| 标准编号 | GB 32167-2015 (GB32167-2015) | | 中文名称 | 油气输送管道完整性管理规范 | | 英文名称 | Oil and gas pipeline integrity management specification | | 行业 | 国家标准 | | 中标分类 | E98 | | 国际标准分类 | 75.200 | | 字数估计 | 60,645 | | 发布日期 | 2015-10-13 | | 实施日期 | 2016-03-01 | | 引用标准 | GB/T 16805; GB/T 21447; GB/T 21448; GB/T 23258; GB/T 27512; GB/T 27699; GB/T 29639; GB 50251; GB 50253; SY/T 0087.1; SY/T 0087.2; SY/T 6713; SY/T 6825; SY/T 6828; SY/T 6889; SY/T 6891.1 | | 标准依据 | 国家标准公告2015年第33号 | | 发布机构 | 中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局、中国国家标准化管理委员会 | | 范围 | 本标准规定了油气输送管道完整性管理的内容、方法和要求, 包括数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等内容。本标准适用于遵循 GB 50251或 GB 50253设计, 用于输送油气介质的陆上钢质管道的完整性管理。本标准不适用于站内工艺管道的完整性管理。 | GB 32167-2015
Oil and gas pipeline integrity management specification
ICS 75.200
E98
中华人民共和国国家标准
油气输送管道完整性管理规范
2015-10-13发布
2016-03-01实施
中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局
中国国家标准化管理委员会发布
目次
前言 Ⅲ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 一般要求 3
5 数据采集与整合 4
5.1 数据采集 4
5.2 数据移交 5
5.3 数据存储与更新 5
6 高后果区识别 6
6.1 识别准则 6
6.2 高后果区识别工作的基本要求 7
6.3 高后果区的管理 7
6.4 高后果区识别报告 7
7 风险评价 8
7.1 评价目标 8
7.2 评价方法 8
7.3 评价流程 8
7.4 风险可接受性 12
7.5 风险再评价 12
7.6 报告 12
8 完整性评价 12
8.1 评价方法及评价周期 12
8.2 内检测 13
8.3 压力试验 15
8.4 直接评价方法 17
8.5 其他评价方法 18
8.6 适用性评价 18
8.7 管道继续使用评估 19
9 风险消减与维修维护 20
9.1 日常管理与巡护 20
9.2 缺陷修复 20
9.3 第三方损坏风险控制 20
9.4 自然与地质灾害风险控制 20
9.5 腐蚀风险控制 20
9.6 应急支持 21
9.7 降压运行 22
10 效能评价 22
11 失效管理 22
12 记录与文档管理、沟通和变更管理 22
12.1 记录与文档管理 22
12.2 沟通 22
12.3 变更管理 23
13 培训和能力要求 23
附录A(资料性附录) 完整性管理数据采集清单 24
附录B(资料性附录) 提交数据表结构 26
附录C(资料性附录) 潜在影响区示意图 34
附录D(资料性附录) 管道完整性管理相关报告的内容 35
附录E(资料性附录) 管道风险矩阵 37
附录F(资料性附录) 管道建设期风险评价内容 39
附录G(资料性附录) 管道泄漏频率统计和推荐可接受标准 40
附录H (资料性附录) 内检测类型和检测用途 41
附录I(资料性附录) 内检测典型性能规格 43
附录J(资料性附录) 缺陷类型与评价标准适用性对照表 48
