中国石油天然气集团公司企业标准 Q/SY 1592—2013

2013 - 10 -1实施

油气管道管体修复技术规范

1　范围

本标准规定了油气管道管体修复技术的技术特点、修复要点及施工流程。

本标准适用于油气长输管道管体缺陷、打孔盗油（气）点等的修复工作。

2　规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

SY/T 5918 埋地钢质管道外防腐层修复技术规范

3　术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

管体 tube

管道本体。

3.2

缺陷 defect

管体尺寸或特性超过允许界限的异常现象。

3.3

机械夹具 mechanical clamp

安装在泄漏缺陷部位外部形成密封空腔，提供强度和刚度保证的金属构件。

3.4

补板 patch welding

为修补管道缺陷，而在缺陷处焊接一块与原管道材质和规格相同或相近的板材。

3.5

管帽 pipe cap

一端带封头的短管。

3.6

套筒修复 full encirclement steel sleeve repair

利用两个由钢板制成的半圆柱外壳覆盖在管道缺陷外，通过焊接连接在一起，套筒与管壁紧密结合，协同变形，提高缺陷管体的承压能力。

3.7

复合材料修复 nonmetallic composite repair

利用复合材料修复层的高强度和高模量，通过涂敷在缺陷部位的高强度填料，以及管体上和纤维材料层间的强力胶，将作用管道损伤部位的应力均匀地传递到复合材料修复层上。

4　修复技术选择

4.1 管体缺陷类型

油气管道常见管体缺陷包括：泄漏（包括打孔盗油泄漏）、外腐蚀、内部缺陷或腐蚀、管体凿槽或其它金属损失、电弧烧伤或夹渣、凹坑、硬点、裂纹、焊缝缺陷、皱弯或弯曲缺陷、砂眼及氢致裂纹。

4.2 常用修复技术

管体缺陷常用修复技术包括：打磨、堆焊、补板、 A型套筒、 B型套筒、环氧钢套筒、复合材料、机械夹具及换管修复技术，具体介绍参见附录A。对于管体打孔盗油（气）泄漏，常采用管帽或补板修复，具体介绍参见附录B。

油气管体不同缺陷类型宜选用的修复技术如表1所示。

5　管体缺陷修复

5.1　管体缺陷修复原则

5.1.1 对于油气管道管体缺陷，若为体积型缺陷，应进行评价后确定是否需要修复，一般采用修复系数确定。当评估预测失效压力小于等于1.1倍设计压力时，应立即修复；当评估预测失效压力大于1.1倍设计压力且小于等于1.2倍设计压力时，应在1年内修复完成。一般情况下，大面积损伤壁厚达到20%～25%以上，立即进行修复，焊缝异常立即进行修复，凹坑深度大于6%管径立即进行修复。

5.1.2 管体缺陷修复技术中涉及焊接作业，应制定相应的焊接工艺评定和焊接工艺规程，才能施焊。

5.2　管体泄漏

5.2.1油气管道管体发生泄漏，或管体缺陷深度大于80%管道壁厚，可采用机械夹具临时修复，采用B型套筒、环氧钢套筒与柔性夹具组合或换管进行永久修复。 B型套筒修复技术说明参见附录A.2.4。

5.2.2 B型套筒修复输气管道时，应泄压排气后进行焊接；修复输油管道时，修复作业时管道运行压力不应超过下列压力中的最低值：

——通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力；

——0.3倍的管道最小屈服强度；

——可安全排出或容许泄漏液体时的压力。

其中，对于输油管道，运行压力为近两个月内的最高运行压力；对于输气管道，运行压力为一年内的最高运行压力。

5.2.3 换管修复前，应保证管道已经降压到0.8倍的运行压力，缺陷管段已排空气体（若是油介质，应排干），切除管道时，切除位置离缺陷或泄漏处顶端至少有100mm的距离，切除的管道长度应超过管道直径的3倍。

5.3　管体外腐蚀

5.3.1 油气管道管体的外部金属损失小于80%管道壁厚，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一种技术，进行永久修复。堆焊修复时，油气管道剩余壁厚应大于等于3.2 mm。A型套筒修复技术说明参见附录A.2.3。

5.3.2 油气管道管体的点蚀深度大于等于80%管道壁厚，可采用补板、 B型套筒、环氧钢套筒与柔性夹具组合或换管进行永久修复。补板和B型套筒修复时，输油管道压力应降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，输气管道应停气泄压后进行。

5.3.3 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。 B型套筒修复时，应确保缺陷长度小于其扩展临界值。复合材料修复时，以缺陷部位为中心进行缠绕，确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。

5.3.4 B型套筒修复管体外腐蚀时，其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半个管径。

5.3.5 换管修复前，应保证管道已经降压到0.8倍的运行压力，缺陷管段已排空气体（若是油介质，应该排干），切除管道时，切除位置离缺陷或泄漏处顶端至少有100mm的距离，切除的管道长度应超过管道直径的3倍。

5.4　管体内部缺陷或腐蚀

5.4.1油气管道管体内部存在缺陷或腐蚀时，可采用B型套筒永久修复。若内部缺陷或腐蚀不会继续发展超出其临界值，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。

5.4.2 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0.5个管径。

5.5　管体凿槽或其它金属损失

5.5.1 油气管道的管体存在凿槽或其它金属损失时，如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%的管体壁厚。如果打磨清理缺陷部位后，检测合格，可采用B型套筒永久修复；否则，采用换管修复。

5.5.2 如果管体缺陷深度小于80%壁厚，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。

5.6　管体电弧烧伤、夹渣

5.6.1 油气管道的管体存在电弧烧伤、夹渣时，可采用A型套筒、 B型套筒、环氧钢套筒或换管进行永久修复；如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%的管体壁厚。

