长输管道智能内检测管理规定
赛莱默长距离输水管线安全监测及检测智慧化解决方案
66一、应用背景长距离输水管线多应用于跨区域的调水工程、城市水源工程、工业输水工程及农田灌溉等领域，具有距离长、口径大、运行压力高、输水量大等特点。
在实际应用中，受不同管材、管道埋设环境恶劣、安装方式差异、运营管理水平参差不齐等多种因素影响，长输管线安全运行存在如下风险：①水锤问题：带压长输管线在输水过程中，水流急剧变化会引起管道压力随之发生急剧变化，形成超出正常管道运行压力几倍甚至几十倍的水击，这种现象会破坏管道、阀门及其他附属物，长此以往还会增大管线发生故障的风险。
②水量安全：长输管线口径大、压力高，且大多数安装在位置偏远、人烟稀少的地区，一旦管道位移、腐蚀或现场安装不当，则容易出现突发性的爆管或在管道接头处发生不易察觉的小泄漏，导致大量的水资源流失。
③排气阀异常运行：长距离封闭输水管线上安装排气阀是最常见的消除水锤方法之一，但目前由于缺少对排气阀是否选型正确或布置合适、验证排气阀是否为正常有效工作状态的判断，弥合水锤造成的管道安全运行隐患仍未减轻。
④PCCP （预应力钢筒混凝土管）断丝安全：PCCP管因口径大、承压高的独特性广泛应用于很多调水工程中。
PCCP的强度取决于缠绕在管芯上的高强钢丝，有多种原因会导致钢丝损伤或腐蚀，达到一定程度后就会出现断裂，进而发生爆管事故。
二、方案简介赛莱默长输管线的安全监测及检测智慧化解决方案集合了实时监测和定期检测两项功能，基于先进的硬件监测设备，通过4G、NB-IoT无线传输或分布式光缆赛莱默长距离输水管线安全监测及检测智慧化解决方案杜晓蕾，顾 遥，王五平等有线传输方式获取监测数据，结合大数据分析、机器学习等人工智能技术，对海量的管线感知数据进行分析；同时，还可将多样化检测技术获取的管线状态信息纳入管线工程分析模型，从而实现对长输管线运营的长期实时安全监控以及定期安全状态评估，辅助用户制定主动的管线维护以及前瞻性的资产管理计划，为长距离输水管线提供全天候、全方位的安全守护。
科技成果——长输油气管道内检测系统
科技成果——长输油气管道内检测系统所属领域油气储运成果简介近20年来，管线工业得到迅速发展，长输管道运行安全性成了一个关系到国计民生的重大问题。
管道内检测系统由管道漏磁内检测系统（俗称智能PIG）和管道变径内检测系统组成，管道漏磁内检测系统应用漏磁检测原理对输送管道进行在线无损检测，为管道运行、维护及安全评价提供科学依据。
管道漏磁内检测系统以管道输送介质为行进动力，在管道中行走，对管道进行在线直接无损检测是当前国内外公认的主要的管道检测手段。
该系统完成长输油/气管道缺陷检测，完成管道缺陷、管壁变化、管壁材质变化、缺陷内外分辨、管道特征（管箍、补疤、弯头、焊缝和三通等）识别检测，可提供缺陷面积、程度、方位和位置等全面信息。
管道变径内检测系统完成管道机械变形的检测功能，变径管道检测器在管道中由输送介质推动，在管道内运行，完成管道机械变形检测，变径管道检测器由机械变形传感器、计算机数据处理系统和定位系统组成。
应用范围φ159-φ1400各规格钢质长输油/气管技术特点管道漏磁内检测系统性能指标获奖情况2001年11月通过了国家自然科学基金委员会组织的鉴定，认为在主要指标上达到国际先进水平。
该项目2004年获国家科技进步二等奖，2003年获辽宁省科技进步一等奖。
该项目取得了一系列漏磁管道探伤理论成果，添补国内空白，打破国际垄断，同时为项目应用企业取得了巨大的经济效益和社会效益。
专利情况授权发明专利1项，申请发明专利9项。
技术水平国际先进生产使用条件适用于国内外已使用的钢质长输油气管道。
市场前景目前我国在役长距离油/气输送管道总长约3万公里，在建和拟建的西部十余条管线长达近万公里。
近年来，国内管道故障时常发生，一般事故将造成上百万乃至几百万的经济损失，且造成环境污染，所以管道运行检测在国内已引起高度关注。
