本文件规定了实施钢质管道内检测的要求、内检测周期及设备选择、检测施工准备、检测前清管、几何变形检测、金属损失检测、中心线检测和轴向应变检测的技术要求，对检测数据预处理、检测报告、检测结果验证、职业健康、安全、环境与交工资料做出了规定。本文件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文件执行。

ICS75.200
CCSE98
中华人民共和国国家标准
GB/T27699—2023
代替GB/T27699—2011
钢质管道内检测技术规范
Technical specification for in-line inspection of steel pipeline2023-05-23发布
国家市场监督管理总局
国家标准化管理委员会
2023-05-23实施
规范性引用文件
术语和定义
-般要求
内检测周期及设备的选择
检测实施准备
检测前清管
几何变形检测
金属损失检测
中心线检测
轴向应变检测·
检测数据预处理
检测报告
检测结果验证
职业健康、安全、环境
16交工资料
附录A（资料性）
附录B（资料性）
附录C（资料性）
附录D（规范性）
附录E（资料性）
附录F（资料性）
附录G（资料性）
附录H（规范性）
附录I（资料性）
参考文献
管道三通挡条设置要求
内检测设备的选择
内检测器类型和检测用途
管线调查表
管道内检测实施流程…
人工缺陷的制备
检测器牵拉试验报告
收、发检测器作业程序
金属损失类型定义
GB/T27699—2023
GB/T27699—2023
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
本文件代替GB/T27699一2011《钢质管道内检测技术规范》，与GB/T27699—2011相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：a)
更改了适用范围（见第1章，2011年版的第1章）；增加了术语“中心线检测”检测阅值”“报告阈值”“应变”（见3.4、3.10、3.11、3.25），删除了术语b)
“模拟器”\验证”（见2011年版的3.13、3.17），更改了术语“可信度”“管道特征”的定义（见3.15、3.16，2011年版的3.7、3.16)；增加了被检测管道安装有自动开启、关闭功能阀门和单向阀时的规定（见4.4.2、4.4.3）；d)
更改了检测器运行期间对管道运行压力的规定，增加了检测器运行期间对管道介质运行温度的规定（见4.8,2011年版的4.8、4.9）；增加了被检测管道实施投产前几何变形检测的一般性的规定（见4.9）；e
增加了牵拉试验标定的条件、基本要求和牵拉试验报告编制的规则（见6.5.1、6.5.3、6.5.4)；f）
增加了设标点管道埋深的规定，增加了重点位置和特殊地段的设标规则（见6.6）；h)
增加了管道实施清管的一般要求（见7.1）；i)
删除了“投运模拟器”的规则（见2011年版的第9章）；增加了检测器投运期间设标和跟踪的要求（见9.2.1）；更改了接收检测器后数据完整性的检查要求及数据完整性不满足本文件要求时的处理要求k)
（见9.4.2、9.4.3,2011年版的10.4.2、10.4.3）；增加了中心线检测和轴向应变检测的内容（见第10章、第11章）；1）
更改了“儿何变形检测报告”中凹陷、圆度统计规则，增加了褶皱、屈曲的统计和变形分布图的编制规则（见13.1.3,2011年版的12.1.3）；更改了金属损失检测报告基本信息（见13.2，2011年版的12.2）；n)
增加了“中心线检测结果”“弯曲应变分析报告”“位移分析报告”“轴向应变分析报告”“用户化o
软件报告”（见13.3、13.4、13.5、13.6、13.7）。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由全国锅炉压力容器标准化技术委员会（SAC/TC262)提出并归口。本文件起草单位：中油管道检测技术有限责任公司、中国石油管道局工程有限公司、中国石油天然气管道科学研究院有限公司、石油天然气管道工程质量监督站、国家市场监督管理总局特种设备安全监察局、中国特种设备检验协会、中国特种设备安全与节能促进会、中国特种设备检测研究院、国家石油天然气管网集团有限公司西气东输分公司、国家管网集团西南管道有限责任公司、国家石油天然气管网集团有限公司科学技术研究总院分公司、国家管网集团北方管道有限责任公司沈阳检测技术分公司、国家管网集团联合管道有限责任公司西部分公司、中国石油天然气股份有限公司塔里木油田分公司、大庆油田有限责任公司天然气分公司、中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司、中国石油天然气股份有限公司辽河油田分公司、深圳市燃气集团股份有限公司、中国石油化工股份有限公司西南油气分公司采气二厂、苏州燃气集团有限责任公司、华南蓝天航空油料有限公司、浙江浙能天然气运行有限公司、陕西燃气集团工程有限公司、湖南省特种设备检验检测研究院、温州市特种设备检测科学研究院。本文件主要起草人：李育忠、常连庚、姜晓红、贾会英、王庆伟、洪险峰、黄凯、任洪泽、刘利威、GB/T27699—2023
