石化标准石油化工行业标准规范目录-sh 23页

'石油化工设备维护检修规程——通用设备工业管道维护检修规程SHS01005-2003中国石油化工集团公司修订中国石油化工股份有限公司中国石化出版社 目次1总则12检验、检修周期和内容23检修与质量标准64试验与验收155维护与故障处理17附录A　　　　　　　　　　　常用无缝钢管选用表19附录B　　　　　　　　　　　常用焊接材料选用表20 1总则1.1主题内容与适用范围1.1.1本规程规定了在用碳素钢、合金钢、不锈钢工业管道的检查周期与内容、检修与质量标准、试验与验收及维护。1.1.2本规程适用于工作压力为400Pa（绝压）～100Mpa（表压）、工作温度为－196～＋850℃的石油化工工业管道。1.1.3本规程不适用于下列管道：a.有色金属管道、铸铁管道和非金属管道；b.直接受火焰加热的管道。1.1.4管道按最高工作压力分级，见表－1。表1管道分级类别名称公称压力/(MPa)真空管道P＜标准大气压低压管道0≤P＜1.6中压管道1.6≤P＜10高压管道≥101.1.5在用工业管道按设计压力、设计温度、介质等因素分为GC1、GC2、GC3级。具体分级内容如下：1.1.5.1符合下列条件之一的工业管道为GC1级：a．输送现行国家标准《职业接触毒物危害程度分级》GB5044中规定的毒性程度为极度危害介质的管道；b．输送现行国家标准《石油化工企业设计防火规范》GB50160及《建筑防火规范》GBJ16中规定的火灾危险性为甲、乙类可燃气体或甲类可燃液体，并且设计压力≥4.0MPa的管道；c．输送可燃流体介质、有毒流体介质，设计压力≥4.0MPa，并且设计温度≥400℃的管道；d．输送流体介质并且设计压力≥10.0MPa的管道。1.1.5.2符合下列条件之一的工业管道为GC2级：a．输送现行国家标准《石油化工企业设计防火规范》GB50160及《建筑防火规范》GBJ16中规定的火灾危险性为甲、乙类可燃气体或甲类可燃液体，并且设计压力＜4.0MPa的管道；b．输送可燃流体介质、有毒流体介质，设计压力＜4.0MPa，并且设计温度≥400℃的管道；21 a．输送可燃流体介质、无毒流体介质，设计压力＜10.0MPa，并且设计温度≥400℃的管道；b．输送流体介质，设计压力＜10.0MPa，并且设计温度＜400℃的管道；1.1.5.3符合下列条件之一的GC2级工业管道划分为GC3级：a．输送可燃流体介质、无毒流体介质，设计压力＜1.0MPa，并且设计温度＜400℃的管道；b．输送非可燃流体介质、无毒流体介质，设计压力＜4.0MPa，并且设计温度＜400℃的管道；1.2编写修订依据：GB50235-97《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50236-98《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》SH3501-2002《石油化工有毒、可燃介质管道施工及验收规范》国质检锅[2003]108号《在用工业管道定期检验规程》GB5044《职业接触毒物危害程度分级》GB50160《石油化工企业设计防火规范》GB50316《》GB5777《》GBJ16《建筑防火规范》石化股份炼［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检验、检修周期和内容2．1检验周期按照国质检锅[2003]108号《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，确定检修周期。一般工业管道全面检验周期为3～6年。2.3检验内容2.3.1在线检验项目和内容如下：21 2.3.1.1检查管子及法兰、管件、阀门等组成件泄漏情况。2.3.1.2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。2.3.1.3振动检查：检查管道有无异常振动情况。2.3.1.4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。2.3.1.5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有明显变形，主要受力焊接接头是否有宏观裂纹。2.3.1.6阀门检查：检查阀门表面是否存在腐蚀现象，阀体表面是否有裂纹、严重缩孔等缺陷，阀门连接螺栓是否松动，阀门操作是否灵活。2.3.1.7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。2.3.1.8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。2.3.1.9对有阴极保护装置的管道应检查其保护装置是否完好。2.3.1.10对有蠕胀测点的管道应检查其蠕胀测点是否完好。2.3.1.11检查管道标识是否符合国家现行标准的规定。2.3.1.12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。2.3.1.13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。