原油、成品油和天然气管道内检测技术手册

管道内检测技术手册管道内检测手册范围本手册规定了原油、成品油和天然气管道内检测、清管与检测实施过程等技术要求。本手册适用于油气管道内检测项目管理。输送其他介质管道可参照执行。规范性引用文件下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，仅所注日期的版本适用于本文件。凡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。GB32167 油气输送管道完整性管理规范GB/T27699 钢质管道内检测技术规范SY/T6825 管道内检测系统的鉴定SY/T6889 管道内检测SY/T6597 油气管道内检测技术规范术语及定义下列术语和定义适用于本标准。三轴高清漏磁检测Tri-axialMagneticfluxleakage传统的漏磁检测技术仅能记录磁场的轴向分量，因此获得的缺陷信息及判定缺陷尺寸能力有限，一般仅能探测金属损失等常规缺陷。三轴高清漏磁检测技术能获得磁场的轴向、环向和径向分量，识别缺陷类型和尺寸判断更为精确，同时具有探测焊缝异常的能力。基线检测baselineinspection管道实施的第一次检测，包括中心线测量、变形检测和金属损失内检测。内检测前清管pipelinecleaning为使管道清洁度达到内检测器运行要求，确保检测质量而进行的一系列清管程序。一般分为两个阶段：第一阶段为测径清管，判断管道通过能力；第二阶段检测清管，直至满足检测要求。管道内检测inlineinspection（ILI）使用内检测器从管道内部进行的管道检测，具有探测管道特征及缺陷，并进行记录和存储的功能，驱动方式一般为无源驱动。也称为智能清管。常见的内检测技术包括几何检测、中心线（IMU）检测、漏磁检测、超声波测厚检测、超声波裂纹检测以及电磁超声检测技术等。几何检测geometryinspection以检测管体几何变形情况为主要目的所实施的管道内检测。金属损失检测metallossdetection以检测管壁腐蚀、划痕等金属损失为主要目的管道内检测。裂纹检测crackdetect以检测管壁裂纹为主要目的的内检测。漏磁检测magneticfluxleakage利用磁铁磁化管壁，通过磁通量变化，检测管体和焊缝中存在的缺陷和管道特征的技术。检测概率（POD）probabilityofdetection特征能被检测出来的概率。识别率（POI）probabilityofidentification能够正确识别被检测到的异常或其它特征的概率。检测阈值detectionthreshold可探测到的最小特征尺寸。报告阈值reportingthreshold说明是否应报告某项异常的参数。该参数可以是一个有关异常或特征的深度、宽度或长度的限制值。测径板gaugeplate安装在清管器上，直径小于管道公称内径的圆形软质金属盘（通常使用铝盘）。用于定性判定管道的变形程度。模拟体profile模拟内检测器在管道内通过状况的机械装置。设标marking为实现对检测到的管道特征精确定位和检测过程中对检测器运行状况进行跟踪而设置地面测量参考点的工作。内部金属损失internalmetalloss发生在管壁内表面的金属损失特征。外部金属损失externalmetalloss发生在管壁外表面的金属损失。划痕gouge金属机械切削造成的细长凹槽或凹腔。分层lamination由于金属内部分离形成的通常平行于表面的离层。异常anomaly管材或焊缝等存在偏离正常状态。管道制造异常pipemillanomaly因制造过程造成的管道或焊缝异常。屈曲buckle管道产生较大的塑性变形，造成管道整体或管道截面永久性起皱或变形的一种情形。套管casing安装在管道外的一种圆筒，多采用与管道同种材质，用于保护管道不受外部损伤。估计维修因子estimatedrepairfactor（ERF）最大允许运行压力与通过金属损失评价方法计算出的安全运行压力的比值。ERF=MAOP/psafe式中：MAOP—最大允许运行压力；psafe—通过金属损失评价方法计算出的安全运行压力。最小屈服应力Specifiedminimalyieldstress（SMYS）板材的最小屈服应力，一般管道设计时，用于计算确定管道壁厚。一般要求应根据管道风险评估结果及历史检测情况选择适用的内检测技术。新建管道应在投产后3年内进行首次管道内检测；再检测间隔根据内检测结果及完整性评价确定，输油管道最长不应超过8年。内检测时间间隔需要根据风险评价和上次完整性评价结果综合确定，输气管道最大评价时间间隔应符合表4要求。表4内检测时间间隔表操作条件下的环向应力水平σ＞50%SMYS30%SMYS＜σ≦50%SMYS≦30%SMYS检测最大间隔≤10年≤15年≤20年检测技术选择原则根据法规、标准、风险评价结果以及管道历史检测报告情况，分析检测的目的和目标，选择合适的检测技术（不同类型内检测技术适用性见附录A）。基于管道的风险评价和历史失效事故分析，明确管道的主要的风险因素，如待检缺陷类型、应力及本体特性等导致事故的关键因素。从而选择针对性的检测技术，明确技术指标要求（参考附录I）。除常规的金属损失（腐蚀）缺陷之外，还应考虑检测器是否满足检测焊缝异常的要求。在此前提下选择检测技术可考虑以下方面：a）对于基线检测，具备条件的选用三轴高清漏磁检测技术、几何及中心线（IMU）检测，建立全面的管道初始状况信息。b）对于已根据a）的要求完成基线检测并已进行针对性修复的管道，再检测时可根据管道新的风险评价状况使用标准漏磁检测，或针对其他新出现的缺陷类型进行检测；c）受管道条件或技术条件限制，无法进行三轴检测的，可选用普通漏磁。承包商选择业绩审核对内检测商提供的同类检测技术在其他管道运营商的检测案例，并要求附有运营商验证结果及评价。评估检测数据样本要求内检测商提供的检测数据样本，宜包含典型缺陷信号、管道附件如三通、小支管等特征，对比不同检测商之间的数据质量，看特征信号是否清晰，噪声处理是否得当等。牵引试验在试验管道上加工模拟缺陷，在不同速度下在试验管道中运行检测器，通过牵引试验分析，验证检测器的检出率、识别率和尺寸精度。既可作为选择合适的承包商提供参考，也可作为后期检测质量控制的手段。选取试验段进行检测邀请一家或者多家检测商在同一段管道上进行试验性检测，分别提交检测报告，之后进行开挖验证，比较各检测商之间的结果是否达到预定的规格要求。职责根据管道的检测需求，XXXXX按照公司选商程序组织选定相应的检测技术以及具有相应资质和满足相关技术要求的检测承包方。XXXX按照附录B要求填写管道检测调查表，用于初步评估管道可检测条件。XXXXXX组织检测技术方案审查。内检测主要配合工作包括：a）组织检测承包方现场勘测；b）组织承包方踏线设标，包括设标点的GPS点测量；c）配合承包方清管器/内检测器的发送、跟踪、接收、清洗；d）调运、吊装、组配、设备保管和提供其他辅助设备（千斤顶、检测器调试或收发所用氮气、清洗检测器需准备清洗机和加工清洗槽等）等工作；e）收集检测期间产生的污物，并转运到到检测现场输油气单位的污物收集处；f）其他可能需要配合的内容。