检测开始前、应制定合适的内检测流程。内检测可按图1中推荐的实施流程进行。

图1管道内检测实施流程

宜根据管道存在的危害因素、历更检测情况及风险评估结果确定检测的目的和目标，并便选择的 检测技术及设备的检测能力和性能规格与管道检测的需求相适应。常见内检测器类型与检测用途参 附录A。 选择内检测器时纸箱标准，应考虑的因素包括但不限： a）检测概率（POD）； b）检测读值！ c）类型识别能力： d）尺寸量化精度 e）特征定位精度， f）置信度； g）传感器采样频率或采样间距； 小）壁厚范国： i）速度范围： j）温度范围； k）压力范围； 1）可通过的湾头的最小曲率半径： m）可通过的最小内径， n）检测器长度、重量和节数： 0）发送和运行检测器所需的压差： P）单次运行所能检测的管道长度（由运行时间和管道条件等共同决定）： q）收、发球筒的尺寸和操作空间： 「）收、发球筒阀门和大小头（异径管）之间的最小距离： s）电池类型及电池寿命： (）检测器发生卡停时泄流指示。

6.2检测器性能规格要求

6.2.1内检测器性能规格应规定探测、定位、识别、表征和量化管道异常和特征的能力，包括但不限 于异常或特征的类型、检测阐值和检测概率（POD）、识别概率（POI)、量化精度、定位精度以及各 种限制，具体指标按附录B执行。 6.2.2检测服务方应通过有效的统计方法建立内检测器在特定管道运行时的性能规格，不同类型内检 测器性能规格参见附录C。 6.2.3几何变形检测的性能规格应满足： a）凹陷、椭圆度、褶皱、屈曲、鼓胀和焊缝的POI大于90%。 b）阀门、三通、弯头、壁厚变化等特征的POI大于98%。 c）几何变形尺寸量化精度满足表1的要求，特征定位精度满足表2的要求。 6.2.4漏磁检测的性能规格应满足： a）内/外金属损失、凹陷、偏心套管、部件和焊缝的POI大于90%。 b）阀门、三通、弯头、壁厚变化等特征的POI大于98%。 C）具备识别惧缝异常并对惧缝显觉进行分级的能力

6.2.4滑磁检测的性能规格应

表1几何变形尺寸量化精度

L何变形检测特征定位精

d）具备识别已发生腐蚀迹象的补口失效能力， e）金属损失尺寸量化精度满足表3的要求，特征定位精度满足表4的要求

表3金属损失尺寸量化精度

注，WT为钢管壁厚，A的定义见附录D，

表4漏磁检测特征定位精度

6.2.5超声测厚检测的性能规格应满足：

a）内/外金属损失、夹层、部件和焊缝的PO1大于90% b）阀门、三通、弯头、壁厚变化等特征的POI大于98%。 c）金属损失尺寸量化精度满足表5的要求，特征定位精度满足表6的要求。

表5金属损失尺寸量化精度

表6超声测厚检测特征定位精度

超声裂纹检测的性能规格应满足： ）对于长度25mm以上、母材中深度1mm以上或焊缝中深度2mm以上的裂纹，POD大于90% ）裂纹尺寸量化精度满足表7的要求，特征定位精度满足表8的要求。

6.2.6超声裂纹检测的性能规格应满足：

表7裂纹尺寸量化精度

表8超声裂纹检测特征定位精度

惯性测绘检测的性能规格应满足

面参考点之间的距离小于1km时的定位偏差不大于±1m。 次检测应识别出曲率半径小于400D（D为管道直径）的弯曲变形特征，重复检测应识别出 率半径小于2500D的弯曲变形变化特征。

