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1、附录A（规范性）在役聚乙烯燃气管道年度检查A.1基本要求A.1.1聚乙烯燃气管道使用单位应建立年度检查制度，并严格按照制度要求开展年度检查工作。A.1.2年度检查通常由聚乙烯燃气管道使用单位巡检维护人员进行实施，也可委托具备相关检验能力的检验机构进行实施。实施年度检查的人员，需进行专业技术培训，经考核合格后方可上岗。A.1.3年度检查每年至少进行一次，进行定期检验的年度可不进行年度检查。A.2重点检查部位实施年度检查时，应对下列管道或位置进行重点检查：a）穿越段管道；b）管道阀门（井）、与周边建构筑物或其他管线的水平净距或垂直净距不满足GB50028和CJJ63要求的位置；c）埋深不满足设计或
2、验收规范要求的管道；d）曾经发生过泄漏，影响管道安全运行的管道；e）存在第三方损害的管道，地质灾害频发地段敷设的管道；f）位于边坡等位置的管道；g）曾经为非机动车道或绿化带改后为机动车道的管道；h）有证据表明白蚁活动密集区域的管道；i）检验人员认为有必要检查的部位。A.3检查项目与要求A.3.1检查项目年度检查项目包括：资料审查、宏观检查、敷设环境调查、泄漏检测。A.3.2资料审查a）安全管理制度和操作规程是否齐全有效；b）相关安全技术规范规定的设计资料、安装竣工资料、监理资料、质量证明文件、监督检验证书及改造、修理资料等是否完整；c）日常巡检、维护、运行记录，定期安全检查记录是否符合要求；d
3、）年度检查、定期检验报告是否齐全，检查、检验报告中所提出的问题是否得到解决；e）是否按照相关要求制定了专项应急预案，并且有演练记录；f）是否对事故、故障以及处理情况进行了记录。检查人员应对管道资料进行审查，在管道投入使用后的首次年度检查时，必须审查本款第a）、b）项的资料，以后的年度检查视需要进行审查。A3.3宏观检查A.3.3.1管道位置与埋深检查主要检查周围地表、周边环境发生较大变动、管道沉降等情况下，管道位置与埋深是否符合设计及验收规范的要求。A.3.3.2示踪系统检查检查管道上方敷设的示踪线、可探测示踪带、电子标识器等示踪和定位系统的完整性和有效性。A.3.3.3地面标志检查检查管道地
4、面标志是否存在缺失、损坏等情况。A.3.3.4穿越段检查主要检查管道穿越处保护工程的完整性、稳固性、河道变迁、水工保护等情况。A.3.3.5阀门井（室）检查检查阀门井（室）内有无积水、沉降、泄漏等情况；检查阀门是否出现破损、卡死等情况。A.3.4敷设环境调查a）检查管道与其他建（构）筑物的净距以及管道上方占压变化情况；b）与热力管道伴行或交叉敷设时，通过查阅数据资料或实际测量得出聚乙烯燃气管道与热力管道的水平净距或垂直净距。必要时，测试聚乙烯燃气管道外壁温度；c）与其他管线伴行或交叉敷设时，通过查阅数据资料或实际测量得出聚乙烯燃气管道与其他管线的水平净距或垂直净距。d）检查管道周边是否存在白蚁
5、、老鼠啃咬等生物侵害情况：e）检查管道上方是否存在容易对管道造成破坏的榕树、乔木等深根植物；f）检查管道上方是否存在第三方施工活动；g）不良地质条件调查，检查管道沿线是否有地面沉降、冻土、滑坡、断层、洪水等不良地质条件。A.3.5泄漏检测A.3.5.1对管道沿线利用检测设备及工具定期进行泄漏检测排查，重点抽查管道阀门（井）、法兰、调压装置、钢塑转换接头以及距管道比较近的地沟、窖井等部位的泄漏情况。A3.5.2对可疑泄漏点应进行进一步精确的定位检测或地位钻孔检测。A.3.5.3必要时对管道泄漏异常点进行开挖验证。A.3.6安全保护装置检查对管道上设置的安全保护装置的完好性进行检查。A.4年度检查
