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管道类检维修及费用测算方法
一、技术领域：
本发明涉及一种油气田生产设施设备的检维修方法，特别涉及一种管道类检维修及费用测算方法。
二、背景技术：
油气田生产设施、设备是油气田生产的基础，象任何工厂一样，其设施、设备也经历着从建成投产到逐步磨损、腐蚀、损坏直至报废的全过程。在设施、设备生命周期中，检修更新也应象其他行业一样遵循一定的规律。由于油田企业设施、设备的复杂性、特殊性，多年来行业内外对油气田生产设施、设备检修更新规律一直没有进行过系统总结研究，油气田生产设施、设备检修更新规范长期处于缺失状态，生产设施、设备因检修、更新不及时导致油气田设施、设备老化严重，给油气田生产经营造成严重影响。
目前，油气田在用管道维修实行事后维修，即不坏不修，管道检维修缺乏计划性和规范性，检维修方法和费用测算长期处于缺失状态，管道穿孔变形给油气田生产和周边环境带来巨大损失。
三、发明内容：
本发明的目的就是针对现有技术存在的上述缺陷，提供一种管道类检维修及费用测算方法，解决了管道规范性和计划性缺失问题以及检维修费用投入缺乏标准，导致油气田设施、设备老化严重，给油气田生产经营造成严重影响的问题。
其技术方案是：管道类检维修主要由以下步骤组成：
(1)在固定的周期内对管道进行一般检测和全面检测；
(2)对一般检测和全面检测的各个结果分别进行质量评估，参照相关质量标准进行；
(3)根据管道质量评估结果进行相应修理并对检修费用进行估算，检修费用估算可以为管道检修费用投入提供参考和标准，解决投入不足或投入过度的问题；
(4)对修理结果进行试验和验收，检查修理质量是否满足管道质量要求、能否投入正常使用。
所述的管道为油气田开发常用的油气水集输钢质埋地管道或油气田高压注汽管道。
油气水集输钢质埋地管道的一般检测包括：管道防腐层或防腐保温层的检测，管道损伤、变形缺陷的检测，管道附件的检测，安全装置的检测，管道标志桩、标志牌的检测，管道防护带和覆土的检测，穿跨越管段的检测，电法保护系统的检测，管道泄漏检测。
全面检测包括：一般检测的全部内容，管道壁厚的检测和修理，管道耐力强度校验，土壤腐蚀性参数测试，杂散电流测试，管道监控系统的检测，管道腐蚀介质测试。
油气水集输钢质埋地管道的质量评估是指对防腐层检测结果进行质量评估，对防腐保温层检测结果进行质量评估，对管体检测结果进行质量评估，对附件检测结果进行质量评估。
另一种方案是油气田高压注汽管道的一般检测包括：泄漏检测，绝热层和防腐层检测，振动检测，位置与变形情况检测，支吊架检测，阀门和补偿器检测，管道标识检测，重点部位壁厚测定；
全面检测：一般检测的全部内容，管道剩余壁厚检测，无损检测，理化检验，耐压强度校验和应力分析。
油气田高压注汽管道的质量评估是指保温层检测结果进行质量评估，对管道振动检测结果进行质量评估，对管体检测结果进行质量评估，对管道变形检测结果进行质量评估。
管道类检维修的费用测算方法，检修费用由管道检验费用和管道修理费用组成；
单位长度的管道年检修费用＝∑单位长度管道年检验费用+∑单位长度管道年修理费用
单位长度管道年检验费用＝∑某类检验费用(元/次)×每年单位长度管道某类检验频次(次/公里)
单位长度的管道年修理费用＝∑某类修理费用(元/次)×每年单位长度管道某类修理频次(次/公里)
管道年检检修费用＝∑管道长度(公里)×单位长度的管道年检验费用(元/公里)+∑管道长度(公里)  ×单位长度的管道年修理费用(元/公里)。
对修理后的管道进行压力试验，采用液体为试验介质并采取必要的安全措施，当管道的设计压力小于或等于0.6MPa时，也可采用气体为试验介质，但应采取有效的安全措施，脆性材料管道严禁使用气体进行压力试验。
一般检测的周期为1年，全面检测的周期为5年。
本发明的有益效果是：通过定期对管道实施一般检修和全面检修，消除管道故障隐患，减少事故发生，延长管道寿命，提高管道运行效果和效益，杜绝由于管道事故对企业生产的不利影响和环境污染。
一般检修和全面检修解决了油气田管道检修缺乏计划性和规范性的问题；费用测算解决了油气田管道费用投入标准缺失问题，为合理的检维修费用投入提供了指导。
四、具体实施方式：
(一)以油气田钢质埋地管道为例，详细描述检维修方法：
1检修内容及周期
1.1检修分为一般检修和全面检修