6.3管道检测条件评估

B退 道检测的限制进行更新和改造。 管道运营方应向检测服务方提供管道调查表（调查表示例参见附录E），列出待检管道的物理 和运行条件，以便检测服务方评估管道条件是否满足检测器运行，评估应至少包括以下内容： a）收发球条件，包括但不限于： 1）收发球筒的尺寸：检测服务方应评估发球简与收球筒尺寸的适用性。 2）操作空间：内检测器收发球操作时，应具有足够的操作空间。 b）三通，包括但不限于： 1）是否存在无挡条或挡板三通。 2）两相邻三通中心间距。 c）弯头，包括但不限于： 1）管道上存在的最小弯头曲率半径。 2）两相邻弯头之间的直管段长度。 3）斜接弯头及弯头斜接角度。 4）连续弯头。 d）阀门，包括但不限于： 1）阀门类型及阀腔内径。 2）如果存在单向阀，应确保其在清管器或检测器运行时能锁定在全开位置， e）管道材质，包括但不限于： 1）钢材等级、制管类型。 2）管道壁厚分布和范围。 ）运行条件，包但不限于： 1）介质类型：介质类型影响检测技术的选择。 2）介质成分：腐蚀性介质可能损坏检测器。 3）介质流述：介质流速影响检测器运行速度、检测所需总时间和检测精度。当介质流速不满 足条件时，可考虑调整输量或启用检测器调速功能。 4）介质温度：介质温度不应超出运行期间检测器所能承受的温度范围。 5）运行压力：大多数检测器都有适用的压力范围，运行压力过低或检测器前后压差过低会导 致检测器驱动力不足，运行压力过高超过耐压设计会导致内检测器失效。 g）其他限制、包括但不限于： 1）管道内涂层。 2）管道清洁度。 3）管道内径变化。 4）植人管道的探头。 5）管道大落差与跨越管桥。 6）管道机械支撑与非设计跨越。 7）管道内水含物与自燃物质

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管道运营方应提供与检测相关的管道建设、维修信息及历史检测结果。 检测服务方应根据管道调查表信息初步评估管道的可检测性。 检测服务方应在管道运营方的配合下对管道调查表中的内容进行现场勘测并进行最终评估。 管道运营方应对不满足检测器运行条件的管道及管道附属设施进行改造或更换

6.4检测器性能规格验证

定后，应进行检测器性能规格的验证、验证具

根据实际情况编制检测方案并经管道运行方审批，方案应至少包括以下内容： a）管道基本情况。 b）运行条件评估及运行工艺要求。 c）现场勘测结果及风险分析，含硫管道接收检测器时应制订特别防护措施。 d）检测组织机构及检测程序。 e）检测跟踪、设标及地面测量要求（若采用便携式地面跟踪仪对检测器进行跟踪，应提前对全线 设标点进行现场勘测，设标点间隔不宜超过1km，在大型河流穿跨越等特殊地段可加密设置）。 检测计划表。 g）清管方案。 h）检测器运行方案。 i）数据下载要求。 i）检测结果可接受性准则。 k）开挖验证要求。 1)HSE作业要求。 m应急颜安

管道运营方与检测服务方宜共同确定内检测作业计划，重点考虑以下因素： a）检测实施时间。 b）运行工艺条件。 c）人力与物力资源。 d）进场条件。 e）健康、安全、环境因素。

8.2.1参考点的选择

8.2.1.1应使剂地面探管仪，对清管和检测作业中所需要的参考点进行踏线选点。 8.2.1.2参考点宜设在管道里程桩等永久标识附近且容易进入的位置，以一定的间隔设置，通常不大 于1km。 8.2.1.3在大落差或阀室、穿跨越、大转弯等特殊位置宜加密设置参考点

8.2.2参考点位置测量

8.2.2.1应测量、记录、维护参考点位置、作为管道永久资料的一部分。

2.2.1应测量、记录、维护参考点位置、作为管道永久资料的一部分。 2.2.2宜采用永久磁铁安装在参考点贴近管道的正上方，作为永久标记。

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8.2.3.1跟踪开始前应列好参考点位置清单，并根据参考点位置、数量提前制订跟踪计划。 8.2.3.2检测服务方应根据现场需要提供相应数量的标识器，并确保每个标识器功能正常。 8.2.3.3检测服务方应提前对跟踪人员培训标识器的使用方法，且保证所有跟踪人员都能正确操作。 8.2.3.4清管及检测前，跟踪人员应提前对全线设标点进行踏线，设定跟踪进入路线，必要时可组织 模拟跟踪。 8.2.3.5检测器发出后，跟踪人员手持标识器根据事先设置的参考点进行跟踪。当检测管道较长时， 可采取交替方式进行跟踪。在人员和车辆难以进人的区域，可在参考点提前埋设跟踪标识器。 8.2.3.6检测器通过阀室、穿跨越等重要参考点时，跟踪人员应及时汇报运行状况。 8.2.3.7如遇特殊情况，跟踪人员应立即向调度汇报。跟踪时如发现连续3个以上标识器没有触发，且 通过震动等观察不到清管器/检测器通过，应启动相应的应急预案，及时寻找检测器或清管器具体位置。