6、结论与报告A.4.1结论年度检查工作完成后，检查人员应根据实际情况作出以下检查结论：a）符合要求，指未发现影响安全使用的问题或者只发现轻度的、不影响安全使用的问题，可以在允许的工作参数范围内继续使用：b）基本符合要求，指发现一般问题，经过使用单位采取措施后能够保证管道安全运行，可以在监控条件下使用，并且在检查结论中应注明监控条件、监控运行需要解决的问题及其完成期限;c）不符合要求，指发现严重问题，不能保证管道安全运行的情况，不允许继续使用，必须停止运行或者由具备相关检验能力的检验机构进行定期检验。A.4.2报告年度检查由使用单位自行实施时，按照本标准的检查项目、要求进行记录，并出具年度检查报告
7、，年度检查报告应由使用单位安全管理负责人或授权的安全管理人员审查批准。表A.1年度检查结论报告使用单位单位地址安全管理人员联系电话邮政编码压力管道代码管道名称管道编号投用日期性能物管道长度km管道规格设计压力MPa设计温度设计介质管道材质操作压力MPa操作温度主要磁在役聚乙端燃气管道检验与评价问题与处理注明检直发现的缺陷位置、程度、性质及其处理意见（必要时附图或者附页），不印制检杳结论口允许使用口进行定期检验许用物压力：MPa蘸：介质：其他：检查：日期：（检查单位盖章）年月日审批：日期：附录B（规范性）在役聚乙烯燃气管道风险评估方法8.1 风险评估模型8.1.1 风险评估模型的组成风险评估模型
8、包括失效可能性评分模型和失效后果评分模型。8.1.2 失效可能性评分模型按照表B.1规定的在役聚乙烯燃气管道失效可能性评分模型分别确定资料审查得分Si、宏观检查得分S2、敷设环境调查得分S3、管道示踪系统完整性检查得分S4、直接检验得分S5、安装及验收得分S6、使用年限得分S7、安全管理得分S8。在役聚乙烯燃气管道失效可能性得分S的计算按照公式（B.1）：8S=ESj（B.1）Z=I如果所评估的管道中存在以下情况，应将失效可能性得分S调整为IOO分：a）管道组成件不满足设计要求；b）工作压力超过设计压力；c）含有不可接受的缺陷；d）安全保护装置和措施不满足设计要求。8.1.3 失效后果评分模型
9、按照表B.2规定的在役聚乙烯燃气管道失效后果评分模型分别确定介质燃烧性C1.介质毒性C2、最高工作压力C3、最大泄漏量C4、地形C5、风速C6、人口密度C7、沿线环境（财产密度）C8、泄漏原因C9、抢修时间CiO、供应中断的影响范围和程度C”、用户对管道所输送介质的依赖性C2,在役聚乙烯燃气管道失效后果得分。的计算按照公式（B.2）：12C=ZCi（B.2）Z=I如果所评估的管道中存在以下情况，应将失效后果得分C调整为150分：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
10、规定的不应通过的区域或设施，并且未采取安全保护措施。表B.1在役聚乙烯燃气管道失效可能性评分模型编号分类评分项目分值评分内容失效可打自性分数有/是无/否S资料审查安全管理资料2有无安全管理规章制度与安全操作规则02技术档案及运行状况资料4作业人员是否持证上岗01有无定期检验报告01有无设计文件资料01日常运行及维修维护记录齐全、无或欠缺01S?宏观检查位置与走向2管道位置与走向是否清晰02地面标志2地面标志齐全、无或欠缺02管道裸露或变形1是否存在地表滑坡、沉降、洪涝水毁等造成管道裸露或变形10管道元件1阀门、法兰、钢塑转换接头等管道元件的是否完好01穿越管道2穿越管道符合要求或存在隐患02阀
11、门井1是否定期排放积水以及护盖、排水装置是否完好01管道埋深41.0米1/地面泄漏检查4发现一级泄漏4/发现二级泄漏3/发现三级泄漏2/发现四级泄漏1/未发现泄漏0/安全保护装置2安全保护装置是否完好02地面保护设施1地面保护设施是否完好01S3敷设环境调查地面活动频繁程度4铁路或公路主干道4/普通公路3/人行路2/绿化带、小区1/管道裸露2是否存在管道裸露情况20与构筑物或相邻管道的净距4与构筑物或相邻管道的净距是否符合要求04第三方施工活动2管道上方是否有第三方施工活动20地质条件2是否经过不良地质条件20S,管道示踪系统完整性检查管道示踪系统完整性4完整有效、无或部分缺失04S,直接检验
