工业管道维护检修规程Word下载.docx
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GB50160石油化工企业设计防火规范
GB50316工业金属管道设计规范
GB5777无缝钢管超声波探伤试验方法
SH3526石油化工异种钢焊接规程
2检验、检修周期与内容
2.1检验周期
按照国质检《在用工业管道定期检验规程》要求安排在线和全面检验。
根据检验结果，结合装置或系统，确定检验周期。
一般工业管道全面检验周期为3~6年。
2.2检验内容
2.2.1在线检验项目和内容
2.2.1.1检查管子及法兰、管件、阀门等组成件泄漏情况。
2.2.1.2绝热层和防腐层检查：
检查绝热层有无破损、脱落、跑冷等情况，防腐层是否完好。
2.2.1.3振动检查：
检查管道有无异常振动情况。
2.2.1.4位置与变形检查：
检查管道的位置是否符合相关规范和标准的要求，管道之间及管道与相邻设备之间有无相互碰撞及摩擦，管道是否存在挠曲、下沉以及异常变形等。
2.2.1.5支吊架检查：
检查支吊架是否脱落、变形、腐蚀损坏或焊接接头开裂，支架与管道接触处有无积水现象，恒力弹簧支吊架转体位移指示是否越限，变力弹簧支吊架是否异常变形、偏斜或失载，刚性支吊架状态是否异常，吊杆及连接配件是否损坏或异常，转导向支架间隙是否合适，有无卡涩现象，阻尼器、减振器位移是否异常，液压阻尼器液位是否正常，承载结构与支撑辅助钢结构是否明显变形，主要受力焊接接头是否有宏观裂纹。
2.2.1.6阀门检查：
检查阀门表面是否存在腐蚀现象，阀体表现是否有裂纹、严重缩也等缺陷，阀门连接螺栓是否松动，阀门操作是否灵活。
2.2.1.7法兰检查：
法兰是否偏口，紧固件是否齐全并符合要求，有无松动和腐蚀现象；
法兰面是否发生异常翘曲、变形。
2.2.1.8膨胀节检查：
波纹管膨胀节表面有无划痕、凹痕、腐蚀穿孔、开裂等现象，波纹管波间距是否正常、有无失稳现象，铰链型膨胀节的铰链、销轴有无变形、脱落等损坏现象，拉杆式膨胀节的拉杆、螺栓、连接支座有无异常现象。
2.2.1.9对有阴极保护装置的管道应检查其保护装置是否完好。
2.2.1.10对有蠕胀测点的管道应检查其蠕胀测点是否完好。
2.2.1.11检查管道标识是否符合国家现行标准的规定。
2.2.1.12测厚检查：
需重点管理的管道或有明显腐蚀和冲刷减薄的弯头、三通、管径突变部位及相邻直管部位应采取定点测厚或抽查的方式进行壁厚测定。
定点测厚发现问题时，应扩大测厚范围，根据测厚结果，可缩短定点测厚间隔期或采取监控等措施。
2.2.1.13对输送易燃、易爆介质的管道采取抽查的方式进行防静电接地电阻和法兰间的接触电阻值的测定。
管道对地电阻不得大于100Ω，法兰间的接触电阻值应小于0.03Ω。
2.2.1.14检查安全保护装置运行是否良好。
2.2.2全面检验项目和内容
2.2.2.1在线检验的全部项目。
2.2.2.2检查管道的支吊架间距是否合理。
2.2.2.3检查管道组成件有无损坏，有无变形，表面有无裂纹、皱褶、重皮、碰伤等缺陷。
2.2.2.4检查焊接接头（包括热影响区）是否存在宏观的表面裂纹。
2.2.2.5检查焊接接头的咬边和错边量。
2.2.2.6检查管道是否存在明显的腐蚀，管道与管架接触处等部位有无局部腐蚀。
2.2.2.7合金钢管道及高温高压管道螺栓材质不明的，应采用化学分析、光谱分析等方法确定材质。
2.2.2.8管道剩余厚度的抽查测定。
管道的弯头、三通和直径突变处部位的抽查比例如下：
GC1级管道大于等于50%，GC2管道大于等于20%，GC3级管道大于等于5%。
上述被抽查的每个管件，测厚位置不得少于3处；
上述被抽查管件与直管段相连的焊接接头的直管段一侧应进行厚度测量，测厚位置不得少于3处。