8.3.1内检测前应进行清管，内检测清管一般分两个阶段，第一阶段为测径清管，第二阶段为强化清管。 8.3.2清管作业流程按附录F执行并符合SY/T5536或SYT5922要求。 8.3.3 选择清管器时，应考虑不同类型清管器的材质、清管能力和过盈量。 8.3.4 机械清管器应装有跟踪仪器，应根据生产要求，设定清管器跟踪方案并组织跟踪监听。 8.3.5测径清管阶段可使用通过能力不低于日常维护所使用的清管器进行清管，并通过安装测径板等 方式判断管道通过能力。测径板宜为铝制圆板，直径不应小于检测器的最小通过直径。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于管道存在较大变形，检测服务方应评估管道 变形是否满足检测器通过条件。若评估后检测器无法通过且无法定位变形点的准确位置，应进行几何 变形检测。 8.3.6强化清管阶段使用直板、钢刷、磁力等清管器清管直至满足内检测的要求，并满足： a）在不含内涂层价道投运检测器前、钢刷、磁力清管器宣至少各运行一次，在含有内涂层管道 应根据情况选择合适的清管器

a）在不含内涂层价道投运检测器前、钢刷、磁力清管器宜至少各运行一次，在含有内涂层 应根据情况选择合适的清管器。 b）清出杂质重量小于5kg或连续两次清管清出杂质重量相当且满足检测要求。 3.7当有可能清出FeS或其他自燃物时、应在开盲板前对收球筒采取注水、喷淋等防护措施

8.4.1.1检测器发送前应进行调试，确保各系统运行正常。 8.4.1.2检测器发送前应检查发射跟踪装置，并确保其完好性。 8.4.1.3检测器发送流程可参考附录F并符合管道运行相关操作规程。 8.4.1.4检测器运行期间，应按照8.2.3的规定对其跟踪监听。

8.4.2.1检测器接收流程按附录F执行并符合管道运行相关操作规程

有可能清出FeS或其他自燃物时，应在开盲板前对收球筒采取注水、喷淋等防护措施。 检测器从收球筒中取出后，应对其进行外观检查和清洁处理。

8.4.2.2当有可能清出FeS或其他自

3.4.2.4下载开备份检测数据。

a）各通道信号是否清晰、完整。 b）地面标识器数据是否完整。 c）评估数据完整性是否可接受。

8.4.3检测运行报告

检测完成后应提交检测运行报告，宜包含如下内容： a）管道名称。 b）运行日期。 c）检测器类型。 d）管道直径和运行距离。 e）对检测器采取的所有重要改动。 f）运行的平均速度与速度曲线。 g）运行成功或失败，如果失败，失败的原因分析和

管道运营方和检测服务方应事先约定检测成果提交要求。如果检测项目采用了多种检测技 磁和超声检测器）或多种功能组合在一个检测器上（如漏磁和惯性测绘检测组合检测器）、不 检测器获得的管道信息应对齐后组合在同一报告和同一异常（缺陷）列表中。检测报告详细要 附录G

a）检测工程概述，包括管道缺陷状况。 b）检测器性能规格。 心）检测时间。 d）检测器运行数据。 e）管道特征列表。 f）异常列表。 g）统计数据和概要。 h）ERF及缺陷评价方法。 i）严重缺陷点开挖单。 ji）地面参考点与管道上相对永久标志（如测试桩等）的对应关系。 1.3报告中应给出如下检测器运行数据，对于每一种检测器应单独描述 a）数据采样频率或间距。 b）检测值。 c）报告阅值，如果双方未指定则采用POD=90%时的特征。 d）检测器运行速度曲线、压力曲线和温度曲线。 e）损坏的传感器统计

f）若采用超声检测器，回波损失统计。 9.1.4应提供异常特征列表文件，并应提供检测数据的硬拷贝和客户版管理软件。软件应具有的功 能包括但不限于： a）展示源始数据。 b）展示特征的绝对距离和相对距离。 c）展示特征的时钟方位。 d）可测量管道上任意两点的轴向距离和环向距离。 e）可生成螺旋焊缝（直焊缝）与环焊缝交点的时钟方位。 f）可生成开挖单。 g）能基于环焊缝编号或检测里程快速定位查询

