ICS75.200 E98
中华人民共和国国家标准
GB/T27699—2011
钢质管道内检测技术规范
Steel pipeline in-line inspection technical specification
2012-06-01实施
2011-12-30发布
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 GB/T27699—2011
目 次
前言 1
I
范围 2 规范性引用文件 3 术语和定义 4 被检测管道的一般性要求 5. 内检测周期及设备的选择 6 检测施工准备
检测前清管… 8 投运几何变形检测器 9
C
投运模拟器 10 投运金属损失检测器， 11 检测数据预处理 12 检测报告： 13 检测结果验证 14 职业健康、安全、环境· 15 交工资料附录A（资料性附录） 管道三通挡条设置要求附录B（资料性附录） 内检测设备的选择附录C（规范性附录） 管线调查表附录D（规范性附录） 收、发检测器作业程序附录E（资料性附录） 金属损失类型定义
3
19 21 GB/T27699—2011
前言
本标准的附录C、附录D是规范性附录，附录A、附录B、附录E是资料性附录。 本标准由全国锅炉压力容器标准化技术委员会（SAC/TC262）提出并归口。 本标准起草单位：中国石油天然气管道局、中油管道检测技术有限责任公司、国家质量监督检验检
疫总局特种设备安全监察局。
本标准起草人：李久春、金虹、门建新、李育忠、李文东、续理、修长征、常连庚。
Ⅲ GB/T27699—2011
钢质管道内检测技术规范
范围本标准规定了实施钢质管道几何变形检测和金属损失检测的技术要求。对检测周期、检测器的适用范围、检测准备、检测程序控制、检测报告内容和验收方法作出了规定。
1
本标准适用于输送介质为气体和液体的陆上钢质管道内检测，输送介质为气体和液体的海底钢质管道内检测可参照本标准执行。 2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本部分，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
SY/T5536—2004原油管道运行规程 SY/T5922—2003天然气管道运行规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
3. 1
金属损失 metal-lossfeatures 因金属消失导致的管道壁厚减薄。金属损失通常是由于腐蚀、机械损伤及管材缺陷造成的。
3. 2
内部金属损失internalmetal-lossfeatures 发生在管壁内表面及管体内部的金属损失。
3. 3
外部金属损失 external metal-loss features 发生在管壁外表面的金属损失。
3. 4
管道内检测in-lineinspection 利用在管道内运行的可实时采集并记录管道信息的检测器所完成的检测，也叫作智能检测。
3.5
几何变形检测 geometryinspection 以检测管道的几何变形情况为目的所实施的管道内检测。
3.6
金属损失检测 Jmetal loss inspection 以检测管壁金属损失为目的所实施的管道内检测。
3.7
管道特征pipelinefeature 管道上存在的管壁金属损失、凹陷、椭圆度变形、管道附属设施及制造缺陷等。
3.8
标定calibrate 对检测设备的机械性能和检测性能进行测试与调整
1 GB/T27699—2011
3.9
地面标记器abovegroundmarker 一种放置于管道上方，能够检测并记录检测器的通过或能发出被检测器检测到的信号的便携式或
永久性装置。 3.10
设标marking 为实现对检测出的管道特征精确定位而设置地面测量标记点的工作。
3.11
清管pigging 使用可在管道内独立运行的设备，清理管道内案质积垢及凝蜡的工作。
3.12
测径板 gaugeplate 用于初步测量管径变化的，可产生不可恢复变形的软质金属盘。
3.13
模拟器dumnytool 通过能力与检测器相同，用于模拟检测器运行状态的设备
3.14
预评估维修系数（ERF) estimated repair factor 最大允许运行医力与通过金属损失评估法计算出的安全运行压力的比值
ERF MAOP/F
式中： MAOP 最大允许运行压力买
Pufe 道过金属损失评估法计算出的安全运行压力
3.15
检测概率POD probabilityof detection 检测器检测出管道特征的概率
3.16
可信度（Conf. confidence 检测报告数据与普道实际情况的符合程度。
3.17
验证 verification 对检测结果进行复核的方式被检测管道的一般性要求
4.1 收发球筒
收发球简示意图见图1，收发球简的尺寸在满足相应规范的基础上还应满足表1的条件：
图1 收发球筒示意图 GB/T27699—2011
表1收发球筒应具备的条件
S m2
i
i rn M >
l3 m >1 M
发球筒应满足的条件收球简应满足的条件
≥2.51Xl ≥2.51Xl
0.5~1 0.5~1
注1：S指检测器操作场地的面积，以（长×宽）表示。 注2：2指注（回）介质口距盲板的距。 注3：4：指注（回）介质口距大小头的距离。 注4：5指大小头距阀门的距离。 注5：1指检测器的长度。
4.2三通 4.2.1 开孔直径大于30%管道外径的三通应设置挡条或挡板：
