最新在役油气管道工程检测技术规范

1、本规起是根据住房城乡建设部关于印发年I.程建设 标准规版制订、修订计划的通知M建标1201户6号）的要求.由 中国石油天然气股份有限公司管道分公司管道科技研究中心等单 位共同染制完成的。本观范在编制过程中编制组经过广泛湍杳研究.认真总结了 国内在股钢质管道检测的实践经验，参考了国内外的相关标准.并 广泛征求意见最后经审查定郭蛤，本规也共分9章主要内容包括：总则、术语、物本规定、检测 计划、检测实施、特殊部位和缺陷检测、适用性评价、维修与改造和 检测部分报告。U4 T、本规他由住房城乡建设部优责管理出石油 ：程建设专业标 准化委员公负表U常管理L作由中川石油天然'（股份有限公司 管道分公

2、司管道科技研究中心负贲具体内容的解样.执行过程中 如育息电和建汉.请将意她和有关资料寄往：中国石油天然气股份 行限公司管道分公司管道科技研究中心（河北省廊坊市金光道51 号；京就编码簿65000）。本规范主编单位、参编单位、主要起草人和主理审任人：主编单位：中国石油天然气股份彳限公司管道分公司管道 科技研究中心参编单位：中国石油规划总院中油管道检测技术力限贡任公司 中石化K输油气管道检测有限公司 中石化第t建设有限公司主要起草人：吴志平王宓祥王婷陈健玄文博罗锋常连奏李红旗杨辉缶铮强张桂红 刘玲莉 葛艾天 刘新凌张奉忠 常景龙 王R军 张海亮许志军 主要审查人：杨祖做周利剑 卜文平 费凡陈衍飞

3、宗照峰王国阍余东亮基本规定检测计划公< 5 )4.1检测顺序,+2 (5 )修测方法检测方某编制批准检泄实施5.5道压力试验< 8 )< 8 )(9 )( 9 )(11 )( 12 )( 14 )部位和缺陷检测<15)6. 1持殊部位腐蚀(15)6.2 冲(第H虫及共与腐性共同作用区域 (15)6.3 环境开裂(16 )6. 4埠缝(16 )6. bmH J (16 )7适用性评价<17)7. 1一般规定(17)7.2跌陷分类和评价方法选押 (17)璃蚀速率估算和剩余4命饮则7.3(18 )7. 1(19 )7.58维修与改造20 )(21 >(22 )(2

4、3 >(21 )8.1 一般规定8.2 维修8.3改造9检测评价报告 本规范用词说明 引用标准名录维修及风险诚援建汉 再检测间附 3 1234567ContentsGeneral provisionsTernsGeneral requirementsInspection planInspection priorityInspection methods(Reparation and approval of n)sp<?ctio:Inspection implementation Preparation tor inspecliAc ,n programExternal v 5ual

5、 Hibnectionx-ction of specific parts and defects( 2 )(4 )( 5 )( 5 )( 5 )( 6 )( 8 )(8 )( 8 )( 9 )( 9 )( 11 )( 12 )( 14 )( 15)6. 1 laical corrosion of special parts <15 )6. 2 Erosion (abrasion)« corrobion and theinteraction region (15 )6. 3 Environmental cracking <16 )6. 4 Wckl scam (16 )(

6、16 )6.5 ValveFitness for service (17 )7. 1 ( 17 )7. 2 C'la55ificalion of defects and evaluationmethod selection (17 >7.37. 120(20)(20(21)(22(23)(248.2 Repair8. 3 Alteration9 lii5pvclion and evaluation report Explanation of wording in this List of quoted si an8 Repair and alteration8. 1 Genera

7、lforrosion rate prediction and residual life eslimation Rvpair and niziintenancv reconimendaiion Inspeclion interx-al # 1.0.1为统一在役钢质石油天然气轴）送管道程检调技术要求. 规范管立T.程检测、评价、维修与改造相关T.作制定本规范.1.0.2本规范适用于陆上在役钢质石油天然气输送管道I程的 检测、评价、维修与改造不适川于油气比小井管道、集输管道以及 低温液化天然气管道。1.0.3在役油气钢质管道匚程的检测，评价、维修与改造除应执 行本规版外尚应符合国家现行G关标点的规