附录K(资料性附录) 不同类型缺陷修复方法 49
附录L(资料性附录) 管道失效事件信息统计表 51
附录 M (资料性附录) 管道完整性管理培训大纲 53
参考文献 56
前言
本标准的4.4、4.5、4.6、8.1.1、8.1.2、8.1.5为强制性的,其余为推荐性的。
本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。
本标准由全国石油天然气标准化技术委员会(SAC/TC355)提出并归口。
本标准起草单位:中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气
与管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京天然气管道有限公司、中国石油化工股份有限公司天
然气分公司、中海石油气电集团有限责任公司、北京航天航空大学、中国安全生产科学研究院。
本标准主要起草人:冯庆善、吴志平、项小强、常景龙、王婷、董绍华、周利剑、贾韶辉、宗照峰、
陈朋超、燕冰川、张华兵、王良军、王富祥、张海亮、李保吉、于智博、李振宇、张峥、张圣柱、吴欣航、
王学力、冯文兴、戴联双、李睿、贾光明、刘成海、任重、沙胜义、赵晓明、赵连玉、郑洪龙、程万洲、刘亮、
费凡、王为。
油气输送管道完整性管理规范
1 范围
本标准规定了油气输送管道完整性管理的内容、方法和要求,包括数据采集与整合、高后果区识别、
风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等内容。
本标准适用于遵循GB 50251或GB 50253设计,用于输送油气介质的陆上钢质管道的完整性管
理。本标准不适用于站内工艺管道的完整性管理。
2 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。
GB/T 16805 液体石油管道压力试验
GB/T 21447 钢制管道外腐蚀控制规范
GB/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范
GB/T 23258 钢质管道内腐蚀控制规范
GB/T 27512 埋地钢质管道风险评估方法
GB/T 27699 钢质管道内检测技术规范
GB/T 29639 生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则
GB 50251 输气管道工程设计规范
GB 50253 输油管道工程设计规范
SY/T 0087.1 钢质管道及储罐腐蚀评价标准 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 埋地钢质管道内腐蚀直接评价
SY/T 6713 管道公众警示程序
SY/T 6825 管道内检测系统的鉴定
SY/T 6828 油气管道地质灾害风险管理技术规范
SY/T 6889 管道内检测
SY/T 6891.1 油气管道风险评价方法 第1部分:半定量评价法
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
管道完整性 pipelineintegrity
管道处于安全可靠的服役状态,主要包括:管道在结构和功能上是完整的;管道处于风险受控状态;
管道的安全状态可满足当前运行要求。
3.2
对管道面临的风险因素不断进行识别和评价,持续消除识别到的不利影响因素,采取各种风险消减
措施,将风险控制在合理、可接受的范围内,最终实现安全、可靠、经济地运行管道的目的。
3.3
对管道完整性管理活动作出针对性计划和安排的文件,系统地指导数据采集与整合、高后果区识
别、风险评价、完整性评价、风险消减与维修维护、效能评价等完整性管理工作。
3.4
线性参考 linearreferencing
沿长输管道等线性系统的相对位置(如里程)存储数据的一种方法
3.5
数据对齐 dataaligning
通过阀门、短节、环焊缝等易于识别的特征将多来源或多批次管道数据按照线性参考系统进行位置
校准。
