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1、中国石油天然气股份有限公司输气管道完整性管理体系（第六分册）天然气管道修复技术xxxx-xx-xx发布xxxx-xx-xx施行中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司天然气管道修复技术编号：GPIMS00FC006-2005（A）前言输气管道完整性管理体系适用于中国石油天然气股份有限公司输气管道运营过程中的完整性管理。石油天然气的管道运输是我国五大运输产业之一，对我国国民经济起着非常重要的作用，被誉为国民经济的动脉，随着国民经济的发展，国家对长输管道的依赖性逐渐提高，而管道对经济、环境和社会稳定的敏感度也越来越高，油气管道的安全问题已经是社会公众、政府和企业关注的焦点，政府对管道的监管力度
2、也逐渐加大，因此对管道的运营者来说，管道的运行管理的核心是“安全和经济”。由于当前中国石油所管理的油气管道多为上世纪70年代所建设和近年来新建管道，对老管道随着运行时间延长，管道事故时有发生，如何解决油气管道运行安全问题是当前解决老油气管道运行的首要问题。对新建管道，由于输送压力高，事故后果影响严重，如何保证管道在投入运行前期的事故多发期的运行安全，降低成本也是当前新建管道所面临的主要问题。世界各国都在探索管道安全管理的模式，最终得出一致结论：管道完整性管理是最好的方式，近几年，管道完整性评价与完整性管理逐渐成为世界各大管道公司普遍采取的一项重要管理内容。管道的完整性评价与完整性管理是指管道公
3、司通过对天然气管道运营中面临的安全因素的识别和评价，制定相应的安全风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的安全风险水平控制在合理的、可接受的范围内，达到减少管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行管理技术的目的。完整性评价与完整性管理的实质是，评价不断变化的管道系统的安全风险因素，并对相应的安全维护活动作出调整。世界各大管道公司采取的技术管理内容包括：管道风险管理，地质灾害与风险评估技术管理，管道安全运行的状态监测管理（腐蚀探头监测、管道气体泄露监测、超声探伤监测、气体成分监测、壁厚测量监测、粉尘组分监测、腐蚀性监测等），管道状况检测管理（智能内检测、防腐层检测，土壤腐蚀性
4、检测等），结构损伤评估管理，土工与结构评估技术管理，腐蚀缺陷分析和评定技术管理，先进的管道维护技术管理等。 国外油气管道安全评价与完整性管理始于20世纪70年代的美国，至90年代初期，美国的许多油气管道都已应用了完整性评价与完整性管理技术来指导管道的维护工作。随后加拿大、墨西哥等国家也先后于90年代加入了管道风险管理技术的开发和应用行列，至今为止均取得了丰硕的成果。综上,管道完整性管理已经成为全球管道技术发展的重要内容，我国在这方面起步较晚，但到目前为止，还没有一套完整的完全适用于油气管道的适用性评价体系。虽然天然气管道的适用性评价可参考现有标准、规范或推荐作法,但有许多地方需要结合天然气管道
5、的实际情况,进行修改和完善。目前，国内尚无系统的管线完整性管理体系。在国际上，最有代表性的标准是ASME B31.8S-2001输气管道系统完整性管理，主要针对国外输气管道。由于国内外管道设计标准和具体运行管理的实际不同，很难全部应用于国内管线。为了保证中油天然气管道的安全运行，提高中油天然气管道的整体管理水平和自身的竞争能力，实现与国际管道完整性管理水平的接轨，从指导国内天然气管道全局的高度出发，进行国际完整性管理体系的研究是一项重要的基础工作，对于提高我中油股份公司整体竞争实力意义重大。本管理体系的目的，是为输气管道的安全和完整性管理提供一套系统、综合的方法。管道公司采用该规范进行管道完整