分公司负责本单位内检测最终报告及数据接收，物资装备部负责集中归档。合同谈判关注点合同签订时，对工程实施到最后报告提交等各个方面，均明确界定检测服务方与管道运营方的责任。明确不同阶段的报告提交与付款进度时间节点。对于如重新运行、进度变化、项目中断或中止等情况的处理均应提前约定。技术条款一般应包括如下：-数据分析规范-分工/职责，如检测器运输、装载、清洗及跟踪-相关的人力资源保证-检测器性能参数-有关腐蚀尺寸、形状、检测概率、置信水平等性能指标-提交检测报告的内容及格式，检测数据和解读软件-对严重缺陷的报告要求（如金属损失>70%wt，一经发现即应报告）-开挖验证准则责任条款建议至少包括：-明确责任问题，其中包括更换部件费用、检测器装卸、保管运输和其他相关条款；-制定检测器损伤责任条款，以及保管、运输的要求；-明确可能导致检测器失败的原因，约定再次运行的责任和义务；-提前讨论、制定相应的应急计划，明确应急处置原则和各方职责；-项目执行滞后、变更或中止；数据可接受性数据可接受性一般建议：-探头损坏，如相邻探头损坏三个以上，则数据不可接受-通道丢失，对于基线检测或高风险管道，建议丢失率<1%-传感器噪声，对于噪声过大的通道，以通道丢失处理-定位/距离偏差，如果竣工测量与检测记录的距离相差1%以上，则需进一步调查或修正-特征遗漏或没有记录，如果遗漏大的三通、阀门等特征，则数据的真实性或准确性值得怀疑-速度过低或过高，如果受速度偏离影响的长度超过总长2%，建议重点分析速度偏离对数据的影响实施前准备分公司组织承包方进行现场勘测，承包方评估管道检测条件，根据评估结果提出检测器或管道的改造方案。检测承包方应根据实际管道资料与现场踏勘结果，进行检测方案制定，对检测实施过程中可能出现的风险进行评估，并提出相应建议。根据实际情况编制检测方案并经业主审批，方案应至少包括以下内容：管道基本情况；运行条件评估及运行工艺要求；现场勘测结果及风险分析，含硫管道接收检测器时应制定特别防护措施；检测组织机构及检测程序；检测跟踪、设标及地面测量要求（若采用便携式地面跟踪仪对检测器进行跟踪，应提前对全线设标点进行现场勘测，设标点间隔不宜超过1km，在大型河流穿跨越等特殊地段可加密设置）；清管方案；检测器运行；开挖验证；检测计划；QHSE作业要求；应急预案。内检测项目主管部门组织方案审查，形成会议纪要或专家意见。方案审核批复后，相关分公司与承包方协商制定现场施工计划，开始进行现场检测。现场检测分公司组织清管与现场检测。内检测前清管一般分为两个阶段，第一阶段为全线简易清管与测径，判断管道通过能力；若测径结果不可接受，则应增加运行标准几何检测器，根据标准几何检测结果整改限制点。第二阶段为加强清管，直至满足检测要求。检测承包方填写运行记录表《收发球记录表》（参见附录C），上报分公司，分公司负责审核。检测承包方从现场检测工作启动至现场检测工作结束期间，在内检测现场工作时，编制内检测项目工作周报（见附录D），每周五上午报分公司，分公司上报项目主管部门。现场检测工作期间，各分公司应监督检测承包方履行管道公司QHSE管理要求。分公司负责组织承包方进行清管器和检测器的发送、接收。分公司接收检测承包方在规定时间提交的初步检测报告及严重缺陷处置建议，判断是否有立即修复点，如有则由分公司组织紧急修复。分公司接收内检测报告并初步审核提交成果是否符合合同要求，上报物资装备部组织审核管道内检测报告质量。缺陷开挖验证需对内检测报告进行开挖验证，验证工作可单独开展或者结合缺陷修复工作进行。分公司组织制定缺陷开挖验证方案，并上报物资装备部、安全环保质监部和工程管理部审核，各分公司组织开挖验证，并组织编制验证报告。分公司提交并上报开挖验证报告，物资装备部组织和安全环保质监部审核，根据验证结果判断内检测报告是否满足精度要求，若满足要求，该段检测工作结束。若不满足则要求检测方重新分析并提交检测报告，根据新的检测报告再次组织开挖验证，若仍不满足精度要求处理方式可按以下方式进行：若无争议则可选择降级接受，或要求检测承包方重新进行数据分析以及重新运行检测器，检测承包方与公司对结果存在争议时，可选择第三方进行审核评估。图1内检测实施流程内检测前期评估及准备信息收集及评估分公司向检测承包方提供详细的管道调查表（参见附录A），列出待检管段的所有相关参数和特征，如承包方有特殊要求，可进行相应补充。下述信息可用于评估管道清管及检测的可行性：管道竣工图；管道的清管历史信息；管道相关历史信息。对于检测特定的管道，以下信息也可作为选择合适的检测器参考信息：历史资料信息，包括：图纸、焊缝检测或者压力试验记录等报告及取样测试；焊缝标记与管节长度记录；管件购置记录；测径板运行结果；常规清管运行数据；测径板运行结果；开挖验证与抢维修记录；第三方施工记录；历史检测数据。现场勘查信息，包括：向现场操作人员获取的信息；分公司配合检测方踏线勘查。从以下几方面进行评估：管道的物理特性：管道材质-钢材等级、焊缝类型；-管道壁厚分布和范围。-管道的清洁度；收发球条件-检测方应评估发球筒与收球筒尺寸的适用性；-检测器发送或者接收时入场通道、吊装方案；-内检测器收发球操作时，应具有足够的操作空间；-排污设施等排查，排污管、排污阀是否完好。三通-是否存在无挡条或挡板三通；-套管（花孔）三通开孔区域轴向长度；-两相邻三通中心间距。弯头-管道上存在的最小弯头曲率半径；-两相邻弯头之间的直管段长度；-如果存在斜接弯头，应考虑弯头斜接角度。阀门-阀门类型及阀腔内径，通球时确保处于全开位置；-如果存在单向阀，应确保其在清管器或检测器运行时锁定在全开位置；-阀门密封性-收发球筒阀门严密性检查及沿线所有阀是否能全开全关、还需检查电子限位与机械限位是否一致。输送介质的特性：介质类型可能影响检测技术的选择；介质的腐蚀性可能限制检测器有效运行的能力；流速、压力和温度的范围应满足检测服务方的要求；介质流速影响内检测器检测的速度、性能和检测所需总时间；检测高流速管道时，宜考虑降低介质的流速，或考虑内检测器的降速能力，或两者同时考虑；当流速过低时，应考虑增大输量；应考虑极端温度（极热和极冷）对检测器运行的影响；其他提前准备盲板密封圈、过滤器滤芯等备品备件；提前制定计划，协调上下游用户等。运行参数要求输送介质：如有需要，分公司应向检测承包方提供管道输送介质化学特性报告，检测承包方应确认介质成分（如油品，天然气组分）是否满足检测器要求，以便核实检测器的适宜性。介质流速：检测方应明确清管器或者检测器运行时的最佳速度范围，如管道介质流速超出范围，则应考虑设置适当的泄流孔调节运行速度；如果清管器或者检测器不具备调速能力或者介质流速超出了可调节范围，则检测承包方应提出运行期间工艺要求。运行压力：检测承包方应明确每次发球时可接受的压力范围，若实际运行压力过低时，检测器上应考虑设置低压装置。