个步骤。D2.1.1预评价预评价步骤包括收集历史数据和

2、当前数据，根据收集的数据资料确定该方法是否可行，并确定评价区域。D2.1.2间接检测该步骤主要采川流体模拟结果来预测最可能发生腐蚀的管道区域，并H.对腐蚀程度进行预测。D2.1.3直接检验对D2.1.1预评价和D2.1.2间接检测两个过程发现的可能产生的腐蚀点进行检杏，可以采用管道木体腐蚀检测技术，也可采用监测技术,确定管道内部的腐蚀状态。在条件许可时，按照一定比例（输汕管道，0.6处/km至1.5处/km;输气管道，1.0处/km至1.2处/km）开挖后川漏磁检测技术、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直接检测。必要时还应进行埋地管

3、段焊缝无损检测。D2.1.4后期评价该步骤包括分析D2.1.1-D2.1.3中收集的数据资料，评价内腐蚀直接检测方法的有效性。D2.2应力腐蚀开裂直接检测对有应力开裂严重倾向的管道，一般采川直接对管道进行无损检测的方法或者其他适宜的方法进行检查。除输送有应力腐蚀介质导致的管道内壁应力腐蚀开裂倾向外，同事满足下列所有条件的管道，一般确定为具有管道外壁应力腐蚀开裂倾向：（1）操作应力（注D-1）人于60%SMYS；（2）操作温度大于38°C（注D-2）；（3）与压缩机站的距离小于或者等于32km；（4）使用年限大于或者等于10年；（5）除熔结环氧粉末（FBE）外的其他外防

4、腐层。注D・l：操作应力计算见公式（D）。_Pc^w式中：0p操作应力，Mpa;pc——管道最大允许操作压力（MAOP）,Mpa;dw——管道外直径，mm；t管道壁厚。Mm。注D・2：近中性pH值得应力腐蚀不受温度的限制。输送介质导致应力腐蚀的管道按照相应国家标准或者行业标准进行直接检测。必要时还应当进行埋地管段焊缝无损检测。D2.3外腐蚀宜接检测外腐蚀直接检测的具体项目，一般包括管线敷设环境调查、防腐（保温）层状况不开挖检测、管道阴极保护有效性检测、开挖直接检验。根据检测、检验结果，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。D2.3.1管线

5、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杳.坏境腐蚀性检测，包括•土壤腐蚀性测试以及杂散电流测试。当地物地貌环境和土壤无较人变化时，土壤腐蚀性数据可采川工程勘察或者上次全面检验报告的数据。对可能存在大气腐蚀环境的跨越段为踞管段，应当按照相应国家标准或者行业标准的规定进行大气腐蚀性调査。D2.3.2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。检测过程中应当少选择两种相互补充的检测方法。D2.3.3管道阴极保护有效性检测对采用外加电流阴极保护

6、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；对阴极保护效果较养的管道，应当采用密间隔电位检测技术。D2.3.4开挖直接检验D2.3.4.1开挖点确定原则根据D2.3.1~D2.3.3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D・l.开挖点的选取应当结介资料调查屮的错边、咬边严重的焊接接头以及碰II与连头焊口，风险较高的管段，使川中发生过泄漏、第三方破坏的位置。表D-1开挖点数量确定原则管道类别腐蚀防护系统质量等级1234油管道（处/km）不开挖0.10.6~0.81.2~1.5气管道（处/km）不开挖0

7、.11.0-1.21.8~2.0D2.3.4.2廿挖直接检验的方法和内容:（1）土壤腐蚀性检测，检杏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晶进行理化检验；（2）防腐（保温）层检查的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，必要吋收集防腐（保温）层样本，按照相应国家标准或者行业标准的要求进行防腐（保温）层性能分析；（3）管道腐蚀状况检测，包括金属腐蚀部位外观检测、腐蚀产物分析、管道壁厚测定、腐蚀区域的描述；（4）管道焊缝无损检测，对开挖处的管道対接环焊缝进行无损检测，必要时还应对焊接钢管焊缝进行无损检测；无