管道维抢修技术规范 - 耐斯管道.doc

ICS点击此处添加中国标准文献分类号Q/SY中国石油天然气集团有限公司企业标准 油气管道管体修复技术规范Repair technology specification for oil-gas pipeline点击此处添加与国际标准一致性程度的标识中国石油天然气股份有限公司 Q/SY XXXXXXXX目次目次I前言II1 范围12 术语和定义13 修复技术选择.23.1管道缺陷类型.23.2常用修复技术.24 管道缺陷修复44.1 管体缺陷修复原则44.2 管道泄漏或缺陷深度大于80%管道壁厚44.3 管道外腐蚀44.4 管道内部缺陷或腐蚀54.5 管体凿槽或其它金属损失54.6 管体电弧烧伤、夹渣54.7 管道凹坑54.8 管体硬点64.9 管道裂纹64.10 管道焊缝缺陷65 管体修复作业流程75.1管体缺陷评价.75.2修复方案制定.85.3修复材料准备.85.4现场开挖.85.5旧防腐层清除及基材表面处理.85.6缺陷定位.85.7缺陷修复.85.8现场检测.95.9修复层防腐及回填.95.10后期工作.9附录A （资料性附录） 修复技术11附录B （资料性附录） 管道打孔盗油（气）修复28附录C （资料性附录） 复合材料修复管道缺陷后的性能测试32附录D （资料性附录） 管道维修的HSE管理规定35附录E （资料性附录） 管体缺陷与修复记录表37前言本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会天然气与管道专业标准化委员会提出并归口。本标准起草单位：西部管道分公司、管道分公司、北京天然气管道有限公司、西气东输管道分公司、天津大学。本标准主要起草人：杨永和、吴志平、徐震、付立武、董邵华、蒋金生、胡江锋、项卫东、高强、周永涛、陈旭、高丽兰、孙震东、代鹏飞、马剑。40油气管道管体修复技术规范1 范围本标准规定了油气管道管体修复技术的技术特点、修复要点及施工流程。本标准适用于油气长输管道管体缺陷、打孔盗油（气）点等的修复工作。2 术语和定义下列术语和定义适用于本标准。2.1 管体 tube管道本体。2.2缺陷 defect管体尺寸或特性超过允许界限的异常现象。2.3机械夹具 mechanical clamp安装在泄漏缺陷部位外部形成密封空腔，提供强度和刚度保证的金属构件。2.4补板 patch welding 为修补管道缺陷，而在缺陷处焊接一块与原管道材质和规格相同或相近的板材。2.5管帽 pipe cap一端带封头的短管。2.6套筒修复 full encirclement steel sleeve repair利用两个由钢板制成的半圆柱外壳覆盖在管道缺陷外，通过焊接连接在一起，套筒与管壁紧密结合，协同变形，提高缺陷管体的承压能力。2.7复合材料修复 nonmetallic composite repair利用复合材料修复层的高强度和高模量，通过涂敷在缺陷部位的高强度填料，以及管体上和纤维材料层间的强力胶，将作用管道损伤部位的应力均匀地传递到复合材料修复层上。3 修复技术选择3.1 管体缺陷类型 油气管道常见管体缺陷包括：泄漏（包括打孔盗油泄漏）、外腐蚀、内部缺陷或腐蚀、管体凿槽或其它金属损失、电弧烧伤或夹渣、凹坑、硬点、裂纹、焊缝缺陷、皱弯或弯曲缺陷、砂眼及氢致裂纹。3.2 常用修复技术 管体缺陷常用修复技术包括：打磨、堆焊、补板、A型套筒、B型套筒、环氧钢套筒、复合材料、机械夹具及换管修复技术，具体介绍见附录A。对于管体打孔盗油（气）泄漏，常采用管帽或补板修复，具体介绍见附录B。油气管体不同缺陷类型宜选用的修复技术如表1所示：表1 油气管体不同缺陷类型与修复技术对应表缺陷类型打磨堆焊补板A型套筒B型套筒环氧钢套筒复合材料机械夹具换管修复泄漏或缺陷深度0.8t否l否l永久修复否l永久修复永久修复a否l临时修复永久修复外腐蚀腐蚀深度0.8t否l永久修复永久修复永久修复永久修复永久修复永久修复否l永久修复点蚀深度0.8t否l否l永久修复否l永久修复永久修复a否l否l永久修复焊缝损伤或腐蚀否l否l否l否l永久修复b否l永久修复否l否l内部缺陷或腐蚀否l否l否l永久修复c永久修复永久修复c永久修复b否l否l管体凿槽或其它金属损失永久修复d永久修复e永久修复e永久修复e永久修复f永久修复e永久修复e否l永久修复电弧烧伤、夹渣永久修复d永久修复e否l永久修复永久修复永久修复永久修复e否l永久修复表1(续）缺陷类型打磨堆焊补板A型套筒B型套筒环氧钢套筒复合