12、生物及深根机物2是否存在生物侵害情况10是否存在深根植物破坏情况10管体状况3管道表面有无鼓胀、气泡、槽痕或凹痕等缺陷10管道有无老化降解、表面粉化等迹象20管道敷设质量2示踪线（带）、警示带、管道的敷设质量是否符合要求02管道地下敷设环境温度3V-20C3/-20C,OC2/0C,30C0/30,C,40C2/40C3/焊接接头无损检测2开挖检验时是否进行了焊接接头无损检测02Ss安装及验收安装单位资质2安装单位资质有无资质02管道元件控制4管道元件制造单位有无资质02管道元件有无质量证明文件01管道元件有无进货检验01焊接及其检验3焊接操作人员有无资质01有无焊接工艺评定01是否进行了焊接
13、质量检验01强度试验2合格、无试验或不合格02严密性试验2合格、无试验或不合格02监理2监理单位及人员有无资质01监理结论是否合格01监督检验2是否经有资质的单位监督检验02竣工资料2竣工资料齐全、无或不齐全02验收报告1有无验收报告01S?使用年限管道使用年限6(0年.10年2/(10年，30年4/(30年，50年6/SX安全管理巡线频率3周期性巡线0/不定期1/不巡线3/巡线方式2沿线逐步0/只巡检建设挖掘频繁的管段1/不巡线2/巡线人员的能力1是否能够胜任01公众教育2有资料且经常组织宣传管道安全知识0/有资料但较少组织宣传管道安全知识1/没有宣传资料、不组织宣传2/安全责任制2有无安全
14、机构和人员01是否落实到人01年度检查和定期检验3按规范要求实施0/发现问题才实施2/不实施3/设备装置的维护保养3有无维护保养计划01是否定期维护保养及更换部件02信息管理系统2有无GIS,PIMS等信息管理系统02S合计IOO/表B.2在役聚乙烯燃气管道失效后果评分模型编号评分项目分值评分内容失效后果分数G介质燃烧性20介质是天然气、人工煤气、液化石油气20C2介质毒性10介质是天然气4介质是人工煤气10介质是液化石油气4G最高工作压力6500mj20G地形6泄漏处地形闭塞1泄漏处地形开阔6Q风速9泄漏处年平均风速低2泄漏处年平均风速中等6泄漏处年平均风速高9G人口密度20泄漏处是荒芜人烟
15、地区0泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两侧各20Om的范围内，人口数量1,100)6泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两侧各20Om的范围内，人口数量100,300)12泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两侧各20Onl的范围内，人口数量300,500)16泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两侧各20Onl的范围内，人口数量50020G沿线环境(财产密度)15泄漏处是荒芜人烟地区0泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两侧各20Onl的范围内，大多为农业生产区3泄漏处L6km长度范围内，管道区段两侧各200m的范围内，大多为住宅、宾馆、娱乐休闲地6泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两
