管道完整性管理-5完整性评价技术

中国石油天然气股份有限公司

输气管道完整性管理文件体系

（第五分册）

完 整 性 评 价 技 术

xxxx-xx-xx发布

xxxx-xx-xx施行

中国石油天然气股份有限公司

天然气与管道分公司

完整性评价技术 编号： GPIMS／00／FC005-2005（A）

前言

《输气管道完整性管理文件体系》适用于中国石油天然气股份有限公司输气管道运营过程中的完整性管理。

石油天然气的管道运输是我国五大运输产业之一，对我国国民经济起着非常重要的作用，被誉为国民经济的动脉，随着国民经济的发展，国家对长输管道的依赖性逐渐提高，而管道对经济、环境和社会稳定的敏感度也越来越高，油气管道的安全问题已经是社会公众、政府和企业关注的焦点，政府对管道的监管力度也逐渐加大，因此对管道的运营者来说，管道的运行管理的核心是“安全和经济”。

由于当前中国石油所管理的油气管道多为上世纪70年代所建设和近年来新建管道，对老管道随着运行时间延长，管道事故时有发生，如何解决油气管道运行安全问题是当前解决老油气管道运行的首要问题。对新建管道，由于输送压力高，事故后果影响严重，如何保证管道在投入运行前期的事故多发期的运行安全，降低成本也是当前新建管道所面临的主要问题。

世界各国都在探索管道安全管理的模式，最终得出一致结论：管道完整性管理是最好的方式，近几年，管道完整性评价与完整性管理逐渐成为世界各大管道公司普遍采取的一项重要管理内容。管道的完整性评价与完整性管理是指管道公司通过对天然气管道运营中面临的安全因素的识别和评价，制定相应的安全风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的安全风险水平控制在合理的、可接受的范围内，达到减少管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行管理技术的目的。完整性评价与完整性管理的实质是，评价不断变化的管道系统的安全风险因素，并对相应的安全维护活动作出调整。世界各大管道公司采取的技术管理内容包括：管道风险管理，地质灾害与风险评估技术管理，管道安全运行的状态监测管理（腐蚀探头监测、管道气体泄露监测、超声探伤监测、气体成分监测、壁厚测量监测、粉尘组分监测、腐蚀性监测等），管道状况检测管理（智能内检测、防腐层检测，土壤腐蚀性检测等），结构损伤评估管理，土工与结构评估技术管理，腐蚀缺陷分析和评定技术管理，先进的管道维护技术管理等。

国外油气管道安全评价与完整性管理始于20世纪70年代的美国，至90年代初期，美国的许多油气管道都已应用了完整性评价与完整性管理技术来指导管道的维护工作。随后加拿大、墨西哥等国家也先后于90年代加入了管道风险管理技术的开发和应用行

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完整性评价技术

列，至今为止均取得了丰硕的成果。

编号： GPIMS／00／FC005-2005（A）

综上,管道完整性管理已经成为全球管道技术发展的重要内容，我国在这方面起步较晚，但到目前为止，还没有一套完整的完全适用于油气管道的适用性评价体系。虽然天然气管道的适用性评价可参考现有标准、规范或推荐作法,但有许多地方需要结合天然气管道的实际情况,进行修改和完善。目前，国内尚无系统的管线完整性管理文件体系。在国际上，最有代表性的标准是ASME B31.8S-2001输气管道系统完整性管理，主要针对国外输气管道。由于国内外管道设计标准和具体运行管理的实际不同，很难全部应用于国内管线。

为了保证中油天然气管道的安全运行，提高中油天然气管道的整体管理水平和自身的竞争能力，实现与国际管道完整性管理水平的接轨，从指导国内天然气管道全局的高度出发，进行国际完整性管理文件体系的研究是一项重要的基础工作，对于提高我中油股份公司整体竞争实力意义重大。

本管理体系的目的，是为输气管道的安全和完整性管理提供一套系统、综合的方法。管道公司采用该规范进行管道完整性管理，通过不断变化的管道因素，对天然气管道运营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。具体通过科学的设计、监测、检测、检验、检查、信息化系统应用等方式和各种技术的实施，获取与专业管理相结合的管道完整性信息，对可能造成管道失效的威胁因素进行管道的完整性评价，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生，经济合理地保证管道安全运行的目的。

完整性管理文件体系的目的还在于建立和提出一套专门适用于股份公司需求的技术文件，这些体系文件和系统将保证管道安全运行，并为股份公司建立最有效的管道安全经济效益战略发展服务，这些体系文件将有利于管道管理者发现和识别管道危险区域，对各种事故作到事前预控。

完整性管理与QHSE体系的关系可以表述为，QHSE是管道完整性管理的基本条件，而管道完整性管理又是管道公司QHSE体系的核心内容，完整性管理保障了人员的健康、安全、环境。世界各大管道公司按法律必须实行HSE管理，但同时又将管道完整性管理作为核心内容。

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完整性管理文件体系文件由管理总册、管理分册、程序文件、作业文件组成，在文件的编写过程中参考了国际API、ASME等国际标准并根据国内完整性管理的最新成果提出了输气管道完整性管理的程序、内容和要求。

完整性管理文件体系的文件构成： 1. 输气管道完整性管理文件体系—管理总册 2. 输气管道完整性管理文件体系—管理分册： 1）第一分册：数据的收集和整合 2）第二分册：管道风险评价技术指南 3）第三分册：完整性检测技术 4）第四分册：完整性监测技术 5）第五分册：完整性评价技术 6）第六分册：天然气管道修复技术

7）第七分册：管道地质灾害识别与评估技术

8）第八分册：天然气管道防止第三方破坏及失效统计 9）第九分册：完整性管理信息系统

3. 输气管道完整性管理文件体系—程序控制文件 4. 输气管道完整性管理文件体系—作业文件

各部分的具体内容介绍如下：

1. 输气管道完整性管理文件体系—管理总册

输气管道完整性管理文件体系—管理总册是中国石油天然气股份有限公司实施长输管道完整性管理的纲要性文件，全面地阐述了中国石油天然气股份有限公司实施管道完整性管理文件体系的内容。

2. 输气管道完整性管理文件体系—管理分册

输气管道完整性管理文件体系的分册是对管理总册中规定的某一特定流程的实施细则，论述了中国石油天然气股份有限公司完整性管理实施过程中某一特定流程的具体要求。它包括了九个分册，每一分册分别对相应的完整性管理程序的内容、要求提出了明确的规定，分别涉及的内容如下：1）数据的收集和整合；2）管道风险评价技术；3）检测技术；4）完整性监测技术；5）完整性评价技术；6）管道维护维修技术；7）线路

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地质灾害识别与评价技术；8）防止第三方破坏及事故统计分析技术；9）输气管道完整性管理信息系统

3. 输气管道完整性管理文件体系—程序控制文件

程序控制文件是输气管道完整性管理的质量控制文件，是公司内部管理的具体运作程序，规定公司内部对完整性管理的具体管理程序和控制要求，是为进行完整性管理的某项活动或过程所规定的方法和途径，以文件的形式规定了完整性管理文件体系实施过程中各业务部门工作交叉关系的处理流程和各部门人员管理行为的规范。

4.输气管道完整性管理文件体系—作业文件

作业文件包括作业指导书（操作规程）和记录文件。完整性管理的作业文件由各管道运营公司根据管道完整性管理过程的需要产生，在总册和分册文件中已经规定了要求的应当依照其要求和格式制定相应的作业文件。

作业文件是程序文件的补充和支持，是管理和操作者行为的指南，是围绕管理手册和程序文件的要求，描述具体的工作岗位和工作现场如何完成某项工作任务的具体做法，是一个详细的工作文件，主要供个人或班组使用。该文件有些是在体系运行中根据需要不断产生的。

完整性管理是一个动态的过程，各个部分是一个有机的统一整体，为了表述和管理的需要，往往将其人为的分开进行论述，但在完整性管理具体实施过程中，应当将其作为一个完整的有机过程进行全面的理解。

