公用燃气管道检验细则

1公用燃气管道检验细则1适用范围本文件规定了公用燃气管道检验细则的总体要求、年度检查、全面检查、综合评定及检验周期、检验报告等内容。本文件适用于内蒙古自治区辖区内公用燃气管道：由门站、储配站、各类气源厂站等燃气场（厂）站至用户之间或场（厂）站之间公用性质的燃气管道。本文件适用于GB1级管道依据设计压力（P，单位为MPa）划分为以下级别：a)GB1-I级（2.5＜P≤4.0）、GB1-II级（1.6＜P≤2.5）高压燃气管道；b)GB1-Ⅲ级（0.8＜P≤1.6）、GB1-Ⅳ级（0.4＜P≤0.8）次高压燃气管道；c)GB1-Ⅴ级（0.2＜P≤0.4）、GB1-Ⅵ级（0.1＜P≤0.2）中压燃气管道。本文件不适用于以下燃气管道：a)燃气系统中厂站内（调压站除外）的燃气管道；b)工业用户内部燃气管道；c)商业和居民用户内部燃气管道（以用户引入管阀门为界）；d)燃气设备内部管道；e)附属设施内（线路阀室、调压柜、调压箱、凝水缸等）的燃气管道。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。TSGD7004-2010压力管道定期检验规则——公用管道TSGD7003-2010压力管道定期检验规则——长输（油气）管道TSGD7005-2018压力管道定期检验规则——工业管道TSGD2002-2006燃气用聚乙烯管道焊接技术规则GB50028城镇燃气设计规范GB55009燃气工程项目规范GB/T30582基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价GB/T19285埋地钢质管道腐蚀防护工程检验GB/T27512埋地钢质管道风险评估方法GB/T38942压力管道规范公用管道GB/T29461聚乙烯管道电熔接头超声检测GB/T28704无损检测磁致伸缩超声导波检测方法GB/T15558.1燃气用埋地聚乙烯（PE）管道系统第1部分:管材GB/T15558.2燃气用埋地聚乙烯（PE）管道系统第2部分:管件2GB/T15558.3燃气用埋地聚乙烯（PE）管道系统第3部分:阀门CJJ33城镇燃气输配工程施工及验收规范CJJ63聚乙烯燃气管道工程技术标准SY/T0087.1钢质管道及储罐腐蚀评价标准—第1部分：埋地钢质管道外腐蚀直接评价SY/T0087.2钢质管道及储罐腐蚀评价标准—第2部分：埋地钢质管道内腐蚀直接评价GB/T26610.1承压设备系统基于风险的检验实施导则第1部分:基本要求和实施程序NB/T47013.1承压设备无损检测第1部分：通用要求NB/T47013.2承压设备无损检测第2部分：射线检测NB/T47013.3承压设备无损检测第3部分：超声检测NB/T47013.4承压设备无损检测第4部分：磁粉检测NB/T47013.5承压设备无损检测第5部分：渗透检测NB/T47013.7承压设备无损检测第7部分：目视检测NB/T47013.8承压设备无损检测第8部分：泄漏检测NB/T47013.9承压设备无损检测第9部分：声发射检测NB/T47013.10承压设备无损检测第10部分：衍射时差法超声检测NB/T47013.11承压设备无损检测第11部分：X射线数字成像超声检测NB/T47013.15承压设备无损检测第15部分：相控阵检测3总体要求3.1检验及管理要求3.1.1定期检验包括年度检查和全面检验。年度检查至少每年1次，进行全面检验的年度可以不进行年度检查。对具备内检测条件的高压燃气管道进行检验时，应当实施内检测。3.1.2GB1-Ⅰ级、GB2-Ⅱ级高压燃气管道，定期检验包括年度检查、全面检验与合于使用评价，定期检验要求参照TSGD7003实施，其中地区级别划分按照GB50028执行；GB1-Ⅲ级次高压燃气管道，定期检验包括年度检查、全面检验与合于使用评价，按照TSGD7004实施；GB1-Ⅳ级次高压燃气管道、GB1-Ⅴ级和GB1-Ⅵ级中压燃气管道，定期检验包括年度检查和全面检验，定期检验要求按照TSGD7004实施；城镇燃气输配系统中的门站、调压站（器）管道及其安全保护装置、附属设施的定期检验参照TSGD7005、TSG21实施，特殊的安全保护装置参照现行相关标准的规定。3.1.3年度检查可由公用管道使用单位具有相应能力作业人员进行，也可委托国家市场监督管理总局核准的具有相应资质的检验检测机构进行。3.1.4新建管道的首次全面检验一般于管道投用后3年内进行，以后的全面检验周期由检验机构根据管道的全面检验结果按照本细则确定。3.1.5属于下列情况之一的管道，如超出风险可接受程度，应立即进行全面检验，GB1-Ⅲ级次高压燃气管道还应当在全面检验基础上进行合于使用评价：a)运行工况发生显著改变从而导致运行风险提高的；b)输送介质种类发生变化，改变为更危险介质的；c)停用超过1年再启用的；d)年度检查结论要求进行全面检验的；e)所在地发生滑坡、泥石流等地质灾害的；f)有重大改造修理的；g)出现其他可能影响管道安全运行的重大隐患的。33.1.6全面检验前检验机构应制定检验方案。对于GB1-Ⅲ级次高压燃气管道还应该制定合于使用评价方案。全面检验方案、合于使用评价方案应征求使用单位的意见，经检验机构和评价机构授权的技术负责人审批。3.1.7从事全面检验与合于使用评价的人员必须严格按照批准后的方案进行全面检验与合于使用评价工作。全面检验、合于使用评价过程中根据实际情况需作调整时，必须经检验机构、评价机构授权的技术负责人审查批准。3.2技术资料使用单位（管道产权单位或实际管理单位）应收集公用燃气管道技术资料、建立建全技术档案，不断完善、更新技术资料。技术资料和档案应当包括但不限于以下内容。3.2.1设计资料设计单位资质证明、设计及安装说明书、设计图样、强度计算书等。包括管道预可研设计、初步设计、施工图（管道纵断面图）设计阶段的资料。3.2.2安装资料安装单位资质证明、竣工验收资料。包含管道组成件、附属设施、管道支承件的质量证明文件，阀门压力试验报告，管道施焊记录，无损检测、防腐检测、吹扫、耐压试验、泄漏试验报告，阴保施工文件，管道安装监督检验证书及安装环境等资料。3.2.3改造或者重大修理资料施工方案和竣工资料，以及有关安全技术规范要求的改造、重大修理监督检验证书、验收报告。3.2.4使用管理资料使用管理资料应当包括以下内容：a)压力管道台帐，应包含管道名称、编号、建造时间及设计年限、材料、规格、铺设方式、位置、走向分布、长度、管件形式及数量、改建及扩建、年度检查及全面检验等信息；b)路由图，包含主路、起点、终点、检测点分布等信息；c)运行记录、运行条件变化情况、运行中出现异常以及相应处理情况的记录。包括输送介质压力、电法保护运行记录、阴极保护系统故障记录，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，管线周围的其他施工活动，管道的电法保护日常检查记录；d)附属仪表维护保养记录；e)防腐、阴保检查状况记录；f)输送介质的腐蚀特性，介质成分分析报告；g)安全附件和安全保护装置校验、检修、更换记录和相关报告；h)检验、检查资料：安全附件以及仪表的校验、检定资料，定期检验周期内的年度检查报告和上次的全面检验报告。3.2.5敷设环境资料管道敷设环境条件记录，与其他管网工程的交叉情况的记录和说明。包括管道与其他建（构）筑物的净距以及管道上方占压变化情况、与其他管道伴行或交叉敷设情况、温度及湿度状况、有害生物活动及植物分布情况。43.2.6第三方破坏情况资料使用过程中管道在外力或不受控不可抗拒条件下发生的破坏情况的记录、说明，以及破坏对管道的影响分析报告，会议记录等资料。