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API 570 中文


目次 前言 1 范围 2 规范性引用文件 3 定义 4 产权所有人/用户的检验机构 5 检验和试验 6 检验周期及范围 7 检验数据的评定、分析和记录 8 管道系统的修理、改造和再定级 9 埋地管道的检验 附录 A(资料性附录) 本标准章条编号与 API 570 章条编号对照 附录 B(资料性附录) 本标准与 API 570 技术性差异及其原因 附录 C(资料性附录) 工艺管道外

部检验清单 附录 D(资料性附录) 修理实例 参考文献 前言 本标准修改采用 API 570《管道检验规范 在用管道系统检验、修理、改造和再定级》 (1998 年,第二版)。 本标准根据 API 570(1998,第二版)重新起草,在附录 A 中列出了本标准章条编号 与 API570 章条编号的对照一览表。 考虑到我国国情,对于 API 570(1998 年,第二版)做了一些修改,有关技术性差异 已编入正文中。在附录 B 中给出了这些技术性差异及其原因的一览表以供参考。 本标准的附录 A、附录 B、附录 C、附录 D 均为资料性附录。 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位:大应油田有限责任公司锅炉压力容器检验研究中心。

本标准主要起草人:王亚臣、刘景轩、鄢九虎、郑国学、党凯。 1 范围 1.1 应用领域 1.1.1 范围 本标准适用于在用金属管道的检验、修理、改造和再定级。 1.1.2 目的 本标准是专门为石油天然气生产工业、石油炼制工业、化学工业制定的,也适用于其 他领域的管道系统。本标准仅适用那些拥有资格或是通过程序被授权的检验部门、修理组 织、管道工程师、检验员和质检员使用。 1.1.3 权限 本标准不能代替管道管理的基本法规,本标准的采用和应用不允许与任何现行法规相 抵触。 1.2 特定应用范围 1.2.1 本标准适用于下列管道系统 除了 1.2.2 规定的流体输送管道外,适用于输送碳氢化合物、易燃有毒流体的管道系 统,如: a) 原料、半成品和最终的石油产品管道; b) 原料、半成品和最终的化工产品管道; c) 催化剂管道; d) 氢气、天然气、燃料气及火炬管道系统; e) 酸性水和超标的危险废气管道; f) 超标的危险化合物管道; g) 石油天然气集输、长输、站场工艺管道。 1.2.2 本标准不包括下列管道系统 下列流体输送管道和管道系统类别不包含在本标准的特殊要求范围内,但可供产权所 有人或用户选用。

a) 不适用的流体输送管道: 1) 低于相关法规规定值的危险流体; 2) 水(包括消防系统)、蒸汽、蒸汽冷凝器,热水锅炉上水管和 ASME B31.3 中规定 的 D 类流体管道。 b) 不适用的管道类别: 1) 其他相关法规管理的移动装置上的管道系统,包括卡车、轮船和其他机动设备上 的管道系统; 2) 作为转动式或往复式机械设备组件的管道系统,如泵、压缩机、涡轮机、发动机、 发电机和液压机或气压机,其主要设计考虑因素及应力来自于装置的功能需求的管道; 3) 火焰加热器和锅炉的内部管道,包括加热管、180°弯头、外部交叉管道和多分支 管道; 4) 压力容器、加热器、加热炉、换热器和其他处理流体的工艺设备,包括内部管道 和它与外部管道的连接处; 5) 铅制管道、卫生管道、排污管道和泄洪管道; 6) 公称直径小于等于 15mm 的管道; 7) 非金属管道、聚合材料管道或玻璃衬里的管道。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件, 其随后的所有修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据 本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件, 其最新版本适用于本标准。 SY/T 0061 埋地钢质管道外壁涂敷有机覆盖层技术规定 SY/T 0088 钢制储罐罐底外壁阴极保护技术标准 SY/T 6230 石油天然气加工 工艺危害管理 SY/T 6507 压力容器检验规范 维护检验、定级、修理和改造 ZBJ 16006 阀门的试验和检验 API Publ 920 压力容器脆性断裂的预防 API Publ 2201 盛装可燃介质装置的焊接和带压堵焊工艺

API RP 574 管道系统组件的检验 ASME B16.34 法兰、螺纹和焊接连接的阀门 ASME B31.3 工艺管道 ASME B31G 腐蚀管道残余应力手册 ASME 锅炉和压力容器标准,第Ⅷ卷,第 1 篇和第 2 篇,第Ⅸ卷 ASTM G57 用温纳尔四元法现场测量土壤电阻率的方法 NACE RP 0169 地下或水下金属管道外部腐蚀的控制 NACE RP 0274 安装之前用高压电流对管道涂盖层的检验 3 定义 下列术语和定义适用于本标准。 3.1 改造 alteration 在设计中影响管道系统的承载能力或强度超出设计范围的任何组件的本体改变。下列 因素不考虑改造:同类或相同组件的替换,增加某种加强筋(规格小于或等于现有加强筋 的尺寸),增加不需要加强的接管。 3.2 适用规范 application code 规范、规范章节、其他公认的工程标准或者来自管道系统安装者、管道系统的产权所 有人、用户、管道工程师认可的标准,包括且不限于 ASME B31.3。 3.3 ASME B31.3 美国机械工程师协会出版的《工艺管道》的编写。ASME B31.3 是为管道系统的设计和 制造安装编写的,其在设计、焊接、检验和材料方面的大多数技术要求也适用于运行中的 管道系统的检验、修理、改造和再定级。由于改进或使用新的专用材料、检验要求、某种 热处理和压力试验等原因,ASME B31.3 不再适用时,管道工程师或检验员应执行本标准不 彩 ASME B31.3。 3.4 授权的检验机构 authorized inspection agency 授权的检验机构是指下列机构之一: a) 管道系统所在辖区的行业检验机构; b) 有执照的或注册有管道系统保险业务并实际运作该业务的保险公司的检验机构;

c) 管道系统产权所有人或用户的检验机构,该机构仅为检验其自有的设备而设,而 不对出卖或转卖的设备进行检验。 3.5 授权的管道检验员 authorized piping inspector 授权检验机构的雇员,具有资格和证明书能按本检验规范行使检验职能。无损检测人 员无需管道检验员授权。在本标准中提到的检验员是指授权的管道检验员。 3.6 辅助管道 auxiliary piping 仪器或机器管道。能够从主管道隔离出来的典型的小口径辅助工艺管道,如注入管道、 密封油管道、取样分析管道、平衡管道、气体缓冲管道、排污管道和排气管道。 3.7 紧急止回阀 critical check valves 工艺上十分重要的安全附件。用来避免潜在危险事故或重大泄漏事故的阀门。 3.8 盲管 deadlegs 管道系统的组成部分,且通常没有明显的介质流动的管段,如空的支管、截止阀通常 闭合的管段、一端空的管、密封的空支管、停用的控制阀旁通管、备用的泵管道、液位计 接管、卸压阀进出口管道接头、泵的旁路平衡管、高位放空管、取样点、排水管及仪器接 管。 3.9 超标缺陷 defect 一种形式或尺寸超出标准允许的缺陷。 3.10 管道系统组件的设计温度 design temperature of a piping system component 在恒定的压力下,用来确定管道组成件最大壁厚或最高级别时所需的温度。它与 ASME B31.3 和其他规范章节中定义的设计温度相同,并遵从压力或温度变化或者两者都变 化的范围的规定。同一管道系统或回路的不同部分可能有不同的设计温度。在确定设计温 度时,应考虑介质温度、环境温度、加热和冷却介质的温度及绝热层。 3.11 质检员 examiner 质检员是指协助授权管道检验员进行无损检测的人员,但不按本标准参与结果的评定, 经过专门培训并被产权所有人或用户授权的情况除外。质检员不需要具有本标准规定的资 质证明,也不必是管道产权所有人或用户的雇员,但应在他所从事的检测项目上受过专门 培训并有法定资格。在有些情况下,可能要求质检员持有一些其他的资质证明,以满足管 道产权所有人或用户的要示。质检员的雇主应保管好所雇质检人员的资质证明记录,包括 其资质证明的颁发日期和成绩,并可将它们提供给检验员。 3.12 控制点 hold point

修理或改造工作中的不能省略的步骤,除非执行了必要的检验并以文件记录。 3.13 不超标缺陷 imperfections 在检验中发现的属于工程分析和检验分析中允许的缺陷。 3.14 注入点 injection point 向工艺流体中注入相对少量的介质以控制化学反应或其他工艺参数的位置,如重整装 置注入氯的位置,整个系统的注入水位置,在催化裂化湿气注入多硫化合物、消泡剂、注 入点抑制剂和中和剂的注入位置。注入点不包括两条工艺管线交汇处。 3.15 在役管道 in-service 指已经投入使用的管道系统,相对于新建还未投入使用的管道。 3.16 检验员 inspector 经过授权的管道检验员。 3.17 政府管理规定 jurisdiction 是指具有法律效力的政府管理规定,其中可能采纳了与管道系统相关的准则。 3.18 液位计 level bridle 装配在容器上的玻璃管液位计。 3.19 最大允许工作压力 maximum allowable working pressure(MAWP) 在管道使用过程中内压(或外压)和温度同时最大(或是小)的苛刻条件下,管道系 统能持续操作所允许的最大工作压力。它与 ASME B31.3 及其他规范章节中定义的设计压 力相同,遵从于关于压力、温度或两者共同变化允许值的规定。 3.20 混合三通 mixing tee 将不同介质及温度的两种工艺流体汇集在一起的管道组成件。 3.21 MT 磁粉探伤 3.22 NDE/NDT 无损检测。 3.23 PT

渗透探伤 3.24 WFMT 湿法荧光磁粉探伤 3.25 NPS 管道的英制名义尺寸。 3.26 在用管道 on-stream 含有工艺流体的管道。 3.27 产权所有人/用户 owner/user 控制管道的操作、管理、检验、修理、改造、试验及再定级的管道产权所有人或使用 者。 3.28 产权所有人/用户的检验员 owner/user inspector 受雇于产权所有人/用户,有资格按第 4 章出具检验结论,符合政府管理规定的人员。 3.29 管道 pipe 用于输送流体或传递流体压力的密闭管。 3.30 管段 piping circuit 工作在相同腐蚀环境下,设计条件和制造材料相同的管道。复杂的工艺装置或管道系 统通常被分成管段,来管理那些必要的检验、计算和记录。当确定特定管段的边界时,检 验员应测量它的尺寸并存档,作为实施检验的记录。 3.31 管道工程师 piping engineer 管道工程师是指在评定影响管道系统安全性和耐用性时,涉及的机械和材料特性方面 具有渊博的知识和经验,并经管道产权所有人或用户认可的人员或组织。通过与专家协商, 管道工程师应被认为是必须正确执行技术要求的组织的统称。 3.32 管道系统 piping system 相同设计条件下用于输送、分配、汇合、分离、排放、计量、控制或缓冲流体的一组 相互连接的管道。管道系统也包括管道支承元件,但不包括支承结构,如结构框架和地基。 3.33 主工艺管道 primary process piping

