中國石油天然氣集團公司企業標準 Q/SY 1592—2013

2013 - 10 -1實施

油氣管道管體修復技術規范

1　范圍

本標準規定了油氣管道管體修復技術的技術特點、修復要點及施工流程。

本標準適用于油氣長輸管道管體缺陷、打孔盜油（氣）點等的修復工作。

2　規范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅所注日期的版本適用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

SY/T 5918 埋地鋼質管道外防腐層修復技術規范

3　術語和定義

下列術語和定義適用于本文件。

3.1

管體 tube

管道本體。

3.2

缺陷 defect

管體尺寸或特性超過允許界限的異�，F象。

3.3

機械夾具 mechanical clamp

安裝在泄漏缺陷部位外部形成密封空腔，提供強度和剛度保證的金屬構件。

3.4

補板 patch welding

為修補管道缺陷，而在缺陷處焊接一塊與原管道材質和規格相同或相近的板材。

3.5

管帽 pipe cap

一端帶封頭的短管。

3.6

套筒修復 full encirclement steel sleeve repair

利用兩個由鋼板制成的半圓柱外殼覆蓋在管道缺陷外，通過焊接連接在一起，套筒與管壁緊密結合，協同變形，提高缺陷管體的承壓能力。

3.7

復合材料修復 nonmetallic composite repair

利用復合材料修復層的高強度和高模量，通過涂敷在缺陷部位的高強度填料，以及管體上和纖維材料層間的強力膠，將作用管道損傷部位的應力均勻地傳遞到復合材料修復層上。

4　修復技術選擇

4.1 管體缺陷類型

油氣管道常見管體缺陷包括：泄漏（包括打孔盜油泄漏）、外腐蝕、內部缺陷或腐蝕、管體鑿槽或其它金屬損失、電弧燒傷或夾渣、凹坑、硬點、裂紋、焊縫缺陷、皺彎或彎曲缺陷、砂眼及氫致裂紋。

4.2 常用修復技術

管體缺陷常用修復技術包括：打磨、堆焊、補板、 A型套筒、 B型套筒、環氧鋼套筒、復合材料、機械夾具及換管修復技術，具體介紹參見附錄A。對于管體打孔盜油（氣）泄漏，常采用管帽或補板修復，具體介紹參見附錄B。

油氣管體不同缺陷類型宜選用的修復技術如表1所示。

5　管體缺陷修復

5.1　管體缺陷修復原則

5.1.1 對于油氣管道管體缺陷，若為體積型缺陷，應進行評價后確定是否需要修復，一般采用修復系數確定。當評估預測失效壓力小于等于1.1倍設計壓力時，應立即修復；當評估預測失效壓力大于1.1倍設計壓力且小于等于1.2倍設計壓力時，應在1年內修復完成。一般情況下，大面積損傷壁厚達到20%～25%以上，立即進行修復，焊縫異常立即進行修復，凹坑深度大于6%管徑立即進行修復。

5.1.2 管體缺陷修復技術中涉及焊接作業，應制定相應的焊接工藝評定和焊接工藝規程，才能施焊。

5.2　管體泄漏

5.2.1油氣管道管體發生泄漏，或管體缺陷深度大于80%管道壁厚，可采用機械夾具臨時修復，采用B型套筒、環氧鋼套筒與柔性夾具組合或換管進行永久修復。 B型套筒修復技術說明參見附錄A.2.4。

5.2.2 B型套筒修復輸氣管道時，應泄壓排氣后進行焊接；修復輸油管道時，修復作業時管道運行壓力不應超過下列壓力中的最低值：

——通過修復工藝所要求的壓力評估計算值，但不超過0.8倍的運行壓力；

——0.3倍的管道最小屈服強度；

——可安全排出或容許泄漏液體時的壓力。

其中，對于輸油管道，運行壓力為近兩個月內的最高運行壓力；對于輸氣管道，運行壓力為一年內的最高運行壓力。

5.2.3 換管修復前，應保證管道已經降壓到0.8倍的運行壓力，缺陷管段已排空氣體（若是油介質，應排干），切除管道時，切除位置離缺陷或泄漏處頂端至少有100mm的距離，切除的管道長度應超過管道直徑的3倍。

5.3　管體外腐蝕

5.3.1 油氣管道管體的外部金屬損失小于80%管道壁厚，可采用堆焊、補板、 A型套筒、 B型套筒、環氧鋼套筒、復合材料或換管修復中的任意一種技術，進行永久修復。堆焊修復時，油氣管道剩余壁厚應大于等于3.2 mm。A型套筒修復技術說明參見附錄A.2.3。

5.3.2 油氣管道管體的點蝕深度大于等于80%管道壁厚，可采用補板、 B型套筒、環氧鋼套筒與柔性夾具組合或換管進行永久修復。補板和B型套筒修復時，輸油管道壓力應降低到通過修復工藝所要求的壓力評估計算值，但不超過0.8倍的運行壓力，輸氣管道應停氣泄壓后進行。

5.3.3 油氣管道管體的焊縫存在損傷或腐蝕時，宜采用B型套筒或復合材料永久修復。 B型套筒修復時，應確保缺陷長度小于其擴展臨界值。復合材料修復時，以缺陷部位為中心進行纏繞，確保纖維與管道軸向垂直；修復時應盡量減少修復層的接頭數量。

5.3.4 B型套筒修復管體外腐蝕時，其側焊縫和末端角焊縫應全焊透，相鄰套筒的末端角焊縫距離不應小于半個管徑。

5.3.5 換管修復前，應保證管道已經降壓到0.8倍的運行壓力，缺陷管段已排空氣體（若是油介質，應該排干），切除管道時，切除位置離缺陷或泄漏處頂端至少有100mm的距離，切除的管道長度應超過管道直徑的3倍。

5.4　管體內部缺陷或腐蝕

5.4.1油氣管道管體內部存在缺陷或腐蝕時，可采用B型套筒永久修復。若內部缺陷或腐蝕不會繼續發展超出其臨界值，可采用A型套筒、環氧鋼套筒或復合材料進行永久修復。

5.4.2 A型套筒和B型套筒修復時，應確保套筒和缺陷部位緊密配合； B型套筒的側焊縫和末端角焊縫應全焊透，相鄰套筒的末端角焊縫距離不應小于0.5個管徑。

5.5　管體鑿槽或其它金屬損失

5.5.1 油氣管道的管體存在鑿槽或其它金屬損失時，如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨修復，打磨深度最大為40%的管體壁厚。如果打磨清理缺陷部位后，檢測合格，可采用B型套筒永久修復；否則，采用換管修復。