管道内检测是管道检测的直接有效手段，在国际上属于垄断技术，每套设备标价几百万至几千万美元，且不易购买。
国外公司在我国进行管道检测的服务费用亦十分昂贵，每公里检测费用达上万美元。
智能腐蚀内检测器操作规程
1、目的（1）为了规范现场操作人员行为，使其在智能腐蚀内检测器各步骤的操作严格按规程作业，达到安全检测的目的，特制订本规程。
（2）本细则明确规定了现场操作智能腐蚀内检测器各步骤的准备、步骤、技术等要求。
2、适用范围本文件适用于公司智能腐蚀内检测的过程管理。
3、操作要求在运行智能检测器前，将根据管道的具体情况进行一系列的测试，保障管道内检测器顺利运行。
a、检测前的调试、校准①部件测试校准检测设备的过程中，全部电子部件，包括所有的单独部件，都将被测试以保证包括传感器和软件在内的所有装置都能正常工作。
②整机测试在设备动员到现场前，检测公司将对整机进行测试。
包括在作业现场使用的计算机和程序在内的测试。
③现场测试当设备动员到现场后，根据现场具体情况对管道内检测器进行标定校准等测试，对检测设备和附属设备进行现场检查，现场调试，确保检测设备及附属设备工作正常。
b、发送检测器将漏磁检测设备从调试架转移到发射架上，将载有智能检测设备的发射架转移到发射球筒盲板前，就位后，由业主负责输气流程的切换和开盲板操作，盲板开启后，将载有漏磁检测设备的发射架转移到发球筒开口处，确保发球筒托盘与发球筒的位置在轴向和水平方向上保持一致。
确保不损坏筒盖密封圈。
图：将内检测器推入发射球筒顶视图为了推动内检测器的电池部分，使用多根铁杆穿过内检测器后端的皮碗上的预先留置的孔，顶到内检测器的电池部分。
在内检测器后使用托盘上的顶板顶住铁杆后段。
通过紧绳夹提供的推力推动内检测器进入发射球筒中，并且保证内检测器的前端的皮碗顶住发射球筒和管道间的大小头处，保障漏磁检测器可以顺利进入管道中。
当漏磁检测器装入合适的位置后，检测公司将发射架从球筒开口处移开，由业主负责关盲板，并进行输气流程切换，将漏磁检测设备按照合适的运行条件发出。
检测公司人员待漏磁检测器发出后，将在业主的协助下，跟踪漏磁检测仪器，确认检测仪器安全顺利通过管线。
检测公司在检测器每通过阀室或检测器接近收球筒是汇报业主。
长输管线、集输管道智能检测
ROSEN对中国石***油田**项目技术规格要求的详细说明目录1.ROSEN资质证明 (3)2.管道检测环境及数据说明 (6)2.1ROSEN对高含酸气田的管道检测 (7)2.2针对**管道规格的说明 (7)3.智能检测的主要任务 (8)3.1ROSEN对碳钢管道的检测建议 (8)3.2ROSEN对镍基复合管的检测建议 (8)3.3ROSEN可提供的检测内容列表 (8)4.ROSEN检测设备介绍 (10)4.1ROSEN预检测清管及测量技术[1ST AND 2ND R UNNING] (10)4.2ROSEN几何变形检测(EGP) (10)4.3ROSEN金属损失检测(CDP) (10)4.4ROSEN轴向裂纹检测(AFD) (11)5现场检测时间和动力 (11)5.1第一遍检测 (11)5.2第二遍检测 (12)5.3ROSEN对将来检测的建议 (12)6ROSEN检测精度 (13)6.1ROSEN几何检测精度 (13)6.2ROSEN定位精度 (13)6.3ROSEN金属损失检测精度 (13)7客户要求的资料提交 (15)7.1ROSEN投标文件的提交 (16)7.2ROSEN的书面报告 (18)8ROSEN数据分析软件ROSOFT (18)8.1ROSOF数据分析软件介绍 (18)8.2**客户的软件培训计划 (19)9检测成果交付及验收 (19)10中石化的附加要求 (20)10.1ROSEN人员的资质和经验 (20)10.2ROSEN管道检测服务的商业条款 (20)10.3ROSEN报价 (21)本部分文件（第二部分）将针对前一部分（第一部分）ROSEN对中国石***油田分公司**项目技术规范要求提供更进一步的详细技术信息。