通常情况下,正常工作的工艺管道是不能被关闭的,如果被关闭,将明显影响装置运 行,主工艺管道通常包括公称直径大于或等于 50mm 的所有管道。 3.34 PWHT 焊后热处理。 3.35 更新 renewal 废弃现有部件,并采用与原部件相同或更好材质的新部件或备用部件来替换原部件的 行为。 3.36 修理 repair 指将管道系统恢复到适合在设计条件下安全运行的必要工作。如果某些修理改变了设 计温度或压力,则应满足再定级的要求。一般情况下,对承压管道组成件的焊接、切割或 打磨行为都认为是修理行为。 3.37 修理组织 repair organization 修理组织是指下列组织之一: a) 依据本标准对自己的设备进行修理或改造的产权所有人或用户。 b) 其资格被管道的产权所有人或用户认可,并依据本标准进行修理或改造的组织。 c) 由政府管理机构授权、接受或不被禁止依据本标准进行修理的组织。 3.38 再定级 rerating 指改变管道设计温度值或改变管道最大许用压力值,或两者都改变。由于再定级管道 最大许用工作温度和压力可以增加或减少,甚至要求两者均变化,故降低至原始设计条件 以下意味着腐蚀裕量的增加。 3.39 二级工艺管道 secondary process piping 通常关闭的截止阀且公称直径小于等于 50mm 下游小口径工艺管道。 3.40 小口径管道 small-bore piping(SBP) 公称直径小于等于 50mm 的管道。 3.41 土壤—空气界面 soil-to-air(S/A)interface 部分埋地管道可能发生外部腐蚀的区域。腐蚀的区域将随着湿度、土壤中氧含量和操 作温度等因素的变化而改变。腐蚀通常易发生在土壤表面下方 305mm 到表面上 150mm 之 间的区域,也包括平行放置在地上的管道。

3.42 双端法兰管 spool 带有法兰或其他连接附件(如连接管)的管道的一部分。 3.43 回火脆化 temper embrittlement 由于长期处在 370℃~575℃高温下,对高温敏感的低合金钢(如 1(1/4)Cr 和 2(1/4) Cr)的强度和韧性降低。 3.44 临时修理 temporary repair 在检验员或管道工程师许可的时间范围内,未安排和实施永久性修理之前,保证管道 系统持续安全运行所进行的恢复性修理。 3.45 测试点 test point 直径不超过 250mm 的管道测试区域直径最大为 50mm,对于大直径管道,测试区域 直径最大为 75mm。在此区域上测厚并求其平均值,测试点应在厚度测量区域内。 3.46 测厚点 thickness measurement locations (TMLs) 在管道系统上实施定期检验或测厚的指定区域。 4 产权所有人/用户的检验机构 4.1 概述 按本标准条款的要求,控制管道系统检验程序、检验周期或维护工作的管道系统产权 所有人/用户对授权检验机构的职能负有责任。该产权所有人/用户检验机构也可以控制与 管道系统再定级、修理和改造有关的活动。 4.2 授权的管道检验员资格证书 授权的管道检验员应当具有相应的受教育和工作资历。授权的管道检验员应由具有相 应权力的机构授予资格。 4.3 责任 4.3.1 产权所有人/用户的责任 产权所有人/用户对管道检验系统和检验程序负有完善、存档、执行、实施和评价的 责任,以满足本标准的要求。该检验系统和检验程序应写入质量保证检验手册并包括下列 内容: a) 检验人员组织机构及报告模式; b) 检验资料管理以及质量保证程序;

c) 检验及试验结果的文件和报告; d) 检验和试验结果的修正措施; e) 内部审核以及符合检验质量保证手册的要求; f) 修理、改造和再定级的图纸、设计计算书及规范的复审和批准; g) 满足有关部门关于管理系统检验、修理、改造和再定级的全部要求的保证措施; h) 给授权管道检验员的、影响管道系统安全性的任何工艺变化的报告; i) 对检验人员使用有关检验工具、技术和技术基础知识的培训要求; j) 对所有修理和改造只能使用具有相应资质的焊工,对焊接工艺都应有必要的控制; k) 对无损检测人员的资质和检测工艺应有必要的控制; l) 对管道的修理和改造使用符合相应规范的材料应有必要的控制; m) 对正确维护和必须校验所有检验测量和试验设备应有必要的控制; n) 对签约检验工作或修理组织的工作满足产权所有人/用户机构的同一检验要求应有 必要的控制; o) 泄压装置质量控制体系的内部审核要求。 4.3.2 管道工程师的责任 管道工程师对产权所有人/用户负责,其内容包括设计、工程审核、分析或本标准中 的管道评定。 4.3.3 修理组织的责任 修理组织对管道系统的产权所有人/用户负责,并且应按本标准要求提供材料、设备、 质量控制和工艺,以确保管道系统的维护和修理质量。 4.3.4 授权管道检验员的责任 当对管道系统实施检验、修理或改造时,授权管道检验员对管道产权所有人或用户负 责,确定上述工作满足本标准关于检验、检测及试验方面的要求,并应直接参加检验工作。 在进行检验时,授权管道检验员可以由经过正规培中并有资格的人员协助,这些人员可以 是持证的管道检验员,也可以不是。实施无损检测的人员应满足 3.11 的要求,但不必是 授权管道检验员。尽管如此,所有的检测结果都必须由授权管道检验员评定认可。 4.3.5 其他人员的责任

在管道系统方面有专业知识的操作人员、维护人员或其他人员应迅速地将可能引起事 故的不正常状况和需要求助的其他事项汇报给管道工程师或检验员,并且汇报准确的位置。 5 检验和试验 5.1 失效评审检验 在管道系统失效评定时,识别和评定系统失效可能性是十分重要的。然而也应当针对 失效可能发生的结果,调整好检验计划和检验方案。将失效的可能性与失效的结果两个因 素结合起来进行评价是失效评定检验最基本的要素。 当产权所有人/用户选择失效评定时,该评定必须包括失效可能性及相关失效结果的 系统评价。在对管道系统失效可能性评定时,要考虑特定工况对失效的影响。系统失效的 实例包括:由特定腐蚀形式导致金属局部或整体内、外部减薄,管道内、外部各种形式的 裂纹(包括氢脆和应力腐蚀开裂)及任何其他形式的冶炼缺陷、腐蚀或机械性能的劣化、, 如疲劳、脆化、蠕变等。另外,为发现失效可能性,必须对所使用的检验方法、检验工具 和检验技术的有效性进行评定。每当发生影响管道劣化速率或导致提前失效的设备或工艺 改变时,都要重复对它进行失效可能性评定。

在失效评定检验时,要考虑的其他因素包括:选用的制造材料是否适当,管道系统的 设计参数与操作参数是否匹配,采用的设计标准或规范是否适当,腐蚀监控程序是损有效, 检验质量、维护质量控制程序是否有效。设备失效数据和相关信息对于评定都是非常重要 的信息。评定结果必须考虑由于液体泄漏导致的潜在事故,包括爆炸、火灾、毒物挥发、 环境影响和其他由于管道失效对健康的影响。 评定内容应明确管道系统失效的临界参数和失效后果,并全部存档-重要。 5.2 准备工作 当对管道系统进行检验,特别是将管道打开对其内部进行检验时,针对输送的介质确 定采取何种安全性预防是十分重要的。 隔离管道系统的 Procedure,安装盲板(Blanks/Blinds)和密封检验 should be an integral part of safety practices. 在管道系统打开前及进行外部检验之前,应采取适当的安全性保护 措施。总之,管道系统要打开的部位应从所有的危险液体、气体、蒸气隔离,并将油、有 毒或易燃的气体和蒸气清理干净。 检验前,检验员应获得负责相应管道的操作人员允许后方可工作。 当法规或产权所有人/用户要求时,检验员应佩戴安全防护用品。 用于检验的无损检测设备应满足运行的管道对使用电子仪器的安全性规定。

一般情况下,检验员应当熟悉所负责检验管道的历次检验结论和修理情况。在特殊情 况下,检验员应在检验前按本标准的要求,简要审查该管道的历史资料(见 API RP 574 第 8 章推荐的补充检验项目)。 5.3 特定腐蚀和裂纹的检验 每一个产权所有人/用户应当特别注意对易产生下列劣化形式和部位的管道的检验; a) 注入点; b) 盲管; c) 绝热层下的腐蚀; d) 土壤一空气界面; e) 特殊工况和局部腐蚀; f) 冲蚀和腐蚀、冲蚀共同作用; g) 环境开裂; h) 衬里和沉积物下腐蚀; i) 疲劳裂纹; j) 蠕变裂纹; k) 脆性失效; l) 冻结损伤。 相关的其他部位见 API RP 574 第 6 章。 5.3.1 注入点 注入点易加剧腐蚀或产生局部腐蚀。这些部位应按独立的管道检验对待,并且在定期 检验时,应对其进行全面检验。 出于检验考虑,指定一个注入点管段时,推荐的注入点管段上游高度最小为 300mm 或是管道直径的 3 倍,选择较大者。推荐的注入点管段下游位置为第二个流动主向改变的 部位,或距第一次流动方向改变部位 7.6m,选择其中较小者。在有些情况下,将注入点 管段延伸到下一个压力容器处可能更合适。如图 1 所示。

图 1 典型的注入点管段 在产生局部腐蚀的注入点管段上选取测厚点时,应遵从以下原则: a) 在注入点管段上选取适当附件作为测厚点; b) 选取受注入流体冲击的位置作为测厚点; c) 在注入点长直管道上选取中间部位作为测厚点; d) 在注入点管段上选取上游和下游的两端位置作为测厚点。 检验注入点较好的方法为射线及超声波检验,在适当的部位,要确定出每个测厚点的 最小厚度值。只要温度适合,就应使用超声波检验。 在有些情况下,应拆下双端法兰管对其内表面作外观检查,同时也要求作厚度测量, 确定它的剩余厚度。 在周期性检验过程中,应自注入管口上游 300mm 到下游 10 倍管径区域进行更全面的 检验,并记录所有注入点管段测厚值。 5.3.2 盲管 盲管与相邻运作中管道的腐蚀速率区别较大。检验员应测量所选择盲管的厚度,包括 滞流末端和它与相邻管道的连接处。对于高温管道系统,在盲管内部由于对流而产生的局 部高温区域易形成腐蚀。对工艺没有特殊作用的盲管应考虑将它拆除。 5.3.3 绝热层下腐蚀 带有绝热层管道系统的外部检验内容应包括:复查绝热系统的完好性,是否在绝热层 下已发生腐蚀,绝热层下有无腐蚀迹象。潮湿的来源包括雨水、漏水、冷凝水和防洪系统 等因素。最常见的绝热层下腐蚀是炭钢的局部腐蚀和奥氏体不锈钢的氯化物应力腐蚀。 本条只提供在检验时识别绝热层下腐蚀的指导性纲要。绝热层下腐蚀检验的方案应依 据当地的气候而制定——比较暖和的海滨地区就需要增大检验范围,那些较冷的大陆中部 地区只需要一般的检验范围。 5.3.3.1 易产生绝热层下腐蚀的管道系统 某些易产生绝热层下腐蚀的特定区域和管道系统类型,如: a) 处于水冷却塔的喷水潮湿环境中的部位。 b) 处于蒸汽出口的部位。

