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0.4t）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。 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，需预先进行适用性评估。

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0.4t）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。 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，需预先进行适用性评估。

5.3.1.1腐蚀深度小于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 术市政工艺、技术，进行永久修复。

5.3.1.2腐蚀深度不小于0.8

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，管道运行压力应降至封堵设备及 焊接允许的压力之内。切除管道时，管线切割位置距离缺陷、损伤或泄漏区域边缘不应小于100mm， 切除管线的长度不应小于1.5D。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。

3.1.3点蚀深度不小于

可采用补板、B型套筒或换管进行永久修复

5.3.1.4焊缝损伤或外腐蚀

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。采用B 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

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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。

5.3.1.5内部缺陷或腐蚀

5.3.1.5.1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。 5.3.1.5.2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 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/D

5.3.1.6划伤或其他金属损失

5.3.1.6.1油气管道的管体存在划伤或其他金属损失时，如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打 磨修复。如果管体缺陷深度不小于0.8t，可采用B型套筒或换管进行永久修复。 5.3.1.6.2如果管体缺陷深度小于0.8t，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。焊接修复时，油气管道剩余壁厚应 不小于4.8mm。

5.3.2.1表层裂纹深度小于0.4h

油气管道的管体表层裂纹深度小于0.4t，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、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。

5.3.2.2裂纹深度不小于

油气管道的管体裂纹深度不小手0.4t时，宜采用换管修复。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）且经过止裂处理，可采用B型套筒永久修复。当油气管道裂纹 深度不小于0.8t时，应采用换管修复。

5.3.3.1凹陷深度小于6%D

5.3.3.1.1当油气管道管体存在凹陷时，首先需进行深度检测。当管体凹陷深度小于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 真充固化后，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。 5.3.3.1.2当管体凹陷深度在4%D～6%D时，且不含有应力集中的平滑凹陷，则不需修复，但应重 点监视缺陷的变化情况，在条件允许时安排修复；当管体凹陷伴有金属损失、开裂或应力集中，应采 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 合格后经树脂填充固化后，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。

5.3.3.2凹陷深度不小于6%D

当管体凹陷深度不小于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 除外。若无法换管时，可采用B型套简或环氧钢套筒进行临时修复

5.3.3.3环焊缝附近的凹陷

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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、环氧钢套倡 进行永久修复，修复套筒形状、尺寸应与管道相符

5.3.4.1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。

5.3.4.2环焊缝缺陷

油气管道的环焊缝存在表面浅裂纹缺陷时，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、未焊透等缺陷深度小于0.8t时，应采用B型套筒进行永久 生修复，缺陷深度不小于0.8t，应进行换管修复。

缺陷修复作业流程如图

图1管体缺陷修复作业流程

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修复方案制定及审批

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 报业主审批通过后实施。

根据制定的修复方案和厂家提供的修复产品说明书，准备修复材料。

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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

6.6.1一般地段开挖

6.6.1.1待修复缺陷管道轴向方向开挖超出缺陷至少500mm，采用复合材料修复管体缺陷时，按修复 技术要求开挖。管道两例至少开挖650mm，管道下方至少开挖500mm。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对壁厚减薄不小于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，管道悬空长度不超过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低于5mm。管道开挖侧向示 意图如图2所示。

6.6.2高寒冻土区的冻土开挖

图2管道开挖侧向示意图

冻土开挖前，应编制施工方案并报审。搭设保温棚高寒地区管道冬季修复施工的作业坑开挖选取 的坡比执行SY/T6150.1相关规定。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）管道正上方严禁机械开挖。 c）开挖时注意保护管道和光缆。 d）采用烧融法时应注意防火。 e）作业坑开挖尺寸执行SY/T6150.1相关规定。

6.6.3流沙地段的开挖

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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，采用不同白 和打桩支护方法。

在挖掘之后和修复之前，应将输送管道 并清理防腐层至裸露金属，以使所有的缺陷特谷 见出来。防腐层清除方法可采用溶剂清除、动力工具清除、手工工具清除等或几种方法联合。 约表面应无明显的涂层残留，清除过程中不应损伤管体金属。

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 级宜达到GB/T8923.1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。

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 据确认后的缺陷信息调整修复方案。

6.10.1.1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。 6.10.1.2打磨修复时，应控制打磨尺寸在临界范围内

6.10.2A型套筒安装

A型套筒的安装步骤如下： a）A型套筒安装前，套筒覆盖的管体表面应清理至近白级，若使用填充材料，填充材料应用于 所有缺口、深坑和空隙，套筒应紧密地贴近管体。 b）套筒安装时，使用链条套在套筒下半部上，每间隔0.91m套筒长度应至少安装一个链条，链 条有一定的松弛度。 c）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。 d）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，