1. ROSEN资质证明ROSEN远东（前H.Rosen工程股份有限公司）自1995年起已经获得EN ISO 9001:2000 / EN ISO14001:2004 / OHSAS 18001:1999等多项资质证明。
浅析长输管道清管及内检测
浅析长输管道清管及内检测随着长输管道的投产和长时间运行，管道的清洁度、使用寿命和安全系数降低。
面临国内复杂多变的危化产品爆炸多发现象，需要有针对性的对管道进行清管、内部检测、维修与护理，达到清除管道内的杂物、精确的了解管道内部腐蚀情况的目的，确保管道安全运行，减少给企业和周边居民造成的影响和损失，延长管道的使用年限和寿命。
标签：管道；清管；内检测；安全1 前言管道清管及检测是长输天然气管道投产或运行中的一项重要工作，保证管道正常运行。
随着国内部分天然气管道的长时间投产运行、国内复杂多变的危化产品爆炸多发现象，给国家、社会和人民造成了巨大损失。
清管和内检测是长输管道安全运行的重要环节，本文针对管道清管和内检测做出分析。
2 管道清管2.1 清管器及收发球筒管道清管主要设备包含清管器、收发球筒及通球指示仪等。
（1）常用清管器类型。
清管器是长距离输油、输气管道运行作业中不可缺少的工具，对在役管道的清理杂物、除污具有良好的作业效果，目前已得到广泛应用。
常用的清管器类型有泡沫清管器、橡胶清管器、皮碗清管器以及正在逐步普及的智能清管器。
（2）收发球筒。
清管器收、发装置包括收、发球筒，工艺管线，阀门以及装卸工具和通球指示器等辅助设备。
收发球筒的设计长度应能满足发送最长清管装置的需要，发球筒一般不应小于筒径的3～4倍。
接收筒应当更长一些，其长度一般不小于筒径4～6倍，除容纳清管器和检测器外，还需满足管道清管杂物的空间。
2.2 管道清管的工作原理管道在建成投产初期和运行期间，都会进行清理作业。
清管器依托收发球筒实现发送和接收，依靠其在管道内产生的刮削和冲刷实现对管线的除锈、清污、清扫、测径等目的。
（1）新建管线在投产试运行前，管道中夹杂着较多的施工垃圾和介质杂质。
为保证管道工程的顺利投产，介质的稳定流通，一般在管道投产初期清管作业尤为重要和频繁。
管道投产前一般采用空压机等外部推力来推动清管器前进，管道运行后运用内介质实现清管器的推送。
油气长输管道定期检验细则模版
油气长输管道定期检验细则模版一、检验目的和依据1.目的本检验旨在确保油气长输管道的安全运行及预防事故的发生，保护环境和人身财产安全。
2.依据本检验依据国家相关法律法规和标准，包括《石油和天然气管道定期检验技术规范》等进行。
二、检验范围和周期1.范围本次检验范围包括油气长输管道的全线设备、工艺装置以及相关附属设施。
2.周期油气长输管道定期检验周期为每年一次，具体时间由管理部门根据实际情况确定。
三、检验项目及内容1.管道外观及防腐检查包括对管道外观进行检查，确认是否有明显破损、锈蚀等情况，并对防腐层进行检测和评估。
2.管道材质和强度检验对管道材质进行抽样检测，确认材质的可靠性和适用性，并进行管道强度测试，确保管道的结构安全。
3.管道压力测试以标准工作压力为基准，对管道进行压力测试，确保管道的耐压性和密封性。
4.管道泄漏检测利用现场泄漏检测仪器，对管道进行泄漏检测，排除潜在的泄漏隐患。
5.阀门和管道连接件检查检查管道上的阀门和连接件，确认是否有异常磨损、松动等情况，并进行必要的维护和更换。
6.管道设备安全防护检查对管道上的设备和安全防护装置进行检查，确保其功能正常，避免事故发生。
7.管道油气品质检测抽取油气样品进行质量检测，排除管道内沉积物、杂质等对油气品质的影响。
四、检验程序和要求1.组织人员组织检验的人员应具备相关技术资质和经验，并按照检验要求进行操作。
