GB 32167-2015 油气输送管道完整性管理规范.pdf

《GB 32167-2015 油气输送管道完整性管理规范.pdf》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GB 32167-2015 油气输送管道完整性管理规范.pdf（64页珍藏版）》请在麦多课文档分享上搜索。

1、ICS 75.200 E 98 道B中华人民共和国国家标准GB 32167-2015 油气输送管道完整性管理规范Oil and gas pipeline integrity management specification 2015-10-13发布2016-03-01实施？飞中华人民共和国国家质量监督检验检费总局告企气时中国国家标准化管理委员会Q(. , 、. GB 32167-2015 目次前言.“.“.”E1 范围2 规范性引用文件3 术语和定义4 一般要求.”.“.”.“35 数据采集与整合.”.”.“.”.4 5.1 数据采集.5.2 数据移交.5.3 数据存储与更新6 高后果区识别.

2、“.”.6 6.1 识别准则.6 6.2 高后果区识.JJ!j工作的基本要求.”.7 6.3 高后果区的管理.7 6.4 高后果区识别报告.7 风险评价.”.”.”.”87.1 评价目标.8 7.2 评价方法”.”.”.“.”.8 7.3 评价流程7.4 风险可接受性.12 7.5 风险再评价.127.6 报告”.“.12 8 完整性评价”.”.“.”.“128.1 评价方法及评价周期.128.2 内检测.13 8.3 压力试验.15 8.4 直接评价方法”8.5 其他评价方法.”.“.“.”.18 8.6 适用性评价.”.”.18 8.7 管道继续使用评估”9 风险消减与维修维护.20 9.

3、1 日常管理与巡护.20 9.2 缺陆修复.9.3 第三方损坏风险控制GB 32167-2015 9.4 自然与地质灾害风险控制9.5 腐蚀风险控制.”.20 9.6应急支持”.”.”.”.“.“.“.“219.7 降压运行.”2210 效能评价.”.”.”.”. . 22 11 失效管理.”.“”. 22 12 记录与文档管理、沟通和变更管理.”. 22 12.1 记录与文档管理. 22 12.2 沟通.22 12.3 变更管理“.“.“.23 13 培训和能力要求附录A资料性附录）完整性管理数据采集清单.24 附录B（资料性附录）提交数据表结构.26 附录C（资料性附录）潜在影响区示意图.

4、34附录D（资料性附录管道完整性管理相关报告的内容.35附录EC资料性附录）管道风险矩阵.附录F（资料性附录管道建设期风险评价内容.39 附录G（资料性附录）管道世漏频率统计和推荐可接受标准. 40 附录H（资料性附录内检测类型和检测用途. 41 附录I（资料性附录）内检测典型性能规格“.”.”43附录J（资料性附录缺陷类型与评价标准适用性对照表.48 附录K（资料性附录不同类型缺陷修复方法.49附录L（资料性附录）管道失效事件信息统计表.附录M（资料性附录）管道完整性管理培训太纲.参考文献“.“.”56II GB 32167-2015 前一一同本标准的4.4、4.5、4.6、8.1. 1、8

5、.1.2、8.1.5为强制性的，其余为推荐性的本标准按照GB/T1.1-2009给出的规则起草。本标准由全国石油天然气标准化技术委员会（SAC/TC355）提出并归口。本标准起草单位z中国石油天然气股份有限公司管道分公司、中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司、中国石油天然气股份有限公司北京天然气管道有限公司、中国石油化t股份有限公司天然气分公司、中海石油气电集团有限责任公司、北京航天航空大学、中国安全生产科学研究院。本标准主要起草人z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、陈朋趣、撒冰Jll、张华兵、王良军、王富祥、张海亮、李保吉、于智博、李振宇、张睁、张

6、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m GB 32167-2015 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，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，

7、其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T 16805 被体石油管道压力试验GB/T 21447 钢制管道外腐蚀控制规范GB/T 21448 埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T 23258 钢质管道内腐蚀控制规范GB/T 27512 埋地钢质管道风险评估方法GB/T 27699 钢质管道内检测技术规范GB/T 29639 生产经营单位生产安全事故应急预案编制导则GB 50251 输气管道工程设计规范GB 50253 输油管道工程设计规范SY/T 0087.1 钢质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/T 0087.2 钢质管道及储罐腐蚀评价标准埋地钢质管道内腐蚀直接

8、评价SY/T 6713 管道公众警示程序SY/T 6825 管道内检测系统的鉴定SY/T 6828 油气管道地质灾害风险管理技术规范SY/T 6889 管道内检测SY/T 6891.l 油气管道风险评价方法第1部分z半定量评价法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pipeline integrity 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F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pipeline integrity management; PIM 对管道面临的风险因素不断进行识别和评价，持续消除识别到的不