3.6
基线检测 baselineinspection
管道实施的第一次完整性检测,包括中心线、变形检测和漏磁内检测以及其他检测活动。
3.7
基线评价 baselineassessment
在基线检测的基础上开展的首次管道完整性状况评价。
3.8
管道泄漏后可能对公众和环境造成较大不良影响的区域。
3.9
地区等级 locationclass
按管道沿线居民户数和(或)建筑物的密集程度等划分的等级,分为四个地区等级。
注:地区等级划分标准见GB 50251。
3.10
潜在影响区域 potentialimpactzone
管道泄漏可能使其周边公众安全和/或财产遭到严重影响的区域。
3.11
完整性评价 integrityassessment
采取适用的检测或测试技术,获取管道本体状况信息,结合材料与结构可靠性等分析,对管道的安
全状态进行全面评价,从而确定管道适用性的过程。常用的完整性评价方法有:基于管道内检测数据的
适用性评价、压力试验和直接评价等。
3.12
内检测 in-lineinspection;ILI
借助于流体压差使检测器在管内运动,检测管道缺陷(内外壁腐蚀、损伤、变形、裂纹等)、管道中心
线位置和管道结构特征(焊缝、三通、弯头等)的方法。
3.13
针对某种管材,在技术条件中所规定的屈服强度的最小值。
3.14
直接评价 directassessment;DA
一种采用结构化过程的完整性评价方法,即通过整合管道物理特性、系统的运行记录或检测、检查
和评价结果的管段等信息,给出预测性的管道完整性评价结论。
3.15
失效 failure
管道或相关设施等失去原有设计所规定的功能或造成一定损失的物理变化,包括泄漏、损坏或性能下降。
3.16
金属损失 metalloss
管道表面部分区域集中失去金属的现象。
注:金属损失通常是由于腐蚀所致,但划痕或机械损伤也能导致金属损失。
3.17
制造缺陷 manufacturingdefects
在钢板制造或者钢管、管件、法兰、阀门等元件生产过程中产生的缺陷。
3.18
变形 deformation
管体形状的改变,如弯曲、屈曲、凹陷、椭圆度、波纹、褶皱或影响管道截面圆度或平直度的其他变化。
3.19
适用性评价 fitnessforpurpose;FFP
对含缺陷或损伤的在役构件结构完整性的定量评价过程。
3.20
第三方损坏 third-partydamage
管道企业及与其有合同关系的承包商之外的个人或组织无意或蓄意损坏管道系统的行为。
3.21
对某种事物或系统执行某一项任务结果或者进程的质量好坏、作用大小、自身状态等效率指标的量
化计算或结论性评价。
3.22
在正常运行条件下,管道系统实际达到的最高压力。
3.23
油气管道处于水力稳态工况时允许达到的最高压力,等于或小于设计压力。
3.24
通过完整性评价得出的管道允许操作压力。
3.25
完成高后果区识别或更新的管道里程占在役油气管道里程的比例。
3.26
风险控制率 riskcontrolrate
已采取控制措施将风险降低到可接受范围以内的管道风险点数占识别的风险点总数的比例。
4 一般要求
4.1 完整性管理应贯穿管道全生命周期,包括设计、采购、施工、投产、运行和废弃等各阶段,并应符合
国家法律法规的规定。检验检测机构资质要求应满足特种设备相关法律法规规定。
4.2 新建管道的设计、施工和投产应满足完整性管理的要求。
4.3 数据采集与整合工作应从设计期开始,并在完整性管理全过程中持续进行。
4.4 在建设期开展高后果区识别,优化路由选择。无法避绕高后果区时应采取安全防护措施。
4.5 管道运营期周期性地进行高后果区识别,识别时间间隔最长不超过18个月。当管道及周边环境
发生变化,及时进行高后果区更新。
4.6 对高后果区管道进行风险评价。
4.7 积极采用新技术。
4.8 管道企业应明确管道完整性管理的负责部门及职责要求,并对完整性管理从业人员进行培训。
4.9 完整性管理是持续循环的过程,包括数据采集与整合、高后果区识别、风险评价、完整性评价、风险
消减与维修维护、效能评价等六个环节,见图1。
图1 完整性管理工作流程
5 数据采集与整合