5.6.2 如果管体缺陷深度小于80%壁厚，打磨清理缺陷部位，检测合格后，可采用堆焊或复合材料进行永久修复。

5.7　管体凹坑

5.7.1 油气管道管体存在凹坑时，首先需进行深度检测。当管体凹坑深度小于6%管径，且是不含有应力集中的光滑凹坑，除非凹坑影响管线的清理，否则不需修复。

5.7.2 当管体凹坑深度小于6%管径，并伴有金属损失、开裂或应力集中，可采用B型套筒或换管进行永久修复。如果打磨尺寸满足规范要求，可采用打磨修复。如果打磨清理缺陷部位，检测合格，且凹坑被填充后疲劳评估合格，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。

5.7.3当管体凹坑深度大于6%管径，应采用换管永久修复；若无法换管时，可采用B型套筒进行临时修复。

5.7.4 当管道的环焊缝有应力集中的凹坑时，可采用B型套筒永久修复。如果打磨尺寸满足规范要求，可采用打磨修复。

5.8　管体硬点

油气管道的管体存在硬点时，可采用A型套筒、 B型套筒、环氧钢套筒或换管进行永久修复。

5.9　管体裂纹

5.9.1　油气管道的管体裂纹深度小于40%壁厚, 可采用换管修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，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，其中打磨修复时，打磨最大深度为40%的管体壁厚。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），可采用B型套筒永久修复。

5.9.2　油气管道的管体裂纹深度大于等于40%壁厚且小于80%壁厚, 可采用换管修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用堆焊、 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。

5.10　管体焊缝缺陷

5.10.1　油气管道的焊缝有体积型缺陷时，可采用B型套筒或换管进行永久修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%的管体壁厚。如果焊缝缺陷深度小于80%壁厚，打磨去除缺陷金属后，检测合格，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。

5.10.2 油气管道的焊缝有线缺陷时，可采用换管修复。如果缺陷金属的去除量满足要求，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%的管体壁厚。如果焊缝缺陷深度小于80%壁厚，打磨去除缺陷金属后，检测合格，可采用A型套筒、环氧钢套筒或复合材料进行永久修复。如果缺陷长度小于其扩展临界值，可采用B型套筒永久修复。

5.10.3 油气管道的电阻焊焊缝处或附近有缺陷时，如果缺陷长度小于其扩展临界值，可采用B型套筒永久修复。

5.11 管体环焊缝缺陷

油气管道的环焊缝如有表面浅裂纹缺陷时，可采用打磨修复，打磨深度最大为40%的管体壁厚；当焊缝内有气孔、夹渣、未焊透等缺陷时，可采用复合材料补强或B型套筒进行永久性修复。

5.12 管体皱弯、弯曲缺陷

油气管道的管体存在皱弯、弯曲缺陷时，可采用B型套筒和环氧钢套筒进行永久修复，修复套筒形状、尺寸应与管道相符。

5.13 管体砂眼、氢致裂纹缺陷

油气管道的管体存在砂眼、氢致裂纹缺陷时，可采用补板、 A型套筒、环氧钢套筒或B型套筒进行永久修复。

5.14 管体打孔盗油（气）泄漏

管体打孔盗油后，没有出现泄油，可采用非引流式管帽进行修复；出现跑油停输，若泄漏点为圆形、三角形等规则形状，可采用补板进行修复；出现跑油停输，若泄漏点为不规则形状时，可采用引流式管帽进行修复。

6　管体修复作业流程

6.1　作业流程图

油气管道管体缺陷修复时，应遵守管道维修的HSE管理规定（见附录C）。管体缺陷修复作业流程如图1所示。

图1 管体缺陷修复作业流程

6.2　管体缺陷评价

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

参考油气管体不同缺陷类型与修复技术的对应表见表1，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，制定修复方案。

6.4 修复材料准备

根据制定的修复方案，准备修复材料； A型套筒的尺寸确定参见A.2.3.5， B型套筒的尺寸确定参见A.2.4.5，纤维复合材料修复层的厚度与轴向长度确定参见A.4.1.5。

6.5 现场开挖

待修复缺陷管道轴向方向开挖超出缺陷至少500mm，管道两侧至少开挖650 mm，管道下方至少开挖500mm。遇管体出现连续缺陷，宜长距离修复，作业坑的开挖长度应根据管道直径、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 旧防腐层清除及基材表面处理

在挖掘之后和修复之前，应将输送管道完全暴露并清理至裸金属，以使所有的缺陷特征都显现出来。旧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、水力清除等或几种方法联合。清除后的表面应无明显的旧涂层残留，清除过程中不能损伤管体金属。

6.7 缺陷定位

采用直尺、超声波测厚仪等仪器检测缺陷信息并记录，记录管道的实际壁厚；如果大规模的腐蚀致使管体金属损失或管体表面遭到大面积的破坏，应在管体远离最深腐蚀坑的位置打磨出平面区域，获得实际壁厚。

6.8 缺陷修复

6.8.1 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表（参见附录D）。打磨修复时，应控制打磨尺寸在临界范围内。

6.8.2 A型套筒安装前，套筒覆盖的管体表面应清理至近白级（Sa2.5）；如果使用填充材料，填充材料应用于所有缺口、深坑、空隙，套筒应紧密地贴近管体；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。

6.8.3 B型套筒焊接时，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。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当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穿透。

6.8.4 纤维复合材料修复前，应进行性能测试，参见附录E；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；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。