检测器确认及评估报告检测承包方通过以上信息对管道进行评估后应出具正式评估报告，报告应至少包括如下内容：a）管道条件是否满足清管条件与检测条件；b）若不满足条件时：1）提出检测器改造方案以适应检测要求；2）提出管道改造方案。以上两种方案由检测承包方与委托方共同协商，在满足可行性和经济性的基础上，实施相应的改造方案。c）如果分析表明管道不具备检测条件，且改造也不可行，应重新选择内检测器。清管及内检测计划总体计划分公司、检测承包方以及生产调度部门应根据管道实际情况（如输量、检测设备和人员调集情况等），共同商定内检测计划，各方在该计划的总体指导原则下进行工作。应急计划清管及内检测前应制定应急计划，应急计划宜包括诸如通讯线路、检测器（或清管器）发生卡堵时的措施、检测器解体时的措施、运行故障、通过切管取出检测器等。应急计划同时考虑运行失败的可能性（由于检测器本身或管道条件）和是否需要重新运行检测。清管器及检测器运行清管内检测器运行前需要对管道进行清管，管道清洁度是获得高质量检测数据的关键因素。内检测前清管作业一般两个阶段：第一阶段为全线简易清管与测径，判断管道通过能力。这一阶段由于无法预知管道内部情况，为试验性清管，风险较之后续的清管要高，因此应重点跟踪；第二阶段为强化清管至满足检测要求的清管，采用混合清管器、直板清管器、测径清管器、钢丝刷清管器及磁性清管器对管道内部杂物进行清管，以达到内检测技术要求的管道清管作业。即使管道认为是清洁的，也必须发送磁性清管器以清除可能存在的铁磁性杂质。各阶段常用清管器类型及结构参见附录E。跟踪设标清管前应使用地面探管仪，对清管和检测作业中所需要的跟踪点进行踏线选点，确定管道途径河流、穿跨越点等位置。一般检测器定标点间距应每公里设置一处，在高程落差比较大或者穿跨越区域应加密设置，测量并记录定标位置的GPS信息。具体选点原则如下：1）相分公司识别出来的沿线通球风险较高的位置；2）清管器运行时第一个见监听点宜选择在发球筒0.5km~1.5km处，最末一个监听点应在距收球筒1km~2km处；清管器跟踪监听点间距宜在3km~5km之间，在大的穿跨越位置和地形起伏较大的区域加密跟踪；3）第一次清管及间隔三个月以上未进行清管的管道应加密跟踪；在阀室、分输/注入支线、穿跨越及已知风险点等特殊地段进行重点跟踪；跟踪监听点管道埋深不宜超过3m，在不满足要求的位置可在摆放点挖坑，使摆放点距管道中心满足深度要求；检测器跟踪点间距应不大于1km，在阀室上游5m，10m（不同的检测承包方对距离的要求可能有差异）也应设置跟踪点，用于修正检测器里程计误差；检测器运行前，检测承包方应根据现场需要提供相应数量的标识盒，并确保每个标识盒功能正常；检测承包方应提前对跟踪人员培训标识盒使用方法，所有跟踪人员都应进行实际操作。跟踪开始前应列好跟踪点位置清单，并根据跟踪点位置、数量提前制定跟踪计划。清管及检测前，跟踪人员应提前对全线设标点进行踏线，设定跟踪进入路线，必要时可组织模拟跟踪；测径板直径要根据检测器通过能力要求定制，测径板一般采用铝板加工，厚度参考如下：表7-1测径铝板厚度表管径(mm)100-300300-600600-10001000-1400厚度（mm）4~66~88~1010~12清管作业轮次应包含测径清管器、钢刷清管器、磁性清管器发送，若管道清管结果仍未达到内检测技术要求，则根据现场实际情况制定其余特殊清管作业轮次，直至达到内检测器运行要求。清管器发送轮次要根据清管器通过性能及管道清扫能力逐步进行发送，指标对比如下：表7-2清管器通过性能与清扫性能对比表强>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>通过性能>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>弱软体球通过性验证清管器直板清管器钢丝刷清管磁性清管器弱<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<清扫性能<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<强清管作业根据管道输送介质不同，可参考下表清管轮次制定方案。下表仅为经验性的总结，仅供参考，具体清管轮次及清管器类型应根据管道实际情况进行评估确定。表7-3内检测特殊清管轮次参考表序号蜡基原油成品油/非蜡基原油天然气1聚氨酯涂层泡沫清管器聚氨酯涂层泡沫清管器聚氨酯涂层泡沫清管器2两导向四皮碗验证清管器两导向四皮碗验证清管器两导向四皮碗验证清管器3两导向两直板两皮碗验证清管器两导向两直板两皮碗验证清管器两导向两直板两皮碗验证清管器4两导向四直板测径清管器两导向四直板测径清管器两导向四直板测径清管器5两导向四直板钢刷清管器两导向四直板钢刷清管器两导向四直板钢刷清管器6两导向四直板钢刷清管器两导向四直板钢刷清管器两导向四直板钢刷清管器7两导向四直板钢刷清管器两导向四直板钢刷清管器两导向六直板磁性清管器8两导向四直板钢刷清管器两导向四直板钢刷清管器两导向六直板磁性测径清管器9两导向四直板钢刷清管器两导向六直板磁性清管器10两导向四直板钢刷清管器两导向六直板磁性测径清管器11两导向四直板磁性钢刷清管器12两导向四直板磁性钢刷清管器13两导向四直板磁性钢刷清管器14两导向四直板磁性钢刷清管器15两导向四直板磁性钢刷清管器16两导向四直板磁性钢刷清管器17两导向六直板磁性清管器18两导向六直板磁性测径清管器注：上表仅为一般条件下的参考轮次，具体应根据管道实际情况制定清管轮次和方案。但测径清管器、磁性清管器应为必选。清管器选定参考原则a)天然气管道1）软体球过盈量宜为2%~4%；2）导向直板过盈量宜为1%~2.5%；3）密封直板过盈量宜为2.5%~5%；4）碟形皮碗过盈量宜为3%~5%；5）收发球筒气体置换应选择高纯氮进行置换；6）机械清管器应安装有效时间大于120小时的跟踪信号发射机。b)成品油及原油管道1）软体球过盈量宜为2%~4%；2）导向直板过盈量宜为1%~2.5%；3）密封直板过盈量宜为2.5%~4%；4）碟形皮碗过盈量宜为3%~4%；5）成品油管线，如果是批次输送的管线，应尽量在柴油批次进行收发球、对于专门输送汽油的管线，收球时应选择高纯氮进行置换；机械清管器应安装有效时间大于120小时的跟踪信号发射机。清管可接受条件一般情况下，在连续运行一系列循序渐进的强力清管器后，运行直板+钢刷和/或磁铁清管器推出的管道内固体物质不超过5公斤时，达到检测器运行要求，可结束特殊清管作业。如果检测方有特殊要求，则应在检测方案中明确。如推出的管道内固体物质大于5公斤，当增加的连续两次清管清出的固体物质数量相等或减少时，经检测承包方现场工程师评估，达到检测要求时，可不再进行继续清管，转入检测程序；如仍旧达不到检测要求，则与检测承包方协商下一步实施方案。检测器/清管器收发操作发送a)接到调度令后，站场操作人员按照操作规程组织对流程、设备进行检查、确认，并签署发球步骤确认单（参见附录F）。