可燃气体浓度报警器定期检验制度

篇2：安全阀压力表实行定期检验规定

根据国家劳动部颁发的《压力容器安全技术监察规程》中第126条:“安全附件应实行定期检验制度。安全阀一般每年至少校验一次;压力表和测量仪表应按计量部门规定的期限校验”的规定,为了加强我厂压力容器的安全管理,确保安全运行,现就有关事宜规定如下,望认真执行。

一、凡工厂锅炉、空压机、氧压机等设备以及储气罐、热交换器、加热器等受压容器上安装使用的各种安全阀统一由计量处负责送宝鸡市劳动部门授权的单位进行检验并办理手续。

二、液化石油气汽车槽车、火车罐车上使用的安全阀、压力表、温度计等安全附件随机车体,由液化站送省级劳动部门授权的单位进行定期检验并负责办理手续。

三、送检的安全阀,经检验合格铅封后,送检单位将检验单位出具的检验报告,复印一份交安全监察处备查,原件由计量处、液化站送交技术档案处存档。

四、运行的锅炉、空压机、氧压机、储气罐、热交换器、加热器等受压设备、容器上的安全阀需要试验时,使用单位指定专人操作,安全监察处、设备能源处、计量处以及使用单位技术到场监督,并由锅炉压力容器检验员负责铅封。

五、各单位新购置的安全阀,在安装使用之前,必须将所有技术资料(出厂合格证、产品质量证明书、使用说明书、安全质量监督检验证明书等)连同实物一并送交计量处,由计量处委外检定合格后,方准安装使用。

六、使用单位负责安全阀的安装、拆卸,并送交计量处委外检验。

七、压力容器使用的各种压力表、测温仪表等安全附件的定期检验按国家和工厂有关规定执行。

八、安全阀、压力表属下列情况之一的,不得使用:

1.无产品出厂检验合格证和铭牌的;

2.性能不符合有关要求的;

3.逾期不检查、不校验或校验不合格的;

4.检验判废的。

九、安全阀、压力表经检验或试验铅封后,除专业人员外,其它任何人员不准随意拆卸。操作人员应加强维护保养,保持其灵敏可靠,发现有异常现象,要立即停机并报告单位领导或技术人员和安全监察处、设备能源处、计量处,以便及时处理。

十、安全监察处对安全阀、压力表定期检验工作实行监督检查。

篇3：检验科生物安全管理制度

1.检验科安全管理的目的是按照国家颁布的法令、法规,保障工作人员、病人和检验科人员的安全,保证仪器设备、有毒和易燃、易爆试剂的安全使用,使工作人员在安全的环境和条件下完成日常工作。

2.科主任要定期检查安全制度的执行情况并经常进行安全教育。

3.工作人员须穿工作服,必要时穿隔离衣、胶鞋,戴口置、手套。

4.使用合格的一次性检验用品,用后进行无害化处理。

5.严格执行无菌技术操作规程,静脉采血必须一人一针一管;对病人进行采集前消毒。

6.无菌物品如棉签、棉球、纱布等及其容器应在消毒灭菌有效期内使用,开启后使用时间不得超过24小时。

7.各种器具应及时消毒、清洗;各种废弃标本应按医疗垃圾处理。

8.检验人员结束操作后应及时洗手。

9.保持室内清洁卫生,每天对空气、各种物体表面及地面进行常规消毒。在进行各种检验时,应避免污染;在进行特殊传染病检验后,应及时进行消毒,遇有场地、工作服或体表污染时,应立即消毒处理,防止扩散。