1.1.1一般检修的周期：一年至少一次。
1.1.2全面检修的周期：首次全面检修在3年内进行，以后全面检修周期不得超过5年，停用一年后再启用，应进行全面检修。
1.1.3有下列情况的管道，全面检修周期为3年。
多次发生事故的管道，防腐层损坏较严重的管道，受自然灾害破坏的管道，修理、修复和改造后的管道，投用超过15年且输送湿含硫天然气超过8年的管道，腐蚀速率大于0.25mm/a管道，遭受应力腐蚀、孔蚀等局部腐蚀的管道，产生疲劳(由于振动、脉动压力、温度循环等可能受到反复应力)的管道，焊接接头的埋藏缺陷超过施工验收规范或维护检修规程规定的质量标准的管道。
1.2一般检修的内容
a)管道防腐层或防腐保温层的检修；管道损伤、变形缺陷的检修；管道附件的检修；
b)安全装置的检修；管道标志桩、标志牌的检修；管道防护带和覆土的检修；穿跨越管段的检修；电法保护系统的检修；  管道泄漏检修。
1.3全面检修内容：
一般检修的全部内容；管道壁厚的检测和修理；管道耐力强度校验；土壤腐蚀性参数测试；杂散电流测试；管道监控系统的检修；管道腐蚀介质测试。
2检修与质量评估
2.1资质要求
2.2一般检测
2.2.1检测准备工作
备齐与检修有关的管道走向图、竣工图、投产后历次检测、维修报告、历次泄漏事故详细资料、日常运行资料(包括阴极保护设施及运行资料)、管道经过地区的地貌、环境等有关资料等技术资料。
检验人员应在了解技术资料的基础上对管道运行记录、启停运记录、管道隐患监护措施实施情况记录、管道改造施工记录、检修报告、管道故障处理记录等进行检查，并根据实际情况制定检验方案。
检验方案中应有HSE措施，并应在检验实施前落实好各项措施，备齐检验设备、机具和劳动保护用品。
2.2.2防腐层或防腐保温层检查
检测外防腐层或防腐保温层有无破损。可以采用地面检测技术检查防腐层或防腐保温层完好程度、确定防腐层或防腐保温层的破损点，然后开挖验证。
若条件不足时，也可直接使用探坑检查，探坑的分布应符合SY/T 0087-95中3.5.2的要求，防腐层或防腐保温层的检查项目及检查方法执行SY/T 0087-95中3.6.4的规定。探坑中暴露的管段，其悬空裸露长度不得小于1m。开挖时应保持土层顺序不混乱，检查后应按土层顺序分层回填。
防腐层或防腐保温层的检查应对交、直流干扰段，腐蚀事故多发段(区块)，出现细菌腐蚀的管段，土壤腐蚀性极强的管段，防护状况恶劣的管段，在共性的部位、设施抽查中发现损坏或失效较多的部位或设施，进行防腐层大修的管段等进行重点检测。
2.2.3管道损伤，变形缺陷检查
检查管道腐蚀损伤情况，有无穿孔、严重变形情况。通常采用勘查埋地管道路径附近地面上的外观变化的方法，可以发现管道有无穿孔、严重变形，条件允许时也可采用其他检测技术手段检查埋地管道的泄漏情况。
有收发球装置的油气集输干线可使用智能清管器检测管体几何变形、腐蚀缺陷大小、位置等，使用智能清管器检测应按照SY/T 6579标准执行。
其他不具备条件的管道可以采用坑探检查的方法检查腐蚀损伤，通常防腐层或防腐保温层发生破损的部位也一定存在腐蚀损伤，可以利用防腐层或防腐保温层检查的探坑来检查管体损伤，腐蚀损伤的测量执行SY/T6151的相关规定。
2.2.4管道附件检查
检查阀门表面是否存在腐蚀、裂纹等缺陷，阀门连接螺栓是否松动，阀门操作是否灵活；法兰是否偏口，紧固件是否齐全并符合要求，有无松动和腐蚀现象；锚固墩、围栅有无损坏，金属结构有无腐蚀情况。
2.2.5安全装置检验
2.2.5.1压力表
对压力表进行外观检查，并检查同一系统上的压力表读数是否一致。存在下述问题之一的压力表，应立即更换：
超过校验有效期或铅封损坏；量程与其检测的压力范围不匹配；指示失灵、表内弹簧管泄漏或指针松动；刻度不清、表盘玻璃破裂；指针断裂或外壳腐蚀严重；压力表与管道间装设的三通旋塞或针形阀开启标记不清或锁紧装置损坏。
2.2.5.2测温仪表
对测温仪表进行外观检查。存在下述问题之一的测温仪表，应立即更换：
超过校验有效期或铅封损坏；量程与其检测的温度范围不匹配。
2.2.5.3安全阀
对安全阀进行外观检查，重点检查是否在校验有效期、是否有泄漏及锈蚀情况。对杠杆式安全阀，检查防止重锤自由移动和杠杆越出的装置是否完好，对弹簧式安全阀，检查调整螺钉的铅封装置是否完好；对静重式安全阀，检查防止重片飞脱的装置是否完好。安全阀与排放口之间装设截断阀的，运行期间必须处于全开位置并加铅封。存在下述问题之一的安全阀，应立即更换：