b)将清管器/检测器装入发球筒；c)将清管器/检测器推至发球筒根部；擦净快开盲板处污物，将专用机油抹在快开盲板的胶圈处；d)关闭快开盲板；e)确认清管器信号接收器完好；f)发球筒充压，完成发球前的准备工作，通知收球站准备导通预收球流程；g)确认各组跟踪人员在清管器/检测器发出前已到跟踪点就位后，根据场站实际情况切换发球流程。h)收发球组人员使用仪器确定清管器已经发出。跟踪监听a)根据现场实际要求配备清管器和检测器跟踪小组数量，每个跟踪小组可参考如下人员配备：每组配备1辆越野车、1名技术人员、2名操作人员。b)清管器/检测器发出后，跟踪人员手持标识盒根据事先设置的跟踪点进行跟踪。c)各组采用滚动式跟踪方式，在人员和车辆难以进入的区域，可提前埋设跟踪标识盒。d)收发球组人员在发生特殊情况时，作为应急小组待命。e)清管器通过阀室、穿跨越等重要跟踪点时，跟踪人员应及时向调度汇报运行状况。f)如遇特殊情况，跟踪人员应立即向调度汇报。跟踪时如发现连续3个定标盒没有触发，且通过震动等观察不到清管器/检测器通过，应启动相应的应急预案，及时寻找检测器或清管器具体位置。g)分公司调度人员接到跟踪组人员汇报后，上报上级单位及领导小组。接收a)当确认清管器/检测器运行到进站最后一个监听点时，跟踪人员要立即向分公司调度及领导小组汇报；b)站内接到跟踪人员的汇报后，站控人员要严密监视管线运行压力的变化；c)收球现场要派专人监护设备，发现设备有异常情况要立即汇报领导小组；d)清管器/检测器进站前，站里应做好接收准备，检查预收球流程是否正确，人员、工具应全部到位；e)通过信号发生器和通球指示器，确认清管器/检测器进收球筒后，继续运行收球流程30分钟。30分钟后，根据场站实际情况切换收球流程；对于某些检测器，如果有特殊要求，则根据实际情况确定是否需要维持压力时间；f)收球筒排污完成后，打开收球筒盲板；g)可能清出FeS或其他自燃物时，应采取水喷淋等防护措施；h)收球筒盲板打开后清理清出的污物及杂质，收取清管器；i)将清管器发射器电池取出并盖好后端盖；j)检查、记录清管器的损坏和清出污物情况；k)对清管器进行拆解与清洗，在清洗后对清管器各部件进行尺寸测量。并将测量结果与发送前尺寸参数进行对比分析;l)收球过程需签署收球步骤确认单（参见附录G）。运行报告清管器和检测器接收后，检测方应提供设备运行报告a)根据监听跟踪记录表（见附录H），分析管道内清管器运行速度情况。b)根据收发球记录表（见附录C）数据，初步分析管道特性。c)根据测径板变形量，分析管道最大变形数据。d)变形量为正常管道内径减测径板最小直径所得数值，与正常管道内径的百分比。数据下载检测器运行结束后下载并备份检测数据；检测方初步检查数据的完整性，应包括：a)信号采集是否完整，是否记录了从发球筒到收球筒的全部数据。地面跟踪的标识器数据是否完整；评估数据完整性是否可接受，若不完整应及时分析原因，并确定是否需重新检测。检测报告一般要求应与检测承包方应事先约定检测报告要求，不同检测技术典型精度指标见附录I。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应组合在同一报告和同一异常（缺陷）列表中。总体要求：a）提交的成果格式和主要内容要明确，包括所有的报告名称、特征列表、数据说明等。合同中明确列出，几何、漏磁、应变以及以上组合报告中所有的特征和焊缝编号要一致。b）提交的数据软件版本应明确，对于先后为公司多条管道提供过检测服务的承包方，数据软件如有更新或变动要征求客户意见，更新版必须兼容以前的版本。c)几何检测数据解读软件可以输出每一个通道的数据。d）报告提交后，检测承包方应派数据分析人员进行讲解培训并接受运营方的质询。e）应保证最终检测报告、管道列表和数据解读软件报告的一致性。数据下载要求：检测承包方应在运行结束自收球筒中取出检测设备3天内完成检测设备清洁并下载数据。报告递交要求几何/中心线（IMU）报告现场初步报告检测现场工作结束后的3天之内给出现场报告，报告大于等于管道外径的5%的内径减小特征、热煨弯头和热拉弯头、主要管件、定标盒和弯头/直管段中的最小内径，并告知运营方是否运行成功，有无限制漏磁检测器或超声检测器等通过的限制特征，并提出下一步工作建议。最终报告在每段现场检测工作结束后，检测承包方数据分析中心收到从设备上下载的数据之日起20个工作日内提供相应管段的几何/中心线（IMU）检测最终报告。漏磁报告现场初步报告现场检测工作结束后7天内，检测承包方应提供现场检测初步报告，告知运营方检测是否成功。运营方也可派监理到现场与检测承包方现场人员共同审核数据质量，确认是否存在检测数据丢失等情况。漏磁检测初步报告在每段现场检测工作结束后，检测承包方数据分析中心收到从设备上下载的数据之日起30日内，提交相应管段的漏磁初步报告（只涉及管体轴向数据）。初步报告应报告峰值深度超过70%壁厚的金属损失特征以及最严重的5处金属损失特征。如果在编写初步评估报告时已有金属损失特征的估计维修因子（ERF）数据，则提供估计维修因子超过1.3的金属损失特征的相关信息，并按4.9.7的要求给出建议。根据初步报告提供的缺陷信息，各分公司组织进行紧急修复。最终报告在每段现场检测工作结束后，检测承包方数据分析中心收到从设备上下载的数据之日起60日内，提交漏磁检测最终报告以及漏磁、几何和IMU数据的组合报告。螺旋焊缝异常报告如果合同中有约定需进行螺旋焊缝异常分析，则自检测现场工作结束后60日内，最终报告中需一并提交螺旋焊缝异常分析报告。报告内容检测承包方应提供电子版检测报告，应包含如下信息：检测工程概述，包括管道缺陷状况；检测技术性能指标；检测时间；检测器运行数据；管道列表；异常列表；统计数据和概要；金属损失缺陷评价方法；严重缺陷开挖单；地面参考点与管道上相对永久标志（如里程桩等）的对应关系。报告中应给出如下检测器运行数据，对于每一种检测器应单独描述：数据采样频率或间距；检测阈值；报告阈值，如果双方未指定则采用POD=90%时的特征；检测器运行速度曲线、压力曲线和温度曲线；损坏的传感器统计；若采用超声波检测器，回波损失统计。应提供异常特征列表文件，并应提供检测数据的硬盘拷贝和客户版管理软件。软件应具有的功能包括但不限于：展示原始数据；展示特征的绝对距离和相对距离；展示特征的时钟方位；测量管道上任意两点的轴向距离和环向距离；生成螺旋焊缝（直焊缝）与环焊缝交点的时钟方位；生成开挖单。管道列表管道列表应报告所有检测到的管道部件和异常特征。如果管道运营方与检测方未有其他约定，则管道列表应包括以下内容：绝对距离；相对距离；管长；特征类型；异常分类；时钟位置；公称壁厚t（检测器识别的每一管节壁厚）；参考壁厚t（仅适用于超声波检测器）；异常/特征长度；异常/特征宽度；深度（对于MFL，用d/t的形式给出，对于UT，用mm形式）；沿壁厚方向位置（如外部、内部或埋藏）；ERF；备注。对于超声波检测器，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，则应给出壁厚出现频率最高的值。