9、利影响因素，采取各种风险消减GB 32167-2015 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integrity man吨ementprogram 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 续性参考linear referencing 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data aligning 通过阔门、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

10、统进行位置校准。3.6 基鳝幢测baseline in叩四tion 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 基镜评价baseline副sessment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high consequence areas; 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location cl蹦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2地区等级划分标准见GB50251. 3.10 潜在影响区域potential impact zone 管道泄漏可能

11、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inti咿ity捆即ssment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。常用的完在性评价方法有z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。3.12 内栓测in-line insp饵tion;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。3.13 3.14 2 规定的最小屈服强度sp四ifiedminimum yield strengt

12、h 1 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。直接评价direct ass回sment1DA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GB 32167-2015 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meta川崎管道表面部分区域集中失去金属的现象。注s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manufacturing deti饵”在

13、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、凹陆、椭圆度、波纹、槽皱或影响管道截面圃度或平直度的其他变化。3.19 适用性评价fitn四sfor purpose; 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-party dam吨e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。3.21 效能评价performance m锦surement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

14、性评价。3.22 3.23 3.24 最大操作压力maximum operating pr酬ure;MOP在正常运行条件下，管道系统实际达到的最高压力最大允许操作压力maximum allowable operating pressure; 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安全运行压力阻feoperating pressure 通过完整性评价得出的管道允许操作压力。3.25 高后果区识到率HCA identification rate 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。3.26 凤险控制率risk control rate 已采

15、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。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。3 GB 32167 2015 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到，优化路由选择。无法避绕高后果区时应采取安全前拚措施。4.5 管道握啻期周期性地进行高后果区识到，识到时间间隔最长不超过18个月。当管道及周边环境

16、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凤险评价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II.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，见圈1.数据来集与整舍完略性评价圈1完整性管理工作流程5 敢据来集与整合5. 1 数据来集5. 1. 1 数据来集流程5. 1. 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，并按照摞头采集的原则进行采集。5.1.1.2 数据来源包括设计、采购、施工、投产、运行、废弃

17、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。5. 1.2 数据采集内容5. 1.2. 1 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。5.1.2.2 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。5. 1.2.3 管道完整性管理数据采集清单参见附录A。5. 1.3 鼓据果集方法5.1.3. 1 中心钱测量5. 1.3. 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、

18、环焊缝、拐角点等信息对应。与公路、铁路、管道、何流、建筑物等交叉点的坐标数据应标注。5. 1.3. 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GB 32167-2015 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。5.1.3.1.3 管道改线时，应测量新的中心线，并及时进行数据更新。5. 1.3.1.4 管道中心线测量坐标精度应达到亚米级精度。5.1.3.2 管道现施鼓据、基础地理等环境撒据果集5.1.3.

19、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，并在管道测绘同时采集基础地理数据及管道周边人口、行政等数据。5. 1.3.2.2 1r通过现场调在费影像数字化来开展管道沿线属传数据采集丁A作。5.1.3.2.3 数据采集宜包括建设和运行阶段产生的施工记录和专项检测评价报告等。这些记录应至少包括z施工记录、质量检验记录、运行记录、维修和检测记录等。5.1.4 数据对齐5.1.4.1 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。5.1.4.2 施工阶段和运行阶段的管道中心线对齐宜遵循如下要

20、求za) 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，5.2 鼓据移交5.2.1 在试运行之前，管道建设单位应将管道设计资科、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。5.2.2 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.5.2.

21、3 移交方应确保移交数据的准确性、完整性，要求如下za) 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zb) 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。5.3 鼓据存储与更新5.3. 1 宜采用线性参考系统对管道属性等数据进行组织和维护，对无法纳人线性系统的数据基于坐标进行保存。5.3.2 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。5.3.3 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。5.3.4 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

22、。5.3.5 应采取管理措施确保数据精度和时效性。5.3.6 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。5.3.7 数据更新应符合下述要求z的存储的数据宜进行例行性检查确保其一致性和完整性s5 GB 32167-2015 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zc) 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Ed) 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se) 宜保留历史数据。6 商后果区识到j6. 1 识别准则6.1. 1 输油管道高后果区6.1. 1. 1 管道经过区域符合表1识别项中任何一