5.1 数据采集
5.1.1 数据采集流程
5.1.1.1 应明确管道全生命周期不同阶段需采集数据的种类和属性,并按照源头采集的原则进行采集。
5.1.1.2 数据来源包括设计、采购、施工、投产、运行、废弃等过程中产生的数据,还包括管道测绘记录、
环境数据、社会资源数据、失效分析、应急预案等。
5.1.2 数据采集内容
5.1.2.1 管道建设期数据采集内容应包含管道属性数据、管道环境数据、施工过程中的重要过程及事件
记录、设计文件、施工记录及评价报告等。
5.1.2.2 运行期数据采集内容应包含管道属性数据、管道环境数据和管道检测维护管理数据。
5.1.2.3 管道完整性管理数据采集清单参见附录A。
5.1.3 数据采集方法
5.1.3.1 中心线测量
5.1.3.1.1 新建管道中心线测量应在管道施工阶段进行,并在回填之前完成。测量的管道中心线数据
应包括地理坐标、高程、埋深。测量数据应与桩、环焊缝、拐角点等信息对应。与公路、铁路、管道、河流、
建筑物等交叉点的坐标数据应标注。
5.1.3.1.2 在管道运行阶段,应根据管理要求和规定维护和更新测绘数据。宜通过卫星定位系统和埋
地管道探测确定管道坐标,也可采用管道内检测技术结合惯性测绘获得管道中心线坐标。对采用管线
探测仪或探地雷达不能确定位置的管段,应采用开挖确认、走访调查、资料分析或其他有效方法确定其
中心线位置。
5.1.3.1.3 管道改线时,应测量新的中心线,并及时进行数据更新。
5.1.3.1.4 管道中心线测量坐标精度应达到亚米级精度。
5.1.3.2 管道设施数据、基础地理等环境数据采集
5.1.3.2.1 管道设施数据宜在管道建设期从设计资料、施工记录和评估报告中进行采集,并在管道测绘
同时采集基础地理数据及管道周边人口、行政等数据。
5.1.3.2.2 宜通过现场调查或影像数字化来开展管道沿线属性数据采集工作。
5.1.3.2.3 数据采集宜包括建设和运行阶段产生的施工记录和专项检测评价报告等。这些记录应至少
包括:施工记录、质量检验记录、运行记录、维修和检测记录等。
5.1.4 数据对齐
5.1.4.1 管道附属设施数据和周边环境数据应基于环焊缝信息或其他拥有唯一地理空间坐标的实体信
息进行对齐,对齐的基准应以精度较高的数据为准。
5.1.4.2 施工阶段和运行阶段的管道中心线对齐宜遵循如下要求:
a) 管道中心线对齐应以测绘数据或内检测提供的环焊缝信息为基准。若进行了内检测,中心线
对齐以内检测环焊缝编号为基准。若没有进行过内检测,中心线对齐应基于测绘数据。测绘
数据精度不能满足要求时,宜根据外检测和补充测绘结果更新中心线坐标。
b) 当测绘数据与内检测数据均出现偏差时,应进行开挖测量校准。
5.2 数据移交
5.2.1 在试运行之前,管道建设单位应将管道设计资料、中心线数据、施工记录、评估报告、相关协议等
管道数据提交给运营单位。
5.2.2 数据形式应为电子数据和纸质数据。管道工程资料数据可按工程竣工资料要求的格式和内容
提交。管道中心线等电子数据宜采用标准格式,数据表结构参见附录B。
5.2.3 移交方应确保移交数据的准确性、完整性,要求如下:
a) 建设期的数据应按5.1.4的要求进行对齐整合,并建立数据之间的线性关联关系;
b) 建设期管道中心线及沿线地物坐标精度应达到亚米级精度。在人口密集区应适当提高数据
精度。
5.3 数据存储与更新
5.3.1 宜采用线性参考系统对管道属性等数据进行组织和维护,对无法纳入线性系统的数据基于坐标
进行保存。
5.3.2 应采用结构化的实体数据模型,实现全生命周期数据的管理和有效维护。
5.3.3 结构化数据的存储宜通过搭建基于数据模型的数据库进行存储。
5.3.4 文档、图片、视频等非结构化数据的存储应建立文件清单。非结构数据应保证提交数据与文件
清单相一致。
5.3.5 应采取管理措施确保数据精度和时效性。
5.3.6 应具备数据内容更新方式和数据校验方法,宜使用更新过的或校验过的数据。
5.3.7 数据更新应符合下述要求:
a) 存储的数据宜进行例行性检查确保其一致性和完整性;
b) 设施信息更新,例如防腐层或管段更换都应被采集并存储;