2.检验准备提前做好检验计划和准备工作，包括检验仪器设备的校准和准备，确保检验过程的顺利进行。
3.检验过程按照上述检验项目的内容，依次进行检验和测试，记录检验数据和结果，并进行分析和评估。
4.检验报告编制检验报告，详细记录检验的过程、结果和评估，并提出相应的管道维护和修复建议。
五、附则1.本细则适用于所有油气长输管道的定期检验，检验单位应在检验过程中遵守相关的操作规范和安全规定。
2.对于发现的异常情况和问题，检验单位应及时向管理部门报告，并根据情况采取相应的措施进行处理。
长输管道内检测数据比对方法
长输管道内检测数据比对方法一、引言随着长输管道的建设和使用量的增加，对于管道的安全运行和维护变得尤为重要。
其中，内检测数据的比对方法在管道的维护中起着至关重要的作用。
本文将深入探讨长输管道内检测数据比对方法的原理、应用以及未来发展方向。
二、长输管道内检测数据比对方法的原理长输管道内检测数据比对方法主要通过对管道内部的传感器数据进行比对，检测管道中可能存在的问题或异常。
该方法主要包括数据收集、数据处理和数据分析等步骤。
2.1 数据收集数据收集是长输管道内检测数据比对方法的首要步骤。
在管道内部安装传感器，通过传感器采集管道内部的数据，如温度、压力、流速等。
同时，还可以利用机器视觉等技术获取管道内部的图像数据。
2.2 数据处理数据处理是将收集到的原始数据进行预处理和清洗的过程。
主要包括数据去噪、异常值处理和数据校准等。
其中，数据去噪可以使用滤波算法，如均值滤波、中值滤波等。
异常值处理可以通过统计分析等方法找出并剔除异常值。
数据校准则是对数据进行校准，确保数据的准确性。
2.3 数据分析数据分析是将经过处理的数据进行统计分析和模型建立的过程。
通过对比不同时间段或不同地点的数据，可以找出潜在的问题或异常。
常用的数据分析方法包括时间序列分析、频谱分析、主成分分析等。
根据分析结果可以选择相应的措施进行管道的维护和修复。
三、长输管道内检测数据比对方法的应用长输管道内检测数据比对方法在管道的维护和检修中有着广泛的应用。
主要体现在以下几个方面：3.1 检测管道的漏损和腐蚀通过对比不同时期的数据，可以检测管道的漏损和腐蚀情况。
例如，对比两个时间段的压力数据，如果发现压力下降，则可能存在泄漏情况。
对比两个时间段的温度数据，如果发现温度上升，则可能存在腐蚀情况。
3.2 监测管道的运行状态通过对比不同地点或不同时间段的数据，可以监测管道的运行状态。
例如，对比不同地点的流速数据，可以查找是否存在流速异常的情况。
对比不同时间段的震动数据，可以判断管道是否存在振动问题。
智能检测缺陷评估规程
智能检测缺陷评估规程1 目的为了规范本公司的管道智能检测缺陷评估，特制定本细则。
2 使用范围本细则适用于管道智能检测缺陷评估。
3 评估流程智能检测缺陷评估是基于漏磁检测和几何检测报告，对检测中发现的管道缺陷、异常等进行即时和未来评估，并提出合理的修复和管理建议，以确保管道在安全、可控的条件下生产运行。
智能检测缺陷评估主要工作包括资料收集与整理、数据分析与评价、修复计划及建议、提交最终成果。
3.1资料收集与整理智能检测缺陷评估所需的资料包括：1.检测报告：✧管道智能清管检测说明书；✧智能检测报告（中文版、英文版）；✧几何检测报告（中文版、英文版）；✧智能检测与几何检测电子表格数据；✧现场开挖验证报告；✧检测报告光盘。
2.管道资料：✧管道基本情况简介、运行参数相关资料；✧沿线地区等级相关资料（例如风险评价报告、高后果区识别报告等）；✧管道测绘资料；✧管道与场站管理系统中的管道内检测信息表；✧以往检测报告（包括智能检测报告、常规检测报告等）。
原始数据的准确性决定了缺陷评估结果的质量。
因此在尽可能多的收集相关资料的基础上，评价人还应根据实际情况到现场进行确认。