9.2几何变形检测报告

a）统计数据应包括： 1）全部几何变形点的数量； 2）全部凹陷的数量， 3）1%OD≤深度<6%OD的凹陷数量： 4）6%OD≤深度<9%OD的凹陷数量： 5）深度≥9%OD的凹陷数量： 6）全部椭圆度数量； 7）1%OD≤变形量<5%OD的椭圆度数量； 8）5%OD≤变形量<10%OD的椭圆度数量： 9）≥10%OD椭圆度数量： 10）全部鼓胀的数量： 11）全部褶皱的数量； 12）全部屈曲的数量。 b）统计图应包括： 1）所有变形点沿管道里程的分布图： 2）所有凹陷沿管道里程的时钟方位分布图

9.3金属损失检测报告要求

对于金属损失检测报告，应以数据、直方图和分布图的形式给出管道上金属损失的分类统计结 果。具体内容如下： a）统计数据应包括： 1）全部金属损失点数量： 2）内部金属损失点数量； 3）外部金属损失点数量： 4）点蚀和针孔数量： 5）普通金属损失数量： 6）轴向沟槽、沟纹数量： 7）环向沟槽，沟纹数量

8）0<深度<10%1的金属损失数量； 9）10%/≤深度<20%的金属损失数量： 10）20%l≤深度<30%l的金属损失数量， 11）30%l≤深度<40%r的金属损失数量， 12）40%l≤深度<50%l的金属损失数量； 13）50%l≤深度<60%的金属损失数量： 14）60%l≤深度<70%的金属损失数量： 15）70%l≤深度<80%的金属损失数量： 16）80%！≤深度<90%的金属损失数量： 17）深度≥90%l的金属损失数量； 18）0.6≤ERF<0.8的金属损失数量： 19）0.8≤ERF<0.9的金属损失数量， 20）0.9≤ERF<1.0的金展损失数量： 21）ERF≥1.0的金属损失数量。 b）统计直方图，应至少提供管道全线的以下信息： 1）一定距离内（如每500m或200m）所有金属损失点的数量： 2）深度≥40%l金属损失数量： 3）ERF≥0.6的金属损失数量： 4）ERF≥0.8的金属损失数量； 5）ERF≥1.0的金属损失数量。 c）分布图应包括： 1）管道全线所有金属损失沿环向分布图； 2）管道全线所有内部金属损失环向分布图： 3）管道全线所有外部金属损失环向分布图， 4）检测器运行速度图 5）温度分布图； 6）金属损失判定图

9.3.2最严重金属损失

对于最严重金属损失列表，宜包括15个最深的金属损失和15个ERF值最高的金属损失。具体 内容应包括： a）金属损失所在管节的长度、对于直焊缝管应给出直焊缝的环向位置，螺旋焊缝管应给出螺旋 焊缝与上下游环焊缝的交点时钟位置。 b）金属损失所在管节上下游各两根管节的长度，对于直焊缝管应给出直焊缝的环向位置，螺旋 焊缝管应给出螺旋焊缝与上下游环焊缝的交点时钟位置。 c）上游参考环焊缝分别距上游参考点和下游参考点的距离。 d）金属损失分别距上游环焊缝和下游环焊缝的距离。 e）金属损失的环向位置。 F）特征描述和尺寸。 8）内部/外部信息。