超过校验有效期或铅封损坏；安全阀泄漏。
发现安全阀失灵或有故障时，应立即处置或停止运行。当安全阀须进行在线校验和压力调整时，使用单位主管压力管道的技术人员和具有相应资格的检验人员应到场确认。调整合格的安全阀应加铅封。调整及校验装置用压力表的精度应不低于1级。检验和调整时，应有可靠的安全防护措施。
2.2.6管道标志桩、标志牌的检查
管道标志桩、转角桩、里程桩、标志牌等是否完好，有无丢失、损坏，字迹是否清晰。
2.2.7管道防护带和覆土情况检查
检查管道防护带有无塌方，管道覆土是否满足设计要求。
2.2.8穿跨越管段检查
穿越河流管段应在每年汛期过后检查，检查穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀损坏情况等，检查和施工宜在枯水季节进行。
跨越管段、架空管段及其附属结构的检查维护执行SY/T 6068的规定。
2.2.9电法保护系统
埋地钢质管道电法保护系统的测试、维护、调整执行SY/T 5919的规定。
2.3全面检测
2.3.1全面检测前的准备
检验单位和检验人员在检验前应审查：管道的相关图纸、设计计算书、竣工验收资料(含安装竣工资料、材料检验)、一般性检验要求检查的各种记录；
检验前应编制检验计划，并按时向负责对其发放管道使用登记证的安全监察机构申报全面检验计划。
检验单位和检验人员应根据资料审查情况制定检验方案，并在检验前与使用单位落实检验方案；
使用单位应进行全面检验的现场准备工作，确保所提供检验的管道处于适宜的待检验状态；提供安全的检验环境，负责检验所必需的辅助工作，并协助检验单位进行全面检验工作；
2.3.2全面检验包括一般检验的全部内容。
2.3.3管道测厚
采用非开挖的检测方法对管道的剩余壁厚进行全面检测；不具备非开挖的检测的条件时，可采用开挖探坑的方法用超声波测厚仪进行抽查测定，测厚的位置应在单线图上标明。
2.3.4耐压强度校验
当管道的全面减薄量超过公称厚度的10％时应进行耐压强度校验。耐压强度校验参照现行国家标准GB50316《工业金属管道设计规范》的相关要求进行。
2.3.5土壤腐蚀性评价
土壤的腐蚀性调查评价方法按照SY/T 0087-95标准中相关规定执行。
2.3.6杂散电流测试
对处于交直流干扰源附近的管道，应进行杂散电流测试。处于交流干扰源附近时，测试按照SY/T 0032标准中相关规定进行；处于直流干扰源附近时，测试参照SY/T 0017相关规定进行。
2.3.7管道监控系统检查
检查管道监控系统的运行状态是否正常，仪表指示是否准确。
2.3.8管道腐蚀介质测试
管道腐蚀介质测试按SY/T 0087-95标准中相关规定执行。
2.4管道检验结果评估
2.4.1防腐层评估
2.4.1.1外防腐层地面检验结果评估
可按照SY/T 5918标准采用电流-电位法或变频-选频法对石油沥青防腐层进行定量评价，分级评价标准见表1；也可采用PCM法(多频管中电流法)进行绝缘性能的定性评价，PCM法可根据测绘出的电流衰减曲线的陡缓程度找出防腐层绝缘性能相对较差的管段，曲线越陡，电流衰减越快(即电流衰减率越大)，防腐层绝缘性能就越差；某一点电流突然衰减，则该处防腐层发生破损或有支管、搭接等。
表1电流-电位法或变频-选频法对石油沥青防腐层分级标准及相应措施

  防腐层等  级  一级  (优)  二级  (良)  三级(可)  四级(差)  五级  (劣)  电流-电  位法测电  阻率r  Ω·m²  ≥  5000  2500≤r  ＜5000  1500≤r  ＜2500  500≤r＜1500  ＜500  选频-变  频法测电  阻率r  Ω·m²  ≥  10000  6000≤r  ＜10000  3000≤r  ＜6000  1000≤r＜3000  ＜  1000  老化程度  及表现  基本  无老  化  老化轻  微，无剥  离和损  坏  老化较  轻，基本  完整，沥  青发脆  老化较严重，有  剥离和较严重  的吸水现象  老化  和剥  离严  重，轻  剥即  掉  采取措施  暂不  维修  和补  漏  每三年  为一周  期进行  检漏修  补作业  每年进行  检漏和修  补  加密测点进行  小区段测试；对  加密测点处的  小于1000  Ω·m²的防腐  层进行维修  大修