6、性管理，通过不断变化的管道因素，对天然气管道运营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。具体通过科学的设计、监测、检测、检验、检查、信息化系统应用等方式和各种技术的实施，获取与专业管理相结合的管道完整性信息，对可能造成管道失效的威胁因素进行管道的完整性评价，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生，经济合理地保证管道安全运行的目的。完整性管理体系的目的还在于建立和提出一套专门适用于股份公司需求的技术文件，这些体系文件和系统将保证管道安全运行，并为股份公司建立最有效的管道安全经济效益战略发展服
7、务，这些体系文件将有利于管道管理者发现和识别管道危险区域，对各种事故作到事前预控。完整性管理与QHSE体系的关系可以表述为，QHSE是管道完整性管理的基本条件，而管道完整性管理又是管道公司QHSE体系的核心内容，完整性管理保障了人员的健康、安全、环境。世界各大管道公司按法律必须实行HSE管理，但同时又将管道完整性管理作为核心内容。完整性管理体系文件由管理总册、管理分册、程序文件、作业文件组成，在文件的编写过程中参考了国际API、ASME等国际标准并根据国内完整性管理的最新成果提出了输气管道完整性管理的程序、内容和要求。完整性管理体系的文件构成：1. 输气管道完整性管理体系管理总册2. 输气管道
8、完整性管理体系管理分册：1）第一分册：数据的收集和整合2）第二分册：管道风险评价技术指南3）第三分册：完整性检测技术4）第四分册：完整性监测技术5）第五分册：完整性评价技术6）第六分册：天然气管道修复技术7）第七分册：管道地质灾害识别与评估技术8）第八分册：天然气管道防止第三方破坏及失效统计9）第九分册：完整性管理信息系统3. 输气管道完整性管理体系程序控制文件4. 输气管道完整性管理体系作业文件各部分的具体内容介绍如下：1. 输气管道完整性管理体系管理总册输气管道完整性管理体系管理总册是中国石油天然气股份有限公司实施长输管道完整性管理的纲要性文件，全面地阐述了中国石油天然气股份有限公司实施管
9、道完整性管理体系的内容。2. 输气管道完整性管理体系管理分册输气管道完整性管理体系的分册是对管理总册中规定的某一特定流程的实施细则，论述了中国石油天然气股份有限公司完整性管理实施过程中某一特定流程的具体要求。它包括了九个分册，每一分册分别对相应的完整性管理程序的内容、要求提出了明确的规定，分别涉及的内容如下：1）数据的收集和整合；2）管道风险评价技术；3）检测技术；4）完整性监测技术；5）完整性评价技术；6）管道维护维修技术；7）线路地质灾害识别与评价技术；8）防止第三方破坏及事故统计分析技术；9）输气管道完整性管理信息系统3. 输气管道完整性管理体系程序控制文件程序控制文件是输气管道完整性管
10、理的质量控制文件，是公司内部管理的具体运作程序，规定公司内部对完整性管理的具体管理程序和控制要求，是为进行完整性管理的某项活动或过程所规定的方法和途径，以文件的形式规定了完整性管理体系实施过程中各业务部门工作交叉关系的处理流程和各部门人员管理行为的规范。4.输气管道完整性管理体系作业文件作业文件包括作业指导书（操作规程）和记录文件。完整性管理的作业文件由各管道运营公司根据管道完整性管理过程的需要产生，在总册和分册文件中已经规定了要求的应当依照其要求和格式制定相应的作业文件。作业文件是程序文件的补充和支持，是管理和操作者行为的指南，是围绕管理手册和程序文件的要求，描述具体的工作岗位和工作现场如何