邱长春、刘争、赵鹏、曹雷、郑景娜、李扬、杨金生、程景彬、唐立志、张锋、姚登樽、刘实睿、王伟中、王营、秦先勇、张华、吉建立、杨志伟、李安营、陈金忠、何仁碧、顾清林、冯伟、赵冬野、曹国飞、刘奎荣、朱建平、侯浩、余东亮、陈朋超、赵晓利、胡江峰、杨春林、安超、王金星、张伟、年志慧、孙景山、王建华、孙凯、郭大成、杨光、孙天礼、高云程、林奕、沈佳园、章卫文、甘霖、彭小兰、王仁荣。本文件于2011年首次发布，本次为第一次修订。1范围
钢质管道内检测技术规范
GB/T27699—2023
本文件规定了实施钢质管道内检测的要求、内检测周期及设备选择、检测施工准备、检测前清管、几何变形检测、金属损失检测、中心线检测和轴向应变检测的技术要求，对检测数据预处理、检测报告、检测结果验证、职业健康、安全、环境与交工资料做出了规定本文件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文件执行。2规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；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。
SY/T5536
SY/T5922
术语和定义
原油管道运行规范
天然气管道运行规范
下列术语和定义适用于本文件。3.1
管道内检测
in-lineinspection;ILI
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。3.2
geometryinspection
几何变形检测
以检测管道的几何变形情况为目的所实施的管道内检测。3.3
金属损失检测
metallossinspection
以检测管壁金属损失为目的所实施的管道内检测。3.4
center lineinspection
中心线检测
利用惯性检测单元搭载在内检测器上，结合地面设标和设标点坐标测量，通过数据分析可生成管道高程、平面坐标。
calibrate
对检测设备的机械性能和检测性能进行测试与调整。3.6
管pigging
使用可在管道内运行的设备，清理管道内杂质、积垢及凝蜡的工作1
GB/T27699—2023
测径板
gaugeplate
安装在清管器上，直径小于管道公称内径的软质金属圆盘（通常使用铝盘）。注：用于定性判定管道的变形程度。3.8
地面标记器
aboveground marker;AGM
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。
卡marking
为实现对检测到的管道特征精确定位和检测过程中对检测器运行状况进行跟踪而设置地面测量参考点的工作。
检测阈值
Tdetectionthreshold
为获得指定的检测概率，某一特征尺寸超出的临界值。3.11
reportingthreshold
报告阈值
说明是否报告某项异常的参数。注：该参数可以是一个有关异常或特征的深度、宽度或长度的限制值。3.12
检测概率
probabilityofdetectionPOD
检测器检测出管道特征的概率。3.13
识别概率
probabilityof identification;POI能够正确识别被检测到的异常或其他特征的概率。3.14
sizingaccuracy
量化精度
在要求的可信度下，报告的异常尺寸或特性的精度。3.15
可信度
certainty
检测结果报告的异常特征在给定公差范围内的概率。3.16
管道特征
pipeline feature
管道上存在的金属损失、变形、裂纹、焊缝异常、焊缝、管道附属设施及制造缺陷等。3.17
anomaly
管材、焊缝等存在的偏离正常且未经验证的偏差。3.18
defect
尺寸或特性超出可接受限度的异常。3.19
deformation
管道形状的永久性改变。
GB/T27699—2023
注：弯曲、屈曲、凹陷、椭圆度、波纹、褶皱或影响管道截面圆度或平直度的其他变化，都属于管道变形3.20