16、侧各20Om的范围内，大多为商业区9泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两侧各20Om的范围内，大多为仓库、码头、车站等12泄漏处1.6km长度范围内，管道区段两侧各20Om的范围内，大多为工业生产、住宅区15Cq泄漏原因8泄漏原因是操作失误1泄漏原因是焊接质量5泄漏原因是第三方破坏或自然灾害8Go抢修时间91天1U天，2天）3G2天，4天）5G4天，7天）727天9ClI供应中断的影响范围和程度151000户31000户，2500户）62500户，5000户）95000户，IOoOo户）12210000户15C12用户对管道所输送介质的依赖性12供应中断的影响很小3有代替介质可用6有自备储存
17、设施9用户对管道所输送介质绝对依赖12C合计150/8.2 风险值与风险等级8.2.1 管道的运行风险值等于管道失效可能性得分与失效后果得分的乘积，风险值R的计算按照公式（B.3）:R= SxC(B.3)B.2.2风险等级划分见表B.3。表B.3风险等级划分风险值RR0,3600)R3600,7800)R7800,12600)R12600,15000风险等级低风险中风险较高风险高风险B.3风险评估数据收集风险评估所需数据的收集主要来源于以下四个方面：a）历次定期检验数据；b）运行期数据：包括管道属性数据、管道环境数据和管道检测管理维护数据；c）建设期数据：包括管道属性数据、管道环境数据、施工过
18、程中的重要过程及事件记录、设计文件、施工记录及评价报告等；d）社会资源数据。附录C（规范性）聚乙烯燃气管道位置与埋深检测方法C.1探管仪定位法C.1.1方法介绍发射机发射固定频率的信号施加到待测管线上，接收机以相同频率接收此信号，利用电磁信号的原理来探测地下管线的精确位置和埋深。C.1.2检测设备检测设备包括发射机、接收机，以及配套的电源设备、连接线等。C.1.3检测步骤探管仪定位法检测步骤如下：a）利用阀井、开挖点等能够接触到管道示踪线的位置将发射机与待测管道示踪线进行连接；b）设定电流强度，调节发射机输出电流，尽量大地稳定输出；c）设定接收机探测频率，确保与发射机工作在同一频率上；d）利用
19、峰值法或者谷值法对管道定位，配合GNSS定位仪，记录管线的埋深及坐标，绘制管线路由图。C.2固定信标定位法C.2.1适用范围本方法适用于埋设有电子标识器的聚乙烯燃气管道的检测。C.2.2方法介绍信标探测器通过发送可使地下信标感应的特定低频脉冲信号，并接收地下信标感应信号，定位布设于地下管线上方的电子标识器，确定管线的位置和埋深。C.2.3检测设备检测设备包括信标探测仪接收机、电子标识器等。C.2.4检测步骤固定信标定位法检测步骤如下：a）架设信标探测器，设定探测频率，不同埋设深度的信标对应不同的频率；b）探测管线位置上方布设的信标对管道定位，配合GNSS定位仪，记录管线的埋深及坐标，绘制管线路
20、由图。C.3探地雷达定位法C.3.1适用范围本方法适用于未敷设示踪线或示踪线失效的聚乙烯燃气管道的检测。C.3.2方法介绍利用超高频短脉冲电磁波在介质中传播时其路径、电磁场强度与波形随通过介质的电性质和几何形态的不同而变化的特点，根据接收到波的行程时间、幅度与波形资料来判断管线的位置和埋深。C.3.3检测设备检测设备包括管线探地雷达发射天线、接收天线等。C.3.4测量步骤探地雷达收集方式一般采用剖面法探测，以阀井、开挖点等作为坐标原点，将发射、接收天线以固定的分离距摆放，沿检测方向以等步长同步移动，所有单道反射信息构成了雷达图像剖面，其中横坐标表示天线在水平方向的位置，纵坐标记录的是反射波的行
21、程时间。该剖面常以脉冲反冲波的波形记录，波形的正负峰分别以黑、白表示，或者以灰阶或色彩表示，这样，同相轴或等灰、等色线即可形象地表征出地下反射界面或目标体。C.4多频声波探测法C.4.1适用范围本方法适用于未敷设示踪线或示踪线失效的聚乙烯燃气管道的检测。C.4.2方法介绍利用发射控制机驱动气体振动器，通过放散阀或调压箱和管道连接，来驱动管道中的燃气以施加多频复合声波震动信号，使管道中的燃气产生特殊调制的振荡波信号，接收并跟踪仪器信号源发出的声波信号，从而精确定位管道的位置与走向。C.4.3检测设备检测设备包括发射机部分和地面接收机部分，发射机部分分为动力控制部分和发声腔气体驱动部分；接收机部分