挡条或挡板的内弧应与主管内表面弧度相同，并等间距分布； b) 轴向挡条和周向挡条应垂直交叉并焊接牢固，挡条两端与管道应焊接固定； c) 挡条的具体设置方法和要求宜按照附录A的要求执行。
a)
4.2.2 套管三通开孔区域轴向长度应不大于管道外径。 4.2.3 相邻两个三通（开孔直径大于30%管道外径的三通）中心间距离应大于下列计算值：
1. 5D+ (d, +d)
2
式中： D 管道外径；
di,dz 两相邻三通的开孔直径。 4.3弯头 4.3.1管道弯头的曲率半径应满足相应规格检测器的通过性能指标。 4.3.2相邻弯头间的直管段长度应大于管道外径。 4.4阀门
管道沿线阀门应开启灵活，检测期间应处于全开状态。全开状态的阀门内径应满足检测器最低通过性能指标。 4.5管道斜接
管道斜接角度不应超过检测器的通过性能指标。 4.6 直管段变形
管道直管段变形量不应超过检测器的通过性能指标。 4.7 里程桩、标志桩、测试桩
管道沿线的里程桩应齐备；标志桩、测试桩宜齐备。 4.8管道运行压力
检测器运行期间，管道运行压力应满足检测器正常运行的要求；新建输气管道应建立背压，背压不宜小于0.4MPa。 4.9输送排量
检测器运行期间，管道的输送排量应保持平稳且满足检测器运行速度的要求。 5 内检测周期及设备的选择 5.1 管道内检测周期应不超过8年。
3 GB/T27699—2011
5.2 管道具备下列条件之一的，应当将管道内检测周期适当缩短：
a) 多次发生事故（含第三方损伤）的； b) 防腐层损坏严重的； c) 管道运行环境恶劣的； d) 输送介质含硫化氢等腐蚀成分较高或介质对管道腐蚀情况不明的； e) 运行期超过20年的； D 处于环境敏感地带或人口密集区的。
5.3 具备下列条件之一的，应尽快进行管道内检测，并经评估合格后方能实施运行：
a) 管道所在地发生地震、海啸、泥石流等重大地质灾害的； b) 停运超过1年、再启用的封存管道： c) 管道需要提压运行的；
管道输送介质发生重大变化的。
d)
5.4 新建管道应当在投产3年内进行首次管道内检测（也称基线检测）。 5.5 管道运营企业应根据检测的目的、管道的工况条件选择合适的检测设备。选择依据可参见附录B。 6 检测施工准备
6.1资质 6.1.1从事管道内检测的机构应具备国家特种设备安全监督管理部门颁发的相应检测资质证书 6.1.2从事检测工作的技术人员应具备国家特种设备安全监督管理部门颁发的相应资格证书 6.2管道调查 6.2.1 管道运营企业应详细填写管线调查表，并对填写内容的可靠性负责。调查表见附录C。 6.2.2 管道运营企业应提供与检测相关的管道建设、维修、维护资料及以前的检测结果。 6.2.3检测机构应在管道运营企业的配合下对管道调查表中的内容进行现场勘察和核实。 6.3管道及附属设施改造
对不满足检测器通过性能指标的管道及管道附属设施应进行改造或更换。 6.4施工组织设计 6.4.1 检测机构应依据核实后的管线调查表及实际情况，制定施工组织设计。 6.4.2 施工组织设计应经管道运营企业认可。 6.4.3检测机构严格按照认可后的施工组织设计进行施工。 6.5 设备标定 6.5.1 检测器在投运前应进行标定。 6.5.2 标定的主要内容如下：
a) 探头的输入输出比例： b) 检测信号与实际金属损失尺寸的对应关系； c) 检测信号与实际变形量的对应关系。
6.5.3标定过程应有记录。 6.6踏线选点
若使用地面标记器作为设标工具，检测前检测机构应在管道运营企业的配合下对管道沿线进行现场勘察，了解管道走向及路况，并选择设标点位置。设标间距宜为1km。 4 GB/T27699—2011
7 检测前清管 7.1常规清管
首次清管应使用通过能力不低于管道运营企业日常维护所使用的清管器进行清管。 7.2测径清管 7.2.1使用带测径板的清管器至少进行一次清管。测径板的直径不应小于检测器的最小通过直径。 7.2.2若测径板发生损伤，应及时分析损伤原因。若通过分析确定损伤是由管道变形造成的，应确定变形位置；若无法定位变形点的准确位置，应实施管道几何变形检测。 7.3特殊清管 7.3.1测径清管后，检测机构应根据测径清管的结果和输送介质的特点选择适用的机械清管器进行清管。 7.3.2 清管器应装有跟踪仪器。 7.3.3检测前宜采用磁力清管器清除管内的铁磁性杂质。 7.4管道清管作业 7.4.1输油管道清管作业应符合SY/T5536—2004中第8章的规定；发送、接收清管器程序见附录D。 7.4.2输气管道清管作业应符合SY/T5922—2003中8.7的规定；发送、接收清管器程序见附录D。 7.5清管次数
清管次数由检测机构视清管效果决定，清管效果应满足检测器检测的要求。 8投运几何变形检测器 8.1 投运几何变形检测器的前提
管道有下列情况之一应投运几何变形检测器： a) 测径清管器铝盘发生严重变形且无法确定变形点的准确位置时； b) 新建管道在投入试运营前： c) 投入运营一年以上的管道； d) 运营管道被超负荷物体长期占压或机械破坏； e) 管道通过地区发生泥石流、山体滑坡等自然灾害； 1) 管道通过地区发生里氏5级以上的地震； g) 管道安全评估需要。
8.2 几何变形检测器投运及数据检查的要求按第10章执行。 9 投运模拟器 9.1 管道检测器通过能力确认后，宜投运模拟器来决定是否发送检测器。 9.2 投运模拟器的作业程序见附录D。 10 投运金属损失检测器 10.1 发送检测器 10.1.1 发送前检测器应调试正常。 10.1.2检测器的发送操作见附录D。 10.2跟踪设标 10.2.1 检测器投运期间，应对检测器进行跟踪和设标。 10.2.2 跟踪组之间、跟踪组与管道运行管理部门之间应保持通讯畅通。
LP