5.5.2 如果管體缺陷深度小于80%壁厚，打磨清理缺陷部位，檢測合格后，可采用堆焊、補板、 A型套筒、環氧鋼套筒和復合材料中的任意一種技術，進行永久修復。

5.6　管體電弧燒傷、夾渣

5.6.1 油氣管道的管體存在電弧燒傷、夾渣時，可采用A型套筒、 B型套筒、環氧鋼套筒或換管進行永久修復；如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨修復，打磨深度最大為40%的管體壁厚。

5.6.2 如果管體缺陷深度小于80%壁厚，打磨清理缺陷部位，檢測合格后，可采用堆焊或復合材料進行永久修復。

5.7　管體凹坑

5.7.1 油氣管道管體存在凹坑時，首先需進行深度檢測。當管體凹坑深度小于6%管徑，且是不含有應力集中的光滑凹坑，除非凹坑影響管線的清理，否則不需修復。

5.7.2 當管體凹坑深度小于6%管徑，并伴有金屬損失、開裂或應力集中，可采用B型套筒或換管進行永久修復。如果打磨尺寸滿足規范要求，可采用打磨修復。如果打磨清理缺陷部位，檢測合格，且凹坑被填充后疲勞評估合格，可采用A型套筒、環氧鋼套筒或復合材料進行永久修復。

5.7.3當管體凹坑深度大于6%管徑，應采用換管永久修復；若無法換管時，可采用B型套筒進行臨時修復。

5.7.4 當管道的環焊縫有應力集中的凹坑時，可采用B型套筒永久修復。如果打磨尺寸滿足規范要求，可采用打磨修復。

5.8　管體硬點

油氣管道的管體存在硬點時，可采用A型套筒、 B型套筒、環氧鋼套筒或換管進行永久修復。

5.9　管體裂紋

5.9.1　油氣管道的管體裂紋深度小于40%壁厚, 可采用換管修復。如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨、堆焊、 A型套筒、環氧鋼套筒或復合材料修復中的任意一種技術，進行永久修復，其中打磨修復時，打磨最大深度為40%的管體壁厚。如果裂紋長度小于裂紋擴展臨界值（該擴展值要經過斷裂力學計算獲得），可采用B型套筒永久修復。

5.9.2　油氣管道的管體裂紋深度大于等于40%壁厚且小于80%壁厚, 可采用換管修復。如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用堆焊、 A型套筒、環氧鋼套筒或復合材料修復中的任意一種技術，進行永久修復。如果裂紋長度小于裂紋擴展臨界值（該擴展值要經過斷裂力學計算獲得），可采用B型套筒永久修復。

5.10　管體焊縫缺陷

5.10.1　油氣管道的焊縫有體積型缺陷時，可采用B型套筒或換管進行永久修復。如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨修復，打磨深度最大為40%的管體壁厚。如果焊縫缺陷深度小于80%壁厚，打磨去除缺陷金屬后，檢測合格，可采用A型套筒、環氧鋼套筒或復合材料進行永久修復。

5.10.2 油氣管道的焊縫有線缺陷時，可采用換管修復。如果缺陷金屬的去除量滿足要求，可采用打磨修復，打磨深度最大為40%的管體壁厚。如果焊縫缺陷深度小于80%壁厚，打磨去除缺陷金屬后，檢測合格，可采用A型套筒、環氧鋼套筒或復合材料進行永久修復。如果缺陷長度小于其擴展臨界值，可采用B型套筒永久修復。

5.10.3 油氣管道的電阻焊焊縫處或附近有缺陷時，如果缺陷長度小于其擴展臨界值，可采用B型套筒永久修復。

5.11 管體環焊縫缺陷

油氣管道的環焊縫如有表面淺裂紋缺陷時，可采用打磨修復，打磨深度最大為40%的管體壁厚；當焊縫內有氣孔、夾渣、未焊透等缺陷時，可采用復合材料補強或B型套筒進行永久性修復。

5.12 管體皺彎、彎曲缺陷

油氣管道的管體存在皺彎、彎曲缺陷時，可采用B型套筒和環氧鋼套筒進行永久修復，修復套筒形狀、尺寸應與管道相符。

5.13 管體砂眼、氫致裂紋缺陷

油氣管道的管體存在砂眼、氫致裂紋缺陷時，可采用補板、 A型套筒、環氧鋼套筒或B型套筒進行永久修復。

5.14 管體打孔盜油（氣）泄漏

管體打孔盜油后，沒有出現泄油，可采用非引流式管帽進行修復；出現跑油停輸，若泄漏點為圓形、三角形等規則形狀，可采用補板進行修復；出現跑油停輸，若泄漏點為不規則形狀時，可采用引流式管帽進行修復。

6　管體修復作業流程

6.1　作業流程圖

油氣管道管體缺陷修復時，應遵守管道維修的HSE管理規定（見附錄C）。管體缺陷修復作業流程如圖1所示。

圖1 管體缺陷修復作業流程

6.2　管體缺陷評價

通過檢測發現管體存在缺陷時，首先判斷缺陷類型；然后對缺陷進行評價，確定是否需要修復；若需要修復，給出修復時間。

6.3　修復方案制定

參考油氣管體不同缺陷類型與修復技術的對應表見表1，結合缺陷管道的實際狀況，確定相應的修復方法；根據缺陷信息，制定修復方案。

6.4 修復材料準備

根據制定的修復方案，準備修復材料； A型套筒的尺寸確定參見A.2.3.5， B型套筒的尺寸確定參見A.2.4.5，纖維復合材料修復層的厚度與軸向長度確定參見A.4.1.5。

6.5 現場開挖

待修復缺陷管道軸向方向開挖超出缺陷至少500mm，管道兩側至少開挖650 mm，管道下方至少開挖500mm。遇管體出現連續缺陷，宜長距離修復，作業坑的開挖長度應根據管道直徑、壁厚、材質、輸送介質等進行計算確定。作業時應盡量減少接頭數量，支撐墩長度宜與作業坑長度相當。

6.6 舊防腐層清除及基材表面處理

在挖掘之后和修復之前，應將輸送管道完全暴露并清理至裸金屬，以使所有的缺陷特征都顯現出來。舊防腐層清除方法可采用溶劑清除、動力工具清除、手工工具清除、水力清除等或幾種方法聯合。清除后的表面應無明顯的舊涂層殘留，清除過程中不能損傷管體金屬。