若运营方和检测方达成一致，则可以用测量到的最小或者平均值作为参考壁厚。异常特征列表所有在报告阈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：电弧烧伤人工缺陷屈曲腐蚀裂纹凹陷划伤磨损环焊缝异常氢致裂纹（HIC）分层直焊缝/螺旋焊缝异常椭圆度制造缺陷应力腐蚀开裂（SCC）剥离褶皱注：d、f、g、i、l、m、n项主要是针对漏磁与几何检测报告。几何变形检测报告要求应以数据和统计图形式给出几何变形分类统计结果，具体内容如下：统计数据应包括：全部几何变形点的数量；全部凹陷的数量；2%OD≤深度<6%OD的凹陷数量；6%OD≤深度<9%OD的凹陷数量；深度≥9%OD的凹陷数量；全部椭圆度数量；变形量<5%OD的椭圆度数量；5%OD≤变形量<10%OD的椭圆度数量；≥10%OD椭圆度数量。统计图应包括：所有变形点沿管道里程的分布；管道全线所有凹陷沿环向分布图。金属损失检测报告要求a)摘要和统计对于金属损失检测报告，应以数据、直方图和标绘图的形式给出管道上金属损失的分类统计结果。具体内容如下：统计数据应包括：全部金属损失点数量；内部金属损失点数量；外部金属损失点数量；面状金属损失数量（面状金属损失定义参见附录K）；点状金属损失数量（点状金属损失定义参见附录K）；轴向和环向沟槽数量（定义参见附录K）；阈值≤深度<10%t的金属损失数量；10%t≤深度<20%t的金属损失数量；20%t≤深度<30%t的金属损失数量；30%t≤深度<40%t的金属损失数量；40%t≤深度<50%t的金属损失数量；50%t≤深度<60%t的金属损失数量；60%t≤深度<70%t的金属损失数量；70%t≤深度<80%t的金属损失数量；80%t≤深度<90%t的金属损失数量；深度≥90%t的金属损失数量；0.6≤ERF<0.8的金属损失数量；0.8≤ERF<0.9的金属损失数量；0.9≤ERF<1.0的金属损失数量；ERF≥1.0的金属损失数量。统计直方图，应至少提供管道全线的以下信息：一定距离内（如每500m或200m）所有金属损失点的数量；深度≥40%t金属损失数量；ERF≥0.6的金属损失数量；ERF≥0.8的金属损失数量；ERF≥1.0的金属损失数量。标绘图应包括：管道全线所有金属损失沿环向分布图；管道全线所有内部金属损失环向分布图；管道全线所有外部金属损失环向分布图；检测器运行速度图；温度分布图；金属损失判定图。b)最严重金属损失列表对于最严重金属损失列表，应包括15个最深的金属损失和15个ERF值最高的金属损失。具体内容应包括：金属损失所在管节的长度。对于直焊缝管应给出直焊缝的环向位置，螺旋焊缝管应给出螺旋焊缝与上下游环焊缝的交点时钟位置；金属损失所在管节上下游各两根管节的长度，对于直焊缝管应给出直焊缝的环向位置，螺旋焊缝管应给出螺旋焊缝与上下游环焊缝的交点时钟位置；上游参考环焊缝分别距上游参考点和下游参考点的距离；金属损失分别距上游环焊缝和下游环焊缝的距离；金属损失的环向位置；特征描述和尺寸；内部/外部信息。检测数据接受条件内检测数据或者报告鉴定过程和内容可以参考附录M。检测数据是否可接受，参考以下条件进行：通道数据丢失：对原始数据进行初步评估时，识别停止采集数据的通道；首次检测的管道或高风险管道，可接受的通道数据丢失应小于1%；之前检测过且运行历史记录良好的管道，可接受传感器通道数据丢失率可适当提高。；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，噪声通道应以类似通道数据丢失的方式处理；距离偏差：当管道运营方验证或维修异常需要定位时，检测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%，宜重新检查管道长度并做出必要的修正；特征遗漏或没有记录：管道的小特征如压力表、小口径放空口，以及其他的分接头和直径小于等于25mm的配件信号特征较小，特别是处于两个传感器之间的间隙时，遗漏部分这类特征可不必重新运行检测器，若丢失已知的法兰、阀门或大口径三通，则要质疑所有记录信息的真实性；速度过低或过高：当检测器速度超过检测器可接受的速度范围时，数据丢失的风险会比较高；通常气体管道中出现速度偏离的情况较为常见；如果受速度偏离影响的距离超过检测管道总长度的2%，应重点分析速度偏离区域的信号质量，如果这些区域数据降级严重，可要求再次运行检测器。检测结果验证报告及数据验证要求可参照附录L对检测报告的质量和完整度进行检查，包括但不限于：a）验证内检测数据质量b）对管道基本属性的验证c）验证管道部件d）对比审核历史信息开挖验证要求最终检测报告提交后，应选择适当的缺陷进行开挖验证，并形成检测结果验证报告。验证点数量根据管道条件和缺陷分布情况确定。一般每个站间距验证点数量宜不少于6个。验证报告中应以表格的形式详细描述验证开挖点的检测结果和实测结果。将验证点的现场测量结果与检测结果进行比对，确认实际检测精度是否满足检测器的精度指标。验证报告的审核要求见4.10。缺陷测量方法缺陷开挖后，应进行测量验证，对于外部缺陷，应进行拍照并测量缺陷尺寸，现场检测方法及适用的缺陷类型主要有：涡流检测，检测表面或近表面裂纹；磁粉检测，检测表面或近表面裂纹；渗透检测，表面开口型缺陷；射线检测，探测体积型缺陷；超声测厚检测，内腐蚀，内部制造缺陷及夹层等；超声相控阵，管体裂纹或其他缺陷，焊缝缺陷，深度尺，可测量外腐蚀及凹陷等外部缺陷。验证报告验证报告应包括：验证点的全面描述；验证点现场测量结果；缺陷照片检测报告与现场测量结果之间的误差，应包括：——定位误差；——深度误差；——长度误差；——宽度误差。e）如有必要，可对检测结果的置信度进行进一步的计算、验证。管道内检测主要风险分析及预控措施风险识别内检测作业前应开展作业过程风险识别，并纳入内检测技术方案。内检测项目实施过程中可能存在的风险主要包括：a）内检测器/清管器在管道中受到冲击发生解体；b）内检测器/清管器因驱动皮碗过量磨损失去驱动力停留在管道中；c）内检测器/清管器在管道存在大变形、支管（三通）、阀门等位置卡停；d）内检测器/清管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；f）跟踪器失效，未能正常跟踪到检测器运行状态；g）发射机失效；h）收、发球等作业过程中出现误操作。风险预控在项目实施前分公司组织检测方根据风险识别结果制定控制措施，并纳入内检测实施方案。预防性措施检测承包方应对内检测项目现场相关人员提前进行安全风险及防范措施培训；检测期间，检测方须配备救援清管器；检测承包方确保内检测器地面跟踪器到位；维抢修中心确保维抢修人员和物资到位；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。