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目录

前言 .......................................................................................................................................................... i

0 总则 ..................................................................................................................................................... 1 1 目的 ..................................................................................................................................................... 2 2 适用范围 ............................................................................................................................................. 2 3 定义 ..................................................................................................................................................... 2 4 引用标准 ............................................................................................................................................. 4 5 基线评估 ............................................................................................................................................. 5

5.1 基线评估时间要求 .................................................................................................................. 5 5.2 评估方法 .................................................................................................................................. 6 5.3 管段的优先次序 ...................................................................................................................... 7 5.4 特殊威胁因素的评估 .............................................................................................................. 7 5.5 预评估 ...................................................................................................................................... 8 5.6 最新识别的风险区域 .............................................................................................................. 8 5.7 基线评估的注意事项 .............................................................................................................. 8 5.8 基线评估程序和方案 .............................................................................................................. 9 6 试压评价 ........................................................................................................................................... 12

6.1 适用范围 ................................................................................................................................ 12 6.2 试压要求 ................................................................................................................................ 13 6.3 试压操作(液体试压) ............................................................................................................. 18 6.4 气体试压 ................................................................................................................................ 21 7 缺陷适用性评估技术 ....................................................................................................................... 23

7.5 评价方法 ................................................................................................................................ 23 7.6 评价方法选择 ........................................................................................................................ 31 7.7 含缺陷管道寿命预测评价 .................................................................................................... 32 8 管道运行安全评价 ........................................................................................................................... 36

8.1 范围 ........................................................................................................................................ 36 8.2 确定职责 ................................................................................................................................ 36 8.3 管理内容 ................................................................................................................................ 37 8.4 更改 ...................................................................................................................................... 40 8.5 相关文件和记录 .................................................................................................................... 40 9 外腐蚀直接评价法（ECDA） ........................................................................................................ 41

9.1 预评价 .................................................................................................................................... 44 9.2 间接检查 ................................................................................................................................ 44 9.3 直接检验 ................................................................................................................................ 45 9.4 后评价 .................................................................................................................................... 46 9.5 ECDA的记录 ......................................................................................................................... 47 10 管道ICDA评估技术 ..................................................................................................................... 49

10.1 内腐蚀的直接评价方法（ICDA） .................................................................................... 49 10.2 预评价 .................................................................................................................................. 50 10.3 局部检查点的选择 .............................................................................................................. 50 10.4 局部检测 .............................................................................................................................. 50

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10.5 后评价 .................................................................................................................................. 51

10.6 ICDA 技术详细操作步骤 ................................................................................................... 51 10.7 有效性验证 .......................................................................................................................... 68 10.8 ICDA区域的定义 ............................................................................................................... 69 10.9 临界倾斜角与流量的关系 ................................................................................................ 69 10.10 现场选择详细的ICDA检查表 ......................................................................................... 70 10.11 计算公式 ............................................................................................................................ 71 11 结构评估 ......................................................................................................................................... 72 附录1 .................................................................................................................................................... 73

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0 总则

管道完整性管理是当前世界管道各大公司采取的一项重要管理内容，管道完整性管理是指通过对天然气管道运营管理中存在的风险因素进行识别和评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制到合理的、可接受的范围内，达到减少以至避免管道事故的发生，经济合理地保证管道安全运行的目的。

天然气具有易燃、易爆的特性，随着输送管线埋地时间的增长，由于管道材质问题或施工期间造成的损伤，以及管道运行期间第三方破坏、腐蚀穿孔、自然灾害、误操作等因素造成的管道泄露、穿孔、爆炸等事故时有发生，直接威胁人身安全，破坏生态环境，并给管道工业造成巨大的经济损失。据统计，在所有干线输气管道事故中，按管道事故的严重程度，泄漏占40%～80%，穿孔占10%～40%，破裂占1%～5%，各国天然气管道的火灾、爆炸事故曾给人民生命财产造成了重大损失。

对于管道管理者而言，如何有效的发现缺陷及合理的分类，同时对这些缺陷进行适用性评价，包括定量评价管道中所检测到的几何、金属损失缺陷，依据严格的理论分析判定缺陷对安全可靠性的影响，对缺陷的形成、扩展及管道的失效过程、后果等作出判断，做出科学合理的维修结论，节约不必要维修的费用，并将需要及时修复的缺陷点及时处理，预防事故的发生。因此，如何采取有效的评价手段，对检测出缺陷进行评价分析和处理，这是管道管理者面临的重要问题。

该文件分册《天然气气管道完整性管理文件体系-完整性评价分册》全面探讨了天然气管道评价技术，提出了提出了不同评价方法及适用范围、科学合理的规定了评价周期，鉴于国内目前评价技术的开发处于初始阶段。因此，选择和开发合理的评价技术将是中国石油管道目前面临的一项重要任务。

本分册主要内容包括：

基线评估 试压评价

缺陷适用性评价 管道运行安全评价 ECDA直接评估技术 ICDA评估技术

本体系分册为完整性管理文件体系第五分册

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完整性评价技术

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1 目的

完整性管理是实现管道维护科学化、管理科学化的重要内容，完整性监测是完整性管理的重要内容，建立和提出管道完整性管理检测的体系文件，是保证管道安全运行的重要内容，可为实施完整性管理的有效性打下坚实的基础，该文件分册将有利于中国石油管道管理者发现和识别管道的缺陷特征，建立管道基础数据库，从而为管道完整性数据的收集、适用性评价技术的应用，保证管道的安全打下坚实的基础，有助于实现完整性管理程序所规定的内容，通过检测将各种事故及时预控。

2 适用范围

本文件分册适合于天然气管道公司的完整性管理，适用于中国石油各管道公司运行管理者和维护工程师或其它相关人员，应用范围为输气管道干线、站场、压气站、储气库。

3 定义

生产运行安全评价：从涉及管道安全运行多方面对输气安全生产进行综合评价，主要包括：冬季运行压力、气量预测下，站场、干线管道承压能力（无缺陷）；站场关键部位壁厚测量、沉降管承压；线路重车经过和夏季悬管管道的安全；全线设备、压力容器检测结果评价；内腐蚀、内部冲蚀监测；内检测数据分析；自控、通讯、电气安全评价分析；压缩机进出口管道安全评价和疲劳影响分析；储气库站场采气工艺管道应力分析；应急指挥、应急抢修方案评价。

管道内检测评估：是指采用管道内检测技术进行管道评估，通过对管道内部和外部的腐蚀或损伤情况进行一次总的摸底，查出管道中可能存在的缺陷或安全隐患，建立管道完整的基础数据库，评价管道完整性的最新状况，并对管道的安全运行与维护提出建议和维修决策。

外防腐层安全与寿命评价：通过完整的管道防腐层、阴极保护检测资料，以及防护状况的检测，为管道管理和维护提供有价值的第一手资料，并且综合外检测数据信息，

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如土壤腐蚀性检测、阴极保护状况检测、防腐层地面检测、防腐层状况检测、外壁腐蚀状况检测、管道材料理化性能测试，外防腐层检测进行管外防腐层的安全评价和寿命预测。

含缺陷管道安全与寿命评价：针对油气管道中存在的缺陷，如凹坑、点蚀、坑蚀、面蚀、砸坑、裂纹等平面型和体积型缺陷，评价管道在当前工况下是否满足规定的输送功能要求和安全性与可靠性方面的评价。

基线检测：管道竣工投产后，首次进行的检测活动，主要是建立管道基础数据库 单个缺陷：是指不与邻近缺陷相互作用的缺陷。单个缺陷的失效压力与管道中其它的缺陷无关。

相互作用的缺陷：是指在轴向或环向与邻近缺陷相互作用的缺陷。由于缺陷之间的相互作用，其失效压力小于单个缺陷的失效压力。

复杂形状缺陷：是一组相互作用的缺陷的组合或是具有等效形状的单个缺陷。 阴极保护（CP）：通过一个电化学电池的阴极来降低金属表面腐蚀的一种技术。 分类：在全年运行的典型工况下，以间接检测的结果为依据来估计腐蚀行为发生的可能性。