金属损失
metalloss
因金属消失导致的管道壁厚减薄。注：金属损失通常是由于腐蚀、机械损伤及管材缺陷造成的。3.21
内部金属损失internalmetal loss发生在管壁内表面的金属损失。3.22
外部金属损失
externalmetal loss
发生在管壁外表面及壁中的金属损失。3.23
裂纹crack
种断裂型不连续，其主要特征为锋利的尖端和张开位移处长宽比大。3.24
焊缝缺陷
welddefect
位于焊缝处的尺寸或特征超出可接受限度的异常注：焊缝缺陷包括咬边、未焊透、夹渣、气孔、余高不足和错边等。3.25
应变strain
管道材料中粒子间相对位移的变化量。注：通常用百分数表示。
预评估维修系数estimatedrepairfactor；ERF最大允许运行压力与通过金属损失评价方法计算出的安全运行压力的比值。ERF=p/psfe
式中：
一般要求
最大允许运行压力，单位为兆帕（MPa）；通过金属损失评估法计算出的安全运行压力，单位为兆帕（MPa）。收发球筒
收发球筒示意图见图1，收发球筒的尺寸应满足表1的要求。收发球筒示意图
GB/T27699—2023
发球筒
收球筒
表1收发球筒应具备的条件
≥2.5Xlo
≥2.5l×lo
注1：S指检测器操作场地的面积，以（长×宽）表示。注2：1。指检测器的长度。
注3：1，指注（回）介质口距盲板的距离。注4：1.指注（回)介质口距大小头的距离。注5：L指大小头距阀门的距离。4.2
4.2.1开孔直径大于30%管道外径的三通应设置挡条，并应符合下列规定：a)
挡条的内弧与主管内表面弧度相同，并等间距分布：b)
纵向挡条和横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按照附录A的规定执行。4.2.2套管三通开孔区域轴向长度不应大于管道外径。La/m
4.2.3相邻两个三通（开孔直径大于30%管道外径的三通）中心间距离应大于公式（1)计算值：di+d2
式中：
3弯头
相邻两个三通中心间距离，单位为毫米（mm）；管道外径，单位为毫米（mm）；两相邻三通的开孔直径，单位为毫米（mm）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。4.3.1
相邻弯头间的直管段长度应大于管道外径。4.4
.（1）
4.4.1管道沿线阀门应开启灵活，清管、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。
4.4.2当管道沿线安装有自动开启、关闭功能的阀门时，在实施清管、检测期间应关闭其自动功能。4.4.3当管道沿线安装有单向阀时，在实施清管、检测期间应锁定在全开状态。4.5
管道斜接
管道斜接不应影响检测器的通过性能。4.6
直管段变形
管道直管段变形量应满足检测器的通过性能指标。里程桩、标志桩、测试桩
管道沿线的里程桩、标志桩、测试桩宜齐备。4
管道运行环境
管道运行环境符合下列规定：
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；a)
检测器运行期间，管道介质运行温度应满足检测器正常运行的要求：c）
GB/T27699—2023
检测器运行期间，管道的输送流量应保持平稳且满足检测器运行速度的要求。投产前几何变形检测的管道
投产前几何变形检测的管道符合下列规定：使用空压机作为动力源时，被检管道宜预建背压，背压不应小于0.5MPa：a）
应有管道施工记录，包括焊口和弯头编号、位置信息和壁厚数据：站间管道应连通并埋地；
管道应试压、清管合格：
空压机流量及出口压力或泵的流量及扬程应满足动力要求；管道应具备临时或永久收发球筒。内检测周期及设备的选择
管道内检测周期不应超过8年。
2具备下列条件之一，管道内检测周期应适当缩短：5.2
多次发生事故（含第三方损伤)的；防腐层损坏严重的；
管道运行环境恶劣的；
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：运行期超过20年的；
处于环境敏感地带或人口密集区的；管道处于地质灾害高易发区。
5.3具备下列条件之一，应尽快进行管道内检测：a)
管道所在地发生地震、海啸、泥石流等重大地质灾害的；管道停用超过1年再启用的；
管道需要提高当前最大运行压力运行的；管道输送介质种类发生重天变化，改变为更危险介质的：管道存在重大改造维修的。
5.4新建管道应在投产后3年内完成首次管道内检测。5.5
管道使用单位应根据检测的目的、管道的工况条件选择合适的内检测设备，选择依据见附录B。常见内检测器的类型和用途见附录C。6