包括管道上方第三方施工活动情况、地质条件等信息。3.2.7问题处理资料管道损伤、管网破坏、管道泄漏或爆燃事故处理记录、事故分析及其处理报告。3.3信息化管理3.3.1数字化要求使用单位（管道产权单位或实际管理单位）应将管网工程建造、维护改造及检验检测资料数字化，建立动态管理系统，及时更新施工质量和管材缺陷、管道腐蚀、外力损伤、违章开挖、野蛮施工、地基沉降、气源更换、气候条件等信息，达到可实时查阅、共享、更新、信息化的要求。3.3.2信息化要求使用单位应建立地理信息系统（GIS），及时更新管道数据，不断完善和修正系统，保证管网信息的完整性、准确性。使用单位宜建立管道完整性管理信息系统（PIMS）和燃气管线巡检与监护综合管理系统，逐步量化各项数据，提高管理和巡检工作的有效性，降低管网运行风险。3.4检验机构3.4.1依照本细则承担管道全面检验的检验机构，应当具有国家市场监督管理总局核准的公用管道定期检验资质（DD2）。3.4.2承担高压燃气管道内检测的检验机构，应当具有国家市场监督管理总局核准的长输管道定期检验资质（DD1）。3.4.3承担管道合于使用评价的机构需具备管道应力分析计算、管道结构完整性的缺陷剩余强度评估与超标缺陷安全评定、管道剩余寿命预测、材料适用性评价的能力。3.4.4承担管道无损检测的机构需取得国家市场监督管理总局核准的相应资质。3.5人员要求3.5.1检验检测人员3.5.1.1使用单位从事公用燃气管道年度检查的人员应经专业培训并具备相关能力；3.5.1.2检验机构从事公用燃气管道年度检查，GB1-Ⅲ级、GB1-Ⅳ级次高压、GB1-Ⅴ级、GB1-Ⅵ级中压燃气管道全面检验的检验人员需持有压力管道检验员或以上资质；3.5.1.3无损检测人员需持有相应资质。3.5.2评价人员3.5.2.1从事风险评价（估）的人员应经专业培训并具备开展基于风险检验的能力；3.5.2.2应力分析、合于使用评价、管道剩余寿命预测及材料适用性评价人员应具有必要的力学、材料、工艺、腐蚀、检验等专业知识和实践经验,熟悉相应专业分析软件，经过专业培训合格，并取得压力管道检验员及以上资质。3.6检验流程5公用燃气钢质管道的基本工作流程如图1所示，公用燃气聚乙烯管道检验流程及项目如图2所示。3.7检验检测方法适用性原则3.7.1通用原则3.7.1.1每一种无损检测方法均有其能力范围和局限性，公用燃气管道检测实施时应充分考虑各种检测方法的适用性、可行性及可靠性。图1公用燃气钢质管道检验流程示意图6图2公用燃气聚乙烯管道检验流程及项目3.7.1.2表面缺陷的无损检测方法一般采用磁粉检测、渗透检测和目视检测。对于铁磁性材料，检测表面或近表面缺陷，应优先采用磁粉检测方法。3.7.1.3可检测管道中任何位置缺陷的无损检测方法包括射线检测、X射线数字成像检测、超声检测、相控阵超声检测。相控阵超声检测具有检测效率高、精度高、实时成像的优点，并对钢质材料和聚乙烯材料和接头进行有效检测，对于检测条件允许的情况下应优先选择。73.7.1.4超声导波可以对管体局部腐蚀进行快速半定量检测，发现异常信号可进一步采用超声检测或其他检测方式进行复查确认。可根据实际精度和检测长度要求选择低频导波或高频导波，根据现场工作条件和环境情况选择采用压电晶片或磁致伸缩探头方式；3.7.1.5能检测管道贯穿性缺陷或整体致密性的无损检测方法为泄漏检测。本细则推荐采用的泄漏检测技术指气体泄漏后的检测（监测）技术，分为直接检测和钻孔检测两种方式。直接泄漏检测方法一般采用激光燃气（甲烷）检测技术（LDL）和超声波气体泄漏检测技术（GTT）。3.7.1.6管中电流法或多频管中电流法（PCM）可通过分析地下管道中电流的变化来确定埋地管道防腐层的状况，可用于钢质埋地管道定位及外腐层检测。3.7.1.7实时动态测量技术（RTK）是全球卫星导航定位技术与数据通信技术相结合的载波相位实时动态差分定位技术，能够实时提供测站点在指定坐标系中的三维定位结果，能够在野外实时得到厘米级定位精度。该项目技术具有很好的野外作业效率，对于公用燃气管道地面管道的定位测量优先选用该项技术。3.7.1.8气体跟踪技术（GTT）利用聚乙烯管道本体和介质可以传导震动信号的原理来探测管道位置，可用于探测聚乙烯埋地管道的方位。本细则推荐采用同时发射多个频率复合震动信号的混频智能机型，且具有混频震动信号量化分析技术、抗干扰能力强的机型。3.7.1.9探地雷达技术（GPR）用于探测聚乙烯管道等聚乙烯管道位置。探地雷达发射天线在地面以宽频带短脉冲的形式向地下发射高频电磁波，入射波在存在介电性差异的两种介质的分界面（地层界面或目的体）产生反射波，接收天线可接收记录反射波的波形、振幅及到达时刻（双程走时），并以雷达图像的方式显示探测结果，根据测量的双程走时和波速计算出目标体深度，连续测量剖面各点的反射波形成雷达图像。本细则推荐在管道敷设环境较为平整、地下管道网工程相对简单的条件下使用此技术探测定位聚乙烯管道位置信息。3.7.2缺陷类型与检测方法适用性3.7.2.1本文件涉及的主要检测方法有：VT-目视检测；PT-渗透检测；MT-磁粉检测；RT-射线检测；DR-X射线数字成像检测；UTA-超声检测（斜入射）；UTS-超声检测（直入射）；TOFD-衍射时差法超声检测；UTG-超声波测厚；GW-导波检测；PCM-多频管中电流法测量防腐层技术；GPR-埋地管道探地雷达技术；GTT-聚乙烯埋地管道位置气体声波振动探测技术；LDL-激光检漏技术。3.7.2.2表1列出了常用检测方法与缺陷类型检测适用性对照情况，本细则接受经验证的其他检测技术，在特定的应用中选择检测方法时，必须考虑所有条件使检测方法具有有效性和可靠性。3.8检验保障3.8.1检验准备工作管道使用单位应当根据TSGD7004-2010、TSGD7003-2010、TSGD7005-2018等安全技术规范的要求做好管道检验前的各项准备工作，使管道处于适合的待检状态，提供安全的检验环境。3.8.2检验辅助工作使用单位应负责检验所需要的辅助工作，并派专人协助检验机构进行全面检验。3.8.3检验协调工作检验检测涉及到市政、居民、相关管网工程单位及其他属地管理单位等需要协调的工作由使用单位负责。8表1缺陷与无损检测方法对照表ADMFL钢制管道●◎◎●○●◎●●●●●◎○●●●●●◎◎●◎◎●○●●◎◎◎◎◎◎○○●●●○●●◎○●聚乙烯管道◎●●●○●◎●●●●●◎◎●●●●◎◎●○●●◎◎◎◎○●●●○●●注：符号含义：——●-在通常情况下，按相应标准规定的无损检测技术都能检测这种缺陷。——◎-在特定条件下，按相应标准规定的特定的无损检测技术将能检测这种缺陷。——○-检测这种缺陷要求专用技术和条件。3.9检验安全3.9.1检验检测机构应当定期对检验检测人员进行检验检测工作安全培训，并且保存培训记录。3.9.2检验检测过程中检验检测人员应在确认现场条件符合检验检测工作要求后方可进行检验检测工作，并认真执行管道使用单位的安全管理规定。3.9.3检验检测实施时使用单位管道安全管理人员、作业和维护等相关人员应当到场协助检验检测工作，及时提供相关资料，负责安全监护，并且提供可靠的联络手段。4年度检查94.1基本要求4.1.1燃气管道使用单位应建立年度检查制度，并严格按照制度要求开展年度检查工作。4.1.2年度检查至少每年1次，进行全面检验的年度可以不进行年度检查。4.1.3承担年度检查的人员应当在全面了解被检管道的使用、管理情况，并且认真调阅管道技术资料和管理资料的基础上，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、管道故障处理记录进行审查，记录审查情况。