小间距测量法（CIS）：一种沿管道以一定的间距测量管道与土壤之间电位的方法。 腐蚀：在环境中发生化学反应而导致的金属损坏。

腐蚀行为：在管道的设计寿命期间，以一种足以降低管道承压能力的速度正在发生腐蚀的活跃状态。

PCM电流衰减测量方法：一种以电磁场传播理论应用为基础来测量管道涂层整体工况的方法。

缺陷：管壁上降低管道承压能力的一种异常现象。

直流电压梯度（DCVG）：一种沿管道和在管道周围通过测量电压梯度的变化来确定涂层缺陷和表征腐蚀行为的测量方法。

涂层脱落：由于粘着失效，化学反应，机械破坏、析氢等原因而导致管道的保护层和管道之间粘着力的损失。

ECDA：可见外腐蚀直接评估（ECDA）的缩写。

ECDA部位：具有相似的物理性质和操作记载并且可以使用相同的间接检测工具的

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管道的一部分或一些部分。

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电解质：离子可以在电场的作用下移动的一种化学物质。

电磁检测技术：在地面上通过测量磁场的改变来确定埋地管道涂层缺陷的一种测量技术。

外部腐蚀直接评价方法（ECDA）：通过预评价，间接检测、直接检验、后评价四步相结合的方法来评价外部腐蚀对管道完整性的影响。

故障：涂层上出现的一种异常现象，包括涂层脱落的面积和缺陷。

钢材：主要成分是铁的一种金属，根据这个标准，钢材包括：钢、铸铁和锻铁。 涂层缺陷：在保护层中一种暴露在环境中的无保护的一种不连续的状态。

水压试验：通过在管段中充水、加压，使名义的环向应力达到给定值时的一种试用试验。

紧急特征：一种在短时间内需要重新调整和修补的表征。 特征：通过间接检测工具检测到的偏离正常现象的一种显示。

间接检测：一种用来在地面上和在管道附近测量腐蚀行为、涂层缺陷以及其它异常现象发生的位置和特征的装置和操作方法。

管线内检测：一种利用管线内的检测工具来对管道的内部进行检测，这种进行管线内检测的工具称作清管器和智能清管器。

短路电压：阴极保护电流中断以后，一个电极会立刻产生一个极化的半电池电势，这电势接近电流通的时候无电压降时电压。 电压降：按照欧姆定律，通过电阻的电压。

最大允许操作压力：管道运行时允许的最大内部压力。

机械损坏：管道中的任何一种异常现象，包括外力引起的凹坑、凿出的槽和金属的损失。

4 引用标准

[1]. [2].

GB/T16805-1997 液体石油管道压力试验

SY/T 6151-1995 钢制管道管体腐蚀损伤评价方法

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[3]. SY/T6477-2000 含缺陷油气输送管道剩余强度评价方法第1部分：体积型缺陷

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[4]. SY/T6597-2004 钢质管道内检测技术规范 [5]. [6]. [7]. [8]. [9].

Q/SY JS0055-2005 钢制管道缺陷安全评价规范 Q/SY JS0054-2005 钢制管道内检测执行技术规范 API 579 管道安全评价、几何机械损伤评价标准 DNV-RP-F101 腐蚀管道缺陷评价标准

ASME B31.G 确定腐蚀管线剩余强度手册

[10]. ASME B31.8 S-2001 输气管道系统完整性管理 [11]. ASME B31.8-1989 输配气管道完整性系统

[12]. NACE RP-0502-2002 管道外腐蚀检测与直接评价标准

[13]. Pressure Testing ES and H manual Volume II Part 18:

Pressure/Noise/Hazardous Atmospheres 2004.2

[14]. A Procedure for the Hydrostatic Pressure Testing of Marine Facility

Piping California State Lands Commission 管道设施的静水试压程序 加利福尼亚州国土资源部

[15]. CFR 49 PART 192.761-763 事故结果严重区定义 [16]. [17]. [18]. [19]. [20].

内腐蚀直接评估 NACE

NACE 0502-2002 外腐蚀直接评估技术

CFR 49 PART 192.511 美国运输部法规 NACE-T0340 ICDA 内腐蚀直接评估技术

BS STANDARD Guide on methods for assessing the acceptability of in

metallic structure

5 基线评估

5.1 基线评估时间要求

管道公司对所包经营的管段实行基线评估时，必须遵守下面的要求。 5.1.1 采用内检测和试压方法的周期

管道公司采用内检测器或试压作为完整性评估方法时，评估时必须遵守下面的时

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间周期。

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（A）高风险区应采用压力测试或内检测工具作为基线评估方法，管道公司必须在10年内完成基线评估。操作运行公司必须从风险最高的管段开始，采用这些方法中的一种进行评估，在5年内至少评估完成被评估管道的50％。管道公司必须给出要评估的管段确定优先次序，给那些位于高风险区中的管段赋予较高的优先权。

（B）采用试压或内检测工具作为评估位于中等危险地区（地区等级为3级或4级，但不是高风险地区）管段的方法时，管道公司必须在13年内完成基线评估。 5.1.2 采用直接评估方法的周期

采用直接评估作为完整性评估方法的管道公司，在进行评估时必须遵守下面的时间周期。

（A）高风险区域采用直接评估作为评估方法的管道运行商必须在7年内完成基线评估。从具有最大风险的管段开始，4年内管道公司必须至少评估完所评估的管段的50％。

（B）采用直接评估作为评估位于中等危险地区（地区等级为3级或4级，但不在高风险区中）管段的方法时，管道公司必须在10年内完成所评估管线的全部基线评估。 5.1.3 高风险区域的确定参见《完整性管理文件体系-风险评价分册》，高风险区域首先由管道公司确定并在沿线告之。

5.2 评估方法

地区公司必须评估每一管段的完整性，可以采用一种或多种下述的方法，这取决于管段所受的威胁因素。地区公司应选择最适合、合理的方法处理管段识别的风险和威胁.

I. 使用腐蚀检测的内检测工具和任何管段所能承受的其它威胁，地区公司选择

合适的内部检测工具执行ASME/ANSI B31.8S（输气管道完整性管理）；

II. 进行压力测试；

III.采用直接评估方法处理外部腐蚀、内部腐蚀和应力腐蚀开裂等威胁。管道

公司须按照ASME/ANSI B31.8S进行直接评估；

ⅳ.经过管道公司证明的能够提供对管线情况等价了解的其它方法。管道公司如

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果选择这种方法，在实施评估前180天必须经过专家组的审查，并上报专业管理公司。

5.3 管段的优先次序

根据考虑每条管段潜在威胁的风险分析结果，管道公司必须为进行基线评估的管段确定优先次序。

5.4 特殊威胁因素的评估

在为基线评估选择评估方法时，管道公司必须采用以下步骤来处理所发现的特殊威胁因素。

I.第三方破坏。管道公司必须通过下列方法处理第三方破坏的威胁：

（A）预防措施。管道公司必须实施综合保护措施来处理这种威胁，并且监控预防措施的有效性。

（B）检测评估工具。管道公司必须采用内部检测工具，例如几何检测器来评估易于受到第三方破坏事故影响的管段。如果没有其它的可行方法，管道公司可以利用直接检测作为主要的评估方法，通过数据的搜集和整理确定管段对第三方破坏的敏感性。没有使用内检测或直接评估方法的管道公司，必须通过其它直接检测方法查出可能由于第三方破坏导致的所有危害迹象。

II. 疲劳影响。管道公司必须分析是否有循环疲劳或其它的加载条件（包括地基稳定性、地质运动，管桥疲劳等情况等，定期检测管道和构件凹坑和凹痕,假设存在凹痕的深度，并确定加载条件是否能导致凹痕发生事故。管道公司必须利用评估结果和标准来评估危害性。

