GB-油气输送管道完整性管理规范.docx

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1、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

2、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

3、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50%SMYS30%SMYSW50%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

4、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