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1、附录H（规范性）城镇燃气管道重点区域识别准则H11.6MPa以上高压燃气管道重点区域识别准则1.6MPa以上高压燃气管道重点区域识别与分级见表HJo表H.11.6MPa以上高压燃气管道重点区域识别分级表管道类型识别项分级高压燃气管道a）管道经过的四级地区，地区等级按照GB50028中相关规定执行。b）管道最小保护范围内有加油站、油库等易燃易爆场所。c）管道穿越人员活动频繁、且容易燃气聚集的地下空间。HI级d）管道经过的三级地区。e）管道50m控制范围内有加油站、油库等易燃易爆场所。f）管道穿越不满足III级的其他类型地下空间。g）根据GB55009中5.1.8的要求，在管道最小保护范围内从事危
2、及管道安全的活动。II级h）管道经过的二级地区。i）位于管道最小保护范围内，且有人员居住的建（构）筑物区域。j）根据GB55009中5.1.8的要求，在管道最小控制范围（5.0m50.0m）内从事危及管道安全的活动。I级注：1.压力大于l6MPa的燃气管道，地区等级按照GB50028中相关规定执行。2 .管道最小保护和控制范围应符合GB55009的相关规定。3 .重点区域分为三级，I级表示最小的严重程度，HI级表示最大的严重程度。H21.6MPa以下燃气管道重点区域识别准则1.6MPa以下燃气管道重点区域识别与分级见表H.2表H.21.6MPa以下燃气管道重点区域识别分级表管道类型识别项分级次
3、高压及以下燃气管道a）管道敷设在公众聚集的大型建（构）筑物下面。b）管道途径公众聚集场所中容易燃气聚集的地下空间。c）根据GB55009中5.1.8的要求，在管道最小保护范围内从事危及管道安全的活动。In级d）管道最小控制范围内有公众聚集场所。e）管道最小控制范围内有加油站、油库等易燃易爆场所。f）管道穿越不满足In级的其他类型地下空间。II级g）根据GB55009中5.1.8的要求，在管道最小控制范围内从事危及管道安全的活动。h）与其它铁路、公路等建（构）筑物、相邻管道间距不满足GB55009和GB50028要求的管段。i）在管道最小控制范围内存在轨道交通、油气管线、自然灾害频繁等情况的区域
4、I级注：1.压力不大于1.6MPa的次高压、中压和低压燃气管道，巡线人员可快速定性识别高后果区段。2.管道最小保护和控制范围应符合GB55009的相关规定。3.等级为三级，I级表示最小的严重程度，IH级表示最大的严重程度。H.3重点区域识别记录表燃气管道重点区域识别记录见表H.3。表H.3燃气管道重点区域识别记录表类型名称位置XX区XX路XXX识别日期坐标信息经度识别依据纬度识别等级详细描述文字描述L具体类型名称2 .涉及管道长度等尺寸信息3 .周围环境4 .其他信息附图识别人员审核人员H4重点区域识别清单燃气管道重点区域识别清单见表H.4。表H.4燃气管道重点区域识别清单序号类型名称坐标位置
5、详细描述识别人员识别时间识别依据等级状态管理经度纬度文字描述附图当前状态采取措施变更时间1高压管道类长体、氤具型户已消除2022/4/242次高压及以下管道将为II级监控2021/12/13附属设施4隐患附录I（资料性）城镇燃气管道风险评估方法1.1 风险评估方法按照评估结果的量化程度，风险评估方法分为定性、半定量和定量三种。定性风险评估是用分级的方法对管道失效可能性和失效后果进行估计，常用的评估方法有安全检查表和专家打分法等；半定量风险评估是指采用一个相对数值来表示管道失效可能性和失效后果大小的评估方法，常用的评估方法有风险矩阵法和指标体系法等：定量风险评估是在统计数据的基础上对事故的可能性
