SY/T 7867-2025 储气库地面系统完整性管理技术规范

ICS 75.020 CCS E 21

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 7867—2025

储气库地面系统完整性管理技术规范

Technical specification for surface system integrity management of underground gas storage

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

目次

前言 Ⅱ

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 2

4 缩略语 2

5 总体要求 3

6 管道与站场分类 3

6.1 管道分类 3

6.2 站场分类 4

7 数据采集 4

7.1 一般要求 4

7.2 数据采集要点及要求 4

7.3 建设期 4

7.4 运行期 4

7.5 停运期 4

8 建设期管理 4

8.1 一般要求 4

8.2 设计阶段 5

8.3 施工阶段 5

8.4 验收阶段 5

9 运行期管理 5

9.1 一般要求 5

9.2 管道运行期完整性管理 5

9.3 站场运行期完整性管理 6

10 停运期管理 8

11 效能评价 8

12 失效管理 8

13 资料记录管理 8

附录A(资料性) 储气库完整性管理数据采集要点 10

附录B(规范性) 管体缺陷修复方法 15

附录C(规范性)站场静设备检测内容及要求 17

I

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由石油工业标准化技术委员会储气库专业标准化技术委员会(CPSC/TC 25) 提出并归口。

本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油天然气股份有限公司储气库分公司、重庆相国寺储气库有限公司、中国石油天然气股份有限公司规划总院、中国石油集团工程材料研究院有限公司、国家石油天然气管网集团有限公司、中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司、国家管网集团储运技术发展有限公司、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、 中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油大学(北京)、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司。

本文件主要起草人：李静、孙明楠、金作良、张凌帆、林冬、文绍牧、陈家文、于博、唐德志、 徐勇、李丽锋、阳小平、胡敏、唐德、孙飞、孙勇、吕忠、王明、董绍华、王宏军。

Ⅱ

1 范围

本文件规定了储气库地面系统完整性管理的内容、方法和要求，包括数据采集、建设期管理、运行期管理、停运期管理、效能评价及失效管理等。

本文件适用于油气藏型与盐穴型储气库地面系统管道和站场完整性管理。

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。

GB 3836.15 爆炸性环境第15部分：电气装置设计、选型、安装规范

GB/T 17394.1 金属材料里氏硬度试验第1部分：试验方法

GB/T 19285 埋地钢质管道腐蚀防护工程检验

GB/T 20438 (所有部分)电气/电子/可编程电子安全相关系统的功能安全

GB/T 20801.4 压力管道规范工业管道第4部分：制作与安装

GB/T 20801.5 压力管道规范工业管道第5部分：检验与试验

GB/T 20972.2 石油天然气工业油气开采中用于含硫化氢环境的材料第2部分：抗开裂碳钢、低合金钢和铸铁

GB/T 21109 ( 所有部分)过程工业领域安全仪表系统的功能安全

GB/T 21246 埋地钢质管道阴极保护参数测量方法

GB/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范

GB/T 23257 埋地钢质管道聚乙烯防腐层

GB/T 26610 ( 所有部分)承压设备系统基于风险的检验实施导则

GB/T 27699 钢质管道内检测技术规范

GB/T 30582 基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价

GB/T 31211 (所有部分)无损检测超声导波检测

GB 32167 油气输送管道完整性管理规范

GB/T 32563 无损检测超声检测相控阵超声检测方法

GB/T 35320 危险与可操作性分析(HAZOP分析)应用指南

GB/T 45111 保护层分析( LOPA)、安全完整性等级(SIL) 定级和验证质量控制导则

GB 50093 自动化仪表工程施工及质量验收规范

GB 50150 电气装置安装工程电气设备交接试验标准

GB 50235 工业金属管道工程施工规范

GB 50251 输气管道工程设计规范

GB 50275 风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范

1

GB 50349

气田集输设计规范

GB 50369

油气长输管道工程施工及验收规范

GB 50540

石油天然气站内工艺管道工程施工规范

GB 50819

油气田集输管道施工规范

NB/T 47013 (所有部分)承压设备无损检测

SY/T 0087.1 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/T 0087.2 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 SY/T 5984 油(气)田容器、管道和装卸设施接地装置安全规范