6检测实施准备
6.1资质
6.1.1从事管道内检测的机构应具备特种设备安全监督管理部门核准颁发的相应检验、检测资质。6.1.2从事检验、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。5
GB/T27699—2023
6.2管道调查
6.2.1管道使用单位应详细填写管线调查表，管线调查表见附录D。6.2.2管道使用单位应提供与检测相关的管道建设、维护维修资料，检测及评价结果。6.2.3检测机构应在管道使用单位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
对不满足或不具备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管道内检测实施方案
6.4.1检测机构应依据核实后的管线调查表及现场实际勘察情况，制定管道内检测实施方案。6.4.2管道内检测实施方案应经管道使用单位批准。6.4.3检测机构严格按照认可后的管道内检测实施方案进行内检测工作。管道内检测实施流程见附录E。
6.5设备标定
管道内检测器具备下列条件之一，应进行牵拉试验标定：首次工业现场应用的管道内检测器；a)
数据采集单元及励磁部分有更换的管道内检测器：c)
闲置1年以上重新启用的管道内检测器；管道使用单位有要求的。
6.5.2标定的主要内容如下：
探头的输入输出比例；
检测信号与实际金属损失尺寸的对应关系；b)
检测信号与实际变形量的对应关系。6.5.3牵拉试验标定基本要求如下：a
牵拉试验场牵引机组应能提供足够的牵引力，满足不同口径管道内检测器的牵拉试验动力要求；
牵拉试验场牵引机组应能具备多种牵拉速度，速度宜满足0.2m/s~5m/s范围，且应能连续可调；
牵拉试验设施有记录功能，可实时记录牵引速度、牵引力等参数：d）牵拉试验管道长度不应小于100m，包括加速段、减速段和匀速段，匀速段不应小于60m，减速段不应小于20m；
牵拉试验管每节管子上应有标识，标识内容为编号/管径/管长/壁厚/材质：f）牵拉试验管宜在匀速段制作人工缺陷，人工缺陷制作要求及数量见附录F。6.5.4牵拉试验报告基本要求如下a)
应通过牵拉试验的结果与实际缺陷的比对验证检测器的技术指标。b)
验证应至少包含以下内容：
1）直
最小可检测缺陷深度；
长度精度、宽度精度、深度精度：3）
可信度；
检测概率(POD)；
识别概率(POI)；
轴向定位精度；Www.bzxZ.net
7）周向定位精度。
牵拉试验完成后应根据验证结果出具牵拉试验报告，见附录G。c）
6.5.5标定过程及设备调试过程应有记录。6.6踏线选点
GB/T27699—2023
使用地面标记器作为设标工具，检测前检测机构应在管道使用单位的配合下对管道沿线进行现场勘察，了解管道走向及路况，并按下列规定选择设标点位置：以里程桩、标志桩、测试桩为基础，设标点应在管道正上方，设标点间距不应大于1km，设标点a)
管道埋深不应大于3m；
泵站、阀室、大型穿跨越和裸管等重点位置两端应进行设标并监听，阀室两侧设标点距离阀室应大于30m，并避开弯头。
7检测前清管
7.1一般要求
7.1.1清管作业前，应收集、评估管道基本资料，并应对管道线路和站场工艺进行检查确认7.1.2对管道内运行介质、杂质、工艺条件、过滤器前后压差和排污量进行分析，确定清管器作业条件。7.1.3机械清管器应安装跟踪仪器。7.2
常规清管
首次清管应使用通过能力不低于管道使用单位日常维护所使用的清管器进行清管。7.3测径清管
7.3.1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7.3.2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，宜实施管道几何变形检测对管道变形进行量化和定位7.4牛
特殊清管
7.4.1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。
7.4.2检测前宜采用磁力清管器清除管内的铁磁性杂质。7.5
管道清管作业
7.5.1输油管道清管作业应符合SY/T5536的规定。7.5.2
输气管道清管作业应符合SY/T5922的规定。7.5.3
发送、接收清管器程序按附录H
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正常检测的要求。7
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