SY/T 6649-2025 油气管道管体缺陷修复技术规范

ICS 75-010 CCS E 10

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 6649—2025

代替SY/T 6649—2018

油气管道管体缺陷修复技术规范

Technical specification for defect repair of oil &gas pipelines

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

目次

前言 Ⅱ

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 1

4 总体要求 2

5 缺陷与修复 3

6 修复作业 7

附录A(资料性)修复技术 11

附录B(资料性) 复合材料修复管道缺陷后的性能测试 27

附录C(资料性) 油气管道典型缺陷的修复流程 30

参考文献 36

I

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

本文件代替SY/T 6649—2018《油气管道管体缺陷修复技术规范》,与SY/T 6649—2018相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

a) 更改了部分总体要求(见第4章，2018年版的第4章);

b) 更改了不同缺陷类型修复的技术要求(见第5章，2018年版的第5章);

c) 增加了硬点和夹层两种缺陷类型及对应的修复方法(见第5章);

d) 更改了缺陷修复焊缝的无损检测要求(见6.11.4,2018年版的6.11)。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由石油工业标准化技术委员会油气储运专业标准化技术委员会提出并归口。

本文件起草单位：国家管网集团北方管道有限责任公司、国家管网集团西南管道有限责任公司、 国家石油天然气管网集团有限公司科学技术研究总院分公司、中国石油大学(北京)、国家石油天然气管网集团有限公司甘肃分公司、国家管网集团东部原油储运有限公司。

本文件主要起草人：刘少柱、李荣光、徐葱葱、刘俊辉、滕延平、王书浩、卢启春、郭俊、侯少锋、 荆宏远、高强、吴继辉、侯磊、孙伶、玄文博、王明波、惠文颖、李洪河、陈金涛。

本文件及其所代替文件的历次版本发布情况为：

——2006年首次发布为SY/T 6649—2006,2018 年第一次修订;

——本次为第二次修订。

Ⅱ

1 范围

本文件规定了油气管道管体缺陷修复技术的选择、修复要点及施工流程等技术要求。

本文件适用于陆上油气长输管道金属损失、裂纹、变形、焊缝缺陷、硬点、夹层等非泄漏类缺陷的修复工作。管道抢修作业参照使用。

2 规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

SY/T 5918 埋地钢质管道外防腐层及保温层修复技术规范

SY/T 6150( 所有部分)钢质管道封堵技术规范

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

缺陷 defect

3.2

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。

3.3

A 型套筒 type A sleeve

由放置在管道缺陷部位的两个半圆的柱状管或两片适当弯曲的钢板，并经侧缝焊接组合而成。 注：A型套筒用作管道缺陷部位的加强件，不用焊接直接安装在管道上。

3.4

B 型套筒 type B sleeve

由放置在管道缺陷部位的两个半圆的柱状管或两片适当弯曲的钢板，并经侧缝焊接组合而成。

注：B 型套筒的末端与管道进行焊接，套筒侧缝一般采用对接焊缝方式。

3.5

环氧钢套筒 epoxy steel sleeve

由覆盖在管道缺陷处的一对直径比管道略大的半圆形钢质护板，经焊接或螺栓连接在一起，套筒末端用密封胶密封，套筒与管道之间的环隙内注入环氧树脂而形成的复合套筒。

3.6

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，以及管体和纤维材料层间的树脂，将作用于管道缺陷部位的载荷均匀地传递到复合材料修复层上。

3.7

最大允许操作压力 maximum allowable working pressure

管道允许工作的最大压力。

注：对于无缺陷管道，最大允许工作压力等于设计压力;对于含缺陷管道，最大允许工作压力一般依据SYT 6151或SY/T 6477 评价得出。

4 总体要求

4.1 油气管道管体缺陷应依据管道完整性评价结果进行修复。当管道缺陷较多时，优先安排影响管道运行安全及高后果区地段处的缺陷进行修复。采用临时修复方法修复后，条件具备时应及时采取永久修复方法替换。

4.2 管体缺陷修复过程包含焊接作业时，应预先制订相应的焊接工艺评定和操作规程，且管道工艺运行压力应满足相关要求。所有焊缝应进行无损检测。

4.3 当管道管材等级在L415/X60及以上时，不宜采用堆焊和补板进行缺陷修复。如采用堆焊和补板修复缺陷，应预先制订满足晶相分析和力学分析的焊接工艺评定，且焊接位置的油气管道剩余壁厚应≥ 4.8 mm。B型套筒角焊缝处的管体焊接前应进行全周向壁厚检测，确保角焊缝覆盖区域剩余壁厚都≥4.8 mm。

4.4 油气管道管体缺陷修复前应编制相关修复方案，并遵守管道维修的HSE管理规定。施工现场应设置危险区、限制出入区、禁入区等标识;易燃物品应有专人负责，并按照有关制度和规定管理和使用。现场应执行临时用电的相关规定。

4.5 对于缺陷程度≥50%的缺陷或缺陷轴向长度在4D以上的缺陷，在开挖修复过程中应注意管道悬空距离，具体允许悬空长度按照SY/T 5918执行。

4.6 本文件未涉及的修复技术在修复缺陷时应至少考虑以下关键问题：

a) 缺陷位置的承压、抗拉伸及抗弯曲性能的恢复;

b) 长期应力一断裂强度;

c) 长期蠕变行为;

d) 循环疲劳行为;

e) 对管材金相组织的影响。

4.7 修复过程中操作压力应符合以下要求。

a) 修复缺陷过程中管道操作压力不应高于修复技术要求的施工操作压力。采用非焊接修复技术修复管道时，其修复施工操作压力不应超过0.8倍的最大允许操作压力。其中修复施工操作压力对管道产生的环向拉伸应力的计算见公式(1)。

2

式中：

 

……………………………………

(1)

p——修复施工操作压力，单位为兆帕 (MPa); D ——管道外径，单位为毫米(mm);

6——管道环向拉伸应力，单位为兆帕(MPa);