SY/T 6597 油气管道内检测技术规范

SY/T 6769 ( 所有部分) 非金属管道设计、施工及验收规范

SY/T 6805 油气藏型地下储气库安全技术规程

SY/T 6848 地下储气库设计规范

SY/T 7642 储气库术语

SY/T 7647 气藏型储气库地面工程设计规范

SY/T 7691 盐穴型储气库地面工程设计规范

SY/T 7754 储气库地面设施生产运行技术要求

SY/T 7758 油藏型储气库完整性评价规范

SY/T 7760 储气库监测系统设计技术要求

SY/T 7875 储气库数字化设计导则

TSG 21 固定式压力容器安全技术监察规程

TSG D7003 压力管道定期检验规则长输管道

TSG D7005 压力管道定期检验规则工业管道

TSG ZF001 安全阀安全技术监察规程

T/CPI 64001 石油化工设备以可靠性为中心的维修 (RCM) 应用指南

3 术语和定义

GB 32167与SY/T 7642界定的术语和定义适用于本文件。

4 缩略语

下列缩略语适用于本文件。

ESD: 紧急停车系统 (Emergency Shutdown Device)

FMECA: 故障模式与影响分析(Failure Mode,Effects and Criticality Analysis)

HAZOP: 危险与可操作性分析 (Hazard and Operability Study)

RBI: 基于风险的检测 (Risk Based Inspection)

RCM: 以可靠性为中心的维护(Reliability Centered Maintenance)

SIL: 安全完整性等级(Safety Integrity Level)

SIS: 安全仪表系统(Safety Instrumented System)

UPS: 不间断电源(Uninterruptible Power Supply)

2

5 总体要求

5.1 储气库地面系统完整性管理应贯穿全生命周期。

5.2 储气库管道和站场采取分类管理原则。

5.3 应对高风险设备设施、高后果区、高风险段进行优先管理。

6 管道与站场分类

6.1 管道分类

除站内工艺管道外的储气库管道宜按照表1分类。

表1储气库管道分类

采气、集气、注气管道

p≥16

9.9≤p<16

6.3≤p<9.9

p<6.3

DN≥200

I类管道

Ⅱ类管道

100≤DN<200

DN<100

Ⅲ类管道

联络线

p≥6.3

4.0≤p<6.3

2.5≤p<4.0

p<2.5

DN≥400

类管道

200≤DN<400

DN<200

液体管道(油气藏型)

DN>100

DN≤100

注水、排卤管道(盐穴型)

p≥12

6.3≤p<12

DN>200

DN≤200

注1:p为最近3年的最高运行压力(MPa),建设期采用设计压力;DN为公称直径(mm);

注2:硫化氢含量大于或等于75mg/m³的原料气管道应划分为I类管道。

3

6.2 站场分类

站场宜按照表2分类。

表2储气库站场分类

分类

I类

Ⅱ 类

Ⅲ类

名称

集注站

集配站、增压站

集气站、注采井场、阀室

7 数据采集

7.1 一般要求

7.1.1 数据采集工作应从建设期开始，并在完整性管理全过程中持续进行。

7.1.2 应建立完整性管理结构化数据表单。完整性管理数据采集按照基础数据、风险识别与评估数据、检测评价数据、维修维护数据及效能评价数据等进行分类采集。

7.1.3 宜采用信息化系统管理数据。

7.2 数据采集要点及要求

7.2.1 数据采集要点见附录A。

7.2.2 采集要求见SY/T 7875。

7.3 建设期

7.3.1 建设期数据采集包括设计、采购、施工、投产条件验收等环节，内容包括但不限于附录A。

7.3.2 管道中心线数据宜采用惯性测绘内检测技术进行采集。

7.3.3 宜采用数字化方式移交。

7.4 运行期

7.4.1 应按照GB 32167的要求开展数据对齐工作。

7.4.2 应定期核对和更新完整性管理相关数据，保障数据的时效性，两次核对间隔宜不超过1年。

7.4.3 管道与站场属性数据、工艺设备、工艺参数、环境数据发生变化时，应履行变更程序更新相关数据。

7.4.4 在完成风险识别与评估、完整性评价、维修维护与效能评价工作时，应同步更新对应的数据表单。

7.5 停运期

管道与站场设备设施停运期间，应同步更新相关参数。

8 建设期管理

8.1 一般要求

8.1.1 设计、物资采购和施工应符合完整性管理的要求。

8.1.2 投运前或投运初期应开展基线检测。

4

8.2 设计阶段

8.2.1 宜在设计文件中编制完整性管理专章/篇，包括但不限于数据采集、风险控制措施、基线检测等工作的技术要求与工作量。

8.2.2 应对高后果区、较高风险及以上、地质灾害敏感点等管段按照GB 32167 制订风险控制措施。

8.2.3 站内设备设施泄漏监测及腐蚀监测应符合SY/T 7760的要求。

8.2.4 I 类管道应符合内检测要求，设计清管装置或预留清管装置连接点，三通、弯头、阀门、清管装置与场地空间应符合GB/T 27699、SY/T6597的要求。

8.2.5 应开展站场HAZOP和SIL 分析。

8.2.6 站内工艺管道宜采用地面敷设方式，压缩机选型应按照SY/T 6848执行。

8.3 施工阶段

8.3.1 联络线施工应符合GB 50369的要求，注采管道施工应符合GB 50819的要求，站内工艺管道施工应符合GB50235、GB/T 20801.4、GB/T 20801.5、GB50540的要求。