针对内检测器/清管器在管道中解体的风险，检测承包方应提前对检测器各部件进行检查，现场踏线时提前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，提前安排人员在这些位置值守监听；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弯头处进行识别、分析并采取相应措施；针对内检测器/清管器卡停的风险，应提前对管道可能存在大变形、动火改线点、已处置的打孔盗油等位置进行识别、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；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，宜选择检测器在较平缓的区域时进行操作并提前通知现场跟踪人员。在每次检测器或清管器发送前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。控制性措施检测器地面跟踪信号丢失且管道运行压力升高且影响输量，此时可初步判断检测器发生卡停。应严格按照公司关于重大（突发）事件信息报送的规定及时上报公司，同时可按如下措施进行处理：检测承包方对地面标识盒marker信号进行分析，初步给出卡停位置；同时可根据检测器（清管器）跟踪信号丢失时的运行时间来计算位置，参考计算公式如下：清管器运行平均速度计算公式--清管器运行速度，m/h--清管时的管线排量，m3/h--管线的当量直径，m--清管器运行距离，m--清管器运行时间，h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；根据识别的管道情况，检测承包方携带跟踪器进行地面信号查找；通过信号查找确认卡停位置后，进行开挖确认；动火切除并更换相应管段，取出检测器。检测器地面跟踪信号丢失运行压力无异常或者运行压力升高但不影响输量，则可按以下处理： a）在跟踪信号丢失点下游3至10公里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，此时可初步判断为检测器出现卡停，应及时上报公司并启动相关应急程序和预案。按照10.2.3.1款中a）至c）条对检测器进行地面查找，确认检测器卡停位置；d）适当提高运行压力增大检测器驱动力，提压上限建议为近5年内该管道的最高运行压力，提压过程中分公司安排人员参与加密巡线；e）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，则应使用泄流量大于检测器泄流量、且通过能力较强的救援清管器进行推球（在发救援清管器前，收球站要做好同时接收两个清管器的准备），推球过程中，两球撞击时会造成一定的撞击力和压力波动，应严密监控。f）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救援清管器信号；g）若救援清管器未推动检测器，则需动火切除并更换相应管段，取出检测器。检测器（清管器）发不出去：检查流程是否倒通，压差是否足够；然后倒通流程，管线提压。快开盲板漏气：要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；然后采取相应措施，更换密封圈、清理胶圈处杂质，甚至更换快开盲板。分析与报告异常情况处理后，分公司组织检测方对整个处理过程进行分析并编写内检测作业异常情况处理分析总结报告。项目文档及数据管理项目竣工资料应至少包括以下内容：管道调查表；检测方案；检测报告，包括主报告及全部的特征列表；检测数据及客户版管理软件；检测结果开挖验证报告。报告讲解及培训记录。附录A（资料性附录）内检测类型和检测用途异常瑕疵/缺陷/特征金属损失检测器裂纹检测器变形检测器漏磁（MFL）超声纵波m超声横波m环向漏磁标准分辨率（SR）高分辨率（HR）金属损失外腐蚀可检出a可判定尺寸b可检出a可判定尺寸b可检出a可判定尺寸b可检出a可判定尺寸b可检出a可判定尺寸b检不出内腐蚀划痕类裂纹狭窄轴向外腐蚀可检出a可检出a可检出a可判定尺寸b可检出a可判定尺寸b可检出a可判定尺寸b检不出应力腐蚀开裂检不出检不出检不出可检出a可判定尺寸b有限检出ac可判定尺寸b检不出疲劳裂纹检不出检不出检不出可检出a可判定尺寸b有限检出ac可判定尺寸b检不出直焊缝裂纹等检不出检不出检不出可检出a可判定尺寸b有限检出ac可判定尺寸b检不出周向裂纹检不出可检出c可判定尺寸b检不出可检出a可判定尺寸b，d检不出检不出氢致裂纹检不出检不出可检出a有限检出检不出检不出变形弯折凹陷可检出e，g可检出e，l可检出e，g可检出e，g可检出e，g可检出f可判定尺寸平滑凹陷可检出e，g可检出e，l可检出e，g可检出e，g可检出e，g可检出f可判定尺寸鼓胀可检出e，g可检出e，l可检出e，g可检出e，g可检出e，g可检出f可判定尺寸皱纹、波纹可检出e，g可检出e，l可检出e，g可检出e，g可检出e，g可检出f可判定尺寸椭圆度检不出检不出检不出检不出检不出可检出可判定尺寸b部件管式阀和配件可检出可检出可检出可检出可检出可检出套管（同心）可检出可检出检不出检不出可检出检不出套管（偏心）可检出可检出检不出检不出可检出检不出弯管有限检出有限检出有限检出有限检出有限检出可检出h可判定尺寸h支管/带压开孔可检出可检出可检出可检出可检出检不出临近金属物可检出可检出检不出检不出可检出检不出铝热焊接检不出检不出检不出检不出检不出检不出管道坐标检不出k可检出k可检出k可检出k可检出k可检出k维修特征A型套筒可检出可检出检不出检不出可检出检不出复合套筒可检出i可检出i检不出检不出可检出i检不出复合材料补强检不出检不出检不出检不出检不出检不出B型套筒可检出可检出可检出可检出可检出检不出补丁/半圆补强板可检出可检出可检出可检出可检出检不出沉积焊有限检出有限检出检不出检不出有限检出检不出各种异常分层有限检出有限检出可检出可判定尺寸b有限检出有限检出检不出夹杂物（未熔合）有限检出有限检出可检出可判定尺寸b有限检出有限检出检不出冷作检不出检不出检不出检不出检不出检不出硬点检不出可检出j检不出检不出检不出检不出磨痕有限检出a有限检出a可检出a，b可检出a，b有限检出a，b检不出应变检不出检不出检不出检不出检不出可检出j环焊缝异常有限检出可检出可检出可检出d检不出检不出螺旋焊缝异常有限检出可检出可检出可检出可检出检不出直焊缝异常检不出检不出可检出可检出可检出检不出疤/毛刺/鼓泡有限检出a有限检出可检出a，b可检出a，b有限检出a有限检出a受可检测的指示的深度、长度和宽度的限制b由检测器的尺寸精度确定c闭合裂纹减小了检测概率（POD）d传感器旋转90°e检测概率（POD）的减小取决于尺寸与形状f如装配设备，也可检测周向位置g尺寸不可靠h如装配弯头测量设备i不可探测未做标记的复合套筒j如装配设备，取决于参数k如装配具有测绘能力的设备（IMU）l量化精度取决于设备m仅在液体环境，即液体管道或液体耦合的气体管道中能使用的内检测技术