10.对贵重仪器责任到人。进行安全教育和安全督查。

11.保证实验室电、水使用的安全,防止超负荷用电。使用电炉时一定要有人看守。下班前一定要检查水、电开关,关好门窗,注意防盗。值班人员要做好安全保卫工作。

12.使用强酸、强碱、腐蚀、有害、易燃、易爆品时,应在适当的环境中正确操作,防止腐蚀、灼伤、中毒、水灾和爆炸等事件的发生。

13.保护好防火设施,保持走廊通道畅通,便于火警时人员安全撤离。

14.做好电脑网络安全工作,防止病毒感染,防止泄密。

15.对工作中可能发生的意外事故,如发生医疗暴露等事件,要严格按照医院制订的应急处理方法处理,不得延误。

16.发现有不安全因素,应及时报告,迅速处理。

篇4：液化气体罐车产品安全性能监督检验细则

1总则1.1目的:为了认真贯彻执行《特种设备安全监察条例》,确保液化气体汽车罐车产品安全性能监督检验工作质量,特制定本细则。1.2适用范围:本细则适用于最高工作压力大于等于0.1MPa,设计温度不大于+50℃的液化气体,且为钢制罐体的汽车罐体的产品安全性能监督检验(以下简称监检)。2监检依据?本细则引用标准未注年号的,应使用最新版本。2.1特种设备安全监察条例2.2压力容器安全技术监察规程(以下简称《容规》)2.3液化气体汽车罐车安全监察规程(简称《规程》)2.4锅炉压力容器产品安全性能监督检验规则(以下简称《监检规则》)2.5GB150钢制压力容器2.6HG/T3143液化石油气汽车罐车技术条件2.7JB4708?钢制压力容器焊接工艺评定2.8JB4709钢制压力容器焊接规程2.9其他相关标准和技术条件3检验前准备3.1检验时机3.1.1监检是在罐车制造企业(以下简称受检企业)质量检验(以下简称自检)合格的基础上,对罐车产品安全性能进行的监督验证。监检不能代替受检企业的自检,我院和相关监检人员(以下简称监检员)应当对所承担的监检工作质量负责。3.1.2监检应当在罐车制造现场,且在制造过程中进行。对实施监检的罐车产品,必须逐台进行产品安全性能监督检验。3.1.3境外企业制造的罐车产品,如未安排或因故不宜进行制造过程监检的,在罐车到岸后,必须进行安全性能检验。3.2现场条件制造单位应取得国家质检总局颁发的C2级压力容器制造许可证,并且生产制造品种范围有液化气体汽车罐车。监检现场必须有符合规定的安全防护措施,监检人员有权拒绝不符合安全要求的监督检验。3.3人员要求监检人员必须持有特种设备安全监察部门颁发的承压类高级检验师、压力容器检验师证书。3.4设备要求监检所需的工具与仪器设备,主要有:主要有超声波测厚仪、钢卷尺、直尺、塞规、游标卡尺、焊缝检测器、放大镜(5倍以上)、温度计、各种样板、手电筒、观片灯、弦线等测量仪器。3.5其它准备3.5.1检查产品合同、协议书,了解用户对受检产品的安全技术要求。3.5.2检查受检产品的图纸、工艺文件、质量文件、检验指导书及生产计划要求。3.5.3了解制造单位主要加工和检测设备、品种、数量和能力;参与产品生产制造的有关焊接、检验、检测人员的资格、水平及熟练程度。3.5.4制造单位提供有关技术标准、规范、技术条件。3.5.5与制造单位协商签订监检协议,确定信息反馈渠道及联系办法,保证监检工作顺利进行。4检验流程4.1检验员应如实逐台填写相应检验项目的检验记录,并对记录的真实性和完整性负责。4.2产品制造监检采用对制造工序抽检和按控制点进行监检相结合的方法,按《监检规则》的要求和“压力容器产品安全性能监督检验项目表”所列项目进行。监检项目分为A、B两类。对A类监检项目监检员必须到现场进行监检,并在受检单位自检合格的基础上,经监检确认后,在受检单位提供的相应见证文件[检验(试验)报告、表卡、记录等,下同]上签字;对B类监检项目监检员可以到现场进行监检,并在相应的见证文件上签字,如监检人员不能到现场,则应对受检单位提供的工作见证文件进行审查并签字确认。4.3对制造单位质量管理体系的运转情况应进行经常性的检查;在具体产品的各个制造工序,监检员应随时到现场巡查,发现问题及时向受检单位提出整改要求,并对受检单位质量管理体系的运转情况进行评价;在受检单位质量管理体系运转过程中,根据发现问题的性质和严重程度按《监检规则》的规定下发“锅炉压力容器产品安全性能监督检验工作联络单”或“锅炉压力容器产品安全性能监督检验工作意见通知书”。4.4监检按流程方框图顺序进行(见图1)。

