管道完整性管理规范分析
中石油西部管道公司站场完整性管理模式研究
3、加强风险应对措施：针对识别出的风险，制定更加切实可行的应对措施， 提高措施的实施效果。同时，要建立风险应急预案，对可能出现的重大风险进行 预先规划。
4、强化风险监控机制：为了加强风险的实时监测和预警能力，需要建立完 善的风险监控机制。通过现代化信息技术手段，实现对风险的实时监测和预警， 及时发现和解决问题。
感谢观看
参考内容二
一、引言
随着全球能源市场的不断扩大，石油天然气管道项目在能源输送领域中扮演 着越来越重要的角色。中石油管道局作为国内重要的石油天然气管道项目管理和 施工单位，其项目管理能力直接影响着项目的质量、安全和效益。因此，本次演 示旨在通过对中
石油管道局项目管理现状进行深入研究，发现问题并提出改进措施，以提高 该公司在石油天然气管道项目管理领域的竞争力。
3、中石油管道局在项目管理方面的改进措施主要是加强项目管理体系建设、 完善项目管理流程、加强项目风险管理、加强成本控制和加强人力资源配置等。 其中，加强项目管理体系建设包括完善组织架构、明确职责分工、制定项目管理 政策和标准等；
完善项目管理流程包括优化项目计划、加强项目执行和监控等方面；加强项 目风险管理包括加强风险识别、评估和应对措施；加强成本控制包括加强成本预 算、控制和审计等方面；加强人力资源配置包括合理配置项目人员、加强培训和 激励机制等方面。
4、风险监控力度不够：在风险 监控方面
1、完善风险识别体系：为了全面、深入地识别出工程中可能出现的各种风 险，需要完善风险识别体系，建立专业的风险识别团队，提高风险识别的准确性 和全面性。
2、改进风险评估方法：为了提高风险的评估准确性，需要研究和实践更加 科学、有效的风险评估方法和模型，综合考虑多种因素，减少评估结果的主观性 和不确定性。
管道完整性数据收集与整合管理规定
管道完整性数据收集与整合管理规定1 目的和范围为了规范管道完整性数据管理工作，保障数据质量，为完整性管理过程中的高后果区分析、风险评价、完整性评价和后期维护、风险消减等工作提供可靠数据支持，制定本规定。
本规定适用于公司及所属各单位油气管道完整性数据管理过程，包括数据的采集、存储和维护。
2 术语和定义2.1 静态数据本规定所称静态数据包括管道本体属性数据，如焊口、套管、涂层等信息。
2.2 动态数据本规定所称动态数据员是指随时间变化而发生改变的数据，如管道周边人口、新建工业园区、季节性河流、地质灾害等。
3 职责3.1 管道处3.1.1 是公司完整性数据管理的归口管理部门;3.1.2 负责公司完整性数据专业分析工作的整体规划和技术支持；3.1.3 负责编制公司管道完整性数据采集年度计划并报送相关部门；3.1.4 负责对各所属单位管道完整性数据采集方案进行审核；3.1.5 负责提出管道完整性数据管理培训的要求；3.1.6 负责对完整性数据采集成果进行最终审核。
3.2 所属各单位管道完整性数据收集与整合管理规定页码：2 / 6 3.2.1 负责编制年度数据采集更新计划；3.2.2 负责对所辖管道在日常生产活动、工程建设（含大修理）项目中产生的完整性数据进行采集、存档、上报。
3.2.3 负责对所辖管道完整性数据进行初步分析。
4 管理内容4.1 制定数据收集计划管道处根据上级要求，结合上年度公司管道管理完整性工作开展情况，组织制定公司的管道完整性数据采集年度计划；所属各单位应在管道完整性方案中制定辖区内年度数据收集计划。
计划中应明确数据收集目标、范围、时间安排、数据要求、数据格式、数据质量、职责安排、收集频次等。
4.2 制定数据收集实施方案管道处负责统一数据收集格式，指导所属各单位制定辖区内数据收集方案，方案中应明确收集哪些数据、数据质量要求、收集人员、时间安排、数据收集方法等。