3.2 数据分析与评价分析与评价管道智能检测数据（包括但不限于）:1)检测结果分析：主要包括腐蚀缺陷分析、制造缺陷分析、金属物分析、凹陷分析、环焊缝异常分析、偏心套管分析等。
通过统计分析缺陷、异常在管道上里程、管道时钟方位等的分布情况，找出其中的规律。
分析出造成缺陷和异常的原因，为后面提出针对性地管理措施提供依据。
2)未来腐蚀分析：包括内外腐蚀的全寿命腐蚀分析、半寿命腐蚀分析等，根据管道实际运行情况和检测结果选取适合的腐蚀分析方法。
在分析时假定管道内、外腐蚀环境不发生重大变化，根据内、外腐蚀各自的腐蚀速率分析多年后缺陷的腐蚀状况。
3)两次内检测结果对比分析如果管道已进行了两次智能检测，以管节为基础，将管线两次检测的数据置于同一管节进行校准，以确保管道的相应区域进行了对比。
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通用业务制度-实施类1 基本要求1.1 目的为了规范长输管道在线智能内检测及其数据的管理，以及操作程序、基本要求、安全操作与预防风险程序，确保管道本体安全，特制定本规定。
1.2 适用范围本规定适用于中国石化天然气分公司所属管道在线智能内检测的管理。
1.3 管理目标规范智能内检测操作与管理，确定内检测管理的技术需求、检测条件、检测器选择、检测指标、检测周期、内检测操作运行、数据报告提交等要求，通过检测掌握管道本体状况和及时发现缺陷，进行有效的修复，保证管道承压能力，实施管道本体安全的目标。
1.4 术语1.4.1 管道智能内检测借助于流体压差使检测器在管道内运动，实时采集并记录管道信息的检测器所完成的检测，检测出管道缺陷（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（管节与壁厚、焊缝、三通、弯头等）的方法。
1.4.2 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。
1.4.3 漏磁腐蚀检测以检测管壁腐蚀、机械损伤等金属损失为目的所实施的管道内检测。
2 职责2.1 管道管理部2.1.2 负责公司管道在线内检测的制度、标准的制定,确定管道检测频率。
2.1.2 负责对各单位在线内检测方案和计划的审核，对实施情况进行协调、指导、检查，提供技术支持及专业培训。
2.1.3 负责对公司所属管道在线内检测数据的统计分析和管理。
2.1.4 负责对公司所属管道内检测缺陷评价的统计分析和管理，并对缺陷修复计划、控制措施进行审核和实施监督。
2.2 生产运行部2.2.1 负责对公司所属管道在线内检测过程中气量调度方案的审批。
2.2.2 对管道在线内检测需要调压调量等提供工艺操作及其他相关技术支持。
2.3 管道管理公司2.2.1 负责所辖管道内检测计划制定。
2.2.2 负责所辖管道内检测具体检测方案的制定并负责实施。
2.2.3 负责所辖管道内检测气量调度方案的制定及实施。
2.2.4 负责所辖管道内检测过程的全面管理。
2.2.5 负责现场开挖结果的确认和内检测项目的验收工作。
2.2.6 负责所辖管道内检测数据的分析统计和数据管理。
2.2.7 负责所辖管道内检测缺陷的评价、监测和修复。
3 周期与计划3.1 内检测周期3.1.1 新建管道在投用后三年内完成基线内检测。
3.1.2 再次进行内检测的时间间隔，应根据上次检测情况、管道运行安全状况及完整性评价结果综合确定，最大评价时间间隔应符合表1要求。
表1 内检测时间间隔表3.1.3 管道高后果区经评价管道内检测的时间间隔可不超过8年。
3.1.4 特殊情况如存在缺陷、承受交变载荷、易发生腐蚀等应加密检测。
3.2 内检测计划3.2.1 根据规范和风险控制要求，定期、有序、有计划的进行管道在线内检测，3.2.2 根据公司整体管道的情况，统筹安排所属管道的内检测计划。