材料机械夹具换管修复凹坑管体有应力集中的凹坑(深度6%D)永久修复i否l否l永久修复f,g,h永久修复永久修复f,g,h永久修复f,g,h否l永久修复管体凹坑深度大于6%D否l否l否l否l临时修复否l否l否l永久修复环焊缝有应力集中的凹坑永久修复i否l否l否l永久修复否l否l否l否l硬点否否否永久修复永久修复永久修复否否永久修复裂纹裂纹深度0.4t永久修复d永久修复e否l永久修复e永久修复b永久修复e永久修复e否l永久修复0.4t裂纹深度0.8t否l永久修复e否l永久修复e永久修复b永久修复e永久修复e否l永久修复焊缝缺陷体积型缺陷永久修复d否l否l永久修复e永久修复永久修复e永久修复e否l永久修复线缺陷永久修复d否l否l永久修复e永久修复b永久修复e永久修复e否l永久修复电阻焊焊缝缺陷否l否l否l否l永久修复b否l否l否l否l环焊缝缺陷永久修复d否l否l否l永久修复否l否l否l否l皱弯、弯曲缺陷否l否l否l否l永久修复k永久修复a否l否l否l砂眼、氢致裂纹否l否l永久修复永久修复永久修复永久修复否l否l否l注：管壁厚度，mm； 管体直径，mm。a 结合柔性堵漏夹具进行修复。b 缺陷长度应小于其扩展临界值。c 内部缺陷或腐蚀不会继续发展超出临界值。d 如果缺陷金属的去除量满足要求，打磨深度最大为0.4t。e 如果打磨清理缺陷部位，检测合格后，可修复深度小于0.8t的缺陷。f 修复前，宜打磨清理缺陷部位且检测合格。g 宜填充凹坑，且进行疲劳评估。h 最大凹坑尺寸应满足规范要求。i 打磨尺寸应满足规范要求。j 打磨去除缺陷，且焊接修复前后都应检测缺陷。k 套筒设计应与管道缺陷形状、尺寸相符。l 该修复技术在常规条件下不推荐，但非禁止项，在特定的情况下可以适用，需预先进行适用性评估。4 管体缺陷修复4.1 管体缺陷修复原则4.1.1 对于油气管道管体缺陷，若为体积型缺陷，应进行评价后确定是否需要修复，一般采用修复系数确定。当评估预测失效压力/设计压力1.1时，应立即修复；评估预测失效压力/设计压力1.1P1.2时应在1年内修复完成。预测失效压力按照ANSYS应急计算、RESTRENG方法，以及其他方法计算得出，针对没有计算能力，采取估算的方式，一般情况下，大面积损伤壁厚达到20%-25%以上，立即进行修复，焊缝异常立即进行修复，凹坑深度大于6%管径立即进行修复。4.1.2 管体缺陷修复技术中涉及焊接作业，应制定相应的焊接工艺评定和焊接工艺规程，才能施焊。4.2 管体泄漏或缺陷深度大于80%管道壁厚4.2.1油气管道管体泄漏或管体缺陷深度大于80%管道壁厚，可采用机械夹具临时修复，采用B型套筒、环氧钢套筒与柔性夹具组合或换管进行永久修复。4.2.2 B型套筒修复输气管道时，应泄压排气后进行焊接；修复输油管道时，修复作业时管道运行压力不应超过下列压力中的最低值：通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力；0.3倍的管道最小屈服强度；可安全排出或容许泄漏液体时的压力。其中，对于输油管道，运行压力为近两个月内的最高运行压力；对于输气管道，运行压力为一年内的最高运行压力。4.2.3 换管修复前，应保证管道已经降压且排空气体（若是油介质，应该排干），切除管道时，切除位置离缺陷或泄漏处顶端至少有100mm的距离，切除的管道长度应超过管道直径的3倍。4.3 管体外腐蚀4.3.1 油气管道管体的外部金属损失小于80%管道壁厚，可采用堆焊、补板、A型套筒、B型套筒、环氧钢套筒、复合材料或换管修复中的任意一种技术，进行永久修复。堆焊修复时，油气管道剩余壁厚应大于等于3.2mm。4.3.2 油气管道管体的点蚀深度大于等于80%管道壁厚，可采用补板、B型套筒、环氧钢套筒与柔性夹具组合或换管进行永久修复。补板和B型套筒修复时，输油管道压力应降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，输气管道应停气泄压后进行。4.3.3 油气管道管体的焊缝存在损伤或腐蚀时，宜采用B型套筒或复合材料永久修复。B型套筒修复时，应确保缺陷长度小于其扩展临界值。复合材料修复时，以缺陷部位为中心进行缠绕，确保纤维与管道轴向垂直；修复时应尽量减少修复层的接头数量。4.3.4 B型套筒修复管体外腐蚀时，其侧焊缝和末端角焊缝应全焊透，相邻套筒的末端角焊缝距离不应小于半个管径。4.3.5 换管修复前，应保证管道已经降压且排空气体（若是油介质，应该排干），切除管道时，切除位置离缺陷或泄漏处顶端至少有100mm的距离，切除的管道长度应超过管道直径的3倍。