III. 制造和建设期缺陷。为了处理制造和建设期缺陷（包括焊缝缺陷），管道公司必须在管段寿命期内进行至少一次的压力测试，除非管道公司能证明压力测试对处理该威胁是没有必要的。如果管道公司不进行压力测试，那么在任何历史操作压力或其它应力条件改变时，包括周期疲劳问题，管道公司必须采用本节中允许的评估方法评估管线。

ⅳ.ERW管,当评估易于受到焊缝事故影响的低频率电阻焊接管或搭焊管时，管道公司选择的方法必须能够评估焊缝的完整性和焊缝腐蚀的异常情况。

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ⅴ.腐蚀。如果管道公司在所包含管段上发现了腐蚀，这会对整条管线产生不利的影响，操作者必须进行完整性评估，并且通过类似的材料涂层和环境特征补救所有的管段。管道公司必须为评估和补救类似管段做一个进度计划，它与运行管理者的检验和维修操作程序是一致的。

5.5 预评估

如果开始使用的完整性评估方法满足管道要求，管道公司可以在5年后采用该完整性评估作为基线评估。但如果管道使用优先排序的风险评估方法进行基线评估，那么管道公司还必须对管子进行再评估。

5.6 最新识别的风险区域

当管道公司了解到某管段周围的区域符合高风险区中某一定义的要求时，该管道公司务必从即日起一年内将该区域列为基线评估计划的高后果区域。操作人员必须在从识别出新的区域当日起10年内（如果正在施行直接评估,则要求7年内）完成最新识别的高后果区域内的所有管子的基线评估。

5.7 基线评估的注意事项

（1）每个管段应识别潜在的威胁。

（2）注意评估管道完整性的方法，包括为什么选择这种评估方法处理管段威胁因素。管道公司采用的完整性检测、评估方法必须以识别管段威胁为基础。明确削减管段的威胁不只一种方法。

（3）完成所有管段完整性评估的计划，包括在制定评估进度表时的风险因素。 （4）如果可行，采用直接评估计划。

（5）描述管道怎样确保基线评估以对环境和安全风险最小的方式。

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5.8 基线评估程序和方案

基线评估步骤

1.1 在HCAs上存取管道完整性1 管理信息, 并设置HCA覆盖或接近整个操作者的操作管线位置 1.2确定任何泄漏会出现在HCAs的区域 1.3 后评估步骤 1.4 收集并组合来自各部分的所有可影响风险的信息 1.5 评价与风险相关的每部分，并优先处理基于风险排序重要性的部分 1.6 确定给出重要故障类型和状况的每个部分的评估方法 9

-------图例------- 评估 综合 确证 联系 修复 项目展开 判定要点

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1.7除去内检测和压力试验是否还有其它技术可被选择？ 1.8 报告上级并以文件形式给出掌握同等程度的管线状况资料 YES NO 1.9 建立一个基线评估计划表，列出最先最大风险部分 1.10 记录基线评估计划，包括评估方NO 案、计划表和依据 1.11 基线计划表的效能方面评估结论是必须的？ YES 2

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基线评估方案

3 为每部分确定评估方案 ILI 水压实验 直接评估(限于EDAC,ICDA和SCCDA方法） 其它技术 制定评估方案 明确的危害和风险因素制定计划表 为基线评估计划，包括方案、计划表和风险依据提供文件资料 No 计划表和规则的截止时间相吻合吗 提交一份180天的报告委托给上级 Yes 管理 基线评估 2 修复 11

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6 试压评价

试压是长期以来得到行业认可的一种管道完整性验证方法。这种完整性评价方法可包括强度试验和严密性试验两种。这种方法的选择应适合于要评价的危险。

ASME B31.8对新建管道和在役管道的试压作了详细的规定，规定了为暴露某些危险应达到的试验压力和试压持续时间，还规定了许用的试验介质和采用不同试验介质的具体条件。

运营公司应考虑风险评估的结果及预计的缺陷类型，以确定何时进行试压检测。

6.1 适用范围

6.1.1 与时间风险因素

试压适用于检查时效性危险。时效性危险有：外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀开裂以及其它与环境有关的腐蚀机理。 6.1.2制管及相关缺陷的风险因素

试压适用于检查制管焊缝危险。压力试验应符合ASME B31.8的要求。它将确定是采用空气作试压介质还是采用水作试压介质。焊缝系数小于1.0的管子（如搭接焊管、锻焊管和对接焊管），或者由低频电阻焊管（ERW）或闪光焊管组成的管道，均存在焊缝问题。

当提高管道最大允许操作压力、或将操作压力提高到历史操作压力（即本标准生效日以前5年中记录的最大压力）以上时，必须进行压力试验，以检测是否存在焊缝问题。

对于钢管焊缝，当提高管道最大允许操作压力、或将操作压力提高到历史操作压力（过去5年中记录的最大压力）以上时，必须进行压力试验，以检测是否存在焊缝问题。压力试验应符合ASME B31.8的规定，试验压力应至少达到最大允许操作压力的1.25倍。ASME B31.8规定了对新建管道和在役管道进行试压的方法。 6.1.3 其它风险因素

对其它类中危险因素，一般说来，不适合采用试压方法进行完整性评价。 6.1.4 检查和评价

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对试压开裂的任何管道，都应进行检查，目的是要评价：开裂是由试验来确定那种危险造成的。如果失败是由其它的危险造成的，则必须把试验失败的数据与和该危险有关的其它数据结合起来，再对该管段进行风险评估。

6.2 试压要求

该部分重点描述了泄露试压和强度试压的具体要求。 6.2.1一般要求

（a）任何人不得运行管道的新建管段，或使已经重新设置或更换管段的管道重新投入运行。直到

(1) 按要求进行了试验，以证实最大允许运行压力；并且（2） (2) 已经定位并消除了每个潜在的泄漏风险。

（b）测试介质必须是液体、空气、天然气或惰性气体，且该惰性气体： 1) 与建设管道的材料相匹配。

2) 相对无沉积物质：并且除天然气外，均不可燃。

（c）除了按运行压力下的环向应力下达到SYMS的30%以上钢制管道的强度试验要求所述外，如果使用空气、天然气，或惰性气体作为试压介质时，最大环向应力的限定值为：

地区种类 最大允许环向应力 SYMS 的百分比 天然气 1 2 3 4

（d）用于连接试压管段的接头不要求按这部分试压。但每个非焊接头必须进行检漏，检漏压力不应低于其运行压力。

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空气或惰性气体 80 75 50 40 80 30 30 30

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6.2.2 试压介质选择 (压力实验ASME B31.8)

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1）位于1级1类地区的管线，如最大操作压力下的环向应力大于72%SMYS，应进行静水压试验，试验压力应达到设计压力的1．25倍。

2）位于1级2类地区的管线，如果最大操作压力下的环向应力等于或小于72%SMYS，应用空气或气体试压,试验压力为最大操作压力的1.1倍，或进行静水压试验，试验压力至少为最大操作压力的1.1倍。

3）位于2类地区内的干线或总管，应采用空气试压至最大操作压力的1.25倍，或使用静水压试验，试验压力至少为最大操作压力的1.25倍.