——管道设计壁厚，单位为毫米 (mm)。

b) 采用焊接修复时，应对焊接区域壁厚进行测量并采用公式(2)计算管道焊接允许压力，当壁厚小于6.4 mm 或焊接压力大于管道焊接允许压力时，进行专项风险评估并制订专项应急措施后实施。针对存在缺陷的管道，管道运行压力同时应不大于缺陷管道所能承受的最大允许操作压力。

3

(2)

p——管道允许带压施焊的压力，单位为兆帕( MPa);

os——管材的最小屈服极限，单位为兆帕 (MPa);

t——焊接处管道实际壁厚，单位为毫米 (mm);

c——因焊接引起的壁厚修正量，单位为毫米( mm), 通常取2.4 mm;

D——管道外径，单位为毫米 (mm);

F——安全系数，原油、成品油管道取0.6,天然气、煤气管道取0.5。

5 缺陷与修复

5.1 适用缺陷类型

本文件涉及的管体缺陷包括：金属损失、裂纹、变形、焊缝缺陷、硬点、夹层等非泄漏类缺陷。

5.2 缺陷修复步骤

缺陷修复步骤一般包括数据收集、方案制订、实施修复、质量验收和后期工作等内容。

5.3 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，见附录A。油气管道管体不同缺陷类型宜选用的修复技术如表1所示。

5.4 缺陷修复

5.41. 金属损失

5.4.1.1 腐蚀深度<0.8t

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。

5.4.1.2 腐蚀深度≥0.8t

可采用补板、B 型套筒或换管进行永久修复。采用换管修复前，管道已整体放空置换或运行压力降至带压开孔封堵作业工艺允许的压力之内。切除管道时，管线切割位置距离缺陷、缺陷区域边缘不应小于100 mm。替换管材质宜与原管材一致，壁厚不应小于原管道壁厚。如果制管焊缝上或其热影响区内存在制管缺陷，则包括管道两端的环焊缝在内的整段管道均应切除和更换。

表1油气管道管体缺陷类型与修复技术对应表

缺陷类型

修复技术

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

金属 损失

外腐 蚀

深度<0.8t

永久

临时

深度≥0.8t

否

点蚀深度≥0.8t

否¹

永久修

复

焊缝缺陷或外腐蚀

否!

修复 °

内部缺陷和腐蚀

划伤或其他金属损失

修复 ·

裂纹

裂纹深度<0.4t

永久修复° ·J

否'

裂纹深度≥0.4t

否 ¹

变形

凹陷深度<6%D

永久修复'

否 !

否1

修复5,8,h

修复5,g,b

修复5,g,h

凹陷深度≥6%D

环焊缝附近的凹陷

皱弯、弯曲缺陷

永久修复k

焊缝 缺陷

制管焊缝缺陷

环焊缝缺陷

修复

4

表1(续)

A型套筒

B型

硬点

临时修复

夹层

环氧钢套筒可以增加钢管的抗弯性能，因此建议无泄漏风险但存在地质灾害的含缺陷环焊缝，可采用钢质环氧套简进行修复补强。根据超标缺陷的适用性评价结果，若该缺陷不可接受，则采用现有标准推荐的永久性修复措施; 若该缺陷可接受，但缺陷评价结果的载荷比或韧性比超过0.8时，且环焊缝处于地灾区或高后果区，则还可选择钢质环氧套筒作为修复手段。对于其他缺陷，可不作修复或采用其他轻微修复方式。以上缺陷评判和修复规则符合GB 32167—2015的要求，同时又降低了修复成本和施工安全风险。

注1:t—管壁厚度，单位为毫米(mm)。

注2:D——管体直径，单位为毫米(mm)。

注3:裂纹自身高度≥0.8t时，不宜采用B型套筒。

推荐柔性堵漏夹具进行修复。

缺陷长度应小于其扩展临界值，且不会继续发展。

内部缺陷或腐蚀不会继续发展超出临界值。

如果缺陷金属的去除量满足要求，打磨深度最大为0.125t,对于X42及以上管道缺陷打磨最大深度为0.08t。 如果打磨清理缺陷部位(打磨缺陷壁厚不高于0.4)检测合格后，可修复深度小于0.8t的缺陷(裂纹为0.4t)。 修复前，宜打磨清理缺陷部位且检测合格。

8宜填充凹陷，且进行疲劳评估。

最大凹陷尺寸应满足规范要求。

打磨尺寸应满足规范要求。

打磨去除缺陷，且焊接修复前后都应检测缺陷。

套筒设计应与管道缺陷形状、尺寸相符。

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使用，并应预先进行适用性评估。

5.4.1.3 点蚀深度≥0 .8 t

可采用补板、B 型套筒或换管进行永久修复。

5.4.1.4 焊缝缺陷或外腐蚀

油气管道管体的焊缝存在缺陷或腐蚀时，宜采用B 型套筒或复合材料永久修复。采用B 型套筒修复时，应确保缺陷长度小于其扩展临界值。采用复合材料修复时，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。

5.4.1.5 内部缺陷或腐蚀

5.4.1.5.1 当油气管道管体内部存在缺陷或腐蚀时，应采用B 型套筒永久修复。若内部缺陷或腐蚀不会继续发展，可采用A 型套筒、环氧钢套筒进行永久修复。

5.4.1.5.2 采用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

5

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0.5D。

5.4.1.6 划伤或其他金属损失

5.4.1.6.1 油气管道的管体存在划伤或其他金属损失时，如果缺陷金属的损失量满足要求，可采用打磨修复;如果缺陷金属的损失量不满足要求，打磨清理缺陷部位后，测量待焊接位置剩余壁厚满足焊接要求，可采用B 型套筒永久修复;否则，采用换管修复。

5.4.1.6.2 如果管体缺陷深度<0.8t, 打磨清理缺陷部位，测量待焊接位置剩余壁厚满足焊接要求， 可采用堆焊、补板、A 型套筒、B 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。焊接修复时，油气管道剩余壁厚应≥4.8mm。

5.4.2 裂纹

5.4.2.1 表层裂纹深度< 0.4 t

油气管道的管体表层裂纹深度<0.4t, 如果缺陷金属的剩余壁厚满足要求且无损检测合格可采用打磨、堆焊、A型套筒、B 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。 如果裂纹为内部裂纹且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，否则应采用换管修复。

