长输(油气)管道定期检验规则

D7001-2008

特种设备安全技术规范 TSG

长输（油气）管道定期检验规则

Oil and Gas Pipeline Periodical Inspection Regulation

（征求意见稿）

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中华人民共和国国家质量监督检验检疫总局颁布

年 月 日

前 言

2007年3月，国家质量监督检验检疫总局（以下简称国家质检总局）特种设备安全监察局(以下简称特种设备局)提出《长输（油气）管定期检验规则》起草任务。中国特种设备检测研究院组织起草组，在总结近几年开展长输管道检验工作经验的基础上，通过充分研讨，形成了本草案。2008年1月，在江苏常州召开了起草工作会议，就本草案进行了研讨，修改形成征求意见稿。2008年 月，特种设备局以质检特函〔2008〕 号文征求基层、有关部门、单位和专家及公民的意见。根据征求意见，起草组进行了修改形成送审稿。2008年 月特种设备局将送审稿提交国家质检总局特种设备安全技术委员会审议，由起草组按照审议的意见，修改形成了报批稿。2008 年 月由国家质检总局批准颁布。

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本要求主要起草单位和人员如下：

中国特种设备检测研究院 何仁洋、刘长征、杨永、肖勇 中石油西南油气分公输管道检测评价中心 罗文华

上海市特种设备监督检验技术研究院 杨惠谷 中国石油天然气管道局 续理 中国石道检测技术有限责任公司 门建新、金虹 江苏省特种设备检测研究院 缪春生 江苏省特种设备检测研究院常州分院 沈建强 中国石化镇海炼化分公司 袁国健

三叶管道技术有限责任公司 杨自力、、宋红旭

深圳市燃气集团有限公司 陈秋雄

目 录

第一章 总 则……………………………………………………………………………(1) 第二章 一般性检查………………………………………………………………………(2)

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第三章 专业性检验………………………………………………………………………(4)

第一节 检验项目与规定……………………………………………………………(5) 第二节 安全性评价…………………………………………………………………(8) 第三节 专业性检验报告、安全性评价报告与问题处理…………………………(11) 第四章 附 则…………………………………………………………………………(11) 附件A 长输（油气）后果严重区的确定原则……………………………………………(12) 附件B 长输（油气）管道专业性检验和安全性评价机构核准条件……………………(14) 附件C 压力管道局部腐蚀和全面腐蚀的确定方法……………………………………(17) 附件D 长输（油气）管道一般性检查报告………………………………………………(19) 附件E 长输（油气）管道专业性检验报告………………………………………………(22) 附件F 长输（油气）管道安全性评价报告………………………………………………(25)

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长输（油气）管道定期检验规则

第一章 总 则

第一条 为了加强压力管道的安全监察，规范在用长输（油气）管道检验工作，确保在用长输（油气管道）处于安全可靠的受控状态，保障公民生命和财产的安全，根据《特种设备安全监察条例》、《对确需保留的行政审批项目设定行政许可的决定》（令第412号）和《压力管道安全管理与监察规定》的有关规定，特制定本规则。

第二条 本规则适用范围为《特种设备安全监察条例》、《压力管道安全管理与监察规定》、《压力容器压力管道设计许可规则》所规定的GA类陆上原油、成品油、液态液化石油气（LPG）、天然气等长输（油气）管道（以下简称长输管道）的定期检验。定期检验包括一般性检查、专业性检验和安全性评价。本规则不适用于输油（气）首站、中间站、末站等站场和储库内的管线和设施。

第三条 长输管道的定期检验中的专业性检验和安全性评价，应当充分采用完整性管理理念中的检验检测评价技术，开展基于风险的检验检测，并且确定管道的后果严重区，后果严重区的确定原则按照附件A的要求执行。

第四条 一般性检查，是指为了确保长输管道在检验周期内的安全运行而实施的在运行过程中的在线检查，一般性检查次数每年不得少于1次，但需要进行专业性检验时，则该年度不需要进行一般性检查。一般性检查由管道使用单位培训考核合格的专业人员进行，也可以由国家质检总局核准的检验检测机构（以下简称检验机构）进行。

第五条 专业性检验，是指按一定的检验周期对在用长输管道进行的基于风险的全

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面检验。从事专业性检验的检验机构除应满足《特种设备检验检测机构核准规则》（TSG Z7001-2004）中相应项目的条件外，还应满足附件B的要求。