2.3.1.14检查安全保护装置运行是否良好。2.3.2全面检验项目和内容如下：2.3.2.1在线检验的全部项目。2.3.2.2检查管道的支吊架间距是否合理。21 2.3.2.3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。2.3.2.4检查焊接接头(包括热影响区)是否存在宏观的表面裂纹。2.3.2.5检查焊接接头的咬边和错边量。2.3.2.6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。2.3.2.7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。2.3.2.8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级管道大于等于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。管道具体测厚按照石化股份炼［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》。2.3.2.9宏观检查中符合下列条件应进行表面无损检测:a.绝热层破损或可能渗入雨水的奥氏体不锈钢管道，应在相应部位进行外表面渗透检测。b.处于应力腐蚀环境中的管道；c.长期承受明显交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时，应对支管角焊缝等部位进行表面无损检测抽查。2.3.2.10GC1、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①②GC1焊接接头数量的15%且不少于2个③GC2焊接接头数量的10%且不少于2个③①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。②耐热钢管道的抽查比例应为表中数值的2倍。③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；21 a.表面检测发现裂纹的焊接接头；b.泵、压缩机进出口第一道焊接接头或相近的焊接接头；c.支吊架损坏部位附近的管道焊接接头；d.异种钢焊接接头；e.硬度检验中发现的硬度异常的焊接接头；f.使用中发生泄漏的部位附近的焊接接头；g.其它认为需要抽查的其他焊接接头。2.3.2.11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；2.3.2.12对于工作介质含湿H2S或介质可能引起应力腐蚀的碳钢和低合金钢管道，一般应应选择有代表性的部位应进行硬度检验。2.3.2.13对于使用寿命接近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试验或化学成份分析。2.3.3耐压强度校验和应力分析2.3.3.1管道的全面减薄量超过公称厚度的10%时应进行耐压强度校验。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。2.3.3.2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t0≥D0/6或P0/[σ]t>0.385的管道；其中t0为管道设计壁厚（mm），D0为管道外径（mm），P0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。2.3.4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：2.3.4.1经全面检验的管道一般应进行压力试验。2.3.4.2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。21 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。2.3.4.3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。2.3.4.4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。2.3.4.5压力试验和泄漏性试验的具体规定按现行国家标准《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以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。常用钢管的选用参见附录A。3.1.3　应断开与非同步检修设备或系统的连接，加盲板。管道内部要吹扫、置换干净，施工现场符合有关安全规定。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，应充氮气保护或碱洗保护。