5.4.2.2 裂纹深度≥0 .4t

油气管道的管体裂纹深度≥0.4t 时，可采用B 型套筒或换管进行永久修复。当油气管道裂纹深度≥0.8t 时，应采用换管修复。

5.4.3 变形

5.4.3.1 凹陷 深度 < 6 %D

5.4.3.1.1 当油气管道管体存在凹陷时，首先应进行深度检测。当管体凹陷深度<4%D并没有金属损失、开裂或应力集中时不需要进行修复，否则应采用打磨消除表层裂纹，经无损检测合格后经树脂填充固化后，可采用A 型套筒、B 型套筒、环氧钢套筒、复合材料或换管进行永久修复。

5.4.3.1.2 当管体凹陷深度为4%D～6%D, 且凹陷较平滑时，可不进行修复，但应重点监视凹陷的变化情况。当管体凹陷伴有金属损失、开裂或应力集中时，宜采用B 型套筒或换管进行永久修复。若打磨尺寸满足规范要求，采用打磨消除表层裂纹，经无损检测合格、树脂填充固化后，可采用A 型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。

5.4.3.2 凹陷深度≥6%D

当管体凹陷深度≥6%D, 应采用换管永久修复(经管道完整性评估，确定对管道危害性较小的除外)。若无法换管时，可采用B 型套筒或环氧钢套筒进行临时修复。

5.4.3.3 环焊缝附近的凹陷

当管道的环焊缝附近有应力集中的凹陷时，应采用B型套筒或换管进行永久修复。

5.4.3.4 褶皱缺陷

当油气管道的管体存在褶皱缺陷时，经过完整性评价后，可采用B 型套筒、环氧钢套筒或换管

6

进行永久修复，修复套筒形状、尺寸应与管道相符。

5.4.4 焊缝缺陷

5.4.4.1 制管焊缝缺陷

油气管道的制管焊缝如有表面浅裂纹缺陷时，如果缺陷金属的去除量满足要求且无损检测合格， 可采用打磨修复;当油气管道的焊缝缺陷为体积型缺陷时，应采用B 型套筒或换管进行永久修复，也可采用复合材料、环氧钢套筒进行临时修复。

5.4.4.2 环焊缝缺陷

油气管道的环焊缝如有表面浅裂纹缺陷时，如果缺陷金属的去除量满足要求且无损检测合格，可采用打磨修复;当焊缝内有气孔、夹渣、未焊透等缺陷，且无损检测不合格时，应采用B 型套筒或换管修复。

5.4.5 硬点缺陷

当管道存在硬点缺陷时，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。

5.4.6 夹层缺陷

当管道存在夹层缺陷时，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。

6 修复作业

6.1 修复作业流程图

管体缺陷修复作业流程如图1所示。

修复方案制订及审批修复材料准备

表面处理防腐层清除

现场检测防腐层修复回 填

开挖前缺陷定位

现场开挖

交工资料

缺陷评价

缺陷定位

缺陷修复

图 1 管体缺陷修复作业流程

6.2 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。

6.3 修复方案制订及审批

参考油气管体不同缺陷类型与修复技术的对应表(见表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，制订修复方案。施工方编制修复施工方案报业主审批通过后实施。

6.4 修复材料准备

根据制订的修复方案和厂家提供的修复产品说明书，准备修复材料。

6.5 开挖前缺陷定位

6.5.1 根据开挖单寻找参考桩，其中开挖单中应至少包括参考环焊缝编号、缺陷与参考环焊缝距离、 缺陷时钟位置、缺陷所在管段及相邻管段相关信息。

6.5.2 采用米尺、测距仪、GPS 等设备对缺陷点参考环焊缝地面位置进行定位。

6.5.3 参考环焊缝地面点位确定后，人工开挖查找待修复管段上下游两道环焊缝，通过与给出参考环焊缝时钟比对，确定修复管段的准确性。

6.5.4 参考环焊缝位置核准后，根据开挖工单数据采用米尺测量方式确定缺陷点部位。

6.6 现场开挖

6.6.1 一般地段开挖

6.6.1.1 待修复缺陷管道轴向方向开挖超出缺陷至少500 mm, 采用复合材料修复管体缺陷时，按修复技术要求开挖。管道两侧至少开挖650 mm, 管道下方至少开挖500 mm。遇管体出现连续缺陷，作业坑的开挖长度应根据管道直径、剩余壁厚、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。

6.6.1.2 对壁厚减薄≥50%的缺陷，无论缺陷尺寸、面积大小均应采用局部开挖方式，开挖长度超出两侧各挖出1m～2m 满足管体修复所需作业空间即可。

6.6.1.3 对于连续长距离缺陷的修复，应采用分段开挖方式，管道悬空长度不大于6m, 修复完成后再开挖未修复管段。采用其他方式开挖时，确保悬空管道中部下沉距离不大于5 mm。管道开挖侧向示意图如图2所示。

图2管道开挖侧向示意图

6.6.2 高寒冻土区的冻土开挖

6.6.2.1 施工方案

冻土开挖前，应编制施工方案并报审。

6.6.2.2 搭设保温棚

高寒地区管道冬季修复施工应搭设保温棚，作业坑开挖选取的坡比参见SY/T 6150。

6.6.2.3 冻土开挖

冻土开挖可采用烧融法、冻土切割法等方法。开挖过程注意事项如下：

a) 先用探管仪探测管道、光缆的位置和埋深;

b) 管道正上方不准许机械开挖;

c) 开挖时注意保护管道和光缆;

8

d) 采用烧融法时应注意防火;

e) 作业坑开挖尺寸执行SY/T 6150。

6.6.3 流沙地段的开挖

流沙地段可采用降水法、打桩法等方法开挖。根据管道埋深、流沙层厚度及出水量，采用不同的降水和打桩支护方法。

6.7 防腐层清除

在挖掘之后和修复之前，应将输送管道完全暴露并清理防腐层至裸露金属，以使所有的缺陷特征都显现出来。防腐层清除方法可采用溶剂清除、动力工具清除、手工工具清除等。清除后的表面应无明显的涂层残留，清除过程中不应缺陷管体金属。