c) 更新应标识版本详细信息,并能通过历史数据和当前数据的比较反映管道及周边环境的变化;
d) 管道数据的更新应按照数据变更管理流程进行,并做好相应记录;
e) 宜保留历史数据。
6 高后果区识别
6.1 识别准则
6.1.1 输油管道高后果区
6.1.1.1 管道经过区域符合表1识别项中任何一条的为高后果区。
表1 输油管道高后果区管段识别分级表
管道类型 识别项 分级
输油管道
a) 管道中心线两侧各200m范围内,任意划分成长度为2km并能包括最大聚居户数的
若干地段,四层及四层以上楼房(不计地下室层数)普遍集中、交通频繁、地下设施多的
区段
Ⅲ级
b) 管道中心线两侧200m范围内,任意划分2km长度并能包括最大聚居户数的若干地
段,户数在100户或以上的区段,包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四
级地区条件的人口稠密区
Ⅱ级
c) 管道两侧各200m内有聚居户数在50户或以上的村庄、乡镇等 Ⅱ级
d) 管道两侧各50m内有高速公路、国道、省道、铁路及易燃易爆场所等 Ⅰ级
e) 管道两侧各200m内有湿地、森林、河口等国家自然保护地区 Ⅱ级
f) 管道两侧各200m内有水源、河流、大中型水库 Ⅲ级
6.1.1.2 识别高后果区时,高后果区边界设定为距离最近一幢建筑物外边缘200m。
6.1.1.3 高后果区分为三级,Ⅰ级代表最小的严重程度,Ⅲ级代表最大的严重程度。
6.1.2 输气管道高后果区
6.1.2.1 管道经过区域符合表2识别项中任何一条的为高后果区。
表2 输气管道高后果区管段识别分级表
管道类型 识别项 分级
输气管道
a) 管道经过的四级地区,地区等级按照GB 50251中相关规定执行 Ⅲ级
b) 管道经过的三级地区 Ⅱ级
c) 如管径大于762mm,并且最大允许操作压力大于6.9MPa,其天然气管道潜在影响区
域内有特定场所的区域,潜在影响半径按照式(1)计算
Ⅱ级
d) 如管径小于273mm,并且最大允许操作压力小于1.6MPa,其天然气管道潜在影响区
域内有特定场所的区域,潜在影响半径按照式(1)计算
Ⅰ级
e) 其他管道两侧各200m内有特定场所的区域 Ⅰ级
f) 除三级、四级地区外,管道两侧各200m内有加油站、油库等易燃易爆场所 Ⅱ级
6.1.2.2 识别高后果区时,高后果区边界设定为距离最近一幢建筑物外边缘200m。
6.1.2.3 高后果区分为三级,Ⅰ级表示最小的严重程度,Ⅲ级表示最大的严重程度。
6.1.3 特定场所
6.1.3.1 除三级、四级地区外,由于天然气管道泄漏可能造成人员伤亡的潜在影响区域。包括以下
地区:
a) 特定场所Ⅰ:医院、学校、托儿所、幼儿园、养老院、监狱、商场等人群疏散困难的建筑区域;
b) 特定场所Ⅱ:在一年之内至少有50d(时间计算不需连贯)聚集30人或更多人的区域。例如集
贸市场、寺庙、运动场、广场、娱乐休闲地、剧院、露营地等。
6.1.3.2 输气管道的潜在影响区域是依据潜在影响半径计算的可能影响区域。输气管道潜在影响半
径,参见附录C,可按式(1)计算:
r=0.099 d2p (1)
式中:
d---管道外径,单位为毫米(mm);
p---管段最大允许操作压力(MAOP),单位为兆帕(MPa);
r ---受影响区域的半径,单位为米(m)。
注:系数0.099仅适用于天然气管道。
6.2 高后果区识别工作的基本要求
6.2.1 高后果区识别工作应由熟悉管道沿线情况的人员进行,识别人员应参加有关培训。
6.2.2 识别统计结果应按照统一的格式填写。
6.2.3 当识别出高后果区的区段相互重叠或相隔不超过50m时,作为一个高后果区段管理。
6.2.4 当输油管道附近地形起伏较大时,可依据地形地貌条件、地下管涵等判断泄漏油品可能的流动
方向,对表1中c)、d)、e)、f)中的距离进行调整。
6.2.5 当输气管道长期低于最大允许操作压力运行时,潜在影响半径宜按照最大操作压力计算。
6.3 高后果区......
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