6.9 现场检测

修复以后，应进行相应的检测，检测内容包括但不限于：

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应力集中是否被去除；

b) 用10%硫酸溶液检查通过打磨修复的弧形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) 按照无损检测标准对套筒末端的所有角焊焊缝进行100%检测；

e) 按照无损检测标准对B型套筒的环焊缝进行100%检测。

6.10 修复层防腐及回填

6.10.1修复层防腐处理前，应清除所有暴露表面上的铁锈、锈皮、焊渣、焊接飞溅、焊剂、焦层和其它外来金属。油和油脂可用非油溶剂去除，锐边、毛刺、预焊、电弧灼伤和渣粒可在喷砂处理之前打磨去除。如果喷砂处理的表面要保持一段时间，就应对其进行特定的涂覆处理；然后，参照涂料数据表，进行涂覆，相邻的涂层要逐渐连接，不能有尖锐或突变的边缘。在最后的涂覆完成后，回填之前应至少有5 天的固化时间。

6.10.2 防腐层检查合格后的管道应及时回填，在地质较硬地段应将细土、砂、硬土块分开堆放，以利回填。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，防止管道进一步变形。防腐和回填按照SY/T 5918相关规定执行。

6.11 后期工作

管道修复完成，在后期运营管理中，宜注意以下事项：

a) 维修工作完成后，应进行液压实验，并对被修复管道进行全面检查后，通知调度运行单位，管道已处于可投入运行状态；

b) 管道启动后，对所修复管段进行现场监控以防泄漏，直至管道恢复正常运行；

c) 管道运行中，应对被修复管段定期开挖检查。

附录A

（资料性附录）

修复技术

A.1　打磨修复技术

A.1.1　一般要求

依据PRCI《管道修复手册》，对于管径大于等于508mm且等级大于等于X42的焊接管道，最大打磨深度应小于8%的管道名义壁厚；对于管径大于等于508mm且等级大于等于X42的无缝管道，最大打磨深度应小于10%的管道名义壁厚；对于等级为B或更低等级的管道，以及等级大于等于X42且管径小于等于508mm的管道，最大打磨深度应小于12.5%的管道名义壁厚。最大打磨长度依据公式（A.1）和公式（A.2）确定。

A.1.2　适用范围

除内部缺陷和电阻焊融合层或闪光对焊线-管道材料中的缺陷，打磨方法可用来修复如下非泄漏性缺陷：

——当管道压力小于等于通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，管道最小剩余壁厚大于等于3.18 mm时，管道环焊缝可用打磨方法来修复，并且打磨沟槽应用补焊填满；

——管道缺陷的修复，一般打磨深度不超过管道名义壁厚的12.5%。

在满足下述情况时，打磨可作为修复非泄漏缺陷的唯一方法。

——修复过程中，修复作业时管道运行压力低于或等于通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力；

——无损检测表明，管道的应力集中或金相异常现象已被完全消除；

——打磨深度没有超过管道实际壁厚的40%；

——应力集中或金相异常等缺陷被完全消除后，管道最小剩余壁厚等于或大于3.18 mm；

——根据PRCI《管道修复手册》中的图C-1准则，打磨的周向尺寸是可接受的。

A.2　焊接修复技术

A.2.1　堆焊/沉积焊

A.2.1.1　一般要求

堆焊/沉积焊修复前，应进行焊接工艺评定；修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。

A.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3.2mm；当这些缺陷出现在下列管道上时，不能采用堆焊/沉积焊进行修复：

——输送酸性流体的管道；

——凹坑、凿槽、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。

A.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它材料。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。

A.2.2　补板

A.2.2.1　一般要求

补板维修时应将管道压力降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，对于天然气管道应停气泄压后进行；补板为圆形，材料等级与被修复管道的材料等级匹配。焊接修复前，应进行焊接工艺评定；修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。

A.2.2.2　适用范围

面积不大的腐蚀或直径小于8 mm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。

A.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险。

A.2.3 A型套筒修复技术

A.2.3.1　概述

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。其结构如图A.1所示。

A.2.3.2　一般要求

A型套筒修复时应将管道压力降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，对于天然气管道应停气泄压后进行。套筒焊接前，应进行焊接工艺评定；焊接修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。半圆套筒不应横跨环焊缝；套筒边缘应同管体紧密贴合。

A.2.3.3　适用范围

用于管道无泄漏损伤的修复，用作管道损伤部位的加强件。其主要适用的缺陷类型参见表1。

A.2.3.4　技术特点

A型套筒的主要优点是用于相对短的缺陷修复，安装简单，不需进行严格的无损检测；其主要缺点是不能用于修复环向缺陷和泄漏，并且由于套筒与管体间形成的环形区域难于进行阴极保护，可能产生潜在的腐蚀问题。

A.2.3.5　修复设计

A.2.3.5.1 A型套筒材料等级一般与输送管道相同，具体材料可根据实际修复情况确定；套筒厚度应等于或大于待修复管道三分之二的壁厚。依据GB 150，套筒可按照能承受管道最大运行压力进行设计，其壁厚按照公式（A.3）计算：

A.2.3.5.2　套筒长度不低于102 mm，且套筒至少从 缺陷的两边各自延伸出去51 mm。套筒侧缝焊接时，如果边缝焊接采用平对焊，且这两块半圆加强板是采用相同管径的管子制成，则每块的实际弧长应大于制作管的半圆弧长；如果采用叠缝角焊接，则其间隙宜作桥接处理。

A.2.4 B型套筒修复技术

A.2.4.1　概述

B型套筒修复技术是利用两个由钢板制成的半圆柱外壳覆盖在管体缺陷外，通过侧缝焊接连接在一起，并在套筒的末端采用角焊的方式固定在输送管道上。套筒可保持管道内压，也能承受因管道受到侧向载荷而产生的轴向应力。其结构如图A.2所示。