c) 处于防洪系统中的部位。 d) 受工艺喷溅水影响,潮湿侵蚀或酸性蒸气侵蚀的部位。 e) 碳钢管道系统,包括那些带有绝热层,操作温度在-4℃~120℃之间的管道。对于 操作温度频繁变化引起冷凝和空气中潮湿介质的二次汽化的部位,绝热层下腐蚀更为严重。 f) 操作温度通常高于 120℃,且间歇使用的碳钢管道系统。 g) 凸出管道绝热层且与管道工作温度不同的盲管和连接件。 h) 操作温度在 65℃~204℃之间的奥氏体不锈钢管道(这种管道系统易产生氯离子的 应力腐蚀开裂)。 i) 具有绝热层损坏倾向,且易受水冲蚀的振动管道系统。 j) 曾泄漏过的蒸汽伴热管道系统,特别是在管道绝热层下的连接部位。 k) 涂盖层及防腐带破损的管道系统。 5.3.3.2 管道系统通常易产生绝热层下腐蚀的部位 在 5.3.3.1 中列举的管道系统中易产生绝热层下腐蚀的具体部位,如: a) 绝热层脱落或破损的部位,如: 1) 盲管部位(排气管、排水管和其他类似部位); 2) 管道的吊架和其他支架; 3) 阀门和附件(绝热层表面不规则的)的部位; 4) 螺栓连接的管道热板; 5) 蒸汽伴热管道的渗漏部位。 b) 法兰和其他管道附件绝热层终止的部位。 c) 绝热层损坏或缺少的部位。 d) 在水平管道上绝热层的开裂部位或绝热层密封不良的部位。 e) 垂直管道的绝热层终止部位。 f) 填充物已经变硬、分离、脱落的部位。 g) 绝热层或防腐系统的隆起、风化或是缺少箍带的部位。

h) 已知绝热系统存在破裂的管道系统的低点,包括长且无支承管道的低点。 i) 高合金钢管道系统中隔热层下的碳钢或低合金钢法兰、螺栓和其他组件。 管道系统中拆除绝热层进行测厚的部位应给予更高的重视。这些部位的绝热塞应妥善 放回原处并且密封好。留有一些可以移动的绝热塞是很有意义的,它可以用作检验点和作 为管道长期使用的鉴定点。 5.3.4 土壤一空气界面 对于没有阴极保护埋地管道的土壤一空气界面应有计划地定期进行外部检验。检验的 内容应包括涂盖层检验、光管检验和坑深测量。若发现严重腐蚀,则应进行测厚和对管道 进行挖掘,并进行评定腐蚀是否只存在于土壤一空气界面还是遍布整个管道系统。测厚时 应露出金属表面,若测厚部位的涂盖层和防腐带没有妥善恢复,则腐蚀就会加快。若管道 安装有满足第 9 章监测要求的可靠的阴极保护系统,则只有在证明涂盖层或防腐带损坏时 方可进行挖掘。若在同一平面上,埋地管道系统无涂盖层,则应当考虑挖掘 150mm~300mm 深,确定潜在危害性。 对于无阴极保护的埋地管道的混凝土与空气的接触面及沥青与空气的接触面,检验员 应检查地面是否开裂和存在潮湿入侵。若这种损坏形式发生在 10 年以上的管道系统,则 应在修复裂缝之前进行地下管道的腐蚀检验。 5.3.5 特殊工况和局部腐蚀 检验方案应包括下列各项,它们可以帮助识别特殊工况的潜在危害、局部腐蚀和选择 合适的测厚位置; a) 具备管道工况知识和了解哪些部位容易产生腐蚀的检验员; b) 使用多种无损检测方法; c) 当影响腐蚀率的工艺变化时,应与操作人员取得联系。 下列部位易产生这类腐蚀: a) 注入点的下游管道和产品分离器的上游管道,如加氢反应器的流出物管道; b) 蒸汽冷凝的露点腐蚀,如塔顶冷凝器; c) 工艺介质携带有不可预测的酸液或碱液进入非合金管道或携带的碱液进入未经焊 后热处理的钢制管道。 d) 加氢流体中铵盐冷凝的位置; e) 输送酸性介质管道系统中混合物流动和湍流的区域。

f) 输送高温且具有腐蚀性的原油(230℃或是更高温度,且硫含量占原油质量的 0.5% 以上)的异种碳钢连接的管道。注意未经除硅的钢制管道(如 A-53 和 API Spec 5L)比除 硅的钢制管道(如 A-106)的腐蚀速率高,特别在高温高硫的环境下。 g) 流体淤泥、结晶或结焦等沉积层下腐蚀。 h) 在催化重整再生系统中输送氯化物的管道。 i) 外部伴热管道上发生的热点腐蚀,该工况下管道的腐蚀随温度的增高而增加。如 碳钢管道中的碱性介质,在介质流速很低的情况下,热点处就会产生腐蚀或应力腐蚀开裂 (SCC)。 5.3.6 冲蚀和腐蚀、冲蚀共同作用 冲蚀可以定义为由大量固态或液态颗粒的碰撞作用导致的金属表面脱落。其特征是产 生带有方向性的凹槽、圆孔、波纹和凹陷。冲蚀通常发生在涡流区域,如管道系统中方向 改变处或者控制阀的下游发生汽化的部位。冲蚀通常随流体中高速流动的固态或液态颗粒 的增加而增加。冲蚀和腐蚀共同作用比冲蚀或腐蚀单独作用能导致更多的金属损耗。这种 腐蚀类型发生在高流速、强涡流的区域。 下列位置在检验时应特别注意: a) 控制阀的下游,特别是当发生汽化时; b) 孔板的下游; c) 泵出口的下游; d) 流向改变的位置,如弯头的内侧和外侧; e) 管道结构件(如焊缝、温度计插孔和法兰)的下游产生涡流的部位,特别是在对 流速非常敏感的系统中,如铵氢硫化物和硫酸系统。 对于容易产生局部冲蚀/腐蚀的部位,应当采用适当的无损检测方法进行大面积测量, 如超声波扫描、射线照相或涡流检测。 5.3.7 环境开裂 建造管道系统的材料通常选取能够抵抗各种形式应力腐蚀开裂(SCC)的材料。然而 由于工艺条件的改变、绝热层下腐蚀、意外的冷凝作用或处于潮湿的硫化氢或碳酸盐中, 管道系统容易产生环境开裂。例如: a) 由绝热层下、沉积物下、垫片下或裂纹内的潮湿和氯化物导致奥氏体不锈钢产生 氯化物应力腐蚀开裂;

b) 由于处于硫化物、冷凝水蒸气或氧气中,敏感的奥氏体合金钢产生多硫应力腐蚀 开裂; c) 碱性应力腐蚀开裂(有时称自然作苛性脆化); d) 未经消除应力的管道系统的胺应力腐蚀开裂); e) 碳酸盐应力腐蚀开裂; f) 存在湿硫化氢的环境下发生的应力腐蚀开裂,如送酸性水的管道系统; g) 氢鼓包或由氢导致的开裂损伤。 当检验员怀凝或是有人建议某一特定管段容易产生环境开裂时,检验员应安排增补检 验。这些检验可以选择表面无损检测[渗透探伤(PT)或湿性荧光磁粉检测(WFMT)]或 者超声波探伤(UT)。如果可能,将此段的双端法兰管从管道系统中分离出来,剖开作内 表面检验。 如果在压力容器的内部检验时发现了环境开裂,并且认为管道材料也同样敏感,检验 员应指定对压力容器上游下游的双端法兰管进行环境开裂检验。当怀疑管段中存在潜在的 环境开裂时,应选取即将转弯之前的双端法兰管。检验结果应为转向处的维护工作提供有 用信息。 5.3.8 衬里和沉积物下的腐蚀 如果管道的内、外部涂盖层和耐火衬里、防腐衬里完好,且没有理由怀疑其下面发生 劣化、则通常在管道系统检验时,可不拆除它们。 如果防腐衬里破损或穿孔,其效力会大大降低。因此应检查衬里的脱落、破损、穿孔 和鼓包情况。如果发现了上述情况,就有必要拆除部分内部衬里,检查衬里的效力以及衬 里下管道的表面状况。也可以选择在外表面使用超声波检测壁厚,并检查衬里是否脱落、 破损和鼓包。 耐火衬里在使用中会松脱或破裂,也可能导致严重问题。耐火衬里下的腐蚀可能导致 衬里脱离和膨胀。如果发现耐火衬里出现脱离和膨胀,应拆除部分耐火衬里检查其下的管 道,否则应在金属外表面进行超声测厚。 在管道表面出现沉积物的部位,如结焦部位,确定沉积物下是否存在严重的腐蚀是非 常重要的。这可能需要对所选部位作全面的检验。对于大口径管道,应清除选定区域的沉 积物进行现场检验。对于小口径管道,可能需要拆除选定双端法兰管,或者采用无损检测 方法,如射线探伤,对该区域进行检测。 5.3.9 疲劳断裂

管道系统的疲劳断裂是由于经常受到略低于材料静态屈服强度的循环应力而产生的。 循环应力可以由于受到变化的压力、温度及机械作用而产生,并可导致高频疲劳或低频疲 劳。低频疲劳断裂的开始通常与温度升降的循环次数直接相关。管道系统的振动过多(如 机器或流体引起的振动)也会导致高频疲劳破坏(见 5.4.4 和 7.5)。 疲劳断裂首先可以在应力集中的部位检测到,如管道分支的连接处。将热膨胀系数不 同的材料焊接一起的位置容易产生热疲劳(关于螺纹连接的疲劳因素见 6.6.3)。检验疲 劳裂纹较好的无损探伤方法包括渗透探伤(PT)或磁粉探伤(MT),也可以在压力试验 中采用声发射方法检测是否存在被压力或应力激活的裂纹。 重要的是,产权所有人/用户和检验员应该知道,疲劳断裂很可能在使用无损检测方 法检验之前导致管道的失效。管道失效的疲劳循环总次数中,形成裂纹需要大多数循环次 数,由少量循环次数导致扩展裂纹直至管道失效。因此,为避免产生疲劳断裂,合理的设 计和安装尤为重要。 5.3.10 蠕变断裂 蠕变取决于时间、温度和应力。由于一些管道标准规定的许用应力在材料发生蠕变的 范围内,因此蠕变断裂最终可能发生在设计条件下。当工作载荷在材料的蠕变范围内周期 性变化时,蠕变与疲劳的交互作用将加速蠕变。检验员应特别注意应力集中区域。如果温 度过高,金属材料的机械性能和微观结构将发生变化,这样将持续地削弱装置的机械性能。 由于蠕变取决于时间、温度和应力,在管道评定时,应使用这些参数的实际或估计值。如 1(1/4)Cr 钢在 480℃以上会发生蠕变断裂。 检验蠕变断裂的无损检测方法包括渗透探伤、磁粉探伤、超声波探伤、射线探伤和现 场金相检查,也可以在压力试验中采用声发射方法检测是否存在被压力或应力激活的裂纹。 5.3.11 脆性断裂 在常温或低于常温下,碳钢、低合金钢和其他铁素体钢易于产生脆性断裂,脆性断裂 不涉及薄壁管道。除非在使用当中已产生了严重缺陷,多数脆性断裂发生在首次应用于特 定压力等级时(即首次水压试验或超载时)。再次水压试验时应考虑脆性断裂的潜在危害, 采用气压试验或者增加额外的载荷时应更加留意,应特别注意低合金(特别是 2(1/4)Cr -1 Mo),因为它易于产生回火脆化,也应特别注意铁素体不锈钢。 API Publ 920 中介绍了防止压力容器脆性断裂的内容,在评定管道系统的脆性断裂时 同样有效。 5.3.12 冻结损伤 在低于冰点的温度下,管道系统中的水或水溶液可能冻结,从而由于介质的膨胀导致 管道失效。在意外的严寒天气出现后,重要的是在管道系统解冻前检验露天的管道组成件