11、完成某项工作任务的具体做法，是一个详细的工作文件，主要供个人或班组使用。该文件有些是在体系运行中根据需要不断产生的。完整性管理是一个动态的过程，各个部分是一个有机的统一整体，为了表述和管理的需要，往往将其人为的分开进行论述，但在完整性管理具体实施过程中，应当将其作为一个完整的有机过程进行全面的理解。iv目录前言i0 总则11 目的22 适用范围23 定义24 引用标准35 缺陷的修复响应时间要求45.1 修复响应时间45.2 对于裂纹检测器检测出的裂纹响应55.3 对于漏磁检测器或机械损伤的修复响应65.4 对试压的响应66 缺陷维修管理程序和方案66.1 维修方法86.2 修复方法的应用范围
12、86.3 维修方案117 焊接维修147.1 焊接中的临时维修157.2 焊接中的永久维修177.3 堆焊188 换管和打磨208.1 有缺陷部位的切除和替换208.2 打磨209 A型套筒和B型套筒229.1 A型套筒229.2 B型套筒（承压或者能够承压）2610 复合材料维修2910.1 管线维修中复合材料的应用情况2910.2 复合维修的种类3010.3 设计准则3110.4 复合材料维修的重要方面3210.5 技术资料/数据要求3210.6 防火性能3410.7 复合材料维修检测3411 环氧钢壳复合套管技术3511.1 概述3511.2 环氧结构原理及特点3511.3 材料及机具3
13、711.4 施工程序3912 夹具维修管卡和维修接头接箍的应用4012.1 维修管卡40附录1 焊接维修的推荐方法46附录2 中国石油管道公司管道修复程序55740 总则管道完整性管理也是当前世界各大管道公司采取的一项重要管理内容，管道完整性管理是指通过对天然气管道运营管理中存在的风险因素进行识别和评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制到合理的、可接受的范围内，达到减少以至避免管道事故的发生、经济合理地保证管道安全运行的目的。天然气具有易燃、易爆的特性，随着输送管线埋地时间的增长，由于管道材质问题或施工期间造成的损伤，以及管道运行期间第三方破坏
14、、腐蚀穿孔、自然灾害、误操作等因素造成的管道泄露、穿孔、爆炸等事故时有发生，直接威胁人身安全，破坏生态环境，并给管道工业造成巨大的经济损失。据统计，在所有干线输气管道事故中，按管道事故的严重程度，泄漏占40%80%，穿孔占10%40%，破裂占1%5%，各国天然气管道的火灾、爆炸事故曾给人民生命财产造成了重大损失。对于管道管理者而言，最困难的问题不在于事故后如何采取补救措施，而在于事故之前将管道修复完好，预防事故的发生。如何采取有效的修复措施，避免天然气管道事故，有效的对管道缺陷进行预防性处理，作到事前预控，这是管道管理者面临的重要问题。该文件分册天然气气管道完整性管理体系-天然气管道修复技术全
15、面探讨了天然气管道修复技术，提出了不同维修方法及适用范围，鉴于国内目前维修方法较少，这些方法大部分应用在欧美天然气工业发达国家。因此，开发相应的技术将是中国石油管道目前面临的一项重要任务。本分册主要内容包括： 缺陷的修复响应时间要求缺陷维修管理程序和方案焊接维修换管和打磨维修A型套筒和B型套筒复合材料维修环氧钢壳复合套管技术夹具维修管卡和维修接头/接箍维修本分册为完整性管理体系 第六分册1 目的完整性管理是实施管道维护科学化、管理科学化的重要内容，完整性修复技术是完整性管理风险削减和减缓的重要措施，建立和提出管道完整性管理修复体系文件，是保证管道安全运行的重要内容之一，可为实施完整性管理的最终