长输管道应于投用后3年内进行首次专业性检验。

第六条 安全性评价，是在专业性检验的基础上开展的评价工作，是对管线进行的应力分析计算，对危害管道结构完整性的缺陷进行的剩余强度评估与超标缺陷安全评定，对危害管道安全的主要潜在危险因素进行的管道剩余寿命预测，以及在一定条件下开展的材料适用性评价。安全性评价由国家质检总局核准的专业机构进行，具体核准条件见附件B。

第七条 属于下列情况之一的长输管道，应适当缩短专业性检验周期： (一)位于后果严重区内的管道；

(二)多次发生泄漏、爆管等事故的管道以及受自然灾害、第三方破坏严重的管道； (三)发现应力腐蚀、严重局部腐蚀或全面腐蚀（注）的管道； (四)承受交变载荷，可能导致疲劳失效的管道； (五)防腐保温层损坏严重或无有效阴保的管道； (六)风险评估发现风险值较高的管道； (七)一般性检查中发现严重问题的管道；

(八)检验人员和管道使用单位认为应该缩短检验周期的管道。

注：压力管道局部腐蚀和全面腐蚀的确定方法见附件C。

第 属于下列情况之一的管道，应当立即进行专业性检验： (一)管道运行工况发生显著改变从而导致运行风险提高的管道； (二)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的管道； (二)长输管道停用超过一年后再启用的封存管道；

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(三)有重大修理改造的管道；

(四)所在地发生地震、海啸、泥石流等重大地质灾害的管道。

第九条 从事长输管道定期检验的机构（以下统称检验机构）及人员必须在其资格范围内开展定期检验工作，根据管道安全监察权限接受国家质检总局或管道所在地的省、自治区、直辖市质量技术监督部门的监督，并对定期检验结果负责。

第十条 定期检验前，检验机构应当制定定期检验的方案、安全措施和应急预案。定期检验方案由检验机构授权的技术负责人审查批准，从事定期检验的人员应当严格按照批准后的检验方案进行检验。管道使用单位应当做好定期检验前的各项准备工作，使长输管道处于适宜的待检状态。

第二章 一般性检查

第十一条 一般性检查前，管道使用单位应作好相关准备工作。

第十二条 检验人员应当在全面了解被检管道的使用情况、管理情况，并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检查，记录审查情况。

第十三条 根据审查的数据进行综合评价，确定事故容易发生的位置以及发生事故造成严重后果的位置，并重点对下列管道进行检查：

(一)穿跨越管道；

(二)管道出土、入土点，管道阀室、分输点，管道敷设时位置较低点； (三)后果严重区内的管道；

(四)工作条件苛刻及承受交变载荷的管道，如原油热泵站、成品油与天然气加压站

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等进口处的管道；

(五)曾经发生过泄漏以及抢险抢修过的管道，地质灾害发生比较频繁地区的管道。 第十四条 一般性检查的主要内容，包括宏观检查、防腐保温层检查、电性能测试、阴极保护系统测试、地质条件调查、安全保护装置检验。

一般性检查以宏观检查和安全保护装置检验为主，必要时进行腐蚀防护系统检查，其他项目可结合日常巡线进行。

第十五条 宏观检查的主要项目和内容如下：

(一)位置与走向确认，主要检查管道位置、埋深和走向；

(二)地面装置检查，主要检查标志桩、测试桩、里程桩、标志牌、锚固礅、围栏等外观完好情况、丢失情况；

(三)管道沿线防护带调查； (四)地面泄漏检查；

(五)跨越管段检查，检查跨越段管道防腐保温层、伸缩器、补偿器、锚固礅的完好情况，钢结构及基础、钢丝绳、索具及其连接件等腐蚀损伤情况；

(六)穿越段检查，检查管道穿越处保护工程的稳固性及河道变迁等情况； (七)水工保护设施完好情况检查； (八)检查人员认为有必要的其他检查。

第十六条 防腐保温层检查，主要是检查入土端与出土端、露管段、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对后果严重区管道采用检测设备进行地面非开挖检测。

第十七条 电性能测试的主要内容如下：

(一)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；

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(二)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其它电连接设施的电连续性；