8.3.2 站内管道采用敷设时应进行走向标识，在回填前应通过拍照、摄像或采集精确坐标的方式记录原始安装位置，并进行标识。

8.3.3 非金属注水排卤管道在施工过程中的弯曲半径不应小于SY/T6769 ( 所有部分)对应材质的最小允许弯曲半径。

8.3.4 站内压缩机、泵等动设备安装应符合GB 50275、SY/T 6805的要求。

8.3.5 站内自控仪表、安全仪表安全应符合GB 50093、GB/T 45111的要求。

8.3.6 应对埋地的电力、仪控与通信线缆进行标识。

8.4 验收阶段

8.4.1 应在投运前进行管道走向、埋深检测、防腐层及阴极保护检测，检测结果应符合GB 50251、 GB 50349、GB/T 19285、GB/T 21246的要求。

8.4.2 管道基线检测应包括宏观检查、中心线测量、防腐层质量检测、敷设环境调查等。

8.4.3 站场基线检测应包括站内工艺管道壁厚测量、容器壁厚测量、焊缝无损检测等。

8.4.4 站场及设备设施完工交接前应完成防雷接地与防静电检测、防爆电气检测、安全阀及仪表校验等，应符合SY/T 7647、SY/T 7691、GB/T 3836.15、TSG ZF001等的相关要求，电气设备验收按照 GB 50150的要求进行。

8.4.5 压缩机组应通过空载试验、负荷试验、仪表控制系统试验、紧急停车试验、离心机喘振线测试及负荷分配测试、振动测试。

9 运行期管理

9.1 一般要求

应根据管道与站场设备面临的失效模式与风险因素，开展检测、评价、修复与维护。对于含硫储气库，按照GB/T 20972.2确定H₂S 应力腐蚀风险。

9.2 管道运行期完整性管理

9.2.1 高后果区识别与风险评价

9.2.1.1 应定期开展管道高后果区识别与风险评价，评价周期最长不超过1年，识别与评价方法按照

5

GB 32167执行。注采管道同沟敷设时应采用最大的影响半径进行高后果区识别。

9.2.1.2 Ⅲ级高后果区管段、高风险管段宜开展定量风险评价，并采取措施保障其风险处于可接受区间。

9.2.1.3 应定期进行地质灾害风险专项调查，识别地质灾害敏感点，根据风险评价结果采取巡检、监测、治理等措施。

9.2.2 完整性评价

9.2.2.1 完整性评价的主要方法包括内检测、直接评价、压力试验、专项检测。

9.2.2.2 I 类管道完整性评价要求：

a) 宜选择内检测方法进行检测，注气管道内检测前应采用牵拉试验等方法评估检测设备适用性;

b) 采用内检测方法进行检测时，还应对防腐层、敷设环境、阴极保护系统进行检测评价;

c) 当采用的内检测方法不适用于检测管道外壁缺陷时，还应开展外腐蚀直接评价;

d) 无法进行内检测时，应开展外腐蚀直接评价、内腐蚀直接评价，评价方法按照SY/T 0087.1、 SY/T 0087.2执行。

9.2.2.3 Ⅱ类管道完整性评价要求：

a) 宜采用外腐蚀直接评价的方法进行检测;

b) 含硫储气库的Ⅱ类管道还应开展内腐蚀直接评价。

9.2.2.4 Ⅲ类管道检测宜采用外腐蚀直接评价的方法进行检测，存在内腐蚀风险的管道可开展内腐蚀直接评价。

9.2.2.5 当无法采用内检测与直接评价方法进行检测时，应采用压力试验的方法确定管道安全性，压力试验的操作、合格标准应按照GB 32167的要求执行。

9.2.2.6 针对穿跨越、地质灾害敏感点管段，宜开展专项检测，包括但不限于穿跨越管道专项检测、 管道应力检测、弯曲应变检测。

9.2.2.7 新建管道在投用后3年内完成完整性评价。根据上一次评价结果确定再评价周期，一般内检测两次间隔宜不超过8年，直接评价两次间隔宜不超过5年，按照GB 50251设计的管道还应符合 TSG D7003的要求。