4.3 数据采集的要求静态数据查阅资料和现场整理、测试取得，动态数据由线路管理人员在进行风险评价前实地采集。
QSY 1180.2-2009 管道完整性管理规范-2
中国石油天然气集团公司企业标准Q/SY 1180.2-2009管道完整性管理规范第2部分：管道高后果区识别规程Pipeline integrity management specification-Part 2: Pipeline high consequence areas identification code2009-01-23发布2009-03-15实施中国石油天然气集团公司发布目次前言 (3)1 范围 (4)2 规范性引用文件 (4)3 术语和定义 (4)4 高后果区识别准则 (5)5 高后果区识别与评分 (5)6 高后果区识别报告 (5)7 高后果区管理 (6)附录A (7)附录B（规范性附录）油气管道后果区评分表 (8)附录C (10)Q/SY 1180.2-2009前言Q/SY 1180《管道完整性管理规范》分为8个部分：—第1部分：总则；—第2部分：管道高后果区识别规程；—第3部分：管道风险评价导则；—第4部分：管道完整性评价导则；—第5部分：建设期管道完整性管理导则；—第6部分：数据库表结构；—第7部分：建设期管道完整性数据收集导则；—第8部分：效能评价导则；本部分为Q/SY 1180的第2部分。
本部分参照SY/T6648《危险液体管道的完整性管理》和SY/T6621《输气管道系统完整性管理》，并借鉴了美国完整性管理的经验。
本部分的附件A、附件B是规范性附录，附录C是资料性附录。
本部分由中国石油天然气集团公司天然气与管道专业标准化技术委员会提出并归口。
本部分起草单位：管道分公司、西气东输管道分公司。
本部分主要起草人：贾韶辉、冯庆善、刘志刚、冯伟、张永盛、王强、高强。
Q/SY 1180.2-2009管道完整性管理规范第2部分：管道高后果区识别规程1 范围Q/SY 1180的部分规定了油气管道高后果区识别的方法和步骤。
本部分适用于对油气管道进行高后果区识别。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过Q/SY 1180的本部分的引用而成为本部分的条款，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，鼓励根据本部分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部分。
油气输送管道完整性管理规范_解读与分析_杨静
（ 1）
管道泄漏频率和推荐可接受标准表
［1 ］
3 次 / （ 10 km·a）
输气管道泄漏频率 0． 400 － 0． 167 －
油气管道整体泄漏频率 0． 906 0． 194 0． 167 0． 122
－ 0． 193 0． 4
0． 438 － －
SAFETY HEALTH ＆ ENVIＲONMENT
摘
要： 对 GB 32167 － 2015《油气输送管道完
特点量身定制， 于 2015 年 10 月 13 日正式发布， 2006 年 3 月 1 日实施。 GB 32167 的发布， 弥补了 我国完整性管理国家标准的空白， 适应当前我国 管道完整性管理的发展需求和迫切要求。 针对完 整性管理中高后果区识别、 风险评价等关键环节， 对 GB 32167 进行解读， 分析其与我国现行相关标 准的差异和先进性。 1 1． 1 标准先进性分析 高后果区识别 GB 32167 摒弃了以 关于高后果区识别的规定， 往我国 管 道 企 业 根 据 高 后 果 目 标 及 属 性 进 行 评 分
54
SAFETY HEALTH ＆ ENVIＲONMENT
2016 年第 16 卷第 6 期