16、安全性打下坚实的基础，该文件分册将有利于中国石油管道管理者修复在役管道的不可接受的缺陷，建立管道修复基础档案，经济合理的制定维修方案，从而保证管道的安全运行、消除管道的事故的发生。有利于完成完整性管理程序所规定的内容，并将各种事故提前预控。2 适用范围本文件分册适合于天然气管道公司的完整性管理，适用于中国石油各管道公司运行管理者和维护工程师或其他相关人员，应用范围为输气管道干线、支线以及站场管道的修复。3 定义破坏：管道的破坏包括凹坑、沟槽、擦痕、几种的组合或管道失去支撑，管道排列非计划性的变化或失去覆盖等。缺陷特征：从管道承压能力或抵抗施加在其上的其它应力的能力的观点来看，能破坏管道的完整性
17、的不完整性缺陷、缺陷（包括金属减薄或裂纹）或破坏。不完整性缺陷：除了非位于电阻焊（ERW）或闪焊焊缝处的外在腐蚀引起的金属减薄以外的异常，这种异常可通过打磨掉不超过名义壁厚的12.5%而消除掉：或者是最小剩余壁厚在80%名义壁厚以上处的外在腐蚀引起的金属减薄异常。不完整性缺陷不需要修复，只要打磨去除应力集中就可以了。缺陷：除了位于电阻焊（ERW或闪焊焊缝处的外在腐蚀引起的金属减薄以外的异常；或者不可以通过打磨掉不超过名义壁厚的12.5%而消除掉的异常；或者是最小剩余壁厚在80%名义壁厚以下处的外在腐蚀引起的金属减薄异常。必须评估缺陷对管线完整性的影响，如果它的影响很大，就需要采取补救措施。应力
18、集中：凡是略微能够增加任何施加到管道上的应力的强度的裂纹、凹坑、擦痕、缺口或沟槽。冶金异常：除了故意沉积的填料金属或工厂焊接焊缝以及与它们相关的正常热影响区，感应弯曲引起的热影响区，阴极保护接触点引起的局部接触变形导致的局部显微组织与母体金属的不同，或由局部加热和冷却引起的组织转变等以外的金属异常。名义壁厚，tn ：管线设计标准指定的厚度。最小许用壁厚，t：名义壁厚减去相关规范允许的下限厚度。真实壁厚，ta ：壁厚的代表值，用特定的管道标件测量，并且不受任何异常的影响。最小剩余壁厚，tr ：任何应力集中处异常底部存在的最小壁厚，或者是通过打磨去除冶金异常后的最小壁厚。最小套筒厚度，ts ：与该
19、标准一致的所需的最小套筒厚度。最大工作压力，MAOP ：管道设计标准、政府规定、或公司操作规程中所允许的处于稳定状态的最大压力中的较小值。发现压力，Pd ：发现或报告异常时，缺陷特征所在位置的压力水平。历史压力，Pb：比Pd（我们知道，Pd是发现缺陷特征时此处的压力水平）高的压力水平。对于气体管线，只有在缺陷特征发现之前一年以上时间时的压力水平才可以作为历史压力；对于液体管道，只有在缺陷特征发现之前60 天以上时间时的压力水平才可以作为历史压力。如果时间需要，以前的静水测试压力可用来作为历史压力水平修复压力，Pr ：待修复的缺陷特征在修复时修复位置的压力水平。永久修复：预期使管道维持到寿命结束
20、的修复。临时修复：将在两年内被永久修复代替的修复。4 引用标准n Overview of Process Plant Piping System Maintenance and Repair ASME international career development series.n API 570 Piping Inspection Coden ASME B31.3 Process Pipingn ASME B31G Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelinesn API Publication 220
