GB-油气输送管道完整性管理规范.docx

ICS75.200CCS E 98GlR中华人民共和区家标准GB32167XXXXGB32167-2015油气输送管道完整性管理规范Oilandgaspipelineintegritymanagementspecification(ISO19345-1:2019,NEQ)征求意见稿XXXX -XX -XX 发布XXXX -XX-XX 实施国家市场监督管理总局发布国家标准化管理委员会前言.23567范围规范性引用文件术语和定义一般要求建设期完整性管理一一数据采集与整合6.1数据采集6.2数据移交6.3数据存储与更新.一高后果区识别7.17.27.37.4识别准则高后果区识别工作的基本要求高后果区的管理高后果区识别报告8风险评价.8.18,28.38.48.58.6评价目标评价方法评价流程风险可接受性.风险再评价报告9完整性评价.9.19.29.39.4959.69.7评价方法及评价周期内检测压力试验直接评价方法其他评价方法适用性评价管道继续使用评估.10风险消减与维修维护.10.110.210,310.410.510.610,7日常管理与巡护缺陷修复第三方损坏风险控制.自然与地质灾害风险控制腐蚀风险控制应急支持降压运行11效能评价.12停用与废弃13失效管理一目次.,域代码已更改*代码己更改.工域代码己更改:一.域代码已更改.一一域代码已更改5H域代码口豆改域代码已更改域代码已更改二一嗔域代码已更改:I域代码己更改域代码已更改域代码己更改<,域代码已更改二f域代码已更改域代码已更改三，域代码己更改域代码己更改.,域代码已更改,jf域代码己更改2a域代码3更改上祖域代码已更改域代码己更改上T域代码已更改二一负代码己更改域代码已更改域代码已更改域代码已更改域代码已更改域代码己更改:一域代码已更改域代码己更改域代码已更改域代码己更改域代码已更改域代码已更改域代码己更改域代码已更改三2一域代码己更改2域代码已更改附录A 附录B 附录C 附录D 附录E 附录F 附录G 附录H 附录I 附录J 附录K 附录L 附录M（资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性） （资料性）14记录与文档管理、沟通和变更管理14.1记录与文档管理14.2沟通14.3变更管理13培训与能力要求完整性管理数据采集清单提交数据表结构潜在影响区示意图管道完整性管理相关报告的内容管道风险矩阵管道建设期风险评价内容管道泄漏频率统计和推荐可接受标准.内检测类型和检测用途内检测典型性能规格缺陷类型与评价标准适用性对照表.不同类型缺陷修复方法管道失效事件信息统计表管道完整性管理培训大纲参考文献前言本文件按照GBrrI.1-2009标准化工作导则第】部分：标准化文件的机构和起草规则的规定起草。本文件代替GB32167-2015油气输送管道完整性管理规范，与GB32167-2015相比,除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如卜a）增加了建设期管道完整性管理章节，规范了建设期各阶段完整性管理的要求；b）增加了停用与废弃章节，规范停用管道完整性管理要求和废弃管道处置要求。；C）修订了输油管道高后果区中环境敏感类的分级说明。:d）在管道风险评价法中增加了定量评价法和推荐标准。：e）在适用性评价中增加了应力分析内容。：f）根据增加的内容和近年来标准的变化补充和修正了规范性引用文件。本文件参考“ISO19345-1:2019,石油和天然气工业管道输送系统管道完整性管理规范第1部分：陆上管道全生命周期完整性管理”起草，一致性程度为非等效。请注意本文件的某些内容可能设二级专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任本由全国石油天然气标淮化技术委员会（SAcVrC355）提出并归口。本文件起草单位：国家管网集团北方管道有限责任公司、国家石油天然气管网集团有限公司、国家管网集团北京管道有限公司、国家管网集团液化天然气接收站管理分公司、北京航天航空大学、中国安全生产科学研究院。本主要起草人：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、杨玉锋、张华兵、王良军、王富祥、张海亮、李保吉、于智博、王洪涛、康叶伟、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。本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：2015年首次发布为GB32167-2015,本次为第一次修订。