等．《油气输送管道完整性管理规范》 解读与分析 杨静，
安全管理
值除作为后期管理依据外， 无任何实际意义。高后 果区识别最终目的是确定是否为高后果区， 实现分 重点或分级管理。GB 32167 中高后果区分级方法， 相比于评分方法， 完全规避了评分操作的繁琐性， 极 大减轻了现场工作量， 可操作性更强。 GB 32167 在 SY / T 6975
［12 ］ ［11 ］
CAW、 EGIG、 英国陆上管道管理协会、 加拿大 TSB 数据明显偏高， 原因在于各国或组织对事故的定 义存 在 差 异。 根 据 美 国 DOT 和 PHMSA 官 方 定 义
油气站场工艺管道完整性管理
油气站场工艺管道完整性管理摘要：我国运输产业当中，油气管道运输行业重要构成部分之一，能够有效促进国民经济的高速发展，被称为“国民经济动脉”。
而在现代的经济发展中，我国也更加重视油气管道的安全问题，并且提出了完整性管理方法，希望可以促进我国经济更加健康的发展。
关键词：油气站场；工艺管道；完整性管理引言在实施完整性管理中，最常用的是关键部位监测技术、超声导波检测技术、多层管柱电磁探伤成像技术等，这些技术的应用使得我国的油气站场工艺管道完整性管理逐步成熟，为完整性管理的推广奠定了基础。
应用完整性管理能实现对潜在危险因素的及时预警，使事故的发生率降到最低。
1完整性管理流程针对站场工艺管道开展完整性管理，首先要明确工艺管道的范围。
一般站内工艺管道是指站场内输送油气介质的管线（包括法兰、三通、管件），不包括站内燃料油管线、排污管线和消防管线等，但可参照站内工艺管线管理。
站场工艺管道完整性管理属于站场完整性管理的范畴，通过调研国内外相关法律、法规及标准不难发现，对站场的完整性管理仍处于研究和探索阶段，站场的相关管理内容多包含于管线的完整性管理标准规范中。
API1160《危险液体管道系统完整性管理》指出，站场设备的完整性管理与线路相似。
国外的油气管道线路与站场的完整性管理并未得以明确区分，站场作为长输管线的一部分，多依照管道完整性管理办法进行管理。
站场工艺管道面临的风险因素和失效形式与长输管道类似，因此站场工艺管道完整性管理也可以采取长输管道完整性管理类似的实施步骤，围绕数据采集、风险评价、完整性评价、维修维护及效能评价五个方面循环开展，站场本身所处区域按照高后果区处理。
完整性管理体系本身是一个完整的系统，包含了体系文件、标准体系、数据库、管理（软件）平台、支持技术等组成部分。
2油气站场工艺管道完整性管理体系建设2.1完整性管理目标在对油气站场进行管理时，一定要对确定出管理目标，这样才能保证相关的工作人员在开展管理工作时，不会出现盲目管理的现象，从而提升管理质量，确保每项工作都做到的有效的管理。
压力管道完整性评价原理及案例介绍
＜匕1•妾舍为讯庇2021年第1期设备与安全压力管道完整性评价原理及案例介绍王志成王超然江苏省特种设备安全监督检验研究院江苏南京210036摘要：介绍了管道完整性评价的原理及CEGB R6评定原理及程序，并给出了采用基于断裂力学的CEGB R6规范评价的应用案例。
管道完整性分析可以科学评价管道潜在失效事故的可能性，实现对管道运行过程的风险管理。
关键词：压力管道；完整性；合乎使用；评价；检验管道在实际使用过程中会由于各种各样的原因，如温度、压力，或由于焊接时产生的缺陷使管道的使用存在着一定的风险，这就要求我们要对这些管道进行安全评价，确定管道能否继续使用，能在什么情况下使用，还能使用多长的时间，即还有多长的寿命。
对于这些管道，一般采用完整性分析方法评价其合乎使用性。
合乎使用是指结构在规定的寿命期内具有足够的可以承受预见的载荷和环境条件（包括统计变异性）的功能。
管道完整性分析主要研究各种因素对管道强度、耐久性和损伤容限等性能的影响，从而对影响管道完整性的各种因素进行综合识别，科学评价管道潜在失效事故的可能性，实现对管道运行过程的风险管理。