是否冻结损伤。如果发生断裂现象,结冰的流体可能暂时堵塞住泄漏。应仔细检查管道系 统中有水的低位处、放水口和盲管是否受损。 5.4 检验和监测的种类 检验和监测的种类取决于环境和管道系统实际情况(见注解),包含以下几个种类: a) 内部宏观检验; b) 测厚检验; c) 外部宏观检验; d) 管道振动情况的检验; e) 附加检验。 注:检验周期及范围见第 6 章。 5.4.1 内部宏观检验 通常不对管道进行内部宏观检验。当条件允许且实际需要时,可对大口径传输管道、 排泄管道、催化剂管道或其他大口径管道等管道系统作内部外观检验。这种检验与压力容 器检验的本质相同,且检验方法和过程应按 SY/T 6507-2000 中的检验内容进行。当管道 直径太小不能进入时,可采用遥控外观检验技术。 当拆下法兰时,我们可以进行管道的内部外观检验,亦可采用无损检测方法进行管道 内表面的外观检验。当需要时,也可采用截去管道一部分或沿管道轴线割开的方法进行内 部外观检验。 5.4.2 测厚检验 测厚检验用于检查管道组成件的内部状态和剩余壁厚。在管道运行或停用时,都可进 行测厚检验。测厚检验应由检验员进行。 5.4.3 外部宏观检验 外部宏观检验用来确定管道外表面、绝热层、涂层、覆盖层以及相关金属构件的情况, 并检查偏离、振动和泄漏的迹象。当在管道支承部位发现腐蚀产物集结时,可能需要抬起 支架进行检验。如果管道在运行状态下,应小心操作。 外部检验可在管道运行状态下进行。外部检验应参照 API RP 574 进行。附录 C 提供了 管道外部检验项目的清单。 外部检验应包括管道支承和吊架的检验。对如吊架的断裂或损坏、弹簧支承失效、支 承底板在支承元件上移位或者其他非正常情况应汇报和纠正。应检验垂直支架的支脚,确

保支脚内没有充水,不会导致管道外腐蚀和支架内腐蚀。也应检验水平支架的支脚,确保 水平方向上的轻微位移不会和管道组成件的外表面引入潮气。 应检验波纹管膨胀节有无超出设计的异常变形、偏心或位移。 检验员应检查是否有图纸及记录上未记录过的现场改造或临时修理等情况。检验员还 应注意任何不适于长期运行的管道组成件,如不合适的法兰、临时修理(夹具)、改造 (柔性软管)或不符合要求的阀门。螺纹连接的管道组成件更易于安装和拆除,但因管道 组成件错误安装几率大,应重点检查。 6.4 中规定的定期外观检验通常应由负责保存检验记录及修理检验的检验员进行。有 资质的操作和维修人员经检验员同意也可以进行外部检验。在这种情况下,进行外部检验 的人员应按本标准规定通过培中取得资质。 尽管检验记录上明确了外部检验周期,操作人员时常向检验员汇报管道的损坏和变化 情况对于他是有益的。 5.4.4 管道的振动和位移情况监测 操作人员应向管道工程师或检验员报告管道的振动和摆动情况,以便评定。还应汇报 由流体锤击、蒸气管道内水击或异常的热膨胀造成的管线重大位移。应定期对振动管道的 固定连接件采用磁粉探伤或渗透探伤检验是否出现疲劳缺陷,应特别注意支管连接。 5.4.5 附加检验 如可能或必要时,可采用其他检验方法。这些检验方法包括定期使用射线及热红外成 像检测管道内部结垢或堵塞情况,采用热红外成像检测带有耐火衬里的管道中的热点腐蚀 或者环境开裂,采用声发射检测、声波检漏检测仪和热红外成像检测的方法进行远距离泄 漏检验或监测。超声波及射线检测可用来进行局部腐蚀的检验。 5.5 测厚点 5.5.1 概述 测厚点(TMLs)应选取在管段上需要检验的特定区域内。测厚点的选取根据其在管道 系统中的位置而改变。测厚点应依据 5.3 中介绍的潜在局部腐蚀和特定工况腐蚀选取。 5.5.2 测厚点的监控 每一个管道系统都应通过在测厚点进行厚度测量来监控。对于失效率高、腐蚀速率高 或易于发生局部腐蚀的管段,通常测厚点更多,监控也更频繁(见 6.3)。测厚点应均匀 分布于每一管段上。在某些情况下,可排除测厚点或者减少测厚点的数量,例如石蜡设备 上的低温段管道、无水氨管道、纯净无腐蚀的碳氢化合物管道或运输高纯度产品高合金管 道。应向腐蚀知识丰富的人员进行咨询,确定减少测厚点或无需测厚的管段。

每个测厚点的最小壁厚值可通过超声波扫描或射线照相来确定。电磁技术也可用来确 定减薄区域,然后用超声波或射线测量。采用超声波测厚时,应在测厚位置多测几次以查 找局部减薄,并应记录检测点的最小厚度值或几次测量值的平均值,然后按第 7 章计算管 道的腐蚀速率、剩余寿命及下次检验日期。 如果情况允许,应在管道及管件的每隔 1/4 圆周处测量厚度值,尤其应注意由腐蚀/ 冲蚀引起的腐蚀速率增大的弯管及三通的内外侧壁。应记录最小壁厚的位置和读数。 设置测厚点的区域应包含连续绝热层下腐蚀、土壤一空气界面腐蚀、其他潜在局部腐 蚀部位以及普通的、均匀的腐蚀。 应在检验草图和管道系统图上标记测厚点,以便于在同一测厚点再次检测。该记录程 序为确定腐蚀速率提供了更精确的数据。 5.5.3 测厚点的选取 在选择和调整测厚点的数量和位置时,检验员应考虑工艺装置可能或曾经受到的腐蚀 型式。炼油和石化装置中的一些常见工艺管道的腐蚀实际上是均匀的,因此管道壁厚减薄 速率相对恒定,与其在管段中的无论是轴向还是周向上的位置无关,如高温硫腐蚀和酸性 水腐蚀,其形成的腐蚀速率比弯管、三通或其他类似管道组成件上的腐蚀速率要低。这种 情况下,监控一个管段所要求的测厚点比监控局部腐蚀严重的管段所要求的测厚点要少。 理论上,均匀腐蚀的管段有一个测厚点就可以。实际上,腐蚀永远不可能均匀,因此就需 要更多的测厚点。检验员必须利用自己或其他人在生产装置方面的知识来优化选择每个管 段的测厚点,使提供的检验数据更准确。 具有以下特征的管道应选择较多的测厚点: a) 发生泄漏事故后对安全和环境造成很大危害的管道; b) 预计或经验证明腐蚀速率很高的管道; c) 局部腐蚀严重的管道; d) 结构上比较复杂的管道,如带有支管、盲管、连接件和其他类似的附件; e) 绝热层下严重腐蚀的管道。 具有下列特征的管道,测厚点可减少; a) 发生泄漏事故后对安全和环境危害不大的管道; b) 相对无腐蚀的管道; c) 长、直的管道。

具有下列特征之一的管道,可以不用测厚: a) 在泄漏时,不危险或对环境影响极小的管道; b) 经资料或类似工况证实为不腐蚀及腐蚀程度不影响管道安全运行。 5.6 测厚方法 当管道公称直径大于等于 25mm 时,用超声波测厚仪测厚通常是最精确测厚的方法。 射线测厚技术更适合于管道公称直径为 25mm 和更小的管道。对于局部位置测量可以使用 射线测厚技术。特别是对有绝热层的或可能有不均匀腐蚀、局部腐蚀的管道。如果可行, 可采用超声波测量需要记录部位的实际厚度。我们推荐根据测厚点的超声波测厚读数,对 绝热层进行适当的修理,以减少潜在的绝热层下腐蚀。 当管道系统的腐蚀不均匀或剩余壁厚接近最小允许壁厚时,则需要进行附加测厚。这 种情况下,采用射线或超声波扫描法更合适,也可以使用涡流探伤设备。 当温度超过 65℃采用超声波测量时,则应使用能够在高温下获取精确测量结果的仪器、 耦合剂和设备。还应采用适当温度修正系数调整测量值。 检验员应了解影响测量精度的因素,并努力消除这些因素。一般来说,在测量精度方 面,每种无损检测技术都有其应用的局限性。可能降低超声波测量精度的因素如下: a) 仪器校核不正确; b) 外部的涂盖层或氧化皮; c) 外表面过度粗糙; d) 在圆弧面上探头摆动过大; e) 材料表面下裂纹,如夹层等; f) 温度影响(温度超过 65℃); g) 缺陷显示器精度低; h) 对于普通的数字式测厚仪来说,壁厚小于 3.2mm。 另外,必须注意腐蚀的模式可能是不均匀腐蚀。为准确确定腐蚀速率,重要的是尽可 能在最薄点的位置进行反复测量,或者是考虑选取测厚点上最小读数或者几个读数的平均 值。 当管道系统停用时,可以用卡尺在管道开口处测量壁厚。卡钳也适用于测量铸件、锻 件和阀体的近似壁厚,还适用于测量管道绝热层下腐蚀凹坑的近似深度。

测量凹坑深度的仪器也可以用来确定局部金属减薄的深度。 5.7 管道系统的压力试验 管道的压力试验通常不作为常规检验的一部分(见 8.2.6 中修理、改造和再定级的压 力试验要求),但是在焊接改造后或检验员、管道工程师指定的情况下,穿越水域的管道 以及地方管理规定有要求的例外。进行压力试验时,应按照 ASME B31.3 的要求。其他应 予以考虑的因素见 API RP 574 和 API Publ 920。仅用于检验管道系统密闭性的低压试验,可 以在产权所有人/用户指定的压力下进行。 除非可能由于结冰导致管道损坏,或者水对于管道系统或工艺有其他不利影响,或者 试验用水有污染,或者水处理方法会带来环境问题,试验介质一般是水。在不能采用水的 情况下,应选用其他适当的无毒液体。如果该液体易燃,其燃点应至少为 49℃或更高,但 应考虑试验环境对试验介质的影响。 Cr-Ni 奥氏体钢管道应采用饮用水(见注解)或凝结水溶液进行水压试验。试验完成 后,管道系统应彻底排空(排放期间所有高处排气孔都应打开),并做空气吹扫或做干燥 处理。如果得不到饮用水或者无法立即排空或吹干,则应考虑使用氯离子含量低,pH 值 高(pH>10)和加入缓蚀剂的水,以降低点蚀和微生物诱发腐蚀的危险性。 注:饮用水的水质应符合以下规定:氯化物含量不大于 0.025%,经氯气或臭氧消毒。 由于敏感的奥氏体不锈钢管道易产生多硫应力腐蚀裂纹,所以应考虑使用碱性水溶液 进行压力试验。 如果压力试验要保持一段时间,而且系统中的试验介质易产生热膨胀,则应采取预防 措施避免超压。 当需要进行压力试验时,应在所有热处理完成后进行。 在对管道系统进行水压试验之前,应考虑支承结构的设计。当由于温度、结构或工艺 的限制,无法进行液压试验时,可采用气压试验。但进行气压试验时,应考虑对人员和财 产的潜在危害。在进行任何气压试验时,预防措施应不低于 ASME B31.3 的要求。 压力试验期间,试验压力如果超过管道系统上安全阀的调定压力,为保证试验压力, 应拆除安全阀、阀门或安装盲板。另外,可以采用专门设计的夹具将阀瓣夹紧,但不能调 整螺母增加阀门弹簧的载荷,使安全阀无法开启。应拆除或者用盲板隔离那些不能承载试 验压力的其他附件,如玻璃管液位计、压力表、膨胀节和爆破片等。无法拆除或隔离的含 有膨胀节的管道,可按照 ASME B31.3 的规定在降低的压力下进行压力试验。如果使用截 止阀隔离管道进行压力试验,则注意不能超过 ASME B16.34 要求的密封压力或阀门的制造 参数。 压力试验结束后,应当恢复泄压装置和其他在压力试验期间拆除或不能工作的附件。