对新型的防腐层(如煤焦油磁漆、熔结环氧粉末、聚乙烯类等防腐层)的绝缘性能可采用电流-电位法进行评价(但目前数据有限，无法形成定量分级标准)，也可采用PCM法(多频管中电流法)进行绝缘性能的评价。
电流-电位法、变频-选频法、PCM法(多频管中电流法)等评价方法具体做法可参考SY/T 5918标准附录的相关内容。
2.4.1.2管道外防腐层开挖检测质量评估
管道外防腐层开挖检测外防腐层的外观、厚度、粘结力、漏点等指标，按照相应防腐层技术标准进行评价。现行的防腐层石油行业标准有：SY/T 0315、SY/T 0379、SY/T 0413、SY/T 0414、SY/T 0420、SY/T 0447。
2.4.2防腐保温层评估
2.4.2.1防腐保温层地面检测的质量评估
油田管道常采用的防腐保温层是硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层，对于这种防腐保温层进行地面检测没有定量评价标准，可采用PCM法(多频管中电流法)进行绝缘性能的定性评价。
2.4.2.2管道防腐保温层开挖检测质量评估
防腐保温层的外保护层应无脱落、破损、开裂、渗水等缺陷，表面应光滑平整；防腐保温层整体无异常变形、扭曲，保温层充满钢管和防护层的环形空间，保温层无收缩、发酥。
2.4.3管体评估
管道管体评估按照SY/T6151《钢质管道管体腐蚀损伤评价方法》对管道管体腐蚀损伤进行评价分级，分为五个级别，分级和处理方法见表2。
表2管体腐蚀损伤评定类别划分
类别评定与结论1腐蚀程度轻，完全可以继续使用2腐蚀程度不严重，能维持正常运行3腐蚀程度较严重，需降压运行或予以维修4腐蚀程度严重，尽快降压和维修5腐蚀程度很严重，应尽快更换
2.4.4附件评估
管道上的阀门应清洁、灵活好用，阀门法兰连接处应无渗漏，管道上的仪表应示值准确。
2.5维修
2.5.1维修前的准备
根据评估的结果确定维修的内容、规模、性质以及对生产的影响大小。涉及到改变原有设计的大修应委托有相应管道设计资质的单位重新进行设计，重大技术方案应报设备主管部门批准。
进行中修和大修时，负责维修的施工单位应编制施工技术措施，并报业主批准；由业主负责调整生产计划，按措施的要求将需维修的管道调整到适宜维修的状态；
当对在运行的石油天然气管道进行维修时，除应编制施工技术措施外还应编制事故应急预案；
维修单位和维修操作人员应做好安全防护工作，严格遵守安全生产制度和安全操作规程。
2.5.2防腐层维修
2.5.2.1防腐层修复材料的确定
防腐层修复材料按照SY/T 5918标准中6.1规定的原则初选后应进一步经现场实验筛选确定。
2.5.2.2防腐层修复施工及验收
防腐层修复施工过程中的技术要求、质量控制、回填、HSE要求以及最后的竣工验收执行SY/T 5918-2004标准中的相关规定。
2.5.3防腐保温层维修
硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层维修时管沟土方开挖的要求按照SY/T 5918-2004标准中7.1条的规定执行；
硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层维修的技术要求及检查验收按照SY/T 0415标准中“补口及补伤”的相关规定执行。
2.5.4管道维修
2.5.4.1管道维修的安全要求
低压污水管道可以采用补焊、夹具(管卡)堵漏、丝堵堵漏等方法进行带压修理，油气管道除非使用专用设备，一般不宜带压修理，高压注水管道严禁带压修理。
油气输送管道可以采用带压打孔安装支管然后更换管段的方法进行带压修理，当采用这种方法时维修过程按照SY/T 6150标准中的规定执行。
在天然气管道、含油污水管道上或油气站库内进行动火作业时应执行SY/T 5858的规定。
2.5.4.2夹具修补施工
对于存在局部减薄或者环形线性缺陷和蚀孔的管道可以在线安装一个设计适当的(螺纹)夹具作临时性处理，如果夹住的管道组成件不足以承受轴向压力，该夹具应该承受足够的轴向载荷，也要考虑管道组成件所受到的夹(压)力的影响。
夹具修补是一种临时性的修理，适用于抢修施工。如果用夹具夹住泄漏管道并重新埋入地下，应在检验纪录中记录夹具的位置，并在地面标识。标识和记录上都应标明夹具的安装日期和位置，在定期检修或在有条件的情况下应对管道进行永久维修。