1管道完整性评价原理管道在工作条件下产生结构性破坏的形式有断裂和塑性破坏。
断裂是由于管道结构存在面型（裂纹类）缺陷，在载荷作用下产生的主要失效形式，它的评定是采用断裂力学的理论加以解决。
而塑性破坏是由于管道结构所承受的载荷超过结构本身的塑性极限载荷而产生的破坏，在一定条件下含面型缺陷和体积型缺陷（如局部减薄）的管道结构都可能产生这类破坏。
失效评定图（FAD）是英国中央电力局（CEGB）1976年提出的一种含缺陷结构完整性评定技术，经3次修订已日趋成熟和完善。
该技术己被英国国家标准BS7910.美国石油协会标准API579合乎使用评价（FFS,Fitness For Service）和我国的国家标准《在用含缺陷压力容器安全评定》（GB/T19624-2019）所采用。
完整性管理
完整性管理管道的完整性是指管道要始终处于安全可靠的受控的工作状态，管理人员可不断的采取措施防止管道事故的发生。
他对所有管道完整性的因素进行综合的、一体化的管理，内容包括：1．建立完整性管理机构、拟定工作计划、工作流程和工作程序文件；2．进行管道风险分析，了解事故发生的可能性和将导致的后果，制定预防和应急措施；3．定期进行管道完整性检测和评价，了解管道可能发生事故的原因和部位；4．采取修复或减轻失效威胁的措施；5．检查、衡量完整性管理的效果，确定在评价的周期；6．开展培训教育工作，不断提高管理和操作人员的水平；完整性管理的特点：1．时间完整性：贯穿管道整个生命周期2．数据完整性：收集、整合、数据库设计、数据管理、升级，保证完整、准确地数据，为完整性评价提供可靠的数据3．管理过程完整性：进行风险评价和完整性评价，根据结果确定再次检测、评价的周期，如此循环。
持续运行、定期循环、不断改善的方法体现出过程的完整性4．灵活性：针对于每条不同管道，数据不同，环境不同、评价技术更新，所以不同管道的管理方案均不同完整性管理的方法：基于规范预测的完整性管理方法和基于管道性能评价的完整性管理方法；完整性管理的主要环节:(一)、数据资料的收集和整合1．需要收集以及5类数据：设计、材料和施工数据；路由的数据；运行、维护、检测和修理数据；可能影响到的敏感地区的资料；事故和风险数据2．数据更新3．数据的整合和管理：需要一个通用的参考系统；建立完整性管理的专用数据库（二）、风险评估是完整性管理的核心通过风险评估计算出潜在风险的严重程度，对现役管道的潜在风险进行优先级排序，并采取措施进行维护，在此基础上确定目标风险管段进行再检测的时间间隔，从而有效监管管道的运行状态，减少突发性事故和合理使用维护费用（三）、管道的完整性评价1．对管道设备进行检测，评价检测结果2．评价故障类型及严重程度，分析其承载能力3．根据缺陷的性质和严重程度，评价其是否可以继续使用或者是如果使用，以及确定再次评价的周期腐蚀管道的检测技术：分为内检测技术和外检测技术（涂层检测、智能检测）内检测检测到的缺陷分为三类：1．几何形状异常（用测径器来检测）2．金属损失（用漏磁MFL，管壁厚度越大，精度越低，<12mm,检测之前需要清理管道）3．裂纹（使用超声波方法检测，使用GE-PII公司研发的UltraScan VM和UltraScan CD牌号的超声波检测装置，可检测管壁中间的缺陷，对于管壁厚度变化大的管线和管壁厚度超过漏磁设备的规格时，在UltraScan VM能够更好的适应；UltraScan CD检测器用超声横波，传播角度为45度，遇到裂纹返回传感器，通过测量声音传播的时间和折射波的振幅，计算缺陷的位置和大小；UltraScan CD是可靠检测各种最浅和最窄的裂纹以及细微的应力腐蚀开裂SCC的唯一检测器；一种新的超声波检测技术即电磁声波传感检测技术EMAT在研发中，特点是借助电子声波传感器，让超声波在一种弹性导电介质中得到激励，不需要机械接触或液体耦合）内检测技术的发展及目前存在的问题：GE-PII公司的SCOUTSCAN检测器是集测绘和腐蚀于一体的智能监测器，可以跟踪设备在管道中运行并且其在任意位置的坐标。