5.8 材质证明和可追溯性 使用高合金钢代替合金钢进行管道修理或改造时,检验员应核实安装中使用的新型材 料是否正确。在某些关键的情况下,产权所有人/用户或检验员有权决定对材料进行 100% 复验、对关键部位复验或以一定的比例对材料进行抽检。检验员或材质检验员可以采用适 当的方法进行复验,如硝酸浸蚀试验法、光谱分析法或 X-射线荧光分析法等。检查的内 容包括核实材质的试验报告、标记管道部件和螺栓以及核对主要尺寸。 如果因疏忽将管道系统的某组件用错材料,检验员应考虑对既成事实的管道材料做进 一步的核实。核实的内容应依据现场情况而定,如失效的后果和更多材料使用错误的可能 性。 5.9 阀门的检验 在管道系统中,通常不对阀门进行厚度测量,出于设计的原因,阀体通常比管道的其 他部分厚。然而,当拆除阀门进行修理时,车间人员应注意任何异常的腐蚀或减薄情况。 当发现后,应向检验员报告。对直接经受高、低温交变影响的阀体(例如催化重整装置的 再生器和蒸汽清扫管道),应定期检查有无热疲劳裂纹。 如果已确知或怀疑闸阀处在腐蚀条件下,应测量闸板的厚度值。该区域是高涡流区和 高应力区。 控制阀或其他节流阀,特别是用于高压液滴和液浆工况下,处在孔板下游的阀体易受 局部腐蚀或冲蚀。如果怀疑有该类情况,应将阀门从管道上拆除进行内部检验。也应对下 游的匹配法兰和管道内侧进行局部金属损耗检验。 投用后,当阀体关闭进行压力试验时,应按照 ZBJ 16006 的要求进行。 紧急止回阀应进行外观和内部检验,以防止反向流动。例如位于多级出口的止回阀和 加氢装置中高压供给泵的止回阀。这种阀误操作失效、将在反向流动时导致管道超压。通 常外观检验方法应包括: a) 检查阀瓣能否按要求自由活动,没有因磨损造成的过度松动; b) 阀瓣密封面不应过渡磨损,否则将使阀瓣偏离顶端中心位置。以及竖直安装时阀 瓣开启的可能性增大; c) 阀瓣的螺母应避免阀瓣的螺栓在使用中后退。 紧急止回阀通常无须进行泄漏检验。 5.10 在役管道焊缝的检验

管道焊接质量的检验通常是新安装、修理或改造后检验的一部分。为检查焊道腐蚀情 况,采用射线探伤或内部检验。一旦发现焊缝腐蚀,同一管段或系统中的其他焊道应进行 腐蚀检验。 在某种情况下,射线探伤可以检查出焊缝中的缺陷。如果在运行中检测到管道系统中 存在裂纹状缺陷时,应采用射线探伤法及超声波探伤法进行进一步的检验,评定缺陷等级。 此外,还应努力确定裂纹状缺陷是来自原始焊接制造还是环境开裂。 环境开裂应由管道工程师评定。 如果发现缺陷是由于原始焊接制造产生的,则需要进行检验及工程分析,以评定焊接 质量对管道完整性的影响。分析内容包括下列一项或多项: a) 检验员的判断; b) 授权焊接检验员的判断; c) 管道工程师的判断; d) 对工况适应性的工程分析。 评定现有焊缝质量时考虑的问题包括: a) 初始的制造检验验收标准; b) 缺陷长度、等级和方位; c) 使用时间; d) 操作与设计条件; e) 二级管道的应力(残余应力和热应力); f) 潜在的疲劳载荷(机械疲劳和热疲劳); g) 主要管道系统和二级管道系统; h) 潜在的冲击载荷或瞬态载荷; i) 潜在的环境开裂; j) 焊缝硬度。 在役焊道在多数情况下,不宜采用 ASME B31.3 对于焊接质量标准的射线随机验收标 准或现场验收标准。这些标准适用于新建结构的焊缝取样检验,而不仅仅是焊缝检验,目 的是评价所有焊缝质量(或焊工水平)。一些焊道可能不符合这些标准,但在水压试验后 仍能满足使用条件。尤其是新建结构中通常不检验的小分路连接管道。

5.11 法兰连接的检验 应检验新装紧固件和垫片的标准样品上的标记,以确定是否满足材料规格要求。应检 验或更换可疑的紧固件。 紧固件压紧螺母应完全旋入。 如果安装的法兰过分弯曲,应在校正前按工程要求检查其标记和壁厚。 法兰和螺栓紧固件应进行直观腐蚀检验。 应检查法兰和螺栓紧固件,查看有无渗漏迹象,如锈蚀、沉积物和水滴。法兰和螺栓 紧固件的泄漏可能导致腐蚀或环境开裂。 法兰已紧固并且连接处已采用密封剂抽吸,应检验螺栓处是否泄漏。涉及到该泄漏点 的紧固件可能腐蚀或开裂(例如碱裂)。如果企图更新起车,应首先更换受影响的紧固件。 设备上易受温度及压力影响的紧固件也在检验的范围内。 打开法兰连接时的检验推荐按 API RP 574 进行。 6 检验周期及范围 6.1 概述 管段的检验周期及范围要依据影响管道系统的失效形式和管道破损的后果而定。影响 炼油厂管线的各种失效形式见 5.3,基于破损后果的管道系统的定级详见 6.2。基于破损的 可能性和后果的检验方案可依据 5.1 制订。 6.2 中明确了管道按失效的后果进行分类的原则。此分类可用来确定检验周期及范围。 产权所有人/用户可以制定更严格的分类标准来对某些管道进行准确评定。这些评定结果 应考虑到发生爆炸、火灾、毒物挥发、环境影响的可能性以及其他和失效有关的潜在危害。 经过有效评定,依据这些结果可对管道制定检验方案且可更准确地确定下列内容: a) 根据预计失效可能发生的形式,采取更适当的检验方法、工具及技术; b) 合适的检验周期; c) 在发生破损后或经过修理、更换后作水压试验的需要; d) 为减少管道失效的可能性及后果而采取的预防和调整措施。 检验评定分析可延长或缩短表 1 中所规定的检验限制,同样,通过检验评定分析,也 可增加或减少检验范围,不受表 2 限制。当采用延长检验间隔限制或增加检验项目时,检 验评定应在检验周期内且不超过表 1 规定的时间。若管道的工艺、附件或参数改变时,应

相应改变检验周期。这些检验应在表 1 规定的检验周期内,并且检验结论应得到管道工程 师或授权的管道检验员审阅和认可。 表 1 推荐的最大检验间隔

表 2 推荐的绝热层下腐蚀检验范围(依据外观检验)

6.2 基于工况的管道分类 所有工艺管道系统应分成不同类别。这种系统分类规定应对那些在失效或失控发生时 会发生更严重危险后果的管道系统进行更多的检验项目。通常,级别高的分类系统需要在 更短的间隔内进地更多的检验项目,以确确其持续安全运行。应根据安全性和发生泄漏时 对环境的危害性进行分类。 产权所有人/用户应对流体工艺管道做好记录,包括它们的类别。根据管道系统所载 流体的潜在危害程度,SY/T 6230 和 NFPA 704 在对管道系统分类方面提供了非常有用的资 料。 6.2.1~6.2.3 介绍了这三种分类。 6.2.1 第一类 渗漏发生时会产生严重突发事件的管道属于第一类管道,尽管这种突发事件本身可能 安全或不影响环境。第一类管道包括下列管道,但不仅限于此: a) 能自动冷却并导致脆性断裂的易燃介质管道; b) 泄漏时介质能迅速气化,产生蒸气并聚集达到一定爆炸混合比的管道,如 C2、C3、 C4 等介质的管道; c) 所载气体介质中,硫化氢质量百分比含量大于 3%的管道; d) 脱水的氯化氢管道; e) 介质为氢氟酸类的管道;

f) 跨越或临近水面的管道和跨越高速公路的管道。 6.2.2 第二类 其他类目中不包含的管道为第二类管道。这类管道包括大多数工艺装置管道和指定装 置外的管道。这种典型的管道包括: a) 在释放时现场缓慢蒸发碳氢化合物的管道; b) 氢气、燃料气、天然气管道; c) 装置内的酸和碱管道。 6.2.3 第三类 介质易燃但泄漏时挥发度较低,本身不位于人口密度大区域的管道属于第三类管道。 对人体组织有潜在危害并且位于偏僻地区的也属于这类。第三类管道实例如下: a) 泄漏时所载的碳氢化合物无明显挥发的管道; b) 在储存库和装载区之间来回传输馏分和产品的管道; c) 远离酸和碱的管道。 6.3 检验间隔 管道系统检验间隔应按下面的因素来确定: a) 腐蚀速度和剩余计算寿命; b) 管道分类; c) 适用的法规要求; d) 检验员、管道工程师、管道监理工程师或腐蚀专家作出的以操作情况、早期的检 验资料、当前的检查结果和 5.4.5 中提到的附加检验报告为依据的判断。 产权所有人/用户或检验员应确定厚度测量、外部检验的间隔,若条件允许,也可进 行内部检查和附加检验项目。 厚度测量间隔应不超过 7.1.1 中腐蚀速率确定的剩余寿命的一半所对应的腐蚀时间, 或者按照表 1 推荐的最长时间间隔,选取其中较短者。在一定的条件下,采用较短的间隔 是适合的。使用表 1 以前,腐蚀速率应按 7.1.3 计算。 表 1 中包含了 6.2 中提到的这三类管道推荐的最长检验间隔,也包含了对注入点和土 壤—空气界面的推荐检验间隔。