不锈钢管道、介质无腐蚀性的管道可适当减少测厚抽查比例。
管道具体测厚按照感化股份炼[2001]89号《加工高含硫原油部分装置在用设备及管道选材指导意见和三个有关管理规定》。
2.2.2.9宏观检查中符合下列条件应进行表面无损检测抽查：
a.绝热层破损或可能渗入雨水的奥氏体不锈钢管道的相应部位；
b.处于应力腐蚀环境中的管道；
c.长期承受明显变变载荷管道的焊接接头和容易造成应力集中的部位；
d.检验人员认为有必要的，对支管角焊缝等部位。
2.2.2.10GC1、GC2级管道的焊接接头一般应进行超声波或射线检验抽查。
GC3级管道如未发现异常情况，一般不进行其焊接头的超声波或射线检验抽查。
超声波或射线检验抽查的比例与重点检验部位按表2确定。
表2管道检测比例
管道级别
超声波或射线检测比例
GC1
GC2
焊接接头数量的15%且不少于2个
焊接接头数量的10%且不少于2个
注：
温度、压力循环变化和振动较大的管道的抽查比例应为表中数值的2倍。
耐热钢管道的抽查比例应为表中数值的2倍。
抽查的焊接接头进行全长度无损检测。
抽查的部位应从下述重点检查部位中选定：
a.制造、安装中返修过的焊接接头和安装时固定口的焊接接头；
b.错边、咬边严重超标的焊接接头；
c.表面检测发现裂纹的焊接接头；
d.泵、压缩机进出口第一道焊接接头或相近的焊接接头；
e.支吊架损坏部位附近的管道焊接接头；
f.异种钢焊接接头；
g.硬度检验中发现的硬度异常的焊接接头；
h.使用中发生泄漏的部位附近的焊接接头；
i.其他认为需要抽查的其他焊接接头。
2.2.2.11下列管道一般应选择有代表性的部位进行金相和硬度检验抽查。
a.工作温度大于370℃的碳素钢和铁素体不锈钢管道；
b.工作温度大于450℃的钼钢和铬钼合金钢管道；
c.工作温度大于430℃的低合金钢和奥氏体不锈钢管道；
d.工作温度大于220℃的输送临氢介质的碳钢和低合金钢管道。
2.2.2.12对于由工作介质（如含湿硫化氢）可能引起应力腐蚀的碳钢和低合金钢管道，一般应选择有代表性的部位进行硬度检验。
2.2.2.13对于使用寿命接受或已经超过设计寿命的管道，检验时应进行金相检验或硬度检验，必要时应取样进行力学性能或化学成分分析。
2.2.3耐压强度校验和压力分析
2.2.3.1管道的全面减薄量超过公称厚度的10%时应耐压强度校验。
耐压强度校验参照现行国家标准《工业金属管道设计规范》GB50316的相关要求进行。
2.2.3.2管道应力分析。
对下列情况之一者，必要时应进行管系应力分析；
a.无强度计算书，并且to≥Do/6或Po/[σ]t＞0.385的管道；
其中to为管道设计壁厚（mm），Do为管道外径（mm），Po为设计压力（MPa），[σ]t为设计温度下材料的许用应力（MPa）；
b.存在下列情况之一的管道：
有较大变形、挠曲；
法兰经常性泄漏、破坏；
管段应设而未设置补偿器或补偿器失效；
支吊架异常损坏；
严重的全面减薄。
2.2.4压力试验
在用工业管道应按一定的时间间隔进行压力试验，具体要求如下：
2.2.4.1经全面检验的管道一般应进行压力试验。
2.2.4.2管道有下列条件之一时，应进行压力试验：
a.经重大修理改造的；
b.使用条件变更的；
c.停用2年以上重新投用的。
对因使用条件变更而进行压力试验的管道，在压力试前应经强度校核合格。
2.2.4.3上述2.3.4.2所述的管道，如果现场条件不允许使用液体或气体进行压力试验，经使用单位和检验单位同意，可同时采用下列方法代替：
a.所有焊接接头和角焊缝（包括附着件上的焊接接头和角焊缝），用液体渗透法或磁粉法进行表面无损检测；
b.焊接接头用100%射线或超声检测；
c.泄漏性试验。
2.2.4.4不属于2.3.4.2所述的管道，如果现场条件不允许使用液体或气体进行压力试验，经使用单位和检验单位同意，通过泄漏性试验的可以不进行压力试验。