6.8 表面处理

表面处理等级按具体修复技术要求执行，采用复合材料及环氧套筒修复管道缺陷时，表面处理等级宜到达GB/T 8923 (所有部分)规定的Sa2.5 级，其他类型缺陷表面处理等级应至少达到St3 级。

6.9 缺陷点定位

采用直尺、超声波测厚仪等仪器核查缺陷信息并记录，遇测量结果和检测结果偏差较大时，应根据确认后的缺陷信息调整修复方案。

6.10 缺陷修复

针对已确定的修复技术(见附录A) 和修复方案，进行缺陷修复，并做好管体缺陷修复记录。

6.11 现场检测

6.11.1 修复以后，应进行相应的检测。

6.11.2 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缺陷是否被去除。

6.11.3 用10%硫酸溶液检查通过打磨修复的电弧灼伤区域来确保所有的冶金缺陷特征已经被去除。

6.11.4 目视检查所有焊件的外观质量，确保没有明显的缺陷。

6.11.5 套筒角焊缝处的管体应事先进行超声测试壁厚、裂纹和可能的迭片结构，确保角焊缝处有足够的壁厚以防止焊穿。侧焊缝处如果不采用支撑金属带，也应采用超声波测试管体情况。焊接过程中，焊缝根部区域应进行外观检查，确保正确的焊透和熔化。侧/角焊缝焊完后应采用磁粉探伤、染色探伤或超声波技术对焊接进行检测。焊缝的无损检测应在焊接完成及24h 后各检测一遍。其他检测要求见附录B。

6.11.6 修复后防腐层质量应符合SY/T 5918的规定。对于缠带类防腐层与修复层附着力不低于8N/cm。

6.11.7 对于复合材料修复层固化后，修复层实际粘结面积不应少于设计面积，位置偏差不应大于 10 mm; 修复层空鼓率不应超过5%;对于修复层绝缘性能、修复层厚度应对每一处修复点进行现场检测;修复层/管体粘结力、修复层/防腐层粘结力等破坏性检测项目应在修复方案中明确检测比例， 检测完成后对破坏位置进行恢复。

6.12 修复点标记

非焊接修复技术施工完成后应对该位置进行标记，便于内检测时对修复点进行识别。

9

6.13 防腐层修复

6.13.1 防腐层修复处理前，应清除所有暴露表面上的铁锈、锈皮、焊渣、焊接飞溅、焊剂、焦层和其他外来金属。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。

6.13.2 如果喷砂处理的表面要保持一段时间，就应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。

6.13.3 其他要求参见SY/T 5918的相关规定。

6.14 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。回填执行SY/T 5918的相关规定。对于复合材料修复后管道在回填前应采用硬度计检测复合材料固化程度是否达到要求。

6.15 交工资料

施工单位应向运行单位提供竣工资料，包括但不限于下列资料：

a) 缺陷修复记录，包括照片、录像及文字资料，记录缺陷部位、类型、尺寸及修复方案;

b) 质量检查及隐蔽工程验收记录;

c) 修复材料原始产品合格证，施工中的检验报告等;

d) 开工申请报告;

e) 施工总结;

f) 合同中约定的其他资料。

施工单位宜向运行单位提供开挖修复时验证管道外检测、内检测数据的符合率资料，包括但不限于下列资料：

a) 修复层外观描述(破损、龟裂等);

b) 厚度测试记录;

c) 防腐层与修复层粘结测试记录、剥离情况;

d) 管体表面缺陷描述(缺陷类型、尺寸、数量、周向/环向位置);

e) 修复层与管体粘结测试记录、剥离情况;

f) 防腐层与修复层粘结测试记录、剥离情况。

10

附录 A ( 资料性) 修复技术

A.1 打磨修复技术

A.1.1 一般规定

对于管径≥508 mm且等级≥X42的焊接管道，最大打磨深度应<8%的管道名义壁厚;对于等级为B或更低等级的管道，最大打磨深度应<12.5%的管道名义壁厚。最大打磨长度根据公式(A.1)、公式(A.2)确定。

10%≤ dt≤17.5%:

L=1.12×4√ Dt ………………………………… (A.1)

17.5%< dt≤80%:

11

…………………………

(A.2)

L——管道最大打磨长度，单位为毫米(mm);

D——管道外径，单位为毫米(mm);

d— 管道最大打磨深度，单位为毫米(mm);

t— 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一管道材料中的缺陷，打磨方法可用来修复下列非泄漏性缺陷。

——当管道压力小于或等于通过修复工艺所要求的压力评估计算值，且不超过0.8倍的运行压力，管道最小剩余壁厚≥4.8 mm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%,对于X42及以上管道缺陷打磨最大深度不超过管道名义壁厚的8%。

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。

——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≥4.8 mm。

——打磨长度≤1.12 B √Dt,其中B按公式(A.3)计算。

——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.3)

t——管道实际壁厚，单位为毫米(mm);

t——管道最小剩余壁厚，单位为毫米(mm)。

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、油漆及其他对焊缝有害的材料。

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 4.8mm; 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;

——凹陷、划伤、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他材料。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0.5倍的运行压力，对于天然气管道应停气泄压后进行;补板为圆形或椭圆形，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、油漆及其他对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。

A.2.2.2 适用范围

补板修复不宜用于管道设计压力高于6.4 MPa 或管材钢级X60及以上的管道，适用于面积不大的腐蚀或直径小于8mm 的腐蚀孔、长度小于管道周长1/6的裂纹，以及其他不便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。

12

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缺陷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。A型套筒末端不焊接在待修复的管道上。A 型套筒不能保持内部压力，但可对缺陷处进行强化约束。A 型套筒只能应用于没有泄漏和不会继续增长缺陷的修复，或是充分了解了缺陷的缺陷机理和增长速率后方可采用。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

通过链条对套筒进行预紧，使套筒上下对开半圆钢板的周向内表面与管道外壁紧密贴合;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

用于管道无泄漏缺陷的修复，用作管道缺陷部位的加强件。其主要适用的缺陷类型参见表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。套筒可按照能承受管道最大运行压力进行设计，其壁厚按公式 (A.4) 计算：

