ICS 75.200 E 16
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6714—-2020 代替SY/T6714—2008
油气管道基于风险的检测方法
Approach for oil & gas pipeline risk-based inspection
2021-02-01实施
202010—23发布
国家能源局 发布 SY/T6714—2020
目 次
前言范围
-
1 2 规范性引用文件
术语和定义管道线路基于风险的检测 4.1 一般要求 4.2 风险评价 4.3 检测方法 4.4 检测周期 5站场工艺管道基于风险的检测 5.1 一般要求 5.2 风险评价 5.3 检测方法 5.4 检测周期 6效能测试附录A(资料性附录) 管道风险评价内容附录B（资料性附录） 管道检测方法适用性参考文献·
3
4
12 SY/T 6714--2020
前言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T6714—2008《基于风险检验的基础方法》。本标准与SY/T6714—2008的主要技术差异如下：
标准名称修改为《油气管道基于风险的检测方法》；删除了原标准采自API581：2006的内容（见2008年版）；一增加了管道线路基于风险的检测具体做法（见第4章）；增加了站场工艺管道基于风险的检测具体做法（见第5章）：一增加了基于风险的检测工作效能测试的方法（见第6章）。 本标准由油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。 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、中石油管道有限责任公司、中国石
油化工股份有限公司天然气分公司、中国石化管道储运有限公司、陕西延长石油（集团）有限责任公司管道运输公司。
本标准主要起草人：张华兵、冯庆善、杨玉锋、王维斌、吴志平、宗照峰、常景龙、陈朋超、 燕冰川、张永盛、贾韶辉、张强、顾春琳、尹恒、董华清、牛化昶、唐登平、刘兴瑞、王炯、王富祥玄文博、魏然然、高海康。
II SY/T6714---2020
油气管道基于风险的检测方法
1范围
本标准规定了油气管道线路和站场工艺管道基于风险的检测实施方法与步骤。 本标准适用于输送油气介质的陆上钢质管道基于风险的检测活动。
规范性引用文件
2
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。
GB32167油气输送管道完整性管理规范 SY/T0087.1钢制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/T0087.2钢制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/T6597油气管道内检测技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
内检测in-lineinspection（ILI) 使用内检测器在管道内部运行，实时采集并记录管道缺欠（内外部腐蚀、损伤、变形、裂纹等）
管道中心线和管道结构特征（焊缝、三通、头等）等信息的检测， 3.2
直接评价directassessment（DA）采用结构化过程的完整性评价方法，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。 3.3
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定损失的物理变化，注：包括泄漏、损坏或性能下降，狭义的泄漏专指管道意外泄漏。
3.4
制造缺陷 manufacturingdefects 在钢板制造或者制管过程中产生的管体缺陷，
3.5
施工缺陷 constructiondefects 在钢管运输到现场铺设施工至投产运行过程中产生的管体缺陷。
1 SY/T 6714—2020
管道线路基于风险的检测
4
4.1一般要求 4.1.1应根据管道的失效历史和面临的主要风险因素选择合适的检测方法 4.1.2 管道线路的检测方法包括内检测、直接评价和压力试验等，宜优先选用内检测方法对管道进行检测。 4.1.3 应对检测发现的缺陷进行评价，对不可接受的缺陷进行响应。 4.1.4 管道线路基于风险的检测实施流程如图1所示。
确定检测管段
管道风险评估管道检测结果 +
管体风险识别
管道失效计录
内腐蚀 外腐蚀 几何 环焊缝缺陷 螺旋焊缝 其他制造与
施工缺陷 位移 其他
变形
缺陷
管道失效后果分析
潜在人员伤亡
潜在环境影响
潜在财产损失
停输影响
风险水平分析主导风险分析
检测方法选择
管道内检测
直接评价
压力试验
校准试验