4.2检查项目及要求4.2.1钢质燃气管道4.2.1.1检查项目和要求4.2.1.1.1资料审查在检查工作开始前，一般应审查下列内容和资料：a)安全管理资料是否符合相关规范要求，包括使用登记证、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等；b)技术档案资料是否符合相关规范要求，包括定期检验报告，必要时还包括设计资料和安装、改造、维修等施工、竣工验收资料等；c)运行状况资料是否符合相关规范要求，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、故障与事故记录等。4.2.1.1.2宏观检查宏观检查应当包括以下内容：a)泄漏检查，主要检查管道穿跨越段、阀门、阀井、法兰、凝水缸、补偿器、调压器、套管等组成件，铸铁管连接接口、管道焊接接头的泄漏情况（对管道采用相应的泄漏检测仪进行泄漏点检测或者地面钻孔检测，必要时对燃气可能泄漏扩散到的地沟、窨井、地下建（构）筑物内进行检查；对次高压燃气压力管道，必要时可以采用声学泄漏检测方法进行远距离泄漏检测）；b)位置与走向检查（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）；c)地面标志检查；d)管道沿线地表环境调查，主要检查管道与其他建（构）筑物或者管道的净距、占压状况、管道裸露、土壤扰动情况等；e)穿、跨越管段检查，主要检查穿越管道锚固墩、套管检查孔的完好情况以及河流冲刷侵蚀情况，跨越管道防腐（保温）层、补偿器完好情况，吊索、支架、管子墩架的变形、腐蚀情况；f)凝水缸检查，主要检查定期排放积水情况，护盖、排水装置的泄漏、腐蚀和堵塞情况；g)阀门、法兰、补偿器等管道元件的检查；h)检查人员认为有必要的其他检查。4.2.1.1.3防腐（保温）层检查防腐（保温）层检查，主要检查入土端与出土端、露管段、阀井内、阀室内管道防腐（保温）层的完好情况。检查人员认为有必要时，可以对风险较高地段管道采用检测设备进行地面不开挖检测。4.2.1.1.4电性能测试（适用于有阴极保护的钢质管道）电性能测试应当包括以下内容：a)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；b)对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。4.2.1.1.5阴极保护系统测试（适用于有阴极保护的钢质管道）阴极保护系统测试应当包括以下内容：a)管道沿线保护电位，测量时应考虑IR降（管道外防腐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）的影响；b)牺牲阳极输出电流、开路电位（当管道保护电位异常时测试）；c)管内电流（当管道保护电位异常时测试）；d)辅助阳极床和牺牲阳极接地电阻（牺牲阳极接地电阻应当在管道保护电位异常时测试）；e)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。4.2.1.1.6壁厚测定利用阀井或者探坑，对重要燃气管道或者有可能产生腐蚀或冲刷减薄的弯头、三通、盲管、管径突变部位以及相邻直管部位进行壁厚抽样测定。4.2.1.1.7介质腐蚀性调查对管输介质成份测试记录进行审查，必要时开展介质腐蚀性调查。4.2.1.1.8安全保护装置检验参照工业管道定期检验有关要求执行，特殊的安全保护装置参照现行相关标准的规定。4.2.1.2检查重点承担年度检查的人员应当根据审查的数据进行综合分析、评价，制定针对性的检验方案，重点对下列管道或者位置进行检查，确定事故容易发生的位置以及事故造成严重后果的位置：a)穿、跨越管道；b)管道出土、入土点、管道分支处、敷设于位置较低点的管道，以及位于排污管下或者其他液体管道下的管道；c)曾经发生过影响管道安全运行的泄漏、较大以上（含较大）事故的管道；d)工作条件苛刻及承受交变载荷的管道；e)存在第三方破坏的管道；f)曾经为非机动车道或者绿化带改为机动车道的、经过空穴（地下室）的管道；g)位于边坡等位置的管道。4.2.2聚乙烯燃气管道4.2.2.1检查项目与要求4.2.2.1.1资料审查资料审查应当包括以下内容：a)安全管理制度和操作规程是否齐全有效；b)相关安全技术规范规定的设计文件、安装竣工图、质量证明文件、监督检验证书及安装、改造、修理资料等是否完整；c)日常巡检、维护、运行记录，定期安全检查记录是否符合要求；d)年度检查、全面检验报告是否齐全，检查、检验报告中所提出的问题是否得到解决；e)是否按照相关要求制定了专项应急预案，并且有演练记录；f)是否对事故、故障以及处理情况进行了记录。g)检查人员应当对管道资料进行审查，本款第a）、b）项的资料，在管道投入使用后的首次年度检查时必须进行审查，以后的年度检查视需要进行审查。4.2.2.1.2宏观检查宏观检查应当包括以下内容：a)管道位置与埋深检查：b)如管道周围地表发生较大变动、管道沉降等情况，应进行管道位置与埋深检查。c)示踪系统检查：d)检查管道上方敷设的示踪线、可探测示踪带、电子标识器等示踪和定位系统的完整性和有效性。e)地面标志检查：检查管道地面标志是否存在缺失、损坏等情况。f)穿、跨越段检查：1)穿越段主要检查管道穿越处保护工程的稳固性、河道变迁、水工保护等情况；2)跨越段采用钢管敷设，主要检查管道防腐（保温）层、补偿器完好情况，吊索、支架、管子墩架的变形、腐蚀情况。当检查人员认为有必要时，应进行壁厚抽查。4.2.2.1.3阀门井（室）检查检查阀门井（室）内有无积水、沉降、泄漏等情况；检查阀门是否出现破损、卡死等情况。4.2.2.1.4敷设环境调查敷设环境调查应当包括以下内容：a)检查管道与其他建（构）筑物的净距以及管道上方占压变化情况；b)与热力管道伴行或交叉敷设时，通过查阅数据资料或实际测量得出聚乙烯燃气管道与热力管道的水平净距或垂直净距。必要时，测试聚乙烯燃气管道外壁温度；c)检查管道周边是否存在白蚁、老鼠啃咬等生物侵害情况；d)检查管道上方是否存在容易对管道造成破坏的榕树、乔木等深根植物；e)检查管道上方是否存在第三方施工活动；f)检查管道沿线是否有地面沉降、冻土、滑坡、断层、洪水等不良地质条件。4.2.2.1.5壁厚测定当检查人员对管道安全状况有怀疑时，应对下列位置管道进行壁厚测定：a)阀门井（室）内存在的裸露管道；b)跨越段钢质管道；c)开挖段管道等应进行壁厚测定；d)测厚点的比例选取由检查人员根据现场实际情况而定。4.2.2.1.6泄漏检测泄露检测应当包括以下内容：a)对管道沿线进行泄漏检测抽查，重点抽查管道阀门井（室）、法兰、调压装置、钢塑转换接头以及距管道比较近的地沟、窖井等部位的泄漏情况；b)对可疑泄漏点应进行进一步精确的定位检测或地面钻孔检测，必要时对燃气可能泄漏扩散到的地沟、窨井、地下建（构）筑物内进行检查；对次高压燃气压力管道，必要时可以采用声学泄漏检测方法进行远距离泄漏检测）；；c)必要时对管道泄漏异常点进行开挖验证。4.2.2.1.7检查重点实施年度检查时，应对下列管道或位置进行重点检查：a)穿越段管道、跨越段钢质管道；b)管道出土、入土端，阀门井（室）、调压装置，管道分支处以及与市政热力、蒸汽等高温管道、排污或其他管道水平净距或垂直净距不满足CJJ63要求的位置；c)高后果区管道；d)埋深不满足设计或验收规范要求的管道；e)曾经发生过影响管道安全运行泄漏和严重事故的管道；f)存在第三方破坏的管道，地质灾害发生比较频繁的管道；g)位于边坡等位置的管道；h)曾经为非机动车道或绿化带改为机动车道的管道；i)有证据表明白蚁活动密集区域的管道；j)经过空穴（地下室）、存在建构筑物占压的管道；k)根系发达植物的周边位置的管道。