3.3　管道组成件的检验3.3.1管道组成件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：21 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；3.3.1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击韧性试验值，否则应按GB4159的规定进行补项试验。3.3.2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/4334.1～6中的规定，进行补项试验。3.3.3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GB5777的规定逐根进行超声波检测。3.3.4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；3.3.5阀门及安全附件的技术条件应符合设计图纸要求。3.3.6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。3.3.6.1高压管子在管子两端测量外径及壁厚，其偏差应符合表3。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。21 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）＜3535～57＞57±0.2mm±0.3mm±0.80%≤3＞3～20＜20+12-10±10+15-10热轧≤159＞159＞20外径外径＜168≥168±10+15-10表4高压管道螺栓、螺母硬度值钢　　号硬度值，HB依据标准25≤170GB699-8835≤197GB699-8850≤241GB699-8840Mn≤229GB699-8830CrMo、35CrMo≤229GB3077-8825CrMoV≤241GB3077-8825CrMo1V≤241GB3077-8820CrMo1VTiB211～274DJ56－7920CrMo1NbB236～278DJ56－79a.　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，合金钢焊条标志明显。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21 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。L≥(S-S2)L=1.5S2图－1不等壁厚管子、管件组对坡口21 3.4.1.2　管子弯制a.　弯管最小弯曲半径参照表5；表5弯管最小弯曲半径管道设计压力MPa弯管制作方式最小弯曲半径＜10热弯3.5Dw冷弯4.0Dw≥10冷、热弯5.0Dw注：Dw－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弯管不超过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。f.　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6中低压管弯管内侧波高允许值管子外径≤114133159219273325377426波高45678g.　褶皱弯管波纹分布均匀、平整、不歪斜；h.　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、C10、20、20G16Mn≥36任意600℃～650℃退火19～365Dw＜19任意12CrMo＞20任意680℃～700℃退火21 15CrMo13～203.5Dw＜13任意12Cr1MoV＞20任意720℃～760℃退火13～203.5Dw＜13任意0Cr19Ni90Cr18Ni90Cr18Ni10TiCr25Ni20任意任意按设计条件要求注Dw－管子外径。表8常用管子热弯温度及热处理条件表钢种或钢号热弯温度℃热处理要求Q235-A、B、C10、20、20G750～1050终弯温度小于900℃，且壁厚大于或等于19㎜时，进行600℃～650℃回火16Mn900～105012CrMo15CrMo800～1050900℃～920℃正火12Cr1MoV800～1050980℃～1020℃正火加720℃～760℃回火1Cr5Mo1Cr9Mo800～1050850℃～875℃完全退火或725℃～750℃高温回火0Cr19Ni9、0Cr18Ni90Cr18Ni10Ti、Cr25Ni20900～12001050℃～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；i.　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.　