(三)辅助阳极和牺牲阳极的接地电阻。

第十 对有阴极保护的长输管道，应当进行阴极保护系统测试。测试内容如下： (一)测试管道沿线保护电位，测量时应考虑IR降的影响； (二)有条件的情况下，应当测试牺牲阳极输出电流、开路电位； (三)当管道保护电位异常时，测试管内电流；

(四)阴极保护系统运行状况检查，检查管道阴极保护率和运行率、排流效果、阴保系统。

第十九条 地质条件调查，应当按照现行法规与标准的要求，对有危险的矿产地下采空区、黄土湿陷区、潜在崩塌滑坡区、泥石流区、地质沉降区、风蚀沙埋区、膨胀土和盐渍土、活动断层等地质灾害进行地质条件调查。

第二十条 安全保护装置检验，一般执行《在用工业管道定期检验规则》和《安全阀安全技术监察规则》的相关规定，特殊的安全保护装置参照现行相关国家或行业标准的规定执行。

第二十一条 一般性检查的现场工作结束后，检验人员应根据检查情况出具一般性检查报告，做出下述检查结论：

(一)允许使用：检查结果符合现行法规与标准要求；

(二)监控使用：检查结果虽然发现有超出现行国家法规与标准规定的缺陷，但能满足安全使用要求的；

(三)进行专业性检验：检查结果发现存在多处超出国家法规与标准规定的缺陷，且不能全部满足安全使用要求。

一般性检查报告的格式见附件D。

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第二十二条 有条件的管道使用单位应将一般性检查及其结论录入长输管道地理信息系统、管道完整性管理信息系统。

第三章 专业性检验

第一节 检验项目与要求

第二十三条 管道使用单位负责制定长输管道专业性检验计划，安排专业性检验工作，按时向负责压力管道使用登记的安全监察机构申报专业性检验计划，约请具备相应资格的检验机构开展专业性检验。

第二十四条 管道使用单位应当做好专业性检验的现场准备工作，确保所检验的长输管道处于适宜的待检验状态，提供安全的检验环境，负责检验所需要的辅助工作，协助检验机构进行专业性检验。检验人员应认真执行管道使用单位的安全管理规定。

第二十五条 检验前，检验机构应当对使用单位提供的资料进行审查。审查的资料一般应包括以下内容：

(一)管道设计单位资格，设计图纸、文件及有关强度计算书等； (二)管道及其元件产品质量证明书；

(三)管道安装单位资格，安装监督检验证书，安装及竣工验收文件和资料； (四)管道使用登记证； (五)管道走向图与纵断面图；

(六)管道运行记录，包括输送介质压力、流量记录、压力异常波动记录、电法保护运行记录、阴极保护系统故障记录，管道修理或改造的资料，管道事故或失效资料，管

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道的各类保护措施的使用记录，管道的电法保护日常检查记录， 输送介质分析报告（特别是含硫化氢、二氧化碳、氧气、游离水和氯化物）；

(七)运行周期内的一般性检查报告； (八)历次专业性检验报告；

(九)检验人员认为检验所需要的其他资料。

本条(一)至(三)款在管道投用后首次专业性检验时必须审查，在以后的检验中可以视需要查阅。

第二十六条 在进行专业性检验前，应根据资料分析识别所有危害管道完整性的潜在危险。这些潜在危险主要分为：

(一)与时间有关的危险，如内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀开裂等； (二)固有的危险，如制造、施工过程中产生的缺陷； (三)与时间无关的危险，如第三方破环、外力破坏等； (四)其他危害管道安全的潜在危险。

第二十七条 资料分析分析完成后，检验机构应当进行风险预评估，充分了解每种

风险评估方法的优缺点，选择最优的风险评估方法。

第二十 检验机构应当根据风险预评估确定的结果，选择合适的检测方法。专业性检验分为内检测、直接检测和压力试验。

第二十九条 对具备内检测条件的管道，可采用管道内检测器对管道内外腐蚀状况、几何形状及缺陷进行检测。

管道内检测发现严重管道缺陷点时，应当进行开挖验证。开挖验证的主要内容见第三十七条。

第三十条 直接检测方法包括管道内腐蚀直接检测、应力腐蚀开裂直接检测、外腐

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蚀直接检测。

第三十一条 管道内腐蚀直接检测应在凝析烃、凝析水、沉淀物最有可能聚集之处进行，可采用多相流计算的方法确定检测位置。对管道进行内腐蚀检测时，一般在开挖后采用超声波壁厚测定法进行直接检查，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。