l)已经发现的其他危险因素的管道。4.3年度检查结论与报告4.3.1结论年度检查工作完成后，检查人员应根据实际情况做出以下检查结论：a)允许使用，检查结果符合有关安全技术规范及其相应标准的规定;b)进行全面检验，发现存在超出有关安全技术规范规定的缺陷，并且不能满足安全使用要求。4.3.2报告年度检查由使用单位自行实施时，按照本细则的检查项目、要求进行记录，并出具年度检查报告，年度检查报告应当由使用单位安全管理负责人或授权的安全管理人员审查批准。5全面检查5.1潜在危险分析5.1.1通用要求全面检验前，应当根据资料分析辨识所有危害管道结构完整性的潜在危险。这些潜在危险主要分为4种危险源类型，即固有因素（制造与安装等原因）、运行过程中与时间有关（腐蚀、老化等原因）的危险源、运行过程中与时间无关（随机或第三方原因）的危险源和其他危害管道安全的潜在危险。5.1.2固有因素固有因素造成的事故主要与管道本身制造质量、安装过程中产生的缺陷有关，该管道投用以来未进行改造和维修，因此管道的固有危险主要有制造和安装过程中产生的缺陷，如焊缝缺陷（裂纹、气孔、夹渣、未焊透等）、防腐层缺陷（制造安装过程中防腐层被碰伤）和管体缺陷等。5.1.3运行过程中与时间有关的危险源与时间有关的危害源主要为腐蚀和老化，包括外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀开裂和表面失效。这些危险源随着时间推移，腐蚀量或老化程度逐渐增大，达到一定的临界尺寸后管道发生失效和破坏。5.1.4运行过程中与时间无关的危险源5.1.4.1与时间无关的危害源主要包括第三方破坏、误操作和自然灾害等；管道的第三方损坏主要指在第三方外力的作用下使管道或设备受到的破坏；误操作主要是由于上岗人员责任心不强，安全意识淡薄，没有认识到严格执行操作规程的重要性。还有部分事故是由于技术人员及工人的业务素质不高所致；自然灾害主要有地震、天气过冷、雷击、暴雨或洪水及土体移动等。5.1.4.2其他危害管道安全的潜在危险。5.2风险评估5.2.1概述管道的风险评估是以诱发管道事故的各种因素为依据，以影响因素发展成危险事故的可能性为条件，以事故后果造成的综合损失为评估指标，对管道的各区段进行评价，以风险值的大小来对管道各区段的安全程度做出综合评价的综合性的管理技术。通过风险评估，能将管道按风险排序，从而将管理重点（包括人力、物力、财力）集中在高风险管道上，同时减少对低风险的管道管理投入，达到在降低风险的同时减少管理成本的目的。5.2.2风险评估的基本要求5.2.2.1检验人员在资料审查分析完成后、定期检验开展前，应按照有关安全技术规范及其相应标准进行风险评估，对风险因子较大（或失效可能性较大）的管段进行开挖验证或管体腐蚀状况的检测评价，在使用单位对缺陷问题整改处理并经检验机构确认后，重新对风险预评估结果进行修正（即风险再评估）。5.2.2.2埋地钢制管道的风险评估报告应至少包括以下方面的内容：a)所评估管道的基本情况概述；b)风险评估所需基本信息的来源；c)管道区段划分；d)失效可能性得分；e)失效后果得分；f)风险值；g)高风险区段的风险来源分析及降低风险的措施；h)风险评估周期5.3检验策略及方案5.3.1检验策略制定检验策略的制定应综合考虑国家法规要求、使用单位管理制度、风险评估结果、安全管理或检验目标、待检管道特征、服役工况和环境条件、检验有效性及资源投入等因素，一般包括以下内容：a)潜在危险及损伤模式；a)检验的时间；b)检验的管道范围；c)检验的项目、方法及比例；d)设定的风险可接受水平；e)管道检验前的风险水平；f)实施检验后预期可达到的风险水平。5.3.2检验方案制定原则检验方案须根据管道使用情况、损伤机理及失效模式，以及历次定期检验发现的缺陷，分析可能存在的问题，确定检验检测的重点、针对性的检测方法，同时应参考风险评估结果制定具有针对性的检验方案。应符合以下要求：a)确定检验项目时，应选择检验管段对主要损伤模式及缺乏历史数据的重要项目开展检测，应重点关注可能造成管道立即失效的历史问题及与时间相关的风险因素；b)选择适当的检验方法，且应保证被选用的检验方法的检验有效性能够满足检验目标要求；c)应根据各种检测方法的局限性，对检测难点提出有效的质量控制措施。必要时，应组合多种检测技术进行综合检测；d)检验方案至少包括以下内容：1)燃气管道基本情况及检验范围；2)依据规范、标准；3)参与人员要求与分工；4)检验需配备的仪器设备及工具；5)检验流程；6)检验项目、内容、检测方法、检测比例或数量等；7)记录与报告要求；8)管道使用单位配合项目；9)安全要求。5.4检验实施5.4.1钢质燃气管道5.4.1.1直接检测方法5.4.1.1.1内腐蚀直接检测管道内腐蚀直接检测应当在凝析烃、凝析水、沉淀物最有可能聚集之处进行局部内腐蚀检测，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时，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：a)预评价：预评价步骤包括收集历史数据和当前数据，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；b)间接检测：该步骤主要采用流体模拟结果，预测可能发生腐蚀的管道区域，并且对腐蚀程度进行预测；c)直接检查：对预评价和间接检测两个过程发现的可能产生的腐蚀点进行检查，可以采用管道本体腐蚀检测技术，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（0.6处/km至1.5处/km开挖后用漏磁检测技术、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直接检验，必要时还应进行埋地管段焊缝无损检测；d)后期评价：该步骤包括分析（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。5.4.1.1.2外腐蚀直接检测外腐蚀直接检测的具体项目为一般性宏观检测、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、开挖直接检验等。根据检验检测结果，依据GB/T19285中7.3.5条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：a)一般性宏观检测：1)泄漏检查：主要检查管道穿跨越段、阀门、阀井、法兰、凝水缸、补偿器、调压器、套管等组成件，铸铁管连接接口、聚乙烯管道熔接接口（含钢塑转换接口）的泄漏情况（对管道采用相应的泄漏检测仪进行泄漏点检测或者地面钻孔检测，必要时对燃气可能泄漏扩散到的地沟、窨井、地下建（构）筑物内进行检查；2)位置与走向检查（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3)地面标志检查，主要检查标志桩、测试桩、里程桩、标志牌（简称三桩一牌）以及锚固礅、围栏等外观完好情况、丢失情况；4)管道沿线地表环境调查，主要检查管道与其他建（构）筑物或者管道的净距、占压状况、管道裸露、土壤扰动情况等；地下燃气管道与建筑物、构筑物或相邻管道之间的水平和垂直净距参照GB50028第6.3.3条规定；5)穿、跨越管段检查，主要检查穿越管道锚固墩、套管检查孔的完好情况以及河流冲刷侵蚀情况，跨越管道防腐（保温）层、补偿器完好情况，吊索、支架、管子墩架的变形、腐蚀情况；6)凝水缸检查，主要检查定期排放积水情况，护盖、排水装置的泄漏、腐蚀和堵塞情况；7)阀门、法兰、补偿器等管道元件的检查；8)检查人员认为有必要的其他检查。