6.7 缺陷定位

采用直尺、超聲波測厚儀等儀器檢測缺陷信息并記錄，記錄管道的實際壁厚；如果大規模的腐蝕致使管體金屬損失或管體表面遭到大面積的破壞，應在管體遠離最深腐蝕坑的位置打磨出平面區域，獲得實際壁厚。

6.8 缺陷修復

6.8.1 針對已確定的修復技術和修復方案，進行缺陷修復，并填寫管體缺陷與修復記錄表（參見附錄D）。打磨修復時，應控制打磨尺寸在臨界范圍內。

6.8.2 A型套筒安裝前，套筒覆蓋的管體表面應清理至近白級（Sa2.5）；如果使用填充材料，填充材料應用于所有缺口、深坑、空隙，套筒應緊密地貼近管體；套筒側縫焊接可采用搭接角焊雙面膠條方法完成，膠條的強度和厚度至少與套筒的相同，膠條采用角焊焊接在套筒上，焊角長度等于套筒厚度，焊接應符合焊接程序規范。

6.8.3 B型套筒焊接時，首先進行單V型帶墊板對接側縫焊接，焊接時應保證有足夠的壁厚，以防止管道焊穿，焊接中保持通風，直至焊接完成。套筒末端與管道的填角焊接應遵照相應的焊接工藝規程，角焊縫的焊接工藝應當嚴格地與材料和焊接情況相匹配，確保側邊對接焊縫和無裂縫末端角焊縫的全穿透。

6.8.4 纖維復合材料修復前，應進行性能測試，參見附錄E；修復時，應確保纖維復合材料纏繞時與管道表面緊密接觸，無任何空隙、死角；根據確定的修復層總軸向長度，以缺陷部位為中心進行纏繞，確保纖維與管道軸向垂直。

6.9 現場檢測

修復以后，應進行相應的檢測，檢測內容包括但不限于：

a) 當打磨是唯一的維修方法時，應通過磁粉探傷或染色探傷檢驗應力集中是否被去除；

b) 用10%硫酸溶液檢查通過打磨修復的弧形灼傷區域來確保所有的冶金缺陷特征已經被去除；

c) 目視檢查所有焊件的工作質量，確保沒有明顯的缺陷；

d) 按照無損檢測標準對套筒末端的所有角焊焊縫進行100%檢測；

e) 按照無損檢測標準對B型套筒的環焊縫進行100%檢測。

6.10 修復層防腐及回填

6.10.1修復層防腐處理前，應清除所有暴露表面上的鐵銹、銹皮、焊渣、焊接飛濺、焊劑、焦層和其它外來金屬。油和油脂可用非油溶劑去除，銳邊、毛刺、預焊、電弧灼傷和渣�？稍趪娚疤幚碇�前打磨去除。如果噴砂處理的表面要保持一段時間，就應對其進行特定的涂覆處理；然后，參照涂料數據表，進行涂覆，相鄰的涂層要逐漸連接，不能有尖銳或突變的邊緣。在最后的涂覆完成后，回填之前應至少有5 天的固化時間。

6.10.2 防腐層檢查合格后的管道應及時回填，在地質較硬地段應將細土、砂、硬土塊分開堆放，以利回填。對于彈性敷設的管段，如果管體有較大變形，回填前在應力釋放側全段用干土壘實加固，防止管道進一步變形。防腐和回填按照SY/T 5918相關規定執行。

6.11 后期工作

管道修復完成，在后期運營管理中，宜注意以下事項：

a) 維修工作完成后，應進行液壓實驗，并對被修復管道進行全面檢查后，通知調度運行單位，管道已處于可投入運行狀態；

b) 管道啟動后，對所修復管段進行現場監控以防泄漏，直至管道恢復正常運行；

c) 管道運行中，應對被修復管段定期開挖檢查。

附錄A

（資料性附錄）

修復技術

A.1　打磨修復技術

A.1.1　一般要求

依據PRCI《管道修復手冊》，對于管徑大于等于508mm且等級大于等于X42的焊接管道，最大打磨深度應小于8%的管道名義壁厚；對于管徑大于等于508mm且等級大于等于X42的無縫管道，最大打磨深度應小于10%的管道名義壁厚；對于等級為B或更低等級的管道，以及等級大于等于X42且管徑小于等于508mm的管道，最大打磨深度應小于12.5%的管道名義壁厚。最大打磨長度依據公式（A.1）和公式（A.2）確定。

A.1.2　適用范圍

除內部缺陷和電阻焊融合層或閃光對焊線-管道材料中的缺陷，打磨方法可用來修復如下非泄漏性缺陷：

——當管道壓力小于等于通過修復工藝所要求的壓力評估計算值，但不超過0.8倍的運行壓力，管道最小剩余壁厚大于等于3.18 mm時，管道環焊縫可用打磨方法來修復，并且打磨溝槽應用補焊填滿；

——管道缺陷的修復，一般打磨深度不超過管道名義壁厚的12.5%。

在滿足下述情況時，打磨可作為修復非泄漏缺陷的唯一方法。

——修復過程中，修復作業時管道運行壓力低于或等于通過修復工藝所要求的壓力評估計算值，但不超過0.8倍的運行壓力；

——無損檢測表明，管道的應力集中或金相異�，F象已被完全消除；

——打磨深度沒有超過管道實際壁厚的40%；

——應力集中或金相異常等缺陷被完全消除后，管道最小剩余壁厚等于或大于3.18 mm；

——根據PRCI《管道修復手冊》中的圖C-1準則，打磨的周向尺寸是可接受的。

A.2　焊接修復技術

A.2.1　堆焊/沉積焊

A.2.1.1　一般要求

堆焊/沉積焊修復前，應進行焊接工藝評定；修復時，由具有資質的焊工采用評定合格的焊接工藝進行焊接。焊接表面應均勻光滑，無層狀撕裂、氧化皮、夾渣、油脂、油漆及其它對焊縫有害的材料。

A.2.1.2　適用范圍

管道腐蝕造成的金屬損失，包括單點缺陷和深度較小的體積型缺陷，且管道最小剩余壁厚不小于3.2mm；當這些缺陷出現在下列管道上時，不能采用堆焊/沉積焊進行修復：

——輸送酸性流體的管道；

——凹坑、鑿槽、環焊縫上缺陷的修復；

——管道內部缺陷（腐蝕、劃痕和皺褶等）的修復。

A.2.1.3　技術特點

堆焊主要優點是操作簡單、相對快速和費用較低；不會產生腐蝕問題，也不需要除焊接材料以外的其它材料。缺點是在服役管道上焊接時，焊穿的危險性大，有產生氫脆和冷脆的危險性。