2.5.4.3环氧树脂修补施工
环氧树脂可以及时修补管路的腐蚀穿孔、砂眼、裂纹等渗漏处，与焊接相比，不受安全条件限制，大大减少明火修焊的危险性，安全可靠有利生产，适用于一般的油气输送管道。补漏应在管内放空、无压力情况下进行，清理表面污锈后先沿渗漏处涂环氧树脂补漏剂，涂层厚度(1～2)mm，在涂层上缠绕一层玻璃丝布，再在玻璃丝布上涂补漏剂，缠绕玻璃布(3～5)层，最后以补漏剂敷边面，干固后即可投入正常使用。
2.5.4.4补焊施工
对于管道上的体积型或针孔等局部缺陷，当确定邻近的其它部位壁厚尚无明显的减薄，可以通过采用填充焊或贴补强板的方法进行临时维修，使用的焊接材料应与母材相称。
补焊的部位应在检验纪录中记录位置，并在地面标识。标识和记录上都应标明维修的日期和位置，在定期检修或在有条件的情况下应对该管道进行更换。
2.5.4.4管道更换
2.5.4.4.1管道清管、置换
管道更换前，除非采用带压打孔安装支管然后更换管段的方法，否则必须清除管道内介质。有清管设施的输油输气管道应先进行清管然后置换，输油管道的清管按照SY/T6148标准的规定执行，输气管道的清管按照SY/T6383标准的规定执行；输油管道应用水或蒸汽进行置换，输气管道应采用惰性气体进行置换。
没有清管设施的输油管道采用蒸汽吹扫的方法将油清除，天然气管道泄压放空后直接采用惰性气体置换，污水管道采用空气吹扫。
天然气管道置换时，检测管道末端可燃气体含量低于天然气的爆炸下限为合格。
2.5.4.4.2更换施工
维修更换用的钢管及管件应采用与原设计相同的材质和规格，更换材质和规格应经过设计单位批准。
失效管段拆除后，检查管道的内部腐蚀状况，作为评价管道安全状况的依据。
参加焊接的焊工必须持有焊工考试委员会颁发的相应项目资格证书。
焊接前应有焊接工艺评定，并根据评定合格的焊接工艺制定焊接工艺指导书，焊工必须严格按照焊接工艺指导书进行施焊。
管道更换的施工从材料检验、管道安装焊接及检查验收都应按照相应的施工验收规范执行，大于1.6MPa的天然气管道按照SY0466标准的规定执行，其他油气集输管道和污水管道按照SY0422标准的规定执行。
3试验与验收
3.1试验
3.1.1属于下列情况之一的管道，应进行压力试验：
经全面检修后；经重大维修改造的；使用条件变更的；停用2年以上重新投用的。
3.1.2对因使用条件变更而进行压力试验的管道，在压力试验前应按GB50316校核。
3.1.3进行压力试验时，应遵守下列规定：
a)压力试验一般应以液体为试验介质。当管道的设计压力小于或等于0.6MPa时，也可采用气体为试验介质，但应采取有效的安全措施。脆性材料管道严禁使用气体进行压力试验。
b)当进行压力试验时，应划定禁区，采取必要的安全保护措施，无关人员不得进入；
c)压力试验合格后，应按填写管道压力试验报告。
3.1.4压力试验的具体规定应按相应的施工规范执行，油气田集输管道执行SY0422的规定，大于1.6MPa的天然气管道执行SY0466的规定。
3.2验收
3.2.1竣工后，施工单位应向使用单位提出整体验收的申请，使用单位应及时组织有关部门进行整体验收。
3.2.2施工单位提交完整的竣工资料，包括竣工图、修改通知单，材料和附件的出厂质量合格证书或检验报告，管道的各种检测报告、施工记录和试压报告等记录。
3.2.3验收不合格，或资料不齐全，由施工单位返工、补齐方可签字予以验收。以油气田钢质埋地管道为例，详细描述费用测算方法：
单位长度管道年检验费用的测算
管道检验费用取决于管道检验的种类和每一类检验的次数，按照《油气田管道检维修规程》的规定，每年管道需要进行一次一般检验，每5年管道需要进行一次全面检验。
每公里管道年平均检验费用＝一般检验费用(元/次)×1(次/公里)+全面检验费用(元/次)×(1/5)(次/公里)。
按照《胜利油田管道检验收费标准》的规定，每公里管道年平均检验费用＝4200(元/次)×1(次/公里)+(10500(元/次)-4200(元/次))×(1/5)(次/公里)＝5460(元/公里)
3.3单位长度管道年修理费用测算方法