23、条的为高后果区，表1输油管道高后果区管段识别分组表管道类型识到项a) 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，四层及四层以仨楼房（不计地下室层数普遍集中、交通频繁、地下设施多的区段b) 管道中心线两侧200m范围内，任意划分2km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、发展区以及不够四输汹管道级地区条件的人口稠密区。管道两侧各200m内有聚居户数在50户或以上的村庄、乡镇等d) 管道两侧各50m内有高速公路、国道、省道、铁路及易燃易爆场所等e) 管道两侧各200m内有湿地、森林、河口等国家自然保

24、护地区。管道两侧各200m内有水源、两流、大中型水库6.1.1.2 识别高后果区时，高后果区边界设定为距离最近一憧建筑物外边缘200m. 6.1.1.3 高后果区分为主级，I级代表最小的严重程度，E级代表最大的严重程度。6.1.2 输气管道商后果区6.1.2.1 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组表管道类型识别项a) 管道经过的四级地区，地区等级按照GB50251中相关规定执行b) 管道经过的三级地区c) 如管径大于762mm，并且最大允许操作压力大于6.9MPa，其天然气管道潜在影响区域内有特定场所的区域，潜在影响半径按照式(1）计算输气管道d

25、) 如管径小于273mm，并且最大允许操作压力小于1.6MPa，其天然气管道潜在影响区域内有特定场所的区域，潜在影响半径按照式(1）计算e) 其他管道两侧各200m内有特定场所的区域。除三级、四缓地区外，管道两侧各200m内有加油站、油库等易燃易爆场所6 分级E级E级E级I级E级田级分级E级E级E级I级I级E级GB 32167-2015 6.1.2.2 识别高后果区时，高后果区边界设定为距离最近一幢建筑物外边缘200m。6.1.2.3 高后果区分为三级，I级表示最小的严重程度，皿级表示最大的严重程度。6.1.3 特定场所6.1.3.1 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

26、在影响区域。包括以下地区za) 特定场所IE医院、学校、托儿所、幼儿园、养老院、监狱、商场等人群疏散困难的建筑区域zb) 特定场所II：在一年之内至少有504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。6.1.3.2 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民域。瑜气管道潜在；在啕半径，参见附录C，可按式(1）计算zr =0.099./d百万( 1 ) 式中zd一一管道外径，单位为毫米（mm);p一一管段最大允许操作压力（MAO酌，单位为兆帕（MPa),r 一一受影响区域的半径，单位为米（m）。注s系数0,099仅适用于

27、天然气管道6.2 高后果区识到工作的基本要求6.2.1 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。6.2.2 识别统计结果应按照统一的格式填写。6.2.3 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。6.2.4 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。6.2.5 当输气管道长期低于最大允许操作压力运行时，潜在影响半径宜按照最大操作压力计算。6.3 高后果区的管理6.3.1 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

28、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。6.3.2 运营阶段应将高后果区管道作为重点管理段。6.3.3 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。6.3.4 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E当评价表明该变化区域内的管道不能满足地

29、区等级的变化时，应立即换管或调整该管段最大操作压力。6.4 高后果区识别报告6.4. 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。6.4.2 高后果区识别报告的内容参见附录D。7 GB 32167-2015 7 凤险评价7.1 评价目标7.1.1 管道风险评价主要目标如下za) 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Fb) 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sc) 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Fd) 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，

30、确定措施有效性。7.1.2 风险评价工作应达到如下要求za) 管道投产后1年内应进行风险评价pb) 商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Fc) 应根据管道风险评价的目标来选择合适的评价方法sd) 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ze) 设计与施工阶段的风险评价宜参考或模拟运行条件进行。7.2 评价方法7.2.1 可采用一种或多种管道风险评价方法来实现评价目标。风险评价方法包括但不限于专家评价法、安全检查表法、风险矩阵法、指标体系法、场景模型评价法、撤率评价法等。常用的风险评价方法有风险短阵法和指标

31、体系法。风险矩阵法参见附录E。指标体系法见SY/T6891.1或GB/T27512。7.2.2 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。7.3 评价流程7.3.1 评价步骤风险评价流程应包含以下步骤，详细流程圈见图2:a) 确定评价对象pb) 识jjlj危害因素sc) 数据采集与管段划分zd) 失效可能性分析se) 失效后果分析zf) 风险等级判定gg) 提出风险消减措施建议。8 GB 32167-2015 确定评价对象识别危害因索数据采集与管段划分失效可能性分析I I 失效后果分析风险等级判定卜f风险可接受准则提出风险消减措施建议编制评价报告固2管道凤险