第三十二条 对有应力腐蚀开裂严重倾向的输气管道，一般采用直接对管道进行无损检测的方法或其他适宜的方法进行检查。满足下列所有条件的管道一般具有应力腐蚀开裂倾向：

(一)操作应力大于60％SMYS（注）； (二)操作温度大于122oC；

(三)与压缩机站的距离小于或等于32.2Km； (四)使用年限大于或等于10年；

(五)除熔结环氧粉末（FBE）外的所有防腐涂层。

注：SMYS为管道材料规定的最小屈服强度。

第三十三条 外腐蚀检测的具体项目一般包括管线敷设环境调查、防腐保温层状况非开挖检测、管道阴极保护有效性检测、开挖直接检验。根据检测结果，对外腐蚀防护系统进行分级，原则上分为好、可、差、劣四个等级。

第三十四条 管线敷设环境调查一般包括环境腐蚀性能检测和大气腐蚀性调查。进行环境腐蚀性能检测时，应对土壤腐蚀性以及杂散电流进行测试。土壤腐蚀性数据也可采用工程设计或历次检验报告的数据。

进行大气腐蚀性调查时，对经过可能存在大气腐蚀的跨越段与露管段，应按照现行国家和行业标准的规定进行大气腐蚀性调查。

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第三十五条 检验机构应采用非开挖检测方法对防腐保温层及腐蚀活性区域进行检测，选择合适的检测方法与检测设备。非开挖检测方法主要包括直流（交流）电位梯度法、直流电压（交流电流）衰减法。检验机构至少应当选择两种相互补充的非开挖检测方法。

第三十六条 对外加电流阴极保护或可断电的牺牲阳极阴极保护的长输管道，应当采用相应技术手段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，应当采用加密间距测试。

第三十七条 根据直接检测的结果，按照一定比例选择开挖检测点。输气管道一般每公里1处，输道每1～2公里1处。开挖点的选取还应结合资料调查中的错边、咬边严重的焊接接头，使用中发生过泄漏、第三方破坏的管道。开挖检测的内容一般应当包括：

(一)土壤腐蚀性检测，检查土壤剖面分层情况以及土壤干湿度，必要时可对探坑处的土壤样品进行理化性质分析；

(二)防腐层检查和探坑处管地电位检测，应检查防腐保温层的物理性能以及探坑处管地电位，必要时收集防腐层样本，按相关国家和行业标准进行防腐层性能分析；

(三)管道腐蚀状况检测，包括金属腐蚀部位外观检查、腐蚀产物分析、管道壁厚测量、腐蚀区域的描述；

(四)管道焊缝无损检测，应对开挖处的管道对接环焊缝、管道螺旋焊缝或对接直焊缝进行无损检测，一般应采用射线或超声波检测，也可采用国家质检总局认可的其他无损检测方法对管道缺陷状况进行检测。

对于宏观检查存在裂纹或者可疑情况的管道、处于有应力腐蚀开裂严重倾向的管段以及检验人员认为有必要时，可结合开挖点对管道对接环焊缝、管道螺旋焊缝或对接直

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焊缝、焊缝返修处等部位对接环焊缝进行表面无损检测。

第三十 应对穿越段进行重点检查或检测。

第三十九条 应按《在用工业管道定期检验规则》的规定对跨越段进行定期检验，并且按照现行国家或行业标准对跨越段的附属设施进行检验。

第四十条 除对第三十七条规定的开挖检测处进行无损检测外，对下述位置的裸露管道也需进行无损检测：

(一)阀门、膨胀器连接的第一道焊接接头； (二)跨越部位、出土与入土端的焊接接头；

(三)检验人员和管道使用单位认为需要抽查的其他焊接接头。

第四十一条 对有可能发生应力腐蚀开裂、氢致开裂、材质劣化的管道、使用时间已超过15年并进行修理的管道，应当进行管道理化性能测试。一般包括化学成份分析、硬度测试、力学性能试验、金相分析。