b)管线敷设环境调查：1)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。2)对可能存在大气腐蚀环境的跨越段与裸露管段，应当按照相应国家标准或者行业标准的规定进行大气腐蚀性调查。3)环境腐蚀性检测：根据管道经过地区土壤类型选择有代表性的位置测试土壤腐蚀性，当地物地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；若需要测试时，土壤腐蚀性调查应包括土壤电阻率、管道自然腐蚀电位、氧化还原电位、土壤pH值、土壤质地、土壤含水率、土壤含盐量、土壤Cl-含量等8个参数的测试，再根据上述8个参数的评价分数按照相应标准分为4个评价等级。4)进行杂散电流测试时，特别需要注意有轨道交通、并行电缆线、以及其他易产生杂散电流的地方，杂散电流的测试数量依据干扰源的数量确定。c)防腐（保温）层状况不开挖检测：1)对防腐（保温）层与腐蚀活性区域采用不开挖检测方法进行检测，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。检测过程中至少选择两种相互补充的检测方法；2)外防腐层状况不开挖检测评价可采用外防腐层电阻率（Rg值）、电流衰减率（Y值）、破损点密度（P值）等不开挖检测指标进行分析评价，评价指标见表2、3、4。d)管道阴极保护有效性检测1)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；1234表3外防腐层电流衰减率Y值（dB/m）分级评价1234Y≤0.0130.013＜Y≤0.060.06＜Y≤0.129Y＞0.129Y≤0.020.02＜Y≤0.0720.072＜Y≤0.158Y＞0.158Y＜0.0210.021＜Y≤0.0780.078＜Y≤0.2Y＞0.2Y≤0.080.08＜Y≤0.110.11＜Y≤0.2Y＞0.2Y≤0.0930.093＜Y≤0.1290.129＜Y≤0.216Y＞0.216Y≤0.110.11＜Y≤0.150.15＜Y≤0.23Y＞0.23Y≤0.1120.112＜Y≤0.1580.158＜Y≤0.24Y＞0.24Y≤0.1140.114＜Y≤0.20.2＜Y≤0.28Y＞0.28Y≤0.150.15＜Y≤0.240.24＜Y≤0.3Y＞0.3表4外防腐层破损点密度P值（处／100m）分级评价12342)测试桩状况检测，检查测试桩设置及完好状况，测试桩是否符合相关标准和规范的要求，是否存在漏电现象。采用参比电极的方法抽查管地电位是否满足标准要求；3)阴极保护系统运行状况检查，检查阴极保护的日常保护度、保护率、运行状况；4)阴极保护系统效果检测，采用DCVG/CIPS测试方法对管道的阴保系统的有效性进行检测时，根据检测结果按照下列公式（1）、（2）、（3）计算保护率、保护度、运行率。阴极保护有效性评价指标如表5和表6所示。式中：G1——未施加阴极保护检查片的失重（精度0.1mg单位为克（gS1——未施加阴极保护检查片的裸露面积（精度0.01cm2单位为平方厘米（cm2G2——施加阴极保护检查片的失重（精度0.1mg单位为克（gS2——施加阴极保护检查片的裸露面积（精度0.01cm2单位为平方厘米（cm2表5外加电流阴极保护评价指标表6牺牲阳极保护评价指标e)开挖直接检验：1)腐蚀防护系统质量等级的确定应根据外防腐层状况、阴极保护有效性、腐蚀环境、排流保护效果检测评价结果进行腐蚀防护系统综合评价。评价级别分为4级，见表7所示。表7埋地钢质管道腐蚀防护系统分级12342)开挖点确定原则开挖点数量的确定原则见表8。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，风险较高的管段，使用中发生过泄漏、第三方破坏的位置。表8开挖点数量确定原则12343)开挖直接检验的方法和内容.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；.防腐（保温）层检查和探坑处管地电位测试，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；.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；.阀井（室）、调压站（室）内管道以及阀体检查；.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，也可采用国家市场监督管理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，以及检验人员认为有必要时，可以对管道对接环焊缝、管道碰口与连头、管道螺旋焊缝或者对接直焊缝以及焊缝返修处等部位进行无损检测。f)穿、跨越段检查：1)应当对穿越段进行重点检查或者检测；2)对跨越管道的检查参照工业管道定期检验的有关要求进行，并且按照相应国家标准或者行业标准对跨越段附属设施进行检查。g)其他位置的无损检测：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。h)理化检验：1)对有可能发生湿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年并且进行过与腐蚀、劣化、焊接缺陷有关的修理改造的GB1-Ⅲ级次高压燃气压力管道，一般应当进行管道理化检验；2)理化检验包括化学成份分析、硬度测试、力学性能测试、金相分析。i)化学成份分析：1)对材料状况不明的管道，应当分析其化学成份，分析部位包括母材、焊缝；2)测试的化学成分应包括C、Si、S、P、Mn五大元素，若有必要可加做Ni、Cr、Cu、Mo、V等元素，可计算碳当量，考察冷裂倾向，测试部位应包括母材和焊缝。j)硬度测试：1)对于可能发生湿H2S腐蚀的管道，应当进行焊接接头的硬度测试。硬度测试部位包括母材、焊缝与热影响区；2)硬度测试应当符合以下要求：.对输送含湿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）；.碳钢管的焊缝硬度值不宜超过母材最高硬度的120%；.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。k)力学性能测试：l)金相分析5.4.2聚乙烯燃气管道5.4.2.1检验步骤全面检验前，检验机构应当对提交和收集的以下资料进行审查、分析：a)设计图纸、文件；b)管道元件产品质量证明资料；c)安装竣工验收资料，安装监督检验证明文件；d)管道使用登记证；e)管道运行记录，包括输送介质压力记录，管道修理或改造的资料，管道事故资料，管道各类保；f)护措施的使用记录，管道周围的其他施工活动，输送介质分析报告；g)运行周期内的年度检查报告；h)上一次全面检验报告；i)检验人员认为全面检验所需要的其他资料。注：本条第a）、b）、c）款在管道投用后首次全面检验时必须审查，在以后的全面检验中可以根据需要查阅。