效能测试
图1 管道线路基于风险的检测实施流程
4.2风险评价 4.2.1 检测对象
油气管道需要检测的对象可分为以下几类： a）金属损失，包括内腐蚀、外腐蚀、划伤等； b）几何变形； c）焊缝异常，包括螺旋焊缝缺陷、环焊缝缺陷等； d）位移； e）类裂纹； f）其他管体异常。
2 SY/T6714—2020
4.2.2风险评价方法
应分析评价确定管体的主导风险因素。风险评价的内容参见附录A。 4.3检测方法 4.3.1 应根据主导风险因素选择检测方法。 4.3.2 应考虑各检测方法的有效性和局限性，各检测方法的适用性参见附录B。 4.3.3 管道内检测按照SY/T6597的要求实施。管道外腐蚀直接评价按照SY/T0087.1的要求实施管道内腐蚀直接评价按照SY/T0087.2的要求实施。管道压力试验按照GB32167的规定执行。 4.4检测周期 4.4.1高风险管道应选择检测有效性高的检测方法，并适当缩短检测周期。低风险管道可适当延长检测周期。 4.4.2 2管道检测最长时间间隔不应超过GB32167规定的强制要求。
5 站场工艺管道基于风险的检测 5.1一般要求 5.1.1 应根据油气站场工艺管道风险分析的结果，确定检测内容，选择检测方法、检测部位和抽检比例。 5.1.2对埋地的工艺管道必要时应开挖检测。 5.1.3 3当检测发现缺陷或异常时，应适当扩大检测范围。 5.1.4 应对检测发现的缺陷进行评价，对不可接受的缺陷进行响应。 5.1.5 站场工艺管道基于风险的检测实施流程见图2。 5.2风险评价 5.2.1工艺管道的主要缺陷和本体风险可分为以下几类
a）内腐蚀； b）外腐蚀； c）环焊缝缺陷； d）应力集中； e）其他本体异常。
5.2.2应对工艺管道的本体风险进行分析，明确各站场工艺管道风险水平排序，明确待检测站场工艺管道的主要风险因素和风险水平，应考虑的因素包括但不限于：
a）管道投产年限； b）管道防腐层状况； c）管道土壤腐蚀性； d）管道埋地情况： e）管道阴极保护情况； f）管道材质与焊接工艺： g）管道泄漏历史 3 h）历次管道检测结果。
3 SY/T6714—2020
各站场工艺管道
风险分析
投产时间、埋地情况 土壤腐蚀性防腐层和阴保情况
检测情况、泄漏历史
管道材质和焊接工艺
各站场工艺管道
风险排序
待检测站场工艺管道
管体风险识别
环焊缝缺陷
应力集中
其他
内腐蚀
外腐蚀
风险水平分析主导风险分析
检测方案制定
检测部位
抽检比例
检测方法
实时检测
效能测试
图2站场工艺管道基于风险的检测实施流程
5.2.3需要重点关注的风险管段包括但不限于：
a）曾发生泄漏的管段； b）曾检出缺陷的管段； c）承受交变载荷的管段； d）穿越道路、墙壁的管段； e）土壤、空气交界管段； f）输送介质温度较高管段： g）振动管段； h）介质不流动、偶尔流动管段； i）进出站管段； j）排污管道； k）站内生活用气管道。
4 SY/T6714-2020
5.3检测方法 5.3.1方法选择
应根据工艺管道主要风险因素选择合适的检测方法。应考虑各检测方法的有效性和局限性。 5.3.2宏观检查
宜采用宏观检查的方法，对工艺管道存在的外腐蚀、环焊缝缺陷和应力集中情况进行排查。 5.3.3内腐蚀检测
当管道内腐蚀风险较高时，宜采用超声导波等方法对缺陷进行筛查，对严重缺陷进行直接检测。
5.3.4外腐蚀检测
当管道外腐蚀风险较高时，宜对壁厚、土壤腐蚀性、管道外防腐层、杂散电流干扰和区域阴极保护有效性进行检测，同时采用超声导波等方法对缺陷进行筛查，并对发现的严重缺陷进行直接检测。
可根据需要对防腐层进行以下检测工作： a）交流电位梯度法（ACVG）间接检测； b）防腐层外观检查； c）防腐层厚度测量； d）外保护保温层检测； e）防腐层电火花检测； f）防腐层黏结力检测。 可根据需要对区域阴极保护有效性、杂散电流干扰进行以下检测工作： a）通电电位测试； b）电位连续监测； c）通断电位测试。
5.3.5环焊缝检测
当管道环焊缝缺陷风险较高时，宜采用超声和射线等方法，对管体进行检测。 环焊缝检测内容包括： a）无损检测； b）应力检测。
5.3.6 5应力集中检测
当管道应力集中风险较高时，宜采用磁应力、超声等方法对管体进行应力检测。 5.4 检测周期 5.4.1应定期对油气站场工艺管道进行检测，减少管道泄漏事件的发生。高风险工艺管道应适当缩短检测周期。低风险管道可适当延长检测周期。检测周期最长不宜超过8年。 5.4.2应根据工艺管道检测结果优化检测周期和下-次检测内容。
L ICS 75.200 E 16
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中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 6714—-2020 代替SY/T6714—2008