8、定。2.0.3 测原点 thicknc measurement locations在管道系统上实施定期测号的指定区域，"vvsoil-to-air intcrfaj/y一口腐蚀的X域.2.0.4 土填一空气顺埋地管道喔越空气界面可能发生外部腐蚀的区域.2.0.5环境那声,材料处于存在诱发因素环境通常发现为脆必断裂,一environmental cracki立力共同作用下的开裂.2.0. 1 在役管道 in-scrvice pipeline已经投人使用的管道,2.0.2 官管dead leg管道系统中无明显介质流动的组成部分.如堵塞的支管、带有 常闭故止阀的管线、一端堵塞的管、耐压空支

9、管、停用的控制阀旁 通管,备用泵管道、液位iH妾管,泄压阀进出口总管、泵平衡旁路 管、高位放空竹、取样点、排污管、仪表连接管等.2. 0. 6 基线检测 baseline inspection管道建成投产后的第一次全向检测.2.1 . 7 智能内检测 iiHciligtni inspection利用在管道内运行的可实时采集并记录管道信息的智能检测 器所进行的检测包括：几何内检测、漏磁内检测、超声测厚内检 硬、超声裂纹内检测、电磁超声内检测和惯性测绘内检测等中的一 种或多种的组合.2.2 .8 密间隔电位测量法 close interval potential survey (CIPS)沿管道顶

10、部地表以1m3m的密间隔移动参比电械测城管 2 地电位的方法.2. 0. 9 交流电位梯度法 alternating current voltage gradient (ACVG)Xr通过沿管道或环绕管道的由防腐层破损点泄漏的交流电流所 产生的土堞中交流电IA梯度变化.确定防腐层缺陷位置的地衣测 垃方法。2.1 . 10 直流电位梯度法 direct current voltage gradient(DCVG)通过沿管道或环境管道的由防腐公破损点泄漏的克流电流所 产生的现中直潦电压梯度的变化垃J层缺陷位置、大小以通过测量管道中电流衰减,佛度来评价管道防腐层质遗的地表 测盘方法.又称电流衰2.2

11、 . 12 模拟体 |X)ifnytool'过能力的设备2.0. 13 演gauge通过能力与内检测器相同用于校拟内检测器运行状态和通安装在清管器上直径小广管道公称内径的【见形柔性金属盘 (通常使用铝盘),用于定性判定管道的变形程度.2. 0. 14 定标点 marking poinl位于地面上的检测标记点用以跟踪内检测器和定位检测出 的管道特征.2.1 .15清管器 pig借助于木印动力或流体压差在管内运动、用于清洁管壁的 设缸2.2 . 16 改造 alteration改变原设计中管道系统元件的承载能力成强度同类或相同 兀件的替换、增加不窝要加固的接管不视为改造 3 3基本规定3.

12、0. 1在役管道应制定检测计划并实施检测。3. o. 2检测计划应m点节虑存在劣化状况的管环境较为恶劣的管段或失效后果严重的管段。乡 »-3.0.3管道投产后3年内应开展基”4网3. 0. 4检测工作应识别检测过程中的危险有害因素,并应采取安全防护措施。、准备、实施、评价、维修与3.0.5检测评价的全过程应 改造等,并应全过程记录4检测计划4. I检测顺序导致管道加速劣I等因4.2.1检测方法应根据检测需求、检测而象特性、4.1.1 检测师序n根据校测对象的风险等级确定在根据管道历 史状况、失效模式、损伤机理、管理情况、： 工况与剌余寿命等因 泰安排风险较高的忏道优先检测.4.1.2

13、 当工艺条件变更或外部环境变化等” 化或失效后果严里时.宜重新进行风府评价。4.2检泅方法枪用技札嬴他隔去税情况.悔肉,振动和滴渴迹象、J X透检演表面块陷搬粉口测快施性首道的晨例和近&血块陷济漉检测陆体和饵缱缺陷时线技木时我测”笊壁厚院射线检测衣面和埋藏缺陷超声技术管些惧发屈山检测公而和现城族陷cmt表面和埋藏缺陷相控阵表面和现藏壮陷管道类型素确定常用检测方法及其检测内容、适用管道类型宜按表1.2.1 进行选择、宜时所选择检测方法的有效性进右验证，表&2.1常用检测方法及其检测 5 续表4. 2.1目视检查、渗透检测、碳粉检测、涡流检测、射线及超声技术可用于管道的局部检测。4