21、1 Procedure for Welding or Hot Tapping on Equipment Containing Flammables.n NACE RP0169 Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping System.n ASME B31、 B16 系列标准 压力管道及管件。n Procedural manual for pipeline operations maintenance and emergencies Research and Special programs
22、Administration , DOT 195.402n 石油天然气管道安全规程 SY6186-1996n 埋地钢制管道防腐层大修理技术规定 SY5918-945 缺陷的修复响应时间要求5.1 修复响应时间1) 管道公司应按照管道内外检测、试压、直接评估中发现的危险缺陷的严重程度，确定缺陷点维修的先后顺序时间表，维修计划应从发现缺陷时开始。2) 制定时间表时，可将维修响应分为3类：a）立即响应 危险迹象表明缺陷处于失效点b）计划响应 危险迹象表明缺陷很严重，但不处于失效点c）进行监测 危险迹象表明在下次检测之前，缺陷不会造成事故3) 根据内检测的检测结果显示的危险缺陷的特征，管道公司应迅速检
23、查，立即对危险缺陷的检测结果进行响应。对其他危险迹象的检测结果，应在6个月内进行检查，并制定相应的响应计划。响应计划（检查和评价）应包括实施方法和响应时间。 4) 缺陷的维修响应时间维修响应时间按下图5-1所示： 纵坐标：为预测失效压力(Pf)/最大允许操作压力（MAOP） 横坐标：响应时间 三条线所代表的是：a）在等于或大于规定的最低屈服强度50%条件下操作的管道b）在等于或大于规定的最低屈服强度30%但小于50%条件下操作的管道c）在小于规定的最低屈服强度30%条件下操作的管道00.40.81.21.62.02.43.22.850%SMYS30%50%SMYS30%SMYSPf/MAOP
24、5 10 1520 图5-1 缺陷维修的响应时间5) 对于计划响应或进行监测的缺陷，只要在规定的时间内进行再检测并得出结果，管道公司可进行再检测，而不需要检查和评价检测结果。 对于计划响应的危险点，只要在按计划响应之前，如果缺陷不会发展到临界尺寸，管道可以继续运行，而不需立即作出响应。对于进行监测的危险点，在进行下一次内检测或试压或直接评估之前，不需要进行检查和评价，在计划内检测之前，不会扩展到临界尺寸。6 ) 对于缺陷的预测失效压力等于最大允许操作压力1.10倍时，需要立即修复； 对预测失效压力大于最大允许操作压力1.10倍时，应按图1规定的时间进行检查和评价；对发现需要立即维修或清除的任何
25、缺陷，应立即维修或清除，否则要降低操作压力。5.2 对于裂纹检测器检测出的裂纹响应所有检测出的裂纹，均需立即响应。一旦发现有裂纹存在，运营公司应在5天之内，对这些裂纹进行检查和评价。对需维修或清除的任何缺陷进行检查和评价之后，应立即进行维修或清除，或者降低操作压力以减轻危险。5.3 对于漏磁检测器或机械损伤的修复响应对于意识到对管道强度有影响、可能立即或近期内造成管道泄漏或破裂的损伤缺陷，需立即响应。这类缺陷包括带划痕的凹坑。一旦发现这种情况，管道公司应在5天之内，对这类缺陷进行确认。需要按计划响应的迹象，应包括在等于或大于规定最低屈服强度30%条件下运行的管道上的下述任何迹象：(1) 超过公