管端锥角密封面不得有划痕、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；21 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）管外径456089114159219273325377426480垂直度0.20.250.30.40.50.6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Ⅰ、Ⅱ级焊缝不应超过管子壁厚的10%，且不大于1mm；对Ⅲ级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热处理就应按GB50236－98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G50235要求，评定标准执行JB4730－94《压力容器无损检测》。3.4.2.10　对同一焊工所焊同一规格管道的焊缝按比例抽查，但探伤长度不得少于一道焊口。如有质量等级不合格者，应对该焊工所焊同类焊缝，按原定比例加倍探伤，如仍有此类缺陷，应对该焊工所焊全部同类焊缝进行无损探伤。焊缝同一部位返修次数，对碳素钢管一般不超过3次；对合金钢管、不锈钢一般不超过两次。对仍不合格的焊缝，如再进行返修，应经单位技术负责人批准，返修的次数、部位和无损探伤结果等，应作记录。21 表10常用管材焊前预热及焊后热处理工艺条件表钢种焊前预热焊后热处理壁厚/(mm)温度/(℃)壁厚/(mm)温度/(℃)Q235－A、B、C10、20、20G≥26100～200＞30600～65016Mn≥15150～200＞20600～65015MnV560～59012CrMo650～70015CrMo≥10150～250＞10650～70012Cr1MoV、12Cr2Mo≥6200～300＞6700～750Cr5Mo、Cr9Mo250～350任意750～7803.4.2.11　焊缝经热处理后，应对焊缝、热影响区和母材进行硬度抽查，其抽查比例：当DN＞50mm时，为热处理焊口总量的10%以上；当DN＜50mm时，为热处理焊口总量的5%以上。其硬度值对碳素钢管不应大于母材最高硬度的120%，且HB≤200；对合金钢管不应超过母材最高硬度的125%，且HB≤225。3.4.2.12马鞍管焊缝应由焊接工艺保证，且按要求着色检查。3.4.2.13异种钢焊接3.4.3　衬里管道3.4.3.1　管道内表面应平整光滑，局部凹凸不得超过3mm。棱角部分须打磨成半径不小于3mm的圆弧。3.4.3.2　管口焊接宜采用双面对接焊缝，贴衬表面焊缝凸出表面不应大于2mm。焊缝与母材呈圆滑过渡。3.4.3.3　弯头、弯管的弯曲半径一般应为管外径的3.5～4倍，弯管角底应不小于90°，且只允许在一个平面上弯曲。3.4.3.4　公称直径等于或大于100mm的弯头或弯管，可使用压制弯头或焊制弯头。单面焊缝必须焊透。3.4.3.5　超长弯头、液封管、并联管等复杂管段，应分段用法兰连接；三通、四通、弯头、弯管及异径管等管件，宜设置松套法兰。3.4.3.6　衬里管道不得使用褶皱弯管；异径管不得采用抽条法制做；法兰密封面不宜车制水线。3.4.4　管道安装3.4.4.1　中低压管道a.　脱脂的管子、管件和阀门，其内外表面不得被油迹污染。21 b.　法兰、焊缝及其他连接件的设置应便于检修，并不得紧贴墙壁、楼板或管架。管道穿过墙、楼板或其他建筑物应小于墙的厚度。穿楼板的套管应高出地面20～50mm。必要时在套管与管道间隙内填入石棉或其他不燃烧的材料。c.　管道安装前管内不得有异物。管道安装后，不得使设备承受过大的附加应力。与传动设置连接的管道一般应从设备一侧开始安装，其固定焊口应远离设备。管道系统与设备最终连接时，应在设备上安设监视位移的仪表，转速大于6000r/min时，其位移值应小于0.02mm；转速小于或等于6000r/min时，其位移值应小于0.05mm。需预位伸（压缩）的管道与设备最终连接时，设备不得产生位移。d.　输送可燃气体、易燃或可燃液体的管线不得穿过仪表室、化验室、变电所、配电室、通风机室和惰性气体压缩机房。可燃气体放空管应加静电接地措施，并需在避雷设施之内。e.　安装垫片时，应将法兰密封面清理干净，垫片表面不得有径向划痕等缺陷，并不得装偏；高温管道的垫片两侧涂防咬合剂，同一组密封垫不应加两个垫。f.　螺栓组装要整齐、统一，螺栓应对称紧固，用力均匀。螺栓必须满扣。g.　管段对口时，对接的管子应平直，在距对口200mm处测量，允许偏差1mm/m，但全长的最大累计允许偏差不得超过10mm。h.　法兰密封面不得有径向划痕等影响密封性能的缺陷，密封面间平行度偏差不大于法兰外径的1.5%，密封面间隙应略大于垫片厚度，螺栓应能自由穿入。i.　对不锈钢和合金钢螺栓螺母，或管道工作温度高于250℃时，螺栓、螺母应涂防咬合剂。j.　有特殊要求的管道须经化学清洗，其中不锈钢管道还需钝化合格。k.　阀门手轮安装方位应便于操作，禁止倒装。止回阀、截止阀、调节阀和疏水阀应按要求安装，走向正确。安全阀安装不得碰撞。阀门与管道焊接时，阀门应处于开启状态。l.　采用螺纹连接的管道，拧紧螺纹时，不得将密封材料挤入管内。m.　埋地管道须经试压合格，并经防腐处理后方能覆盖。n.　管子间净距允许偏差5mm，且不妨碍保温（冷）。立管垂直度偏差应不大于2‰，且不大于15mm。o.　有热（冷）位移的管道，在开始热（冷）负荷运转时，应及时对各支、吊架逐个检查，应牢固可靠、移动灵活、调整适度、防腐良好。p.　高温或低温管道的螺栓在试运时若需热紧或冷紧，紧固要适度，热（冷）紧温度见表12。