根据《中石化石油工程定额》，对各类不同管径的管道外防腐、保温和补孔费用分别进行测算。防腐和保温按照对应不同管径以米为单位、穿孔以次数为单位进行计算。在管道修理过程中，挖填土费用的计算按照每米长度管道，挖填土为1×3×2m³。中石化定额规定，100m³费用为3900元，每立方米39元，则修理每米管道的挖填土费用为234元。
对于防腐层和保温层的修理：单次长度小于等于1m的，修补长度按2m计算，填挖土方为2×3×2立方米；单次长度大于1m的，修补长度和填挖土方长度按照实际修补长度加1m计算。
不同管径外防腐层修理费用(当≤1m时)＝2(米)×不同管径不同类型外防腐费用(元/米)+2(米)×234(元/米)
不同管径保温层修理费用(当≤1m时)＝2(米)×不同管径不同类型保温层费用(元/米)+2(米)×234(元/米)
不同管径外防腐层修理费用(＞1m)＝(修理长度+1)(米)×不同管径不同类型外防腐费用(元/米)+(修理长度+1)(米)×234(元/米)
不同管径保温层修理费用(＞1m)＝(修理长度+1)(米)×不同管径不同类型保温层修理费用(元/米)+(修理长度+1)(米)×234(元/米)
不同管径外防腐、保温层修理费用(当≤1m时)＝2(米)×(不同管径不同类型外防腐费用(元/米)+不同管径不同类型保温层费用(元/米))+2(米)×234(元/米)
不同管径外防腐、保温层修理费用(＞1m)＝(修理长度+1)(米)×(不同管径不同类型外防腐费用(元/米)+不同管径不同类型保温层费用(元/米))+(修理长度+1)(米)×234(元/米)
具有防腐层和保温层的管道补孔费用＝补孔费用(元/次)+(修理长度+1)(米)×(不同管径不同类型外防腐费用(元/米)+不同管径不同类型保温层费用(元/米))
输油管道使用最多的为Ф219管道，其他管道使用最多的为Ф89管道，因此，分别以Ф219的钢质输油管道和Ф89的其他管道为例，进行测算，如下：
钢质输油管道，管径Ф219，外防腐采用沥青泡沫保温30mm，使用时间小于10年，每年每公里穿孔0.92次。
此类管道每年每公里检修费用＝检验费用+修理费用
＝5460+2261
＝7721(元)
实施例2：以高压注汽管道为例，详细描述检维修方法：
1.1检修分为一般检修和全面检修
1.2一般检修的内容与周期
1.2.1一般检修的内容
一般检修内容包括：泄漏检修、绝热层和防腐层检修、振动检修、位置与变形情况检修、支吊架检修、阀门和补偿器检修、管道标识检修；重点部位壁厚测定及修理。
1.2.2一般检修周期：每年应至少进行一次。
1.3全面检修的内容与周期
1.3.1全面检修内容
一般检修的全部内容；管道剩余壁厚检测；无损检测；理化检验；耐压强度校验和应力分析。
1.3.2全面检修周期
1.3.2.1管道的安全状况等级按照《在用工业管道定期检验规程》(试行)第五章的规定进行定级。安全状况等级为1级和2级的注汽管道，其全面检修周期一般不超过6年；安全状况等级为3级的在用注汽管道，其全面检修周期一般不超过3年。
1.3.2.2对于腐蚀速率大于0.25mm/年管道；遭受应力腐蚀、孔蚀等局部腐蚀的管道；产生疲劳(由于振动、脉动压力、温度循环等可能受到反复应力)的管道；产生材质劣化的管道；焊接接头的埋藏缺陷超过施工验收规范或维护检修规程规定的质量标准的管道检验周期为2年。
2检修与质量评估
2.1资质要求
2.2一般检验
2.2.1一般检验准备工作
一般检验开始前，使用单位应准备好与检验有关的管道平面布置图、管道工艺流程图、单线图、历次在线检验及全面检验报告、运行参数等技术资料，检验人员应在了解这些资料的基础上对管道运行记录、启停运记录、管道隐患监护措施实施情况记录、管道改造施工记录、检修报告、管道故障处理记录等进行检查，并根据实际情况制定检验方案。
检验方案中应有HSE措施，并应在检验实施前落实好各项措施，备齐检验设备、机具和劳动保护用品，重点应防止发生烫伤事故。
2.2.2泄漏检查
泄漏检查主要采用目测检查管道及其他组成件是否有泄漏情况。
2.2.3保温层、防腐层检查
保温层采用目测检查并结合管道末端蒸汽干度检测，对于在运行中发现末端蒸汽干度不达标的管道，应在管道运行中全面检查保温层有无局部破损、开裂、下沉、渗水等情况，并按照GB8174标准的规定测试保温层的保温效果。
对于在运行中末端蒸汽干度达标的管道，只进行目测检查保温层有无局部破损、脱落、开裂、下沉、渗水等情况。
防腐层检查采用目测防腐层有无脱落、起皮等缺陷。
2.2.4振动检查