9.2.2.8 油藏型储气库管道完整性评价还应满足SY/T 7758的要求。

9.2.3 维修维护

9.2.3.1 根据完整性评价结果制订管道维修维护计划，宜按照严重程度分为立即响应、计划响应、监控运行三类，管体缺陷修复方法按照附录B 执行。

9.2.3.2 日常巡护应根据高后果区识别、风险评价及完整性评价结果制订巡护方案，巡护方式可采用人工巡护或无人机巡护。I 类管道巡护频次不低于每周2次，Ⅱ类管道巡护频次不低于每周1次，Ⅲ类管道巡护频次不低于每2周1次。

9.2.3.3 管道高后果区应加密地面标识桩、设置视频监控，高后果区管段巡护频次不低于每日1次。

9.2.3.4 应根据注采介质的组分变化情况，调整防腐、防垢等防护措施。

9.2.3.5 第三方施工管理的程序和要求应符合GB 32167的规定。

9.2.3.6 应每年进行地质灾害敏感点识别与评估，并制订针对性控制措施。

9.3 站场运行期完整性管理

9.3.1 风险识别与评估

9.3.1.1 I 类站场宜对站场内的静设备、动设备、安全仪表系统分别开展RBI、RCM、SIL等半定量

6

风险评价，Ⅱ类站场宜对站场内的静设备和动设备开展RBI 和RCM半定量风险评价，Ⅲ类站场可对站场内的静设备开展RBI 定性风险评价。其他关键设备宜采用安全检查表、故障模式影响及FMECA 等方法。

9.3.1.2 HAZOP评价具体方法按照GB/T 35320执行，基于RBI方法的评价具体方法按照GB/T 26610(所有部分)执行， RCM评价具体方法按照T/CPI 64001执行，SIL 评价具体方法按照GB/T 20438(所有部分)、GB/T 21109 ( 所有部分)执行。

9.3.1.3 HAZOP再评估周期应不超过5年，RBI、RCM、SIL 等评价方法的再评估周期应根据上次评估结果确定，周期不应超过表3的规定，当生产装置发生重大变化时应在1年内重新开展。

表3站场风险再评估最长周期

I类站场

Ⅱ类站场

Ⅲ类站场

存在高风险设备项的

3年

4年

5年

存在中高风险设备项的

6年

不存在中高风险设备项的

8年

9年

9.3.2 完整性评价

9.3.2.1 应定期开展站内工艺管道、压力容器、压缩机、仪表系统等检测，首检宜在投入使用3年内完成，属于特种设备的工艺管道与压力容器下一检测周期应按照TSG D7005与 TSG 21执行，其余设备根据检测结果确定下一次检测周期。

9.3.2.2 站内工艺管道与压力容器、水罐等静设备宜根据RBI 方法分析结果制订检测方案，以宏观检查、附属设施检查、腐蚀减薄检测、环境开裂检测为主，必要时增加机械损伤检测，重点检测部位、 检测方法和检测比例按照附录C 执行。

9.3.2.3 对检测中发现的危害结构完整性的缺陷进行剩余强度评估。

9.3.2.4 当站内工艺管道及组成件腐蚀全面减薄量超过公称厚度20%时，或压力容器全面腐蚀量超过腐蚀裕量时应进行耐压强度校核。

9.3.2.5 油藏型储气库站场完整性评价还应满足SY/T7758 的要求。

9.3.3 维修维护

9.3.3.1 静设备维护

9.3.3.1.1 应对站场内设备及管道的弯头、三通、非流动段等易腐蚀部位进行定点测厚，每年不少于 1次，并根据测厚结果计算腐蚀速率、剩余寿命，对腐蚀异常部位应增加测厚频次。