附录B

（资料性附录）

管道检测调查表实例管道公司信息单位名称通讯地址联系人联系电话检测管道基础资料检测管道名称发球站名称/所在城市收球站名称/所在城市管道投产时间管道长度（Km）管道外径(mm)管道标称壁厚(mm)管道特殊壁厚（mm）管道焊缝类型（无缝/直焊缝/螺旋焊缝）管道材质（钢材等级）管道外防腐层类型管道内涂层及类型检测管道输送介质管道输送介质（成品油/原油/天然气/水）管道输送介质中的H2S含量(PPM)管道输送介质中的CO2含量(mol%)管道输送介质中含水量（%）管道输送介质中含蜡量（体积%）管道输送介质中是否含重金属（如有请列明）管道输送介质中是否含放射性物质（如有请列明）管道中是否含有自燃粉末检测管道工作条件管道设计压力（MPa）管道最大允许运行压力（MPa）管道目前的实际运行压力（MPa）管道压力的可调节范围（最高/最低MPa）管道设计流量(×104m3/d)管道目前的实际流量(×104m3/d)管道流量的可调节范围(最大/最小×104m3/d)管道输送介质的温度（最小/额定/最大）℃管道输送介质的流速（最小/额定/最大）m/s管道输送介质的流速是否可控管道干线是否有变径(如有请详细列明)检测管道公路穿越点数量和位置(请详细列明)检测管道河流穿越点数量和位置(请详细列明)检测管道最大高差(请详细列明)检测管道的泵站数量(请详细列明)检测管道的阴极保护类型(请详细列明)以前是否进行过内检测检测管道-阀门管道干线阀门的类型数量规格型号最小标称孔径轴向空腔长度有无泄漏的阀门球阀截断阀闸阀单向阀瓣阀其它（请明确）检测管道-弯头管道弯头的类型数量最小曲率半径(1.5D/3D/5D)最小标称孔径最大壁厚值现场弯头铸造弯头热拉弯头斜接弯头其它（请明确）检测管道-三通类型(列出管径>0.6D的)数量相邻三通的中心线距离是否有挡条时钟位置3/6/9/12焊接三通铸造三通堵头异径三通其它（请明确）检测管道-支管支管类型数量每个支管的管径/输量每个支管的里程检测时可否隔离进（油/气/水）支管出（油/气/水）支管检测管道-清管清管器类型运行时间清出杂质的类型/数量遇到的问题泡沫清管器皮碗清管器直板清管器钢刷清管器磁铁清管器除垢清管器测径清管器其它（请明确）检测管道-球筒JJWL尺寸名称代码单位发球装置收球装置*大筒外径ΦD毫米*大筒壁厚T毫米*大筒长度(盲板-大小头)A毫米*盲板到收发球管中心线C毫米收发球管直径ΦH毫米*变径段(大小头)长度F毫米*标称直径段外径Φd毫米*标称直径段壁厚S毫米*大小头到阀门长度G毫米*平衡管ΦJ毫米*收发架至CL的高度L毫米*入口长度E毫米*入口宽度W毫米固定式或可拆卸式闸阀/球阀/截断阀发球/收球指示器装入/取出检测器时操作空间内是否可以使用吊车不能内检测的原因（如果有请详细列明）内检测风险分析（如果有请详细列明）备注：1、业主最好能提供输送介质成分化验单、阀门图纸、收发球装置图纸。2、要求详细列明内容处，请以附表或附件的形式提供全面详实的资料。3、调查表按内检测区间填写。地面参考点下述所有参考点是否都能从地面定位管道阀门大弯头阴保接头小三通主要壁厚变化套筒阳极套管环焊缝绝缘法兰已知金属损失信息内部外部机械损伤其他特别注意备注姓名签名日期完成人：检查人：校对人：

附录C

（资料性附录）

收发球记录表发球站收球站发球时间进入收球筒时间出站温度进站温度出站压力进站压力接收清管器类型（编号）是否带跟踪仪是否带测径板测径板变形量清出杂物类型备注：清管器磨损情况：杂物种类及重量：现场图片(清管器/检测器收发照片，如有测径板，还应有测径板变形情况测量)附录D

（资料性附录）

内检测项目工作周报项目名称：XXXX管道内检测项目业主（甲方）：项目委托单位（乙方）：项目承办单位（乙方）：日期起止：XXXX年XX月XX日-XXXX年XX月XX日项目内容概述：本周主要工作进展：主要工作内容（按天填写，包括主要检测承包方和己方工作内容，关键点如收发检测器、开挖测量等应配以现场图片）：X月X日下一步工作安排(重点是下一周计划进行哪些工作，包括设备调集和发球计划等)：存在问题：