图1监检流程图5检验项目技术要求检验方法监检内容及要求一览表见表1。表1监检内容及要求一览表程序监督检验项目标准及技术要求检验方法类别图?样?审?查1.设计单位资格1.设计单位的资格必须由国家质量技术监督局批准,并向安全监察机构备案,设计总图上必须有压力容器设计资格印章2.设计图纸上应有设计、校准、审核(定)及单位技术负责人批准人员的签字3.设计资料必须包括设计图样、设计计算书和使用说明书资格证书及图纸审核B2.制造和检验标准所选用的制造、检验标准应为现行标准核实B3.设计变更审查设计变更的符合性核实B材?料?监?检?1.主要受压元件和焊接材料材质证明书、复验报告应有材料生产厂提供的材质证明书原件(或加盖供材单位检验公章和经办人章的有效复印件)和材质复验报告,各项指标应符合相应的材料标准确认主要受压元件材料和焊接材料(焊条、焊丝、焊剂等)应符合设计图样和工艺文件要求审查证书和复验报告B2.材料标记移植标记牢固、清晰(包括材质号、炉批号、检验员确认标记)抽查B3.材料代用主要受压元件代用材料选用和材料代用手续,应符合有关规范和标准的要求审查B焊接监督检验1.焊接工艺评定产品施焊所采用的焊接工艺,必须是按有关规范和标准经焊接工艺评定合格的,并且选用正确现场检查A2.产品焊接试板制备1.确认产品焊接试板的材料牌号与产品一致2.焊接试板在筒体纵焊缝延长线上同时焊接3.成批生产的罐车,在焊接质量稳定的情况下,由单位技术负责人或总工程师批准,报省级质量技术监督行政部门审查同意后,其产品试板可少做,每批不超过15台,可以制作两块现场检查或审查B或A3.产品焊接试板性能报告1.试板必须与罐体同炉进行热处理2.检查产品焊接试板性能报告,确认试验结果,按GB150的规定执行审查B4.焊工资格和钢印按《容规》、《规程》,施焊焊工必须按有关规定,经考核合格,持有效证书在焊件规定位置打焊工钢印现场抽查并详细记录抽查结果B5.焊缝超次返修1.返修工艺和措施应得到焊接技术负责人同意,并经单位技术总负责人批准2.焊缝的返修应由合格焊工担任3.返修次数、部位和无损探伤结果应记入罐车质量证明书中审查审批手续,必要时应审核返修工艺6.焊接记录焊接记录应符合焊接工艺抽查7.焊接设备齐全、完好、表、计齐全灵敏现场抽查8.焊接环境1.室外施焊时,手工焊:风速大于10m/s;气体保护焊:风速大于2m/s;相对湿度大于90%;雨雪环境均不准施焊2.焊件温度低于0℃不准施焊,在始焊处100mm范围内预热到15℃左右可以焊接3.不得强力组装焊接现场抽查外观和几何尺寸监检1.焊缝表面质量罐体焊缝和热影响区的表面质量应符合以下规定:1.形状尺寸以及外观应符合技术标准和设计图样的规定2.不得有裂纹、气孔、弧坑、夹渣和飞溅物3.焊缝与母材应圆滑过渡,自动焊缝余高不得超过2mm4.焊缝表面不得有咬边缺陷,对于咬边缺陷允许修磨或焊补磨光5.角焊缝的焊脚尺寸应符合技术标准和设计图样要求,外形应平缓过度6.冷卷圆筒焊缝修磨处的深度应不大于该部位钢材厚度δs的5%,且不大于2mm热卷圆筒焊缝修磨处的厚度不小于该部位的名义厚度减去钢板负偏差。超出以上要求允许焊补现场检查目测、焊缝检测器、卷尺、直尺、塞规、内外样板、放大镜B2.焊缝棱角度A、B类焊缝E≤(δs/10+2)mm,且不大于5mm注:A类焊缝用弦长等于1/6Di,且不小于300mm的内外样板检查B类焊缝用长度不小于300mm的直尺检查现场检查3.焊缝对口错边量A、B类焊缝对口错边量b应符合GB150-98表10-1的规定注:A类:弦长等于1/6Di,且不小于300mm的内外样板、直尺、塞规B类:用焊缝检测器现场抽查4.母材表面质量钢板表面不允许有裂纹、气泡、结疤、折叠、夹渣、分层。上述缺陷应予修磨,修磨时应保证钢板的最小厚度。修磨范围的斜度至少为1:3。冷卷圆筒修磨深度应不大于该部位钢材厚度δs的5%,且不大于2mm。热卷圆筒修磨处的厚度不小于该部位的名义厚度减去钢板负偏差。超出以上要求时允许采用焊补注:类母材表面的机械损伤、工卡具、焊迹要重点检查现场检查放大镜、超声波测厚仪、游标卡尺B5.壳体直线度壳体直线度允差应不大于壳体长度的1‰注:直尺、Ф0.5mm的细钢丝,通过中心线的水平面和垂直面既沿圆周00、900、1800、2700四个部位测量,距纵焊缝的距离不小于100mm现场抽查B6.最大内径与最小内径差筒体同一断面上最大内径与最小内径之差e应不大于该断面设计内直径Di1%,且不大于25mm现场抽查卷尺、直尺、自制内径量杆7.焊缝布置、坡口1.焊缝布置a.封头由瓣片和顶圆板拼制时,焊缝方向只允许是径向和环向,径向焊缝之间最小间距不小于名义厚度δn的3倍,且不小于100mmb.相邻筒节的A类焊缝距离或封头A类焊缝的端点与相邻圆筒A类焊缝的距离应大于名义厚度δn的3倍,且不小于100mmc.壳体内件与壳体焊接的焊缝边缘尽量避开圆筒间相焊及圆筒与封头相焊的焊缝。壳体上凡被补强圈、支座、垫板等覆盖的焊缝,均应打磨至与母材齐平2.坡口a.坡口表面不得有裂纹、分层、夹渣等缺陷b.施焊前应将坡口表面的氧化物、油污、熔渣及其他有害杂质清除干净。