管道完整性管理规范
二、管道完整性评价的一般要求
应定期开展管道完整性评价
一 般 要 求
应根据风险评估结果、运行条件和经济条件 等因素选择适宜的管道完整性评价方法 当管道工艺条件变哈或封存管道再启用时 进行完整性评价 完整性评价人员应数值并掌握管道完整性评价的 方法和流程，了解管道工作原理和安全运行条件， 具备检测、材料和力学等知识及相关工作经验 应充分识别检测、评价与维修过程的危险有害 因素，并采取有效的安全防护措施
⑶ 输油管道压力试验： 输油管道的压力试验宜分段进行，试压压力、稳定 时间与合格标准见表一，具体参照GB/T16805和 GB50369执行。
表一 输油管道试压压力、稳压时间与合格标准 地区等级 一般地区 试压压力 稳压时间 建议试压压力及稳压时间 拟运行压力的1.1倍 24h
高后果区
试压压力
稳压时间
四、管道完整性评价的评价报告
完成评价后，应编制评价报告。评价报告主要内容包 括管道概况、使用的评价方法、评价参照的法规标准、评 价使用的管道相关参数、数据统计分析、完整性评价、评 价结论及维修维护建议、再检测计划建议和管道安全运行 建议等内容。 对与时间相关的缺陷，在再评价周期内，宜结合维修 或开挖测量结果修正评价报告。
二级地区
三级地区 四级地区
试压压力
稳压时间 试压压力 稳压时间 试压压力 稳压时间
拟运行压力的1.25倍
24h 拟运行压力的1.4倍 24h 拟运行压力的1.5倍 24h 压降≦1%试压压力，且压降≦0.1MPa
合格标准
3、直接评价：
⑴ 直接评价的适用条件： 直接评价适用于评价外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀等于时间 相关缺陷对管道完整性的影响，包括预评价、间接检测、直接 检查和后评价四个步骤。 ⑵ 直接评价的选用条件： a）不具备内检测或压力试验实施条件的管道； b）可满足经济有效地识别管道风险的要求； c）评价腐蚀控制系统的有效性。 ⑶ 直接评价参考的标准： a）埋地管道外腐蚀直接评价参照SY/T0087.1执行； b）液体管道内腐蚀直接评价参照NACE SP0208执行； c）干气管道内腐蚀直接评价参照NACE SP0206执行； d）湿气管道内腐蚀直接评价参照NACE SP0110执行； e）埋地管道应力腐蚀开裂直接评价参照NACE SP0204 执行。
油气田建立管道完整性管理体系的意义及建议
油气田建立管道完整性管理体系的意义及建议发布时间：2022-07-18T03:16:46.783Z 来源：《科学与技术》2022年第5期第3月作者：王雪[导读] 管道完整性管理是一个与时俱进的持续过程，管道的实效模式是一种时间依赖的模式王雪大庆油田工程建设公司，163000摘要：管道完整性管理是一个与时俱进的持续过程，管道的实效模式是一种时间依赖的模式。
腐蚀、老化、疲劳、自然灾害、机械损伤等能够引起管道失效的多种过程，随着岁月的流逝不断地侵蚀着管道，必须持续不断地对管道进行风险分析、检测、完整性评价、清洗、修复、人员培训等完整性管理，因此油气田建立管道完整性管理体系具有十分重要的意义。
关键词：油气田；管道完整性；管理体系0前言截至2020年底，我国油气管网规模已达到16.9万公里，预计到2025年，全国油气管网规模将达到24万公里，基本实现全国骨干线及支线联网。
油气介质的易燃、易爆等性质决定了其固有危险性，油气储运的工艺特殊性也决定了油气管道行业是高风险的产业。