振动检查采用目测检查管道有无异常振动情况。
2.2.5变形检查
变形检查主要检查管道是否存在挠曲、下沉以及异常变形等情况。
2.2.6支吊架检查
支吊架检查主要检查支吊架是否脱落、变形、腐蚀损坏或焊接接头开裂；支架与管道接触处有无积水现象；滑动管托与支架接触是否紧密，偏移位置是否合适；转导向支架间隙是否合适，有无卡涩现象；恒力弹簧支吊架转体位移指示是否越限；变力弹簧支吊架是否异常变形、偏斜或失载；刚性支吊架状态是否异常；吊杆及连接配件是否损坏或异常；阻尼器、减振器位移是否异常，液压阻尼器液位是否正常；承载结构与支撑辅助钢结构是否明显变形，主要受力焊接接头是否有宏观裂纹。
2.2.7阀门检查
阀门检查应检查阀门表面是否存在腐蚀现象，是否有裂纹、严重缩孔等缺陷，阀门操作是否灵活等。
2.2.8补偿器检查
检查补偿器的变形量是否正常范围。
2.2.9管道标识检查
检查管道标识是否齐全，字迹清晰。
2.2.10重点部位壁厚测定
对管道的弯头、三通、已知有缺陷的部位抽查测定剩余壁厚，重点检测已知的缺陷部位。使用超声波测厚仪进行在线检测时需要采用高温探头，并选用相应温度下的高温耦合剂，还要注意声速的修正。
2.3全面检验
2.3.1全面检验前的准备
检修前应制订全面检验计划，安排全面检验工作，并按时向负责对其发放管道使用登记证的安全监察机构申报全面检验计划。
检验单位和检验人员在检验前应审查：管道的相关图纸、设计计算书、竣工验收资料(含安装竣工资料、材料检验)、在线检验要求检查的各种记录等资料。
检验单位和检验人员应根据资料审查情况制定检验方案，并在检验前与使用单位落实检验方案。
使用单位应进行全面检验的现场准备工作，确保所提供检验的管道处于适宜的待检验状态；提供安全的检验环境，负责检验所必需的辅助工作，并协助检验单位进行全面检验工作。
2.3.2全面检验的安全要求
影响管道全面检验的保温结构、附设部件或其他物体，应按检验要求进行清理或拆除。为检验而搭设的脚手架、轻便梯等设施，必须安全牢固，便于进行检验和检测工作。管道应按照操作规程的要求缓慢地降温，将管道内部冷凝水排除干净，防止造成烫伤。
如需现场射线检验时，应隔离出透照区，设置安全标志。检验用的设备和器具，应在有效的检定期内，经检查和校验合格后方可使用。
检验单位和检验人员应做好安全防护工作，严格遵守使用单位的安全生产制度。
2.3.3一般检验。
2.3.4管道剩余厚度检测
对管道进行剩余厚度的抽查测定，一般采用超声波测厚的方法，测厚的位置应在单线图上标明。测厚点的选取应符合以下规定：
a)弯头、三通和直径突变处的抽查比例见表1，对于上述被抽查的每个管件，测厚位置不得少于3处；上述被抽查管件与直管段相连的焊接接头的直管段一侧应进行厚度测量，测厚位置不得少于3处；检验人员认为必要时，对其余直管段进行厚度抽查；
b)发现管道壁厚有异常情况时，应在附近增加测点，并确定异常区域大小，必要时，可适当提高整条管线的厚度抽查比例。
表1弯头、三通和直径突变处测厚抽查比例
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管道级别GC1 GC2每种管件的抽查比例≥50％≥20％
2.3.5无损检测
2.3.5.1表面无损检测
表面无损检测应符合以下要求：
a)外部检查中发现裂纹或可疑情况的管道，应在相应部位进行表面无损检测；
b)绝热层破损的管道，应在相应部位进行外表面渗透检测；
c)对支管的角焊缝部位进行表面无损检测抽查。
2.3.5.2超声波或射线检测
管道的焊接接头一般应进行超声波或射线检测抽查。超声波或射线检测抽查的比例见表2。
表2管道焊接接头超声波或射线检测抽查比例
管道级别超声波或射线检测比例GC1焊接接头数量的15％且不少于2个GC2焊接接头数量的10％且不少于2个
注：1.温度、压力循环变化和振动较大的管道的抽查比例应为表中数值的2倍。
2.耐热钢管道的抽查比例应为表中数值的2倍。
3.抽查的焊接接头进行全长度无损检测。
抽查时若发现安全状况等级3级或4级的缺陷，应增加检查比例，增加量由检验人员与使用单位结合管道运行参数和运行经验协商确定。
抽查的部位应从下述重点检查部位中选定：
a)制造、安装中返修过的焊接接头和安装时固定口的焊接接头；
b)表面检测发现裂纹的焊接接头；
c)支吊架损坏部位附近的管道焊接接头。