6.10.3B型套筒焊接

B型套筒焊接步骤如下： a）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。 b）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焊透

6.10.4纤维复合材料修

纤维复合材料修复步骤如下

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a）修复前，应进行性能测试，参见附录C。 b）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。 c）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

6.10.5修复点标记

修复以后，应进行相应的检测，包括但不限于以下内容： 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缺陷是否被去除。 b）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。 c）目视检查所有焊件的工作质量，确保没有明显的缺陷。 d）出厂时应对套筒进行探伤检查，现场按GB/T31032进行焊缝外观检查。 e）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。对于护板厚度大于或等于30mm的套 筒采用磁粉检测时，可采用分层检测的形式，分层检测时，根焊和热焊完成后，采用磁粉检 测；整条焊道完成50%填充金属时，进行二次磁粉检测；焊道完成盖面、温度冷却至常温 后，采用磁粉或渗透进行第三次检测。焊缝的无损检测应在焊接完后24h内完成。 f）修复后防腐层质量应符合SY/T5918的规定。对于缠带类腐层与修复层附着力不低于8N/cm。 g）对于复合材料修复层固化后，修复层实际黏结面积不应少于设计面积，位置偏差不应大于 10mm；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/管体黏结力、修复层/防腐层黏结力等破坏性检测项目应在修复方案中 明确检测比例，检测完成后对破环位置进行恢复。

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Ⅱ 一步变形。回填执行SY/T5918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 复合材料固话程度是否达到要求。

施工单位应向建设单位提供竣工资料，包括但不限于下列资料： a）缺陷修复记录（参见附录D），包括照片、录像及文字资料，记录缺陷部位、类型、尺寸及

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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。 施工单位宜向建设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）防腐层与修复层黏结测试记录、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）修复层与管体黏结测试记录、剥离情况。 f）防腐层与修复层黏结测试记录、剥离情况。

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。 施工单位宜向建设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 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）防腐层与修复层黏结测试记录、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）修复层与管体黏结测试记录、剥离情况。 f）防腐层与修复层黏结测试记录、剥离情况

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A.1.1动火作业前应针对动火作业进行危害因素辨识和风险评估，并根据评估结果在编制的动火方 案中制订相应控制措施，动火方案应经审批后组织实施。 A.1.2动火时应执行“动火现场指挥不下令不动火，动火监护人不在现场不动火，防火措施不落实 不动火”的原则，

A.2.1危害因素辨识与风险评估

申请动火作业前，作业单位应针对动火作业内容、作业环境、作业人员资质等方面进行危害团 只和风险评估，根据风险评估的结果制订相应控制措施

A.2.2特种作业许可办理

在动火作业期间，需要进行高处作业、临时用电、挖掘作业、吊装作业、管道打开作业或进， 间时，应按照相关标准规定办理相应的作业许可证，

焊接前应做好相关准备，包含但不限于下列方面： a）焊接应执行相应的焊接工艺规程。 b）在运行管道上焊接提前对所焊管道部位进行壁厚检测。 c）对在运行的油气管道上焊接前应按规定提前降低管道内介质压力或停输后进行。

A.2.4.1预热方法

预热步骤如下： a）在役管道焊接预热方式可采用火焰加热和中频加热。 b）对于X70及以上高钢级管道进行在役管道焊接时，宜采用中频加热或火焰加热和中频加热相 结合的形式。 c）管道内部介质温度偏低与介质流速过快时，环向角焊缝的预热应采用火焰加热和中频加热相 结合的形式。

A.2.4.2预热温度

早接时，应对焊接管件进行预热，预热温度应符

A.2.4.3层间温度保持

整个焊接过程层间温度的最小值应不低于预热温度的最小值；当焊接作业中断时，再次焊接前应

重新预热到要求的温度

A.2.4.4层间清理

旱道上的锈皮及焊渣，在下一步焊接前应清除于

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从事本标准范围内的管道动火施工的焊工应取得国家相应部门颁发的特殊作业人员资格证书，所 人事工作范围应与资格证书相符。并经考试合格后方可上岗作业。 在以下气候环境中，如无有效的防护措施，不应进行焊接作业： a）雨雪天气。 b）大气相对湿度超过90%。 c）焊条电弧焊、埋弧焊、自保护药芯焊丝半自动焊，风速大于8m/s；气体保护焊，风速超过 2m/s。 d）环境温度低于焊接规定中规定的温度。