14、.2.3 管道管能内检测、压力试验可用于确定管道本体状况料 能内检测应依据不同的检测对象和缺陷类型选用不同类型的内检 测器.4.2.4 坤地管道防腐层检测可采用埋地管道地面间接检测方法“4.3检测方案编制与批准4. 3.1检测前应制订详细的检测方案.枪测方案应包括下列 6 .检测方案应得到管内容:1标泅方案依据的法律法规和标准;2检测时间、范围及待检管道基础信息；3选用检测方法及方法所针劝的缺陷类型.并明确选 的检测能力，4检测前期准笛、实施步骤、后期恢狂以及职贡5检测工作的风险识别及应急预案。4. 3.2检测方案编制应与管道运行计划 道运营方批准方可实行。 7 5检测实施4.1.1 检测前,

15、应核实检测设备、伐器在布效检定期内.并应确认 辅助设施的完好性和可用性.4.1.2 检测前应确认被检管道处于适宜的得检状态.4.1.3 检测前.应采取安全防范措施;管道系统打开前,应招展 露部位与危险介质源隔离清除行毒、可燃介质.应检验合格.4.1.4 检测现场应设置安全警示标识.明确检测人员和运行操作 人员的活动M.域检洞人员和运行操作人员应在许可范用内开展 工作。UT/文Us. 2外部目视检查245.2.1 外部目视检行宜针对管道、绝热送、防腐乂、支吊架、支取 件、阀门、法兰和膨胀节等检测对象开展.:5.2.2 外部目视检香应包括卜列内容：无泄漏，、2绝热层和防腐层的完好情况；3管道的异常

16、振动、变形（挠曲、下沉）以及位移情况;4支吊架的松动、变形、脱落、断裂、腐蚀、饵接接头开裂.以 及稳定情况；5支承件的断裂、损坏、林费支承失效、支承底板移位或者其 他非正常情况；6阀门表面的腐蚀、裂纹、严或缩孔等缺陷，以及连接螺栓是 否松动、阀杆操作是否灵活，7法兰是否偏口.紫固件有无松动和腐蚀情况,有无泄漏迹 # 5.3壁厚测量5.3. I壁厚测筮宜采用的声测厚仪,应根据待检i道的管体温度选择适当的探头和烟合剂。,5.3.2应根据工艺T况、介质的腐仲、件和腐蚀检杳状况选取避厚点。测号点的选取应符合下列规定41应优先选取弯头、三通和变径处等易受腐蚀或冲蚀的部位；2时于腐饨失效慨率高： 点数量和

17、检测频率：3管道k同一截面V海后枭严重的管段应增加测厚:管道底部或冲蚀而分别设置不少3处测厚点。两例象，以及法兰面有无异常挠曲、变形,«膨胀节表面的划痕、凹陷、腐饨穿孔、开裂等以及异常变 形、偏心或位移等。5.3.4管道的壁厚测量时应在检测草图和管道系统图上标氾测厚点。5.4.外部检测前应根据选用的无损检测技术选择适宜的表面应根据周期性的冽珏结果按本规范第7. 3节的规定估算处理方法可使用打磨、喷砂或化学方法除幺防腐层、沉积物和腐 蚀产物。5.4.2表面缺陷检测可使用碳粉检测、渗透检测和涡流检测,磁 粉检测、涡流检测还可用于近表而缺陷的检测。碳粉检测、渗透检 测和涡流检测宜执行下列标