4) 位于3类或4类地区内的干线和总管，进行静水压试验压力最低要不低于最大操作压力的1.4 倍。如果管线或总管是首次试压时，存在下列一种或同时存在下列两种情况，可用空气试压至最大操作压力的1.1倍。

A、管子埋深处的地温为32℉或更低，或完成静水压试验前将降至此温度；

B、质量合格的试压用水不足。

5）上一款对空气试压进行了限制，但只要具备全部下列各项条件，则在3级或4级地区仍可使用空气试压：

（a）对于3级地区，试压的最高环向应力小于50% SMYS，对于4级地区，试压最高的环向应力小于40%SMYS；

（b）干线或总管所要操作的最大压力不超过现场最大试验压力的80%； （c）所试的管子是新管子，纵向焊缝系数E为1.0

1 地区等级 1 级1类 1级2类 2类地区 3级和4级 2 许用的试压流体 水 水 空气 气体 水 空气 水 3 4 规定的试验压力 最小 1.25 m.o.p 1.1 m.o.p 1.1 m.o.p 1.1 m.o.p 1.25 m.o.p 1.25 m.o.p 1.40 m.o.p 14

最大 无 无 1.1 d.p. 1.1 d.p. 无 1.25 d.p. 无或d.p. 5 最大允许操作压力（取两者之间较低值） t.p./1.25 t.p./1.1或d.p. t.p./1.25或d.p t.p./1.40或d.p. 完整性评价技术

3级和4级 （限定条件） 空气 1.1 m.o.p

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1.1 m.o.p t.p./1.1或d.p. m.o.p.一最大操作压力（不一定是最大容许操作压力） d.p.一设计压力 t.p.一试验压力 注：本表阐明了试验压力和试压后的最大许可操作压力之间的关系。 如果管道公司所定的最大操作压力小于设计压力，则可按表中“规定的试验压力”栏中的“最小”栏的值相应降低其规定的试验压力。但如果采用降低的试验压力，则以后的最大操作压力，在没有按表中“规定的试验压力”栏中相应的“最大”栏中值重新试压前，不得提高到设计压力。 6.2.3 运行压力在SYMS的30%以上环向应力下的钢制管道的强度试验要求。 （a）除在役输气管道外，运行应力产生的环向应力为SYMS 30%以上的钢制管道的每个管段，都必须按本部分之规定进行强度试验，以确定最大允许运行压力。此外，在1类或2类地区，如果在有人居住的建筑物的300 inch (91m）以内有管道，则必须对该管道进行静水压试验，对位于300inch 以内管段，试验压力至少为最大试验压力的125%，但在任何情况下，试压管段的长度均不得少于600 inch(183m），不到600 inch(183m）的新建或重新设置的管道除外。如果环向应力超过50%的SYMS的管段建筑物里的居民撤离后，可以采用空气或惰性气作为试压介质。

（b）位于1 类或2 类地区的每座压缩机站、调压站和计量站，都必须至少要按3 级地区试验要进行压力试验。

（c）除本节（e ）小节所述外，强度试压必须在等于或高于试压压力下至少保持8个小时。

（d）如果不是更换管子，而仅仅是更换管道部件或在管道上添加部件，如果部件制造厂商符合压力资质条件，则不要求在安装后进行强度试验测试：

(1) 部件的试验压力至少等于其要连附之管道所要求的压力；或者（2） (2) 部件的制造符合质量控制系统要求，该系统可以保证制造的每个部件

至少在强度方面与主机相等，而样机的试验压力至少与其要连接附件之管道所要求的压力相等。

（e）对于组装后的管件和管子短节来说，如果对这些管件进行后安装试验是不切实际的，则必须在安装前进行试压,试压压力在等于或高于试验压力下，至少保压4个小

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时.

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6.2.4 192.507 管道运行压力在环向应力小于SYMS的30%，并且在100 psi（689kPa）或以上压力（表压）的试压要求

除在役管道和塑料管道外，环向应力小于或等于SYMS的30％，且大于100psi(689kPa)（表压）的每节管段都必须按以下进行压力试验。

（a）管道运营商必须采用可以确保能发现所试验管段上存在所有潜在危险泄漏点的试验程序。

（b）如果管段在试压期间的应力是SYMS的20％或以上，并且采用天然气、惰性气或空气作为测试介质，则：

1)

必须进行泄漏试验，试验压力在100psi(689kPa)（表压）压力和产生SYMS的20％环向应力所需的压力之间，或者（2） 2)

当环向应力大约是SYMS的20％时，必须采取徒步巡线的方式来检查泄漏情况

（c）必须在试验压力下或高于试验压力下，至少保压lh。

6.2.5 100psi（689kPa）（表压）以下压力运行管道的试压要求 192.509

除在役管道和塑料管道外，运行压力在10Opsi(689kPa)（表压）的每段管段都必须按下列标准进行泄漏试验：

（a）采用的试压程序确保能够找到测试段所有潜在危险泄漏点。

（b）运营压力低于1psi(6.9kPa)（表压）的每条干线都必须在至少10psi(69kPa)（表压）的压力下进行试压，且运行在1psi(6.9kPa)（表压）或高于此值的每条干线都必须在至少90psi(621kPa)（表压）的压力下进行试压。

6.2.6 在役输气管道的试压要求 192.511

（a）在投产前，在役管道（除塑料管道外）的每个管段都必须按该部分要求进行试压。如果可行，与干线连接的每条在役管道都必须一起进行试压；如果不可行，则必须在运行服役过程中按运行压力进行压力试验。

（b） 在役管道（除塑料管道外）的每个管段，如果操作压力小于1 psi(6.9kPa)（表压），则试压压力要在10 psi(69kPa)（表压）下进行。试压应使用3寸量程表带最

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大量程30psi，也可使用10in（254mm）汞注的表试压。

（c）计划在1psi -40 psi(276kPa)（表压）以上压力下运行的在役管道（除塑料管道外）的每个管段，都必须在不少于50psi(345kPa)（表压）的压力下进行压力试验, 使用100psi量程表。

(D) 每一管段在超过40psi的操作压力下运行管段，必须不少于90psi的试压压力，使用100psi量程表，如果在役管道在20%的SYMS应力下运行，按192.507 试压.

6.2.6 环保和安全要求192.515

（a）按本部分要求试压时，每个运营商都应制定合理的预防措施，以便保护员工和公众在试压期间的绝对安全。当试压管段的环向应力超50％的SMYS时，运营商应采取所有可行的措施，不参加试压操作的人员均位于测试区以外，直到压力下降或低于预测的最大允许操作压力。

（b） 运营商应确保采用对环境危害最小的方式，来排放试压介质。

6.2.7 记录192.517

每个运营商都应在管道的有效寿命期间，做出并保存按192.505和192.507 款规定所进行每次试压的记录。记录必须至少要包含下列数据：

（a）运营商名称，运营商负责进行试压的雇员的姓名，以及雇用的任何试压公司的名称。

（b）使用的试压介质。 （c）试验压力。 （d）试压周期。

（e）压力记录图，或其它压力读数记录。 （f）高程变化，对特殊试验至关重要。 （g）记录泄漏和次数、事故处理方法。

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6.3 试压操作(液体试压)

6.3.1 前言

本推荐作法的目的在于引述在安装就位的管线上进行水压试验所应采取的某些重要步骤、本作法只打算提供基本的指南。本推荐作法各部分中涉及测定管子达到屈服强度时的压力方面的内容，只有在需要作这种测定时才使用。 6.3.2 试压设备

试压设备，依次按流程可分为:

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a) 液体供应管路系统 b) 泵(阀门、压力表等)

c) 放空阀门（或通过旁通到储水箱） d) 截断阀 e) 压力表

f) 安全阀（设置为试验压力的110%） g) 管道系统

6.3.3 计划

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（a）一切试压工作均应考虑到人员和财产的安全．如试验压力高于400Psig，则在进行水压试验过程中应采取适当保护措施，使从事试验操作的人员和试验现场隔离。 （b）试验管段和试验现场选择 可以根据需要将管线分成若干个短的试验管段。宜预先取得一份标明管线沿途标高的地形图，或进行一次适宜的标高勘测。以便试验管段上由于称高高差造成的静水压力均在所期望的为管子所确定的最大和最小试验压力范围内。试压现场可选在管段沿途的任何便利的区域内，然而，为了保持试验压力在最小和最大的试验压力间，必须知道试验现场的高点和低点的标高。

（c）水源和排水 在试验前宜选好水源和排水点。宜查阅联邦的，州的和地方的法规以确保符合汲水和排水要求。在试验后排水的过程中，要采取谨慎的措施以防损坏庄稼、过度冲刷或污染河流、水道或其它水体，包括地下水。 6.3.4 注水