清楚范围(以离坡口边缘的距离计)不得小于20mm现场检查直尺、钢卷尺、弦线、焊缝检测尺B8.封头形状偏差封头内表面的形状偏差:样板与封头的最大间隙不得大于封头设计内径Di的1.25%。封头直边部分的纵向皱折深度应不大于1.5mm注:用弦长等于封头内径3/4Di的内样板检查。检查时应使样板垂直于待测表面。允许避开焊缝部位现场检查B无损检测监检1.无损检测报告探伤人员资格,持I级RT证以上可以进行RT探伤;持II级RT证以上可以对底片评审,并出具报告,资格证在有效期内1.探伤报告、记录完全正确、签字齐全2.探伤标准要求:射线探伤按GB/T3323;射线照相质量要求不应低于AB级,100%RTII级合格3.表面探伤按JB4730要求执行审查证件,检查布片图和探伤报告,核实记录;核实探伤比例是否为100%B2.射线探伤1.抽查底片数量不少于该台射线探伤底片总数的30%2.按JB/T3323标准要求,底片本身质量应合格3.底片焊缝级别评定正确使用观片灯II级以上评片员进行复评,且应在罐体整体热处理前进行B热处理监检1.热处理工艺厂颁“热处理守则”和热处理工艺审查B2.热处理报告及记录完整、正确、签字齐全,有热处理报告、热处理曲线、数据准确审查3.热处理工艺执行情况1.设备完好、仪表(在有效计量签定期内)放置正确、灵敏2.热处理工艺曲线符合工艺3.焊接试板应与罐体同炉消除焊接应力抽查耐?压?试?验?监?检1.试验条件1.每台产品必须做耐压试验2.试验介质一般为水3.碳素钢、16MnR制罐体,水温不低于5℃,其他材质应符合图样和有关规定的要求现场检验A2.设备仪器使用两个量程相同、经过校验(在有效期内)的压力表,表盘直径不小于100mm,量程为试验压力的1.5~3倍,压力表精度不应低于1.5级现场检验3.试验压力按图样要求,试验压力为1.5倍的设计压力现场检验4.升压步骤按《容规》第98条3款和《规程》第31条6款的规定执行现场检查5.合格标准1.罐体各部位焊缝和各接管密封面无渗漏2.罐体无异常变形现场检查安全附件监检1.安全阀应符合《容规》第七章安全附件和《规程》第六章安全附件与颜色标志及设计图样、有关规范和标准的要求查阅安全阀质量证明书和合格证,抽查铅封B2.紧急切断装置应符合《规程》第67条及设计图样、有关规定和标准的要求查阅质量证明书、合格证及复检报告气密性试验监检1.气密性试验条件1.在耐压试验合格后进行,对于碳素钢和16MnR制罐体,气体温度不得低于5℃,其他材质,气体温度按图样和标准规定试验用气体为干燥的洁净的空气、氮气或其他惰性气体现场检查或抽查B2.试验压力试验压力为罐体的设计压力,保压时间不少于30分钟(对于外套保压时间不少于4小时)3.合格标准罐体焊缝、附件及连接部位无渗漏现象4.检查程序按有关技术条件和规定进行检查充氮抽真空,氮气置换处理对装运液化石油汽的罐车应进行氮气置换处理,罐体内含氧量小于3%,并保留0.05~0.1MPa的余压出厂审查记录B整车检验整车检验和运行检验应符合《规程》、设计图样、有关技术条件、规范和标准的要求审查记录必要时现场监检B出厂资料1.出厂合格证按《容规》、《规程》、主要技术数据齐全、正确、最终签发、签字(盖章)手续完整无误审查B2.质量证明书应符合《容规》、《规程》的要求审查3.产品使用说明书按《容规》、《规程》提供核对4.罐车总图和主要部件图按《容规》、《规程》提供铭牌产品铭牌产品铭牌内容、参数应符合该产品设计图样、《容规》、《规程》的要求经监检合格的产品在铭牌上打上监检钢印标记逐台打监检钢印B对工厂质保体系运转情况的评价检查工厂在制造过程中质保体系是否运转正常,记载是否有应整改和加强的问题。监检项目记录、项目表监检人员逐台、逐项填写清楚、准确,并签字或盖章,监检过程中逐台填写、签字、盖章监检证书按本院的审批程序签发证书、盖章后发给制造厂资料归档监检证书、监检项目表、监检意见书应齐全、正确,存入档案室6其它6.1锅炉压力容器制造过程监检日记监检员应按台填写锅炉压力容器制造过程监检日记,日记要记载图纸确认、材料审查、焊评、试板确认、RT底片复评、外观几何尺寸检查、耐压试验确认、出厂资料审查时间及监检过程中发现的问题。6.2监检资料归档《监检项目表》、监检证书、锅炉压力容器制造过程监检日记、监检工作联络单及监检意见书等有关监检资料都应按规定归档。7形成的报告、记录7.1SDTJ/JLJ-RQ-001-01压力容器产品安全性能监督检验项目表;7.2SDTJ/JLJ-RQ-001-02锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书;7.3SDTJJLJ-RQ-003-03中华人民共和国出口压力容器产品安全性能监督检验证书;7.4锅炉压力容器制造过程监检日记;7.5SDTJ/JLJ-RQ-001-03特种设备安全质量监督检验工作联络单;7.6SDTJ/JLJ-RQ-001-04特种设备安全质量监督检验工作意见书;7.7SDTJ/JLJ-RQ-003-02检验检测技术质量问题审批卡片。起草:?审核:?批准:

篇5：油气长输管道定期检验细则

第一章总则

第一条(目的)为了加强压力管道的安全监察,规范在用油气长输管道检验工作,确保在用油气长输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》、《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(适用范围)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》、《压力管道安装单位资格认可实施细则》所规定的GA类陆上原油、成品油、液态液化石油气(LPG)、天然气、以及其他气态或液态介质等油气长输管道(含集输管道)的定期检验(包括一般性检查和专业性检验)。本细则不适用于输油(气)首站、中间站、末站等站场内的管线和设施,站场内外一般以电绝缘装置为分界线。

第三条(基于风险的定期检验)油气长输管道使用单位在开展定期检验检测时,应当充分采用完整性管理理念中的完整性检验检测评价技术,开展基于风险的检验检测。已开展专业性检验与完整性评价的管道,可由国家质量监督检验检疫总局(以下简称国家质检总局)核准的专业机构为管道企业开展的完整性管理提供技术咨询。

第四条(高后果区管线)在开展基于风险的完整性检验检测时,应由国家质检总局核准的专业机构确定管道的高后果区。高后果区的确定原则符合SY6621或单独用一个附录如下:

输油管道高后果区的确定原则:

(一)商业航运水道;

(二)至少达到50000人口的城市化地区,人口密度至少400人/Km2;

(三)城市、城镇、乡村和其它居民及商业区等人口密集地区;

(四)饮用水源区、自然保护区、文物保护区、军事设施等地区。

输气管道高后果区的确定原则:

(一)三类地区;

(二)四类地区;

(三)一类、二类地区内,管线潜在影响半径超过200m,并且影响区域内居民户数不小于20户;

注:(1)潜在影响半径计算方法如下:

式中:—管道外径,mm;

—管段最大允许操作压力(MAOP),MPa;

—影响半径,m;

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值等参数采用不同的系数。

(2)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,应以每一独立户作为一个供人居住的建筑物计算。

①一级地区:户数在15户或以下的区段;

②二级地区:户数在15户以上、100户以下的区段;

③三级地区:户数在100户或以上的区段,包括市郊居住区、商业区、工业区、发展区以及不够四级地区条件的人口稠密区;在一、二级地区内的学校、医院以及其他公共场所等人群聚集的地方。

④四级地区: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。

(3)液态液化石油气(LPG)的高后果区的确定原则参照输气管道高后果区的确定原则。

第五条(一般性检查定义)一般性检查是指为了确保油气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,但当需要进行专业性检验时,则该年度无需进行一般性检查。一般性检查可以由使用单位的具有国家质检总局核准的机构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)持证的压力管道检验人员进行。

第六条(专业性检验定义)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较为基于风险的全面的检验。从事专业性检验的单位应当取得由国家质检总局核准的检验资质。专业性检验过程应参照压力管道完整性管理理念中的完整性检测的有关规定进行,并由经国家质检总局核准的机构进行完整性评价。长输管道应于投用后3年内进行首次专业性检验,并重点对焊接质量、管道材料、腐蚀防护系统进行检验。根据专业性检测结果、管线应力水平等确定管线的检验周期,一般不宜超过7年。再确定完整性检测概念和专业检测的内容。

第七条(缩短周期)属于下列情况之一的油气长输管道,应适当缩短专业性检验周期:

(一)位于高后果区内的管道;

(二)多次发生泄漏、爆管等事故的管道以及受自然灾害及第三方破坏的管道;

(三)发现应力腐蚀或严重局部或全面腐蚀的管道(根据中石油SY/T0087标准);

(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)检验人员和使用单位认为应该缩短检测周期的管道。

第八条(立即检验)属于下列情况之一的管道,应立即进行专业性检测:

(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,如操作压力、温度改变后超过设计允许的范围;输送介质种类改变为更危险、易爆介质的管道。

(二)长输管道停用超过一年后再启用;

(三)有重大修理改造的管道。

第九条(检验资格)从事油气长输管道定期检验工作的检验机构和检验人员,必须严格按照核准的检验范围从事检验工作。检验机构和检验人员的工作必须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,并且对长输管道定期检验的结果负责。

第十条(检验前的准备)检验前,检验机构应当制定检验方案,检验安全措施和应急预案。检验方案由检验机构授权的技术负责人审查批准,检验人员应当严格按照批准后的检验方案进行检验工作。管道使用单位应当做好检验前的各项准备工作,使长输管道处于适宜的待检验状态。

第二章一般性检查

第十一条(检查要求)一般性检查的基本要求,检验人员可根据实际情况确定实际检验项目和内容,并进行检验工作。

第十二条(检查前的准备)一般性检查前,使用单位应作好以下各项准备工作:

(一)准备好与检验有关的管道技术档案资料、运行记录、介质组分记录、历次一般性检查和专业性检验报告;

(二)准备好压力管道安全管理规章制度和安全操作规范,安全管理与操作人员资格证;

(三)检查时,使用单位压力管道安全管理人员和相关人员到场配合,协助检查工作,及时提供检查人员需要的其他资料。

第十三条(资料收集)检查前检验人员应当在全面了解被检验压力管道的使用情况、管理情况,并认真调阅压力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,并制定检验方案。

第十四条(资料分析)根据收集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)高后果区内的管道;

(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等进出口处的管道;

(五)曾经发生过泄漏以及抢险抢修过的部位,地质灾害发生比较频繁的地区的管道。

第十五条(一般性检查内容)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、环境腐蚀性调查、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,部分项目可结合日常巡线内容进行。