5.4.2.2宏观检验5.4.2.2.1主要检查内容如下：a)位置与埋深检查：应结合管道资料情况，检查管道的位置、走向、埋深；b)管线敷设环境检查：主要检查管道与其他建（构）筑物、植被或者管道的净距、占压状况、管道裸露、土壤扰动等情况；c)穿越管道检查：主要检查穿越管道河流冲刷变迁情况，保护设施稳固性，套管检查孔的完好情况等；d)地面设施检查：标志桩、标志牌（贴）、阀门井、放散管等的完好情况；e)检验人员认为有必要的其他检查。5.4.2.2.2宏观检验重点部位根据相关的数据及资料审查情况进行分析，确定管线宏观检查的主要位置，重点对下列管道进行宏观检查：a)穿越段管道；b)管道出土、入土点、阀井、管道分叉处、位于热力管附近、排污管下或其他液体管道下方的燃气管道；c)影响管道安全运行，曾经发生过严重泄漏和严重事故的管道；d)工作条件苛刻及承受交变载荷的管道；e)存在第三方破坏的管道；f)曾经为非机动车道或者绿化带改为机动车道的、经过空穴（地下室）的管道；g)位于边坡、地质不稳等位置的管道；h)风险等级较高以上的位置管道；i)检验人员认为其他重要的管道。5.4.2.3管道位置、埋深及走向检查对管道位置、埋深及走向的检查可采用以下方法：a)结合管道设计图、竣工图、管道动态监测系统或管道地理信息系统（GIS），可选择采用示踪线（带）电磁波探测法、探地雷达法、管道声学定位探测法、电子标识器定位法、静电力探测法等方法检查管道位置、埋深及走向。具体见附录C。b)对于示踪线（带）电连续性能完好的，利用信号源井、阀门井或测试桩，采用金属管线探测仪进行检查；对于示踪线（带）已损坏或未敷设、示踪线（带）完好但没有预留出露点的管道，采用地质雷达探测法、管道声学定位探测法或静电力探测法进行检查。c)对于随管敷设电子标识器的管道，采用电子标识器定位法进行检查。d)利用示踪线（带）或电子标识器检测时，可选择部份管点同时采用地质雷达探测法、管道声学定位探测法或静电力探测法进行检查，以验证示踪线（带）或电子标识器敷设的准确性。5.4.2.4泄漏检测5.4.2.4.1应对聚乙烯燃气管道沿线、阀井等进行泄漏检测；必要时对燃气可能泄漏扩散到的地沟、窨井、地下构筑物内进行检测；对疑似泄漏点可进行地面钻孔检测。5.4.2.4.2钻孔泄漏检查可按照一定的比例选择检查点，检查点推荐数量见表9。检查点的选取应结合资料调查、沿线地表环境调查和地面泄漏检查中情况，重点选择：a)钢塑转换接头处；b)管道附近的深根植物的根部处；c)管道附近有第三方施工活动或破坏处；d)有地面沉降、冻土、滑坡、断层、洪水等不良地质条件影响处；e)可能存在白蚁、老鼠等生物侵害处；f)使用中发生过泄漏处表9钻孔泄漏检查点推荐数量212111注：钻孔泄漏检查点数量可结合实际情况，由检验机构和5.4.2.5直接检验5.4.2.5.1检查内容直接检验包括不开挖直接检验和开挖直接检验。不开挖直接检验通过阀井（室）的露管段进行。抽查比例不少于10%，且在下次全面检验周期内，应覆盖全部阀门井（室）。主要检查内容：a)管道埋深；b)示踪线（带）警示带的敷设质量；c)有无露管现象，若有，应检查露管表面有无鼓胀、气泡、槽痕或凹痕等缺陷，有无老化降解（如表面粉化）等迹象；d)钢塑转换接头的质量状况。e)开挖直接检验的项目有管道敷设质量检查和管体状况检验。5.4.2.5.2开挖点确定原则通过前期的资料审查、风险评估结果，结合宏观检查的情况，确定管线的开挖位置，开挖位置的选取应重点考虑以下因素：a)管道敷设环境温度超过30℃的；b)管道运行时间达到30年以上的；c)管道周边环境发生变化，造成管道与其他建（构）筑物或与热力管道的净距不足的；d)检验发现泄漏、第三方破坏等存在较大风险的；e)地下钢塑连接焊口位置；f)风险等级较高的位置；g)存在深根植物破坏或管道上方的植被异常枯死的位置；h)沿线有地面沉降、冻土、滑坡、断层、洪水等不良地质条件的。5.4.2.5.3开挖点数量的确定结合风险辨识与宏观检验的结果，开挖点数量不低于TSGD7004-2010表B-1的要求。可根据实际检测结果以确定是否需进一步增加抽查检测数量。如果管道或管段存在下列情况之一的，原则上应增加开挖数量：a)埋设管道地下环境温度月平均气温超过30℃的；b)管道运行时间达到30年以上的；c)管道周边环境发生变化，不符合相应标准要求的；d)发生过泄漏、沉降和第三方破坏的；e)管道风险等级较高的；f)首次检验的；g)管材表面存在划伤深度超过壁厚的10%或超过4mm的；h)当实际检测发现有较严重问题时，宜适当增加。5.4.2.5.4开挖的基本要求开挖时，应符合以下要求：a)将缺陷完整暴露或暴露到能够准确判断缺陷的性质和范围为止，其悬空裸露长度应符合管道运行安全要求；b)探坑的大小应适合检验人员下坑实施检验，并满足安全要求；c)开挖时，应保持土层顺序，检验后按土层顺序分层回填，重新埋设示踪线（带）等管道标识。5.4.2.5.5管道敷设质量检查按照GB50028、CJJ33和CJJ63的要求，检查管道的敷设质量。主要检查以下方面：a)管道埋设的最小覆土厚度（地面至管顶）应符合GB50028的规定；b)管道开挖时应检查示踪装置有无断裂失效、腐蚀等导致示踪装置失效的情况；c)管基质量：主要检查管基的密实度；有无废旧构筑物、硬石等容易损伤管道的杂物；管沟回填土的质量等。d)检查管道是否存在白蚁、老鼠等生物侵害情况；e)测量开挖点管道敷设环境温度。f)管道与热力管道之间的水平净距和垂直净距，不应小于表10和表11的规定。g)附属设备的检查：阀门、法兰、钢塑接头等设施的情况。表10管道与热力管道之间的水平净距BAB表11管道与热力管道之间的垂直净距5.4.2.5.6管体状况检验管体状况检验主要进行：a)检查管道表面质量：管道表面有无鼓胀、气泡、槽痕或凹痕等缺陷，管道有无老化降解（如表面粉化）等迹象，钢塑转换接头的质量状况；b)壁厚测量：采用超声波测厚方法在管体上进行壁厚测量。测厚位置为上、下、左、右4处，测量值应符合GB15558.1～3的要求。测量时，注意声速的校准；c)存在焊接接头时，对开挖处管道的焊接接头进行宏观检查，必要时进行无损检测，宏观检查方法和要求按TSGD2002-2006进行，电熔接头超声检测按GB/T29461-2012，超声相控阵检测按照NB/T47013.15-2021附录A进行，缺陷的验证检测优先采用X射线数字成像检测。d)检测发现焊接接头存在外观不良、裂纹、夹杂、冷焊、过焊、电阻丝错位等不允许缺陷时应扩大检测范围。5.4.2.6管道性能试验和性能等级评定5.4.2.6.1试验项目管道性能试验项目有：静液压强度、断裂伸长率、耐慢速裂纹增长和氧化诱导时间等。具体的试验项目由检验机构和使用单位协商确定。5.4.2.6.2取样管段选择取样进行性能试验时，宜优先选择符合下列条件之一的管段：a)有可能发生材质劣化的；b)管道敷设环境温度超过40℃的；c)压力管道元件无制造监督检验报告的；d)材料状况不明或未经安装监检的（首次全面检验）；e)使用年限超过20年的。5.4.2.6.3取样要求样品的尺寸和数量应符合附录D中相关试验标准的规定。仅做氧化诱导时间试验时，可从管道外表面取样。取样厚度不应超过管材壁厚的10%，以免影响管体强度。5.4.2.6.4管道性能试验和性能等级评定在开挖点取样进行性能试验时，应优先选择符合下列条件之一的管道：a)对有可能发生材质劣化；b)管道地下敷设环境温度超过40℃;c)压力管道元件未经制造监检的；d)使用年限已经超过10年的；e)材料状况不明或者未经安装监检的管道。f)管道性能试验和性能等级评定按照附录D执行。5.4.2.7剩余寿命预测对检测发现存在材料老化等与时间有关问题的聚乙烯燃气管道，应当考虑管道投用时间、运行压力、管道老化程度，建立管道材料老化裂化变化的预测模型，对管道进行剩余寿命预测，根据寿命预测结果，确定下次检验时间。