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GB50251或GB50253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。GB/T 16805 GB/T21447 GB/T21448GB/T 23258 GB/T27512 GBZT 27699液体石油管道压力试验钢制管道外腐蚀控制规范埋地钢质管道阴极保护技术规范钢质管道内腐蚀控制规范埋地钢质管道风险评估方法钢质管道内检测技术规范GBfT29639生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则GB/T36701-2018埋地钢质管道管体缺陷修复指南GBb38076输油管道环境风险评估与防控技术指南.GB50251输气管道工程设计规范GBfT50539油气输送管道工程测最规范SYr?4131油气输送管道线路工程竣工测量规范SYrr6713管道公众警示程序SY"6597油气管道内检测技术规范SYfT6649-2018油气管道管体缺陷修复技术规范SY"6828油气管道地质灾害凤险管理技术规范SY"6891.l油气管道风险评价方法第1部分：半定量评价法SY"6891.2油气管道风险评价方法第2部分：定量评价法SYfT7413报废油气长输管道处置技术规范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管道完整性管理pipelineintegritymanagement(PIM)对管道面临的风险因素持续进行识别和评价，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完整性管理方案integritymanagementprogram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或地理坐标进行位置校准。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高后果区highconsequenceareas(HCAs)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IoCaIionclass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GB50251。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。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。规定的最小屈服强度specifiedminimumyieldstrength(SMYS)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-321效能评价performancemeasurement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。322最大操作压力maximumoperatingpressure(MOP)在正常运行条件下，管道系统实际达到的最高压力。3.23最大允许操作压力maximumallowableoperatingpressure(MAOP)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安全运行压力safeoperatingpressure通过完整性评价得出的管道允许操作压力。325高后果区识别率HCAidentificationrate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。326风险控制率riskcontrolrate己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。停运管道及其附属设施因应自然环境、社会环境变化或企业安全生产需耍而停止进行流体介质输送的活动。一般情况下，停运是短期的、暂时的，停运后将很快启运。3.28废弃/报废abandonment使管道永久停止输送服务的相关活动。3.29封存管道受资源、安全等因素影响，停止油气介质输送，预期无重新启运可能管道。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I完整性管理工作流程4.10应编制管道完整性管理方案，根据管道现状、完整性管理目标提出下阶段的管道完整性管理相关工作计划。4.11管道停用后，宜立即执行残留物清理活动废弃管道的安全和环境风险宜彻底消除，或将其降低到预定的可接受水平。5建设期完整性管理5.1从初步可行性研究到报废的资产全生命周期应始终开展完整性管理，并应依据完整性管理角度考虑设计理念和管道运行的管理和维修维护技术。