A.2.4.2　一般要求

维修时应将管道压力降低到通过修复工艺所要求的压力评估计算值，但不超过0.8倍的运行压力，对于天然气管道应停气泄压后进行；焊接修复前，应进行焊接工艺评定；修复时，由具有资质的焊工采用评定合格的焊接工艺进行焊接。焊接表面应均匀光滑，无层状撕裂、氧化皮、夹渣、油脂、油漆及其它对焊缝有害的材料。焊缝接头设计应遵循焊接工艺评定。半圆套筒不应横跨环焊缝；套筒边缘应同管体紧密贴合；套筒与管体的环焊缝应采用无损检测方法进行探伤。

B型套筒的技术指标包括套筒加工的技术要求以及施工中的技术要求两个方面。管道修复用B型套筒的加工技术要求见表A.1，施工技术要求见表A.2。

A.2.4.3　适用范围

B型套筒修复技术可应用于修复多种类型的缺陷，主要适用的缺陷类型参见表1。

A.2.4.4　技术特点

B型套筒修复技术适用修复的缺陷类型较为广泛，可用于管道的腐蚀、裂纹、机械损伤、焊缝缺陷、管体凿槽、金属损失、碳弧烧伤、夹渣或分层、凹坑等多种缺陷类型的修复；可修复泄漏性缺陷，修复效果好，可靠性高，属于永久型修复。缺点如下：

——施工中待修复管道降压1/3，影响管道介质正常

运输；

——动火存在一定的安全隐患；

——安装难度大，焊接质量对修复效果影响较大；

——施工中使用大型配套设备，效率较低，修复成本较高。

A.2.4.5　修复设计

A.2.4.5.1 B型套筒的厚度等于或大于待修复管道的壁厚。管套的材料等级一般与输送管道的材料等级相同，具体材料可根据实际修复情况确定。套筒应按照能承受管道最大运行压力进行设计，其壁厚按照公式（A.3）计算。

A.2.4.5.2　套筒长度不低于102 mm，且套筒至少从缺陷的两边各自延伸出去51 mm。相邻套筒的角焊缝不能太接近，距离不小于1/2的管道直径。如果两个套筒的角焊缝距离小于1/2的管道直径，则不能将套筒与管体焊接，而是再使用另一个套筒连接这两个套筒。

A.2.4.5.3　套筒按外形分为圆形套筒、凸式套筒和凹槽式套筒。圆形套筒用于修复表面平滑无焊缝管道，也可用于修复焊缝事先打磨掉的管道；凸式套筒预制突起部分是为了过渡焊缝的要求，焊接到管道上可承受轴向应力；凹槽式套筒安装时凹槽罩于焊缝上，其他部分与管体紧密结合，套筒设计壁厚要减去凹槽深度，即套筒整体厚度要大于上述两类套筒壁厚。修复螺旋焊缝管道，如不打磨掉焊缝余高，宜采用凸式B型套筒修复；若出现套筒角焊缝与螺旋管道焊缝叠加情况，可在套筒内添加密封圈，以防泄漏。

A.3　环氧钢套筒修复技术

A.3.1　概述

环氧钢套筒修复技术是利用两个由钢板制成的半圆柱外壳覆盖在管体缺陷外，并与管道保持一定环隙，环隙两端用胶封闭，再在此封闭空间内灌注环氧填胶，构成复合套管，对管道缺陷进行补强修复。其结构如图A.3所示。

A.3.2　一般要求

环氧钢套筒的钢壳采用比待修复钢管直径大30mm的钢管，沿轴线方向上下平分而成。钢壳长度一般为2m，厚度及管材均与管体相同或相近；钢壳上片的顶部及两侧应有3列均布的监测螺孔,每列5个,以便监测环氧填胶的灌注进度，控制密实度，最后可用螺栓进行封堵。钢壳片的四周应打磨出坡口，以便于“V”型平焊联接。在钢壳片靠近两端的左上、左下、右上和右下各有1个定位螺栓,用于调整钢壳与钢管间的同轴度。

A.3.3　适用范围

环氧钢套筒修复技术可应用于下列情况：

——管径范围为(100～1420)mm；

——最大承压为10MPa；

——耐温为(3～100)℃；

——管道类型为石油、天然气、成品油、液化石油气输送管道、石化厂管网和近海采油平台的提升管道；

——可修复的管体缺陷类型参见表1。

A.3.4　技术特点

环氧钢套筒修复技术的技术特点如下：

——作业简便、无需焊接，不存在热操作的各种风险；

——不在管壁上直接操作，对管道正常运行基本没有影响；

——当管壁腐蚀穿孔后，钢套筒内的环氧填胶接触腐蚀介质，可使腐蚀得到彻底抑制。

A.4　纤维复合材料修复技术

A.4.1　碳纤维复合材料修复技术

A.4.1.1　一般要求

碳纤维复合材料修复时，其工艺需满足ISO 24817或ASME PCC-2的标准要求（参见附录E），并且相关试验的结果数据需取得国际或国内权威认证机构正式颁发的认证报告。修复前应清除管道表面的防腐层，管道缺陷表面除锈等级应达到Sa2.5（近白级）要求，锚纹深度为50μm～75μm；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；修复时应尽量减少修复层的接头数量。