通常利用一台高排量离心泵或泵机组向管内注水。注水连续，并在放入的一个或多个橡皮活塞或清管球的后面进行注水，尽可能地排除管线内的空气。注水过程宜通过计量加压系统送入管线内的水量及计算充水管线的体积来进行监控。 水注入管后直到稳定一段时间，使注入水的水温和地层温度能相平衡。 6.3.5 试验

（a）加压泵 在试验中通常用一台正排量往复式泵给管线加压。泵的流量值适当，以能提供合理的加压速度。系的压力额定值必须高于预期的最大试验压力。

（b）试压用总管，管系和网门 试压用总管和管系的设计压力及试任用管汇中的

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软管和阀门的额定压力不应低于预期的试验压力。在试压前宜检查所有的设备，以确信这些设备处于良好的工作状态。 （c）加压 加压顺序如下：

（1）将试验管段的压力升高到不超过预期试验压力的80％，并保压一段时间以确保不存在大的泄漏。

（2）在这段时间内，监视压力并检查试验管段是否有泄漏。发现大的泄漏应予修补。

（3）在压力保持一段时间后，以均匀的速率加压到试验压力。标绘压力-体积曲线（手工记录或自动标绘仪），监视其与直线的偏差。

（4）在通过加压操作使压力达到试验压力并趋于稳定时，可开始一个保压阶段。在这段时间里为保持最小的试验压力，可以按需要往管内添加试压介质。

6.3.6 测定产生屈服所需的压力

（a）压力-体积内线标绘方法 如用标绘曲线图法来监视与直线的偏差，可用手工标绘法或自动标线仪来准确地标绘注入管线内的水体积与管压之间的关系曲线。这种自动标线仪已有市售，该仪器采用由打压泵泵轴驱动的图表装置（一种测定水体积的装置）和安装在管线上的压力传感器来显示压力．用手工标绘或记录时，应记下泵的冲程次数，并对应压力读数标绘出曲线，应该在足以准确确立压力- 体积关系曲线的直线部分的最低压力开始标绘或记示．手工标绘的点数宜足够密，以便能及时地测出与标绘图上直线部分的偏差．与直线的偏差表示压力-体积曲线非线性部分的开始，而且表示快要接近屈服点。

（b）测定屈服 应在试压管段的海拔 最高点测定管线屈服时的压力。该屈服压 力可按以下压力之一来确定：

（1）当需要两倍于出现任何偏差前压力-体积标绘图的直线部分单位压力增值所需的泵冲程次数才能达到相同的单位压力增值时，此时的压力即为管子屈服压力．假设测试管段中每根管子都具有相同的适当均匀的屈服强度，则在该压力下的管壁应力一般在80％SMYS和90％SMYS间。

（2）当发生偏差后的冲程次数乘以单位冲程容积的乘积值等于在大气压力下测量

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的管段充水（或试压介质）体积的0．002倍时，这时的管内压力即可定为屈服压力。 6.3.7 泄漏试验

如在保压期间发现有泄漏，可降压寻找泄漏点。在泄漏点修补后，重新要在满试验压力下保压相同的时间。

6.3.8 记录

作业公司应在每条管线和主干线的有效寿命期内存档保留试压记录。试压记录包括如下内容： （a）试验介质 （b）试验压力 （C）试验持续时间 （d）试验日期

（e）压力记录表或压力记录图

（f）压力与体积标绘曲线（如果适用的话） （g）在高及低海拔点的压力 （h）测定压力点的海拔高度

（i）指导测试的人员，操作员及测试承包人（如外包的话） （j）环境因素（外界温度、下雨、下雪、刮风等） （k）制造商（管子、阀门等）

（l）管子规格（SMYS、直径、壁厚等）

（m）明确说明每个试验管段试验记录所包括的内容 （n）描述发生的任何泄漏缺陷或各种故障及其性质

6.4 气体试压

6.4.1 试压设备

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试压设备,按操作流程:

(1) 空气压缩机 (2) 调压阀 (3) 放空阀 (4) 截断阀

(5) 安全阀(设定为超过试验压力为110%) (6) 压力表 (7) 辅助放空阀 (8) 管道系统

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6.4.3 试压程序

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气体试压的程序步骤与液体试压基本相同,不同的是:

(1) 气源 (液体试压为水源)

(2) 气体试压系统的安装 (液体试压为液体试压系统安装) (3) 气体的放空 (液体需回收) 其它步骤基本相同。

6.4.2 安全措施

气体试压比试压更具危险性，全体参加人员应高度警惕，除了执行液体试压安全预防措施外还另需采取如下安全防范措施： 1) 试压过程的授权

在线压力管道系统的试压文件应该由以下人员签署: ? 设计负责人

? 压力管道试压项目经理负责完成允许的所有的在线检测过程相关的文件。 ? 如果涉及到氧气，有毒或者可燃材料时，要求得到HSE部门的允许。试压计划应该通知管道区域所涉及的人员，包括附近建筑物区域业主或管理部门。 2) 试压人员

试压必须由压力监测员监督或指导，负责试压的设计师或者操作者将负责试压设备安装以准备测试过程。

3) 在所有试压区张贴警告标志, “危险—高压试压进行中—请勿靠近”。

4) 监理或检查人员或检验者及其它相关人员检查试压系统后，如果认为试压系统不安全，系统没有被正确标识，准备过程不完全，则监理检查人员有权中止试压。

7 缺陷适用性评估技术 7.5 评价方法

7.1.1 ASME B31.G

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1) 限制条件

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(a)本方法限于可焊接的管线钢材，如碳钢或高强度低合金钢的腐蚀。ASTM A53，A106和A381，以及API 5L（现行的API 5L包括原先API 5LX和5LS确的所有等级）中所叙述的是这些钢材的典型代表。

(b)本方法只适用于外形平滑，低应力集中的管线用管本体上的缺陷（例如，电解或电化学腐蚀，和磨蚀引起的壁厚损失）。

(c)此方法不宜用于评定被腐蚀的环向或纵向焊缝及其热影响区、机械损害引起的缺陷，如凹陷和沟槽、以及在管子或钢板制造过程中产生的缺陷，如裂纹、折皱、轧头、疤痕、夹层等处的剩余强度。

(d)本方法中提出的腐蚀管子留用准则只以管子在承受内压时保持结构完整性的能力为根据，当管子承受第二有效应力（如弯曲应力），尤其是腐蚀有举足轻重的横向成分时，它不宜作为唯一准则。

(e)本方法不能预测泄漏和破裂事故。

2) 方法与研究程序

广泛的旧管道试验，把真实的腐蚀管子加压爆破是本手册所述方法的依据。因为有用过的，且确具腐蚀危险的管子可以利用，拿这种原型的现场样品就地或在大的原型试验坑内作试验，就比把这些准则建立在用机械加工的缺陷进行的纯实验室试验显得更为合理。

针对全部缺陷类型安排了数百次旧管子试验以确定普遍的缺陷特征。计算腐蚀管材承压强度的数学关系式就是在试验积累的基础上形成的。这些虽属半经验性的数学关系式，都基于断裂力学原理。

断裂力学的基本原理是，当存在缺陷时，材料抵抗不稳定开裂的能力与缺陷尺寸和一个称为韧性愈大，发生断裂前它所能承受的裂纹就愈大。同样，缺陷愈大，发生漏泄或破裂时的压力就愈低。这两种特性看起来显而易见，然而它们构成了确定有缺陷管子实际强度的断裂力学基础。

1970年和1971年间用数个规格的管子作47次压力试验。来评估确定腐蚀区域强度的数学关系式的有效性。试验管材的直径从16in.到30in.，管壁厚度从0.312in.到0.375in.。管材的屈服强度从API 5LA-25级的大约25,000psi到5LX X-52级的大约52000psi。

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早期试验建立的数学关系式已根据以后试验的成果作了修正，在本标准研究过的材料范围内，就腐蚀缺陷的破裂压力提供可靠估计。