6、和后果进行量化分析的方法，常用的评估方法有场景模型分析法和概率评估法等。风险评估方法需要具有足够的分析性和预测性，其重点并非得到一个风险值，而是将风险分析融入到完整性管理中，为决策提供依据。1.1.1 模型选择定性和相对评估/指数模型的结果相对简单，并非基于统一的单位，或与故障频率、概率或预期损失等输出成比例。如果用于降风险措施效果比较或效益成本分析时，需要增加额外的数据和分析评估，才能有效支持风险决策。实践中，使用定性和相对评估/指数模型最适合小型、不太复杂的管道系统，在这些系统中，可通过更改模型输入来合理理解预防和缓解措施对风险的影响。这些系统的特点是地理范围有限，里程较低；系统配置简单；
7、整个系统有统一的风险因素；受影响的区域范围有限，性质相似；以及单一、小型的运营组织。定量评估模型适用于所有决策类型，其算法和输出使用一致的单位对总体风险进行定量估计，可用于评估风险降低措施实施前后的风险。由于定量模型代表了模型输入的物理和逻辑关系，因此可通过改变输入来定义备选方案，并比较每个备选方案的风险降低效果。管道沿线不同位置的可选风险降低措施可通过使用一致输入单位的定量估计进行比较。量化的风险降低效益可与实施成本数据相结合，以进行效益成本分析，进一步加强决策。概率评估模型被认为是支持所有决策类型的最佳实践。概率模型具有通过概率分布表示模型输入中的不确定性（即真实性）的附加特性，以及由此产
8、生的为模型输出生成分布的能力。这使得不确定性的系统化表示和决策的独特风险洞察成为其他模型类型所不允许的。当使用与相对模型相同的数据时，概率模型的概率分布输出会告知操作员可能结果的范围，而不管数据质量如何，这使得决策更加一致。定量模型或概率模型应用的一个例子是整合完整性评估结果和相关缺陷发现及修复。在这些模型中，可使用不同的完整性评估间隔来估计失效概率和总体风险。然后，可使用结果定义与操作员风险承受能力一致的最佳完整性评估间隔。概率模型具有预测失效概率不确定性的能力，对于识别完整性评估间隔尤其有效。此外，由于工具误差和其他风险模型输入（如腐蚀增长率、开挖损坏统计数据和设备可靠性）而产生的不确定性
9、可由输入概率分布表示，输入概率分布可通过风险模型和其他输入传播，以提供更准确描述风险的失效概率输出分布。1.1.2 风险评估模型选择不确定性和关键输入参数风险模型输入的变化会影响结果，不同的参数对结果有不同的影响。因此，重点分析模型输入参数的不确定性对风险结果的影响。对于定量模型，输入参数可用值的范围表示，并且可计算改变每个输入对输出的影响。对于概率模型，模型输入的不确定性可用概率分布表示。风险结果不确定分析重点是审查输入值不确定性对结果的影响，以确定需要获取哪些额外信息来减少相应的不确定性。分析对输出结果影响最大的输入参数，也称“风险驱动因素”，并提出针对性预防或缓解措施。I.1.3风险结果
10、有效性风险模型开发需要定期审查风险评估结果并验证模型输入和输出数据，以确保管道风险的质量和最准确的表示。模型输入的验证包括：a）模型输入根据现有数据/运营历史和专家估计进行验证，包括可能性和后果分析的输入。b）模型输入应能反应管道每个位置的最准确可用信息，由经过培训的合格人员进行审查和更新。c）后果变量，如故障模式、响应时间、影响分散的条件和受体的位置，需要涵盖各种可能性，以确保结果的代表性选择，特别是要确定高后果结果，并可选择用于风险降低活动的应用。d）检查用于计算风险的模型和算法结构，以确保风险输入的关系得到适当表示。模型中详细说明的结构、分析功能、分析内容和计算结果由经过适当培训的合格人
11、员持续审查和更新。模型输出的验证包括：a）模型输出根据专家审查进行验证。审查包括燃气企业的专用知识，以确保结果适用于燃气企业。模型和风险驱动因素预测的最高频率风险源应与适用的历史数据致。b）结果与故隙历史数据一致。如果所分析管道或类似管道的运行历史包括模型未捕获的故隙或后果，则考虑对模型的更改，以包括与此类历史事件相关的因素。c）如果模型结果与中小企业预期或经营历史有很大差异，则检查所涉及的模型和输入值，并分析确定差异的来源。该差异可能要求对模型进行数据修正或修改，以准确表示风险。风险模型结果也可能产生与中小企业预期不一致的新见解，因此运营商对风险重要特征的理解以及模型产生的内容可能存在差异。