A.4.1.2　主要技术指标

碳纤维复合材料修复技术涉及使用的修复材料包括：专用树脂、专用填平腻子和碳纤维布，表A.3和表A.4为管道缺陷修复碳纤维复合材料的主要技术指标。

A.4.1.3　适用范围

依据ASME PCC-2，碳纤维复合材料修复技术可应用于以下几方面：

——缺陷程度低于80%壁厚管道的腐蚀、裂纹、机械损伤、焊缝缺陷等缺陷的修复补强；

——内腐蚀管道临时增强、单点补强，也可用于整体管段的缺陷补强；

——增加管道安全系数和管道提高运行压力的提压增强；

——不规则管件，如弯头和三通的缺陷修复；

——泄漏。

A.4.1.4　技术特点

碳纤维复合材料修复技术用于管道补强具有如下技术特点：

——作业简便、快速，现场修复设备简单，无需焊接；

——碳纤维弹性模量与钢材的弹性模量接近，有利于补强层与钢管之间的协同变形，使应力达到均匀分布，取得良好补强效果；

——碳纤维延伸率大于1.4%，管道最大操作压力对应的变形量是碳纤维复合材料可承受变形量的1/4～1/10，满足管体变形需求；

——碳纤维的比强、比模高，修补厚度仅为钢材厚度的1/5就能达到相同补强效果；

——铺设方法灵活，纤维可轴向、环向和呈一定倾角进行灵活剪裁，组合铺设，铺层之间还可交错组合，使补强层形成一个整体；

——可采用不同的粘结树脂和施工工艺，温度范围广；

——在载荷作用下，碳纤维的稳定性好，在含水介质中，碳纤维复合材料性能也很稳定；

——复合材料可紧紧的包覆在管道外层，与管道形 成一体，共同承载管内压力，以恢复甚至超过管道的设计运行压力。

A.4.1.5　修复设计

A.4.1.5.1　非泄漏管道

A.4.1.5.1.1　管体未屈服：

a) 当管道没有泄漏，且承载管体没有屈服时，采用内压引起的周向应力计算，修复层的最小厚度公式如下：

b) 采用内压、弯曲和轴向力引起的轴向应力计算，修复层的最小厚度公式如下：

式中：

F——总轴向拉伸载荷（包括内压、弯矩引起的轴向力和轴向推力），单位为牛顿（N）。

c) 实际修复时，修复层的厚度应大于等于公式（A.4）和（A.5）所确定的值。

A.4.1.5.1.2　管体屈服：

a) 当管道没有泄漏，但承载管体屈服时，基于碳纤维复合材料的许用应变进行修复设计。采用内压引起的周向应变计算，修复层的厚度采用下式计算得到：

A.4.1.5.2　泄漏管道

A.4.1.5.2.1　当管道出现泄漏或被认定为泄漏（当管道到达设计寿命时，其壁厚小于1mm，被认定为泄漏），且管道上为圆形或近似圆形缺陷时，修复层的最小厚度采用下式计算得到：

A.4.1.5.2.2　对于非圆形缺陷，若其长宽比小于5，公式（A.9）也适用。其中d值等于或稍大于缺陷的最大长度。

A.4.2　玻璃纤维复合材料修复技术

A.4.2.1　一般要求

玻璃纤维复合材料修复时，其工艺需满足ISO 24817或ASME PCC-2的标准要求（参见附录E），并且相关试验的结果数据需取得国际或国内权威认证机构正式颁发的认证报告。修复前应清除管道表面的防腐层，管道缺陷表面除锈等级要达到Sa2.5（近白级）要求，锚纹深度为0μm～75μm；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；修复时应尽量减少修复层的接头数量。

A.4.2.2　适用范围

玻璃纤维复合材料修复技术可应用于以下几方面：

——缺陷程度低于80%壁厚管道的腐蚀缺陷的修复；

——内腐蚀管道临时增强、单点补强，也可用于整体管段的缺陷补强；

——增加管道安全系数和管道提高运行压力的提压增强；

——泄漏。

A.4.2.3　技术特点

碳纤维复合材料修复技术用于管道补强具有如下技术特点：

——作业简便、快速，现场修复设备简单，无需焊接；

——修复层的强度随着时间增长而降低；

——玻璃纤维复合材料的弹性模量比钢的弹性模量小约一个数量级，修复时只有当钢管发生很大的塑形变形后，才能将压力传递到修复层。

A.4.2.4　修复设计

玻璃纤维复合材料修复设计计算见A.4.1.5。

A.4.3　凯夫拉纤维复合材料修复技术

A.4.3.1　一般要求

凯夫拉纤维复合材料修复时，其工艺需满足ISO24817或ASME PCC-2的标准要求（参见附录E），并且相关试验的结果数据需取得国际或国内权威认证机构正式颁发的认证报告。修复前应清除管道表面的防腐层，管道缺陷表面除锈等级要达到Sa2.5（近白级）要求，锚纹深度为50μm～75μm；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；修复时应尽量减少修复层的接头数量。

A.4.3.2　适用范围

凯夫拉纤维复合材料修复技术可应用于以下几方面：

——内外腐蚀缺陷；

——裂纹；

——机械损伤、焊缝缺陷、材质缺陷；

——增加管道安全系数和管道提高运行压力的提压增强。

A.4.3.3　技术特点

凯夫拉复合材料修复技术用于管道补强具有如下技术特点：

——使用安全，修复时不导电，修复后能保证管道的安全性；

——作业简便、快速，现场修复设备简单，无需焊接；

——适用广泛，弯头和三通及管道焊接部位的不平整表面，同样可以修复；

——技术领先，修复前有专业的分析计算软件，保证修复管道的可靠性；

——有效地增加原油管道的强度和刚度，杜绝腐蚀。

A.4.3.4　修复设计

凯夫拉纤维复合材料修复设计计算见A.4.1.5。

A.5　机械夹具修复

A.5.1　适用范围

机械夹具用于管道发生泄漏时的抢险使用。点状式堵漏夹具主要用于对尖锐物体撞击或铁锈侵蚀形成的小穿孔修复；对开式堵漏夹具用于管道出现裂纹或破裂的修复；柔性堵漏夹具用于漏点直径小于50mm，运行压力小于10MPa管线的带压临时修复，结合环氧钢套筒可永久性修复管体泄漏缺陷。