应在全生命周期内识别和控制对管道完整性的所有威胁，应通过改进设计和优化管理流程开展风险预控,消除威胁，增强管道的运行的安全可靠性，减少完整性相关问题。5.2在完整性管理生命周期的可行性研究阶段，应通过管道路由、管材、焊接工艺的选择，降低管道全生命周期中风险控制的需求，从而提高可靠性，降低运营成本。5.3在设计阶段，要评估管道系统在其生命周期中可能面临的所有完整性威胁。还应评估未来的土地使用活动和发展规划，这些活动可能增加第三方损坏可能性和管道失效后果直接影响管道完整性。设计管道时还宜考虑确保管道后续实施内检测的相关条件,具体见9.2.1。如采用特殊的施工方法或工艺，则应对其进行评估，以确定对未来完整性的任何影响，以及可能需要的缓解措施5.4在完整性管理生命周期的施工阶段，关键完整性风险来源于未能按设计方设定的设计要求和标准规范建造管道。因正当理由，未能按设计规范和标准建造资产的，应逐一管理和评估，以确保任何设计变更的适用性，识别是否需要根据相关必要的凤险控制措施调整完整性管理方案。5.5在管道投产前应开展环焊缝无损检测结果评估、水压试验、投产前内检测、管道防护设施及附属设施评估等必要的管道完整性评价工作。建设期管道完整性评估在管道项目建设体系基础上，从全生命完整性管理角度出发，在项目设计、施工阶段安排相应的检测、监测、评估、数据采集等工作，防控建设过程中出现的完整性问题，并在投产前综合开展一系列的检查、检测、复核、评估工作，及时发现和解决缺陷、隐患及问题。6数据采集与整合6.1通用原则6.1.1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.6.1.2应采用统一的通用参考系统对管道空间、属性等数据进行整合、组织和维护。6.1.3新开展采集的管道中心线、设备设施、周边环境等坐标数据应采用CGCS2000坐标系（2000国家大地坐标系），己有的管道中心线、设备设施、周边环境等其他坐标系数据宜转换成CGCS2000坐标系（2000国家大地坐标系）。高程采用1985国家高程基准。6,2数据采集6.2.1数据采集内容6.2.1.1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。6.2.1.2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。6.2.1.3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。6.2.1.4废弃管道数据采集内容应包含废弃时间、废弃原因、管道的位置、管径、长度、废弃处置方法及处置效果、环境控制措施、废弃处置成本。6.2.1.4管道完整性管理数据采集清单参见附录A.6.2.2数据采集方法6.2.2.1中心线测量6.2.2.1.1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、建筑物等穿跨越起终点的坐标数据应标注。6.2.2.1.2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。6.2.2.1.3管道改线时，应测量新的中心线，并及时进行数据更新。6.2.2.1.4管道中心线测量坐标精度应达到亚米级精度。测量具体技术要求见GB/T50539及SY/T4I3L6.2.2.2管道设施数据、基础地理等环境数据采集6.2.2.2.1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。6.2.2.2.2宜通过测绘、现场调查或遥感影像数字化等方法开展管道附近的人口、行政、道路、水文等周边环境数据采集工作。测量具体技术要求见GB"50539及SY"4131。6.2.2.2.3应制定和遵照统-的数据传输接口规范和数据交换格式，实现智能阴极保护监测、地质灾害监测、光纤预警、泄漏监测、可燃气体监测、视频监控、无人机等管道智能感知数据的规范传输与交互共享。6.3数据对齐与整合6.3.1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。6.3.2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II6.4数据移交6.4.1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。6.4.2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。6.4.3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。