A.2.2　補板

A.2.2.1　一般要求

補板維修時應將管道壓力降低到通過修復工藝所要求的壓力評估計算值，但不超過0.8倍的運行壓力，對于天然氣管道應停氣泄壓后進行；補板為圓形，材料等級與被修復管道的材料等級匹配。焊接修復前，應進行焊接工藝評定；修復時，由具有資質的焊工采用評定合格的焊接工藝進行焊接。焊接表面應均勻光滑，無層狀撕裂、氧化皮、夾渣、油脂、油漆及其它對焊縫有害的材料。焊縫接頭設計應遵循焊接工藝評定。

A.2.2.2　適用范圍

面積不大的腐蝕或直徑小于8 mm的腐蝕孔、長度小于管道周長1/6的裂紋、其他不能進行換管的管體缺陷，如打孔盜油的修復。

A.2.2.3　技術特點

補板修復管道缺陷存在氫脆、管道裂紋、管壁燒穿或爆裂等焊接風險。

A.2.3 A型套筒修復技術

A.2.3.1　概述

A型套筒是由放置在管道損傷部位的兩個半圓的柱狀管或兩片適當彎曲的鋼板，經側縫焊接組合而成的。套筒側縫的焊接可采用單一V形對接焊接，也可采用搭接填角

焊接。其結構如圖A.1所示。

A.2.3.2　一般要求

A型套筒修復時應將管道壓力降低到通過修復工藝所要求的壓力評估計算值，但不超過0.8倍的運行壓力，對于天然氣管道應停氣泄壓后進行。套筒焊接前，應進行焊接工藝評定；焊接修復時，由具有資質的焊工采用評定合格的焊接工藝進行焊接。焊接表面應均勻光滑，無層狀撕裂、氧化皮、夾渣、油脂、油漆及其它對焊縫有害的材料。焊縫接頭設計應遵循焊接工藝評定。半圓套筒不應橫跨環焊縫；套筒邊緣應同管體緊密貼合。

A.2.3.3　適用范圍

用于管道無泄漏損傷的修復，用作管道損傷部位的加強件。其主要適用的缺陷類型參見表1。

A.2.3.4　技術特點

A型套筒的主要優點是用于相對短的缺陷修復，安裝簡單，不需進行嚴格的無損檢測；其主要缺點是不能用于修復環向缺陷和泄漏，并且由于套筒與管體間形成的環形區域難于進行陰極保護，可能產生潛在的腐蝕問題。

A.2.3.5　修復設計

A.2.3.5.1 A型套筒材料等級一般與輸送管道相同，具體材料可根據實際修復情況確定；套筒厚度應等于或大于待修復管道三分之二的壁厚。依據GB 150，套筒可按照能承受管道最大運行壓力進行設計，其壁厚按照公式（A.3）計算：

A.2.3.5.2　套筒長度不低于102 mm，且套筒至少從 缺陷的兩邊各自延伸出去51 mm。套筒側縫焊接時，如果邊縫焊接采用平對焊，且這兩塊半圓加強板是采用相同管徑的管子制成，則每塊的實際弧長應大于制作管的半圓弧長；如果采用疊縫角焊接，則其間隙宜作橋接處理。

A.2.4 B型套筒修復技術

A.2.4.1　概述

B型套筒修復技術是利用兩個由鋼板制成的半圓柱外殼覆蓋在管體缺陷外，通過側縫焊接連接在一起，并在套筒的末端采用角焊的方式固定在輸送管道上。套筒可保持管道內壓，也能承受因管道受到側向載荷而產生的軸向應力。其結構如圖A.2所示。

A.2.4.2　一般要求

維修時應將管道壓力降低到通過修復工藝所要求的壓力評估計算值，但不超過0.8倍的運行壓力，對于天然氣管道應停氣泄壓后進行；焊接修復前，應進行焊接工藝評定；修復時，由具有資質的焊工采用評定合格的焊接工藝進行焊接。焊接表面應均勻光滑，無層狀撕裂、氧化皮、夾渣、油脂、油漆及其它對焊縫有害的材料。焊縫接頭設計應遵循焊接工藝評定。半圓套筒不應橫跨環焊縫；套筒邊緣應同管體緊密貼合；套筒與管體的環焊縫應采用無損檢測方法進行探傷。

B型套筒的技術指標包括套筒加工的技術要求以及施工中的技術要求兩個方面。管道修復用B型套筒的加工技術要求見表A.1，施工技術要求見表A.2。

A.2.4.3　適用范圍

B型套筒修復技術可應用于修復多種類型的缺陷，主要適用的缺陷類型參見表1。

A.2.4.4　技術特點

B型套筒修復技術適用修復的缺陷類型較為廣泛，可用于管道的腐蝕、裂紋、機械損傷、焊縫缺陷、管體鑿槽、金屬損失、碳弧燒傷、夾渣或分層、凹坑等多種缺陷類型的修復；可修復泄漏性缺陷，修復效果好，可靠性高，屬于永久型修復。缺點如下：

——施工中待修復管道降壓1/3，影響管道介質正常

運輸；

——動火存在一定的安全隱患；

——安裝難度大，焊接質量對修復效果影響較大；

——施工中使用大型配套設備，效率較低，修復成本較高。

A.2.4.5　修復設計

A.2.4.5.1 B型套筒的厚度等于或大于待修復管道的壁厚。管套的材料等級一般與輸送管道的材料等級相同，具體材料可根據實際修復情況確定。套筒應按照能承受管道最大運行壓力進行設計，其壁厚按照公式（A.3）計算。

A.2.4.5.2　套筒長度不低于102 mm，且套筒至少從缺陷的兩邊各自延伸出去51 mm。相鄰套筒的角焊縫不能太接近，距離不小于1/2的管道直徑。如果兩個套筒的角焊縫距離小于1/2的管道直徑，則不能將套筒與管體焊接，而是再使用另一個套筒連接這兩個套筒。

A.2.4.5.3　套筒按外形分為圓形套筒、凸式套筒和凹槽式套筒。圓形套筒用于修復表面平滑無焊縫管道，也可用于修復焊縫事先打磨掉的管道；凸式套筒預制突起部分是為了過渡焊縫的要求，焊接到管道上可承受軸向應力；凹槽式套筒安裝時凹槽罩于焊縫上，其他部分與管體緊密結合，套筒設計壁厚要減去凹槽深度，即套筒整體厚度要大于上述兩類套筒壁厚。修復螺旋焊縫管道，如不打磨掉焊縫余高，宜采用凸式B型套筒修復；若出現套筒角焊縫與螺旋管道焊縫疊加情況，可在套筒內添加密封圈，以防泄漏。