18、准：1焊缝无损检测碳粉检测GB/T 26951；2灯缝无损检测焊缝磁粉检测脸收等级）GB T 26952；3承压设备无损检测笫4部分：磁粉检测、B/T 9 11 47013. I,5承压设备无损检测第5部分：渗透检测41丁4 1焊缝无损检测焊缝渗透检测聆收等级）GB T 26953： 47013. 5,6焊健无损检测基于短平面分析的焊维涡流检 26954 ?I'lNB/T7承压设备无损检测第6部分：源？17013.6。核、.5. 4. 3表面/近表面缺陷检测应乱点检测下列羽立：1.1.1 口视检查中发现裂纹或可疑状况的管段；2奥氏体不锈钢管道绝热层破损或可能港入雨水的管段；3存在环境开

19、裂帧向的得蛤/4碳钢低合金钢低温管道Xr-M。斜管道、昧症抗拉强度F限值大于5，10 M Pa的低合金钢管道、长期承受交变找荷管道的 焊接接头和应力集喊.J§易出现疲劳破坏的振动管道的固定连接件部位：6支管角焊缝等部位.5.4.4 埋验缺陷的检测可使用射线检测和超声检测。射线检测 和超声检测宜执f j F列标*：1工无损检测金属管道烧化焊环向对接接头射线照相检测方法 3GB T 12605；2承压设备无损检测第2部分：射线检测、B/T 17013.2；3无损检测钢制管道环向焊缝对接接头超出检测方法 GB/T 15830|4承压设备无损检测第3部分：超声检测、B/ T 47013.3；

20、5石油天然气铜质管道环向对接接头全自动超声波检测 标准SY/T 4123s6在役油气管道对接接头超声相控阵及多探头检测 SY/T 6755.5.4.5 埋藏缺陷检测应重:点检测卜.列部位：Xf1管道制造、安装中返修过的焊接接头和安装时连接【I的焊 接接头；)2错边、咬边超标的焊接接头；3表面缺陷检测发现裂纹的也接接工：，4泵、压端机进出口笫一道焊接接头或相近的焊接接头；5支吊架掇坏部位附近的管道焊接接6不同等级钢焊接接头；2米7使用中发生泄漏的部位附近的煤接接头.5.5 智能内检测5.5.1 管道在选用钾能内检测方法.不具备狎能内检利条件时, 可通过改造或临时改变运行.况使被检测管道具备智能内

21、检测 条件。,急预案应具有针对性。密, 公)5.5.2 5.3实施内检测前应采用带测径板的清n器或几何检测器确 定管道的通过能力.管道存在严乖变形或影响内检测器通过时. 应进行改造以满足后续智能内检测要求对智能内检测器的通过 能力仍有疑问时可投运模拟体再次进行验证。5.5.4 检测器在管道内运行期间应在懂定位置设置定标点进行 跟踪,应使用地面探管仪.对定标点的设置进行踏线选点.确定管 道穿的越位置和管道走向变化。定标点宜每1km设置处.在高 程落差比较大或穿跨越区域应加密设置,应记录定标点的f "置 信息。5.5.5 检测前应确定管道智能内检濯数据结果可接受准则,确 定内容应包括检测

22、精度、通道数据丢失情况、传感器噪声、定位偏 差、特征遗漏、检测器运行速度等枝F应约定检测结果初始报告* j 最终报告的提交要求。证.分5.5.6 检测器从收球筒中取出后,应进行检测器的外观检 沾处理并应评估检测数据的质量和完整性.并应确定是否 新运行检测器©5.5.7 检测报告提交后应及时选择适当的缺陷进彳储析检测结果的有效性口实际检测精度不满足约定的拓度指标要求 时.应分析原因,并应确定是否需要阪新分析数据或运行检测器, 5.5.8管道智能内检测的实施可执行现行国家标准：钢质管道内 检测技术规范:GB T 27699和现行行业标准油气管道内检测技 术规范SY T 6597、管道内检

23、测系统的写定SY T 6825和管 道内检测）SY/T 6889的规定； J/5.6 埋地管道地面间接检测5.6.1 埋地管道地面间接检测的实施宜执行现行行业标准;钢质 管道及储球腐蚀评价标准埋地纲质管道外腐蚀汇接i平价SY/T列出缶|.作，0087. 1的规定5.6.2 埋地管道地面间接检测前.E3费料及数据收集：二管段划分；、检测方法和设备的选择。5. 6.3同一类别的划分管段应选择相同的间接检测方法.检测方 法选用应满足防腐层漏点及腐蚀活性点检出要求，埋地管道地面 间接检测方法宜按表5. 6. 3进行选用:表，6.3地地管道地面间接检测方法演成力法依测时密间隔电位利盘法电位怫度怯地向铃做