12、这些对风险驱动因素的新见解是风险模型的一个宝贵优势。12数据收集I.2.1操作员记录是风险模型输入数据的主要来源。操作员从日常操作、维护和检查活动中收集数据。操作员确保其数据采集表收集到风险模型所需要的数据。负责填写数据采集表格的施工、操作、维护和检查人员应接受培训，了解填写表格所需的数据质量和完整性。12.2评估人员了解风险模型数据集的总体特征，并采取措施确保所需的数据质量，包括数据完整性和数据不确定性，并持续改进。1.2.3燃气企业定期采取措施提高数据质量和完整性，但风险模型输入应代表每个管段风险因素的最佳当前可用信息，尽可能利用管段特定数据和位置特定数据来开发风险模型输入。I.2.4根据
13、风险评估和地理信息系统过程中的数据需求，持续检查现场数据采集表，以确保以预期的格式和质量收集所需的数据。13危害因素识别I.3.1危害因素识别以充分发掘当前燃气管道真实存在的潜在危险为目的，可用于确定燃气管道的失效可能性和后果严重性。危害因素识别方法为资料查阅和现场调查。通过分析企业运营维护、日常检查和定期检验记录中的信息，包括但不限于以下内容：巡查、专项调查、腐蚀控制等记录，以及泄漏和事故数据，了解燃气管道特有的威胁和风险。1.3.2 危害燃气管道和附属设施完整性的潜在危险主要为开挖破坏、腐蚀、材料或焊缝缺陷、自然力破坏、其他外力损伤、误操作、设备失效、其他危险等八大类。根据危害因素特征和形
14、成阶段，细分如下四种：a）固有危险，如制造与安装、改造、维修施工过程中产生的材料、焊接或接头缺陷，包括制管阶段的管体螺旋或直焊缝缺陷、管材缺陷、施工阶段的环焊缝缺陷、划伤、褶皱、屈曲、热熔和电熔接头缺陷等；b）运行过程中与时间有关的危险，如内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀、杂散电流腐蚀等；c）运行过程中与时间无关的危险，如第三方损坏、外力破坏、误操作、设备故障或失效、埋深不足、三桩一牌缺失、管道位置不清等；d）其他危害管道安全的潜在危险。1.3.3 识别不符合国家法律法规和标准要求的燃气管道异常状况，以及造成管道风险升高的因素，包括但不限于：a）占压；b）管道与周边设施安全距离不足；c）地区等级升级导
15、致不满足设计要求；d）周边环境对管道日常管理和抢维修的影响；e）外界对管道可能造成的损伤；f）管道本体以及附属设施的结构和功能缺失；g）特定管道风险的应急预案与技术缺失；h）燃气企业内部、企业与施工方、周边公众信息沟通和宣传不畅，管道路由土地使用权纠纷。I.3.3危害因素识别过程中，由于部分因素导致管道失效的概率较低，但其后果极为严重，结合其后果的严重性，进行识别排序，辨识对风险、失效可能性、后果等影响最大的主导性危害因素。1.3.4危害因素识别过程中，分析不同潜在危害因素的关联关系和交互作用。单独分析风险较低的危害因素可能与其他因素相互作用时，产生重大风险。表LI分析了各种危害因素之间的交互
16、作用可能性，其中，“1”代表存在交互作用。I.3.5可根据燃气管道资产分类和危害因素类型，进行逐一辨识，见表1.3。表1危害因素交互作用分析矩阵与时间相关危险固有危险与时间无关危险ECICSCCMFRCONEQIOTPDWROFECICSCCDPDPSDFWDGWCDMCRETSBPCGFSPPFIOTPPDPVEMHRFUGHTCWyEC1111I11I31111111UIC1111111OSCC1111I411111DP1111I2I7I7DPSI5I2I6I7I7I71NODFW111111DGW111111I8CDI2111SMCRE111111111TSBPC11111GF11111