A.3.2.1焊接材料应满足下列要求

a）焊条应符合GB50236的规定。焊丝应符合YB/T5092，GB/T14957，GB/T8110和 GB12470的规定，焊丝的外观应符合下列规定： 1）焊丝表面应光滑、清洁，不应有毛刺、划痕、蚀和氧化皮等。 2）焊丝表面的镀铜层要均匀牢固，不应出现起鳞、剥离现象。 b）焊接用气体应符合下列规定： 1）氩弧焊所采用的氩气应符合GB/T4842的规定，且纯度不应低于99.96%，含水量小于 20mg/L。 2）二氧化碳气体保护焊采用的二氧化碳气体纯度不应低于99.5%，含水量不应超过50mg/L。 3）氧乙炔焊所采用的氧气纯度不应低于99%，乙炔气的纯度和气瓶中的剩余压力应符合 GB6819的规定。 4）充氮气保护的氮气纯度不应低于99.5%，含水量小于50mg/L。 c）手工钨极氩弧焊宜采用铺钨极。 d）埋弧焊采用的焊剂应符合GB/T5293及GB/T12470的规定。 A.3.2.2焊条、焊丝在使用前应按产品说明书进行烘干，并应在使用过程中保持干燥。产品说明书无 要求时，可按以下要求进行： a）低氢型焊条烘干温度为350℃～400℃，恒温时间为lh～2h；焊接现场应设恒温干燥箱 （筒），温度控制在100℃～150℃，随用随取；当天未用完的焊条应收回，重新烘干后使用 重新烘干次数不应超过两次。 b）纤维素焊条在包装良好无受潮时，可不烘干；若受潮时应进行烘干，烘干温度为80℃ 100℃，烘干时间为0.5h～1h。 c）不锈钢焊条应根据表A.1要求进行烘干。 d）焊丝使用前应清除其表面的油污、锈蚀等。 A.3.2.3二氧化碳气体使用前应预热和干燥；当瓶内气体压力低于0.98MPa时，应停止使用。

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表A.1焊条烘干条件

A.3.3.1管道带压焊接完成后，宜立刻对焊道及周边区域进行加热和包裹保温，加快焊缝中氢的 扩散。 A.3.3.2在管道外径大于813mm或者材质为X70及以上材质等级的运行管道上焊接套筒时，环向角 焊缝焊接完成后，应采用中频加热设备对焊接位置加热，设定中频加热温度，实际加热温度90℃~ 120℃为宜，焊后加热时间为1h～2h，然后覆盖阻燃毯对焊缝区域保温。其他焊缝焊接完成后，应 采用火焰对焊接位置加热，加热温度应符合焊接工艺规范要求，并覆盖阻燃毯对焊缝区域进行保温。 A.3.3.3保温完成后应对焊渣进行清理

A.3.4焊缝检测与验收

A.3.4.1套筒对接焊缝和角焊缝应进行100%的外观检查，外观检查应符合以下规定： a）焊缝上的焊渣及周围飞溅物应清除干净，焊缝表面应均匀整齐，不应存在有害的焊瘤、凹 陷等。 b）焊缝表面不应存在裂纹、未熔合、气孔、夹渣、引弧痕迹及夹具焊点等缺陷。 A.3.4.2套焊缝外观检查合格后方允许对其进行无损检测，无损检测应按SY/T4109的规定进行，超 出SY/T4109适用范围的其他钢种的焊缝应按NB/T47013.1～47013.6的要求进行无损检测及焊缝 缺陷等级评定。 A.3.4.3从事无损检测的人员应取得国家有关部门颁发的无损检测资格证书

B型套筒的技术指标包括套筒加工的技术要求见表A.2，施工技术要求见表A.3，A型套简要求 参见B型套简相关要求执行

表A.2B型套筒的加工技术要求

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表A.3B型套简的施工技术要求

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对于管径不小于508mm且等级不小于X42的焊接管道，最大打磨深度应小于8%的管道名义 对于等级为B或更低等级的管道，最大打磨深度应小于12.5%的管道名义壁厚。最大打磨长度 公式（B.1）、公式（B.2）确定

式中： L管道最大打磨长度，单位为毫米（mm） d管道最大打磨深度，单位为毫米(mm)。

d/t 17.5%

B.2.1堆焊/沉积焊

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堆焊/沉积焊修复前，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 焊接。焊接表面均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其他对焊缝有害的材米

B.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，不宜采用堆焊/沉积焊进行修复： 一输送酸性流体的管道。 一凹陷、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

B.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。

补板为圆形，材料等级与被修复管道的材料等级匹配。焊缝接头设计遵循焊接工艺评定。

食用盐标准B.2.2.2适用范围

补板修复不宜用于管道设计压力高于6.4MPa或管材钢级高于X60的管道，面积不大的腐蚀或直 经小于8mm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。

B.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

水电站标准规范范本.2.3A型套筒修复技术

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。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，但可对缺陷处增强。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，或者是充分了解了缺陷的损伤机理和增长速率后方可采用。其结构如图 B.1所示。