第十六条(宏观检查)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、推力礅的外观完好情况、丢失情况检查;

(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。

第十七条(防腐保温层检查)防腐保温层检查主要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。检验单位认为有必要时可对高后果区管线采用检测设备进行地面非开挖检测。

第十八条(电性能测试)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;

(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。

第十九条(阴极保护系统测试)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。

第二十条(环境腐蚀性调查)环境腐蚀性调查应当每公里测试一处土壤腐蚀性能。当含跨越段的露管段经过有酸性腐蚀大气的地区,应当进行以分析大气SO2含量为主的大气腐蚀环境调查。

第二十一条(地质条件调查)地质条件调查应当按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。

第二十二条(安全保护装置检验)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程》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。

第二十三条(出具报告)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。

第二十四条(附加要求)有条件的长输管道使用单位应将一般性检查及其结论录入长输管道腐蚀防护地理信息系统、管道完整性管理信息系统。

第三章专业性检验

第一节检验项目与规定

第二十五条(专业性检验)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,按时向负责对其发放压力管道使用登记证的安全监察机构申报专业性检验计划,约请经质量技术监督部门核准的具备相应资格的检验机构开展专业性检验。

第二十六条(检验前的准备)使用单位应进行专业性检验的现场准备工作,确保所提供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,负责检验所必需的辅助工作(如拆防腐保温层、搭脚手架、打磨除锈、提供检验用电、水、气,完成管线开挖以及开挖检测后的防腐层保温层修复与路面恢复等),协助检验单位进行的专业性检验工作,负责安全监护。检验人员认真执行使用单位有关动火、用电、高空作业、安全防护、安全管理监护等规定,确保检验工作安全。

第二十七条(数据收集分析)检验前应收集数据并进行分析,一般应包括:

(一)压力管道设计单位资格,设计图纸、安装施工图及有关强度计算书等;

(二)压力管道安装单位资格,安装监督检验证书,竣工验收资料[含安装竣工资料、材料检验、材料证书、无损检测报告,管道元件(含制造监督检验报告)、管道附属设施、管道支承件的质量证明文件、竣工图等];

(三)使用登记证;

(四)管道走向图与纵断面图、航拍图;

(五)管道运行记录、管道隐患监控措施记录、维修改造记录,事故或失效资料;管道各类保护措施的使用记录;管线周围的其它施工活动、管道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);

(六)运行周期内的一般性检查报告;

(七)历次专业性检验报告;

(八)检验人员认为检验所需要的其他资料。

本条(一)至(三)款在压力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。

第二十八条(危险预评价)长输管道在进行专业性检验前,应根据收集的资料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)人为误操作;(二)、(四)合并;

(五)其他危害管道安全的潜在危险。

第二十九条(风险评估)资料收集分析完成后,应当由国家质检总局核准的专业机构进行风险预评估。专业机构应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。

第三十条(完整性检测)专业性检验应基于完整性检测的内容开展检验工作。根据风险评估确定的结果,确定合适的检测方法。专业性检验分为智能检测、直接检测和压力试验。检测过程中这几种方法可结合使用。

第三十一条(管道智能检测)对具备通过管道内检测器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。

管道智能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三十五条。

第三十二条直接检测方法包括管道内腐蚀检测、应力腐蚀开裂直接检测、外腐蚀直接检测等。

(一)(内腐蚀检测)应在凝析烃、凝析水、沉淀物最有可能聚集之处进行局部内腐蚀检测,位置的确定可采用多相流计算等方法。对大多数管道进行内腐蚀检测时,需开挖后采用超声波壁厚测定法进行检查,确定内腐蚀状况;也可采用腐蚀监测方法(如挂片等腐蚀监测装置)确定内腐蚀状况;对有条件的管道,也可采取金属损失检测器、超声导波等其他经过质量技术监督部门认可的检测技术方法进行内检测。

(二)(应力腐蚀检测)(可否考虑将可能的应力腐蚀倾向条件列出)对有应力腐蚀开裂严重倾向的管段,一般采用直接对管体进行无损检测的方法或其他适宜的方法确定。有条件的可采用超声波检测器、横向漏磁检测器等裂纹检测器或水压试验方法。

(三)(外腐蚀直接检测)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。

(1)外腐蚀直接检测的管道敷设环境调查一般应包括以下内容:

a)环境腐蚀性能检测,一般每公里测试一处。环境腐蚀性测量包括土壤腐蚀性检测以及杂散电流测试。

b)大气腐蚀性调查,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。

(2)专业性检验机构应根据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。应至少选择两种相互补充的非开挖检测方法。根据非开挖检测结果对防腐层破损情况进行分级,原则上分为好、可、差、劣四个等级。

(3)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,应采用相应技术手段测试管道的真实阴极保护极化电位;对于无法断电的牺牲阳极阴极保护的长输管道,应采用相应技术测试管道的真实阴极保护电位;对阴极保护效果较差的管道,应采用加密间距测试,确定管道未能达到有效阴极保护的具体管段。