17、1SPPF1OIO111111QTP111PDP11V308MEM11HRF1LIGHTCW脚注为危害因素适用条件：1. A1适用，除非该管段的历史表明施工损坏对腐蚀没有显著影响。2. 如果管段未进行至少1.25倍MAOP的压力试验，则Al适用。3. 如果钢塑转换接头没有CP或有CP,但接头之间非粘结，则Al适用。4. Al适用，除非可以证明涂层损坏很小或没有损坏，或管段不易受See影响。5. 如果管道为缝焊且安装有褶皱弯管，则Al适用6. 如果管道采用低频焊接ERW焊缝或闪光焊缝制造，则Al适用。7. A1适用，除非已知管道材料在所有操作条件下均表现出韧性断裂行为。8. A1仅适用于通过乙快
18、环焊缝或已知质量较差的环焊缝连接的管道。表Ll矩阵中用于表示不同危害因素的英文缩写：表2危害因素中文名称与英文缩写对应关系中文名称英文缩写中文名称英文缩写外部腐蚀EC垫片故障GF内部腐例！IC密封或泵填料故障SPPF应力腐蚀开裂SCC误操作IO制造相关MFR第三方损坏TPD缺陷管道DP第三方（含第，二方）TP管道接缝缺陷DPS先前损坏的管道PDP施工相关CON故意破坏V制造焊缝缺陷DFW天气相关或外力WROF环焊缝缺陷DGW地球运动EM施工损坏CD暴雨和洪水HRF设备相关EQ闪电LIGHT控制或泄压设备故障MCRE寒冷天气CW螺纹脱落、管道断裂或联轴器故障TSBPC表3燃气管道危害因素辨识表X
19、.危害因素分类资产分类xX危害因素（共8大类）腐蚀自然力开挖破坏走他夕卜力破坏杈f料、焊接或接合失效设备失效误操作其他外部腐蚀内部腐蚀地质运动雷电其他破坏霜冻开挖机错误探测器错误缺乏记录未能通知火/爆炸车辆损坏船舶损坏其他电击伤机械损伤故意损坏管体缺陷焊缝缺陷螺纹连接焊缝缺陷热熔接头缺陷铸铁球形接头机械配件修复设备失效其他材料失效调压设备故障阀门失效泄漏其他设备失效误施匚/操作其他参数未知因素资产分类钢质管道PE管道其他管道铸铁管道镀锌管道其他管道地上管道跨越桥管水平干管引入管钢质接头直接头三通变径接头阀门其他PE接头直接头三通变径接头阀门其他代码：A：危害因素不适用。B：危害因素感知为可忽略
20、不计或不重要。C：危害因素在自然界中普遍存在，并且在资产组别中始终应用。D：危害因素是适用的，但被定位到特定的地理。E：危害因素是适用的，但只适用于某些设施内的资产组。14单元划分1.4.1 燃气管道单元划分遵循“相同属性、类似特征”的原则，将具有相同材质、同一建设时期、同一管理区域、相似周边环境等的主管线与附属设施组成的输配管道划分为同一单元，具体划分可根据表1.4,并结合各地区的实际情况合理确定，参考示例如下图Ll和1.2。1.4.2 燃气管道内的阀门(井)、调压装置、阴极保护装置、凝水缸等附属设施，可根据燃气企业分类管理需求，作为单独单元进行风险评估。1.4.3 小型燃气企业的燃气管道系
21、统宜独立进行单元划分，划分方式结合管道压力、敷设方式、周围环境、仪表设施重要性等灵活执行，便于相关管理人员操作执行，不宜复杂和繁琐。表4单元划分管道类型划分方式划分原则次高压以上燃气管道(1.6MPa)管段划分a)根据管道的规格、材质、防腐层类型、敷设方式等属性和运行压力、介质、地区等级等运行环境，或参考GB32167进行管段单元划分；b)连续长度原则上不超过5km；次高压及以下燃气管道(1.6MPa)区域划分a)具有相同的材质、建设和投用时间、行政区块、管理单位等；b)具有相似的区域环境，如住宅区、商业区等；c)划分为独立单元的次高压或中压燃气管道参考GB50028,具有相同的压力等级；d)