图7-1 按预测破裂应力,腐蚀缺陷的抛物线准则

用腐蚀管子进行的试验表明，管线管的钢材都有足够韧性，而韧性不是一个主要因素。钝性腐蚀缺陷的破裂受其尺寸和材料流变应力或屈服应力的控制。

图7-1显示了原管道打压破裂的实际情况与判定管线管腐蚀坑穴能否接受的准则之间的关系。这一准则是，它们应能承受等于其规定最小屈服强度（SMYS）100%的应力水平。此图以一个保守的腐蚀区域的抛物线剖面假设为基础，以最大腐蚀深度与管子壁厚的比值为纵坐标，以腐蚀长度除以管子半径与壁厚乘积的平方根为横坐标。每个数据点代表腐蚀管子的一次旧管道试验，数据点旁的数字是以SMYS百分数表示的破裂压力下的应力。只有3个数据点（3次试验）是在低于100%SMYS的压力水平上破裂的，这表明，腐蚀缺陷的严重性不大（应当看到，这3点均被准则排除）。图中实线是低于100%SMYS的破裂压力的区分线。有许多点处于此线以下，它们无一例外都代表高于100%SMYS的破裂情况。这些高于100%SMYS的事实充分说明，这一准则是相当保守的。

图中的可接受区是曲线下方左侧的阴影部分。由缺陷深度和长度决定，落在曲线上方的腐蚀坑穴，按提出的准则衡量是不可接受的，要降低管道的工作压力和将腐蚀坑穴去除或修理。

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7.1.2 Rstreng方法

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Rstreng（改进的B31G） 是B31G 标准的改进，减少了原标准的保守性，特点如下：

? Rstreng是经过86根实际腐蚀的管道爆破实验验证。 ? 最大允许深度为80%的壁厚深度

? 流动应力等于 MYS + 10kPsi (68.94 MPa) ? 包含三项傅立叶参数，算法准确 ? 假设一任意面积近似考系数为 0.85

? RSTRENG(Remaining Strength of Corroded Pipe) 按腐蚀底部的形貌实施

评价,比B31G更具有准确性.

? RSTRENG (Remaining Strength of Corroded Pipe)是基于有效的腐蚀面积、

有效缺陷腐蚀长度，任意腐蚀缺陷均能被评估。

? 确定腐蚀形貌必须沿着管道长度方向上，进行大量的深度测量，以确定缺陷

底部的形貌，缺陷可以是单个缺陷，也可是相互作用缺陷。 ? 该程序考虑将整个缺陷分成若干部分，来预测相应的失效压力，

? 在大多数情况下，RSTRENG(Remaining Strength of Corroded Pipe)预测最

小的失效压力，要比使用按照整个缺陷面积，整个长度方法的值要小。

7.1.3 DNV RP-F101 标准 1) 简介

提出的推荐方法对以下两种荷载作用下的管道腐蚀缺陷进行评估： A、 只受内压作用。

B、 内压与纵向压应力共同作用。

该标准分为两部分，提出了可供选择的两种腐蚀评估方法。这两种方法的主要区别在于其安全准则不同。

第一种方法，是根据DNV近海标准OS-F101和海底管道系统标准来确定的安全准则。推荐方法遵循并补充了DNV OS-F101标准。特别考虑到缺陷深度的尺寸和材料性质的不确定性，使用了概率修正方程（分安全系数）来确定腐蚀管道的许用操作压力。

第二种方法是根据ASD(许用应力设计)标准，计算出腐蚀缺陷的失效压力（承载能力），此失效压力需乘以一单独的使用系数，该使用系数是根据原始设计系数而得到的。

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对于腐蚀缺陷尺寸的不确定性，需用户自行判断。

该标准通过对含机械腐蚀缺陷（包括单个缺陷、相互作用的缺陷和复杂形状缺陷）的管道，作了超过70次的爆破试验，得出有关爆破的数据库和有关管道材料性质的数据库。另外，通过三维非线性有限元分析得出一更为综合的数据库。提出了预测含腐蚀管道剩余强度的准则，此腐蚀管道含有单个缺陷、相互作用缺陷和复杂形状缺陷。

该标准还通过对含机械腐蚀缺陷管道的12次爆破试验得到的数据库，包括轴向荷载和弯曲荷载的叠加对失效应力的影响。也通过对含缺陷管道的三维非线性有限元计算生成更为综合的数据库。使用了概率的方法修正规范并确定分安全系数。 2） 应用范围

本标准所提供的方法适用于有腐蚀缺陷的碳钢管道（不适用于其它成分的钢管），海底管道系统DNV近海标准OS-F101已经采用此方法进行设计，对于标准（并不只限于以下这些）ASME B31.4, ASME B31.8, BS8010, IGE/TD , ISO/DIS 13623, CSA Z662-94，当安全准则与设计规范有矛盾时，也可采用此方法。

在评估腐蚀管道时，应考虑到连续腐蚀扩展的影响。如果含有腐蚀缺陷的管道还继续使用，那么应该采取措施阻止腐蚀的进一步发展或者对腐蚀缺陷采取适当的检测方法。有关腐蚀缺陷的连续扩展本标准没有讨论。

此推荐方法没有包括所有的情况，具体情况还需采取有目标的评估和其它的方法。 3） 适用的缺陷

本文提出的方法适用于评估下列类型的腐蚀缺陷： 母材的内部腐蚀。 母材的外部腐蚀。 焊缝上的腐蚀。 环缝焊接的腐蚀。 相互作用的腐蚀缺陷群。

为了修理磨掉缺陷所形成的金属损失（假如磨后留下的缺陷是光 滑的形状，并且原始缺陷经过适当的DNT方法核实）

当标准方法应用于焊缝和环向焊缝的腐蚀缺陷时，应该注意，焊缝上没有将会与腐蚀缺陷相作用的明显的焊接缺陷或虚焊，焊缝应具有一定的韧度。

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4）施加的荷载

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内压和轴向、弯曲荷载会影响到腐蚀管道的失效。在本标准推荐方法中，将包括以下荷载（应力）的组合和缺陷情况： 内压作用于：

1) 单个缺陷 2) 相互作用的缺陷 3) 复杂形状缺陷

内压荷载与纵向压应力组合作用于：

1) 单个缺陷

纵向压应力是由轴向荷载、弯曲荷载、温度载荷等作用产生。

5）不适用的方面

下列方面不包括在本标准所讨论的范围内： 1） 除了碳钢管道以外的其它材料的管道 2） 管道材料等级超过X80钢 3） 交变荷载

4） 尖口缺陷（例如：裂纹） 5） 腐蚀和裂纹的组合 6） 腐蚀和机械损伤的组合

7） 由于金属损失缺陷而形成的机械损伤（例如：划痕） 8） 焊接造成的缺陷

9） 缺陷深度超过原始管壁厚度的85%（例如：剩余管壁厚度小于原始管壁厚度的15%）

此评估方法只适用于将产生塑性破坏的钢管。本方法也不适用于将产生断裂的地方。包括： 10） 11）

转变温度在操作温度之上的材料。

材料厚度超过12.7毫米（1/2英寸），除非转变温度低于操作温度。

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12） 13） 14）

6）其它失效模式

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电焊管道的焊接处存在缺陷的管道。 使用搭接焊或电炉平焊而形成的管道。 半镇静钢。

其它失效模式，如屈曲、褶皱、疲劳和破裂都需要考虑，这些失效模式在本文中都没有介绍，可采用其它使用方法。

其它评估方法

本推荐方法的目的是提供一种简单的腐蚀管道评估规范。分析的结果偏于保守。如果腐蚀缺陷并不适用于本推荐方法，使用者可以考虑其它的方法，以便精确的评估腐蚀管道的剩余强度。这包括详细的有限元分析及（或者）全尺寸试验，但不仅限于这些。

7.1.4 API 579评价标准

1） 该标准文件中的适用性（FFS）评价规范已发展成评价构件单一或多重损害机理导致的缺陷。构件的定义为按照国家标准或规范设计的承压部件。设备被定义成构件的组合。因此，该标准覆盖的压力设备包括构件压力容器、管道和储存罐罐壳层的所有的压力容器。对于固定和浮动的顶部结构以及罐底板的适用性（FFS）也包含在标准中。