13

………………………………………(A.4)

p ——管道最大允许压力，单位为兆帕 (MPa); D——套筒内径，单位为毫米 (mm);

os——套筒材料的最小屈服强度，单位为兆帕 (MPa);

φ——焊缝系数[单面焊对接接头：φ=0.9(100%检测),φ=0.8(局部检测)];

t—— 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51mm。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.2.3.5.3 A型套筒上下对开半圆钢板的周向内表面半径需与待修的管道外径一致，便于套筒与管道安装时的紧固预紧，对缺陷点提供强化约束。

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。

需维修管道

环向角焊缝

侧面纵焊缝

图 A.2 B型套筒修复示意图

A.2.4.2 一般规定

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、油漆及其他对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。套筒边缘应同管体紧密贴合;套筒与管体的环焊缝及侧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。

A.2.4.3 适用范围

常规B 型套筒修复技术一般应用于修复直管相关的多种类型缺陷，其主要适用的缺陷类型参见表1;除此以外，针对非直管段(弯头、弯管)、三通、大小头、对接法兰、阀门等的缺陷，也可采用异化的B 型套筒进行永久性修复，异化B 型套筒的具体结构详见A.2.4.5.6。

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、管体划伤、金属损失、碳弧烧伤、夹渣或分层、凹陷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影响管道介质正常运输;

14

——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。

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

与待修复管道相同或相近

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 2567

≥80

填充物/钢材附着力，级

SY/T 0315

≤2

表A.2管道修复用B型套筒的施工技术要求

使用标准(方法)

运行压力

≤0.5运行压力;≤30%SMYS

缺陷表面等级

GB/T 8923(所有部分)

Sa2.5

套筒安装间隙

纵焊缝为3mm～6mm 环向角焊缝<5mm

套筒焊接

GB/T 31032

无缺陷

防腐回填

SY/T 5918

达标

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。

A.2.4.5.2 套筒长度不低于100 mm, 且套筒至少从缺陷的两边各自延伸出去50 mm。相邻套筒的角焊缝不能太接近，距离不小于1/2管道直径。如果两个套筒的角焊缝距离小于1/2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。修复连续外腐蚀缺陷长度超过4D时， 应采取措施支撑管段。

A.2.4.5.3 B型套筒安装后环向角焊缝和套筒外侧环焊缝间隔宜不小于管道外径0.5倍的距离，且不小于150mm。

A.2.4.5.4 B型套筒按外形可分为圆形套筒、凸式套筒和凹槽式套筒，其具体结构形式见图A.3。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避免套筒组装、焊接过程中对环焊缝外部突起的挤压，应用该形式套筒可减少对管道原环焊缝的应力影响;凹槽式套筒安装时凹槽罩于焊缝(对接环焊缝或制管螺旋焊缝)上，其他部分与管体紧密结合，也是为了避免套筒组装、焊接时对管道各类原焊缝的挤压，该套筒设计壁厚要额外增加凹槽的深度，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，宜采用凹式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，以防套筒组装、焊接时挤压焊缝引发泄漏。

15

a) 圆形B型套筒 b) 凸式B 型套 筒

c) 凹槽(环焊槽和螺旋焊槽)式B型套筒

图 A.3 B型套筒按外形的分类

A.2.4.5.5 如果套筒厚度( T) 小于或等于正常管道壁厚( T.) 的1.4倍时，完整的角焊缝如图A.4所示。图中G为管体与套筒之间的缝隙。

图A.4 角焊缝( T₅≤1.4T)

如果B 型套筒壁厚超过管道壁厚的1.4倍，角焊缝的斜面应以约45°坡至壁厚的1.4倍加上缝隙位置。如图A.5 所示。管道上焊缝应光滑地由管道上过度到焊缝上，以减少应力水平。焊缝与管道的夹角不应生成一个尖锐的凹槽等类型的缺陷。

图A.5 角焊缝( T,>1.4Tₙ)

在每个套筒组件设计时应注意，半套筒都应能以单三角对焊的方式轴向连接。沿着轴向边缘的斜面组成一个60°的夹角，并且斜面上不应有槽脊。除了当 T₅≥1.4T 时，使套筒从表面开始倾斜 4:1的坡度以使端面垂直切割面不宽于1.4T 的情况，都要垂直切割套筒组件的端面以使其角焊到输送管道上。套筒与管体之间的缝隙不宜超过2.5 mm。

16

A.2.4.5.6 下面列出B 型套筒的其他使用方法。

a) 串联法：单个B 型套筒长度不满足管道修复长度时，可在B 型套筒串联部位安装一环形垫板，使用对焊的方法连接两个B 型套筒，见图A.6。

图 A.6 B 型套筒串联法

b) 桥联法：单个B 型套筒长度不满足管道修复长度时，可用一稍大的B 型套筒连接两个管道上的B 型套筒。本方法也可实现前述凸式B 型套筒的同功能，避免套筒组装、焊接过程中对环焊缝外部突起的挤压，见图A.7。

图A.7 B 型套筒桥联法

c) 异化B 型套筒包焊法：对于非直管段(弯头、弯管)、三通、大小头、对接法兰、阀门等位置的缺陷，可选用大一规格的直管、弯管、三通，以及封头和大小头组合成异化B 型套筒进行修复，封头和大小头中部需切割改造出适合管道主体规格尺寸的孔洞，且需将各大一规格的异化套筒管件纵向剖开，并在非直管段(弯头、弯管)、三通、大小头、对接法兰、阀门等缺陷位置进行重新组焊，实现永久修复，见图A.8。

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.9所示。

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30 mm 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，环氧树脂完全充满后用螺栓进行封堵。环氧树脂应为专用填充树脂，其热膨胀系数与管材接近，固化热收缩率较低。钢壳片的四周应打磨出坡口，以便于“V” 型平焊连接。