22、单独供应的商业用户个体可划分为一个单元；e)进入小区的庭院低压燃气管道，可根据小区和住宅建设年限进行划分；f)同一降风险措施可能会有效降低风险的区域。()管径(P()壁厚()防腐层类型()f)()敷设方式G)0()高后果区CP()地区等级C三附:1:()管道分段12345678910Il12131415图IJ管段划分单元7：新购物中心单元1：涂层、CP保护钢质燃气管道单元2：裸露无保护钢质燃气管道单元3：新住宅建设单元4：穿越河流：1995年采用大开挖安装主管， 易侵蚀单元5：穿越河流：2015年定向钻扩建管道，埋深 大，不易侵蚀单元6：小区PE塑料管道图2单元划分I5风险计算1.5.1 失效
23、可能性分析I.5.1.1管道失效可能性分析是将所有可能的管道危害因素量化输入，利用一个或多个风险评估模型或算法组合，分析评估管道失效的总体可能性。由于管道危害因素并非独立作用于管道，而是相互作用或依赖，重点分析危害因素之间的交互作用关系和对管道失效可能性的影响。1.1.1.1 1.2失效可能性分析模型建立。可根据事故树或故障树等方法，分析管段每种失效的影响因素及相互关系，采用不同方法建立每种管道失效可能性分析模型，再组合评估总失效可能性。当采用相对/指数评估模型评估燃气管道单元的失效可能性或风险时，部分单元使用统一固定的数值权重或平均权重可能会导致评估结果失真，加以考虑并修正。1.5.1.3失
24、效可能性分析的因素组成。由于燃气管网长而环境免杂多样，需要单元划分，分析每个单元的失效可能性因素。失效可能性分析因素包括所有危害因素、预防或缓解措施及有效性、管道本身抵抗失效或故障的能力等三个方面的相关指标。1.5.1.4 失效可能性分析的不确定性。分析检查模型的边界条件、输入参数假设和阈值的不确定性，以及其对结果的影响。例如，通过对输入参数的概率分布形状和结果敏感性分析，可确定什么条件下采取预防措施风险降低更为显著。1.5.1.5 定期对风险评估中失效可能性分析和后果计算的模型、输入和输出参数进行评估和验证，以确保风险模型准确反映管道系统风险。1.5.1.6 当采用半定量评估方法中的指标评估
25、模型进行失效可能性评分时，按照规定的评分项及其层次关系、评分的权重和评分细则进行评分。例如，燃气管道划分的单元从第三方损坏（Sn）、设备（装置）及人员培训（Sl2）、本质安全质量（S13）三个方面，按照式（1）计算失效可能性得分S。燃气企业可根据管道事故统计数据和设计、安装、使用、检验等方面的专家意见，在式（1）基础上，确定评分项和评分项的权重，并且进行归一化处理，按照式（2）计算失效可能性得分S：S=I-（0.3S11+0.2S12+O,5Si3）（1）S=100（52512+auSi3）（2）式中：11燃气管道运营期第三方损坏得分的修正系数；12燃气管道运营期设备（装置）及人员培训得分的修
26、正系数；03燃气管道运营期本质安全质量得分的修正系数；ll+12+13=lo1.5.2失效后果分析1. 5.2.1失效后果分析是对燃气管道系统或部分管段故障或失效等意外事件的后果严重性和损失的评估，需要利用风险分析模型建立管道故障或失效后的后果场景，分析驱动后果场景变化的因素以及因素之间相互关系，并评估管道故障或失效对周围环境、公众人员等受灾体带来的总体后果。1.5.2.2失效后果评估模型建立。失效后果评估模型是分析管道故障或失效后，燃气在泄漏点到受灾体之间扩散、着火或爆炸等灾害后果影响过程。从考虑特定位置的管道故障开始，到估计该位置故障后释放可能产生的影响结束。后果模型及计算工具见表I.5o
27、后果模型关键要素包括：a）泄漏介质危害：燃气的易燃易爆性；b）介质泄漏特性：泄漏速率和体积；c）介质扩散特性：在何时、何地沿哪些路径扩散，以及引发的灾害；d）受灾体：燃气对谁或什么产生负面影响？包括公众、运营商人员、环境、私人和公共财产等。e）预期损失：燃气企业介质泄漏的直接损失，以及燃气企业和其他利益相关者为保护受灾体而做的预防或应急保护支出等损失估计。受灾体类型可能多种多样，可单独衡量不同类型受灾体的后果，通过统一的后果衡量标准，将后果转化为代表后果总根失的单一等值（例如人民币），则可促进最佳决策。I.5.2.3后果分析方法应解决管道故隙后产品释放的所有要素，包括泄漏产品的危害、泄漏率和体