表12高温或低温管道螺栓热紧或冷紧温度表21 工作温度℃一次热紧、冷紧温度/(℃)二次热紧、冷紧温度/(℃)250～350工作温度＿＞350350工作温度－29～－70工作温度＿－70－70工作温度3.4.4.2　高压管道高压管道的检修质量标准除包括3.4.4.1条的全部内容外，还应满足下列要求：a.　管道支、吊架衬垫应完整、垫实、不偏斜；b.　螺纹法兰拧入管端，管端螺纹倒角应外露；c.　安装前，管子、管件的内部及螺栓、密封件应住址清洗。密封件涂以密封剂，螺纹部分涂以防咬合剂；d.　合金钢管材质标记清楚准确。3．4．4．3其它管道或附件按设计图纸和SH/T3517-2001《石油化工钢制管道工程施工工艺标准》执行。3.4.5　阀门的检修参见SHS01030《阀门维护检修规程》。3.4.6　管道的防腐与油漆参见SHS01034《设备及管道油漆检修规程》。3.4.7　管道的绝热参见SHS01033《设备及管道保温保冷检修规程》。4试验与验收4.1　试验4.1.1　管道试验应具备如下条件：a.管道及支、吊架等系统施工完毕，检修记录齐全并经检验合格，试验用临时加固措施确认安全可靠。b.试验用压力表须校验合格，精度不低于1.5级，表的量程为最大被测压力的1.5～2倍。压力表不少于两块。c.将不参与试验的系统、设备、仪表及管道等隔离。安全阀、爆破片应拆除。4.1.2　局部修理的管道，在以施工工艺条件保证施工质量的条件下，可随装置贯通试压一并进行。4.1.3　液压试验4.1.3.1　液压试验应用洁净水进行，注水时应将空气排净。4.1.3.2　奥氏体不锈钢管液压试验，水中氯离子含量不得超过25ppm。4.1.3.3　液压试验压力应符合下列规定。a.　真空管道为0.2MPa(表压)；21 b.　其他管道为最高工作压力的1.5倍；c.　最高操作温度高于200℃的碳素钢管或高于350℃的合金钢管道的试验压力，应按下式换算：Pt=1.5Po[σo]/[σt]式中　Pt－常温时的试验压力，MPa；Po－最高工作压力，MPa；[σo]－材料在试验温度下的许用应力，MPa；[σt]－材料在工作温度下的许用应力，MPa。4.1.3.4水压试验过程中，碳素钢、普通低合金钢的管道各部水温须保持在5℃以上，其它钢材的水温按设计要求执行。水压试验后及时将水排净。4.1.3.5试验以无泄漏、目测无变形为合格。4.1.4　气压试验a.　气压试验介质一般用空气或惰性气体进行。其试验压力为最高工作压力的1.5倍；真空管道为0.2MPa。b.　气压试验时，压力应逐级缓升，首选升至试验压力50%，进行检查，如无泄漏及异常现象，继续按试验压力的10%逐级升压，直至试验压力。每一级稳压3min，达到试验压力后稳压5min，以无泄漏，目测无变形为合格。4.1.5　严密性试验4.1.5.1　气压严密性试验应在强度试验和系统吹洗合格后进行。试验介质宜用空气或氮气。试验压力为：a.　真空管道，0.1MPa（表压）；b.　其他管道为最高工作压力。当最高工作压力高于25MPa的管道以空气作试验介质时，其压力不宜超过25MPa。4.1.5.2　真空管道在严密性试验合格后，系统联运转时，还应按设计压力进行真空度试验，时间为24h，增压率不大于5%为合格。式中　△P－24小时增压率；　　　P1－试压初始压力（表压），MPa；　　　P2－24h后的实际压力（表压），MPa。4.1.5.3严密性试验时，应缓慢升压，达到试验压力后稳压10min，然后降压至最高工作压力，以不降压、无泄漏和无变形为合格。4．1．5．4严密性试验可随装置气密试验一并进行。4.2　验收21 4.2.1　检修记录准确、齐全。4.2.2　管道油漆完好无损，附件灵活好用，运行一周无泄漏。4.2.3　提交下列技术资料。a.　设计变更及材料代用通知单、管道组成件、焊材质量证明书和合格证；b.　隐蔽工程记录；c.　检修记录（含单线图）；d.　焊缝质量检验报告；e.　试验记录。5维护与故障处理5.1日常维护5.1.1操作人员必须按照操作规程使用管道，定时巡回检查。5.1.2日常定时巡回检查内容：a．在用管道有无超温、超压、超负荷、过冷；b．管道有无异常振动，管道内部有无异常声音；c．管道有无发生液击；a．管道安全保护装置运行是否正常；b．绝热层有无破损；c．支吊架有无异常。5.2常见故障与处理5.2.1在用管道常见故障处理方法见表13。表13在用管道常见故障处理方法表序号故障现象故障原因处理方法1法兰泄漏螺栓上紧力不够上紧螺栓法兰密封面损坏修复密封面或更换法兰法兰密封垫失效更换密封垫/带压堵漏2焊缝泄漏焊缝有砂眼、裂纹、腐蚀减薄补焊修复或带压密封堵漏3管子泄漏管子腐蚀穿孔补焊修复/带压密封堵漏/更换管段5.2.2带压堵漏处理21 5.2.2.1带压密封堵漏是指采用堵漏密封胶粘补或注入预制的夹具盒内对管道的法兰、焊缝和管子等部位泄漏进行堵漏的一种新型密封技术。5.2.2.2剧毒介质管道、均匀腐蚀的管道不宜采用带压堵漏。5.2.2.2带压密封堵漏施工前应办理许可证，并经有关部门审批。5.2.2.3带压密封堵漏应由专门人员执行。5.2.2.4密封胶应根据泄漏介质特性和温度选择。5.2.2.5密封夹具应根据泄漏具体形状实测加工，并进行强度计算和校核。5.2.2.6带压密封堵漏前应做好安全防范措施。