4.4 管体内部缺陷或腐蚀4.4.1油气管道管体内部存在缺陷或腐蚀时，可采用B型套筒永久修复。若内部缺陷或腐蚀不会继续发展超出其临界值，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。4.4.2 A型套筒和B型套筒修复时，应确保套筒和缺陷部位紧密配合；B型套筒的侧焊缝和末端角焊缝应全焊透，相邻套筒的末端角焊缝距离不应小于半个管径。4.5 管体凿槽或其它金属损失4.5.1 油气管道的管体存在凿槽或其它金属损失时，如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%。如果打磨清理缺陷部位后，检测合格，可采用B型套筒永久修复；否则，采用换管修复。4.5.2 如果管体缺陷深度小于80%壁厚，打磨清理缺陷部位，检测合格后，可采用堆焊、补板、A型套筒、环氧钢套筒和复合材料中的任意一种技术，进行永久修复。 4.6 管体电弧烧伤、夹渣4.6.1 油气管道的管体存在电弧烧伤、夹渣时，可采用A型套筒、B型套筒、环氧钢套筒或换管进行永久修复；如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%。4.6.2 如果管体缺陷深度小于80%壁厚，打磨清理缺陷部位，检测合格后，可采用堆焊或复合材料进行永久修复。4.7 管体凹坑4.7.1 油气管道管体存在凹坑时，首先需进行深度检测。当管体凹坑深度小于6%管径，且是不含有应力集中的光滑凹坑，除非凹坑影响管线的清理，否则不需修复。4.7.2 当管体凹坑深度小于6%管径，并伴有金属损失、开裂或应力集中，可采用B型套筒或换管进行永久修复。如果打磨尺寸满足规范要求，可采用打磨修复。如果打磨清理缺陷部位，检测合格，且凹坑被填充后疲劳评估合格，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。4.7.3当管体凹坑深度大于6%管径，应采用换管永久修复；若无法换管时，可采用B型套筒进行临时修复。4.7.4 当管道的环焊缝有应力集中的凹坑时，可采用B型套筒永久修复。如果打磨尺寸满足规范要求，可采用打磨修复。4.8 管体硬点油气管道的管体存在硬点时，可采用A型套筒、B型套筒、环氧钢套筒或换管进行永久修复。4.9 管体裂纹4.9.1 油气管道的管体裂纹深度小于40%壁厚, 可采用换管修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨、堆焊、A型套筒、环氧钢套筒或复合材料修复中的任意一种技术，进行永久修复，其中打磨修复时，打磨最大深度为40%。如果裂纹长度小于裂纹扩展临界值（该扩展值要经过断裂力学计算获得），可采用B型套筒永久修复。4.9.2 油气管道的管体裂纹深度大于等于40%壁厚且小于80%壁厚, 可采用换管修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用堆焊、A型套筒、环氧钢套筒或复合材料修复中的任意一种技术，进行永久修复。如果裂纹长度小于裂纹扩展临界值（该扩展值要经过断裂力学计算获得），可采用B型套筒永久修复。4.10 管体焊缝缺陷4.10.1 油气管道的焊缝有体积型缺陷时，可采用B型套筒或换管进行永久修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%。如果焊缝缺陷深度小于80%壁厚，打磨去除缺陷金属后，检测合格，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。4.10.2 油气管道的焊缝有线缺陷时，可采用换管修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%。如果焊缝缺陷深度小于80%壁厚，打磨去除缺陷金属后，检测合格，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。如果缺陷长度小于其扩展临界值，可采用B型套筒永久修复。4.10.3 油气管道的电阻焊焊缝处或附近有缺陷时，如果缺陷长度小于其扩展临界值，可采用B型套筒永久修复。4.11 管体环焊缝缺陷油气管道的环焊缝如有表面浅裂纹缺陷时，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%；当焊缝内有气孔、夹渣、未焊透等缺陷时，可采用复合材料补强或B型套筒进行永久性修复。