9.3.3检测数据接受条件

应制定检测数据的可接受条件。具体内容应包括

a）通道数据丢失：对原始数据进行初步评估时，某些通道数据的丢失可以接受。之前检测过且 运行历史良好的管道，传感器通道数据丢失可接受总数不大于2%：首次检测管道或高风险管 道、可接受的通道数据丢失应小于1%，且不应有2个以上相邻通道的数据同时丢失。 b）传感器噪声：传感器损坏或电路接触不良可能产生通道噪声，噪声信号会掩盖邻近的正常数 据通道，噪声通道可接受条件应参照通道数据丢失可接受条件。 c）距离偏差：当管道运营方验证或维修异常需要定位时，检测距离偏差的影响很大，如果整条 管道的报告里程与准确参考里程的偏差都超过1%，宣重新检查管道长度并做出必要的修正。 α）特征遗漏或没有记录：管道的小特征如压力表配件、小口径放空口与排污口，以及其他的分 接头和直径小于或等于25mm的配件，特别是这些特征处于两个传感器之间或跨过两个传感 器时，遗漏这些特征可不必重新运行检测器。若丢失已知的法兰组、阀门或大内径三通等特 征，则要质疑所有记录信息的真实性。 e）速度过低或过高：当检测器速度超过检测服务方给出的速度上限与下限时，会导致严重的数 据丢失，气体管道或含有大量气体的原油管道的冲击会导致速度漂移、如果受速度漂移影响 的距离超过检测管道总长度的2%，应重新运行检测器，在重新运行检测前，应确保导致速 度漂移的工艺参数得到处理与改进，如果接受已知速度漂移的数据，应限定超速对数据降级 （采集与分级）的影响。

9.4中心线测绘报告要求

9.4.1中心线测绘报告应给出特征相对于发球点的三维直角坐标位置，格式为“北东高”。 9.4.2如管道运营方和检测服务方未事先约定，报告至少应包括环焊缝的相对坐标。 9.4.3如果中心线测绘与其他检测技术同时运行：宜给出其他检测技术报告特征的相对坐标。 9.4.4中心线测绘报告应符合国家相关法规关于测绘的保密要求

9.5弯曲应变报告要求

9.5.1弯曲应变报告应给出弯曲应变特征的幅值以及在水平、垂直两个方向分量的应变值，同时给出 开始和结束的内检测里程及环焊缝编号。 9.5.2如管道运营方和检测服务方未事先约定、水平应变正负定义为：曲率中心在沿输送介质运行方向 的管道中心线右侧为正；垂直应变正负定义为：曲率中心在沿输送介质运行方向的管道中心线上方为正。 9.5.3对于再次开展的弯曲应变检测，报告还应给出弯曲应变的变化情况。

9.6.1应约定提交初步报告和最终报告的时间点。 9.6.2除非另有约定、检测服务方应在几何变形检测完成后15个工作日内提供初始报告，30个工作 日内提供最终报告。 9.6.3除非另有约定，检测服务方应在漏磁检测、超声测厚检测、超声裂纹检测完成后30个工作日 内提供初始报告，60个工作日内提供最终报告。 9.6.4应约定报告管道紧急情况的时间点要求。

10.1.1最终检测报告提交后，应选择适当的缺陷进行开挖验证，并形成检测结果验证报告。验证报

告中应以表格的形式详细描述验证开挖点的检测报告结果和实测结果。 10.1.2验证点数量根据管道条件和缺陷分布情况确定，宜选择相对集中、较严重或典型的缺陷，或 运营方认为存在缺陷而未报告的管段。一般每个站间验证点数量不宜少于2个，每次单个连续检测段 的验证点应不少于5个。 10.1.3将验证点的现场测量结果与检测报告结果进行比对，确认实际检测精度是否达到双方约定精 度指标。若检测结果验证合格，管道运营方现场代表签署检测结果验证报告，若不合格，应及时分析 原因，增加开挖验证数量或重新分析内检测数据，若仍不合格，应重新运行内检测器。

开挖后，应清除防腐层直至露出金属本体，并采用合适的检测方法对缺陷进行测量验证。缺 方法及适用范围见表9。缺陷的验证方法和过程参见附录H。

表9缺陷测量方法及适用范围

11检测器性能规格验证

要，可对检测结果的可信度进行进一步的计算、

1.1应基于历史数据、牵拉试验或开挖验证，通过统计分析方法建立和验证性能规格中具有 义的检测阈值、POD、POI及量化精度等性能规格指标，并考内检测器公差、开挖验证测量