6.5数据存储与更新6.5.1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。6.5.2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。6.5.3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。6.5.4应采取管理措施确保数据精度和时效性。6.5.5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。6.5.6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-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。7后果区识别7.1识别准则7JJ输油管道高后果区7.1.1.1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20Om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。I磔b）管道中心线两侧20Om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Ix-Il级c）管道周边2（）Om内有聚居户数在50户或以上的村庄、乡镇等。II级d）管道周边50m内有高速公路、国道、省道、铁路及易燃易爆场所等。I级e）管道周边20Om内有湿地、森林、河口等自然保护地区一般控制区以及灌溉干渠、季节性河流。II级f）管道周边20Om内有水源、大中型河流、大中型水库、自然保护III级区的核心控制区。g）管道泄漏可能进入市政管网的区域，且市政管网的区域上方有人员聚集。7.1.1.2国后果区边界距离后J后果区内建筑物不应小于20Omo7.1.1.3高后果区分为三级，【级代表最小的严重程度，III级代表最大的严重程度。7.1.2输气管道高后果区7.1.2.1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GB50251中相关规定执行。Ill级b）管道经过的三级地区。H级C）除三、四级地区外，天然气管道潜在影响区域内有特定场所或人口超过100户的区域，潜在影响半径按照公式（1）计算。Il级d）管道周边200m内有加油站、油库等易燃易爆场所。11级e）管道周边20Om内有高速公路、国道、省道、铁路等。I级f）管道泄漏可能进入市政管网的区域,且市政管网的区域上方有人员聚集。II级7.2.2高后果区边界距离高后果区内建筑物外侧应不小于潜在影响半径。7.1.2.3高后果区分为三级，级表示最小的严重程度，IH级表示最大的严重程度。7.1.3特定场所7.1.3.1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、车站、商场等人群聚齐或疏散困难的建筑区域；b）特定场所II：在一年之内至少有50天（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。7.1.3.2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,可按公式（1）计算：r=O.O99ty2pCD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.7.2高后果区识别工作的基本要求7.2.1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。7.2.2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。7.2.3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。7.2.4当输气管道长期低于最大允许操作压力运行时，潜在膨响半径宜按照最大操作压力计算。7.3高后果区的管理7.3.1建设期识别出的高后果区应作为重点关注区域。试压及投产阶段应对处于高后果区管段重点检查，制定针对性预案，做好沿线宣传并采取安全保护措施。7.3.2运营阶段应将高后果区管道作为重点管理段，针对每个高后果区制定高后果区管理方案。7.3.3应定期审核管道完整性管理方案以确保高后果区管段完整性管理的有效性。必要时应修改完整性管理方案以反映完整性评价等工作中发现的新的运行要求和经验。7.3.4地区发展规划足以改变该地区现有等级时，管道设计应根据地区发展规划划分地区等级。对处于因人口密度增加或地区发展导致地区等级变化的输气管段，应评价该管段并采取相应措施，满足变化后的更高等级区域管理要求。