4.12 管体皱弯、弯曲缺陷油气管道的管体存在皱弯、弯曲缺陷时，可采用B型套筒和环氧钢套筒进行永久修复，修复套筒形状、尺寸应与管道相符。4.13 管体砂眼、氢致裂纹缺陷油气管道的管体存在砂眼、氢致裂纹缺陷时，可采用补板、A型套筒、环氧钢套筒或B型套筒进行永久修复。4.14 管体打孔盗油（气）泄漏4.14.1 管体打孔盗油后，没有出现泄油，可采用非引流式管帽进行修复。4.14.2 管体打孔盗油后，出现跑油停输，若泄漏点为圆形、三角形等规则形状，可采用补板进行修复。4.14.3管体打孔盗油后，出现跑油停输，若泄漏点为不规则形状时，可采用引流式管帽进行修复。5 管体修复作业流程油气管道管体缺陷修复时，应遵守管道维修的HSE管理规定（见附录D）。管体缺陷修复作业流程如图1所示。图1 管体缺陷修复作业流程5.1 管体缺陷评价 通过检测发现管体存在缺陷时，首先判断缺陷类型；然后对缺陷进行评价，确定是否需要修复；若需要修复，给出修复时间。5.2 修复方案制定参考油气管体不同缺陷类型与修复技术的对应表（表1），结合缺陷管道的实际状况，确定相应的修复方法；根据缺陷信息，制定修复方案。5.3 修复材料准备根据制定的修复方案，准备修复材料；A型套筒的尺寸确定见A.2.3.5，B型套筒的尺寸确定见A.2.4.5，纤维复合材料修复层的厚度与轴向长度确定见A.4.1.5。5.4 现场开挖 待修复缺陷管道轴向方向开挖超出缺陷至少500 mm，管道两侧至少开挖650mm，管道下方至少开挖500 mm。遇管体出现连续缺陷，宜长距离修复，作业坑的开挖长度应根据管道直径、壁厚、材质、输送介质等进行计算确定。作业时应尽量减少接头数量，支撑墩长度宜与作业坑长度相当。5.5 旧防腐层清除及基材表面处理 在挖掘之后和修复之前，应将输送管道完全暴露并清理至裸金属，以使所有的缺陷特征都显现出来。旧防腐层清除方法可采用溶剂清除、动力工具清除、手工工具清除、水力清除等或几种方法联合。清除后的表面应无明显的旧涂层残留，清除过程中不能损伤管体金属。 5.6 缺陷定位采用直尺、超声波测厚仪等仪器检测缺陷信息并记录，记录管道的实际壁厚；如果大规模的腐蚀致使管体金属损失或管体表面遭到大面积的破坏，应在管体远离最深腐蚀坑的位置打磨出平面区域，获得实际壁厚。 5.7 缺陷修复针对已确定的修复技术和修复方案，进行缺陷修复，并填写管体缺陷与修复记录表（见附录E）。打磨修复时，应控制打磨尺寸在临界范围内。A型套筒安装前，套筒覆盖的管体表面应清理至近白级（Sa2.5）；如果使用填充材料，填充材料应用于所有缺口，深坑，空隙，套筒应紧密地贴近管体；套筒安装时，使用链条套在套筒下半部上，每0.91m套筒长度至少安装一个链条，链条有一定的松弛度。在套筒下半部与链条之间垫上木块，木块放置在套筒下半部的中心位置，通过液压千斤顶拉紧链条，使套筒与管道尽可能地紧密配合；套筒侧缝焊接可采用搭接角焊双面胶条方法完成，胶条的强度和厚度至少与套筒的相同，胶条采用角焊焊接在套筒上，焊角长度等于套筒厚度，焊接应符合焊接程序规范。B型套筒焊接时，首先进行单V型带垫板对接侧缝焊接，焊接时应保证有足够的壁厚，以防止管道焊穿，焊接中保持通风，直至焊接完成。套筒末端与管道的填角焊接应遵照相应的焊接工艺规程，角焊缝的焊接工艺应当严格地与材料和焊接情况相匹配，确保侧边对接焊缝和无裂缝末端角焊缝的全穿透。纤维复合材料修复前，应进行性能测试，见附录C；修复时，应确保纤维复合材料缠绕时与管道表面紧密接触，无任何空隙、死角；根据确定的修复层总轴向长度，以缺陷部位为中心进行缠绕，确保纤维与管道轴向垂直。5.8 现场检测修复以后，应进行相应的检测。包括以下内容但不仅仅局限于这些：a) 当打磨是唯一的维修方法时，应通过磁粉探伤或染色探伤检验应力集中是否被去除；b) 用10%硫酸溶液检查通过打磨修复的弧形灼伤区域来确保所有的冶金缺陷特征已经被去除；c) 目视检查所有焊件的工作质量，确保没有明显的缺陷；d) 按照无损检测标准对套筒末端的所有角焊焊缝进行100%检测；e) 按照无损检测标准对B型套筒的环焊缝进行100%检测。5.9 修复层防腐及回填修复层防腐处理前，应清除所有暴露表面上的铁锈、锈皮、焊渣、焊接飞溅、焊剂、焦层和其它外来金属。油和油脂可用非油溶剂去除，锐边、毛刺、预焊、电弧灼伤和渣粒可在喷砂处理之前打磨去除。如果喷砂处理的表面要保持一段时间，就必须对其进行特定的涂覆处理；然后，参照涂料数据表，进行涂覆，相邻的涂层要逐渐连接，不能有尖锐或突变的边缘。