9.3.3.1.2 应对腐蚀挂片或腐蚀探针进行定期检查，并对监测结果进行评估。

9.3.3.1.3 应对截断阀、节流阀、安全阀定期进行功能测试和维护保养，每年不少于1次。

9.3.3.1.4 存在沉降、位移、应力集中等异常情况的，应采取针对性的管控措施。

9.3.3.2 动设备维护

动设备定期维护应按照SY/T 7754的要求，并根据设备使用说明与维保指南、设备可靠性评价结果、状态监测与故障诊断结果制订维护保养计划。

7

9.3.3.3 电气设备与仪器仪表维护

9.3.3.3.1 应对安全仪表系统进行实际或模拟功能测试，每年不少于1次。

9.3.3.3.2 注气和采气生产前应进行SIS 或ESD 测试。ESD测试应包括单体功能测试、逻辑关断测试、断电与复位测试。

9.3.3.3.3 应对带电控箱的开关型气液执行机构进行数据采集校准，每年不少于1次。

9.3.3.3.4 UPS应定期进行充放电及电池内阻测试。

9.3.3.3.5 应定期开展防雷防静电测试、阴极保护设备检查，应符合SY/T 5984、GB/T 21448的要求。

9.3.3.4 维修

9.3.3.4.1 应根据完整性评价结果制订站内设备设施维修维护计划，宜按照严重程度分为立即响应、 计划响应、监控运行三类。

9.3.3.4.2 设备内构件与设备组件更换后，应测量并保存零部件的几何尺寸、形位公差及配合精度等过程资料备查。

10 停运期管理

10.1 注气系统停运后，注气管道可采取保压或与采气管道平压。保压时应监测控制采气系统压力在允许压力范围内。

10.2 采气系统停运后，采气系统可采用与注气系统进气流程连通保压、与注气系统隔断等措施。

11 效能评价

11.1 应定期开展效能评价确定完整性管理的有效性，可采用完整性管理审核、指标评价和对标等方法。

11.2 完整性管理审核可采用内部审核或外部审核方式，发现并改进管理存在的不足。

11.3 应根据完整性管理关注重点及效能评价目标，选择效能评价指标。

11.4 可对比分析历次相关效能评价指标的数据变化情况、完整性管理工作的完成情况及各项风险削减或控制的效果情况，提出效能评价结论和改进建议。

12 失效管理

12.1 应对失效进行分析，包括泄漏、管道及设备本体不可接受缺陷、对管道及设备安全造成影响的周边环境变化或附属设施损坏及其他造成重大经济损失的情况等。

12.2 应根据现场调查结果及收集到的背景资料，结合试验分析结果等，综合分析判断失效模式，找出失效原因。

12.3 针对失效原因分析复核完整性管理方案和执行情况，查找管理制度和管理活动中存在的不足。

12.4 应建立失效数据库，对失效信息进行管理，分析失效变化趋势。

13 资料记录管理

13.1 储气库管道、站场日常管理及完整性管理相关工作的记录与文档应妥善保存，包括但不限于：

a) 安全运行与维护所需的历史信息，包括管道站场设计资料、建设过程资料、质量验收资料、 完工交接资料等;

8

b) 管道及站场管理的有效性和合规性的客观证据，包括日常运维记录、年度检查报告、法定检验报告、委托检测报告等;

c) 决策制订和批准的相关资料等。

13.2 应建立文档管理制度，包括资料文档的管理流程、采集、储存、废弃、处置方式等，应涵盖设计、采购、施工、运行、维护等阶段完整性管理活动。

13.3 应建立文档资料变更管理制度，完整性管理相关文档资料的变更应经过审批。

9

附录 A

(资料性)

储气库完整性管理数据采集要点

A.1 管道完整性管理数据采集要点

管道数据采集要点见表A.1。

表A.1管道数据采集要点

序号

类型

项目

主要内容

建议采集时期

工

基础数据

管道基础信息

管道名称、类型、等级、材质、长度、设计压力、输送介质、规格、输量等

建设期、运行期

途经站场阀室

站场阀室名称、地理位置等

中心线数据

管道中心线坐标、高程及对应的管道埋深

穿跨越

管道穿跨越地理位置、长度及穿跨越方式、保护措施等

线路阀门

线路阀门功能、压力、尺寸、型号、厂家等

水工保护

地理位置、类型、状态等

桩

地理位置、类型、编号、桩体结构等

三通

三通类型、主管规格、直管规格、栅格类型、 绝对里程、地理位置等

弯头

弯头角度、壁厚、绝对里程、位置

10

收发球装置

设计压力、尺寸规格、壁厚、材质、外部操作空间、功能等

11

沿线异径管

地理位置、壁厚、材质、变径点等

12

光缆

管道伴行光缆的位置、埋深、规格、参数等

13

绝缘装置

安装位置、设计参数、生产厂家、技术规格等

14

杂散电流排流装置

安装位置、装置类型、设计参数、生产厂家等

15

牺牲阳极

安装位置、种类、阳极材料、安装数量等

16

阳极地床

安装位置、所属站场、种类、阳极材料、安装数量等

17

测试桩

位置、功能、相对里程、状态等

18

阴保电源

采用强制电流阴极保护的管道恒电位仪、整流器等阴极保护电源设备的安装位置、种类、出厂参数等基础信息

19

其他(第三方设施等)

其他与管道相关的第三方设备上的位置、基础信息、与管道的关系等

表A.1(续)