3.2.3 每年10月，各管道管理公司应根据未检测管道、已检测管道的状况等制定内检测计划，明确管道（或管段）实施内检测的长度、检测方式（几何变形检测、漏磁腐蚀检测、XZY坐标定位检测等）与技术要求，并上报公司。
4 内检测应具备的条件4.1 建设期要求4.1.1 管道系统的设计应保障内检测器的可通过性，考虑如下因素：（1）安装永久收发球筒或预留连接临时收发球筒的接口，收发球筒前应留有足够的作业空间和安全距离；（2）上下游收发球筒间距宜在150km以内，最长原则上不超过200km。
对投产后可能存在杂质较多、管道结垢或者管道内表面对清管器磨损严重的管道，应适当缩短间距；（3）收发球筒应满足使用内检测器的长度的要求。
平衡管、阀门、三通等附件的设置满足清管和内检测的要求；（4）最小允许弯管曲率半径；（5）最大允许的内径变化；（6）支管连接设计及线管材料兼容性；（7）内涂层与内检测的相互影响；（8）过球指示器；（9）旁通与盲板的间距；（10）在确定球筒方位时应考虑进入路线和相邻设施的安全。
4.1.2 投运或竣工验收前宜开展内检测，对其发现的特征进行分类，依据相关施工标准的要求进行修复，并记录在案。
4.1.3 投运前或投运后3年内的基线检测与评价结论可以作为工程验收依据。
4.2 运行要求被检测管道应满足规定的管道（三通、弯头、阀门、管道斜接、直管段变形等）、收发球筒、里程桩与标记、运行压力、输气量速度和输气量要求的管道检测条件。
5 内检测管理5.1 应建立内检测管理程序。
检测机构（公司）资质要求应满足特种设备相关法律法规规定。
5.2 管道检测前应当按照有关安全技术规范及其相关标准进行风险预评估。
综合考虑风险评价建议和管道缺陷特征等确定需要选择的检测器类型，制定内检测计划。
应优先采用高精度内检测器。
5.2 内检测器的适用性取决于待检测管道的条件和检测目标与检测器之间是否匹配。
检测器类型及适用性的一般性分类参见附录A，常见的检测技术性能规格（最低标准）见附录B。
检测服务方的技术资质应符合GB 32167《油气输送管道完整性管理规范》规定。
当检测服务方能够证明或承诺其检测设备、数据分析人员达到上述标准要求时，可认可其具有检测资格。
宜通过牵引试验或开挖验证等程序验证其资格与能力，也可参照检测服务方提供的验证结果或第三方评估结论。
评价达到标准要求后，方可具备允许检测条件。
5.3 首次应用的内检测技术、新设备或检测新的缺陷类型应进行检测性能验证，验证方法可选择牵引试验验证或者依据检测结果开挖验证。
5.4 应定期进行清管作业，保持管道的可检测性。
管道内检测前应进行清管。
5.5 检测设备可具有单一功能，也可将多种功能组合在一起使用。
5.6 管道管理单位和检测服务方宜指派代表共同分析待检测管道和检测器性能是否满足管道检测需求。
检测器的选择依赖于管道的检测条件和检测所需达到的目的。
5.7 应根据以下条件评价内检测方法的可靠性：（1）检测多种异常的能力；（2）检测器性能规格和置信水平（如异常的检出率、分类和量化）；（3）检测服务方使用这种检测方法的历史与业绩；（4）成功/失败率；（5）检测器检测数据是否能覆盖管段的全长和全圆周。
5.8 制定详细的检测方案检测方案包括以下内容：（1）管道内检测的工作内容；（2）需要参与的各方组织机构及各自职责范围；（3）清管器性能要求和效果要求，并推荐所应使用的清管装置；（4）推荐应使用的缺陷检测技术；（5）确认内检测设备运行中的程序和步骤；（6）球速控制方案与日程安排；（7）确认使用的跟踪设备以及是否进行连续或离散跟踪；（8）确认用在检测设备中的基准定位系统；（9）检测数据处理和报告要求；（10）验收方法和验收。
5.9 制定风险预控应急预案5.9.1对检测过程中可能遇到的意外事故进行预测并制定相应的应急预案。
应急预案应按照公司的应急管理程序进行审批。