2.2.4.5压力试验和泄漏性试验的具体规定按国家标准《工业金属管道工程施工及验收规范》ＧB50235-97执行，其中试验压力计算公式中的设计压力在此可用最高工作压力代替。
3检修与质量标准
3.1检修前准备
3.1.1备齐图纸和技术资料，必要时应编写施工方案。
3.1.2核对管道材料的质量证明文件，并进行外观检查。
常见钢管的选用参见附录A。
3.1.3隔断非同步检修的设备或系统，加盲板。
管道内部吹扫、置换干净，施工现场符合有关规定。
3.2利旧管道的拆卸
3.2.1工作温度高于250℃的管道当温度降至150℃时，应在需拆卸的各螺栓上浇机械油或消锈剂。
3.2.2拆卸的高压螺栓、螺母、可重复使用的垫片应清洗干净并逐个检查。
3.2.3拆卸时应保护各部位的密封面，敞口法兰应予以封闭保护。
3.2.4拆卸管道应做好支撑，以防脱落和变形。
3.2.5对有可能产生连多硫酸腐蚀开裂的奥氏体不锈钢管道，在拆开后接触大气之前应进行中和清洗或氮气保护，推荐的中和清洗方案参考NACERP0170-97《奥氏体不锈体和其他奥氏体合金炼油设备在停工期间产生连多硫酸应力腐蚀开裂的防护》。
3.3管道组成件的检验
3.3.1管道组成应符合原管道设计规定和本规程的有关要求。
3.3.2管道组成件必须具有质量证明书，无质量证明书的产品不得使用。
3.3.3管道组成件的质量证明书应包括以下内容：
a.产品标准号；
b.产品型号或牌号；
c.炉罐号、批号、交货状态、重量和件数；
d.品种名称、规格及质量等级；
e.各种检验结果；
f.制造厂检验标记；
g.化学成分和力学性能；
h．合金钢锻件的金相分析结果；
i.热处理结果及焊缝无损检测报告。
3.3.3.4管道原设计有低温冲击值要求的，其材料产品质量证明书应有低温冲韧性试验值，否则应按GB4159的规定进行补项试验。
3.3.5有晶间腐蚀要求的材料，产品质量证明书应注明晶间腐蚀试验结果，否则应按GB/T4334.1~6中的规定，进行补项试验。
3.3.6介质毒性程度为极度危害和高度危害的GC1级管道用管子材料应按GB/T5777《无缝钢管超声波探伤试验方法》的规定逐根进行超声波检测。
3.3.7管道组成件应进行外观检查，其表面质量应符合以下要求：
a.内外表面不得有裂纹、折叠、发纹、扎折、离层、结疤等缺陷；
b.表面的锈蚀、凹陷、划痕及其他机械损伤的深度，不应超过相应产品标准允许的壁厚负偏差；
c.端部螺纹、坡口的加工精度及粗糙度应达到设计文件或制造标准的要求；
d.焊接管件的焊缝应成型良好，且与母材圆滑过渡，不得有裂纹、未熔合、未焊透、咬边等缺陷；
e.螺栓、螺母的螺纹应完整，无划痕、毛刺等缺陷，加工精度符合产品标准要求。
螺栓螺母应配合良好，无松动和卡涩现象；
f.有符合产品标准的标识。
3.3.8阀门及安全附件的技术条件应符合设计图纸要求。
3.3.9高压管子、管件及紧固件除应做3.3.1~3.3.8条检查外，还应做如下检查。
3.3.9.1高压管子在管子两端测量外径及壁厚，其偏差应符合表3。
表3高压管子外径和壁厚偏差
外径公差
壁厚公差
外径
公差
壁厚/mm
公差/%
冷拔
（冷轧）
＜35
35~57
＞57
±
0.2mm
0.3mm
0.80%
≤3
＞3~20
＜20
+12
-10
＋15
－10
热扎
≤159
＞159
＞20
＜168
≥168
3.3.9.2高压管子没有出厂无损检测结果时，应逐根进行无损检测。
如有无损检测结果，但经外观检查发现缺陷时，应抽查10%。
如仍有不合格者，则应逐根进行检测。
表面缺陷可打磨消除，但壁厚减薄量不得超过实际壁厚的10%，且不超过管子的负偏差。
3.3.9.3高压管道的螺栓、螺母应抽检硬度，其值应符合表4要求：
表4高压管子外径和壁厚偏差
钢号
硬度值/HB
依据标准