17

a) 异化的弯管、封头组合B型套筒包焊修复

b) 异化的三通、封头组合B 型套筒包焊修复

套简安装过程中，要保证套筒纵焊缝与相邻套筒纵焊缝、管道制管直焊缝或螺旋焊缝间不可形成“十字交叉焊”, 且各纵缝周向错位距离>100 mm。

图A.8 异化B 型套筒修复

18

图A.9

环氧钢套筒修复示意图

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100 mm～1422 mm;

——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参见表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，不存在动火热操作的各种风险;

——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;

——不能用于修复环向缺陷和泄漏。

A.3.5 套筒环氧层缺陷无损检测技术

A.3.5.1 概述

超声波探头从套筒外表面向内部环氧层发射体波，根据回波的波幅、波形或频域信号，判断探头下方的环氧层是否存在缺陷。以行列扫查的方式依次检测，根据检出缺陷的密度判断此区域缺陷存在的概率和几何尺寸。

A.3.5.2 一般规定

在检测套筒环氧层缺陷前，需去除套筒表面的防腐层，打磨至见金属光泽，保持套筒的原有圆度。对于套筒表面出现密集腐蚀坑或严重变形的区域，则不适合采用本技术进行检测。

A.3.5.3 适用范围

套筒环氧层缺陷检测技术可应用于下列情况：

——管径范围为508mm～1422 mm的环氧钢套筒和卡瓦式套筒等钢一环氧一钢三明治结构的环氧层缺陷检测;

——套筒壁厚范围10 mm～50 mm;

——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输送管道。

A.3.5.4 技术特点

套筒环氧层缺陷检测属于无损检测技术，技术特点如下：

——检测作业不造成套筒的壁厚损失;

——无需降压，对管道正常运行没有影响;

——检测位置、区域大小和疏密度灵活。

套筒环氧层缺陷检测技术的缺点如下：

——若需检测套筒全区域，打磨工作量大，检测时间较长;

——套筒的表面质量影响检测结果，只能给出检测区域出现缺陷的概率和几何尺寸，无法100% 识别每个局部缺陷。

A.3.5.5 操作步骤

套筒环氧层缺陷的无损检测按如下步骤进行。

a) 确定套筒的待检区域，打磨套筒外表面至见金属光泽，保持套筒的原有圆度。

b) 确定套筒表面的行列检测点，在检测点上涂抹耦合剂。

c) 超声波探头从套筒外表面向内部环氧层发射体波，超声检测仪器采集回波信号。

d) 采用缺陷识别程序处理回波信号，判断此区域缺陷存在的概率和几何尺寸。

A.4 纤维复合材料修复技术

A.4.1 碳纤维复合材料修复技术 A.4.1.1 一般规定

纤维复合材料修复技术的工艺需满足附录C的相关要求，并且相关试验的结果数据需取得国际

19

或国内权威认证机构正式颁发的认证报告。

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40 μm～80 μm;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。采用碳纤维复合材料修复管体缺陷时，应在碳纤维层和管体之间增加绝缘层，确保碳纤维不与管道直接接触，防止电偶腐蚀的发生。

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

测试标准

指标要求

固化 树脂

适用期(25℃)

GB/T 12007.7

30 min～90 min

凝胶时间(25℃)

50 min～120 min

拉伸强度

≥40 MPa

耐冲击强度

≥3J

附着力

SY/T0315

≤2级

固化时间(25℃)

GB/T 14074

0.8h～2h

耐化学介质

10%HC1(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 D1210

≤100 μm

抗压强度

≥50 MPa

表A.4碳纤维复合材料性能指标

适用标准

性能要求

碳纤

维丝

GB/T 3362

≥2500 MPa

布面密度

HB7736.3

≥200 g/m²

碳纤维复合

单层拉伸强度

GB/T 3354

≥900 MPa

单层拉伸模量

≥150 GPa

断裂伸长率

1%～5%

与钢粘接抗剪强度

SY/T 0041

≥15 MPa

与防腐层粘接强度

SY/T 0413

≥10 N/cm

与钢材附着力

≥10J

阴极剥离(65℃,28d)

SY/T 0037

≤3mm

20

A.4.1.3 适用范围

碳纤维复合材料修复技术注意以下几方面：

——缺陷程度低于0.8壁厚管道的腐蚀、裂纹、机械缺陷、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;当缺陷管段位于人口密集区、公路、铁路、河流及水源地等高后果区，不宜采用复合材料修复技术修复。

——适用于管输介质温度正向变化的管道修复，不建议管输介质温度负向变化超过15℃的管道缺陷修复。

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1/4～1/10,满足管体变形需求;

——碳纤维的比强、比模高，修补层厚度较其他类型复合材料低;

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;

——复合材料可紧紧地包覆在管道外层，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

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，修复层的最小厚度见公式 ( A.5):

……………………………(A.5)

tmin——最小修复厚度，单位为毫米(mm); D——管道外径，单位为毫米 (mm);

0s——管道的规定最小屈服强度，单位为兆帕 (MPa); E——管道材料的拉伸模量，单位为兆帕 (MPa);

E.——复合材料的周向拉伸模量，单位为兆帕 (MPa);

21

p——管道的设计内压，单位为兆帕(MPa);

Ps——管道的最大允许工作压力，单位为兆帕(MPa)。

采用内压、弯曲和轴向力引起的轴向应力计算，修复层的最小厚度见公式(A.6):

…………………………… (A.6)

F——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)。

实际修复时，修复层的厚度应大于或等于公式(A.5)和公式(A.6)所确定的值。

A.4.1.5.1.2 管体屈服

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，修复层的厚度采用公式(A.7)计算得到：

22

…………………

(A.7)

E。——复合材料的许用周向应变[由公式(A.9)计算得到];

E.——复合材料的周向拉伸模量，单位为兆帕(MPa);

tepmu—修复层的设计厚度，单位为毫米(mm);

0₃——管道的规定最小屈服强度，单位为兆帕(MPa);

t——管道的最小剩余壁厚，单位为毫米(mm);

Pive—管道修复时的内压，单位为兆帕(MPa);

E——管道材料的拉伸模量，单位为兆帕(MPa)。

若管道为停车修复，即修复时内压为零(Pive=0),则公式(A.7)可简化为：

…………………………… (A.8)