22、分为拾音器和手簿分析输出部分。C.4.4检测步骤多频声波探测法检测步骤如下：a）连接前检查接口气密性,确保放散阀门是关闭的,打开放散阀保护堵头,清理里面的杂物和水；b）架设发射控制机，选择合适的接头将发射控制机接头连接到放散阀或者调压箱放散阀，通过快速接头将共振腔连接发射机共振腔，尽量安装在待测管道的上游；c）通过拾音器及手簿分析软件，接收声波信号并分析，确定定位管道的位置与走向。C.5静电探测法C.5.1适用范围本方法适用于未敷设示踪线或示踪线失效的聚乙烯燃气管道的检测。C.5.2方法介绍燃气主要成份氢原子核中的质子是一种带有正电荷的粒子，其本身在不停的无规则自旋，具有一定磁性，在外磁场作用
23、下自旋质子将按一定方向排列，称为核子顺磁性，使用弱磁感应探测仪可以将被探测物的弱磁场放大，双手持金属杆的操作使用者在运动状态下通过人体静电、大地磁场、弱磁场的相互作用下可以探测出被探测物的位置与埋深。C.5.3检测设备检测设备包括主机、探测天线，配套的电源充电设备、背包等。C.5.4检测步骤静电探测法检测步骤如下：a）打开设备开关，取出可旋转伸缩探测天线，并将探测天线拉伸至最长，保持天线可旋转，天线水平且平行指向前方，与检测人员肩部宽即可；b）初步判断管道大致走向，以及管道所在范围，垂直管道方向进行走动探测，当两根天线相互吸引并旋转至交叉平行状态，天线正下方即为探测管道所在位置，人体走过目标管
24、道后，天线可由平行状态缓慢打开，最终恢复到预备状态；c）从天线交叉点平稳向前开始记录，走到天线打开之间距离可得到管道埋深；d）天线在目标管道上方沿管道走向平行，后仰身体至两杆欲改变平行状态时，一杆静止，另一标向前错开至再次改变平行状态，两杆错开的距离即为管道管径；e）单手操作时,天线的指向与正下方目标管道的走向一致,可用于管道追踪和弯头、三通的识别。C.6冲击棒检测定位法C.6.1适用范围本方法适用于土质较为疏松、单一的土壤环境中的聚乙烯燃气管道的检测。通过冲击棒探针上部的配重块向下的冲击力使探针竖直插入土壤中至到探针端部与聚乙烯燃气管道接触，通过探针与管道不断的撞击将声音及震动传递到地面，由
25、检测人员来辨认是否为待测管道。通过探针插入土壤深度来判断管道埋深。C.6.3检测设备检测设备包括冲击棒含配重块、探针。C.6.4检测步骤冲击棒检测定位法检测步骤如下：a）阀井处检测方法。通过阀井判断管道走向、埋深是否符合冲击棒量程，之后在管道敷设方向地面上划定若干横截面、间距根据现场情况确定，在横截面上使用冲击棒进行探测至到找出管线准确位置；b）管道出、入土端检测方法。以管道出入、土处为圆心在地面画出圆形截面、直径根据现场情况确定，之后在圆形截面上使用冲击棒进行探测至到找出管道位置，若探测不出管道位置则证明管道埋深超出冲击棒探测量程需选择量程更大的冲击棒。若探测出管道位置，则此位置与圆心连线则
26、为管道敷设方向，重复a）步骤；c）冲击棒使用方法。将探针竖直放置于待测位置地面上，手持配种块将其尽可能的远离地面，之后用力向下释放，重复操作该过程，使探针不断的插入土壤中至到接触到待测管道；d）冲击棒在横截面上使用时，冲击孔的间距应尽可能的小，并且保证探针竖直向下运行；e）探测出管道后，配合GNSS定位仪，记录管线的埋深及坐标，绘制管线路由图。C.7APL法C.7.1适用范围本方法适用于土质较为紧实、单一的土壤环境中的聚乙烯燃气管道的检测。C.7.2方法介绍仪器向地下发出超声波，采集反射波的频率，延时及信号强度。操作者重复进行等间距探测至少三次，合起来称为一次界面扫描。如果APL探测到空腔，信