检验间隔在每次检验或操作状况发生重大改变后都要进行必要的调整。在确定不同的 检验间隔时,必须考虑全面腐蚀、局部腐蚀、点蚀、环境开裂以及其他劣化因素。 6.4 外部检验和绝热层下腐蚀检验 外部检验包括绝热层下的腐蚀检验,并应按表 1 中规定最长间隔来确定附录 D 中提到 的检验项目。光管的外部目测检验用来确定检查油漆和防腐层的状况、外部腐蚀状况和其 他损坏情况。这种对绝热层下腐蚀的外部目测检查也是评定绝热层状况,检验部位按 5.3.3.1 进行。 下列易受影响的管道系统进行外部检查后,还要作绝热层下腐蚀的附加检查。表 2 列 出了绝热层下腐蚀附加检查的范围和种类。较高处损坏的绝热层将会导致远离破损处的较 低部位产生绝热层下腐蚀。对在 5.3.3.2[不包括 c)]中列出的满足 5.3.3.1 e),f)h)中温 度要求的可疑部位,绝热层下腐蚀的无损检测比例也应按表 2 进行。通常采用射线探伤或 拆除绝热层后对破损或怀疑的部位进行外观检验。其他无损检测评定方法可用于适合的地 方。如果要检验的破损部位或怀疑部位已出现明显的绝热层下腐旬,就要对其他部位作附 加检验,确定该部状况,直到 100%的管段全部检查完毕。 对于管道系统和没有做过绝热层下腐蚀检验的位置,应参考表 2 规定的检验范围进行。 公认的可能影响绝热层下腐蚀的几个要素概括如下: a) 当地气候条件,见 5.3.3; b) 绝热层设计; c) 衬里质量; d) 工作环境。 可根据绝热层下腐蚀检验的经验,增加或减少表 2 规定的绝热层下腐蚀的检验项目。 不需要十分严格地按其规定进行检验。产权所有人/用户可以参照运行记录和其他资料确 定检验目标。 已知管道系统的剩余寿命超过 10 年或采取了措施防止外部腐蚀,就不需要依照表 2 规定的方法进行检验了。然而,绝热层或其外壳具有特殊外界条件,应由操作人员或其他 人员定期进行外观检查,如果有明显老化现象,应向检验员汇报。下面举几个例子: a) 被有效隔绝防止潮气进入接触器壁的管道; b) 带有绝热层的低温管道系统; c) 在冷室(室内气体经惰性气体冲刷置换)中安装的管道系统; d) 管道中保持能足以防止水分形成的高温或低温状态的管道系统。

6.5 厚度测量检查范围 为满足检验间隔的需要,应在每一管道的代表性的厚度测量点测厚,获取该点的厚度 (见 5.5)。这个代表性取样点的记录应包括各种附件的数据和在管道上的位置(垂直和 水平)。这个取样记录还应包括以前检验时的最后一次测厚的日期。管道的测厚点越多越 有规律,下一次检验时的检验结果就越精确。因此,严格按计划检验,获取尽可能多的检 验数据就显得十分必要。 注入点的检验范围已在 5.3.1 中提到。 6.6 小口径管道、辅助管道、螺纹连接管道的检验范围 6.6.1 小口径管道的检验 主工艺管道中的小口径管道应严格遵照本标准的要求进行检验。 二级工艺管道中的小口径管道,依据工况类别的不同,其最低检验要求不同。第一类 的二级小口径管道的检验要求与主工艺管道相同,第二类和第三类的二级小口径管道的检 验是非强制的。对于第二类和第三类管道系统中的小口径盲管(如液位计),应检验可能 发生或发生过腐蚀的部位。 6.6.2 辅助管道的检验 与仪表和机器相连接的起辅助作用的二级小口径管道的检验应按实际情况而定,辅助 的小口径管道系统需要作何种形式检验的判断原则包括以下几点: a) 管道类别; b) 潜在的环境开裂或疲劳断裂情况; c) 参考主管道系统使用经验判断潜在的腐蚀性; d) 潜在的绝热层下腐蚀。 6.6.3 螺纹连接管道的检验 螺纹连接的管道系统的检验就依据上述小口径和辅助管道系统检验要求进行。当选择 螺纹连接处的厚度测量点时,应包括那些只能在定检时进行射线探伤的位置。 与机器连接的螺纹部位和容易形成疲劳破坏部位应该作定期性评定,并且应考虑用厚 壁管或更高一级的焊接组件进行更新的可能性。定期更新的原则取决于很多因素,具体如 下: a) 管道的类别; b) 振动的幅度和频率;

c) 未被支承的重量; d) 当前管道的壁厚; e) 管道系统在使用时是否可进行维护; f) 腐蚀速率; g) 周期性的工作状况。 7 检验数据的评定、分析和记录 7.1 确定腐蚀速率 7.1.1 剩余寿命的计算 管道系统的剩余寿命按下面的公式进行计算:

其中,实际的最小厚度在进行 5.6 中指定的检验时确定。 最小要求壁厚是针对特定位置或区域的最小要求壁厚。 管道的长期(L.T.)腐蚀速率应按以下公式计算:

比较管道的长期腐蚀速率和短期腐蚀速率,即看哪个计算出的剩余寿命更短(见 6.3 中检验间隔的确定)。 7.1.2 新安装的管道系统或改变工况的管道系统 对于新安装的和工况改变的管道系统,可采用下列方法之一确定可能的腐蚀速率。通 过它可以估算下次检测时管壁的剩余厚度: a) 可以利用管道产权所有人/用户在相同或类似工况下收集的数据,计算出管道系统 的腐蚀速率。

b) 如果无法从相同或相似工况下的管道上得到该数据,则可以通过管道产权所有人/ 用户的经验估算腐蚀速率或从公认的可类比工况管道上的有关数据估计出管道的腐蚀速率。 c) 如果既不能从上述 a)项也不能从上述 b)项中确定腐蚀速率,则可以在管道系统 投用不超过 3 个月内,采用测厚仪器对管道进行初始壁厚的测定。在确定测厚间隔时,采 用如腐蚀试片、腐蚀探头等腐蚀监测装置比较有效。确定适当检验间隔后,还应测定壁厚, 直至确定腐蚀速率。 7.1.3 现有的管道系统 腐蚀速率既可按长期腐蚀公式计算,也可按短期腐蚀公式计算。对于短期腐蚀速率计 算,应使用最近两次的检测数据;对于长期腐蚀速率的计算,应使用最后和最初检测时的 壁厚值或公称厚度值。在多数情况下,采用其中腐蚀速率较高者确定管道的剩余寿命和检 测间隔。 如果计算表明原假定的腐蚀速率不准确,应依据实际发现的腐蚀速率,调整下次检验 时所需的腐蚀速率。 7.2 最大允许工作压力的确定 对于持续使用的管道系统,其最大允许工作压力应依据适当标准确定。如果已知下列 所有基本参数,即可根据相应标准针对已知材质的管道进行计算: a) 材料的最高及最低允许工作温度; b) 材料的质量和生产工艺; c) 检验要求; d) 开孔的补强; e) 管道的工况条件。 在材质不清的情况下,应按标准中最低等级的材料和焊缝系数进行计算。当重新计算 最大允许工作压力时,计算中采用的壁厚应为实测厚度(定义见 5.6)减去下次检验日期 (见 6.3)前预计腐蚀量的两倍。依据标准,变更介质应获得许可。如果满足所有相关标 准要求,操作压力和温度与最大允许工作压力可以不一致。 表 3 中举出了两个计算最大允许工作压力的例子,来说明腐蚀半衰期概念的使用。 表 3 计算最大允许工作压力的两个实例介绍腐蚀半衰期概念的使用

表 3(续)

7.3 最小要求壁厚的确定 管道要求的最小壁厚或判废厚度的确定,应基于压力、机械性能、设计公式中的结构 因素以及标准规定的许用应力。考虑因素包括整体腐蚀和局部腐蚀。对于一旦失效会产生 严重后果的管道,管道工程师应考虑增大所需的最小厚度,使之高出计算所得的最小厚度, 以弥补不可预测或未知的载荷、未发现的金属减薄或一般误操作。 7.4 局部减薄部位的评定 管道工程师可以使用下列方法之一对局部减薄部位进行评定: a) ASME B31G。 b) 对该部位进行详细的应力分析(如有限元法)以确定是否可以继续使用。分析的 结果应按 ASME《锅炉和压力容器标准》第Ⅷ卷第 2 篇附录 4 的 4-1 进行评定。应将相应 标准的许用应力值代入第 2 节的 Sm,但是,评价中采用的许用应力值不能大于该温度下 最小屈服强度(SMYS)的 2/3。当设计温度在材料的蠕变范围内时,有必要考虑第 2 节范 围外的内容,如蠕变与疲劳相互作用的影响。 c) 当焊接系数小于 1 的径向焊道或远离焊道的表面被腐蚀时,必须利用适当的焊接 系数进行单独计算,以确定焊道或远离焊道处的壁厚是否能影响允许工作压力。进行该计 算时,应选取焊道包括焊道两侧表面各 2.5cm,或者焊道及两侧表面各两倍的最小壁厚宽 度,两者之中的较大者。作为选择,焊缝系数应按 ASME B31.3 要求,随射线探伤的增加 而增加。 d) 管封头区域的腐蚀应按 SY/T 6507-2000 中 5.7 的 h)项进行评定。 7.5 管道应力分析 应管道必须加以支承和导向才能够: a) 安全承重; b) 具有足够的可挠性以适应热胀冷缩;

c) 不过分振动。管道的直径越大,环境温度与操作温度差值越大,它的可以挠性就 应越大。 为评定管道可挠性及管道稳定性所进行的管道应力分析通常不作为管道检验的一部分。 然而,许多现有管道系统的应力分析是作为原始设计、改造或再定级的部分工作而进行的, 而且其分析结果对制订检验计划是十分有用的。当管道外观检验(见 5.4.3)发现管道发 生异常位移时,检验员应与管道工程师讨论观察情况,确定是否需要进行管道应力分析。 应力分析可以用来确定管道系统中的应力集中组件,并且可以预测管道操作中的热位 移。这些分析结果有助于准确检验高温管道中易发生温差引起的热疲劳损伤及蠕变损伤的 部位。将计算的热位移值与实际测量得到的热位移值相比较,有助地我们发现异常操作条 件以及支承和导向支架的破损。有必要就分析预测结果与观察结果之间的偏差,特别是对 于含有多个支承和导向支架的复杂管道系统的管道工程师咨询。 管道的应力分析也可用于帮助解决观察到的管道系统的振动问题。通过分析,可以确 定管道系统的固有频率。附加导向支架的作用是增加系统固有频率,使之超出机器的振动 频率范围以控制振动。因此,可以通过评价导向支架的影响来评价其控制振动的能力。增 加导向支架关键是为控制振动而不要限制热膨胀。 7.6 管道系统的检验记录和报告 应采取适当行动向管道产权所有人/用户报告迅速增长的腐蚀速率。 产权所有人/用户应当妥善保管本标准中规定的每条管道系统的永久性记录和累加记 录。这些记录应包括有关资料,如管道系统的工作参数、级别、标识编号、检验间隔以及 进行过的试验名称、日期、试验类型,测厚和其他试验、检验、临时性的或永久性的修理、 改造或再定级结果的必要文件。还应包括设计资料和管道图纸。同时也应包括维护资料和 影响管道系统完整性的事故资料,还应记录所需外部检验的结果和日期(API RP 574 管道 检验记录指导)。 由于管道试验过程中产生大量的数据,应考虑采用计算机系统存贮、计算和分析数据。 在下列方面可以实施计算机程序处理技术: a) 存贮实际测量的厚度值; b) 基于试验点数据计算短期和长期的腐蚀率、判废日期、最大允许工作压力以及下 次检验间隔; c) 强调腐蚀率高的部位、推迟检验的管段、接近判废厚度管段和其他信息。 程序中还应包括管段整体数据分析算法。应认真对待管道数据的统计分析,确保得到 可准确反映出管道系统实际情况的预测。 8 管道系统的修理、改造和再定级