24、检收 法（皮尔逊法）管中电流 涮康法带防腐层漏点的管段21.221.2像管的阳极区管收2333续表5. 6.3、潮试方法 检测对象f j_密间隔电位 测14法电位梯度法而帝棘怆M 法（皮尔逊核）管中电流近河流或水下穿越区收233禽无啻管穿越的管段21.22 .卜工带套管的管段33rp?桢总管222惭咫路曲下的管技33 V1.2底土K的管网31.2栩邻金M构软我自管设2、a相平行管行3不31.2杂收电沌区的管反NT2)高压交流«J电线F方的管段<1,2J管道深埋区的管工乙7 22 v，扬2涅堆区（行限今施y21.232适用千小的防修层漏点（孤立的一般面积小于600mmi和住正常运

25、行条 件下不会喟鬣阴极保护电位波动的环境|道用大囱阻的防腐层漏点孤立或连续）和在正忖运行条件卜.引上阴极保护电位波动的环境s35.6.4衣示不能应用或在无附加与屯条件时不施应用此方法.时,种厅法检测给出“严，IT的点宜采用另 种瓦补的间 接检溜方法加以验证。5.6.5 检测的有效性应采用开挖验证的方式进行确定.5.6.6 检测过程中.应目视检查地表轮席变化情况以及土壤颜色 改变、路而沥青变软、地面水坑中是否存在水泡、异常气味等管道 滑漏迹象. 13 5.7管道压力试验1.1.1 1压力试验可适用于下列情况：1住役管道的长距离更换管段；/2提高最高允许操作压力的管道：父3对现行管道保持原有T.作

26、乐力继续使用的适用性进行质 新鉴定。1.1.2 管道系统试心M力确定和介质选择可按现行国家标准d输 气管道I：程设计规范3GB 50251和心输油管道工程设计规范 GB 50253的有关规定执行。'1.1.3 油气管道压力试验可按现行国家标准 液体1油管“ I试验GB/T 16805和油气K输管道工程施工及验收规范行国家 .管道工程施规范GB 50540的有关规定执行,分析试压介5. 7.4压力试翅吻F估支承结构强喊2质发生泄漏时的风险并应制定应急预案。75.7.5 压力试验期间试验压力超过管道系统I,.安全阀的整定压 力时应拆除安全阀、阀门或安装月板。成验压力超过玻陶管液位 计JR力

27、表、膨胀节和爆破片等附件的承找能力时,应拆除或用自 板进行隔离,压力试验结束后.应及时恢复拆除或隔离的部件。5.7.6 试验完成后,管道系统应排空试压介质、进行吹打必要时 应进行干燥处理, 11 6特殊部位和缺陷检测6. 1特殊部位腐蚀6. 1. 1应定期检测滞流末端管道、滞流末端管 接处及后管的壁厚，6.1.2应重点检行绝热层补口处的川部腐蚀6管道的连6.1.3 土堞一空气界面处管道应定期按 :危比例进行开挖和检 测发现严重腐蚀时,应加大开挖比小Q6.1.4 高程落层较大的液体管道相对高点处应定期按定比例 进M开挖和枪洌气蚀、变 况,发现严市腐蚀时应加大开挖 比例.6.1.5 检测方法选用应

28、符合下列规定： 龙彳、1特殊I况和存在局部腐烛的管段可采用移除把盖物进行 目视检查并应配令超声检测、射线检测或涡流检测等无损检测 手段;公称代径不大J： 25mm管段.（用射线测厚方法。3公称直径不大于50mm的管段上进行邻力测厚时，应使 用特达的校准试块、微型传感器等专业设备.4射线测厚技术可用r有绝热屋的或可能有不均匀腐蚀、局 部腐蚀等管道待测区域位置的确定。5壁厚溯证应符合本规范第5.3节的规定.6.2冲（唐）蚀及其与腐蚀共同作用区域6. 2. 1应对如卜易产生甘部冲（磨）蚀及其与腐蚀共同作用的卜 列部位进行定期检测：1控制阀的下游； 15 17 孔板的下游：.可选择荧光渗透泵出口的下游