27、号将反馈空腔反射信号，多次截面扫描的结果汇总起来才能完成一次管道定位。C.7.3检测设备一体式APL检测仪、钢卷尺。C.7.4检测步骤APL法检测步骤如下：a）启动电源按键，推动APL检测仪至目标管道上方；b）按仪器扫描键，采集该位置反射声波信号；c）用钢卷尺测量出APL检测仪两侧间距1米的位置,分别将APL检测仪移动至上述两处位置,分别采集该位置反射声波信号；d）根据反射声波信号判定管道位置并进行标记。附录D（规范性）气体泄漏检测方法及分级D.1基本要求D.1.1泄漏检测可用气体泄漏检测仪、气体泄漏检测车（甲烷、乙烷）、声学成像仪、激光甲烷检测仪、燃气嗅探犬等一种或多种技术组合的方式对聚乙烯
28、燃气管道沿线进行泄漏检测，精度不低于PPm级。D.1.2泄漏检测应按照NB/T47013.8承压设备无损检测第8部分:泄漏检测的相关规定执行。D.1.3可燃气体泄漏检测仪报警装置的报警浓度不高于可燃气体爆炸极限下限的20%oD.2检测D.2.1检验前应充分查阅管道相关资料，掌握管道位置、走向等信息。D.2.2选择重点检测区域和位置，重点检查管道阀门、阀井、法兰、套管、非金属管道熔接接口（含钢塑转换接口）等组成件，及燃气可能泄漏扩散到的地沟、窖井、地下构筑物内的泄漏情况；对疑似泄漏点可进行地面钻孔检测。D.2.3根据检测区域、对象，选择D21中规定的合适检测方法。D.2.4应沿管道附近的道路接缝
29、、路面裂痕、土质地面或草地进行检测。D.2.5对阀门井、地下阀室等地下位置，宜将检测仪器探头插入井盖开气孔内或沿井盖边缘缝隙等处进行检测。D.2.6由于各区域大气中甲烷背景浓度不同，当整个检测过程中存在甲烷浓度突变或显著高于正常大气浓度范围时，应认为存在疑似泄漏区域。D.2.7当空气中异味或气体泄漏声响时，也应认为存在疑似泄漏区域。D.2.8当发现疑似泄漏点时，应在周围多个点进行采样检测，寻找到泄漏气体浓度最大的位置。D.2.9在气体浓度最大的位置，一般应通过测量是否有一定浓度的乙烷气体来判断是否为燃气泄漏。D.2.10对于疑似的泄漏，应按照可能扩散过程选择检测孔或开挖的方式，确定管道泄漏位置
30、。D.3气体泄漏分级燃气泄漏按下列原则分为4个等级：D.3.1一级泄漏符合下列条件之一的，为一级泄漏：a）明显可见到、听到或者闻到有燃气泄漏的；b）建筑物内或之下有燃气泄漏的；C）密闭空间（如阀井等）有燃气泄漏的；d）燃气泄漏源于压力大于0.1MPa的燃气管道的；e）燃气泄漏源于建筑物05m之内的燃气管道，且检测仪器显示数值大于80%LEL的。D.3.2二级泄漏符合下列条件之一的，为二级泄漏：a）燃气泄漏源于建筑物05m之内的燃气管道，且检测仪器显示数值小于80%LEL的；b）燃气泄漏源于建筑物0.5m之外的燃气管道，且检测仪器显示数值大于80%LEL的。D.3.3三级泄漏燃气泄漏源于建筑物0
31、.5m之外的燃气管道，且检测仪器显示数值为3001ppm80%LEL的。D.3.4四级泄漏检测仪器显示数值W3000ppm的。燃气泄漏分级识别见图D.1。图D1燃气泄漏分级识别流程图附录E(规范性)聚乙烯燃气管道热熔接头相控阵超声检测方法E.1人员要求E.1.1按本方法实施检测的人员，应接受专业培训，具备相应资质，方可开展检测工作。E.1.2该专业培训科目应包括相控阵超声检测技术和聚乙烯热熔接头检测技术。E.2检测设备E.2.1相控阵超声检测系统应按GB/T29302进行测试并符合其要求。E.2.2相控阵超声检测系统还应进行本方法规定的测试并满足要求。E.2.3仪器相控阵超声仪器应按照GB/T
32、29302测试并符合其要求。E.2.4探头E.2.4.1聚乙烯燃气管道热熔接头相控阵超声检测用探头采用一元线阵斜探头。E.2.4.2探头声束汇聚区范围应能满足检测聚乙烯燃气管道热熔接头内缺陷深度的要求。E.2.4.3探头折射角通常为45。或60,探头楔块应选用声学性能与聚乙烯相近的材料制作，推荐采用聚枫材料。E.2.4.4探头频率应根据管材厚度选定。不同管材厚度范围推荐的探头频率见表E.1。表E.1不同管材厚度适用的探头频率PE管材厚度e(mm)频率f(MHz)458e302.5302VfW2.5E.2.5检测系统E.2.5.1组合仪器、探头和特殊楔块的相控阵检测系统应按GB/T29302进行