管道的剩余寿命预测可参照附录E进行。5.4.3安全保护装置检验按TSGD7005的有关要求执行，特殊的安全保护装置宜按现行相关标准的规定。安全附件与仪表检验应当包括以下主要内容：a)安全阀是否在校验有效期内；b)爆破片装置是否按期更换；c)紧急切断阀是否完好；d)压力表是否在检定有效期内（适用于有检定要求的压力表）。5.5检验问题及处理意见5.5.1年度检查、全面检验报告有问题处理要求时，使用单位应当及时采取措施进行处理。5.5.2检验中未发现问题，可向使用单位出具《检验意见通知书（1）》；检验中发现的一般问题，应通过联络单的方式及时通知使用单位；对于发现的重大安全隐患和超标缺陷，应向使用单位及时出具《检验意见通知书（2）》，并向管道所在地的市场监督管理部门报告。联络单、检验意见通知书格式见附录G。5.5.3使用单位应当对全面检验中发现的一般问题，应制定整改计划和措施，择机进行处理；对于超标缺陷应立即进行修复，或者采取降压运行的措施；使用单位处理完成并且经过检验机构确认后，检验机构再正式出具全面检验报告。5.5.4超标缺陷修复前，使用单位应当制订修复方案，超标缺陷的修复应当按照有关要求进行，相关文件记录应当存档。5.5.5使用单位对管道采取相应的修复或采取降压措施，并且经评价机构确认后，评价机构应当重新对风险预评估结果进行修正（即风险再评估）。5.6耐压（压力）试验5.6.1耐压（压力）试验要求5.6.1.1耐压（压力）试验由管道使用单位负责实施，检验机构负责检验。5.6.1.2检验机构应结合管道的实际情况，制定专门的耐压（压力）试验方案。5.6.1.3耐压（压力）试验应符合CJJ33的相关规定要求，试验参数以本次定期检验确定的允许（监控）使用参数为基础计算。5.6.2耐压（压力）试验管段选择原则5.6.2.1有可能发生材质劣化或材料状况不明的。5.6.2.2管道敷设环境温度超过40℃的。5.6.2.3压力管道元件无制造监督检验报告或未经安装监检。5.6.2.4使用年限超过30年的。5.6.2.5直接检验无法实施的。5.7风险再评估当出现下列情况之一时,应对所评估的埋地钢质管道重新进行风险评估：a)采取降低风险措施；b)上次风险评估周期到期；c)管道进行重大修理改造；d)管道站场的设备进行重大修理改造；e)操作工况发生重大变化；f)管道所属业主的管理制度发生重大变化；g)沿线环境发生重大变化；h)下游用户发生重大变化。6综合评定及检验周期6.1钢质燃气管道外损伤综合评价及检验周期6.1.1一般要求6.1.1.1外损伤检验与合于使用评价完成后，应对埋地钢质管道区段进行外损伤综合评价，为制定管道外损伤问题的处理提供依据。6.1.1.2在外损伤检验评价报告中应明确许用参数、下次检验日期。当有管道外损伤问题时应明确处理措施。6.1.1.3问题处理措施实施后，应对管道的数据资料进行更新，并由合于使用评价机构对管道进行风险再评估。6.1.2外损伤综合评价6.1.2.11级:管道安全质量符合有关法规和标准要求，满足设计条件下在6年的检验周期内能安全使6.1.2.22级：管道安全质量符合有关法規和标准要求，但腐蚀防护系统或管道本体存在某些不符合有关规范和标准的问题或缺陷，经合于使用评价，结论为满足设计条件下在3年~6年的检验周期内能安全使用；6.1.2.33级:管道安全质量符合有关法规和标准要求，但腐蚀防护系统或管道本体存在某些不符合有关规范和标准的问题或缺陷，经合于使用评价，结论为满足设计条件下在1年~3年检验周期内在限定的条件下安全使用；6.1.2.44级：管道系统外损伤缺陷严重，不能满足设计要求，管道不能安全运行，使用单位应立即釆取重大维修措施。6.1.3管道本体评价等级6.1.3.1经合于使用评价能安全使用6年以上（含6年）的，管道本体评价等级为1级。6.1.3.2经合于使用评价6年内能安全使用的，管道本体评价等级为2级。6.1.3.3经合于使用评价3年内能安全使用的，管道本体评价等级为3级。6.1.3.4存在无法通过安全评定的外损伤缺陷，管道本体评价等级为4级。6.1.4管道外损伤综合评价等级依据腐蚀防护系统评价、管道本体评价等级进行评级，见表12。表12管道外损伤综合评价等级1234112342223433334433446.2在役聚乙烯管道安全状况综合评价等级及检验周期6.2.1管道的安全状况等级综合评定依据管道性能等级和风险评估等级确定，按表13分为四个等级。管体安全状况等级评定按照第7.2.5条进行；风险评估等级按照第6.2条风险评估结果确定。6.2.2管道不同的综合评级对应不同的使用限制条件6.2.2.11级：检验结论为符合要求，实施正常的维护管理，可以继续运行。6.2.2.22级：检验结论为符合要求，可以继续运行，应根据提出的降低风险建议，制定并落实维护管理措施。否则应在一年内停止使用。6.2.2.33级：检验结论为基本符合要求，有条件的监控使用，应立即根据提出的降低风险建议，采取降低风险措施。否则应立即停止使用。6.2.2.44级：检验结论为不符合要求，不得继续使用。表13管道安全状况综合评定表112342223433334444446.2.3检验周期的确定检验结束后，检验人员应当根据全面检验情况，明确许用参数和下次全面检验时间。管道的下次全面检验时间应按表14根据管道的安全状况综合评定等级确定。表14全面检验最大时间间隔12346.2.4检验周期的缩短有下列情况之一的管道，定期检验周期应当适当缩短：a)介质或环境对管道材料的影响情况不明或者材质劣化情况异常的；a)发生泄漏、第三方破坏频繁的；b)材质劣化现象比较明显的；c)使用单位没有按照规定进行年度检查的；d)检验中对其他影响安全的因素有怀疑的。6.2.5管体安全状况等级评定6.2.5.1要求在检验与评价完成之后，根据检验与评价结果，管道安全状况等级的确定主要从管道位置或结构、管道组成件材质、管道减薄情况、裂纹、焊接缺陷、管道组成件缺陷、附属设施、管道压力试验或泄漏性试验等方面进行评定。6.2.5.2管道位置或结构缺陷6.2.5.2.1位置不当当聚乙烯燃气管道与其他管道或建构筑物之间存在碰撞或摩擦的，应及时进行调整，调整后符合安全技术规范的，不影响定级；否则，应根据缺陷程度定为3级或4级；管道位置不符合相关要求和规范的，应及时进行调整；受条件限制无法调整的，应根据具体情况定为2级或3级，如对管道安全运行影响较大，应定为4级。6.2.5.2.2不合理结构当燃气聚乙烯管道有不符合安全技术规范或者设计、安装标准的不合理结构时，应进行调整或修复，调整或修复完好后，不影响定级；如一时无法进行调整或修复，对于不承受明显交变载荷并且经全面检验未发现新生缺陷（不包括正常的均匀腐蚀）的，可定为2级或3级；否则，应对管道进行安全评定，经安全评定确认不影响安全使用的，则可定为2级，反之则可定为3级或4级。6.2.5.2.3管道组成件材质管道组成件材质，要符合设计和使用要求，若与原设计不符，材质不明或材质劣化，则会影响管道的安全运行，其管道组成件材质缺陷安全状况等级划分如下：a)材质与原设计不符如果材质清楚，强度等性能校核合格，在使用中未发生安全问题，经检验可以满足使用要求，则不影响定级；否则定为4级。b)材质不明材质不明，一般要进行材质检验，确定材质类别。如果满足使用要求，可定为2级或3级；经检验确认不符合使用要求，则定为4级。