碳纤维复合材料的许用周向应变采用公式(A.9)计算得到：

Ec=f1eco-△T(a₅-ac) …………………………… (A.9)

f— 温度损耗因子，由表A.5确定;

Ec——复合材料的许用周向应变，由表A.6确定;

△T——使用与安装时的温差，单位为摄氏度(℃);

a——管道的热膨胀系数，单位为每摄氏度(℃-¹);

a—— 复合材料的周向热膨胀系数，单位为每摄氏度(C-¹)。

A.4.1.5.2 修复层的轴向长度

A.4.1.5.2.1 修复层的总轴向长度采用公式(A.10)计算得到：

L=2Lver+Laefet+2Laper ……………………………(A.10)

L——修复层的总轴向长度，单位为毫米(mm);

Love— 修复层与原管道重叠区的长度，单位为毫米 (mm);

Laefec—管道的缺陷长度，单位为毫米(mm);

Lape —修复层末端的削边长度，单位为毫米( mm), 一般最小锥度为5:1(水平与垂直之比)。 表A.5温度损耗因子

温度

℃

温度损耗因子

f

T=Tm

0.7

T=T-20

0.75

T=T-40

0.85

Ta=Tm-50

0.9

Ta≤T-60

1

注：T为修复层的设计温度(℃);T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

%

连续发生的情况

E>0.5E

Ec

0

0.4

0.25

E<0.5E

周向

Ea0

轴向

0.1

注：E——复合材料的轴向拉伸模量，(N/m²);E——复合材料的周向拉伸模量，(N/m²)。

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30 min。

A.4.1.5.2.2 修复层与原管道重叠区的长度见公式 (A.11):

L=2√Dt ………………………………(A.11)

t——原管道的壁厚，单位为毫米(mm)。

A.4.1.5.2.3 若对泄漏管道修复，修复层与原管道重叠区的长度应取公式( A.12)中的较大者：

23

…………………………(A.12)

t——修复层与原管道重叠区的剪切强度，单位为兆帕( MPa);

E。——复合材料的许用轴向应变，采用公式(A.13) 计算得到。

Ea=ffea-△T(a₅-a) (A. 13)

A.4.2 玻璃纤维复合材料修复技术

A.4.2.1 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要达到Sa2.5 ( 近白级)要求，锚纹深度为50 μm～75μm; 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.4.2.2 适用范围

玻璃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0.8壁厚管道的腐蚀缺陷的修复;

—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;

A.4.2.3 技术特点

玻璃纤维复合材料修复技术用于管道补强具有如下技术特点：

——修复层的强度随着时间增长而降低;

——玻璃纤维复合材料的弹性模量比钢的弹性模量小约一个数量级，修复时只有当钢管发生很大的塑形变形后，才能将压力传递到修复层。

A.4.2.4 修复设计

玻璃纤维复合材料修复设计计算见A.4.1.5。

A.4.3 芳纶纤维复合材料修复技术

A.4.3.1 一般规定

修复前应彻底清除管道表面防腐层，缺陷区域除锈等级需达到Sa2.5 ( 近白级)标准，锚纹深度控制在50 μm～75 μm;以缺陷部位为中心进行缠绕施工，芳纶纤维铺设方向应与管道轴向呈0°或 90°交叉设计;修复层应连续成型，避免出现纤维皱褶或树脂空鼓。

A.4.3.2 适用范围

芳纶纤维复合材料修复技术适用于以下场景：

——承受动态载荷管道的疲劳裂纹修复;

——高压管道(≥10 MPa) 的局部增强及抗冲击补强;

——需要轻量化修复的特殊工况(如架空管道);

——存在电化学腐蚀风险的管段修复。

24

A.4.3.3 技术特点

芳纶纤维复合材料修复技术用于管道补强具有如下技术特点：

——芳纶纤维抗拉强度可达2800 MPa～3400 MPa, 适用于修复高压油气管道的腐蚀、机械损伤

等缺陷;

——弹性模量与钢材接近，修复后能与管体协同变形，可实现同步受力;

——无需焊接动火，适用于在役管道不停输修复，显著降低安全风险。

A.4.3.4 修复设计

芳纶纤维复合材料修复设计计算见A.4.1.5。

A.5 机械夹具修复

A.5.1 适用范围

点状式堵漏夹具主要用于对尖锐物体撞击或铁锈侵蚀形成的小穿孔修复;对开式堵漏夹具用于管道出现裂纹或破裂的修复;柔性堵漏夹具用于漏点直径小于50 mm, 运行压力小于10 MPa管线的带压临时修复，结合环氧钢套筒可永久性修复管体泄漏缺陷。

A.5.2 技术特点

A.5.2.1 点状式堵漏夹具的技术特点如下：

——重量轻，费用低;

——所需拧紧力小;

——安装安全、方便。

A.5.2.2 对开式堵漏夹具的技术特点如下：

——可在管道不停输的情况下进行安装，安全可靠;

——临时和永久性安装均可;

安装时动用大型的施工设备，且施工工艺相对复杂，成本较高。

A.5.2.3 柔性堵漏夹具的技术特点如下：

——可承受10 MPa的泄漏压力;

——不需要动火作业，没有施工作业风险;

——使用手动安装工具，便于操作;

——可以修复陆上及水下直管段、弯头及螺旋焊缝等不平整表面;

——体积小，重量轻，不会给管道增加额外应力;

——耐酸碱及有机溶剂的腐蚀;

——产品涵盖了100 mm～1400 mm的管道应急性及结合环氧钢套筒技术进行永久性修复：

——可提高在狭小空间作业时的效率。

A.6 换管修复

A.6.1 一般规定

换管修复时，管道切除位置离缺陷、破坏或泄漏处顶端至少应有100 mm 的距离;替换的管段壁厚应大于或等于现有管道的壁厚，材料等级应与现有管道相同。如果替换管道的厚度超出现有管道厚度2.4 mm, 应对其进行内部加工或后斜面加工成4:1的斜率，以保证与现有管道的厚度相同。替