在最后的涂覆完成后，回填之前应至少有5 天的固化时间。 防腐层检查合格后的管道应及时回填，在地质较硬地段应将细土、砂、硬土块分开堆放，以利回填。对于弹性敷设的管段，如果管体有较大变形，回填前在应力释放侧全段用干土垒实加固，防止管道进一步变形。防腐和回填具体规定遵照SY/T5918-2011埋地钢质管道外防腐层修复技术规范。5.10 后期工作管道修复完成，在后期运营管理中，宜注意以下事项：a) 维修工作完成后，应进行液压实验，并对被修复管道进行全面检查后，通知调度运行单位，管道已处于可投入运行状态；b) 管道启动后，对所修复管段进行现场监控以防泄漏，直至管道恢复正常运行；c) 管道运行中，应对被修复管段定期开挖检查。AA附录A （资料性附录）修复技术A.1 打磨修复技术A.1.1 一般规定依据PRCI管道修复手册，对于管径大于等于508mm且等级大于等于X42的焊接管道，最大打磨深度应小于8%的管道名义壁厚；对于管径大于等于508mm且等级大于等于X42的无缝管道，最大打磨深度应小于10%的管道名义壁厚；对于等级为B或更低等级的管道，以及等级大于等于X42且管径小于等于508mm的管道，最大打磨深度应小于12.5%的管道名义壁厚。最大打磨长度依据下面公式确定。当， (附录A.1)当， (附录A.2)式中：管道最大打磨长度，单位为毫米（mm）；管道外径，单位为毫米（mm）；管道最大打磨深度，单位为毫米（mm）；管道名义壁厚，单位为毫米（mm）。A.1.2 适用范围除内部缺陷和电阻焊融合层或闪光对焊线-管道材料中的缺陷，打磨方法可用来修复如下非泄漏性缺陷： 当管道压力小于等于通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，管道最小剩余壁厚大于等于3.18mm时，管道环焊缝可用打磨方法来修复，并且打磨沟槽应用补焊填满； 管道缺陷的修复，一般打磨深度不超过管道名义壁厚的12.5%。在满足下述情况时，打磨可作为修复非泄漏缺陷的唯一方法。 修复过程中，修复作业时管道运行压力低于或等于通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力； 无损检测表明，管道的应力集中或金相异常现象已被完全消除； 打磨深度没有超过管道实际壁厚的40%； 应力集中或金相异常等缺陷被完全消除后，管道最小剩余壁厚等于或大于3.18mm； 打磨长度小于或等于1.12，其中，为管道的实际壁厚，为管道的最小剩余壁厚； 根据PRCI管道修复手册中的图C-1准则，打磨的周向尺寸是可接受的。A.2 焊接修复技术A.2.1 堆焊/沉积焊A.2.1.1 一般规定堆焊/沉积焊修复前，应进行焊接工艺评定；修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。A.2.1.2 适用范围管道腐蚀造成的金属损失，包括单点缺陷和深度较小的体积型缺陷，且管道最小剩余壁厚不小于3.2mm；当这些缺陷出现在下列管道上时，不能采用堆焊/沉积焊进行修复：输送酸性流体的管道；凹坑、凿槽、环焊缝上缺陷的修复；管道内部缺陷（腐蚀、划痕和皱褶等）的修复。A.2.1.3 技术特点堆焊主要优点是操作简单、相对快速和费用较低；不会产生腐蚀问题，也不需要除焊接材料以外的其它材料。缺点是在服役管道上焊接时，焊穿的危险性大，有产生氢脆和冷脆的危险性。A.2.2 补板A.2.2.1 一般规定补板维修时应将管道压力降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，对于天然气管道应停气泄压后进行；补板为圆形，材料等级与被修复管道的材料等级匹配。焊接修复前，应进行焊接工艺评定；修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。A.2.2.2 适用范围面积不大的腐蚀或直径小于8 mm的腐蚀孔、长度小于管道周长1/6的裂纹、其他不能进行换管的管体缺陷，如打孔盗油的修复。A.2.2.3 技术特点补板修复管道缺陷存在氢脆、管道裂纹、管壁烧穿或爆裂等焊接风险。A.2.3 A型套筒修复技术A.2.3.1 概述A型套筒是由放置在管道损伤部位的两个半圆的柱状管或两片适当弯曲的钢板，经侧缝焊接组合而成的。套筒侧缝的焊接可采用单一V形对接焊接，也可采用搭接填角焊接。其结构如图A.1所示。