25
35
50
40Mn
30CrMo、35CrMo
25CrMoV
25CrMolV
20CrMolVTiB
20CrMolNbB
≤170
≤197
≤241
≤229
211~274
236~278
GB699-88
GB3077-88
DJ56-79
a.螺栓、螺母每批各取两件进行硬度检查，若有不合格，须加倍检查。
如仍有不合格则应逐件检查；
b.螺母硬度不合格者不得使用；
c.螺栓硬度不合格者，应取该批中硬度值最高、最低者各一件校验力学性能。
若有不合格，再取硬度最接近的螺栓加倍校验，如仍有不合格，则该批螺栓不得使用。
3.3.10焊接材料
3.3.10.1焊接材料应具有出厂质量合格证，并按有关规定进行复验。
3.3.10.2材料不得锈蚀，药皮不得变质受潮，合金钢焊条标志清晰。
3.3.10.3焊接材料的化学成分、力学性能应与母材匹配。
对于非奥氏体不锈钢的异种钢材的焊接材料，宜选择强度不低于较低强度等级、韧性不低于较高材质的焊条。
而一侧为奥氏体不锈钢时，焊接材料镍含量较该不锈钢高一等级。
具体选用可参照SH3526《石油化工异种钢焊接规程》。
常用焊接材料的选用参见附录B。
3.4修理及质量标准
3.4.1管道预制
3.4.1.1管子切割
a.坡口表面应平整，无毛刺、凸凹、缩口、熔渣、氧化铁等；
b.管端切口平面与管子轴线的垂直度小于管子直径的1%，且不超过3mm；
c.合金钢管、不锈钢管、公称直径小于50mm的碳素钢管，以及焊缝射线检测要求等级为II级合格的管道坡口，一般应用机械切割。
如采用气割、等离子切割等，必须对坡口表面打磨修整，去除热影响区，其厚度一般不小于0.5mm。
有淬硬倾向的管道旧坡口应100%PT检查，工作温度低于或等于-40℃的非奥氏体不锈钢管坡口5%探伤，不得有裂纹、夹渣等；
d.清除坡口表面及边缘20mm内的油漆、污垢、氧化铁、毛刺及镀锌层，并不得有裂纹、夹层等缺陷；
e.为防止沾附焊接飞溅，奥氏体不锈钢坡口两侧各100mm范围内应刷防飞溅涂料；
f.手工电弧焊及埋弧自动焊的坡口型式和尺寸应符合GB50236-98的要求。
g.不等壁厚的管子、管件组对，较薄件厚度小于10mm、厚度差大于3mm，及较薄件厚度大于10mm，厚度差大于较薄件的30%或超过5mm时，应按图1规定削薄厚件的边缘；
h.高压钢管或合金钢管应有标记。
3.4.1.2管子弯制
a.弯管最小弯曲半径参照表5；
管道设计压力/MPa
弯管制作方式
最小弯曲半径
＜10
热弯
3.5Dw
冷弯
4.0Dw
冷、热弯
5.0Dw
Dw一般管子外径。
b.弯曲的钢管表面不得有裂纹、划伤、分层、过热等现象，管内外表面应平滑、无附着物。
c.弯管制作后，弯管处的最小壁厚不得小于管子公称壁厚的90%，且不得小于设计文件规定的最小壁厚。
弯管处的最大外径与最小外径之差，应符合下列规定：
GC1级管道应小于弯制前管子外径的5%；
GC2、GC3级管道应小于弯制前管子外径的8%。
d.弯曲角度偏差，高压管不得超过1.5mm/m，最大不得超过5mm；
中低压管弯曲角度偏差对冷变管不超过3mm/m，最大不得超过10mm；
对热弯管不得超过5mm，最大不得超过15mm；
e.中低压管弯管内侧波高的允许值见表6，波距应大于或等于4倍波高；
表4中低压管弯管内侧波高允许值mm
管子外径
≤114
133
159
219
273
325
377
426
波高
4
5
6
7
8
f.褶皱弯管波纹分布均匀、平整、不歪斜；
g.碳素钢管、合金钢管在冷弯后，应按规定进行热处理。
有应力腐蚀倾向的弯管（如介质为苛性碱、湿硫化氢环境等），不论壁厚大小，均应做消除应力热处理。
常用钢管冷弯后热处理条件参照表7。
常用管子热弯温度及热处理条件参照表8；
表7常用钢管冷弯后热处理条件表
钢种或钢号
壁厚/mm
弯曲半径