26、称管径6%的扁平凹坑(2) 有或没有可见刻痕并存的机械损伤(3) 带裂纹的凹坑(4) 深度超过公称管径2%且影响韧性环焊缝或直焊缝的凹坑(5) 影响非韧性焊缝的任何深度的凹坑。(6) 有关其他信息，见ASME B31.8的851.4管道公司应在确定这种情况后的1年之内，尽快对这些缺陷损伤进行检查。在检查和评价后，对需要维修或清除的任何缺陷，应立即维修或清除，否则降低操作压力，以减缓维修或清除这种缺陷的必要。5.4 对试压的响应对试压失败的任何缺陷，管道公司应立即进行维修或换管。6 缺陷维修管理程序和方案 （1）各地区公司针对内检测、直接评估、试压检测中发现的缺陷，在6个月内进行缺陷检查和做修复
27、计划表。（2） 按图2如下程序实施维护修复管理（3）各地区公司完整性管理部门要严格按照该程序完成修复工作。（4）修复工作由管道维护部门具体负责，管道维护部门审查管道修复承包商所提出的修复方案，同时讨论技术的可行性。（5）修复工作必须由资质单位或管道修复业绩的单位实施修复180天内评估的内检测结果提供文件资料以证明为什么在180天完成评估是不可行的评价时间超过180天？按修复标准确定合适的修复方法和修复计划表立刻修复一年后状况其他情况监测情况执行降压输送,直到完全修复依据ASME B31.8S对修复计划表进行维修响应在随后的评估中再评价完全修复记录修复完成时间按计划完成修复？证明修复计划的延期不
28、会危及公众安全其他安全措施，如降压运行或其他措施申报上级管理部门结束YesYesNoNo 图6-1 完整性管理修复程序6.1 维修方法 (1) 换管 (2) 打磨 (3) 钢制修补套筒A型套筒 (4) 钢制保压修补B型套筒 (5) 玻璃纤维修补套筒(复合材料纤维缠带)(6) 焊接维修堆焊打补丁（7）环氧钢壳修复技术（8）临时抢修-夹具6.2 修复方法的应用范围6.2.1 永久修复-陆上-无泄漏缺陷或破坏( a ）切除管道；( b ）通过打磨去除缺陷（只有非刻痕缺陷）: ( c ）通过堆焊金属修复外在腐蚀引起的金属减薄；( d ) A型套筒或环氧钢壳技术( e ) clock spring（只用
29、于外部腐蚀引起的金属减薄）( f ）开孔封堵。6.2.2 永久修复-陆上-泄漏( a ）切除管道；( b ) B型套筒：( c ）开孔封堵。6.2. 3 永久修复-海上( a ）切除管道；( b ）特殊设备修复。6.2.4 临时修复-陆上( a ）带螺栓的夹具：( b ）泄漏夹具；( c ）对内部腐蚀用A型套筒：( d ）对内部腐蚀用clock spring；( e ）对于电阻焊或闪焊焊缝熔合线上的缺陷用B 型套筒。表6-1 维修方法 第三方损坏 与腐蚀有关 设 备 操作错误 与天气有关 制造 施工 外力 环境预防、检测和Gask/ strip/ Cont/ Seal/Pipe Fab 维修方
30、法 TPD（IF） PDP Vand Ext Int Oring BP Rel Pack IO CW L HR/F Seam Pipe Gweld Weld Coup WB/B EM SSC 维修降压 换管 ECA，重新刷漆 打磨维修/ECA 直接堆焊 B型增压衬套 A型增强衬套 复合衬套 环氧充填衬套 机械泄漏夹具 说明：表4中的缩略语对应于第5章中的21种危险。缩略语的含义如下：Cont/Rel = 控制/安全阀设备故障 L = 雷击Coup = 连接失效 PDP = 管子旧损伤（延时失效模式）CW = 寒冷天气 Pipe = 有缺陷的管子 EM = 土体移动 Pipe Seam = 有缺