图A.1 A型套筒修复示意图A.2.3.2 一般规定A型套筒修复时应将管道压力降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，对于天然气管道应停气泄压后进行。套筒焊接前，应进行焊接工艺评定；焊接修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。半圆套筒不应横跨环焊缝；套筒边缘应同管体紧密贴合。A.2.3.3 适用范围用于管道无泄漏损伤的修复，用作管道损伤部位的加强件。其主要适用的缺陷类型见表1。A.2.3.4 技术特点A型套筒的主要优点是用于相对短的缺陷修复，安装简单，不需进行严格的无损检测；其主要缺点是不能用于修复环向缺陷和泄漏，并且由于套筒与管体间形成的环形区域难于进行阴极保护，可能产生潜在的腐蚀问题。A.2.3.5 修复设计A.2.3.5.1 A型套筒材料等级一般与输送管道相同，具体材料可根据实际修复情况确定；套筒厚度应等于或大于待修复管道三分之二的壁厚。依据GB150，套筒可按照能承受管道最大运行压力进行设计，其壁厚计算公式如下： (附录A.3)式中：管道最大允许压力，单位为兆帕（MPa）；管道外径和套筒内径，单位为毫米（mm）；套筒材料的规定最小屈服强度，单位为兆帕（MPa）；焊缝系数（单面焊对接接头：(100%检测)，(局部检测)）；管道设计标准规定的套筒壁厚，单位为毫米（mm）。A.2.3.5.2 套筒长度不低于102 mm，且套筒至少从缺陷的两边各自延伸出去51 mm。套筒侧缝焊接时，如果边缝焊接采用平对焊，且这两块半圆加强板是采用相同管径的管子制成，则每块的实际弧长应大于制作管的半圆弧长；如果采用叠缝角焊接，则其间隙宜作桥接处理。A.2.4 B型套筒修复技术A.2.4.1 概述B型套筒修复技术是利用两个由钢板制成的半圆柱外壳覆盖在管体缺陷外，通过侧缝焊接连接在一起，并在套筒的末端采用角焊的方式固定在输送管道上。套筒可保持管道内压，也能承受因管道受到侧向载荷而产生的轴向应力。其结构如图A.2所示。图A.2 B型套筒修复示意图A.2.4.2 一般规定维修时应将管道压力降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，对于天然气管道应停气泄压后进行；焊接修复前，应进行焊接工艺评定；修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。半圆套筒不应横跨环焊缝；套筒边缘应同管体紧密贴合；套筒与管体的环焊缝应采用无损检测方法进行探伤。B型套筒的技术指标包括套筒加工的技术要求以及施工中的技术要求两个方面。管道修复用B型套筒的加工技术要求见表A.1，施工技术要求见表A.2。表A.1 管道修复用B型套筒的加工技术要求检测项目适用标准（方法）要求套筒材质与待修复管道相同套筒壁厚待修复管道壁厚套筒曲率半径待修管道直径2mm填充材料抗压强度（MPa）GB/T 256780填充物/钢材附着力（级）SY/T 03152表A.2 管道修复用B型套筒的施工技术要求检测项目适用标准（方法）要求运行压力0.8运行压力；30% SMYS缺陷表面等级GB/T 8923Sa2.5套筒安装间隙2.5mm套筒焊接SY/T 4103无缺陷防腐回填SY/T 5918达标A.2.4.3 适用范围B型套筒修复技术可应用于修复多种类型的缺陷，主要适用的缺陷类型见表1。A.2.4.4 技术特点B型套筒修复技术适用修复的缺陷类型较为广泛，可用于管道的腐蚀、裂纹、机械损伤、焊缝缺陷、管体凿槽、金属损失、碳弧烧伤、夹渣或分层、凹坑等多种缺陷类型的修复；可修复泄漏性缺陷，修复效果好，可靠性高，属于永久型修复。缺点如下： 施工中待修复管道降压1/3，影响管道介质正常运输； 动火存在一定的安全隐患； 安装难度大，焊接质量对修复效果影响较大； 施工中使用大型配套设备，效率较低，修复成本较高。A.2.4.5 修复设计A.2.4.5.1 B型套筒的厚度等于或大于待修复管道的壁厚。管套的材料等级一般与输送管道的材料等级相同，具体材料可根据实际修复情况确定。套筒应按照能承受管道最大运行压力进行设计，其壁厚计算公式见A.2.3.4.1的(A.3)所示。A.2.4.5.2 套筒长度不低于102 mm，且套筒至少从缺陷的两边各自延伸出去51 mm。相邻套筒的角焊缝不能太接近，距离不小于1/2的管道直径。如果两个套筒的角焊缝距离小于1/2的管道直径，则不能将套筒与管体焊接，而是再使用另一个套筒连接这两个套筒。