管道的安全运行问题是社会公众、政府和企业关注的焦点，对各大油气田来说，管道运行管理的核心是“安全和经济”。
1管道完整性管理和管道完整性管理体系定义1.1管道完整性管理（Pipeline Integrity Management，PIM）管道完整性管理是指为保证管道的完整性而进行的一系列活动，具体指针对管道不断变化的因素，对管道面临的风险因素进行识别和评价，不断消除识别到的不利影响因素，采取各种风险消减措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终达到持续改进、减少管道事故、经济合理地保证管道安全运行的目的。
1.2管道完整性管理体系管道完整性管理体系的定义是针对完整性管理的计划、实施、效能、质量、评审、培训、持续改进等内容建立一套具有规定性、强制性、科学性的可执行、可操作、可遵循的管理文件、技术文件以及技术标准。
完整性管理体系分为管理体系和技术体系，管理体系分为管理程序文件、管理作业文件、管理手册等，技术体系分为专利技术、技术标准、技术成果、专有技术等，如图1-1所示。
第4部分：管道完整性评价导则
完整性评价报告一般包括如下内容：
1）概述；
2）管道概况；
3）完整性评价方法选择；
4)完整性评价；
5）结论与建议。
附录A
（
需要收集
需要收集的数据具体内容包括如下内容：
A.1管段属性
a）起始/结束位置；
b）材质；
c）直径；
d）壁厚；
e）设计温度及压力；
f）焊缝类型及焊缝系数；
g）制造商；
h）制造日期。
是
是+打磨和检查
是
是
可行但限制使用
是
是
是
是
15．深裂纹或划痕>0.4t
否
否
否
是
否
是
否
是
是
16．电阻焊缝上或附近缺陷
否
否
否
是+承压套管
否
是+承压套管
否
否
是
17．电阻焊选择性腐蚀
否
否
否
是+承压套管
否
是+承压套管
否
否
是
18．应力腐蚀
是+检查
是+打磨和检查
是
是
可行但限制使用
是
否
是
是
19．硬物
否
否
是
是
否
是
否
是
在开展完整性评价时，应优先选用内检测。基于内检测的缺陷评价程序详见本部分第5章。
4
对已建管道，压力试验一般在换管、升压运行、输送介质发生改变、封存管道启用等情况下选用。
油气管道的压力试验按照GB 50251、GB 50253和GB 50369等标准的要求进行。
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四、管道完整性评价的评价报告
完成评价后，应编制评价报告。评价报告主要内容包 括管道概况、使用的评价方法、评价参照的法规标准、评 价使用的管道相关参数、数据统计分析、完整性评价、评 价结论及维修维护建议、再检测计划建议和管道安全运行 建议等内容。 对与时间相关的缺陷，在再评价周期内，宜结合维修 或开挖测量结果修正评价报告。
三、管道完整性评价的评价方法
管道完整性评价方法包括：内检测评价、压力实验和 直接评价三种方法。 1、内检测评价： 常用的内检测方法包括变形内检测、漏磁内检测、 超声内检测、中心线测绘内检测等。内检测前应基于检测 目的和检测对象选择合适的内检测方法，并使内检测器的 能力和性能与管道检测的需求相适应，同时应评估管道的 可检测性。
机动设备科 2016.1
目
• • • •
录
一、管道完整性评价的范围及含义 二、管道完整性评价的一般要求 三、管道完整性评价的评价方法 四、管道完整性评价的评价报告
一、管道完整性评价的范围及含义
1、范围： 管道完整性评价属于 Q/SY1180《管道完整性管理 规范》的第四部分，其规定了油气管道完整性评价的内容 和方法，本部分适用于油气管道的完整性评价。 2、含义： 管道完整性评价是管道完整性管理的核心环节之一， 是一种用于验证油气长距离输送管道的管体完整性的方法， 通过管道完整性评价，可确定管道的状况，制定响应计划， 降低管道风险。