当评价表明该变化区域内的管道能够满足地区等级的变化时，最大操作压力不需要变化:当评价表明该变化区域内的管道不能满足地区等级的变化时，应立即换管或调整该管段最大操作压力。造成地区等级升级的周边建设规划应告知地方规划部门，并由规划升级建设单位负责整改。7.4高后果区识别报告7.4.1管道高后果区识别可采用地理信息系统识别或现场调查。在高后果区识别报告中应明确所采用的方法。7.4.2高后果区识别报告的内容参见附录D。8风险评价8.1评价目标8.1.1管道风险评价主要目标如下：a）识别影响管道完整性的危害因素，分析管道失效的可能性及后果，判定风险水平；b）对管段进行排序，确定完整性评价和实施风险消减措施的优先顺序：c）综合比较完整性评价、风险消减措施的风险降低效果和所需投入；d）在完整性评价和风险消减措施完成后再评价，反映管道最新风险状况，确定措施有效性。8.1.2风险评价工作应达到如下要求：a）管道投产后1年内应进行风险评价。b）高后果区管道进行周期性风险评价，其他管段可依据具体情况确定是否开展评估：c）应根据管道风险评价的目标来选择合适的评价方法；d）应在设计阶段和施工阶段进行危害识别和风险评价，根据风险评价结果进行设计、施工和投产优化，规避风险；e）设计与施工阶段的风险评价宜参考或模拟运行条件进行。8.2评价方法8.2.1可采用一种或多种管道凤险评价方法来实现评价目标。常用的风险评价方法有风险矩阵法、指标体系法和定量评价法(QRA)II风险矩阵法参见附录Ec指标体系法见SYb6891.1或GB/T27512。定量评价法(QRA)见SY/T6891.2。8.2.2输油管道宜开展环境风险评估，评估方法见GB/T38076。8.2.3应基于评价目标，结合现有数据的完整程度以及经济投入等因素，选择适用的评价方法。8.3评价流程8.3.1评价步骤风险评价流程应包含以卜步骤，详细流程图见图2：确定评价对象；识别危害因素；数据采集与管段划分；失效可能性分析；失效后果分析；O风隆等级判定；提出风险消减措施建议。确定评价对象识别危害因素数据采集与管段划分编制评价报告失效后果分析失效可能性分析图2管道风险评价流程8.3.2确定评价对象应根据开展风险评价的最初原因和关注的问题，确定管道风险评价的对象。8.3.3危害因素识别8.3.3.1应定期进行管道危害因素识别。8.3.3.2应从管道历史失效原因总结分析管道常见危害因素。管道失效原因的分类见表3。表3管道危害因素分类危害因素子因素时间相关外腐蚀内腐蚀/磨蚀应力腐蚀开裂/氢致损伤凹陷疲劳损伤固有因素与制管有关的缺陷a）管体焊缝缺陷b）管体缺陷与焊接施L有关的因素a）管道环焊缝缺陷，包括支管和T型接头焊缝b）制造焊缝缺陷C）褶皱弯管或屈曲d）螺纹磨损/管子破损/接头失效与时间无关机械损伤a）甲方、乙方，或第三方造成的损坏（瞬时/立即失效）b）管子旧伤（如凹陷、划痕）（滞后性失效）C）故意破坏误操作自然与地质灾害a）低温b）雷击C）暴雨或洪水S土体移动8.3.3.3应识别不符合国家法律法规和标准要求的管道状况，以及造成管道风险升高的因素,包括但不限于：a）占压；b）安全距高不足；c）周边环境对管道日常管理和维抢修的影响：d）外界对管道可能造成的损伤；e）管道本体或者附属设施的结构和功能缺失；f）输送介质或者管道的系统特征造成的管道现有工艺与设计的偏差；g）特定管道风险的应急预案与技术缺失；h）管道企业内部、管道企业与施工方、周边公众信息沟通不畅。8.3.3.4在管道建设期进行的风险评价宜考虑的因素参见附录R应识别出在运行过程中可能出现的风险源、发生事故的可能性、发生事故的可能后果和在这些威胁存在情况下所采取的措施需要投入的安全成本，通过分析，对可能发生的运行风险提出预防措施，或优化设计,规避风险。833.5在条件具备情况下,试运投产阶段应开展定性或定量风险评价,对识别出的风险因素,应逐评价、落实各个风险点的风险控制措施是否满足运行要求。833.6建设期各阶段的风险评价宜作为各阶段工作成果的评估依据之一，在风险评价报告所提出的风险消减措施应得到有效落实。8.3.4数据采集与管段划分8.3.4.1应根据管道的属性和管道周边环境对管道进行管段划分。管段划分示意图见图3。8.3.4.2应对每个管段进行数据采集和状况描述，具体包括但不限于：a）管材、管径、防腐层类型、管道附属设施及其起止里程；b）管体、防腐层和附属设施状况的评价；c）管道运行参数，包括输送介质、运行压力和温度等：d）管道沿线自然环境。管径壁厚防腐层类型2345678图3管段划分示意图8.3.5失效可能性分析8.3.5.1应对8.3.3中的危害因素进行失效可能性分析。8.3.5.2应考虑己经采取的风险消减措施的效果，如检测、修复、第三方损坏防护等。8.3.5.3应对8.3.4中划分的每个管段确定其失效可能性。失效可能性可以定性或定量表示。