应对腐蚀环境、防腐层、阴极保护的结果进行腐蚀防护系统分级,原则上分为好、可、差、劣四个等级。

(4)(开挖点确定)资料调查与分析中记录错边、咬边严重超标的焊接接头,使用中发生过泄漏、第三方破坏管道的焊接接头。

第三十五条(开挖检测的内容)根据腐蚀防护系统的检测结果,按照一定比例选择开挖检测点;输气管道一般1处/公里,输油管道1处/1~2公里,当防腐(按SY0087.1再考虑开挖频率)。开挖检测的内容一般应当包括:

(一)土壤腐蚀性检测;

应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。当内腐蚀是造成开挖处管线存在潜在危险的因素,则无需进行土壤腐蚀性检测。

(二)防腐层检查和探坑处管地电位;

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。如果内腐蚀是造成开挖处管线存在潜在危险的因素,则无需进行上述检测。

(三)管体腐蚀状况检测;

管体腐蚀状况检查包括:金属腐蚀部位外观检查、腐蚀产物分析、管体壁厚测量、腐蚀区域的描述。

(四)管体焊缝无损检测;

应对开挖处的管体对接环焊缝进行无损检测,一般应采用射线或超声波无损探伤,也可采用经级质量技术监督部门认可的其他无损检测方法对管体缺陷状况进行检测。

对出现下列情况之一的管段,还应对对接环焊缝进行表面无损探伤,表面无损探伤应与开挖点相结合:

(1)宏观检查中发现裂纹及可疑情况的管道;

(2)处于有应力腐蚀开裂严重倾向的管段;

(3)长期承受明显交变载荷的管道,应在焊接接头和容易造成应力集中的部件进行表面无损检测;

(4)检验人员认为有必要时,应对管道连头、焊缝返修处等部位进行表面无损检测抽查。其它需要检测并记录的项目。

同时,应对开挖处的管道螺旋焊缝以及对接直焊缝进行无损探伤。

第三十七条(对穿越段的检查)应对穿越段进行重点检查或检测。

第三十八条(对跨越段的检查)应按《在用工业管道定期检验规程》的规定对跨越段进行定期检验,同时,按照现行国家或行业标准对跨越段的附属设施进行检验检测。

第三十九条(除开挖处外的无损探伤)除第三十五条规定的开挖检测处无损探伤外,对下述位置的裸露管道,需进行无损探伤。

(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)穿越点两岸的焊接接头;

(四)硬度检验和厚度测试中发现的异常的焊接接头;

(五)检验人员和使用单位认为需要抽查的其他焊接接头。

第四十条(理化分析)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,宜进行管材理化性能测试。一般包括硬度测试、化学成份分析、机械性能试验、金相分析。

(一)硬度测试

硬度测试部位应包括母材、焊缝及热影响区。当焊接接头的硬度值超过HB200时,检验人员视具体情况扩大焊接接头内外部无损检测抽查。

(二)化学成份分析

对材料状况不明的材料,应测试化学成份,包括C、S、P、Mn、Si元素,若有必要,可加做Cr、Mo、V、Cu、Ni等元素,计算碳当量,考察冷裂倾向。测试部位应包括母材和焊缝。

(三)机械性能试验

按现行国家标准或行业标准在管道修理时进行力学性能、弯曲及冲击性能测试不同温度下的母材和焊缝的夏比冲击功,测试温度应包括管道最低运行温度和最低运行温度减10℃。(不全)

(四)金相试验

应对母材和焊缝的显微组织、夹杂物进行分析。

通过上述分析后,应由国家质检总局核准的专业机构按有关标准进行管材脆性断裂控制和延性断裂止裂评价、抗氢致开裂及硫化物应力开裂能力评价等方面的材料适用性评价。

第四十一条耐压强度校核与应力校核

有下列情况之一者,应按最高运行压力进行耐压强度校核:

(1)管道全面腐蚀减薄超过公称厚度的10%时(全面腐蚀又叫均匀腐蚀是指在整个金属表面上基本上是均匀的腐蚀);

(2)操作参数,如压力、温度发生增大的管道;

(3)输送介质的种类发生改变并导致危险程度增大的管道。

耐压强度校核参照现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251、《输油管道工程设计规范》GB50253的相关规定进行。

有下列情况之一者,应对关键管段进行应力分析校核,应力分析校核应由国家质检总局核准的专门机构采用专业管道应力分析软件进行:(机构资质在总则中规定)

(1)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;(2)管道全面腐蚀量超过管道公称壁厚的20%时;

(3)高后果区中的穿跨越管段;

(4)管段应设而未设置补偿器或补偿器失效;

(5)法兰经常性泄漏、破坏;

(6)无强度计算书,并且或的管道;

其中,为管道设计壁厚(mm),为管道设计外径(mm),为设计压力(MPa),为设计温度下材料的许用应力(MPa);

(7)需要确定缺陷处管道截面的受力情况;

(8)与设计状况有较大改变的管道;

(9)检验人员或使用单位认为有必要时。

第四十二条(剩余强度评估)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,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。缺陷剩余强度评估必须由国家质检总局核准的专业机构完成,评估单位应对评价结果负责。(机构资质在总则中规定)