A.2.4.5.3 套筒按外形分为圆形套筒、凸式套筒和凹槽式套筒。圆形套筒用于修复表面平滑无焊缝管道，也可用于修复焊缝事先打磨掉的管道；凸式套筒预制突起部分是为了过渡焊缝的要求，焊接到管道上可承受轴向应力；凹槽式套筒安装时凹槽罩于焊缝上，其他部分与管体紧密结合，套筒设计壁厚要减去凹槽深度，即套筒整体厚度要大于上述两类套筒壁厚。修复螺旋焊缝管道，如不打磨掉焊缝余高，宜采用凸式B型套筒修复；若出现套筒角焊缝与螺旋管道焊缝叠加情况，可在套筒内添加密封圈，以防泄漏。A.3 环氧钢套筒修复技术A.3.1 概述环氧钢套筒修复技术是利用两个由钢板制成的半圆柱外壳覆盖在管体缺陷外，并与管道保持一定环隙，环隙两端用胶封闭，再在此封闭空间内灌注环氧填胶，构成复合套管，对管道缺陷进行补强修复。其结构如图A.3所示。图A.3 环氧钢套筒修复示意图A.3.2 一般规定环氧钢套筒的钢壳采用比待修复钢管直径大30mm的钢管，沿轴线方向上下平分而成。钢壳长度一般为2m，厚度及管材均与管体相同或相近；钢壳上片的顶部及两侧应有3列均布的监测螺孔,每列5个,以便监测环氧填胶的灌注进度，控制密实度，最后可用螺栓进行封堵。钢壳片的四周应打磨出坡口，以便于“V”型平焊联接。在钢壳片靠近两端的左上、左下、右上和右下各有1个定位螺栓,用于调整钢壳与钢管间的同轴度。A.3.3 适用范围环氧钢套筒修复技术可应用于下列情况： 管径范围为1001420mm； 最大承压为10MPa； 耐温为3100； 管道类型为石油、天然气、成品油、液化石油气输送管道、石化厂管网和近海采油平台的提升管道； 可修复的管体缺陷类型见表1。A.3.4 技术特点环氧钢套筒修复技术的技术特点如下： 作业简便、无需焊接，不存在热操作的各种风险； 不在管壁上直接操作，对管道正常运行基本没有影响； 当管壁腐蚀穿孔后，钢套筒内的环氧填胶接触腐蚀介质，可使腐蚀得到彻底抑制。A.4 纤维复合材料修复技术纤维复合材料修复技术的工艺需满足国际ISO24817或ASME-PCC2的标准要求（见附录C），并且相关试验的结果数据需取得国际或国内权威认证机构正式颁发的认证报告。A.4.1 碳纤维复合材料修复技术A.4.1.1 一般规定修复前应清除管道表面的防腐层，管道缺陷表面除锈等级应达到Sa2.5（近白级）要求，锚纹深度为50m75m；根据确定的修复层总轴向长度，以缺陷部位为中心进行缠绕，确保纤维与管道轴向垂直；修复时应尽量减少修复层的接头数量。A.4.1.2 主要技术指标碳纤维复合材料修复技术涉及使用的修复材料包括：专用树脂、专用填平腻子和碳纤维布，表A.3和表A.4为管道缺陷修复碳纤维复合材料的主要技术指标。表A.3 修复专用树脂与填平腻子性能指标检测项目测试标准指标要求固化树脂适用期（25）GB/T 12007.730 min 90 min凝胶时间（25）GB/T 12007.750 min 120 min拉伸强度GB/T 256740 MPa耐冲击强度SY/T 03153 J附着力SY/T 03152级固化时间（25）GB/T 140740.8 h2 h耐化学介质10%HCl（室温, 7d）GB/T 1763涂层无变化10%NaOH（室温, 7d）10%NaCl（室温, 7d）填平腻子填料细度ASTM D 1210100m抗压强度GB/T 256750 MPa表A.4 碳纤维复合材料性能指标检测项目适用标准性能要求碳纤维丝拉伸强度GB/T 33622500 MPa布面密度HB 7736.3200 g/m2碳纤维复合材料单层拉伸强度GB/T 3354900 MPa单层拉伸模量GB/T 3354150 GPa断裂伸长率GB/T 33541 %5 % 与钢粘接抗剪强度SY 004115 MPa与防腐层粘接强度SY/T 041310 N/cm与钢材附着力SY/T 03152级耐冲击强度SY/T 031510 J阴极剥离（65，28d）SY/T 00373 mmA.4.1.3 适用范围依据ASME PCC-2，碳纤维复合材料修复技术可应用于以下几方面： 缺陷程度低于80%壁厚管道的腐蚀、裂纹、机械损伤、焊缝缺陷等缺陷的修复补强； 内腐蚀管道临时增强、单点补强，也可用于整体管段的缺陷补强； 增加管道安全系数和管道提高运行压力的提压增强； 不规则管件，如弯头和三通的缺陷修复； 泄漏。