第四十二条 对材料状况不明的管道，应测试其化学成份，测试部位应包括母材和焊缝。

第四十三条 对于在应力腐蚀敏感介质中使用的管道，应进行焊接接头的硬度测试，判定管道的应力腐蚀破裂倾向的大小。硬度测试部位包括母材、焊缝及热影响区，硬度测试应当符合以下规定：

(一)对输送含H2S介质的管道，其母材、焊缝及热影响区的维氏硬度均应小于250HV10；

(二)碳钢管的焊缝硬度值不应超过母材最高硬度的120％，对合金钢管的焊缝硬度不应超过母材最高硬度的125％。

当焊接接头的硬度超标时，检验人员视具体情况扩大焊接接头内外部无损检测抽

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查。

第四十四条 拉伸性能应当测试管道母材横向、纵向及焊缝的屈服强度、抗拉强度和延伸率，测试方法应符合国家或行业相应标准的规定。冲击性能应当测试在不同温度下管道母材和焊缝的夏比冲击功，测试包括管道最低运行温度和最低运行温度减10℃，测试方法应符合国家或行业相应标准的规定。

第四十五条 应对管道母材和焊缝的显微组织、夹杂物进行金相分析。

第四十六条 当内检测或直接检测不可实施或者效果不好时，可采用压力试验的方法进行专业检验。压力试验应当符合国家或行业相应标准的规定。

第二节 安全性评价

第四十七条 专业性检验完成后，结合管道检验情况进行安全性评价，确定检验周期。

第四十 有下列情况之一者，应当按最高运行压力进行耐压强度校核： (一)管道全面腐蚀减薄超过公称厚度的10％时； (二)操作参数，如压力、温度发生增大的管道；

(三)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的管道。 耐压强度校核应参照现行国家或行业标准的相关规定进行。 第四十九条 有下列情况之一者，应对关键管段进行应力分析校核:

(一)检验中发现管道存在较大变形、挠曲、破坏，以及支撑件损坏等现象时； (二)管道全面腐蚀量超过管道公称壁厚的20％时； (三)管段应设而未设置补偿器或补偿器失效；

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(四)法兰经常性泄漏、破坏； (五)无强度计算书，并且t0PD0或者ot＞0.385的管道； 6式中，t0为管道设计壁厚(mm)，D0为管道设计外径(mm)，P0为设计压力(MPa)，

t为设计温度下材料的许用应力(MPa)；

(六)需要确定管道缺陷处截面的受力情况时； (七)检验人员或管道使用单位认为有必要时。

第五十条 在开挖检测完成后，应及时对检测中发现的危害管道完整性的缺陷进行剩余强度评估与超标缺陷安全评定，评价过程中应考虑缺陷发展的影响，并根据评估的结果提出维护意见。

第五十一条 根据危害管道安全的主要潜在危险因素选择管道剩余寿命预测的方法。管道的剩余寿命预测主要包括腐蚀寿命、裂纹扩展寿命、损伤寿命等。

管道腐蚀剩余寿命预测一般可采用以下公式计算：

RLCSMtGR

式中：

RL—剩余寿命（年）； C—校正系数，C0.85；

SM—安全裕量，SM计算失效压力；

最大允许操作压力； GB—腐蚀速率,（mm/y）

t—名义壁厚,mm。

第五十二条 有下列情形之一的管道，应开展钢质管道材料适用性评价： (一)对于具有应力腐蚀开裂、材质劣化的管道；

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(二)输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的管道。

第五十三条 检验周期不能大于按照表1确定的时间间隔，且最长不能超过预测的剩余寿命的一半。表1中的时间间隔为确定的检验周期的上限值，专业机构可根据实际情况适当缩短。

表1 检验周期表

操作条件下的应力水平 检测方法 时间间隔 （年） ≥50％规定的最低屈服强度 30％ —50％规定的最低屈服强度 许操作压力 许操作压力 许操作压力 不允许 抽样检测 抽样检测 抽样检测 不允许 许操作压力 许操作压力 许操作压力 不允许 ＜30％规定的最低屈服强度 5 10 内检测 15 20 5 直接检测 10 15 20 5 10 压力试验 15 20 PF＞1.25倍最大允许PF＞1.4倍最大允PF＞1.7倍最大操作压力(注1) 操作压力 不允许 不允许 抽样检测 (注2) 抽样检测 不允许 不允许 操作压力 操作压力 不允许 不允许 允许操作压力 允许操作压力 允许操作压力 PF＞3.3倍最大允许操作压力 抽样检测 抽样检测 抽样检测 抽样检测 允许操作压力 允许操作压力 允许操作压力 PF＞3.3倍最大允许操作压力 PF＞1.39倍最大允许PF＞1.7倍最大允PF＞2.2倍最大PF＞2.0倍最大允PF＞2.8倍最大PF＞1.25倍最大允许PF＞1.4倍最大允PF＞1.7倍最大PF＞1.39倍最大允许PF＞1.7倍最大允PF＞2.2倍最大PF＞2.0倍最大允PF＞2.8倍最大