油气管道基于风险的检测方法
Approach for oil & gas pipeline risk-based inspection
2021-02-01实施
202010—23发布
国家能源局 发布 SY/T6714—2020
目 次
前言范围
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1 2 规范性引用文件
术语和定义管道线路基于风险的检测 4.1 一般要求 4.2 风险评价 4.3 检测方法 4.4 检测周期 5站场工艺管道基于风险的检测 5.1 一般要求 5.2 风险评价 5.3 检测方法 5.4 检测周期 6效能测试附录A(资料性附录) 管道风险评价内容附录B（资料性附录） 管道检测方法适用性参考文献·
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12 SY/T 6714--2020
前言
本标准按照GB/T1.1一2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。
本标准代替SY/T6714—2008《基于风险检验的基础方法》。本标准与SY/T6714—2008的主要技术差异如下：
标准名称修改为《油气管道基于风险的检测方法》；删除了原标准采自API581：2006的内容（见2008年版）；一增加了管道线路基于风险的检测具体做法（见第4章）；增加了站场工艺管道基于风险的检测具体做法（见第5章）：一增加了基于风险的检测工作效能测试的方法（见第6章）。 本标准由油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。 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、中石油管道有限责任公司、中国石
油化工股份有限公司天然气分公司、中国石化管道储运有限公司、陕西延长石油（集团）有限责任公司管道运输公司。
本标准主要起草人：张华兵、冯庆善、杨玉锋、王维斌、吴志平、宗照峰、常景龙、陈朋超、 燕冰川、张永盛、贾韶辉、张强、顾春琳、尹恒、董华清、牛化昶、唐登平、刘兴瑞、王炯、王富祥玄文博、魏然然、高海康。
II SY/T6714---2020
油气管道基于风险的检测方法
1范围
本标准规定了油气管道线路和站场工艺管道基于风险的检测实施方法与步骤。 本标准适用于输送油气介质的陆上钢质管道基于风险的检测活动。
规范性引用文件
2
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。
GB32167油气输送管道完整性管理规范 SY/T0087.1钢制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/T0087.2钢制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/T6597油气管道内检测技术规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
内检测in-lineinspection（ILI) 使用内检测器在管道内部运行，实时采集并记录管道缺欠（内外部腐蚀、损伤、变形、裂纹等）
管道中心线和管道结构特征（焊缝、三通、头等）等信息的检测， 3.2
直接评价directassessment（DA）采用结构化过程的完整性评价方法，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。 3.3
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定损失的物理变化，注：包括泄漏、损坏或性能下降，狭义的泄漏专指管道意外泄漏。
3.4
制造缺陷 manufacturingdefects 在钢板制造或者制管过程中产生的管体缺陷，
3.5
施工缺陷 constructiondefects 在钢管运输到现场铺设施工至投产运行过程中产生的管体缺陷。
1 SY/T 6714—2020
管道线路基于风险的检测
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4.1一般要求 4.1.1应根据管道的失效历史和面临的主要风险因素选择合适的检测方法 4.1.2 管道线路的检测方法包括内检测、直接评价和压力试验等，宜优先选用内检测方法对管道进行检测。 4.1.3 应对检测发现的缺陷进行评价，对不可接受的缺陷进行响应。 4.1.4 管道线路基于风险的检测实施流程如图1所示。
确定检测管段
管道风险评估管道检测结果 +
管体风险识别
管道失效计录
内腐蚀 外腐蚀 几何 环焊缝缺陷 螺旋焊缝 其他制造与