5.2.2.7带压堵漏设施是临时处理措施，系统停车时应拆除，并对泄漏部位进行彻底修复。5.3紧急情况停车当管道发生以下情况之一时，应采取紧急措施并同时向有关部门报告：a．管道超温、超压、过冷，经过处理仍然无效；b．管道发生严重泄漏或破裂，介质大量泄出危及生产和人身安全时；c．发生火灾、爆炸或相邻设备和管道发生事故，危及管道的安全运行时；d.发现不允许继续运行的其它情况时。21 附录A常用无缝钢管选用表钢号标准使用温度范围，℃备注Q235A、B、CGB912GB3-20~47510GB8163-20~475正火状态20GB8163GB9948-20~475正火状态20GGB6479-20~47516MnGB6479-20~47509MnDGB150-29~47516MnDJB4727-29~47515MnVGB6479-20~40012CrMoGB9948-20~52512Cr2MoGB6479-20~57515CrMoGB9948-20~550Cr5MoGB9948-20~600Cr9MoGB9948-20~6000Cr13GB/T14976-20~6000Cr19Ni9GB/T14976-196~7000Cr18Ni9GB/T14976-196~7000Cr18Ni10TiGB/T14976-196~7000Cr17Ni12Mo2GB/T14976-196~7000Cr18Ni12Mo2TiGB/T14976-196~5000Cr19Ni13Mo3GB/T14976-196~70000Cr19Ni10GB/T14976-196~42500Cr17Ni14Mo2GB/T14976-196~45000Cr19Ni13Mo3GB/T14976-196~45021 附录B常用焊接材料选用表钢号焊条氩弧焊丝备注国际牌号统一编号Q235-A、B、C10、20E4303J422H08AH08Mn2Si20GE4316E4315J426J427H08Mn2Si16MnE5003、E5016E5015J502、J506J507H08MnMoAH08Mn2SiAH10Mn209MnDE5015W60716MnDE5016-GE5015-GJ506RHJ507RHH08MnMoAH08Mn2SiAH10Mn215MnVE5003J502H08Mn2SiA12CrMoE5515-B1R202H13CrMoAH08CrMoA12Cr2MoE6015-B3R40715CrMoE5515-B2R307H13CrMoA1Cr5MoE1-5MoV-15R507H1Cr5Mo1Cr18Ni9Ti0Cr18Ni10Ti0Cr18Ni9TiE0-19-10Nb-16E0-19-10Nb-15A132A137H0Cr20Ni10Ti0Cr19Ni90Cr18Ni9E0-19-10-16E0-19-10-15A102A107H0Cr20Ni100Cr17Ni12Mo2E0-18-12Mo2-16E0-18-12o2-15A202A207H0Cr19Ni12Mo20Cr18Ni12Mo2TiE0-18-12Mo2-16E0-18-12Mo2Nb-16A202A212H00Cr19Ni12Mo20Cr19Ni13Mo3H0Cr20Ni14Mo300Cr19Ni10E00-19-10-16A002H00Cr21Ni1000Cr17Ni14Mo2E00-18-12Mo2-16A02200Cr19Ni13Mo3E0-19-13Mo3-16A242Cr9MoR706H1Cr9Mo09MnDE5015W6070Cr13E1-13-16E1-13-15G202G20721 工业管道维护检修规程SHS01005-2003修订说明1．总则：1．1根据国家质量监督检疫总局近两年相继颁布了压力管道设计、安装、检验、使用登记管理等方面标准的规定，国内工业管道统一分为GC1、GC2、GC3级。为使工业管道的管理保持一致性，石化工业管道也按国家要求进行分级。2．工业管道检验、检查周期2．1检验周期是根据国质检锅[2003]108号《在用工业管道定期检验规程》的规定来确定的。2．2考虑低压管道对实际生产影响较小，确定低压管道可实行事后维修。炼油装置主要依据重要设备的状况来确定检修周期，因此将中、高压管道检修可与系统大修同步进行。2．3工业管道检验内容参考了国质检锅[2003]108号《在用工业管道定期检验规程》的规定。3．检修与质量标准3．1检修前准备增加了对管道组成件质量证明的检查，主要是针对目前管道组成件质量证明文件不够规范完善而制定的。3．2因高温不锈钢管道停工后有产生连多硫酸应力腐蚀开裂的可能，增加了其防腐蚀措施。3．3管道材料检查主要参考了SH3501-2002的规定。管道防腐蚀选材参照石化股份炼［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》。3．4管道质量标准参考了最新的国家和行业相关管道标准和规范。4．试验与验收。4．1基本上未作改动。5．日常维护和故障处理。5．1考虑管道维护的重要性，增加了管道日常维护要求。5．2参考化工部管道维护检修规程，列出工业管道常见故障及处理方法。目根据目前国内带压密封堵漏技术的发展和应用情况，补充了带压密封堵漏处理的要。21'