31、陷的管子焊缝Ext = 外腐蚀 SCC = 应力腐蚀开裂Fab Weld = 有缺陷的制造焊缝 Seal/Pack = 密封/泵填料失效Gask/Oring = 垫片或“O”形环 Strip/BP = 断扣螺纹/破裂管子 TDP甲方、乙方或第三方造成的损坏（瞬间/立即损坏） Gask/ Oring “O”形垫片损坏 Vand 故意破坏 HR/F 暴雨/洪水 WB/B 折皱弯头或壳曲 SSC 应力腐蚀 GWELD 环焊缝 6.3 维修方案本文件考虑三种主要维修方案：外部金属损失管道（由腐蚀或机械损伤造成的），内部损失（由腐蚀、侵蚀或侵蚀/腐蚀造成的），管道泄漏。其他情况的维修方案，在选择维修方法
32、和维修组件时，还要考虑缺陷恶化和破坏的程度（也就是局部损失还是或大规模的金属损失）。具体针对削减哪一种危险因素,见表6-1，下面将讨论这几种维修方案。6.3.1 外部金属损失管道1）外部腐蚀呈现的方式很多，但不考虑实际材料退化，管线最终都以金属损失，即壁厚减薄的形式破坏。金属损失可能是局部腐蚀（由管道支撑下方的腐蚀造成），也可能是大面积腐蚀。2）管线的破坏可能不会伴随金属损失。例如，在没有管壁凿痕或管壁减薄的情况下，凹痕会导致管道变形。小于管道直径6的单纯凹痕无须维修。若更深的凹痕会引起管道的工作问题（例如，阻碍清管器运行）。考虑到凹痕可能引起的破坏，应将其归为局部机械损伤破坏。3）管道裂纹缺
33、陷的维修包括阻止裂纹扩展和排除/修复裂纹。4）不论是否是由外部金属损失造成的管道破坏，为防止管道的进一步腐蚀，都要重视破坏/损伤的发生原因，采取措施避免事故再次发生6.3.2 内部金属损失管道1）用管线输送腐蚀性物质，尤其是石油、天然气，都会造成管道内部的磨蚀、腐蚀或二者的双重破坏。视管道内部破坏/腐蚀的严重情况和程度，管线可能已泄漏或即将泄漏。相对应的维修方案只考虑内部金属损失尚未造成管道泄漏的情况。2）与外部腐蚀不同，由于无法完全掌握内部金属损失机理，破坏/腐蚀随时间变化。只有掌握内部金属损失机理，才能选择可阻止管道进一步腐蚀的维修方法。由于这些原因，管道完整性的恢复只能是临时性的，设计的
34、维修方法需专门针对每种腐蚀形式，至少要确实能延长管线的使用寿命。3）与外部腐蚀不同，不论是以完全金属损失还是这种金属损失的程度来讲，内部侵蚀、腐蚀更难以量化。可应用超声导波探伤技术检测，尽可能多的获取破坏/腐蚀资料，以选择正确的维修方法。尤为重要的是获得持续破坏对轴向应力的影响资料。6.3.3 管道泄漏1）内部或外部金属损失（或者二者的结合，这种情况很少）都可导致管道泄漏。焊缝、管接头或母材裂纹也会导致泄漏。2）按照发生泄露破坏的程度，在维修中需要安装维修管卡（在局部维修时）或更换部分管道接头或接箍。3）在任何情况下，只要管道泄漏，就要考虑管道附件的适用性。不仅要考虑压力容器的要求，也要考虑液
35、体的腐蚀性及其它影响，例如，应用特定维修管卡/接头的弹力密封条易受挥发性碳氢化合物等的腐蚀。长时间下密封条可能出现老化/松弛的情况，因此，开始需要考虑堵住/封住泄漏处的所遇到的问题。4）针对法兰泄漏。法兰表面/垫片区域的腐蚀或松弛最有可能导致这种泄漏。而且，管道法兰焊缝（平焊法兰时贴角焊，对焊法兰时圆周角焊）也可能会出现泄漏。6.3.4 外部腐蚀的修复1）涉及电阻焊或焊缝的腐蚀区域、高轴向应力管道接头部位扩展到周向的腐蚀由于比较复杂，非本文件考虑内容。2）建议在修复过程中降压，压力降低到可以防止几乎导致失效的缺陷失效的水平。3）定义两个压力水平，在检查和修复外部腐蚀区之前，建议把压力降到0.8