项目

20

风险识别与

评估

管道高后果区识别

高后果区分段编码、地名、高后果区长度、高后果区等级、高后果区描述等

运行期

21

管道风险评价

评价量化程度、评价方法、评价标准、主要威胁因素、风险等级、风险缓解建议措施等

22

地质灾害风险评价

灾害点编号、地名、起点、终点、影响管段长度、灾害类型、风险等级、灾害点描述等

23

完整性评价

管道内检测统计数据

检测器类型、不同严重程度的各类缺陷数量、 类型等

检测项目同步采集

24

管道内腐蚀直接评价数据

内腐蚀风险分段、位置、腐蚀情况分级、检测装置状态等

25

管道外腐蚀直接评价数据

防腐层漏损情况、检测方法、敷设情况、周边地区等级、三桩一牌损毁情况、腐蚀严重程度等

26

防腐层等级

防腐层等级划分、位置、绝缘电阻率、修复建议等

27

防腐层漏损点

防腐层漏损点位置、电位、等级、修复建议等

28

管道本体缺陷

管道本体缺陷位置、种类、尺寸、修复建议等

29

合于使用评价

管道剩余强度评价结果、超标缺陷评定结果、 剩余寿命预测结果、适用性评价结论等

30

焊缝无损检测

管道焊缝无损检测方式、检测位置、缺陷类型、尺寸、缺陷等级等

31

压力试验

实验方式、实验等级、测试介质、实验结果等

32

阴极保护有效性评价

评价数量、位置、有效保护率、保护长度、运行率等

33

管道电位测试结果

通电电位、断电电位、自然电位、测试电流密度等

34

杂散电流

干扰调查记录

干扰源位置、种类、电压、是否需要排流等

35

绝缘装置测试记录

测试方法、绝缘方式、测试值、绝缘性能等

36

牺牲阳极测试记录

牺牲阳极开路电位、闭路电位、接地电阻、输出电流、有效性评价等

37

阴保电源调查记录

输出电流、控制电位、输出电压、保护电压、 保护长度等

38

维修维护

管道本体缺陷修复数据

管道名称、缺陷点编号、修复等级、修复方法、修复时间、修复单位等

39

管道更换情况数据

起止点、更换前长度、更换后长度、更换材质、更换规格、施工单位、施工日期等

40

内腐蚀控制

缓蚀剂：加注、药剂型号、加注量、加注方式、加注频次等;

内涂层：涂层参数、涂覆时间、涂覆方式等

41

第三方施工

施工方式、施工单位、施工开始日期、工程内容描述、地点等

42

管道浮露管

位置、长度、地理信息等

43

管道周边建筑物

管道沿途5m内的建(构)筑物位置、种类、 常住人口等

44

管道运行数据

压力、输量、含水量、温度等

45

清管收发球数据

清管日期、清管工具、过盈量、发送时间、接收时间、平均速度等

46

气质监测

日期、监测方法、详细测试结果等

47

缺陷点编号、修复等级、修复方法、修复单位、修复日期等

48

效能评价

管道完整性管理计划

管道完整性管理工作计划包括高后果区识别、 风险评价、完整性评价、维修维护等

49

管道失效数据

失效时间、失效位置、失效模式、失效原因、 失效调查结果等

50

完整性管理执行结果

与管道完整性管理计划对应项目的完成情况与结果概况

A.2 站场完整性管理数据采集要点

建议采集的站场数据采集要点见表A.2。

表A.2站场数据采集要点

基础信息

站场基本信息

设计处理量、设计压力、设计进气温度、介质成分要求、投产时间

工艺管道基础信息

管道名称、管道编号、投用时间、起止点、 直径、长度、设计壁厚、设计压力、设计温度、腐蚀裕量、制造厂家、材质、制造标准等基础设计参数

表A.2(续)