A.5.2　技术特点

A.5.2.1　点状式堵漏夹具的技术特点如下：

——重量轻，费用低；

——所需拧紧力小；

——安装安全、方便。

A.5.2.2　对开式堵漏夹具的技术特点如下：

——可在管道不停输的情况下进行安装，安全可靠；

——临时和永久性安装均可；

——安装时动用大型的施工设备，且施工工艺相对复杂，成本较高。

A.5.2.3 柔性堵漏夹具的技术特点如下：

——可承受10MPa的泄露压力；

——不需要动火作业，没有施工作业风险；

——使用手动安装工具，便于操作；

——可以修复陆上及水下直管段，弯头，及螺旋焊缝等不平整表面；

——体积小，重量轻，不会给管道增加额外应力；

——耐酸碱及有机溶剂的腐蚀；

——产品涵盖了4”～56”的管道应急性及结合环氧钢套筒技术进行永久性修复；

——可提高在狭小空间作业时的效率。

A.6　换管修复

A.6.1　一般要求

换管修复时，管道切除位置离缺陷、破坏或泄漏处顶端至少应有100mm的距离，切除的管道长度应超过三倍的管道直径，且满足表A.7的要求；替换的管段壁厚应大于或等于现有管道的壁厚，材料等级应与现有管道相同。如果替换管道的厚度超出现有管道厚度2.4mm，应对其进行内部加工或后斜面加工成4： 1的斜率，以保证与现有管道的厚度相同。替换管段应预先进行压力试验，试验的最小压力为被修复管道最大操作压力的1.25倍，如果被修复管段的位置是高后果区（HCA）或异常敏感区(USA)，替换管段预先压力试验的最小压力为被修复管道最大操作压力的1.5倍。替换管段与原管道采用对接环焊缝进行焊接，并且焊接部分采用射线或超声波进行100%检验，保证满足标准API Std 1104的工艺要求。

A.6.2　适用范围

当连续修复较长距离的管道，或管道存在包括材质在内的多个问题时，换管修复是唯一选择。

A.6.3　技术特点

换管修复可一次性且永久地解决修复段所存在的所有问题，但存在以下缺点：

——施工作业时影响管道正常输送，给管道公司造成大的经济损失；

——存在一定的安全和环境风险，尤其是天然气、成品油等危险介质管道，对施工作业的安全措施要求较高；

——需要大型的设备和优秀的焊接技术工人，耗费的时间也较大，换管修复是成本最高的修复方案。

附录B

（资料性附录）

管道打孔盗油（气）修复

B.1 管道不泄油下的修复

管道打孔盗油后，没有出现泄油情况，可采用非引流式管帽进行修复，修复示意图如图B.1所示。在管线不能停输的情况下，采用此种方法比较简单，这也是目前较为常用的一种修复方法。

B.2 管道泄油下的修复

如果管道打孔盗油后，出现跑油停输的情况，且若泄漏压力过大，先用砂袋或其它临时措施控制油品在高压下的喷出，并清理出泄漏点，待压力下降到一定程度时，根据泄漏点的形状，采用相应堵漏措施：

a) 规则漏点的修复

对于打孔盗油产生的圆形、三角形等规则形状漏点，可采用木楔堵漏法进行临时封堵，然后用补板修复法如图B.2所示，完成管体的修复，具体步骤如下：

1) 首先根据漏点大小选用合适的补漏板块，用粘结剂在补漏板块内侧预先粘贴一层密封橡胶垫，橡胶垫的尺寸应大于泄漏点长径；

2) 清除管道防腐层，清理管子表面，在泄漏点周围涂以粘合剂，将补漏板块贴于泄漏点上，补板每边至管线损坏处不应小于50 mm。用链钳或紧固钢带将补漏板块固定在泄漏点处，使密封橡胶垫中心对准泄漏点，上紧链钳或拉紧钢带使橡胶垫完全密封，以保证在焊接过程中无油气泄漏；

3) 组焊现场准备好消防车、干粉灭火器等消防设施，用防爆风机降低作业区油气浓度，用可燃气体检测仪随时监测油气浓度，待现场达到动火条件后，先对补板进行点焊，再进行环向和纵向带油焊接；

4) 待焊道自然冷却后，进行防腐及作业坑回填，恢复地貌。

b) 不规则漏点的修复由于偷油时在管线上打孔安装的阀门或其它凸出物发生泄漏，可采用引流式管帽修复法进行补漏，如图B.3所示。引流式管帽修复步骤如下：

1) 根据泄漏点情况，在泄漏部位安装好合适的管帽及其拉紧装置；

2) 旋紧拉紧螺栓，将管帽固定在漏点上；

3) 用导油软管将泄漏油品引流至安全距离；

4) 沿管帽与管壁接触部位焊接，四周满焊；

5) 施焊后，关闭阀门，撤掉导油软管，用窃油气阀堵器进行封堵；

6) 封堵后，拆卸导油球阀，拧上短节盖并焊牢，完成堵漏工作。

c) 大漏点修复

由于打孔盗油造成的大漏点，无法用上述方法进行处理时，采用更换事故管段的方法完成管体的修复。

B.3 管帽修复设计

B.3.1 管帽修复时，管帽材料应与被修复管道的材料等级匹配，修复后，该处的应力应在屈服之内，且应力集中系数较小。管帽直径对于修复效果影响较大，管帽直径越小，管体应力分布越均匀，修复结构承载能力越好。管帽直径的计算公式如下：