32、评价流程7.3.2 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。7.3.3 危喜因素识到7.3.3.1 应定期进行管道危害因素识别。7.3.3.2 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管道危喜因素分类危害因素子因素外腐蚀内腐蚀磨蚀时间相关应力腐蚀开裂氢敖损伤凹陷疲劳损伤与制管有关的缺陷a) 管体焊缝缺陷，b) 管体缺陷固有因索a) 管道环焊缝缺陷，包括支管和T型接头焊缝s与焊接施工有关的因素b) 制造焊缝缺陷zc) 榈皱弯管或屈曲zd) 螺纹磨损管子破损接头失效9 GB 32167-2015 表3（续）分类危害因素子因素

33、a) 甲方、乙方，或第三方造成的损坏（磷时立即失效，机械损伤b) 管子旧伤（如凹陷、划痕）（滞后性失效）; c) 故意破坏与时间无关误操作a) 低温，自然与地质灾害b) 雷击sc) 暴雨或洪水zd) 土体移动7.3.3.3 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za) 占压Fb) 管道与周边设施安全距离不足Fc) 周边环境对管道日常管理和维抢修的影响Fd) 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Ff) 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

34、、管道企业与施工方、周边公众信息沟通不畅。7.3.3.4 在管道建设期进行的风险评价宜考虑的因素参见附录F。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戚本，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。7.3.3.5 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，应逐一评价、落实各个风险点的风险控制措施是否满足运行耍求。7.3.3.6 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。7.3.4 撤据来集与管

35、段划分7.3.4. 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3.7.3.4.2 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za) 管材、管径、防腐层类型、管道附属设施及其起止里程Eb) 管体、防腐层和附属设施状况的评价Fc) 管道运行参数，包括输送介质、运行压力和温度等sd) 管道沿线自然环境。10 GB 32167-2015 管径一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一一曹盛壁厚2 3 4 5 -=-.-,-. .- ”：？例：、阳；K，、lu、，、内，、. :50 % SMYS 10年褒4内检测时间间隔表操作条件下的环向应

36、力水平。30%SMYS格式数字序列填写注4：“覆盖省列表”字段为提交管道中线数据覆盖的省级行政区列表注5：坐标系要求s至少b!l提交CGCS2000坐标系成果，对其他坐标系成果应提交原始坐标系成果和转换后CGCS2000坐标系成果。注6：提交的数据跨多个分带时须在备注字段中说明所跨的各分带号表B.10蜡值囊域值名称域值代码域值含义1 原汹产品类型2 成品泊3 天然气1 在用的2 损坏运行状态3 修复中4 建设中5 己废弃1 优2 良位置数据质量3 中4 差5 未知31 GB 32167 2015 表B.10（续域值名称域值代码域值含义1 新增管道2 空间数据修改3 属性数据修改更新说明4 空间

37、和属性数据修改5 删除6 无变豆1 西安80坐标系6度分带2 西安80坐标系3度分带投影方式3 北京54坐标系3度分带4 北京54坐标系6度分带5 其他1 CGCS2000大地坐标系2 WGS84世界大地坐标系3 54北京坐标系坐标系4 80西安坐标系5 城市坐标系6 其他1 十进制度2 米度量单位3 千米4 其他1 未知2 高人口密度区3 其他人口密集区商后果区类型4 河流水源5 交通设施6 生态保护区7 其他1 未知2 等级1一一在规定团叙内少于15户3 等级2一在规定团枫内多于15户少于100户地区等级4 等级3一一在规定面积内多于100户5 等级4一交通发达的城镇商业区6 其他32 G

38、B 32167-2015 表B.10（续域值名称域值代码域值含义1 管道正上方占压方位2 管道两侧各5m范围内1 建构筑物2 圈占3 深根植物占压物类型4 重物5 堆狈物6 其他1 A级危害程度2 B级3 C级1 未知2 腐蚀3 误操作主要危害因素4 制造与施工缺陷5 地质灾害6 第三方损坏7 其他注1：本表中域值名称对应表B.1B.9中域值名称注2：每种域值含义对应一个城值代码，域值代码用于设计数据库字段时使用自域值含义表示该域值名称所含有的类型33 GB 32167-2015 附录C（资料性附录潜在影响区示意圄输气管道潜在影响半径示例见图C.L注z本图是直径762mm、是大允许操作压力为7MPa管道的研究成果305m 圄C.1输气管道潜在影晌区示意图34 附录D（资料性附录管道完整性管理相关报告的内窑D.1 商后果区识别报告高后果区识别报告包括如下内容za) 概述慨述应包括以下内容zGB 32167-2015 1) 本次高后果区识别工作情况棋述，包括识别单位、识别方法、识别日期等F2) 管道参数以及信息的获取方式；3) 管道周边人口和自然环境情况。b) 识别结果识别结果的内容应至少包括如