29、；流向改变的位置；仪表插孔和法兰等结构件的下游产生湍流的部位。测、射线检潸或涡流检测等方法进行检测。6.3环境开裂局部冲（磨）蚀及其与腐蚀的共同作用区域.M6.3.2发现环境开裂时应进1生对我上卜游和类似T况的管段6.3.1易产生应力腐烛开裂或氨致开 法、荧光磁粉法或超声法进行检测.进行环境开裂检澳L6. 4. 1在役管道焊缝腐蚀等体积型决陷检测可采用射线检测或 目视检卡等方法、发现知缝腐蚀时同一行段或管道系统中的我 他类似条件的焊缝宜进行腐蚀检测。.戏RZ6. 4.2在役管道焊缝裂纹缺陷检漏应采用衣面检测、射线或超出 检测方法.裂纹缺陷检测后应进行讨价或修复并应分析产生裂叫呼娜因.二6.5.

30、1 阀门的外部目视检有应符合本规他第5. 2. 2条的规定。6.5.2 拆除阀门进行维护和修理时.维护人员应检加异常的腐蚀 或减薄情况.有接经受温度或应力交变影响的阀体,应定期检表 疲劳裂纹。6.5.3 关键止回阀宜进行口视检者和内部检总.6.5.4 应定期时气液联动阀埋地引压管进行检杳.7适用性评价7. 1 一般规定7.1.1适用性评价前应收集并核实下列谎料1管道材质、管径、壁厚；2母材和焊缝的力学性能；3管道设计和竣r验收资料，万史和环境贫料:4管道I：况、运行历史、失5历次检测，检验资料。占参数和7.1.3建议。评价应给出缺陷的可接受性、维修和风险减缺陷分类和评价方法选择及再检测7.2.

31、1 57.I不同的缺陷类型选择适用的评价方法。缺陷可按下列类型分类：、体积型缺陷：腐蚀,管材缺陷、局部减薄.划痕,气孔,夹7.1.2 适用性评价方法应根据评价管道的资料、材 缺陷检测结果.考虑各种我荷稗可能的失效模式确公渣等;2平面型缺陷：裂纹、未熔合、未燥透、咬边、根部凹陷、焊 瘤等，3几何变形：凹陷、褶皱、屈曲、鼓胀、椭HI变形等；4 无法区分体枳/缺陷或平面刈缺陷M .宜按照平面型缺陷进行评价，7.2.3 含体积劈缺陷的油气输送管道宜按现行行业标准含缺陷 油气输送管道剩余强发评价方法SY/T 6177进行评价.仅承受 内压的油气管道宜管段腐蚀缺陷宜按现行行业标准钢制管道管 体腐蚀损伤评价

32、方法SY/T 6151进行评价.7.2.4 含平面型缺陷管道的适用性评价宜按现行行业.标准人含缺 陷油气输送管道剩余强度评价方法3SY/T 6177的规定执:7.2.5 含几何变形缺陷管道的评价.应考虑各种可能的失效模 式、载荷以及变形限制是否满足生产运行的要求。,含凹陷油气输 送管道适用性冲价宜按现行行业标准钢质油气管道凹陷评价方 法SY/T 6996的规定执行。.招，/剩余寿命（年） = （/.力腐饨速率(7. 3. 1)7.3. I腐蚀缺陷的剩余寿命应式中:，实际壁厚、特定位置岐区式测量的厚度央口央lr 要求壁厚、由设计公式或剩余强度汁解R按最大允 许操作勋对同一演|盘位置或部件件算的壁