A.4.1.4 技术特点碳纤维复合材料修复技术用于管道补强具有如下技术特点： 作业简便、快速，现场修复设备简单，无需焊接； 碳纤维弹性模量与钢材的弹性模量接近，有利于补强层与钢管之间的协同变形，使应力达到均匀分布，取得良好补强效果； 碳纤维延伸率大于1.4%，管道最大操作压力对应的变形量是碳纤维复合材料可承受变形量的1/41/10，满足管体变形需求； 碳纤维的比强、比模高，修补厚度仅为钢材厚度的1/5就能达到相同补强效果； 铺设方法灵活，纤维可轴向、环向和呈一定倾角进行灵活剪裁，组合铺设，铺层之间还可交错组合，使补强层形成一个整体； 可采用不同的粘结树脂和施工工艺，温度范围广； 在载荷作用下，碳纤维的稳定性好，在含水介质中，碳纤维复合材料性能也很稳定； 复合材料可紧紧的包覆在管道外层，与管道形成一体，共同承载管内压力，以恢复甚至超过管道的设计运行压力。A.4.1.5 修复设计A.4.1.5.1 非泄漏管道A.4.1.5.1.1 管体未屈服：a) 当管道没有泄漏，且承载管体没有屈服时，采用内压引起的周向应力计算，修复层的最小厚度公式如下：(附录A.4)式中：最小修复厚度，单位为毫米（mm）； 管道外径，单位为毫米（mm）； 管道的规定最小屈服强度，单位为兆帕（MPa）； 管道材料的拉伸模量，单位为兆帕（MPa）； 复合材料的周向拉伸模量，单位为兆帕（MPa）； 管道的设计内压，单位为兆帕（MPa）； 管道的最大允许工作压力，单位为兆帕（MPa）。b) 采用内压、弯曲和轴向力引起的轴向应力计算，修复层的最小厚度公式如下：(A.5)式中，总轴向拉伸载荷（包括内压、弯矩引起的轴向力和轴向推力），单位为牛顿（N）。c) 实际修复时，修复层的厚度应大于等于公式（A.4）和（A.5）所确定的值。A.4.1.5.1.2 管体屈服：a) 当管道没有泄漏，但承载管体屈服时，基于碳纤维复合材料的许用应变进行修复设计。采用内压引起的周向应变计算，修复层的厚度采用下式计算得到：(A.6)式中：复合材料的许用周向应变（由公式(A.8)计算得到）； 管道的设计内压，单位为兆帕（MPa）； 管道外径，单位为毫米（mm）； 复合材料的周向拉伸模量，单位为兆帕（MPa）； 修复层的设计厚度，单位为毫米（mm）； 管道的规定最小屈服强度，单位为兆帕（MPa）；管道的最小剩余壁厚，单位为毫米（mm）；管道修复时的内压，单位为兆帕（MPa）；管道材料的拉伸模量，单位为兆帕（MPa）。b) 若管道为停车修复，即修复时内压为零（），则公式（A.6）可简化为: (A.7)c) 碳纤维复合材料的许用周向应变采用下式计算得到: (A.8)式中：温度损耗因子，由表A.5确定； 复合材料的许用周向应变，由表A.6确定； 使用与安装时的温差，单位为摄氏度（）； 管道的热膨胀系数，单位为每摄氏度（-1）； 复合材料的周向热膨胀系数，单位为每摄氏度（-1）。表A.5 温度损耗因子温度温度损耗因子0.70.750.850.91注： 为修复层的设计温度()；为修复层的温度上限()。表A.6 复合材料的许用应变载荷类型许用应变很少发生的情况a%连续发生的情况%0.40.25周向0.40.25轴向0.250.1注： 复合材料的轴向拉伸模量，N/m2；复合材料的周向拉伸模量，N/m2。a 管道压力超过设计压力视为很少发生的情况，且在管道的使用寿命内出现该情况的次数小于10次，每次持续时间小于30min。A.4.1.5.2 泄漏管道A.4.1.5.2.1 当管道出现泄漏或被认定为泄漏（当管道到达设计寿命时，其壁厚小于1mm，被认定为泄漏），且管道上为圆形或近似圆形缺陷时，修复层的最小厚度采用下式计算得到：(附录A.9)式中：使用系数，通常被设定为0.333； 复合材料与管道界面的韧性参数(能量释放率)，实验测量得到； 复合材料的泊松比； 复合材料的弯曲模量，单位为兆帕（MPa）； 管道缺陷或泄露区域的直径，单位为毫米（mm）；复合材料的剪切模量，单位为兆帕（MPa）。A.4.1.5.2.2 对于非圆形缺陷，若其长宽比小于5，公式（A.9）也适用。其中值等于或稍大于缺陷的最大长度。A.4.1.5.2.3 对于槽型或矩形缺陷（缺陷宽度），修复层的最小厚度采用下式计算得到：(附录A.10)式中：为管道缺陷的宽度，单位为毫米（mm）。A.4.1.5.2.4 对于槽型或矩形缺陷（缺陷宽度），修复层的最小厚度采用下式计算得到：(附录A.11)A.4.1.5.2.5 若修复材料碳纤维复合材料为各向异性材料，公式（A.9），（A.10）和（A.11）中的和分别采用 和替代。A.4.1.5.3 修复层的轴向长度A.4.1.5.3.1 修复层的总轴向长度采用下式计算得到：(附录A.12)式中：修复层的总轴向长度，单位为毫米（mm）； 修