33、测试并符合其要求。E.2.5.2系统在检测项目的聚乙烯燃气管道校准试块上最远和最近人工反射体信号的灵敏度余量和信噪比均应超过12dB；横向分辨率小于2mm；纵向分辨率小于Imm。E.2.6扫查器E.2.6.1应能夹持探头并贴合管道沿焊缝进行平行扫查。E.2.6.2检测前应对扫查器进行校准，位移误差应小于1%,最大不超过Iomm。E.2.6.3位置分辨率应小于ImmoE.2.7耦合剂应使用对聚乙烯材料没有任何腐蚀、溶解作用的耦合剂，耦合剂应易于附着和清除。E3校准试块E.3.1应采用与被热熔接头管件材料声学性能相同或近似的材料制成，该材料不得有大于或等于Imm平底孔当量直径的缺陷。E.3.2应选
34、择图E.1所示校准试块图纸进行制作，试块的检测面为平面或带有一定曲率半径的曲面，在试块的不同深度位置上含有6个排列不均匀的预埋金属丝。图E.1校准试块图纸E.3.3试块的型号、相应的曲率半径和适用的热熔接头范围见表E.2的规定。表E.2试块圆弧曲率半径试块型号试块网弧曲率半径R(mm)适用的热熔接头范围(公称直径)(mm)PE-I-13075710PE-I-260110200PE-I-3平面200E.4检测准备E.4.1检测时机使用单位应按照检验机构的要求及时组织开挖，以保证焊接接头检测正常开展。E.4.2表面要求被检测的热熔焊接接头应在焊缝两边一倍壁厚再加50mm范围内整圈清除表面异物。E.
35、4.3检测区域检测区域应包括焊缝中心线两侧一倍壁厚。E.4.4灵敏度校准E.4.4.1灵敏度校准应在校准试块上进行。E.4.4.2灵敏度校准后不同深度处相同反射体回波波幅应基本一致，且经最大补偿的声束回波的信噪比不应小于6dB,记录此时的增益和波高为参考幅度。E.4.4.3扫查灵敏度由工艺验证试验确定，一般将61x254dB设置为满屏高度的8095%,作为扫查灵敏度。E.5检测E.5.1应使用经校准的检测系统对待测热熔接头进行检测。1.酬2接头3加校医快头图E.2热熔接头检测示意图E.5.3焊缝长度方向重叠应大于20mm。E.5.4在完成扫描之后，应自动存储原始数据。E.6结果解释和评价E.6
36、.1缺陷的判定当反射波幅高于或等于20%满屏幕波高时，应记录并测定。E.6.2缺陷的尺寸以S显示和B显示的图像中缺陷成像尺寸作为缺陷尺寸。E.6.3缺陷的定性E.6.3.1热熔接头缺陷性质a）接头中的孔洞；b）熔合面夹杂，如夹砂、灰尘、金属等；c）未熔合；d）裂纹。E.6.3.2熔合面夹杂熔合面夹杂缺陷为面积型缺陷，将其表征为由其外接矩形之长和宽围成的矩形。图中缺陷所在的面为聚乙烯热熔接头的熔合面（B显示图像），X为缺陷径向的矩形边长即缺陷高度，Y为缺陷周向的矩形边长即缺陷长度。当相邻缺陷间距小于等于较短缺陷尺寸时，应视为单个缺陷，缺陷长度应计入间距。图E.3熔接面缺陷的表征E.6.3.3孔洞
37、孔洞缺陷为体积型缺陷，应表征其X、Y,其表征方法与E.7.3.2相同。E.7质量分级E.7.1聚乙烯燃气管道对接接头相控阵超声检测质量分级根据接头中存在的缺陷性质、数量和密集程度，其质量等级可划分为I、II、HI级。I、II级焊接接头内不允许有裂纹和未熔合缺陷。E.7.2熔合面夹杂的质量分级熔合面夹杂缺陷按表E.3的规定进行分级评定。表E.3熔合面夹杂缺陷的质量分级级别与内外壁贯通的熔合面夹杂在接头熔合面中间的熔合面夹杂IX5%T,Y10%TX1O%T,且在任何连续30Omm的焊缝长度中，当Y累计长度不超过20mmIlX1O%T,Y20%TXI5%T,且在任何连续30Omm的焊缝长度中，当Y累