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注：(1)PF表示按照相关标准预测的失效压力；

(2)抽样检测指对直接检测过程中确定的防腐层破损点按照相应标准进行部分检测。

第三节 专业性检验、安全性评价报告与问题处理

第五十四条 专业性检验工作结束后，检验人员应当根据检验情况和所进行的检验项目，认真、准确填写检验记录，及时出具相应的检验报告，检验报告由检验人员签署，加盖检验机构印章。安全性评价工作结束后，评价人员应当根据检验报告和所进行评价项目，及时出具评价报告。评价报告由评价人签署，加盖评价单位印章。评价报告中至少应明确使用压力、下一专业性检验时间、运行维护与监控措施等。

专业性检验报告、安全性评价报告的封面、目录、检验结论的格式见附件E、附件F，其相关检验项目报告的格式，检验机构自行制定。

第五十五条 管道使用单位应当对评价报告中需要立即修复的缺陷进行处理或者采取降压运行的措施保障管线安全。缺陷修复前，管道使用单位应当制订修复方案，相关文件记录存档。缺陷的修复应当按有关技术规范的要求进行。

第五十六条 有条件的管道使用单位应当将专业性检验与安全性评价结果录入埋地钢质管道地理信息系统（GIS）。

第五十七条 管道使用单位应将检验结果与评价结果归档，并由风险评估专业机构重新对风险预评估结果进行修正。

第四章 附 则

第五十 长输管道工程中的输气输油站场、地下储气库中的管道与设施、通用

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阀门、阴极保护设施按照《在用工业管道定期检验规则》、《安全阀安全技术监察规则》以及其他相关规定执行。

第五十九条 在用长输油气管道检验过程中，管道使用单位与检验机构之间发生争议时，可以向负责压力管道使用登记的质量技术监督部门申请仲裁。对质量技术监督部门的仲裁仍有异议时，可以申请行政终局裁决。

第六十条 本规则由国家质检总局负责解释。 第六十一条 本规则自200 年 月 日起施行。

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附件A

长输（油气）后果严重区的确定原则

A1 输道后果严重区的确定原则 (1)商业航运水道；

(2)至少达到50000人口的城市化地区，人口密度至少400人/Km2； (3)城市、城镇、乡村和其它居民及商业区等人口密集地区； (4)饮用水源区、自然保护区、文物保护区、军事设施等地区。

A2 输气管道后果严重区的确定原则 (1)三类地区(地区类别见注,下同)； (2)四类地区；

(3) 一类、二类地区内，管线潜在影响半径超过200m，并且圆形影响区域内居民户数不小于20户，天然气的潜在影响半径按照公式A-1计算。

r0.1dp （A-1） 式中：

d— 管道外直径，mm；

p— 管段最大允许操作压力（MAOP），MPa；

r— 影响半径，m。

举例：

直径为762mm且最大允许操作压力为6.88MPa的天然气管道的影响半径大约为200m。

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系数0.1仅适用于输送介质为天然气的管线，其他气体介质应根据燃烧热值等参数按照式A-2计算。式A-1是推导出的

115920Qpd2 （A-2） rgCdHC8a0Ith其中：Cd— 释放系数；

HC— 燃烧热值； Ith — 热通量门槛值；

Q — 流动系数，Q(2)2(1)； 11R —气体常数； T—气体温度；

a0—气体音速，a0RTm；

m—气体分子量；

p—动压力；

—气体绝热指数； —释放率衰减因子；

—燃烧效率系数；

g—发射率系数。

注： 地区等级划分

沿管道中心线两侧各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，按划定地段内的户数划分为四个等级。在农村人口聚集的村庄、大院、住宅楼，应以每一户作为一个供人居住的建筑物计算。