当重点检查部位确需进行无损检测抽查，而表2所规定的抽查比例不能适应检查需要时，检验人员应与使用单位协商确定具体抽查比例。
2.3.6耐压强度校验和应力分析
2.3.6.1耐压强度校验
当管道的全面减薄量超过公称厚度的10％时应进行耐压强度校验。耐压强度校验参照现行国家标准GB50316《工业金属管道设计规范》的相关要求进行。
2.3.6.2管道应力分析
存在下列情况之一的管道应进行管系应力分析：
a)有较大变形、挠曲；
b)支吊架异常损坏；
c)严重的全面减薄。
高压注汽管道应力分析执行SDGJ6标准的规定
2.4检测评估质量要求
2.4.1保温层评估
保温层应无破损、开裂、下沉、渗水等情况，金属外保护层表面无严重锈蚀。管道保温层保温效果评价依据GB8174标准进行。
2.4.2振动评估
管道不应存在异常振动情况，发现异常振动时应分析产生的原因，采取针对性的措施予以消除。
2.4.3变形评估
管道不应存在挠曲、下沉以及异常变形等情况。存在的变形缺陷，应分析产生的原因，采取针对性的措施予以消除。
2.4.4管体评估
管体存在的缺陷参照《在用工业管道定期检验规程》(试行)第五章的有关内容评定安全状况等级。对管体存在4级缺陷的管段，必须进行更换，存在2、3级缺陷的管段若确定不影
响安全运行可暂不修理。
2.5维修
2.5.1维修的准备
根据评估的结果确定维修的内容、规模、性质以及对生产的影响大小。涉及到改变原有设计的大修应委托有相应管道设计资质的单位重新进行设计，重大技术方案应报设备主管部门批准。
进行中修和大修时，负责维修的施工单位应编制施工技术措施，并报业主批准，业主负责协调注汽生产计划，将需维修的管道停产，缓慢降压并降温排除管道内的凝结水。
进行日常维护和小修时，若因生产需要管道不能停产，则必须做好防烫措施。
维修单位和维修操作人员应做好安全防护工作，严格遵守安全生产制度和安全操作规程。
2.5.2保温层维修
2.5.2.1保温材料选择
保温材料选择应遵循以下原则：
a)保温层维修时应选用与原设计相同的保温材料及保温结构，当选用不同的保温材料时，其主要技术性能指标应不低于原设计保温材料；
b)当采用与原设计不同的保温材料或保温结构进行保温层大修时，必须经过设计单位的批准。
2.5.2.2保温层施工及验收
保温层施工及验收执行SY0422-97标准第7章的相关规定。
2.5.3管道维修  2.5.3.1钢管、管件和阀门
钢管、管件和阀门的选用应遵循以下原则：
a)维修更换用的钢管应采用与原设计相同材质和规格的管道，选用的管件和阀门规格型号必须与原设计一致；
b)材料代用应经设计单位批准，不得擅自更换。
钢管、管件和阀门的检查必须按照SY0422-97标准中第3章的规定执行。钢管及管件的加工应符合SY0422-97标准中第4章的规定。
2.5.3.2拆除
拆除原有管道时，做好管道临时支撑和固定，防止管道坠落或补偿器回弹造成伤害事故。失效管段拆除后，应检查保留管道的内部腐蚀状况，作为评价保留管道安全状况等级的依据。
2.5.3.3安装  2.5.3.4焊接及检验
进行高压注汽管道焊接的焊工必须持有焊工考试委员会颁发的相应项目资格证书。焊接前应有焊接工艺评定，并根据评定合格的焊接工艺制定焊接工艺指导书，焊工必须严格按照焊接工艺指导书进行施焊。
高压注汽管道的焊缝应采用亚弧焊封底，高压注汽管道的焊接及检验其他要求执行标准中的相关规定。
3试验与验收
3.1试验
3.1.1属于下列情况之一的管道，应进行压力试验：
经全面检验的；经重大维修改造的；使用条件变更的；  停用2年以上重新投用的。
3.1.2对因使用条件变更而进行压力试验的管道，在压力试验前应经强度校核合格。
3.1.3进行压力试验时，应遵守下列规定：
压力试验应以液体为试验介质。当进行压力试验时，应划定禁区，采取必要的安全保护措施，无关人员不得进入；压力试验合格后，应按填写管道压力试验报告或泄漏性试验报告。
3.1.4高压注汽管道压力试验应执行标准中的相关规定。
3.2验收
3.2.1竣工后，施工单位应向使用单位提出整体验收的申请，使用单位应及时组织有关部门进行整体验收。
3.2.2施工单位提交完整的竣工资料，包括竣工图、修改通知单，材料和附件的出厂质量合格证书或检验报告，管道的各种检测报告、施工记录和试压报告等记录。
3.2.3验收不合格，或资料不齐全，由施工单位返工、补齐方可签字予以验收。