28、积、扩散特性和对受灾体的影响。排除任何元素都会导致分析不完整和结果不可靠。表5燃气泄漏后果模型介质类型后果模型类型模型算法工具燃气喷射火，闪火、爆炸压简化模型PlRcalculation力、热辐射详细的专用模型PIPESAFEDNVPHASTI.5.2.4如果按照指标评估法进行后果计算，应确定评分项权重和评分细则，计算各个评分项得分之和，即为失效后果得分C。如果燃气管道的区段存在下列情况之一，列为重点区域：a）未避开GB50028所规定的不宜进入或通过的区域，并且与建筑物外墙的水平净距小于GB50028的规定或不满GB50028对分段阀门的规定：b）未避开GB50028所规定的不应通过的区域或
29、设施，并且未采取安全保护措施。I5.3风险值计算1. 5.3.1使用动态分段法生成风险模型结果，以考虑管道特性及其沿管道路线运行环境的变化，从而使结果最好地反映特定于分段和特定位置的风险因素组合。按式（3）计算风险值RR=SC（3）式中：S失效可能性得分；C失效后果得分。1.6风险分级1.6.1 风险等级宜采用风险矩阵形式，按照严重性从高到低进行分级，典型风险矩阵图见表1.6。表6风险矩阵失效后果失效可能性等级值123455IlIIIIVIVIVIVIV4IIIIII3IIIIIIIIIV2IIIIIIIIIII1IIII图例：风险矩阵等级划分为4级，分别为：I级：低风险（蓝色），可接受。不需
30、要采取进一步措施降低风险。II级：一般风险（黄色），在控制措施落实的条件下可以容许。川级：较大风险（橙色），难容许风险。应采取工程、管理等控制措施，重新风险评估后，确定将风险降低到一般风险及以下。IV级：重大风险（红色），绝对不能容许。应通过工程、管理等专门措施，重新风险评估后，确定将风险降低到一般风险及以下。17风险控制措施I. 7.1重大风险的控制措施充分论证后实施。在选择风险管控措施时重点考虑以下内容：a）措施的有效性和可靠性；b）是否使风险降低至可接受水平；c）是否会产生新的危险源或危险有害因素；d）是否已选定最佳的解决方案。17.2对较大及以上风险管道进行安全隐患排查，加大整治力度，
31、安全隐患整改完成后重新进行风险评估，根据最新评定的风险等级采取风险控制措施。附录J（规范性）城镇燃气管道检测与监测方法J.1燃气管道检测方法燃气管道检测方法参考标准见表JJo表J.1燃气管道检测方法参考标准方法分类适用对象可选标准综合检测方法钢质管道TSGD7004GB32167GB/T37368内检测高压燃气管道GB/T27699外检测位置检测CJJ61管道外腐蚀、内腐蚀、应力腐蚀GB/T37368GB/T30582GB/T34349GB/T36676钢质管道缺陷无损检测GB/T35090GB/T7704NB/T47013穿跨越管段GB/T37369聚乙烯管道接头GB/T29461JB/T1
32、0662JB/T12530压力试验/CJJ63泄漏检测/CJJ215监测/DZ/T0221J2内检测J.2.1内检测前应评价管道的可检测性。当存在限制条件时，宜通过改造或临时调整运行工况使其具备内检测条件。J.2.2应基于检测目的和检测对象选择合适的一种或多种内检测方法，见图J.1。各类型检测器性能指标应符合6832167和6827699等标准的规定。在选择内检测方法时，应根据检测方法成熟度、检测服务方仪器性能和可靠性、异常检测能力、成功/失败率、检测数据全面性和真实性等方面进行评估确定。TFI：环向漏磁检测：MFL：轴向漏磁检测；EMAT：电磁超声检测；IMU：中心线惯性测绘注：图J.1内检