36、 Pd或0.8 Ph的水平，Pd 为发现缺陷时的压力值，PH为出现的历史高压值。4）如果管道内检测（在过去1 年之内）表明失效压力是当前工作压力的至少1.25倍，这种情况可能不需要降压。5）在检查腐蚀之前应使用喷砂设备或者电动钢丝刷清洁管道。在修复外部腐蚀之前，操作人员应该使用超声波检测管道正常处的（无腐蚀）壁厚和管线直径。另外，还应获得外部腐蚀扩展到轴向和周向的长度，腐蚀的最大深度这些数据。如使用RSTRENG进行计算的话，还需要获得点蚀深度方面更多的细节。6）外部腐蚀修复标准应从腐蚀最大深度考虑。如果腐蚀深度大于名义壁厚0.8倍，并且不泄漏，那么最合适的修复方法是B型套筒、机械夹具、环氧套
37、筒、打孔封堵（消除整个缺陷点），以及打补丁（停气下操作）。后者可以按照标准条例进行。如果缺陷处已经开始泄漏，那么可以选择B 型套筒，机械管筒，打孔封堵（消除整个缺陷点），泄漏夹具如果泄漏区是一个孤立的孔），和打补丁（停气下操作）。对带有小于80壁厚的最深孔的外部腐蚀区，可以使用RSTRENG或者B31G 进行评估。对腐蚀还没有影响到导致管道失效的程度的管道，除了采用重新修复防腐层外，都不需要采用修复件。对失效方式是壁厚持续减薄导致的管道来说，可以使用A 型套筒（建议使用填料保证套筒和管道的密切接触），B型套筒，复合材料套筒（带环氧填料），机械套筒，沉积焊接金属（如果最小剩余厚度至少为0.125
38、in，且停气实施)，打孔封堵（消除整个缺陷），打补丁。使用堆焊接、补丁进行修复应该按照规范进行。7） 在修复完成之后，管道必须再次进行涂敷和装填，在适合的情况下，可以恢复正常工作压力。8） 内部腐蚀。如果内部腐蚀和外部腐蚀采用相同的处理方法看起来好像是合理的，但由于缺乏直接阻止内部壁厚减薄的手段，所以在内部腐蚀的修复时应增加了一些附加条件。在内部腐蚀情况下，除非管线内部检查表明当前工作压力不会引起管线失效，否则必须要求降压。9）如果缺陷部位经过评价后还有足够大的剩余强度而不需要修复，当壁厚减薄达到或接近定义的临界值时，应该对这个区域进行再次评估。10）如果选择一种不包含泄漏的修复方法，这种修复
39、方法只能临时使用。6.3.5 普通凹陷或者带有擦痕的凹陷1）深度低于6管道直径的普通凹陷，如果它们不含有擦痕，裂纹，或者挤压，那么就不会或基本不会对管道的完整性产生影响。除非凹陷影响干线内检测，否则普通的凹陷不需要修复。2）但是这种凹陷内的任何数量的损伤（擦痕，划痕，磨痕，以及由于挤压，磨损等导致的壁厚减薄）都应该把凹陷看作带擦痕凹陷看待，并且应该按照有潜在危险的缺陷处理。另外，任何涉及到电阻焊焊缝或者环缝焊接的凹陷都应该看作修复缺陷。3）允许使用下述方法的任何一种修复带擦痕的凹陷：带填料的A型套筒B 型套筒机械套筒6.3.6 轴向裂纹和弧形焊伤1）除了腐蚀和外部损伤之外，大部分剩余修复方法可以归入这一类，这类中任何一种缺陷或者是泄漏，或者是位于电阻焊焊缝或者闪光焊焊缝上，必须使用B型套筒或机械套筒进行修复。一个特例是位于缺陷特征处的泄漏，如果不位于电阻焊焊缝或者闪焊焊缝上，就可以采用打孔封堵的方法消除。2）对其它轴向裂纹和弧形焊伤来说，允许采用打磨的方法消除裂纹或材料冶金缺陷。打磨的深度一定不能超过正常壁厚的40%，并且打磨区的长度不能超过B31G 标准规定的相同腐蚀深度缺陷区的长度。6.3.7 环焊缝焊接缺陷1）焊缝焊接缺陷和某种其它轴向缺陷，如果缺陷不是泄漏，可以对该缺陷进行评估以判断它能否影响管线完整性。评估要求已知缺陷的尺寸，材料的性质（如果缺陷是除腐蚀壁厚