B.3.2 在保持管帽直径不变的情况下，管帽壁厚越大，极限载荷越高，但增加趋势渐不明显，管道应力分布越均匀，承载能力越好。管帽壁厚的计算公式如式（B.2）所示：

B.4 补板修复设计

B.4.1 补板修复补强时，除了考虑修复后管体承受的应力在屈服之内，还应考虑修复结构的应力集中系数。考虑到补板直径的取值，对孔边极限载荷的影响比较明显，即补板越大对孔的保护越好，但是过大或过小的补板使管体应力分布不均匀，并产生轴向鼓胀区域。因此，在遵循上述规定且保持厚度不变的情况下，可按照式（B.3）确定补板直径：

附录C

（规范性附录）

管道维修的HSE管理规定

C.1 HSE管理目标

HSE管理目标如下：

a) 满足政府对健康、安全和环境的法律、法规要求；

b) 减少事故发生，保证员工的健康与安全，保护企业的财产不受损失；

c) 保护环境，满足可持续发展的要求；

d) 减少医疗、赔偿、财产损失费用，降低保险 费用。

C.2　环境保护要求

管道维修维护过程中对环境保护提出如下要求：

a) 维修过程中开挖的非适应性材料、钻孔施工的弃碴、维修施工垃圾等应根据实际情况进行利用，当不能利用时，按环境保护的有关规定进行弃放；

b) 施工场地内路基施工时，对取土场、路基开挖边坡应及时进行防护，并进行植被，防止环境污染和水土流失；

c) 在维修过程中，一般不占用、侵占河道，需要占用时，应向有关部门提出申请，经批准后使用；

d) 若管道出现溢油漏油问题，在管道维修完成后，应对溢油、漏油产生的污染进行修复。

C.3　人员保护要求

管道维修维护过程中对人员保护提出如下要求：

a) 施工现场应采取防尘、降尘措施；

b) 施工前对接触有毒操作的施工人员进行防护知识培训，施工过程中配备相应的防毒用具；

c) 为接触超限值噪声操作施工人员配备耳塞、减震手套等防护用品，尽量选用低噪声施工机械设备，合理安排施工时间，防止噪声扰民；

d) 施工区设置良好的照明设备，进行夜间施工时应保证充足的照明条件，配备必要的发电装置，保证施工过程中紧急情况下的照明供应需要。

C.4　安全注意事项

管道维修维护过程中在安全方面提出如下注意事项：

a) 在施工现场内，设置醒目的安全、防火、防爆等标识；

b) 根据泄漏源的危险性，设置危险地区、限制出入区、禁入区等标识；

c) 限定来自危险易燃区的设备及其它引燃源，如果危险区向公共区域延伸，当地政府应向公众发出警告并限制该区域的进入；

d) 泄漏区路口设置路障标志，并做出标识以防止事故和人员伤亡的发生；

e) 切实做好现场内易燃物品的管理工作，应有专人负责，严格按照有关制度和规定管理、使用；

f) 施工现场的临时高、低压设备及电路，应按规定架设，安全员经常对施工现场临时电路的安全用电进行检查，任何人未经允许，不得擅自更改线路。

附录E

（资料性附录）

复合材料修复管道缺陷后的性能测试

E.1　性能测试

E.1.1　为了测试复合材料修复管道缺陷后长时间应用的性能，对修复管道进行加压性能测试，试验管件数为3。采用复合材料修复技术，对含有缺陷面积至少为45mmx90mm，深度至少为70%管体壁厚的管道进行修复补强，修复后，对该管道持续加压，当管道内压大于等于80%管道设计压力后，保持该压力1000h，修复区域没有任何破坏。

E.1.2　待1000h性能测试完成后，对修复管道继续加压，当管道内压大于等于95%管道设计压力后，保持该压力200h，修复区域仍然没有任何破坏。

E.1.3　待200h性能测试完成后，对修复管道继续加压，无缺陷管体压力破坏时，管道修复区域完好无损。

E.2　耐久试验

E.2.1 为了测试复合材料修复管道缺陷后常年运行年限，对修复管道进行耐久试验，试验管件数为2。采用复合材料修复技术，对含有缺陷面积至少为45mmx90mm，深度至少为70%管体壁厚的管道进行修复补强，修复后，对该管道施加循环压力，压力范围为0.3～0.6倍的设计压力，每循环1000次模拟管道运行1年。循环加压30000次后，修复区域没有任何破坏。

E.2.2 待30000次打压循环完成后，对修复管道继续加压，无缺陷管体压力破坏时，管道修复区域完好无损。

E.3　管道轴向拉伸试验

为了测试复合材料修复层和被修复管道之间的粘合力，将两根等径没有焊接的管道拼接在一起，使用复合材料修复连接，待复合材料修复完成后，在修复管道的两端施加拉力，修复管道至少能承受260kN的拉伸力不断裂。试验管件数为1。

E.4　泄漏管道修复试验

E.4.1　为了测试复合材料修复泄漏管道后的堵漏效果，对管道不同直径漏洞修复后的承压能力进行测试。采用复合材料修复技术，对漏洞直径为10mm的管道进行修复补强，修复后，对该管道持续加压，管道出现泄漏时的压力值大于16MPa。试验管件数为3。