33、厚 谒蚀裕量和制造公差。”匚产生严肃后果的管段 蚀速率可按卜列公式式中：LT长期腐蚀速率（mm/年）：ST短期腐蚀速率（mm/年）；f、，“一首次和第次检测壁厚（mm）；首次和第次检测年份（年）7 . 3.4确定腐怏管道的剩余后命宜通过比较管道的长期腐浜速 率和短期腐蚀速率,选取腐蚀速率较高者。当短期腐蚀速率与以 往速率相比有显著变化时.应调查变化的原因。8 .3.5对于新安装的和工况改变的管道，可采用下列方法之一估 算管道腐蚀速率：1利川相同或相似工况下收集的数据.计算管段的腐蚀 速率；2通过历史经脍或根据公认的可类比工况管道上的有关教 据估il出管段的腐蚀速率；/X>3无法从上述I与

34、2款获取腐蚀速率,可在管道系统投用不 超过3个月内采用超声测厚仪对管道进行初始喳厚的测定.可 采用腐蚀挂片、腐蚀探头等腐蚀监测手段确定测与间隔时间再次 测定壁原计算出腐蚀速率:，步7.4维修及风险减缓建议7.4.1 应根据适用性评价结果提出维修及风险熊缓措施建议,措 施建议应包括下列内容：飞力1需栗取维修及风险M级措施的；一'值蛟、2建议采取的维修及风险减缓方法或措施；3实雁的时间嬖,丁y7.4.2 4.2含彳i不可接受缺陷的管道,应根据适用性评价给出的剩余 强度确定最大允许操作压力.提出缺陷修复前的风险管控建议。7.4.3 坪价结果中确定的需要:监控的缺陷，应根据损伤机理和失 击母w

35、歌控措施和周期。堂、7.5再检测间隔7.5. I应根据剩余寿命评价结果确定管道的再检测间隔。7.5.2管道再检泅间隔调整宜符合下列规定：1经检测和评价证明能够安全运行的管道.再检测间隔可适 当延长，2发现卜.列状况之的管道,应适当缩短检测间隔：1）运行T.况发生31大改变：2）存在应力腐蚀或严肃局部腐蚀；3）承受交变载荷，可能导致疲劳失效。 19 8维修与改造«. I 一股规定8. I. 18. 1.28. 1.3应根据适用性评价结果制定修纪计划并进行修友. 在缺陷修复完成之前应采用必嬖的M险减蝮措施, 临时修复部位应采取措施进行永久性修鸵。«.2. 1应根据缺陷的类型与位

36、置选择修发方法。缺陷的常用修8.2 维序号能要方法切阳性及,局、1机械史g014；/缶时修亚行道上的缺呼f电m2玷川卜修规打*深收通南6H H 11 3%地用打打僧仃无 拗传网长明已消除门之力集中内去尚缺陪不适用干性攵管遒 内部认陪成价管缺陷一'%.X适用于修M1T体小而用山.划案或裳坟缺防1补饵i6用于修更发小剁余壁»大T 3.2mm的小面枳腐集、也蚀、 机械擀仿等表面缺陷，不适用于管itt内寻跳陷和制管年级上的 缺陷5A笈套篇道用丁能乂无净窿或不介发展为沿温的讨管段管体M陷用J按仿部位的和鑫不餐用于修复环向缺陷和*6诏用于修双无泄谒或不会发展为滑的直管段管体统崎，传 承受

37、较R的环向网,向应力常用修复方法复方法可按表8. 2. 1选 .«续袅8.2.1序号修史方法运用性及特点7造用于修纭腐饨裂纹、机核损伤、胃缝缺陷.曦烧你.夷 清分层、网陷等多肿大型的直忤段缺陷包括渊马皇jrh泄 漏型以及环向缺陷等7 q 8夏令材料补强适用了修复惭蚀.裂蚊、破辄烧仿.如渣、园区、不之邦续发展 的内网忖!、凹陷以及螺旋煤缝等管/然陷,不正用广在复泄漏型缺陷、并焊缝埃隔、探度超讨：/"跳不'.；展的内腐蚀缺陷9换管适用性电管通上任何8次的女解创伤和泄斯点«. 2. 2 执行。8. 2.3 «. 2.4热处理方式应按照焊接r艺维修焊接中的侦焊接修m后区进行焊缝检测.yx油气管道修复作业可按现行行业标准也及成