⑴ 内检测完整性评价步骤如下：
开展内检测
收集评价数据
统计分析缺陷数据
确定缺陷评价方法 确定再检测周期 不满足准则 开展适应性评价 满足准则 无需采取措施 给出结论与建议 评价准则
⑵ 内检测完整性评价步骤的简要说明：
a、明确被评价的对象和范围，收集完整性评价所需 的数据包括：管段属性、建设数据、运行数据、检测数据、 载荷数据、力学性能数据和其他数据等。 b、确定缺陷评价方法应基于收集整合的评价数据， 根据缺陷性质和材料力学性能，充分考虑缺陷处管道承受 的各种载荷与可能的失效模式，选择合适的缺陷适用性评 价方法。常用缺陷评价方法是通过分析管道的腐蚀、划痕、 管体制造缺陷、凹陷、焊缝缺陷及裂纹等缺陷类型来确定。 c、开展适用性评价时常参考的缺陷响应准则有：腐 蚀缺陷的响应准则、划痕的响应准则、裂纹的响应准则、 凹陷的响应准则、焊缝缺陷的响应准则、安全系数和腐蚀 增长速率计算。
二、管道完整性评价的一般要求
应定期开展管道完整性评价
一 般 要 求
应根据风险评估结果、运行条件和经济条件 等因素选择适宜的管道完整性评价方法 当管道工艺条件变哈或封存管道再启用时 进行完流程，了解管道工作原理和安全运行条件， 具备检测、材料和力学等知识及相关工作经验 应充分识别检测、评价与维修过程的危险有害 因素，并采取有效的安全防护措施
2、压力试验：
⑴ 压力试验的适用条件：
压力试验适用于直接验证管道当前状态的承压能力， 评价结果不宜用于判定试压后长期运行的承压能力。 ⑵ 压力试验的选用条件： a）在役管道改变输送介质类型或提高运行压力前； b）停输超过一年以上管道再启动或封存管道再启用 前； c）在役管道输送工艺条件发生重大变化的； d）在役管道的更换管段； e）经过分析需要开展压力试验的。
⑶ 输油管道压力试验： 输油管道的压力试验宜分段进行，试压压力、稳定 时间与合格标准见表一，具体参照GB/T16805和 GB50369执行。
表一 输油管道试压压力、稳压时间与合格标准 地区等级 一般地区 试压压力 稳压时间 建议试压压力及稳压时间 拟运行压力的1.1倍 24h
高后果区
试压压力
稳压时间
拟运行压力的1.25倍
24h 压降≦1%试压压力，且压降≦0.1MPa
合格标准
⑷ 输气管道压力试验： 输气压力管道的压力试验宜分段进行，试压压力、 稳定时间与合格标准见表二，具体参照GB50369和 SY/T5922-2012的第9章执行。
表一 输气管道试压压力、稳压时间与合格标准 地区等级 一级地区 试压压力 稳压时间 建议试压压力及稳压时间 拟运行压力的1.1倍 24h
二级地区
三级地区 四级地区
试压压力
稳压时间 试压压力 稳压时间 试压压力 稳压时间
拟运行压力的1.25倍
24h 拟运行压力的1.4倍 24h 拟运行压力的1.5倍 24h 压降≦1%试压压力，且压降≦0.1MPa
合格标准
3、直接评价：
⑴ 直接评价的适用条件： 直接评价适用于评价外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀等于时间 相关缺陷对管道完整性的影响，包括预评价、间接检测、直接 检查和后评价四个步骤。 ⑵ 直接评价的选用条件： a）不具备内检测或压力试验实施条件的管道； b）可满足经济有效地识别管道风险的要求； c）评价腐蚀控制系统的有效性。 ⑶ 直接评价参考的标准： a）埋地管道外腐蚀直接评价参照SY/T0087.1执行； b）液体管道内腐蚀直接评价参照NACE SP0208执行； c）干气管道内腐蚀直接评价参照NACE SP0206执行； d）湿气管道内腐蚀直接评价参照NACE SP0110执行； e）埋地管道应力腐蚀开裂直接评价参照NACE SP0204 执行。