SY/T6597—2018

误差、置信度等因素。 11.1.2性能规格的建立和验证应在单点验证测量的基础上，通过统计分析得到。

11.2.1内检测器历史运行的验证测量数据可用于建立和验证性能规格。 11.2.2基于历史数据建立和验证内检测器的性能规格时，应考虑的影响因素包括但不限于：

11.2.1内检测器历史运行的验证测量数据可用于建立和验证性能规格。

a）输送介质。 b）运行速度。 c）运行压力和温度。 d）管道壁厚。 e）焊缝类型。 F）传感器等重要部件 g）数据分析模型。

[1.3 基于牵拉试验

11.3.3在设计牵拉试验时，

a）特征类型。 b）特征尺寸。 c）特征位置。 d）与其他特征的相互影 e）管道壁厚。 f）牵拉速度。 11.3.4在设计牵拉试验时、 或者部分因子试验设计。

[1.4 基于开控验证

11.5.2：将单个异常点的开挖验证测量结果与内检测结果进行比较时，应考虑内检测器公差与开挖验 证测量方法误差之间的误差传递，同时考虑内检测器性能规格中规定的置信度下的误差分布。如果不 符合预计总公差，则单点测量就不符合内检测器性能置信度期望。单点验证测量结果的比较示例参见 附录1。

11.6基于统计学的性能规格检验

当在一定置信度下不能通过检验时，则不符合内检测器性能置信度期望。 一定置信度下的内检测器性

能指标的上下限可通过置信区间估计的方法进行估计。基于统计学的性能规格检验示例参见附录I。

峻工资料应至少包括以下内容： a）管道调查表。 b）检测方案。 c）检测报告与特征列表。 d）检测数据及客户版数据管理软件。 c）检测结果开挖验证报告。

峻工资料应至少包括以下内容： a）管道调查表。 b）检测方案。 c）检测报告与特征列表。 d）检测数据及客户版数据管理软件。 c）检测结果开挖验证报告。

13.1.1应合理保存与维护检测数据，便于后续使用。宜将检测数据保存在管道运营方的管道完整性 管理信息系统或地理信息系统中。 13.1.2宜将检测数据与现存的所有建设期及运行期数据相关联并进行综合分析，充分挖掘数据应 用价值。

无论检测是否成功，应收集并保存有助于再次开展检测的信息。这些信息包括但不限于： a）运行前的调查表。 b）管道运行参数。 c）管道改造情况。 (l）维修历史。 e）清出的污物量及其产生的原因分析。 ↑）检测器类型。 g）地面参考点位置。 h）检测过程。 i）检测成果。 j）开挖验证情况。

13.3检测数据对比及腐蚀增长速率的使用

13.3.1当开展多次内检测时，宜进行多次内检测数据比对，通过数据对比分析识别出腐蚀、裂纹、 凹陷等可能随时间发展的缺陷。 13.3.2宜结合多源数据分析和开挖测量结果，完善腐蚀增长速率模型，更准确地制定维修维护计划 和再检测计划。 13.3.3内检测数据对比分析和腐蚀数据综合分析见SY/T0087.5。

14新建管道适应性要求

a）安装永久收发球筒或预留连接临时收发球简的接口，收发球筒前应留有足够的作业空间和安 全距离。 b）上下游收发球筒间距宜控制在150km以内，最长不应超过200km。对投产后可能存在杂质较 多、管道结蜡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。 c）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。 d）最小允许弯管曲率半径。 e）最大允许的内径变化。 f）支管连接设计及线管材料兼容性。 g）内涂层与内检测的相互影响。 h）过球指示器。 6）旁通与盲板的间距。 i）在确定盛简方位时应考虚进入路线和相邻设施的安全

15检测风险控制与应急处置

5.1.1内检测作业前应开展作业过程风险识别，识别可能存在的风险并提出有效的风险控制 编制相关应急程序和预案，并纳入内检测技术方案。

a）检测器在管道中受到冲击或部件结构失效等因素发生解体； b）检测器因驱动皮碗过量磨损失去驱动力停留在管道中； c）检测器在管道存在大变形、支管（三通）、阀门等位置卡停： d）检测器运行过程中由于工艺流程切换失去驱动，发生运行异常： e）因管道清洁度不够，发生蜡堵或者被其他污物卡停： f）跟踪器失效，未能正常跟踪到检测器运行状态： g）发射机失效 h）收、发球等作业过程中出现误操作