8.3.5.4失效可能性分析采用的方法应以评价对象、可用的数据和模型而定。可利用历史失效数据对评价结果进行验证。8.3.5.5如直接采用历史失效数据进行失效可能性分析，或用来对失效可能性分析结果进行验证，需对历史数据的适用性和与被评价管道的可比性进行分析。8.3.6失效后果分析8.3.6.1失效后果分析用于确定管道失效对周边人员、财产和环境潜在不利影响的严重程度。这些不利影响可能由毒性、可燃性介质从管道中的意外泄漏、扩散引起。同时也可考虑管道失效造成的停输影响以及对管道企业声誉的影响。83.6.2失效后果分析应考虑以下因素：a）输送介质的性质，例如易燃性、易爆性和环境污染等；b）管道属性，如管径、压力等；c）地形；d）周边环境；e）失效模式，泄漏孔大小；D减小泄漏量的控制措施，如泄漏检测和截断阀等；g）输送介质的扩散模式；h）着火的可能性；i）事故场景，包括热辐射、爆炸、中毒或窒息等；j）周边受影响对象暴露水平及其影响程度；k）应急响应。8.3.63应对8.3.4中划分的每个管段确定其失效后果。失效后果可以定性或定量表示。8.3.8风险等级判定8.3.8.1风险等级判定是确定各管段风险是否可以接受的过程。风险值是失效发生的可能性与失效后果两个因素的综合。8.3.8.2制定与评价方法相适应的风险可接受标准，确定各管段的风险可接受性。8.3.8.3对不能接受的风险应采取以下措施：a）进行更深入的风险分析，降低之前评价过程中的不确定性；b）采用有效风险消减措施来降低风险。8.3.8提出凤险消减措施建议8.3.8.1消减风险的措施应包括降低失效可能性的措施和降低失效后果的措施。8.3.8.2应对提出的风险消减措施建议的有效性进行分析。8.4风险可接受性8.4.1确定风险可接受性标准应考虑以下因素：a）国家法律法规和标推相关要求；b）管道的重要性；c）管道状况；d）降低风险的成本。8.4.2可通过以下几个途径来确定风险的可接受性标准：a）参照国内外同行业或其他行业己经确立的风险可接受标准；b）根据以往经验判断认为可接受的情况；c）根据管道平均安全水平，参见附录G:d）与其他已经认可的活动和事件相比较。8.4.3如未满足风险可接受标准，应改进管道完整性管理活动或改进管道设计施工管理活动。8.5风险再评价8.5.1管道风险评价的时间间隔应根据风险评价的结论来确定，且不宜超过3年。应每年检查风险评价数据变化情况并及时更新数据。8.5.2管道属性和周边环境发生较大变化后，应进行风险再评价。8.6.1应在凤险评价报告中对管道风险评价过程和结果进行描述。8.6.2应针对评价目标向报告使用者描述评价结果，并说明所采用评价方法的局限性和评价因素的不确定性。8.6.3管道风险评价报告内容参见附录D。9完整性评价9.1评价方法及评价周期9.1.1新建管道在投用后3年内完成完整性评价。9.1.2高后果区管道完整性评价的最大时间间隔不超过8年。9.1.3应根据管道失效的历史和风险评价的结果选择适用的检测内容和技术指标。9.1.4宜优先选择基于内检测的方法进行完整性评价。如管道不具备内检测条件，宜改造管道使其具备内检测条件。对不能改造或不能清管的管道，可采用压力试验或直接评价等其他完整性评价方法。9.1.5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，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）>50%SMYS30%SMYS<W50%SMYS3()%SMYS10年15年20年9.1.6宜通过压力试验和管材性能的综合分析、所需要的实际运行压力和最高试压压力的差值大小、随时间增长的缺陷增长速率等提出压力试验的再评价周期。无法确定缺陷增长速率的管道，最长不应超过3年。允许有其他被证实为科学可信的方法来确定再评价周期。9.1.7直接评价的再评价周期宜根据风险评价结论和直接评价结果综合确定，最长不应超过9年。对特殊危害因素应适当缩短再评价周期。9.1.9宜根据管道缺陷特征或可能新出现的缺陷，选择不同的检测评价技术或多种技术方法组合。9.2内检测92J建设期要求9.2.1.1管道系统的设计应保障内检测器的可通过性，考虑如下因素：a）安装永久收发球筒或预留连接临时收发球筒的接口，收发球筒前应留有足够的作业空间和安全距离:b）上下游收发球筒间距宜控制在150km以内，最长不能超过200km。对投产后可能存在杂质较多、管道结蜡或者管道内表面对清管器磨损严重的管道，应适当缩短间距；c）收发球筒应满足使用内检测器的长度的要求。平衡管、阀门、三通等附件的设置满足清管和内检测的要求；d）最小允许弯管曲率半径；e）最大允许的内径变化；D支管连接设计及线管材料兼容性；g）内涂层与内检测的相互影响；h）过球指示器；i）旁通与盲板的间距；j）在确定球筒方位时应考虑进入路线和相邻设施