一类地区：户数在15户或以下的区段;

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二类地区：户数在15户以上、100户以下的区段;

三类地区：户数在100户或以上的区段，包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四类地区条件的人口稠密区；在一、二类地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方。

四类地区：系指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。

A3 液态液化石油气（LPG）的后果严重区确定原则 参照输气管道后果严重区的确定原则。

附件B

长输（油气）管道专业性检验和安全性评价机构核准条件

B1 专业性检验机构核准条件 B1.1 技术人员

仪器设备名称 压力管道检验师（人) 检验 人员 B1.2 检验仪器

压力管道检验员(人) 承压类高级检验师（人） 级别、数量及其专业 7 20 4 备注

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仪器设备名称 土壤腐蚀速率测量仪 力学性能试验仪器 全站仪 碳硫分析仪 光谱分析仪 便携式硬度计 长距离管道超声导波检测系统 不拆保温管体壁厚脉冲涡流检测仪 管道漏磁检测仪 数 量 2 1 3 2 1 3 1 1 1 16元素 备 注 — 包括拉伸、弯曲、冲击韧性、落锤撕裂等 — — — — — — 注：进行智能内检测的专业性检验机构仅需要满足内检测要求的仪器设备，不受以上。

B2 安全性评价机构核准条件 安全性评价机构应至少具备以下条件： (1)具备长输管道专业性检验机构核准条件；

(2)有健全的机构章程、管理制度、工作规则和质量管理体系；

(3)至少有5名人员具有高级以上（含高级）专业技术职称，至少有2名人员具有博士以上（含博士）学历且为力学相关专业，并且从事安全性评价工作3年以上；

(4)具备从事安全性评价业务范围相适应的装备、正版力学计算与安全评价软件，拥有大型计算仿真中心（应力分析计算中心）。

(5)具备硫化氢应力腐蚀开裂和氢致开裂敏感性分析的设备和能力； (6)至少具备一套大型管道全尺寸试验台；

(7)至少具备一套和安全性评价相关得正版标准、安全技术规范。

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附件C

压力管道局部腐蚀和全面腐蚀的的确定方法

在面积为L×L的腐蚀区域内至少选取15个厚度测试点，若测试数据的标准偏差与平均值之比（即协方差）小于20％，定为全面腐蚀，否则定为局部腐蚀。协方差按照公式(2)计算。

COV（2）

其中：

1tam(ti1Nrd,itam)2

N1tam—厚度测试点的算术平均值，mm；

N—厚度测试点数量；

trd,i—每个测试点数值，mm；

L—均厚长度，LQDitmin，mm；

Q1.118[(1Rt)21]0.5 ,RtRSFa；

1Rt/RSFaQ50, RtRSFa； RttmmFCA；

tminpDopD0F4M,)。 22SE4SESEDmSEDmtminmax(式中：FCA—下一检验周期腐蚀量的2倍，mm；

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tmin—最小要求壁厚，mm；

tmm—最小测量壁厚，mm； Di—管道内直径，mm； Dm—管道中径，mm； Do—管道外直径，mm；

RSFa0.9；

p—内压，MPa；

S—材料许用应力，MPa；

E—焊缝系数； F—管道截面受力，N； M—管道截面受弯矩，MPa。

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附件D

报告编号：

长输（油气）管道一般性检查报告

使用单位：长春燃气股份有限公司 管道名称： 燃气管道 使用登记证号：

设备代码：

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检验日期：2009年9月至2010年6月

（印制检验机构名称）

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长输（油气）管道一般性检查结论

报告编号： 使用单位 单位地址 安全管理人员 设备代码 管道名称 使用登记证号 管道长度 设计压力 工作介质 工作温度 主要检查依据： 检查发现的缺陷位置、程度、性质及其处理意见（必要时附图或附页）： □允许使用 检查结论 □监控使用 □进行专业性检验 允许运行 参数 工作压力： 1.6 MPa 工作温度： -30-40 ℃ 输送介质： 燃气 其他： 无 下次一般性检查日期： 年 月 日

长春燃气股份有限公司 联系电话 邮政编码 长输燃气管道 Km MPa ℃ 投用日期 管道规格 设计温度 操作压力 管道材质 20# 1996年 Ф325×10 ℃ MPa 机构核准证号： ,.