工艺管道

变径

位置、壁厚、材质、变径大小等基础参数

埋地工艺管道基本信息

埋地管段的埋深、走向、长度及连接位置方式

阀门

阀编号、阀门结构图、制造标准、压力等级、规格型号、主体材料、密封面形式及标准、制造厂家等

位置、壁厚、材质等基础参数

低温设备、低温法兰

设备类型、设备安装位置、设计温度、压力、规格、材质等

压力容器基础信息

分离器

名称、编号、规格型号、投用时间、直径、 长度(高度)、设计壁厚、材料、设计压力、 设计温度、腐蚀裕量、制造厂家、制造标准

收发球筒规格

收发球装置的尺寸、壁厚、材质、外部操作空间、功能等参数

汇管

名称、编号、规格型号、投用时间、直径、 长度(高度)、设计壁厚、材料、设计压力、

设计温度、腐蚀裕量、制造厂家、制造标准

动设备基础信息

名称、编号、投用时间、机构图、主体材料、设计处理规模、设计压力、处理介质、 驱动方式、制造厂家

设备运行状态监测表

装置名称、设备名称、设备位号、监测点编号、振动监测、温度监测、转速监测、机封泄漏情况、润滑系统(油质、油量、油窗)、 工艺系统

动设备失效率

变化统计

故障停机次数/年

安全仪表系统

安全阀基础信息

管段编号、安装位置、型号、公称压力、公称通径、开启压力、工作温度、工作介质、 有效期、编号、外观质量、整定压力、安置方式

压力表基础信息

管段编号、实际安装数、安装位置、量程、 表盘直径、精度、有效期、外观质量

测温仪表基础信息

爆破片装置基础信息

数量、型号、规格、爆破压力、公称直径、 材料、外观质量、有效期、安装位置、合格证编号、制造许可证号

安全仪表系统失效率统计

失效次数1年、失效次数/年1座

紧急切断阀基础信息

制造厂家、制造许可证号、合格证、编号、 型式及规格、切断时间、有效期、耐压试验、密封压力试验、铅封

本体缺陷

检测中发现的管道本体缺陷位置、种类、尺寸等信息

管道合于使用评价结论

焊缝无损检测方式、检测位置、基本结果等

管道进行压力试验与严密性试验等测试参数、测试结果等

油漆涂层、防腐层、 保温层修复数据

油漆涂层、防腐层、保温层修复记录，包括破损点位置、修复方式等

本体缺陷修复数据

本体缺陷修复记录，包括缺陷点位置、修复方式等

工艺管道改造基础信息

改造的起止长度、连接方式、直径、长度、 设计壁厚、设计压力、设计温度、腐蚀裕量、制造厂家、材质、制造标准等基础设计参数

管道防腐层加注、内涂层等内腐蚀控制技术应用记录

运行日数据

管道与压力容器每日的运行参数记录

管道气质分析与气质监测数据，包括天然气各类组分含量信息

完整性管理计划

完整性管理工作计划，包括风险评价、完整性评价、维修维护等

管道完整性管理计划执行情况与计划落实情况

附录 B

(规范性)

管体缺陷修复方法

管体常见缺陷的修复方法选择见表B.1。

表B.1典型缺陷的修复方法

缺陷类型

打磨

堆焊

补板

A型

套筒

B型

钢质环

氧套筒

复合材

料补强

螺栓紧固夹具

堵漏夹具

带压

开孔

泄漏

否

永久

临时

腐蚀

外腐蚀(d≤0.8t)

永久

外腐蚀(d>0.8t)

焊缝选择性腐蚀

内部腐蚀或缺陷

沟槽或其他管体金属损失

永久8

焊接缺陷

直焊缝或螺旋焊缝缺陷

电阻焊焊缝上或附近的缺陷

环焊缝缺陷

电弧烧伤

硬点

裂纹

浅裂纹(d≤0.4t)

深裂纹(d>0.4t)

凹陷

管体或直焊缝上的普通平滑凹陷

永久J

环焊缝上的普通平滑凹陷

管体或直焊缝上含应力集中的凹陷

永久，

永久，J

永久5,J

环焊缝上含应力集中的凹陷

永久*

表B.1 (续)

堵漏

夹具

鼓泡和氢致开裂

褶皱、屈曲

永久'

注：d—缺陷深度，单位为毫米(mm);t—管道公称壁厚，单位为毫米(mm)。

带压开孔仅适用于可以通过开孔去除的局部小尺寸缺陷。

螺栓紧固夹具应能传递轴向载荷且保证结构完整性。

堵漏夹具仅适用于能被夹具封堵的小泄漏孔。

若缺陷在最大允许打磨量限制的范围内能完全消除，则可单独进行深度小于0.4t的打磨。 °确保内部缺陷或腐蚀不会继续发展，需要对缺陷进行监控或仅作为临时修复措施。

损伤材料已通过打磨去除并通过检验，可修复深度小于0.8t的缺陷。

B修复前，宜通过打磨去除损伤材料并通过检验。

损伤材料已通过打磨去除并通过检验且焊缝内部无缺陷，可修复深度小于0.1t的缺陷。 应保证修复后的裂纹长度始终小于裂纹扩展临界值。

应使用合适的填充材料填补凹陷且凹陷深度不大于管道外径的15%。 打磨区域的深度和长度满足限制要求且凹陷深度可接受。

套筒的设计应与管道缺陷形状、尺寸相符。

附录 C

站场静设备检测内容及要求

C.1 宏观检查

C.1.1 主要检查项目包括泄漏检查、绝热层与防腐层检查、振动检查、位置与变形检查、支吊架检查、阀门检查、法兰检查、膨胀节检查、阴极保护装置检查、管道标识检查等。