25

换管段应预先进行压力试验，试验的最小压力为被修复管道最大操作压力的1.25倍，如果被修复管段的位置是高后果区( HCA) 或异常敏感区( USA), 替换管段预先压力试验的最小压力为被修复管道最大操作压力的1.5倍。替换管段与原管道采用对接环焊缝进行焊接，并且焊接部分采用射线或超声波进行100%检验。

A.6.2 适用范围

当连续修复较长距离的管道，或管道存在包括材质在内的多个问题时，换管修复是唯一选择。

A.6.3 技术特点

换管修复可一次性且永久地解决修复段存在的所有问题，但存在以下缺点：

——施工作业时影响管道正常输送，给管道公司造成大的经济损失;

——存在一定的安全和环境风险，尤其是天然气、成品油等危险介质管道，对施工作业的安全措施要求较高;

——需要大型的设备和优秀的焊接技术工人，耗费的时间也较大，换管修复是成本最高的修复方案。

26

附录 B

( 资料性)

复合材料修复管道缺陷后的性能测试

B.1 性能测试

B.1.1 为了测试复合材料修复管道缺陷后长时间应用的性能，对修复管道进行加压性能测试，试验管件数为3。采用复合材料修复技术，对含有缺陷面积至少为45 mm×90 mm,深度至少为70%管体壁厚的管道进行修复补强，修复后，对该管道持续加压，当管道内压≥0.8管道设计压力后，保持该压力1000h, 修复区域没有任何破坏。

B.1.2 待1000h 性能测试完成后，对修复管道继续加压，当管道内压≥95%管道设计压力后，保持该压力200h, 修复区域仍然没有任何破坏。

B.1.3 待200h 性能测试完成后，对修复管道继续加压，无缺陷管体压力破坏时，管道修复区域完好无损。

B.2 耐久试验

B.2.1 为了测试复合材料修复管道缺陷后常年运行年限，对修复管道进行耐久试验，试验管件数为2。采用复合材料修复技术，对含有缺陷面积至少为45 mm×90 mm,深度至少为70%管体壁厚的管道进行修复补强，修复后，对该管道施加循环压力，压力范围为0.3～0.6倍的设计压力，每循环 1000次模拟管道运行1年。循环加压30000次后，修复区域没有任何破坏。

B.2.2 待30000次打压循环完成后，对修复管道继续加压，无缺陷管体压力破坏时，管道修复区域完好无损。

B.3 管道轴向拉伸试验

为了测试复合材料修复层和被修复管道之间的粘合力，将两根等径没有焊接的管道拼接在一起， 使用复合材料修复连接，待复合材料修复完成后，在修复管道的两端施加拉力，修复管道至少恢复 85%无缺陷管道抗拉应力。

B.4 抗冲击性能试验

采用SY/T 0040开展抗冲击性能试验，重锤质量为1.36kg, 锤头为半圆形，直径为15.9 mm。重锤从分度值为5mm 的标准下落导管中，垂直下落冲击管道正上方修复层，下落高度为0.75m 时，冲击强度为10J。查看冲击点无任何开裂情况发生，即为通过。

B.5 管体表面抗剥离性能试验

B.5.1 为了测试复合材料修复层与管体的抗剥离性能，对管道修复层进行剥离试验。本方法参照GB/T 5210。

B.5.2 从修复管道正上方，选取三处位置，粘贴直径至少20mm 刚清理干净的试柱，并保持试柱垂直于试片表面。待胶黏剂固化完全后，使用切割装置将试柱周围胶黏剂和修复层切透至底材。使用机械式或液压式附着力测试仪测试修复层附着力。固定试片后，用附着力测试仪将试柱向上拉开，测试示意图见图B.1。在室温条件下(23℃±2℃),重复上述测试5次，取平均值。

27

图 B.1 附着力测试示意图

B.5.3 测试结果按GB/T 5210规定记录，以MPa 计。修复层破坏形式按以下方式评定破坏类型：

——A: 修复层与底材间的附着破坏。

— B: 修复层的内聚破坏。

——B/Y: 修复层与胶黏剂间的附着破坏。

——Y: 胶黏剂的内聚破坏。

——Y/Z: 胶黏剂与试柱间的粘结破坏。

对于每种破坏形式，估计破坏面积，精确至10%,记录测试结果并描述破坏形式。

B.6 防腐层表面抗剥离性能试验

防腐层修 复层

弹簧秤

10 mm

防腐层质量应符合SY/T 5918的规定。对于缠带类防腐层用刀环向划??-10 mm宽、长度大于100 mm 的胶带层，直至修复层。然后用测力计(弹簧秤)与管壁??-90°拉开，如图B.2所示，拉开速度应不大于300 mm/min, 记录测力计(弹簧秤)读数。该测试应在缠好胶粘带4h 以后进行。防腐层与修复层附着力不应低于8 N/cm。

图 B.2 测力计测试示意图

B.7 纵向裂纹补强试验

B.7.1 为了测试复合材料修复管道纵向裂纹的性能，对未修复的缺陷管体和修复后的管体的承压能力分别进行测试。对含有缺陷面积至少为3 mm×90 mm ( 环向×轴向),深度至少为70%管体壁厚的管道持续加压，记录管体被损坏时的压力值和被损坏的位置。

B.7.2 采用复合材料修复技术，对含有缺陷面积至少为3mm×90 mm ( 环向×轴向),深度至少为 70%管体壁厚的管道进行修复补强，修复后，对该管道持续加压;当无缺陷管体压力破坏时，管道修复区域完好无损。

28

B.8 开挖验证

为了更好地评价复合材料修复的可靠性，复合材料修复3～5年后宜进行现场开挖验证，详细记录相关特征数据。同时对各承包商产品的可靠性和修复施工质量进行评价。

29

附录 C

(资料性)

油气管道典型缺陷的修复流程

C.1 外腐蚀缺陷的修复流程见图C.1。

外腐蚀

dt>0.8

是

是否通过评估

重新防腐和回填

1. 堆焊;

2. 补板;

3.A 型套筒;

4.B 型套筒;

5. 钢质环氧套筒;

6. 复合材料补强;

7. 螺栓 紧固 夹具 ;

8. 带压开孔

图 C. 1 外腐蚀缺陷的修复流程图