热处理要求
Q235-A、B、C
10、20、20G
16Mn
≥36
任意
600~650℃退火
19~36
5Dw
＜19
12CrMo
15CrMo
680~700℃退火
13~20
＜13
12CrlMoV
720~760℃退火
OCr19Ni9OCr18Ni9
OCr18NilOTiCr25Ni20
按设计条件要求
Dw——管子外径。
表8常用管子热弯温度及热处理条件表
热弯温度/℃
750~1050
终弯温度小于900℃，且壁厚大于或等于19mm时，进行600~650℃回火
900~1050
12CrMo15CrMo
800~1050
900~920℃正火
980~1020℃正火加
720~760℃回火
1Cr5Mo1Cr9Mo
850~875℃完全退火
或725~750℃高温回火
900~1200
1050~1100℃固溶
对有晶间腐蚀要求的奥氏体不锈钢管，热处理后应从同批管子中取两件试样做晶间腐蚀倾向试验。
如有不合格，则应全部重新热处理，热处理次数不得超过3次；
h.高压管子弯制后，应进行无损探伤，如需热处理，应在热处理后进行。
3.4.1.3高压管的螺纹及密封面加工
a.螺纹表面不得有裂纹、凹陷、毛刺等缺陷。
螺纹表面粗糙度为Ra3.2。
有轻微机械损伤或断面不完整的螺纹，全长累计不应大于1/3圈。
螺纹牙高减少应不大于其高度的1/5；
b.法兰用手拧入，不松动；
c.管端锥度密封面不得有划痕、刮伤、凹陷等缺陷，表面粗糙度为Ra1.6，锥角偏差不应大于±
0.5°
，须用样板作透光检查。
密封面用标准透镜垫做印痕检查时，印痕不得间断或偏移；
d.管端平面密封面粗糙度为Ra1.6，端面与管中心线应垂直，其偏差值应不大于表9所列数值。
表9管端平面垂直度mm
45
60
89
114
480
垂直度
0.2
0.25
0.3
0.4
0.5
0.6
高压管子自由管段长度允许偏差±
5mm，封闭管段偏差为±
3mm。
3.4.2管道的焊接
3.4.2.1焊工须按规定取得相应资格证。
施焊后在每道焊缝结尾处打上焊工印记。
不允许打钢印的管道应在竣工图上记载。
3.4.2.2焊接接头不得强行组对，对口内壁应平齐，其错边量偏差对射线检测I、II级为合格的焊缝不应超过管子壁厚的10%，且不大于1mm；
对射线检测III合格的焊缝不应超过管子壁厚的20%，且不大于2mm。
3.4.2.3焊接时必须采用经评定合格的焊接工艺，否则应采取防护措施。
3.4.2.4不得在焊件表面引弧或试验电流，低温管道、不锈钢及淬硬倾向较大的合金钢焊件表面不得有电弧擦伤等缺陷。
3.4.2.5焊接在管子、管件上的组对卡具，其焊接材料及工艺措施应与正式焊接相同。
卡具拆除不应损伤母材，焊接残留痕迹应打磨修整。
有淬硬倾向的母材，应作磁粉或着色检查，不得有裂纹。
3.4.2.6对GC1、GC2级管道和对管内清洁度要求高的管道、机器入口管道及设计文件规定的其他管道的单面焊焊缝，应采用氩弧焊打底。
3.4.2.7管道焊接接头不得有焊渣、飞溅物等。
焊缝成型良好，焊缝宽度以每边盖过坡口边缘2mm为宜。
角焊缝的焊脚高度应符合设计规定。
外形应平缓过渡，不得有裂纹、气孔、夹渣、凹陷等缺陷。
焊缝咬肉深度不应大于0.5mm，低温管道焊缝不得咬肉。
3.4.2.8管材焊前预热及焊后处理就应按GB50236-98《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》的有关规定进行。
常用管材焊前预热及焊后热处理工艺条件见表10。
3.4.2.9焊缝无损检测比例及合格等级应符合设计要求或按SH3501-2002《石油化工有毒、可燃介质管道施工及验收规范》的规定，
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