8.1 修理和改造 应遵守 ASME B31.3 中的原则或管道系统建造标准。 8.1.1 授权 修理组织的工作开始之前,所有的修理和改造项目必须由授权管道检验员予以授权。 只有与管道工程师磋商并获得认可后,才能授权改造管道系统。检验员指明管道修理和改 造过程所需的检验控制点。只要检验员信任修理组织的资格,就可对局限性或常规修理工 作事先给予授权。 8.1.2 批准 所有提出的设计方案、施工方案、材质、焊接工艺、检测和试验需经检验员或管道工 程师批准,按各自职责而定。在线焊接需要管道产权所有人/用户的批准。 管道工程师已确定产生裂纹原因及预防措施后,方可进行管道的在线焊接修理。例如, 怀疑由振动、热循环、热膨胀和环境开裂等因素导致的裂纹。 修理和改造过程中的质量控制点的检验按本标准要求完成后,检验员应批准全部的修 理和改造工作。 8.1.3 焊接修理(包括在线修理) 8.1.3.1 临时修理 临时修理,可以使用由管道工程师设计的一个环状或盒状封闭套管将损坏或腐蚀的部 位围起来的方法。采用这种方法,如果管道工程师认为径向裂纹不会从套管下扩展出来, 那么就无须修理该裂纹。在有些情况下,管道工程师需要咨询断裂力学分析人员。 若修理部位是局部的(例如点蚀或针孔处),并且规定管道最小屈服强度不超过 275800kPa(40000psi),这时可以通过采用填充焊或贴补强板的方法进行临时性修理(例 如 8.2.3 设计的考虑及附录 D)。除非经过管道工程师批准,否则修理材料应与母材相称。 对于小的泄漏,若检验员认为该管道焊道附近的壁厚满足要求,且管道组成件可以经 受焊接而不产生进一步的材料损坏(如腐蚀性破坏),在管道系统运行的情况下,可对泄 漏部位进行适当补焊。 临时修理部位应在下次维修时清理并进行适当的永久性修理。只有经管道工程师批准 并签署文件,临时性修理才可以在较长一段时间内不作更换。 8.1.3.2 永久性修理 在修理管道组件上的缺陷时,应完全去除缺陷,然后按 8.2 的要求进行焊补。

腐蚀区域可以按 8.2 采用填充金属焊接材料的方法进行修复。在焊接前,应除去表面 的污染物和不规则处;完成焊接后,应采用适当的无损检测方法检测。 如果管道系统可以停用,应将有缺陷的部位截去,代之以符合标准的管道组成件。 如果遇到以下情况,应采用镶嵌补强板(埋入补强板)的方法修复损坏或腐蚀部位。 a) 焊缝的坡口是通透的; b) 对于一级和二级的管道系统,应使用检验员同意的无损检测方案对焊缝进行 100% 射线或超声波检测; c) 补强板可以采用各种形状,但是应该有圆角(最小半径为 25mm)。 8.1.4 非焊接方法修理(在用情况下) 局部减薄或者环形线性缺陷的临时修理,可以在线安装一个设计适当的螺纹夹具。如 果夹住的管道组成件不足以承受轴向压力,该夹具就应该可以承受足够的轴向载荷,也应 考虑管道组成件所受到的夹(压)力的影响。 在再次检验或其他合适的机会,应将临时的泄漏密封处和排放设备(包括阀门)拆下, 并且采用适当的措施将管道系统恢复至初始未损状态。检验员和管道工程师应参与决定修 理方法和程序。 使用附加带压介质密封泄漏的管道修理程序,应得到检验员和管道工程师的审查批准。 审查时应考虑密封介质与泄漏介质的相容性,夹具承受的泵压力(特别是重新起泵时), 密封介质对下游流量计、安全阀和运转部位的影响,螺纹连接处渗漏导致腐蚀或应力腐蚀 而引起螺栓断裂的危险性以及密封区域重新起泵的次数。 8.2 焊接和带压堵焊 所有修理和改造的焊接工作都应按 ASME B31.3 的原则或按管道系统建造标准进行。 在运行状态下,所有管道组成件的焊接工作都应依据 API Publ 2201 进行。检验员在进 行管道组成件带压堵焊时,至少应使用 API Publ 2201 中的“建议带压堵焊检验单”。 8.2.1 程序、资质和记录 修理组织应依据 ASME B31.3 或管道系统建造标准,使用合格的焊工或焊接工艺。 修理组织应保留焊接工艺记录和焊工资质证明,这些记录应在焊接前提交给检验员。 8.2.2 预热和焊后热处理 8.2.2.1 预热

除临时性修理必须得到管道工程师的许可外,焊接修理中的预热温度应依据相应的标 准和合格的焊接工艺胡定。 对于按规定要求进行过焊后热处理(PWHT)的管道系统的改造和修理,可以考虑采 用不低于 150℃的温度进行预热来代替焊接后热处理(见注解)。这一作法适用于 ASME B31.3 中的 P-1 系列钢。对于队 Mn-Mo 钢以外的 P-3 系列钢,如果管道系统操作温度 足以满足韧性要求,且在管道压力试验或开启、关闭管道时无危险迹象,也可选取最小预 热温度为 150℃。 检验员应确定是否达到了最小预热温度并保持这一温度。焊接完成后,应立即用隔热 材料覆盖焊缝部位,以降低冷却速度。 注:不能认为预热可以预防环境开裂。 对于最初要求焊后热处理的由其他钢组成的管道系统,如果修理或改造工作中采用了 带压焊接,那么通常进行焊后热处理。选择预热时应咨询管道工程师,他应考虑环境开裂 的可能性以及焊接工艺是否满足韧性要求。例如考虑密封焊位置,细长区域的金属填充焊 位置及焊接支架位置。 8.2.2.2 焊后热处理 除临时性修理必须由管道工程师许可外,修理或改造管道系统的焊后热处理应依据 ASME B31.3 或管道建造标准要求进行。焊后热处理中预热工艺的选择见 8.2.2.1。 只有采和下列预防措施并满足下列要求,对于在整体材料上进行的局部修理,焊后可 以用局部热处理替代 360°环带热处理: a) 管道工程师审查申请,并且改进其修理工艺。 b) 在工艺适用性评价中,应考虑适用的因素,如母材厚度、递减热梯度、材质特性、 焊后热处理造成的变化、全焊透的要求以及焊后热处理后的表面检验和容积检验。此外。 评定和完善焊后热处理工艺时,还应考虑加热局部管壁消除应力的部位对局部和整体应力 和变形的影响。 c) 在焊接过程中需保持由特殊焊接工艺指定的 150℃或更高预热温度的稳定。 d) 局部焊后热处理的温度应保持的宽度从焊接处测量起不应小于母材厚度的两倍; 局部焊后热处理的温度应通过适当数量的热电偶(至少两个)加以监测(当确定必要的热 电偶的数量时,应考虑热处理区域的大小和形状)。 e) 加热操作可以施加于局部焊后热处理区域范围内的任何接管或任何附件。 f) 焊后热处理应依据相应的标准进行,而不是由抵制环境开裂而定。 8.2.3 设计

对接焊缝应完全焊透。 当管道组成件可能不适合修理时,应予以更换。新的连接件和替换的管道组成件应按 照适当的标准设计和制造。临时性附件的设计和修理应由管道工程师认可。 如果新的连接件的设计、位置、连接方法符合相关标准,就可以将其安装在管道系统 上。 角焊接的补强板(特别是与焊缝系数和腐蚀裂纹有关)需要特殊的设计考虑。角焊接 补强板可由管道工程师设计。如果修补满足 8.1.3 和下列任一要求时,补强板可应用于管 道的外表面: a) 依据适当的标准,补强板的设计强度等于开孔设计补强; b) 如果满足下列要求时,补强板被设计成能吸收部件的应力,以满足相应标准的相 关原则: 1) 管道部件或补强板内的应力不应超过许用应力; 2) 补强板应变导致的角焊接应力不应超过该类焊接许用应力; 3) 覆盖的补强板应圆角过度(见附录 D)。 8.2.4 材料 修理或改造工作中使用的材料应执行适当的标准,应确知材料的可焊性以及该材料与 原始材料相容。对材质的核实要求见 5.8。 8.2.5 无损检测 如果本标准中没有明确说明,修理或改造管道的验收工作应按相关法规和产权所有人 /用户的技术要求,包含无损检测(NDE)。 8.2.6 压力试验 如果检验员认为必要,那么在焊接完成后应按 5.7 的要求进行压力试验。通常是在改 造或重大修理时,需要作为压力试验。若没必要作压力试验或不可行时,只有咨询过检验 员或管道工程师之后,才可以在改造或修理完成后,采用无损检测代替水压试验。 当现有的管道与新的或更换的管段之间的接缝为闭合焊缝时,无法作水压试验,则必 须满足如下要求: a) 新的或更换的管道已进行过水压试验。 b) 在带颈法兰与标准管件或直径、壁厚、材质相同的同轴直管段之间的对接焊道应 全焊透。可接受的其他方案为:

1) 平焊法兰的设计参数为 PN 2.0、260℃; 2) 承插焊法兰或承插焊法兰接管公称直径小于等于 50mm,并且设计参数为 PN 2.0、 260℃。应使用专为承插焊接或其他方法设计的间隔片来形成最小 1.6mm 的间隔。承插焊 接应依据 ASME B31.3 的规定且最少焊两遍。 c) 如果建立了适当的验收标准,所有封闭的对接焊缝 100%进行 X 射线探伤,或是采 用超声波检测裂纹。 d) 焊缝根部、全部对接焊缝和全部角焊缝应进行渗透探伤或磁粉探伤。 8.3 再定级 只有全部满足下列要求时,才可以通过改变其温度等级或最大允许工作压力为管道系 统再定级; a) 检验员或管道工程师进行计算。 b) 应依据管道系统建造标准要求,按标准的计算方法进行再定级。 c) 当时的检测记录证明该管道系统可以满足使用条件,并且给定的腐蚀裕度适当。 d) 管道系统的再定级应按管道建造标准或相应标准在新的工况下进行气密试验,除 非记录表明以前作为大于或等于新工况下的气密试验。不影响许用拉伸应力的温度等级的 提高无需做气密试验。 e) 检验管道系统时应确认使用了泄压装置,且压力设置合理,在调整压力下有足够 的排放量。 f) 检验员或管道工程师认可管道系统的再定级。 g) 管道系统的所有附件(如阀门、法兰、螺栓、密封带、密封垫和膨胀节)都要适 合于新的工作压力和温度。 h) 管道的可挠性足以适应设计温度的改变。 i) 相应工程资料的更新。 j) 若有相关标准的要求,可以依据冲击试验结果降低最小操作温度。 9 埋地管道的检验 埋地工艺管道的检验与其他工艺管道的检验不同,因为腐蚀性土壤环境可以造成严重 的外部腐蚀。由于难以接近管道的受影响区域,使管道的检验难以进行,因此本标准采用 独立章条讲述埋地管道的检验。埋地管道检验的非强制性标准如下:NACE RP 0169、NACE RP 0274 和 SY/T 0061,以及 SY/T 0088。