38、计长度不超过50mmIII大于级者注：T为管材壁厚。E.7.3孔洞的质量分级I、级热熔接头中不应存在尖锐端角的孔洞缺陷。孔洞缺陷按表E.4规定进行分级评定。表E.4孔洞缺陷的质量分级级别单个孔洞组合孔洞IXV5%TYIO%TXV5%T且在任何连续300mm的焊缝长度中，当缺陷累计长度Y不超过20mm。IIX10%T,Y20%TXV10%T且在任何连续30OnIm的焊缝长度中，当缺陷累计长度Y不超过50mm。III大于级者注：T为热熔接头管材壁厚。E.8检测报告聚乙烯燃气管道相控阵超声检测后，应由相应检测资质II级或以上人员编写检测报告，内容至少包括：a）聚乙烯燃气管道型号，直径，配套工程名称及
39、地点，焊缝数量，验收标准；b）材料型号，直径，壁厚；c）相控阵超声仪器型号，检测技术，探头规格型号；d）检测记录和结果，焊缝评级；e）检测人员，资格；审核人员，资格；报告口期。附录F(规范性)聚乙烯燃气管道剩余寿命预测方法F.1寿命预测方法原理埋地聚乙烯燃气管道在服役期间，引起性能变化的主要因素包括温度、机械应力、燃气介质和土壤环境等。在一定温度范围内，烘箱加速老化与埋地条件下的老化机理相同。利用承压高温烘箱加速老化试验数据，可外推计算环境温度下聚乙烯燃气管道的寿命。F.2寿命预测试验F.2.1试验仪器F.2.1.1高温烘箱。F.2.1.2拉伸试验机。F.2.1.3诱导期试验仪。F.2.2试验
40、条件F.2.2.1老化试验温度至少应不少于三个，相邻温度间隔不低于IOlG试验温度上限因管材不同而异，但热老化试验温度不低于聚乙烯管材熔点20。F.2.2.2老化试验时间因温度不同而异，对于较高温度试验，性能变化需要达到临界值后才可结束；对于最低温度的试验结束时，性能变化不得低于80%。F.2.2.3老化试验中聚乙烯管道内压应等于实际服役工况下的燃气输送压力。F.2.3试验步骤F.2.3.1将一截待老化聚乙烯管道内充入一定压力气体，用封堵头密封，长度不短于40cm。按照GBZT3512,在烘箱中进行加速老化试验。E2.3.2聚乙烯管材拉伸试验按照GB8804.2进行。F.2.3.3聚乙烯管材管
41、件诱导期检测试验按照GBm7391进行。F.2.3.4所有试验必须采用检测的埋地聚乙烯燃气管道的同一批次管材，优先推荐采用聚乙烯管材拉伸试验。F.3结果处理F.3.1寿命预测模型聚乙烯燃气管道老化性能变化指标P与老化时间t的关系可用经验公式(F.1)描述：(El)P=Ae,式中：P老化性能变化指标。对拉伸性能试验为任意老化时间的断裂伸长率，与老化前断裂伸长率LO的比值。对于诱导期试验为任意老化时间的氧化诱导期St与老化前氧化诱导期SO的比值；A试验常数；K老化速率常数，单位为每天（）；t老化时间，单位为天（d）。F.3.2老化速率老化速率常数K与老化温度T之间关系服从ArrheniUS（阿伦尼
42、乌斯）公式，见公式（F.2）：(F.2)=InB式中：K老化速率常数，单位为每天（d）；B频率因子，单位为每天（d）;E表观活化能，单位为焦耳每摩尔JmoH;R气体常数，8.314焦耳1每摩尔每开尔文（JmoHKD;T老化温度，开尔文（K）。F.3.3统计分析由热老化试验结果，对每个老化试验温度可获得一组（n个）老化时间t与性能变化指标P的数据,可计算m个老化试验温度下的老化速率KoI=1,2,一，小，P,式（El）经自然对数变换后可用下式表示，Y=a+bX式中：K=InP,=lnJ, b=-K, X=t0用最小二乘法求得系数。、b和相关系数门。,EXy-迎L _ n一 X2.陪a = -b(F.3)(F.4)(F.5)Ey.2r=PP（E6）由此可求得公式（F.1）中参数值K=-bA=ea（F.7）则参数4的估计值%=等（F.8）进行相关系数检查，参考表El中显著性水平为0.01（即置信度99%）,自由度=n-2的表值，如果IrII计算值大于表值，则X与Y相关显著，否则方程不成立，查找原因，重新试验或补做试验。表F.1相关系数检查表自由度0.01显著性水平1