检 查： 日期： 审 批： 日期： 共 页 第 页

（如果自行检查，可取消本栏） （检验机构检验专用章） 年 月 日

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长输（油气）管道一般性检查报告附页

报告编号： 序号 1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 13 14 检查项目及其内容 使用登记证 安全管安全管理规章制度、安全操作规则 理资料 作业人员上岗持证情况 年度检查和定期检验报告 技术档资料案资料 设计、施工、竣工验收资料（必要时审查 审查） 日常运行维护记录 运行状隐患排查治理记录 况资料 改造、维修资料 事故记录 位置 走向 地面 装置 管道埋深 管道走向 三桩一牌 锚固礅 检查结果 备 注 15 宏观围栏 检查 16 防护带 17 地面泄漏情况 18 跨越管段 19 穿越管段 20 水工保护设施 21 其它 22 防腐保温层 23 电绝缘装置 24 电性电连续性能 能测25 试 辅助阳极接地电阻 26 牺牲阳极接地电阻（具备条件时测） 27 保护电位 28 牺牲阳极输出电流、开路电位（具备条件时测） 29 阴极管内电流（保护电位异常时测） 保护30 系统 阴极保保护率 31 护运行运行率 状况 32 排流效果 33 地质条件调查 34 安全保护装置 记事栏： 检查： 日期： 审核： 日期： 注：没有或者未进行的审查项目在检查结果栏打“—”；无问题或者合格的审查项目在检查结果栏打

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“√”；有问题或者不合格的审查项目在检查结果栏打“×”，并且在备注中说明。

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附件E

报告编号：

长输（油气）管道专业性检验报告

使用单位： 管道名称： 使用登记证号：

设备代码： 检验日期：

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（印制检验机构名称）

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长输（油气）管道专业性检验报告目录

报告编号：

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 检验项目 长输（油气）专业性检验结论 资料审查报告 管线敷设环境调查报告 防腐保温层状况非开挖检测报告 管道阴极保护有效性检测报告 开挖直接检验报告 穿越段管道检验报告 管道应力校核报告 页 码 附页、附图 剩余强度评估与超标缺陷安全评定报告 10 管道剩余寿命预测报告 11 管道材料适用性评价报告 12 风险评估报告

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注：本表格适用于采用外腐蚀直接检测评价方法进行的专业性检验。

长输（油气）管道专业性检验结论

报告编号：

使用单位 单位地址 管理人员 登记代码 管道名称 登记证号 管道长度 设计压力 操作压力 联系电话 邮政编码 Km MPa MPa 管道规格 设计温度 工作温度 ℃ ℃ 工作介质 管道材质 投用日期 主要检验依据： 检验发现的缺陷位置、程度、性质及其处理意见（必要时附图或者附页）： 检 验： 日期： 审 核： 日期： 审 批： 日期：

机构核准证号： （检验机构检验专用章） 年 月 日 ,.

第 页 共 页

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附件E

报告编号：

长输（油气）管道安全性评价报告

使用单位： 管道名称： 使用登记证号：

设备代码： 检验日期：

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（印制检验机构名称）

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长输管道安全性评价报告目录

报告编号：

序号 1 2 3 4 5 6 7 8

检验项目 城镇燃气管道安全性评价结论 资料审查报告 管道应力校核报告 剩余强度评估 超标缺陷安全评定报告 管道剩余寿命预测报告 管道材料适用性评价报告 风险评估报告 页 码 附页、附图 ,.

共 页 第 页

长输（油气）管道安全性评价结论

报告编号：

使用单位 单位地址 管理人员 登记代码 管道名称 登记证号 管道长度 设计压力 工作介质 工作温度 主要检验依据： 安全性评价项目与结论及其处理意见（必要时附图或者附页）： 工□允许使用 评价结论 □不允许使用 允许运行 参数 MPa 工作温度： ℃ 其他： 下次专业性检验日期： 年 月 日

联系电话 邮政编码 Km MPa ℃ 投用日期 管道规格 设计温度 操作压力 管道材质 ℃ MPa 作压力：

（报废依据） 输送介质： 机构核准证号： ,.

检 验： 日期： 审 核： 日期： 审 批： 日期： 共 页 第 页

（检验机构检验专用章） 年 月 日