A、 标准中的适用性（FFS）评价规范是在假定构件是按现行的规范和标准设

计和生产出来。

B、 对没有按照最初设计标准设计和建造的设备构件，标准中的原则可以用来

评价实际损害和与最初设计有关的竣工情况。这种类型的适用性（FFS）评价将由知识渊博和标准设计要求方面有经验的专家实施。

C、 描述适用性（FFS）评价规范文件的每一节包括说明规范的适用性和局限

性的一段。分析规范的局限性和适用性在相关的评价级别中说明。

2） 评价技术和验收准则

适用性（FFS）评价规范提供了三级评价。在每节中包括的逻辑框图图示了这些评价等级是如何关联的。每个评价等级提供了一种方法，这种方法与安全保守性要求、评

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价要求的信息数量、进行评价人员素质和问题的复杂性之间有关系。如果实际的评价等级不能提供可接受的结果或者不能给出清晰的程序步骤，专业人员通常的顺序是从一级到三级进行分析（除非由评价技术直接决定的情况下）。下面描述的是每个评价等级和它指定的用法的综述。

A、 第一级——这一级别包含的评价规范目的是提供保守的筛选准则。保守的筛选

准则利用最小数量的检测或构件信息。通过现场检测或工程人员可以进行第一级评价。

B、 第二级——这一级别包含的评价规范目的是提供更细致的评价。这种评价产生

的结果比第一级评价的结果更精确。在第二级评价中，需要和第一级评价要求相似的检测信息。然而，更多的详细计算用于评价中。在进行适用性（FFS）评价时第二级评价一般能够典型地被现场工程师或有经验和渊博知识的工程专家进行。

C、 第三级——这一级别包含的评价规范目的是提供一个最细致的评价。这种评价

产生的结果比第二级评价的结果更精确。在第三级评价中要求有最详细检测和构件信息，和在数学技术基础上的推荐分析，如有限元方法。在进行适用性（FFS）评价中，一个第三级分析主要由有经验和渊博知识的工程专家使用。

7.1.5 BS 7910 标准

BS 7910是英国燃气开发的金属结构可接受性的评价标准，主要是为碳钢和铝合金焊接结构开发的，随着应用的扩展，又用于其它金属和非焊接金属结构缺陷的分析评价，该标准适合于金属结构的设计、建设、运行全生命周期。

? 裂纹在I/II/III型和剪切载荷作用下的评估 ? 海洋结构管接头评估程序 ? 压力容器和管道断裂评估程序 ? 结构不对中应力分析 ? 缺陷定义

? 爆破之前泄露评价程序

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? 管道和压力容器腐蚀评价 ? 断裂\\疲劳\\蠕变评价 ? 焊接接头焊接强度不匹配评价 ? 冲击功表示管道韧性结果的使用

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? 可靠性\\分安全系数\\实验次数和保守系数 ? 焊缝断裂韧性的确定 ? 应力强度因子方法

? 确定管道可接受缺陷的LEVEL-1简化程序 ? 残余应力的计算 ? 疲劳寿命估计的数值方法 ? 高温断裂扩展评价 ? 高温失效评价程序

7.6 评价方法选择

根据不同评价方法的局限性描述，管道公司选择评价方法按下列原则：

（1） 对于裂纹、焊接裂纹、应力腐蚀裂纹、以及其它损害机理产生的缺陷（如氢致开

裂、离散型损伤、氢鼓泡、凹坑、凸起、焊缝、撅嘴、错边、咬边、几何缺陷）的评价适合选择API 579 标准方法。

（2） 对于裂纹、高温、蠕变、焊接接头的焊接性能、不对中以及其它金属结构的缺陷

评价使用BS 7910方法。

（3） 对于大面积腐蚀缺陷、坑蚀缺陷，且材料为 API5L、16Mn 20# 等低碳钢和低强

度钢种，适合选择ASMEB31.G,由于该种方法较保守，建议进一步使用Restreng评价标准来精确验证计算.

（4） 对于 X60 X70 X80钢材料的腐蚀缺陷，适合选择DNV RP-F101评价标准,同时考

虑内压和弯曲载荷的影响,同时考虑管道缺陷的相互影响和作用关系.

（5） 不同材料的复杂缺陷的验证,使用有限元方法,有限元方法使用ABQUS软件,建模

计算。

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7.7 含缺陷管道寿命预测评价

7.3.1 疲劳寿命预测

1) 管道在工作中由于管内压力的变动以及环境载荷的周期性变化，造成管壁应力的循环变化。

2) 含初始裂纹或缺陷的管道在循环加载情况下，即使最大载荷产生的应力强度因子远小于材料的断裂韧性，但在多次循环载荷的作用下，裂纹仍旧会慢慢地扩展。也就是裂纹的疲劳扩展。

3) 具有初始裂纹或缺陷的管道，在交变应力的作用下，初始裂纹逐渐扩展，一旦达到临界尺寸 ac时，立即失稳扩展，突然断裂。

4) 裂纹在交变应力作用下，由初始值 a0扩展至临界值 ac的过程称为疲劳裂纹的亚临界扩展。对疲劳裂纹的亚临界扩展规律的研究，为正确预测裂纹扩展和管道的剩余寿命提供依据。

7.3.2 管道裂纹扩展的寿命预测

管道超声波裂纹检测为管道疲劳寿命预测提供了评价数据，主要按照PAIRS公式实施评价，参考的标准为BS 7910 标准。

7.3.3 管道腐蚀寿命评估

腐蚀剩余寿命预测研究的意义，就是要在保证必要的安全可靠性前提下，最大限度地延长管道的使用寿命。通过对含有腐蚀缺陷的管线进行无损检测，利用适当的数值分析方法建立起相应的腐蚀速率模型，来预测管线的剩余寿命，并在此基础上确定管道合理的检测和维修周期，避免过早地更换还可以继续运行的管道，减少不必要的经济损失。 1） 管道的寿命预测，国内外没有准确的标准，现根据多年来的工作经验和实践，得出管道寿命评估的一般性推荐做法。 2） 腐蚀速率模型和方法

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A、金属腐蚀速度的重量指标

编号： GPIMS／00／FC005-2005（A）

这种指标把金属因腐蚀而发生的重量变化，换算成单位金属表面积于单位时间内的重量变化的数值。重量变化是指腐蚀前的重量与清除了腐蚀产物后的重量之差。

其中： v： 腐蚀速度，克/(米2·小时) ；

W0: 金属初始重量，克；

W1: 清除了腐蚀产物后的金属重量，克； S： 金属的表面积，米2； t： 腐蚀进行的时间，小时。

B、金属腐蚀速度的深度指标

把金属的厚度因腐蚀而减少的量，换算成缺陷深度的变化，以长度单位表示，并换算成相当于单位时间的数值。在衡量密度不同的各种金属的腐蚀程度时，这个指标比较方便。把因腐蚀而失去重量的指标换算成腐蚀深度指标，可用如下公式： 其中，

v：计算的腐蚀速度，克/(米2·小时) ； vL：腐蚀的深度指标，毫米/年；

v?W0?W1S?t克/(米2?小时)

（7.1）

vL?v?24?365v?8.76?10??1002??毫米/年 (7.2)

?：金属的密度，克/厘米3。

腐蚀的重量指标和深度指标对于均匀的电化学腐蚀和化学腐蚀都可以采用。

C、基于2次检测数据的天然气管道腐蚀速度和剩余寿命

在役输气管道由于输送的介质、周围环境以及各种载荷的不同，管道在诸多腐蚀因素下工作，输气管道的腐蚀是一个很复杂的过程，因此最终腐蚀的结果也是各种腐蚀因素综合作用的结果。测定腐蚀速度及腐蚀寿命的计算是一个很复杂的问题。

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