9.1 检验类型及方法 9.1.1 外观检查 埋地管道的泄漏迹象包括地面轮廓的变化、土壤颜色的改变、路面的沥青变软、形成 小水坑、水坑里冒水泡和显著的气味。勘察埋地管道路径是识别泄漏区域的一种方法。 9.1.2 小间隔电位检查 在埋地管道上方的地面上进行小间隔电位检查,可以用于确定管道表面上的腐蚀活跃 点。 对于裸管或带有涂盖层的管道,在钢与土壤的接触处都会形成腐蚀的原电池。由于腐 蚀区域的电位与附近管道区域的电位明显不同,可以通过这种监测技术确定腐蚀活跃的部 位。 9.1.3 管道涂盖层的损坏检查 管道涂盖层的损坏检查可以用来确定管道涂盖层上缺陷的位置,并可用于新建管道, 以确保涂盖层完好无损,更常用于评价长期使用的在役埋地管道涂盖层的操作性能。 由检测数据可以确定涂盖层的恶化速率和有效性。这些数据既可用于预测特定位置的 腐蚀活性,又可用于预报更换涂盖层。 9.1.4 土壤的电阻率 裸管或薄涂盖层管道的腐蚀通常是由于不同土壤混合物接触管道表面引起的。土壤的 腐蚀性可以通过测量土壤的电阻率确定。低电阻率土壤比高电阻率土壤的腐蚀性更大,特 别是在土壤电阻率变化较大处的管道区域。 土壤的电阻率应按照 ASTM G57 采用温纳四元法测量。对于平行的管道或管道的交叉 部位,可以使用单元法准确的测量土壤的电阻率。对于挖掘和钻孔取样测量土壤电阻率, 我们认为使用土壤箱是获得准确结果的便捷方法。 在选择测量方法和取样位置时,应考虑管线深度。应由在土壤电阻率测试方面经过专 门培训且具有经验的人员进行土壤测试和结果评定。 9.1.5 阴极保护监测 为确保阴极保护装置对埋地管道有足够的保护能力,应对其进行定期监测。监测内容 包括由受过阴极保护系统操作专业培训且富有经验的人员对管道—土壤的电位进行周期性 测量和分析。为确保系统操作的可靠性,需要频繁检测重要的阴极保护组件,如外加整流 器。 埋地管道阴极保护系统的检测和维护见 NACE RP 0169 和 SY/T 0088。

9.1.6 检验方法 管道的检验有几种方法。一些检验方法可以确定管道内、外管壁的状况,然而有些检 验方法只能确定管道内部状况。例如: a) 智能管道猪。该方法在管道在线或离线情况下,将管道猪送入并穿过管道。依据 不同的检测方法选用不同形式的设备。被检测的管道不能将设备卡住。管道还必须设有管 道猪的收发装置。 b) 摄像机。可以将电视摄像要插入管道中。这些摄像机可以提供管道内部状况的可 见检测信息。 c) 挖掘。在很多情况下,为外观众检查管道外表面状况,并采用 5.4.2 讨论的方法测 量管道壁厚和内部状况,只能挖掘检查埋地管道。应小心挖掘管道四周的土壤,以避免破 坏管道及其涂盖层,快接近管道时应人工挖掘。如果挖掘到一定深度,应按照有关安全规 定,在管沟两侧适当支承,以防塌方。若涂盖层或包装材料已经损坏,应将其剥离,检查 内部的金属状况。 9.2 检验的周期和内容 9.2.1 地面上的外观检查 管道的所有者/用户应在大约 6 个月的周期内,检查每条埋地管道路径附近的表面状 况(见 9.1.1)。 9.2.2 管道—土壤电位检测 阴极保护管道密集电位检测可以用来检验采用全程阴极保护的埋地管道。对于涂盖层 不佳的管道,其阴极保护电位不一致,为确保其连续的防腐能力,应每 5 年进行一次检测。 对于没有阴极保护的管道或由于外部腐蚀导致泄漏的部位,应沿管道路径进行电位检 测。应在管道腐蚀电流活跃的部位进行挖掘,以确定其腐蚀破坏程度。应利用连续电位图 或小间隔检测,以定位腐蚀电流活跃部位。 9.2.3 管道涂盖层损坏检测 管道涂盖层损坏检测频率通常是基于其他防腐控制措施无效的信息。例如,阴极保护 电位递减的管道,或者涂盖层缺陷处发生的外部腐蚀泄漏。管道涂盖层损坏检测可能用于 评价涂盖层。 9.2.4 土壤的腐蚀性 对于埋地长度大于 30m 且无阴极保护的管道,应每 5 年进行一次土壤的腐蚀性评定。 土壤电阻率的测量可以用于土壤腐蚀性的分类(见 9.1.4)。其他应考虑的困素是土壤化 学成分的改变和土壤与管道接触面上极间电阻的分析。

9.2.5 阴极保护 如果管道有阴极保护,系统应参照(NACE RP 0169 中第 10 章或 SY/T 0088 进行周期性 检测。 9.2.6 内、外部检验的周期 如果认为埋地管道在地面上的部分管段的检验结果可以得到管道的内部腐蚀情况,那 么应调整埋地管段的检验周期和方法。检验员应了解并考虑到盲管的内部腐蚀的加速可能 性。 非阴极保护埋地管道的外部状况,可以采用能够测量壁厚的管道猪来确定,也可以按 照表 4 给定的检验周期采用挖掘检查。即使管道采取阴极保护,采用管道猪或其他方法检 测出的重大外部腐蚀可能也需要挖掘和评价。 在认为最易腐蚀的部位采用周期性挖掘方法进行检验时,其检验长度为 2.0m~2.5m (6ft~8ft)。应对挖掘的管道的全长进行腐蚀形式、腐蚀程度(点蚀或全面腐蚀)和涂盖 层状况检验。 如果检验中发现涂盖层破损或管道腐蚀,应对其余管道进行挖掘检验,直到弄清损坏 的程度。若平均壁厚小于或等于最小使用厚度,则应对管道进行修理或更换。 如果管道外部装有套管,应对磁管进行检验,以确定水或土是否进入套管。检验员应 核实以下项目: a) 套管两端伸出地平线; b) 如果套管自身不排水,那么套管末端是密封的; c) 承压管道应有适当的涂盖层和包扎物。 9.2.7 密封试验的周期 对于无阴极保护的管道,可以选择或补充密闭性试验(试验液压为最高工作压力的 1.1 倍,试验周期为表 4 中长度的一半);对有阴极保护的管道,试验周期同表 4。密闭 性试验持续 8h。记录管道系统加压后 4h 的压力值,如果有必要,重新加压到初始试验压 力,并断开压力源。若在稳压过程中,压力降低超过了 5%,应对管道进行内外部检查, 寻找泄漏并确定腐蚀程度。在泄漏试验过程中,采用声波测量方法进行渗漏的定位是很有 帮助。 也可采用调温容积法或压力试验法对埋地管道的完整性进行检查。 表 4 对于没有有效阴极保护的埋地管道的检验周期

其他可供选择的密闭性试验方法包括声发射法以及向管道内加入显踪流体法(如氦或 六氟化硫)。如果向工作介质中加入显踪流体,那么管道的产权所有人/用户应确保它适 用于工艺和产品。 9.3 埋地管道系统的修理 9.3.1 涂盖层的修理 由于检验而破坏的涂盖层应更新并以适当方法检验。 对于涂盖层的修理,检验员应确保涂层符合如下要求: a) 与管道具有足够的粘合性,以防止湿气入侵; b) 具有足够的塑性,以防止断裂; c) 涂盖层上无空隙和裂纹; d) 具有足够的强度,以防操作应力和土壤应力导致的损坏; e) 支持任何附加的阴极保护。 此外,涂盖层的修理可以用高压损坏探测仪测试。探测仪的电压值应根据涂盖层的材 料和厚度调整。任何损坏都应进行修理并重新测试。 9.3.2 夹具的修理 如果用夹具夹住泄漏管道并重新埋入地下,那么应在检验记录中记录夹具的位置,并 在地面标识。标识和记录上都应标明夹具的安装日期和位置。所有夹具都是临时性的。一 有机会就应进行管道的永久性修理。 9.3.3 焊接修理 焊接修理应按 8.2 的要求进行。 9.4 记录 埋地管道的记录系统应按 7.6 的要求维护。此外,应保留临时夹具安装位置和日期的 记录。 附录 A (资料性附录)

本标准章条编号与 API 570 章条编号对照 表 A.1 为本标准章条编号与 API 570 章条编号对照一览表 表 A.1 本标准章条编号与 API 570 章条编号对照

表 A.1 (续)

附录 B (资料性附录) 本标准与 API 570 技术性差异及其原因 表 B.1 为本标准与 API 570 技术性差异及其原因的一览表。 表 B.1 本标准与 API 570 技术性差异及其原因

附录 C (资料性附录) 工艺管道外部检验清单 工艺管道外部检验清单 管道名称 检验日期 检验项目

a) 泄漏: 1) 状态; 2) 显踪流体; 3) 现存夹具。 b) 偏心度: 1) 管道的偏心度/移动限制; 2) 膨胀接头的偏心度。 c) 振动: 1) 悬垂载荷过大; 2) 支承不足; 3) 细管、小径管或合金管道; 4) 螺纹连接; 5) 导致金属磨损的支承松动。 d) 支承: 1) 支承脱离; 2) 支架变形或破损。 3) 弹簧与支座脱节; 4) 支柱变形/破损; 5) 支架松动; 6) 金属板/滚柱滑动; 7) 不平衡状态; 8) 支承腐蚀。 e) 腐蚀: 1) 夹具下的螺栓支承点; 2) 涂盖层/油漆破损;

3) 土壤—空气界面; 4) 绝热界面; 5) 生物的生长。 f) 绝热层: 1) 损坏/穿透; 2) 缺少外壳/绝热层; 3) 密封破损; 4) 膨胀; 5) 绝热带(损坏/缺失)。 附录 D (资料性附录) 修理实例 D.1 修理 可以采用气体保护焊或保护金属极电弧焊。 当温度低于 10℃,焊接材料为符合 ASTM A-53 A B 级、A-106 A B 级、A-333、A- 334 和 API 5L 标准的或其他相似的金属材料时,应采用符合 AWSE-XX16 和 AWSE-18 的 低氢显示条。这些焊条用于材料温度低于 0℃的低等级材料焊接。不同材质的焊接应咨询 管道工程师。 当 AWSE-XX16 和 AWSE-18 焊条用于图 D.1 的②、③号焊缝时,应从装配位置底部 开始向上堆积焊道。焊条直径不超过 4.0mm。超过 4.0mm 的焊条可用于图 D.1 中 1 号焊 缝,但焊条直径不应超过 4.8mm。

图 D.1 套管修复 加固套筒的径向焊缝(图 D.1 中①号焊缝)应安装适当的垫板或低碳钢衬板(见注 解),以避免焊道与管壁熔合。

注:如果原始管线的 1 号焊缝经过 100%超声波探伤,且具有足够焊接厚度,那么无 须添加衬板。 所有在用管道的修理和焊接工艺必须符合 API Publ 2201 的要求。 D.2 小补强板修理 焊条的直径不超过 4.0mm。当母材温度低于 0℃时,应使用低氢焊条。应避免低氢焊 条形成沉积焊缝。 所有在用管道的修理和焊接工艺必须符合 API Publ 2201 的要求。 图 D.2 为小补强板修理的示例。

图 D.2 小补强板修理 参考文献 API 510 压力容器检验规范 API RP 651 地上石油储罐阴极保护 API RP 750 工艺危害的管理 API Std 598 阀门的试验与检验 炼油装置检验指南,第Ⅱ章(该章将被 API RP 571《导致破损或失效的条例》所取代, 现正在编制中) ASNT CP-189 无损检测人员的资格和认证标准 NACE RP 0170 炼油装置在停车情况下奥氏体不锈钢管道酸性应力腐蚀裂纹的防护 NACE RP 0275 埋地钢制管道外壁涂敷有机覆盖层技术规定 NFPA 704 易燃材料的识别

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