第四十三条(剩余寿命预测)应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。油气长输管道剩余寿命预测应由国家质检总局核准的专业机构完成(机构资质在总则中规定)。

管道腐蚀剩余寿命预测一般可采用以下公式计算:

式中:,为剩余寿命(年),,腐蚀速率(),名义壁厚()。

需对超标缺陷进行安全评定。

管道腐蚀剩余寿命预测才可采用基于概率统计的方法进行。其他管道缺陷类型的剩余寿命预测可参照相关标准执行。

第四十四条(材料适用性评价)有下列情形的管道,应开展钢质管道材料适用性评价。埋地钢质管道材料适用性评价应由国家质检总局核准的专业机构完成(机构资质在总则中规定)。

(一)对于具有应力腐蚀开裂、材质劣化的管道;

(二)输送介质的种类发生改变并导致危险程度增大的管道。

第四十五条(检验周期的确定)检验周期的最大时间间隔按照下表确定,但最长不能超过预测的剩余寿命的一半。

检测方法时间间隔操作条件下的应力水平≥50%规定的最低屈服强度30%—50%规定的最低屈服强度<30%规定的最低屈服强度智能检测5PF>1.25倍最大允许操作压力PF>1.4倍最大允许操作压力PF>1.7倍最大允许操作压力10PF>1.39倍最大允许操作压力PF>1.7倍最大允许操作压力PF>2.2倍最大允许操作压力15不允许PF>2.0倍最大允许操作压力PF>2.8倍最大允许操作压力20不允许不允许PF>3.3倍最大允许操作压力直接检测5抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象10抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象15不允许抽样检测危险迹象抽样检测危险迹象20不允许不允许抽样检测危险迹象压力试验

备注:(1)PF表示按照相关标准预测的失效压力,

(2)所确定的时间间隔为最大值,应根据采取的维修和预防工作情况适当缩短;当某些危险极具破坏性时,专业性检验的时间间隔应缩短;当发生与时间有关的危险事故时,要立即重新确定专业性检验周期;

(3)对于直接检测过程中发现的危险迹象维修的时间间隔,包括了对危险迹象直接检测的时间间隔。根据危险迹象的严重程度和以前的检测结果、确定危险迹象取样的时间间隔。除非对所有危险进行检测和维修,再检测的最大时间间隔为:对在大于或等于规定的最低屈服强度(SMYS)50%条件下操作的管子为5年,对于在低于规定的最低屈服强度50%条件下操作的管子为10年。

第二节压力试验

第四十六条在用长输管道在以下情况下一般应按一定的时间间隔进行压力试验,具体要求如下:

(一)经专业性检验认为需进行压力试验时;

(二)管道有下列情况之一时,应进行压力试验:

(1)为了掌握运行多年的管线承压状况,以确定安全的运行操作压力;

(2)恢复或提高原有管线的运行操作压力;重新启用的停输管线;

(3)输送介质种类等使用条件发生改变的管线,如输送介质的物性、相态发生改变时,但气改油时则不需要;

(4)经重大修理改造的。

第四十七条压力试验按现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB50251、《输油管道工程设计规范》GB50253的规定执行。其中试验压力计算公式中的设计压力用最高运行压力代替。

第三节检验报告及问题处理

第四十八条(检验报告)专业性检验与完整性评价工作结束后,相应机构的检验人员与评价人员应根据检验情况和所进行的检验项目,认真、准确填写检测记录,及时出具相应的检验报告和评价报告。检验报告和评价报告分别由检验人员、评价人员签署,加盖检验单位、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。(检验和评价分开处理)

第四十九条(缺陷处理)可以采用如下方法对在检验中发现的超出现行国家和行业标准的缺陷进行处理:

(一)修复处理消除缺陷;

(二)采用安全评定的方法,确认缺陷是否影响管道安全运行到下一检验周期。

第五十条(缺陷修复)管道使用单位应按评价报告中需要立即修复的缺陷进行处理或采取降压运行的措施保障管线安全。缺陷修复前,使用单位应制订修复方案,相关文件记录应存档。缺陷的修复应按有关技术规范的要求进行。对于需要带压封堵的维修作业,应当由取得质量技术监督部门核准的专业抢修、维修单位进行。使用单位应当确保缺陷修复后检验合格,由原检验单位确认合格,管道方可投入使用,必要时重新进行评价。

第五十一条(超标缺陷安全评定)在用油气长输管道的超标缺陷安全评定必须由国家质检总局核准的专业机构完成,长输管道超标缺陷安全评定机构应对评定结果负责。

第五十二条(地理信息系统)有条件的在用长输管道使用单位应将专业性检验结果录入埋地钢质管道地理信息系统(GIS)。

第五十三条(风险预评估结果的修正)长输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

第五十四条(站场与储气库设施、阀门)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程》、《压力容器定期检验规则》以及其他相关规定执行;通用阀门的有关定期检验按照SY/T6470-2000《输油气管道操作、维护、检修规程》细则的规定执行。

第五十五条(不一致处理)在用长输管道检验过程中,使用单位与检验单位之间发生争议时,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。