附录E

（资料性附录）

清管器的类型第一阶段所用清管器类型软体球清管器聚氨酯外涂层泡沫清管器，密度在80㎏/m³~200㎏/m³，有效运行距离≥60公里。聚氨酯外涂层泡沫钢刷清管器，密度大于200㎏/m³，有效运行距离≥100公里。机械验证清管器应采用两导向皮碗、四碟形皮碗及隔板混合装配于钢制骨架上的机械清管器对管道进行管道通过性能验证。（根据管道实际要求，可选择加装直板密封皮碗）图7-1注：若该段管道有常规清管作业，应首先使用通过能力不小于业主日常维护所用的清管器进行至少一次验证清管作业。第二阶段所用清管部件及类型测径板安装在机械清管器上，直径小于正常管道最小内径的圆形软质金属盘（通常使用铝盘）。用于发现管径一定量的变化。导向板清管器在管道中运行主要作用为支撑与导向作用的聚氨酯皮碗。直板密封皮碗清管器在管道中运行主要作用为清理管道内壁的聚氨酯皮碗。碟形皮碗清管器在管道中运行主要作用为提供给清管器运行动力的聚氨酯皮碗。隔板清管器装配中起到隔离导向板、直板密封皮碗、碟形皮碗及测径板作用的聚氨酯配件。直板清管器应采用导向皮碗、直板密封皮碗及隔板组装与钢制骨架上的清管器。主要用于对管道内残留杂质进行清理。图7-2测径清管器在直板清管器基础上加装测径板，安装于直板清管器后端直板组的前端，用隔板与后端直板组最前端的直板隔开。主要功能是对管道内残留杂质进行清理，同时通过测径板的变形量初步评估管道特性。图7-3钢丝刷清管器应采用导向皮碗、直板密封皮碗、钢丝刷及隔板组装于钢制上的清管器。主要用于对管道内部附着杂质进行清扫。图7-4注：带内防腐层的管道，应采用呢绒刷代替钢丝刷。磁性清管器应采用磁性钢制骨架，加装导向皮碗、直板密封皮碗、碟形皮碗及隔板组成的清管器。用于清出管道内的铁磁性杂质。图7-5附录F

（资料性附录）

至段发球步骤确认单清管器类型：编号：序号确认项目√/×确认时间备注1清管器/检测器是否到位2附属设备到位3跟踪车辆到位4人员到位5跟踪点二次确认6清管作业涉及管道附件符合要求7清管作业站内场地符合要求8发球筒发球前放空完毕9通知收球站导通预收球流程10收球站预收球流程导通完毕11发球筒盲板打开正常12清管器推送至发球筒到位13清管器跟踪信号正常14发球筒盲板保养并关闭15发球筒盲板无泄漏16发球筒冲压完毕17清管器跟踪信号正常18发球流程导通完毕19清管器发出20清管器出站21清管器通过站外第一个跟踪点22回复正常管道流程23发球筒泄压放空完毕24打开发球筒盲板确认清管器发出站场人员确认：（签字）年月日检测承包方人员确认：（签字）年月日

附录G

（资料性附录）

至段收球步骤确认单清管器类型：编号：序号确认项目√/×确认时间备注1确认收球筒个部件密封无泄漏2预收球流程导通完毕3清管器通过站外20公里点4收球人员及设备车辆到位5导通收球流程6清管器通过站外最后一个跟踪点7清管器进入收球筒8收球人员确认清管器进入收球筒9导通管道正常流程10收球筒放空泄压至0.5MPa11关闭放空管利用余压排污至0MPa12对收球筒进行氮气置换13确认氮气置换完毕14打开收球筒盲板15清出杂质并取出清管器16保养收球筒盲板并关闭17收球筒盲板无泄漏站场人员确认：（签字）年月日检测公司人员确认：（签字）年月日

附录H

（资料性附录）

检测器/清管器监听记录表清官作业管段：现场指挥：清管器类型：估算清管运行速度：km/h气量：万立方米/小时监听位置监听人距离发球站距离km球到时间HH:MM气量万方/小时发球站压力Mpa发球站0监听点1监听点2监听点3监听点4监听点5监听点6监听点7监听点8监听点9监听点10收球点主要清出物：清出物数量：kg附录I

（资料性附录）

内检测典型性能规J.1几何检测器表J.1几何检测性能规格特征POD=90%时检测阈值(%OD)置信度=80%时精度(%OD)报告阈值(%OD)凹陷0.6%IDred<10%：±0.5%2%IDred>10%：±0.7%椭圆度0.6%IDred<5%：±0.5%5%IDred=5%~10%：±1.0%IDred>10%：±1.4%ID：内径OD：外径椭圆度：(最大ID-最小ID)/公称OD定位精度：轴向距最近的参考环焊缝：±0.2m轴向距最近的地面参考点（AGM）：±1‰环向：±15°J.2弯曲应变性能规格IMU测量的性能规格应满足：当两个地面Marker点之间间距小于1km时，定位精度1m；单次检测识别的弯曲变形曲率>(D为管径)；重复检测应识别出曲率变化率>。J.3漏磁检测器性能规格表J.2漏磁检测器性能规格轴向采样间距：2mm以上如检测器采样频率是固定的，则检测速度越高，间距越大环向传感器间隔：8~17mm检测局限性：最小检测深度：10%WT深度测量精度：10%WT最小速度：0.5m/s(感应线圈式)；无(霍尔传感器)最大速度：4~5m/s长度、深度量化精度：均匀金属损失：最小深度：10%WT深度量化精度：±10%WT长度量化精度：±20mm坑状金属损失：最小深度：10~20%WT深度量化精度：±10%WT长度量化精度：±10mm轴向沟槽：最小深度：20%WT深度量化精度：–15/+10%WT长度量化精度：±20mm周向沟槽：最小深度：10%WT深度量化精度：–10/+15%WT长度量化精度：±15mm轴向狭窄沟槽：最小深度：可探测但无法准确报告周向狭窄沟槽：最小深度：10%WT深度量化精度：–15/+20%WT长度量化精度：±15mm与焊缝相关的腐蚀：焊缝附近：最小深度：10%WT深度量化精度：±10~20%WT位于或穿过焊缝：最小深度：10~20%WT深度量化精度：±10~20%WT宽度量化精度(环向)：±10~17mm定位精度：轴向(相对于最近的环焊缝)：±0.1m轴向(相对于最近的AGM)：±1‰环向：±5°置信水平：80%注：WT为管材壁厚（下表同）J.4三轴漏磁检测器性能规格三轴漏磁检测器能区分内部、外部缺陷，能够区分制造缺陷与一般金属损失。表J.3三轴漏磁检测器性能规格（管体）序号精度指标大面积缺陷（4Ax4A）坑状缺陷（2Ax2A）轴向凹沟（4Ax2A）周向凹沟（2Ax4A）1检测阈值(90%检测概率)5%WT8%WT15%WT10%WT2深度精度(80%置信水平)±10%WT±10%WT±15%WT±10%WT3长度精度(80%置信水平)±10mm±10mm±15mm±12mm4宽度精度(80%置信水平)±10mm±10mm±12mm±15mm注：1.A是与壁厚相关的几何参数，当壁厚