A.3　環氧鋼套筒修復技術

A.3.1　概述

環氧鋼套筒修復技術是利用兩個由鋼板制成的半圓柱外殼覆蓋在管體缺陷外，并與管道保持一定環隙，環隙兩端用膠封閉，再在此封閉空間內灌注環氧填膠，構成復合套管，對管道缺陷進行補強修復。其結構如圖A.3所示。

A.3.2　一般要求

環氧鋼套筒的鋼殼采用比待修復鋼管直徑大30mm的鋼管，沿軸線方向上下平分而成。鋼殼長度一般為2m，厚度及管材均與管體相同或相近；鋼殼上片的頂部及兩側應有3列均布的監測螺孔,每列5個,以便監測環氧填膠的灌注進度，控制密實度，最后可用螺栓進行封堵。鋼殼片的四周應打磨出坡口，以便于“V”型平焊聯接。在鋼殼片靠近兩端的左上、左下、右上和右下各有1個定位螺栓,用于調整鋼殼與鋼管間的同軸度。

A.3.3　適用范圍

環氧鋼套筒修復技術可應用于下列情況：

——管徑范圍為(100～1420)mm；

——最大承壓為10MPa；

——耐溫為(3～100)℃；

——管道類型為石油、天然氣、成品油、液化石油氣輸送管道、石化廠管網和近海采油平臺的提升管道；

——可修復的管體缺陷類型參見表1。

A.3.4　技術特點

環氧鋼套筒修復技術的技術特點如下：

——作業簡便、無需焊接，不存在熱操作的各種風險；

——不在管壁上直接操作，對管道正常運行基本沒有影響；

——當管壁腐蝕穿孔后，鋼套筒內的環氧填膠接觸腐蝕介質，可使腐蝕得到徹底抑制。

A.4　纖維復合材料修復技術

A.4.1　碳纖維復合材料修復技術

A.4.1.1　一般要求

碳纖維復合材料修復時，其工藝需滿足ISO 24817或ASME PCC-2的標準要求（參見附錄E），并且相關試驗的結果數據需取得國際或國內權威認證機構正式頒發的認證報告。修復前應清除管道表面的防腐層，管道缺陷表面除銹等級應達到Sa2.5（近白級）要求，錨紋深度為50μm～75μm；根據確定的修復層總軸向長度，以缺陷部位為中心進行纏繞，確保纖維與管道軸向垂直；修復時應盡量減少修復層的接頭數量。

A.4.1.2　主要技術指標

碳纖維復合材料修復技術涉及使用的修復材料包括：專用樹脂、專用填平膩子和碳纖維布，表A.3和表A.4為管道缺陷修復碳纖維復合材料的主要技術指標。

A.4.1.3　適用范圍

依據ASME PCC-2，碳纖維復合材料修復技術可應用于以下幾方面：

——缺陷程度低于80%壁厚管道的腐蝕、裂紋、機械損傷、焊縫缺陷等缺陷的修復補強；

——內腐蝕管道臨時增強、單點補強，也可用于整體管段的缺陷補強；

——增加管道安全系數和管道提高運行壓力的提壓增強；

——不規則管件，如彎頭和三通的缺陷修復；

——泄漏。

A.4.1.4　技術特點

碳纖維復合材料修復技術用于管道補強具有如下技術特點：

——作業簡便、快速，現場修復設備簡單，無需焊接；

——碳纖維彈性模量與鋼材的彈性模量接近，有利于補強層與鋼管之間的協同變形，使應力達到均勻分布，取得良好補強效果；

——碳纖維延伸率大于1.4%，管道最大操作壓力對應的變形量是碳纖維復合材料可承受變形量的1/4～1/10，滿足管體變形需求；

——碳纖維的比強、比模高，修補厚度僅為鋼材厚度的1/5就能達到相同補強效果；

——鋪設方法靈活，纖維可軸向、環向和呈一定傾角進行靈活剪裁，組合鋪設，鋪層之間還可交錯組合，使補強層形成一個整體；

——可采用不同的粘結樹脂和施工工藝，溫度范圍廣；

——在載荷作用下，碳纖維的穩定性好，在含水介質中，碳纖維復合材料性能也很穩定；

——復合材料可緊緊的包覆在管道外層，與管道形 成一體，共同承載管內壓力，以恢復甚至超過管道的設計運行壓力。

A.4.1.5　修復設計

A.4.1.5.1　非泄漏管道

A.4.1.5.1.1　管體未屈服：

a) 當管道沒有泄漏，且承載管體沒有屈服時，采用內壓引起的周向應力計算，修復層的最小厚度公式如下：

b) 采用內壓、彎曲和軸向力引起的軸向應力計算，修復層的最小厚度公式如下：

式中：

F——總軸向拉伸載荷（包括內壓、彎矩引起的軸向力和軸向推力），單位為牛頓（N）。

c) 實際修復時，修復層的厚度應大于等于公式（A.4）和（A.5）所確定的值。

A.4.1.5.1.2　管體屈服：

a) 當管道沒有泄漏，但承載管體屈服時，基于碳纖維復合材料的許用應變進行修復設計。采用內壓引起的周向應變計算，修復層的厚度采用下式計算得到：

A.4.1.5.2　泄漏管道

A.4.1.5.2.1　當管道出現泄漏或被認定為泄漏（當管道到達設計壽命時，其壁厚小于1mm，被認定為泄漏），且管道上為圓形或近似圓形缺陷時，修復層的最小厚度采用下式計算得到：

A.4.1.5.2.2　對于非圓形缺陷，若其長寬比小于5，公式（A.9）也適用。其中d值等于或稍大于缺陷的最大長度。

A.4.2　玻璃纖維復合材料修復技術

A.4.2.1　一般要求

玻璃纖維復合材料修復時，其工藝需滿足ISO 24817或ASME PCC-2的標準要求（參見附錄E），并且相關試驗的結果數據需取得國際或國內權威認證機構正式頒發的認證報告。修復前應清除管道表面的防腐層，管道缺陷表面除銹等級要達到Sa2.5（近白級）要求，錨紋深度為0μm～75μm；根據確定的修復層總軸向長度，以缺陷部位為中心進行纏繞，確保纖維與管道軸向垂直；修復時應盡量減少修復層的接頭數量。