施工缺陷 位移 其他
变形
缺陷
管道失效后果分析
潜在人员伤亡
潜在环境影响
潜在财产损失
停输影响
风险水平分析主导风险分析
检测方法选择
管道内检测
直接评价
压力试验
校准试验
效能测试
图1 管道线路基于风险的检测实施流程
4.2风险评价 4.2.1 检测对象
油气管道需要检测的对象可分为以下几类： a）金属损失，包括内腐蚀、外腐蚀、划伤等； b）几何变形； c）焊缝异常，包括螺旋焊缝缺陷、环焊缝缺陷等； d）位移； e）类裂纹； f）其他管体异常。
2 SY/T6714—2020
4.2.2风险评价方法
应分析评价确定管体的主导风险因素。风险评价的内容参见附录A。 4.3检测方法 4.3.1 应根据主导风险因素选择检测方法。 4.3.2 应考虑各检测方法的有效性和局限性，各检测方法的适用性参见附录B。 4.3.3 管道内检测按照SY/T6597的要求实施。管道外腐蚀直接评价按照SY/T0087.1的要求实施管道内腐蚀直接评价按照SY/T0087.2的要求实施。管道压力试验按照GB32167的规定执行。 4.4检测周期 4.4.1高风险管道应选择检测有效性高的检测方法，并适当缩短检测周期。低风险管道可适当延长检测周期。 4.4.2 2管道检测最长时间间隔不应超过GB32167规定的强制要求。
5 站场工艺管道基于风险的检测 5.1一般要求 5.1.1 应根据油气站场工艺管道风险分析的结果，确定检测内容，选择检测方法、检测部位和抽检比例。 5.1.2对埋地的工艺管道必要时应开挖检测。 5.1.3 3当检测发现缺陷或异常时，应适当扩大检测范围。 5.1.4 应对检测发现的缺陷进行评价，对不可接受的缺陷进行响应。 5.1.5 站场工艺管道基于风险的检测实施流程见图2。 5.2风险评价 5.2.1工艺管道的主要缺陷和本体风险可分为以下几类
a）内腐蚀； b）外腐蚀； c）环焊缝缺陷； d）应力集中； e）其他本体异常。
5.2.2应对工艺管道的本体风险进行分析，明确各站场工艺管道风险水平排序，明确待检测站场工艺管道的主要风险因素和风险水平，应考虑的因素包括但不限于：
a）管道投产年限； b）管道防腐层状况； c）管道土壤腐蚀性； d）管道埋地情况： e）管道阴极保护情况； f）管道材质与焊接工艺： g）管道泄漏历史 3 h）历次管道检测结果。
3 SY/T6714—2020
各站场工艺管道
风险分析
投产时间、埋地情况 土壤腐蚀性防腐层和阴保情况
检测情况、泄漏历史
管道材质和焊接工艺
各站场工艺管道
风险排序
待检测站场工艺管道
管体风险识别
环焊缝缺陷
应力集中
其他
内腐蚀
外腐蚀
风险水平分析主导风险分析
检测方案制定
检测部位
抽检比例
检测方法
实时检测
效能测试
图2站场工艺管道基于风险的检测实施流程
5.2.3需要重点关注的风险管段包括但不限于：
a）曾发生泄漏的管段； b）曾检出缺陷的管段； c）承受交变载荷的管段； d）穿越道路、墙壁的管段； e）土壤、空气交界管段； f）输送介质温度较高管段： g）振动管段； h）介质不流动、偶尔流动管段； i）进出站管段； j）排污管道； k）站内生活用气管道。
4 SY/T6714-2020
5.3检测方法 5.3.1方法选择
应根据工艺管道主要风险因素选择合适的检测方法。应考虑各检测方法的有效性和局限性。 5.3.2宏观检查
宜采用宏观检查的方法，对工艺管道存在的外腐蚀、环焊缝缺陷和应力集中情况进行排查。 5.3.3内腐蚀检测
当管道内腐蚀风险较高时，宜采用超声导波等方法对缺陷进行筛查，对严重缺陷进行直接检测。
5.3.4外腐蚀检测
当管道外腐蚀风险较高时，宜对壁厚、土壤腐蚀性、管道外防腐层、杂散电流干扰和区域阴极保护有效性进行检测，同时采用超声导波等方法对缺陷进行筛查，并对发现的严重缺陷进行直接检测。
可根据需要对防腐层进行以下检测工作： a）交流电位梯度法（ACVG）间接检测； b）防腐层外观检查； c）防腐层厚度测量； d）外保护保温层检测； e）防腐层电火花检测； f）防腐层黏结力检测。 可根据需要对区域阴极保护有效性、杂散电流干扰进行以下检测工作： a）通电电位测试； b）电位连续监测； c）通断电位测试。
5.3.5环焊缝检测
当管道环焊缝缺陷风险较高时，宜采用超声和射线等方法，对管体进行检测。 环焊缝检测内容包括： a）无损检测； b）应力检测。
5.3.6 5应力集中检测
当管道应力集中风险较高时，宜采用磁应力、超声等方法对管体进行应力检测。 5.4 检测周期 5.4.1应定期对油气站场工艺管道进行检测，减少管道泄漏事件的发生。高风险工艺管道应适当缩短检测周期。低风险管道可适当延长检测周期。检测周期最长不宜超过8年。 5.4.2应根据工艺管道检测结果优化检测周期和下-次检测内容。
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