15.2.1应提前对内检测项目相关工作人员进行安全风险及防范措施培训。 15.2.2检测期间，应配备至少1套泡沫清管器和1套带测径板、接收机、发射机的机械清管器。 15.2.3确保内检测器地面跟踪器到位，在每次检测器或清管器发送前应更换发射机和接收机电池外墙标准规范范本， 并将发射机和接收机调整至最佳的工作状态。 15.2.4确保维抢修人员和物资到位。 15.2.5内检测过程中的阀门开关及收发球流程切换等操作应严格按照相应输油气站场输油气岗作业 指导书的规定执行。 15.2.6针对内检测器在管道中解体的风险，应提前对检测器各部件进行检查，并对输气管道气流量 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 人员在该位置值守监听。 15.2.7针对内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位置处进行 识别、分析并采取相应措施，

15.2.8针对内检测器卡停的风险，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。 5.2.9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 置保持工艺平稳，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。 15.2.10管道上下游相关方应制订管道运行中断的应急措施

15.3.1检测器地面跟踪信号丢失且管道运行压力升高并影响输量，可初步判断检测器发生卡停。应 及时上报并启动相关应急程序和预案，同时可按如下措施进行处理： a）对地面标识器信号进行分析，初步给出卡停位置、同时根据检测器（清管器）跟踪信号丢失 时的运行时间来计算位置。 b）根据相关资料和现场地形分析管道情况，如疑似卡停位置是否存在弯头，管道爬坡段，信号 丢失或压力出现异常时是否进行了工艺切换。 c）根据识别的管道情况，使用跟踪器进行地面信号查找。 d）通过信号查找确认卡停位置后，进行开挖确认。 e）动火切除并更换相应管段，取出检测器 15.3.2检测器地面跟踪信号丢失，运行压力无异常或者运行压力升高但不影响输量，可按以下处理： a）在跟踪信号丢失点下游3km10km范围内加密设置跟踪标识器，若重新发现信号，则恢复 正常检测。 b）若仍未发现检测器信号、可初步判断为检测器出现卡停，应及时上报并启动相关应急程序 和预案。 c）按照15.3.1中a） 至c）对检测器进行地面查找，确认检测器卡停位置。 d）可适当提高运行压力增大检测器驱动力：提压上限宜为近5年内该管道的最高运行压力，提 压过程中安排人员加密巡线。 e）若提压后检测器开始移动， 则正常进行检测器跟踪，若检测器仍未移动，则应使用泄流量大 于检测器泄流量的泡沫清管器作为救援清管器进行推球。 f）在发救援清管器前，收球站应做好同时接收两个清管器的准备，应严密监控推球过程中两球 撞击时造成的撞击力和压力波。 g）若救援清管器将检测器推动， 则继续进行跟踪，应同时跟踪检测器信号和救援清管器信号。 h）若救援清管器未推动检测器， 则应动火切除并更换相应管段，取取出检测器。 15.3.3检测器（清管器） 发不出去时 应检查流程及压差，存在问题时寸及时修正 15.3.4快开盲板漏气时 应检查快开盲板是否变形、 密封胶圈是否损坏，密封处定否有杂质，及时 采取相应措施修正，更换密封圈、清理胶圈处杂质， 甚至更换快开盲板

15.3.1检测器地面跟量

16.1.1内检测服务方应具有一定的资质和相关管道内检测行业经验。在内检测项目前，应提供检测 万史经验、相关设备、数据分析能力、内部管理制度等能够保证项目质量的证明。 16.1.2内检测服务方应建立质量控制体系，以保证内检测项目质量。 6.1.3内检测服务方宜建立分级认证体系，对内检测操作和数据分析人员进行培训和认证，保证人 员具备相应的知识和技能。

16.2操作人员能力要求

金融标准内检测操作人员应至少具备进行下列工作的能力： a）内检测器准备及状态验证。 b）内检测器发送、运行和接收。 c）现场内检测器运行数据确认。 d）现场报告。