A.4.2.2　適用范圍

玻璃纖維復合材料修復技術可應用于以下幾方面：

——缺陷程度低于80%壁厚管道的腐蝕缺陷的修復；

——內腐蝕管道臨時增強、單點補強，也可用于整體管段的缺陷補強；

——增加管道安全系數和管道提高運行壓力的提壓增強；

——泄漏。

A.4.2.3　技術特點

碳纖維復合材料修復技術用于管道補強具有如下技術特點：

——作業簡便、快速，現場修復設備簡單，無需焊接；

——修復層的強度隨著時間增長而降低；

——玻璃纖維復合材料的彈性模量比鋼的彈性模量小約一個數量級，修復時只有當鋼管發生很大的塑形變形后，才能將壓力傳遞到修復層。

A.4.2.4　修復設計

玻璃纖維復合材料修復設計計算見A.4.1.5。

A.4.3　凱夫拉纖維復合材料修復技術

A.4.3.1　一般要求

凱夫拉纖維復合材料修復時，其工藝需滿足ISO24817或ASME PCC-2的標準要求（參見附錄E），并且相關試驗的結果數據需取得國際或國內權威認證機構正式頒發的認證報告。修復前應清除管道表面的防腐層，管道缺陷表面除銹等級要達到Sa2.5（近白級）要求，錨紋深度為50μm～75μm；根據確定的修復層總軸向長度，以缺陷部位為中心進行纏繞，確保纖維與管道軸向垂直；修復時應盡量減少修復層的接頭數量。

A.4.3.2　適用范圍

凱夫拉纖維復合材料修復技術可應用于以下幾方面：

——內外腐蝕缺陷；

——裂紋；

——機械損傷、焊縫缺陷、材質缺陷；

——增加管道安全系數和管道提高運行壓力的提壓增強。

A.4.3.3　技術特點

凱夫拉復合材料修復技術用于管道補強具有如下技術特點：

——使用安全，修復時不導電，修復后能保證管道的安全性；

——作業簡便、快速，現場修復設備簡單，無需焊接；

——適用廣泛，彎頭和三通及管道焊接部位的不平整表面，同樣可以修復；

——技術領先，修復前有專業的分析計算軟件，保證修復管道的可靠性；

——有效地增加原油管道的強度和剛度，杜絕腐蝕。

A.4.3.4　修復設計

凱夫拉纖維復合材料修復設計計算見A.4.1.5。

A.5　機械夾具修復

A.5.1　適用范圍

機械夾具用于管道發生泄漏時的搶險使用。點狀式堵漏夾具主要用于對尖銳物體撞擊或鐵銹侵蝕形成的小穿孔修復；對開式堵漏夾具用于管道出現裂紋或破裂的修復；柔性堵漏夾具用于漏點直徑小于50mm，運行壓力小于10MPa管線的帶壓臨時修復，結合環氧鋼套筒可永久性修復管體泄漏缺陷。

A.5.2　技術特點

A.5.2.1　點狀式堵漏夾具的技術特點如下：

——重量輕，費用低；

——所需擰緊力小；

——安裝安全、方便。

A.5.2.2　對開式堵漏夾具的技術特點如下：

——可在管道不停輸的情況下進行安裝，安全可靠；

——臨時和永久性安裝均可；

——安裝時動用大型的施工設備，且施工工藝相對復雜，成本較高。

A.5.2.3 柔性堵漏夾具的技術特點如下：

——可承受10MPa的泄露壓力；

——不需要動火作業，沒有施工作業風險；

——使用手動安裝工具，便于操作；

——可以修復陸上及水下直管段，彎頭，及螺旋焊縫等不平整表面；

——體積小，重量輕，不會給管道增加額外應力；

——耐酸堿及有機溶劑的腐蝕；

——產品涵蓋了4”～56”的管道應急性及結合環氧鋼套筒技術進行永久性修復；

——可提高在狹小空間作業時的效率。

A.6　換管修復

A.6.1　一般要求

換管修復時，管道切除位置離缺陷、破壞或泄漏處頂端至少應有100mm的距離，切除的管道長度應超過三倍的管道直徑，且滿足表A.7的要求；替換的管段壁厚應大于或等于現有管道的壁厚，材料等級應與現有管道相同。如果替換管道的厚度超出現有管道厚度2.4mm，應對其進行內部加工或后斜面加工成4： 1的斜率，以保證與現有管道的厚度相同。替換管段應預先進行壓力試驗，試驗的最小壓力為被修復管道最大操作壓力的1.25倍，如果被修復管段的位置是高后果區（HCA）或異常敏感區(USA)，替換管段預先壓力試驗的最小壓力為被修復管道最大操作壓力的1.5倍。替換管段與原管道采用對接環焊縫進行焊接，并且焊接部分采用射線或超聲波進行100%檢驗，保證滿足標準API Std 1104的工藝要求。

A.6.2　適用范圍

當連續修復較長距離的管道，或管道存在包括材質在內的多個問題時，換管修復是唯一選擇。

A.6.3　技術特點

換管修復可一次性且永久地解決修復段所存在的所有問題，但存在以下缺點：

——施工作業時影響管道正常輸送，給管道公司造成大的經濟損失；

——存在一定的安全和環境風險，尤其是天然氣、成品油等危險介質管道，對施工作業的安全措施要求較高；

——需要大型的設備和優秀的焊接技術工人，耗費的時間也較大，換管修復是成本最高的修復方案。

附錄B

（資料性附錄）

管道打孔盜油（氣）修復

B.1 管道不泄油下的修復

管道打孔盜油后，沒有出現泄油情況，可采用非引流式管帽進行修復，修復示意圖如圖B.1所示。在管線不能停輸的情況下，采用此種方法比較簡單，這也是目前較為常用的一種修復方法。

B.2 管道泄油下的修復

如果管道打孔盜油后，出現跑油停輸的情況，且若泄漏壓力過大，先用砂袋或其它臨時措施控制油品在高壓下的噴出，并清理出泄漏點，待壓力下降到一定程度時，根據泄漏點的形狀，采用相應堵漏措施：

a) 規則漏點的修復

對于打孔盜油產生的圓形、三角形等規則形狀漏點，可采用木楔堵漏法進行臨時封堵，然后用補板修復法如圖B.2所示，完成管體的修復，具體步驟如下：

1) 首先根據漏點大小選用合適的補漏板塊，用粘結劑在補漏板塊內側預先粘貼一層密封橡膠墊，橡膠墊的尺寸應大于泄漏點長徑；

2) 清除管道防腐層，清理管子表面，在泄漏點周圍涂以粘合劑，將補漏板塊貼于泄漏點上，補板每邊至管線損壞處不應小于50 mm。用鏈鉗或緊固鋼帶將補漏板塊固定在泄漏點處，使密封橡膠墊中心對準泄漏點，上緊鏈鉗或拉緊鋼帶使橡膠墊完全密封，以保證在焊接過程中無油氣泄漏；