c)材质劣化和损伤1)在对管道进行理化检验时，发现材质劣化、损伤，如管材外观缺陷（气泡、划伤、凹陷、杂质、颜色不均）、老化降解与疲劳损伤，应根据其劣化程度进行安全状况等级评定，凡各种原因出现裂纹的管道应定为4级判废：2)管材外观存在缺陷，经检验及修复，能够满足使用要求，根据使用情况可定为2级或3级；否则定为4级。3)材料老化降解，但不影响使用要求的，根据使用情况可定为3级；老化降解严重时，则4)对蠕变损伤，当存在蠕变孔洞时，可定为3级；当存在蠕变裂纹时，评为4级。5)管道存在疲劳损伤的，经检验不影响使用要求时，评为3级；若存在裂纹，则评为4级。d)钢塑转换接头的腐蚀缺陷燃气立管一般为金属管，要用钢塑转换接头与聚乙烯管道在地下连接，因此要注意防腐。经检验存在腐蚀，但在下一个检验周期内不影响使用，可定为3级；否则定为4级。6.2.5.2.4管道减薄情况管道在埋地环境中会受到管周介质的摩擦、土壤腐蚀等，造成管道的减薄。在进行检验时，对减薄处要进行强度校核。聚乙烯焊制管件的壁厚应不小于对应连接管材壁厚的1.2倍。管道减薄情况分为全面减薄和局部减薄：a)全面减薄管子或管件经过长期的使用，受周围环境影响，管道壁厚会整体减薄，降低管道的承载能力。参照GB15558.1进行耐压强度校验，校核通过的，则不影响管道定级；如果管道不能通过耐压强度校验，则定为4级。b)局部减薄受腐蚀、冲刷、机械损伤、管周坚硬物等影响，造成管道局部变薄。若局部减薄在制造或验收规范所允许范围内，则不影响定级；否则根据情况定为3级或4级。6.2.5.2.5裂纹若管道组成件的内外表面或管壁中存在裂纹，则定为4级。6.2.5.2.6焊接缺陷燃气聚乙烯管道材、管件的连接一般采用热熔对接或电熔连接，焊接温度、压力、时间、周围环境等与焊接质量有很大关联。根据试验情况，焊接缺陷的安全状况评定如下：a)未熔合焊接接头受热不足、套筒与管材间隙过大等，造成未熔合。在电熔管件的承插端口尺寸和公差满足GB15558.2规定的前提下：当冷焊程度h≥30%时，不可接受定为4级；否则根据情况定为2级或3级。b)熔合面夹杂焊口附近的泥土、油污等清理不干净，会造成焊接接口的夹杂情况。当与内冷焊区贯通的夹杂缺陷超过3根电阻丝间距长度或熔合面完好区域的长度小于GB15558.2中规定的熔合区的标称长度，则不可接受定为4级；否则根据夹杂情况定为2级或3级。c)孔洞管材中含有的炭黑具有吸湿作用，如果水分过多，会产生孔洞。单个孔洞缺陷计算尺寸W/Lw>10%，组合孔洞缺陷计算尺寸W/Lw>20%或内冷焊区贯通的孔洞定为4级；否则，根据孔洞情况定为2级或3级。W—孔洞缺陷在熔合面上投影的轴向长度，单位为毫米（mmLw—电熔接头单边熔合区长度，单位为毫米（mm）。d)结构畸变燃气聚乙烯管道结构畸变主要是电阻丝错位。错位量超过电阻丝间距、相邻电阻丝间存在连贯性孔洞或相互接触的电阻丝错位，是不可接受的定为4级；否则，根据错位情况定为2级或3级。e)焊缝过短焊缝过短接头表现形式为卷边过大。卷边底部若有杂质、小孔、偏移或损坏，则不合格定为4级；当有开裂、裂缝缺陷时，也不合格定为4级；当卷边宽度B=0.35~0.45T，卷边高度L=0.2~0.25T，处于可接受范围，安全状况等级可定为2级或3级。其中e为管材壁厚，并且实际值应不超过规定值的±20%。6.2.5.2.7管道组成件缺陷管道组成件缺陷的安全状况等级按以下要求评定：a)管子表面的皱褶和重皮，应打磨消除，打磨凹坑按2.3.3管道减薄的规定进行定级。b)管子的碰伤，应打磨消除，打磨凹坑按2.3.3管道减薄的规定进行定级；其它管道组成件的碰伤，不影响管道安全使用的，则可定为2级；反之则可定为3级或4级。c)管道组成件的变形，不影响管道安全使用的，则可定为2级；反之则可定为3级或4级。6.2.5.2.8附属设施管道坡向凝水缸的坡度不满足设计要求，应进行调整，不影响使用，则可定为2级，否则，定为3级或4级；安全保护装置损坏时，应更换，更换后不影响定级；否则定为4级。6.2.5.2.9管道压力试验或泄漏性试验管道压力试验或泄漏性试验不合格，属于本身原因的，定为4级。7检验报告7.1管道的定期检验报告（包括年度检查报告,全面检验报告，合于使用评价报告）的格式分别见附录H、附录I、附录J。根据检验类别，选用报告目录、结论报告及其附件的格式。对于单一钢质或聚乙烯燃气管道可分段或单独出具报告；对于钢质和聚乙烯连接的燃气管道，按照管网系统整体出具报告。7.2检验人员应当根据全面检验情况和所进行的全面检验项目，准确填写全面检验记录，及时出具全面检验报告。GB1-Ⅳ级次高压燃气管道、GB1-V级和GB1-VI中压燃气管道应当在全面检验报告中明确许用参数、下次全面检验日期等。7.3出具全面检验报告时，应在分项检验结论页后，附各检测项目的单项报告页。7.4GB1-Ⅲ级次高压燃气管道，除出具全面检验报告外，还应当由合于使用评价人员根据全面检验报告和所进行的合于使用评价项目，及时出具合于使用评价报告。合于使用评价报告中应当明确许用参数、下次全面检验日期等。7.5使用单位应当对全面检验、合于使用评价过程中要求进行处理的缺陷，采取修复或者降压运行的措施。检验机构、评价机构可以在出具全面检验报告、使用评价报告前将需要处理缺陷通知使用单位。7.6检验机构、评价机构应当按照特种设备信息化的要求，及时将全面检验、合于使用评价结果输入特种设备有关信息系统。钢质燃气管道风险评估方法A.1风险评估流程图A.1风险评估流程图A.2管道资料审查应对以下资料进行审查：管道(含防腐保温)设计单位资格、设计图纸及有关计算书；安装、监理、监督检验单位及人员资格；竣工验收资料；使用单位巡线、操作、设备维修、规程，人员培训制度等质量管理体系文件和应急预案；管道运行、开停车、介质监测记录；管道隐患监护措施实施情况记录；改造施工记录；巡线记录；故障处理记录；人员培训、考核记录；历次年度检验、全面检验报告和合乎使用评价报告，以及评估人员认为风险评估需要的其他资料。A.3评估方案制定评估机构和评估人员应在评估工作开始前制定评估方案，经评估机构技术负责人或其授权人批准，并与埋地管道使用单位落实。A.4管道区段划分划分管道区段时，首先按照管道压力进行区段划分。在此基础上，对已划分的区段逐步按照管道规格、管道使用年数、管道输送介质的腐蚀性、管道沿线的人口密度、管道沿线土壤的腐蚀性、照管道沿线杂散电流状况、管道外覆盖层状况、管道阴极保护状况、管道沿线土壤工程地质条件、管道沿线附近建筑物的密集程度和重要程度，再次进行区段划分，直至划分完毕。为了综合考虑期望的评价精度和评价费用，可按重要性由低到高的顺序去掉一些段数，直到获得合适的分段数。重复进行此种逐次逼近法，直至使评价费用和精确度达到满意的程度。A.5失效可能性评价A.5.1应当对划分的每个区段进行失效可能性评价。失效可能性评价根据风险评估的目的，采用通用模型或修正模型进行。如果风险评估的目的是为政府安全监察提供技术数据，则采用基本模型。如果风险评估的目的是为企业安全管理提供技术数据，则采用修正模型。如果风险评估的目的是既为政府安全监察提供技术数据，又为企业安全管理提供技术数据，则应同时采用基本模型和修正模型，形成两种风险评估结论。采用修正模型时，应遵循以下原则：a)修正模型应根据企业营运管道所处环境条件的客观实际，在基本模型的架构下调整相关因素的评分权重，或增加所评估管道特有的风险因素，或在基本模型中剔除不影响所评管道各区段风险排序的风险因素；b)采用修正模型时应由熟悉本标准并且具有长期风险评估经验的评估单位在基本模型的基础上确定修正模型；c)修正模型仅适用于其所针对的管道。A.5.2当采用基本模型进行失效可能性评分时，按照GB/T27512附录D规定的评分项及其层次关系、评分的权重和评分细则进行评分，分别确定第三方破坏得