C.1.2 主要采用目视方法检查，必要时利用放大镜、内窥镜、测量工具或辅助仪器。

C.2 附属设施检查

主要检查项目包括保护装置、电阻测定、压力表、测温仪表、安全阀、爆破片、阻火器等。

C.3 管道腐蚀减薄检测

C.3.1 管道内部腐蚀减薄重点检测部位包括但不限于：

——控制阀、孔板的下游;

——易积液、气液界面、介质非流动段部位;

——介质流向改变的部位(如弯头的内侧和外侧、三通、变径);

——管道结构件易产生湍流部位(如焊缝、温度计插孔和法兰下游);

——上次检测、在线腐蚀监测腐蚀严重部位。

C.3.2 管道内部腐蚀减薄检测宜采用超声导波检测、超声波测厚等方法，超声导波检测应按照GB/T 31211(所有部分)执行，超声波测厚应按照NB/T 47013 (所有部分)执行。检测比例根据风险等级确定，具体比例要求见表C.1。

表C.1针对管道内部腐蚀减薄的检测方法和比例

风险等级

检测方法及比例

超声导波检测

超声波测厚

高风险、中高风险

埋地管道

50%

架空管道

100%

中风险

一

20%

低风险

10%

注1:检测项目抽查比例指管道条数，非管件数量。

注2:当发现严重内腐蚀缺陷时，应增加检测比例。

注3:对于未开展基于RBI方法评价的工艺管道，历史上发生过失效的管段参考高风险比例进行检测，历史上未发生失效的参考中风险比例检测。

C.3.3 管道外部腐蚀减薄重点检测对象包括但不限于： ——油漆涂层破损部位;

——出入地处防腐层破损部位;

——埋地管道防腐层破损部位;

——曾经发生过外部减薄的管道。

C.3.4 管道外部腐蚀减薄检测宜采用目视检测、超声导波检测、外腐蚀开挖直接检测等方法，超声导波检测应按照GB/T 31211 ( 所有部分)执行，外腐蚀开挖直接检测应按照GB/T 19285、GB/T

23257、GB/T 30582执行。检测比例根据风险等级确定，具体比例要求见表C.2。

表C.2针对管道外部腐蚀减薄的检测方法和比例

目视检测

外腐蚀开挖直接检测

高、中高风险

注2:当发现严重外腐蚀缺陷时，应增加检测比例。

注3:土壤腐蚀性检测数量根据站内工艺管道的不同工艺区确定。

注4:对于未开展基于RBI方法评价的工艺管道，历史上发生过失效的管段参考高风险比例进行检测，历史上未发生失效的参考中风险比例检测。

C.4 容器腐蚀减薄检测

C.4.1 容器重点检测部位包括但不限于：

——液位经常波动的部位;

——上次检测发现壁厚减薄和分层部位;

——流体对容器(积液包)易产生腐蚀、冲蚀部位;

——制造成型时壁厚减薄部位和使用中易生产变形及磨损部位;

——管接、管件部位，宏观检查时发现可疑部位。

C.4.2 宜采用目视、超声波测厚、超声波C 扫描成像和超声导波检测。

C.5 环境开裂检测

C.5.1 环境开裂重点检测部位包括宏观检查中发现裂纹或可疑情况的管道，管道焊接接头存在拉伸应力位置，容器包括T 型焊缝、补焊区、易产生裂纹部位。

C.5.2 宜采用相控阵超声检测、磁粉/渗透探伤、超声波探伤、硬度检测等方法。相控阵超声检测应按照GB/T 32563执行，磁粉/渗透探伤和超声波探伤应按照NB/T 47013 ( 所有部分)执行，硬度测

试应按照GB/T 17394.1执行。检测比例根据风险等级确定，具体比例要求见表C.3。 C.6 机械损伤检测

C.6.1 机械损伤重点检测部位包括但不限于：

——存在振动管道或其支管处的焊接接头;

——管支架失效时，支架附近的焊接接头;

——出入地端管道焊接接头。

表C.3针对环境开裂的检测方法与比例

相控阵超声检测

磁粉/渗透探伤

超声波探伤

硬度检测

15%

30%且不少于10个

30%

5%

注1:检测项目抽查比例指管道条数，而非管件数量。

注2:现场发现裂纹缺陷时，应增加检测比例。

C.6.2 宜采用相控阵超声检测、磁粉/渗透探伤、超声波探伤(射线探伤)等方法，具体应按照NB/T 47013(所有部分)执行。检测比例根据风险等级确定，具体比例要求见表C.4。

表C.4针对机械损伤的检测方法与比例

(射线探伤)

注2:现场发现严重缺陷时，应增加检测比例。