3) 組焊現場準備好消防車、干粉滅火器等消防設施，用防爆風機降低作業區油氣濃度，用可燃氣體檢測儀隨時監測油氣濃度，待現場達到動火條件后，先對補板進行點焊，再進行環向和縱向帶油焊接；

4) 待焊道自然冷卻后，進行防腐及作業坑回填，恢復地貌。

b) 不規則漏點的修復由于偷油時在管線上打孔安裝的閥門或其它凸出物發生泄漏，可采用引流式管帽修復法進行補漏，如圖B.3所示。引流式管帽修復步驟如下：

1) 根據泄漏點情況，在泄漏部位安裝好合適的管帽及其拉緊裝置；

2) 旋緊拉緊螺栓，將管帽固定在漏點上；

3) 用導油軟管將泄漏油品引流至安全距離；

4) 沿管帽與管壁接觸部位焊接，四周滿焊；

5) 施焊后，關閉閥門，撤掉導油軟管，用竊油氣閥堵器進行封堵；

6) 封堵后，拆卸導油球閥，擰上短節蓋并焊牢，完成堵漏工作。

c) 大漏點修復

由于打孔盜油造成的大漏點，無法用上述方法進行處理時，采用更換事故管段的方法完成管體的修復。

B.3 管帽修復設計

B.3.1 管帽修復時，管帽材料應與被修復管道的材料等級匹配，修復后，該處的應力應在屈服之內，且應力集中系數較小。管帽直徑對于修復效果影響較大，管帽直徑越小，管體應力分布越均勻，修復結構承載能力越好。管帽直徑的計算公式如下：

B.3.2 在保持管帽直徑不變的情況下，管帽壁厚越大，極限載荷越高，但增加趨勢漸不明顯，管道應力分布越均勻，承載能力越好。管帽壁厚的計算公式如式（B.2）所示：

B.4 補板修復設計

B.4.1 補板修復補強時，除了考慮修復后管體承受的應力在屈服之內，還應考慮修復結構的應力集中系數�？紤]到補板直徑的取值，對孔邊極限載荷的影響比較明顯，即補板越大對孔的保護越好，但是過大或過小的補板使管體應力分布不均勻，并產生軸向鼓脹區域。因此，在遵循上述規定且保持厚度不變的情況下，可按照式（B.3）確定補板直徑：

附錄C

（規范性附錄）

管道維修的HSE管理規定

C.1 HSE管理目標

HSE管理目標如下：

a) 滿足政府對健康、安全和環境的法律、法規要求；

b) 減少事故發生，保證員工的健康與安全，保護企業的財產不受損失；

c) 保護環境，滿足可持續發展的要求；

d) 減少醫療、賠償、財產損失費用，降低保險 費用。

C.2　環境保護要求

管道維修維護過程中對環境保護提出如下要求：

a) 維修過程中開挖的非適應性材料、鉆孔施工的棄碴、維修施工垃圾等應根據實際情況進行利用，當不能利用時，按環境保護的有關規定進行棄放；

b) 施工場地內路基施工時，對取土場、路基開挖邊坡應及時進行防護，并進行植被，防止環境污染和水土流失；

c) 在維修過程中，一般不占用、侵占河道，需要占用時，應向有關部門提出申請，經批準后使用；

d) 若管道出現溢油漏油問題，在管道維修完成后，應對溢油、漏油產生的污染進行修復。

C.3　人員保護要求

管道維修維護過程中對人員保護提出如下要求：

a) 施工現場應采取防塵、降塵措施；

b) 施工前對接觸有毒操作的施工人員進行防護知識培訓，施工過程中配備相應的防毒用具；

c) 為接觸超限值噪聲操作施工人員配備耳塞、減震手套等防護用品，盡量選用低噪聲施工機械設備，合理安排施工時間，防止噪聲擾民；

d) 施工區設置良好的照明設備，進行夜間施工時應保證充足的照明條件，配備必要的發電裝置，保證施工過程中緊急情況下的照明供應需要。

C.4　安全注意事項

管道維修維護過程中在安全方面提出如下注意事項：

a) 在施工現場內，設置醒目的安全、防火、防爆等標識；

b) 根據泄漏源的危險性，設置危險地區、限制出入區、禁入區等標識；

c) 限定來自危險易燃區的設備及其它引燃源，如果危險區向公共區域延伸，當地政府應向公眾發出警告并限制該區域的進入；

d) 泄漏區路口設置路障標志，并做出標識以防止事故和人員傷亡的發生；

e) 切實做好現場內易燃物品的管理工作，應有專人負責，嚴格按照有關制度和規定管理、使用；

f) 施工現場的臨時高、低壓設備及電路，應按規定架設，安全員經常對施工現場臨時電路的安全用電進行檢查，任何人未經允許，不得擅自更改線路。

附錄E

（資料性附錄）

復合材料修復管道缺陷后的性能測試

E.1　性能測試

E.1.1　為了測試復合材料修復管道缺陷后長時間應用的性能，對修復管道進行加壓性能測試，試驗管件數為3。采用復合材料修復技術，對含有缺陷面積至少為45mmx90mm，深度至少為70%管體壁厚的管道進行修復補強，修復后，對該管道持續加壓，當管道內壓大于等于80%管道設計壓力后，保持該壓力1000h，修復區域沒有任何破壞。

E.1.2　待1000h性能測試完成后，對修復管道繼續加壓，當管道內壓大于等于95%管道設計壓力后，保持該壓力200h，修復區域仍然沒有任何破壞。

E.1.3　待200h性能測試完成后，對修復管道繼續加壓，無缺陷管體壓力破壞時，管道修復區域完好無損。

E.2　耐久試驗

E.2.1 為了測試復合材料修復管道缺陷后常年運行年限，對修復管道進行耐久試驗，試驗管件數為2。采用復合材料修復技術，對含有缺陷面積至少為45mmx90mm，深度至少為70%管體壁厚的管道進行修復補強，修復后，對該管道施加循環壓力，壓力范圍為0.3～0.6倍的設計壓力，每循環1000次模擬管道運行1年。循環加壓30000次后，修復區域沒有任何破壞。

E.2.2 待30000次打壓循環完成后，對修復管道繼續加壓，無缺陷管體壓力破壞時，管道修復區域完好無損。

E.3　管道軸向拉伸試驗

為了測試復合材料修復層和被修復管道之間的粘合力，將兩根等徑沒有焊接的管道拼接在一起，使用復合材料修復連接，待復合材料修復完成后，在修復管道的兩端施加拉力，修復管道至少能承受260kN的拉伸力不斷裂。試驗管件數為1。