5.9.2 预防性措施包括但不限于：（1）对清管和内检测项目相关工作人员提前进行安全风险及防范措施培训；（2）应识别清管过程中由于污物过多，管道变形等造成清管器卡停的风险，并制定相应的预防措施；（3）检测期间，现场配齐消除设施和人员；（4）确保地面跟踪器到位；（5）确保维抢修人员和物资到位；（6）针对清管/检测器皮碗失去驱动的风险，应提前对皮碗的磨损或可能造成失去驱动的弯头处进行识别、分析并采取相应措施；（7）针对清管/检测器卡停的风险，应提前对管道可能存在大变形、支管等位置进行识别、分析并采取相应措施，对沿线阀门进行排查，确保内检测器运行时阀门保持在全开位置；（8）针对清管/检测器在管道中跑偏或解体的风险，清管/内检测方应提前对清管/检测器各部件进行检查，管道企业宜对管道流量变化较大或者管道存在较大落差处进行识别、分析并采取相应措施，在检测器运行过程中，提前安排人员值守监听；（9）针对内检测过程中工艺流程切换可能导致内检测器运行异常的风险，内检测实施过程中应尽量保持工艺平稳，如必须进行切换，则应选择检测器在较平缓的区域时进行操作；（10）制定升压顶球方案、放置救援球顶球方案和切管取球等应对预案。
5.10 成立组织机构为顺利完成检测任务，须成立检测领导小组和项目管理部，由甲乙双方人员共同组成。
并设立检测协调、气量调度、设备技术、收发球跟踪、安全监督等专业操作机构,配齐专业人员。
5.11 内检测实施流程可按照图5.11中推荐的进行。
图5.11 内检测实施流程6 内检测实施6.1 内检测的内容内检测内容一般包括管道检测前清管和结果评估、管道几何变形检测、管道漏磁腐蚀检测、定位检测、开挖验证、检测报告和完整性评价、内检测数据与管道数据系统的整合、内检测数据展示、评价软件及培训、完整性报告成果、检测缺陷修复方法建议等。
6.2 基础数据收集6.2.1 在实施检测前，按照要求收集与检测相关的管道建设、维修资料及以往的检测结果，详细填写管道调查表，并与检测单位对管道调查表中的内容进行现场勘察和核实。
6.2.2 管道企业应填写管道调查表，提供进行内检测的管道属性，以评价管道内检测的可行性。
调查的内容应包括：（1）管材等级、焊缝类型、长度、管径、壁厚和高程；（2）已知的限制点、弯头、椭圆变形、无挡条三通等检测器可能需要通过的位置；（3）发球筒和收球筒装置结构及尺寸；（4）管道清洁度评价；（5）管道输送介质类型及其流量、压力和温度。
6.3 清管6.3.1 内检测器运行前应对管道进行清管，提高管道清洁度以获得高质量检测数据。
内检测前的清管作业一般为两个阶段：第一阶段为简易清管与测径，判断管道通过能力。
第二阶段为强化清管至满足检测要求，可采用混合清管器、直板清管器、测径清管器、丝刷清管器及磁性清管器或组合清管器对管道内部杂物进行清管，以达到内检测技术要求。
清管过程中应在阀室、重要河流两岸等进行跟踪。
6.3.2 在连续运行一系列的强力清管器后，清管器推出的管道内固体物质不超过内检测所要求的重量时，可运行内检测器。
6.3.3 如验证清管器推出的管道内固体物质大于检测器要求，可按照以下方式处理：增加的连续两次清管清出的固体物质数量相等或减少时，经检测方现场工程师评价，达到检测要求时，可不再进行继续清管，转入检测程序；如仍旧达不到检测要求，则检测方与管道企业协商改进清管方案。
6.3.4 由于管道杂质过多造成的检测失效或数据降级至达不到标准要求时，应重新检测。
6.4 内检测现场运行6.4.1 内检测的实施过程可参考GB/T 27699《钢制管道内检测技术规范》相关的规定。
6.4.2 管道企业负责内检测过程中的应急准备和工艺操作。
6.5 定位检测（IMU）精确的定位是连接内检测数据与完整性管理的基础，管道内检测宜进行定位检测。
6.5.1 定位坐标可以统一所有检测结果,提高定位准确率。
对每节环焊缝定位间隔在5cm。
6.5.2 定位检测可达到管道位移的测量，为下次检测提供位移变化的准确定位，以及测定管道应力变化。