E.4.2　采用复合材料修复技术，对漏洞直径为15mm的管道进行修复补强，修复后，对该管道持续加压，管道出现泄漏时的压力值大于8MPa。试验管件数为3。

E.4.3　采用复合材料修复技术，对漏洞直径为25mm的管道进行修复补强，修复后，对该管道持续加压，管道 出现泄漏时的压力值大于7.5MPa。试验管件数为3。

E.5　抗冲击性能试验

E.5.1　为了测试复合材料修复管道缺陷后的韧性，对修复管道进行抗冲击性能测试。采用复合材料修复技术，对缺陷管道修复补强后，将重量为500g的物体从1m高的位置扔下砸在管道修复层上，发现修复区域没有任何开裂。试验管件数为1。

E.5.2　采用复合材料修复技术，对缺陷管道修复补强后，将重量为750g的物体从1m高的位置扔下砸在管道修复层上，修复区域没有任何开裂。试验管件数为1。

E.5.3　采用复合材料修复技术，对缺陷管道修复补强后，将重量为1000g的物体从1m高的位置扔下砸在管道修复层上，修复区域没有任何开裂。试验管件数为1。

E.6　管体表面抗剥离性能试验

E.6.1　为了测试复合材料修复层与管体的抗剥离性能，对管道修复层进行剥离试验。采用复合材料修复新管道时，在第一层修复层与管体之间放置200mmx200mm的铁片并连接拉杆，待修复层补强完成后，对拉杆施加剥离修复层的拉力；当拉力达到5MPa时，修复区域没有任何开裂。试验管件数为4。

E.6.2　采用复合材料修复旧管道时，在第一层修复层与管体之间放置200mmx200mm的铁片并连接拉杆，待修复层补强完成后，对拉杆施加剥离修复层的拉力；当拉力达到2.5MPa时，修复区域没有任何开裂。试验管件数为2。

E.7　防腐层表面抗剥离性能试验

E.7.1　为了测试复合材料补强层与管体防腐层的抗剥离性能，对管道修复层进行剥离试验。采用复合材料修复新管道时，在第一层修复层与管体防腐层之间放置200mmx200mm的铁片并连接拉杆，待修复层补强完成后，对拉杆施加剥离修复层的拉力；当拉力达到3MPa时，修复区域没有任何开裂。试验管件数为4。

E.7.2　采用复合材料修复旧管道时，在第一层修复层与管体防腐层之间放置200mmx200mm的铁片并连接拉杆，待修复层补强完成后，对拉杆施加剥离修复层的拉力；当拉力达到1.5MPa时，修复区域没有任何开裂。试验管件数为2。

E.8　导电性试验

E.8.1　为了测试复合材料修复层不会受阴极保护电流影响而出现剥离，对修复管道进行导电性测试。采用复合材料修复管道时，在第一层修复层与管体之间放置直径100mm的铁片并连接电源，待修复层补强完成后，在65℃下通-1500mV的电流2d，修复层未剥离。试验管件数为1。

E.8.2　采用复合材料修复管道时，在第一层修复层与管体之间放置直径100mm的铁片并连接电源，待修复层补强完成后，在常温下（约为25℃）通-1500mV的电流28d，修复层未剥离。试验管件数为1。

E.9　纵向裂纹补强试验

E.9.1　为了测试复合材料修复管道纵向裂纹的性能，对未修复的缺陷管体和修复后的管体的承压能力分别进行测试。对含有缺陷面积至少为3mmx90mm（环向x轴向），深度至少为70%管体壁厚的管道持续加压，记录管体被损坏时的压力值和被损坏的位置。

E.9.2　采用复合材料修复技术，对含有缺陷面积至少为3mmx90mm（环向x轴向），深度至少为70%管体壁厚的管道进行修复补强，修复后，对该管道持续加压；当无缺陷管体压力破坏时，管道修复区域完好无损。 ◢

说明

本标准按照GB/T 1.1-2009给出的规则起草。

本标准由中国石油天然气集团公司标准化委员会天然气与管道专业标准化委员会提出并归口。

本标准起草单位：西部管道分公司、天然气与管道分公司、管道分公司、北京天然气管道有限公司、西气东输管道分公司、天津大学。

本标准主要起草人：杨永和、徐震、付立武、蒋金生、胡江锋、项卫东、高强、周永涛、陈旭、高丽兰、孙震东、代鹏飞、马剑。

参考文献

GB 150钢制压力容器

GB/T 1763漆膜耐化学试剂性测定法

GB/T 2567树脂浇铸体性能试验方法

GB/T 3354定向纤维增强塑料拉伸性能试验方法

GB/T 3362 碳纤维复丝拉伸性能试验方法

GB/T 8923涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级

GB/T 12007.7环氧树脂密度的测定方法 比重瓶法

GB/T 14074木材胶粘剂及其树脂检验方法 水混和性测定法

HB 7736.3 复合材料预浸料物理性能试验方法

SY/T 0037管道防腐层阴极剥离试验方法

SY/T 0041管道防腐层与金属粘结的剪切强度试验方法

SY/T 0315钢质管道单层熔结环氧粉末外涂层技术规范

SY/T 0413埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准

SY/T 4103钢质管道焊接及验收

SY/T 5918埋地钢质管道外防腐层修复技术规范

API 1104 Welding of Pipelines and Related Facilities

ASME PCC-2 Repair of Pressure Equipment and Piping

ASTM D 1210 Standard Test Method for Fineness of Dispersion of Pigment-Vehicle Systems by Hegman-Type Gage

ISO/TS 24817 Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries-Composite Repairs for Pipework-Qualification and Design, Installation, Testing and Inspection

PRCI Pipeline Repair Manual

2014年第1期（总第14期）