E.4　泄漏管道修復試驗

E.4.1　為了測試復合材料修復泄漏管道后的堵漏效果，對管道不同直徑漏洞修復后的承壓能力進行測試。采用復合材料修復技術，對漏洞直徑為10mm的管道進行修復補強，修復后，對該管道持續加壓，管道出現泄漏時的壓力值大于16MPa。試驗管件數為3。

E.4.2　采用復合材料修復技術，對漏洞直徑為15mm的管道進行修復補強，修復后，對該管道持續加壓，管道出現泄漏時的壓力值大于8MPa。試驗管件數為3。

E.4.3　采用復合材料修復技術，對漏洞直徑為25mm的管道進行修復補強，修復后，對該管道持續加壓，管道 出現泄漏時的壓力值大于7.5MPa。試驗管件數為3。

E.5　抗沖擊性能試驗

E.5.1　為了測試復合材料修復管道缺陷后的韌性，對修復管道進行抗沖擊性能測試。采用復合材料修復技術，對缺陷管道修復補強后，將重量為500g的物體從1m高的位置扔下砸在管道修復層上，發現修復區域沒有任何開裂。試驗管件數為1。

E.5.2　采用復合材料修復技術，對缺陷管道修復補強后，將重量為750g的物體從1m高的位置扔下砸在管道修復層上，修復區域沒有任何開裂。試驗管件數為1。

E.5.3　采用復合材料修復技術，對缺陷管道修復補強后，將重量為1000g的物體從1m高的位置扔下砸在管道修復層上，修復區域沒有任何開裂。試驗管件數為1。

E.6　管體表面抗剝離性能試驗

E.6.1　為了測試復合材料修復層與管體的抗剝離性能，對管道修復層進行剝離試驗。采用復合材料修復新管道時，在第一層修復層與管體之間放置200mmx200mm的鐵片并連接拉桿，待修復層補強完成后，對拉桿施加剝離修復層的拉力；當拉力達到5MPa時，修復區域沒有任何開裂。試驗管件數為4。

E.6.2　采用復合材料修復舊管道時，在第一層修復層與管體之間放置200mmx200mm的鐵片并連接拉桿，待修復層補強完成后，對拉桿施加剝離修復層的拉力；當拉力達到2.5MPa時，修復區域沒有任何開裂。試驗管件數為2。

E.7　防腐層表面抗剝離性能試驗

E.7.1　為了測試復合材料補強層與管體防腐層的抗剝離性能，對管道修復層進行剝離試驗。采用復合材料修復新管道時，在第一層修復層與管體防腐層之間放置200mmx200mm的鐵片并連接拉桿，待修復層補強完成后，對拉桿施加剝離修復層的拉力；當拉力達到3MPa時，修復區域沒有任何開裂。試驗管件數為4。

E.7.2　采用復合材料修復舊管道時，在第一層修復層與管體防腐層之間放置200mmx200mm的鐵片并連接拉桿，待修復層補強完成后，對拉桿施加剝離修復層的拉力；當拉力達到1.5MPa時，修復區域沒有任何開裂。試驗管件數為2。

E.8　導電性試驗

E.8.1　為了測試復合材料修復層不會受陰極保護電流影響而出現剝離，對修復管道進行導電性測試。采用復合材料修復管道時，在第一層修復層與管體之間放置直徑100mm的鐵片并連接電源，待修復層補強完成后，在65℃下通-1500mV的電流2d，修復層未剝離。試驗管件數為1。

E.8.2　采用復合材料修復管道時，在第一層修復層與管體之間放置直徑100mm的鐵片并連接電源，待修復層補強完成后，在常溫下（約為25℃）通-1500mV的電流28d，修復層未剝離。試驗管件數為1。

E.9　縱向裂紋補強試驗

E.9.1　為了測試復合材料修復管道縱向裂紋的性能，對未修復的缺陷管體和修復后的管體的承壓能力分別進行測試。對含有缺陷面積至少為3mmx90mm（環向x軸向），深度至少為70%管體壁厚的管道持續加壓，記錄管體被損壞時的壓力值和被損壞的位置。

E.9.2　采用復合材料修復技術，對含有缺陷面積至少為3mmx90mm（環向x軸向），深度至少為70%管體壁厚的管道進行修復補強，修復后，對該管道持續加壓；當無缺陷管體壓力破壞時，管道修復區域完好無損。 ◢

說明

本標準按照GB/T 1.1-2009給出的規則起草。

本標準由中國石油天然氣集團公司標準化委員會天然氣與管道專業標準化委員會提出并歸口。

本標準起草單位：西部管道分公司、天然氣與管道分公司、管道分公司、北京天然氣管道有限公司、西氣東輸管道分公司、天津大學。

本標準主要起草人：楊永和、徐震、付立武、蔣金生、胡江鋒、項衛東、高強、周永濤、陳旭、高麗蘭、孫震東、代鵬飛、馬劍。

參考文獻

GB 150鋼制壓力容器

GB/T 1763漆膜耐化學試劑性測定法

GB/T 2567樹脂澆鑄體性能試驗方法

GB/T 3354定向纖維增強塑料拉伸性能試驗方法

GB/T 3362 碳纖維復絲拉伸性能試驗方法

GB/T 8923涂裝前鋼材表面銹蝕等級和除銹等級

GB/T 12007.7環氧樹脂密度的測定方法 比重瓶法

GB/T 14074木材膠粘劑及其樹脂檢驗方法 水混和性測定法

HB 7736.3 復合材料預浸料物理性能試驗方法

SY/T 0037管道防腐層陰極剝離試驗方法

SY/T 0041管道防腐層與金屬粘結的剪切強度試驗方法

SY/T 0315鋼質管道單層熔結環氧粉末外涂層技術規范

SY/T 0413埋地鋼質管道聚乙烯防腐層技術標準

SY/T 4103鋼質管道焊接及驗收

SY/T 5918埋地鋼質管道外防腐層修復技術規范

API 1104 Welding of Pipelines and Related Facilities

ASME PCC-2 Repair of Pressure Equipment and Piping

ASTM D 1210 Standard Test Method for Fineness of Dispersion of Pigment-Vehicle Systems by Hegman-Type Gage

ISO/TS 24817 Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries-Composite Repairs for Pipework-Qualification and Design, Installation, Testing and Inspection

PRCI Pipeline Repair Manual

2014年第1期（總第14期）