33、测技术选择流程J.2.3宜采用同类型内检测器历史测量验证数据、牵拉试验和开挖验证等方法对检测器性能和检测结果进行评价验证。首次应用的新技术、新设备或检测新的缺陷类型应进行检测性能验证，并出具测试与评价报告。J2.4内检测实施过程、检测报告和检测特征列表的提交应按照GB/T37368执行。J.2.5内检测器运行后应根据检测结果开展开挖验证，评价检测结果是否可接受。若不可接受，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；若仍不可接受，应重新检测。J.2.6新建高压燃气管道应结合多种内检测需求，设计保障管道系统的内检测器可通过性。投运前或投运后3年内的基线内检测可作为新建工程验收依据。J3
34、外检测J.3.1外检测应根据检测对象和潜在损伤类型，利用有效检测手段，开展针对性检测工作。根据潜在损伤类型划分，钢质管道外检测包含外损伤检测、内腐蚀检测和应力腐蚀检测，非钢质管道外检测包括铸铁管和聚乙烯非金属管检测。J.3.2外损伤检测包括环境腐蚀性、外防腐层、阴极保护系统、排流系统等不开挖检测，以及破坏和腐蚀位置的开挖直接检测。管道外损伤检测程序和内容可按照GBZT30582执行。防腐层剥离引起的电屏蔽部分管段、附近埋设有金属构筑物的管道不宜开展外腐蚀直接检测。J.3.3富压、次高压燃气管道的外防腐层应定期专项检测，检测周期和条件应符合下列规定：a）高压、次高压燃气管道的外防腐层每3年不得少
35、于一次；b）中压管道防腐层检测每5年不得少于一次；c）低压管道防腐层检测每8年不得少于一次；d）再次检测的周期可根据上一次的检测结果和维护情况适当调整，但不应超过定期检验的最大时间间隔。e）已实施阴极保护的燃气管道，当出现运行保护电流大于正常保护电流范围、运行保护电位超出正常保护电位范围、保护电位分布出现异常等情况时，应检测管道防腐层。J.3.4燃气管道阴极保护系统应定期专项检测，检测周期及检测内容应符合下列规定：a）牺牲阳极类阴极保护系统的检测每年不少于1次；b）强制电流类阴极保护电源检测每年不少于2次，且间隔时间不超过6个月；c）电绝缘装置检测每年不少于1次；d）阴极保护电源输出电流、电压
36、检测每周不少于1次。J. 3.5当发现某区域内燃气管道腐蚀损伤较为严重时，应开展现场腐蚀环境和管道材质耐腐蚀性专项调查。J3.6燃气管道周边存在直流或交流杂散电流干扰源，以及管地电位存在异常偏移和波动时，应对杂散电流干扰情况开展专项调查和测试，包括预备性测试、防护工程测试和效果评定测试，并对干扰状况进行分析评价，以确定是否需要采取必要的防护措施。具体测量内容、参数以及要求见GB/T19285GBZT50698等相关标准。J3.6.1直流杂散电流干扰判定准则如下：a）新建管道设计阶段，两侧20m范围地电位梯度0.5mVm时，存在直流杂散电流；地电位梯度22.5mVm时，可能受直流干扰影响，需评估
37、确定是否需要采取防护措施：b）无阴极保护在役管道，管地电位相对自然电位正向或负向偏移22OmV时，存在直流干扰：管地点位相对自然电位正向或负向偏移210OmV时，应及时采取干扰防护措施；c）有阴极保护在役管道，干扰导致管道不满足最小保护电位要求时，应及时采取防护措施；d）在役管道上存在孔蚀状、创面光滑、边缘整齐、有时有金属光泽的腐蚀坑，腐蚀产物黑色细粉状，有水分存在时可观察到电解过程迹象。J3.6.2交流杂散电流干扰判定准则如下：a）检测管道上的交流干扰电压W4V,可不采取防护措施；交流干扰电压4V,应根据交流电流密度进行干扰程度评估；b）当交流干扰程度判定为“强”时，应采取防护；判定为“中”时，宜采取防护措施；判定为“弱”时，可不采取防护措施。交流干扰程度判定指标见表J.2。表J2交流干扰程度判定指标交流干扰程度弱中强交流电流密度（Am2）100J.3.6.3其他情况下的杂散电流干扰判
