GB/T 30582-2014 基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价

ICS23.040.10

E16百目

中华人民共和国国彖标准

GB/T30582—2014

基于风险的埋地钢质管道

外损伤检验与评

Risk-Based-Inspectionandassessmentmethodology

ofexternaldamageforburiedsteelpipelines

2014-05-06发布2014-12-01实施

GB/T30582—2014

目次

前言m

i范围1

2规范性引用文件1

3术语和定义1

4总则2

5数据收集3

6基于风险的外损伤检验5

7埋地钢质管道合于使用评10

8外损伤综合评20

附录A（规范性附录）管道外损伤检验方法及检验比例22

附录B（规范性附录）材料性能测试方法29

附录C（规范性附录）体积型缺陷管道剩余强度评37

附录D（规范性附录）含凹陷管道的剩余强度评估40

附录E（规范性附录）不良条件下埋地钢质管道安全评定47

附录F（规范性附录）埋地钢质管道外腐蚀剩余寿命预测50

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GB/T30582—2014

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本标准按照GB/T1.1—2009给出的规则起草。

本标准由全国锅炉压力容器标准化技术委员会(SAC/TC262)提出并归口。

本标准起草单位：中国特种设备检测研究院、国家质量监督检验检疫总局特种设备安全监察局、中

国石油大学(北京)、北京科技大学、北京工业大学、中国石油化丁股份有限公司镇海炼化分公司、上海质

量技术监督局、中国石油西南油气田安全环保与技术监督研究院、深圳市燃气集团有限公司、中国石油

天然气集团公司长庆油田分公司、中国石油天然气股份有限公司大庆油田特种设备检验中心、中国石油

化丁股份有限公司油品销售事业部、上海市特种设备临督检验技术研究院、中国石油化工股份有限公司

上海高桥石化分公司。

本标准主要起草人：何仁洋、陶雪荣、杨永、黄辉、孟涛、杨绪运、周德敏、刘长征、修长征、孙亮、

王笑梅、帅健、马彬、刘智勇、周方勤、秦林、高健、王新华、徐成裕、王善江、陈秋雄、安跃红、陈运文、李佩、

臧国军、王兴龙、李曙华、吴亚滨、单洪翔、卜文平、顾雪东、蔡建平、杨惠谷。

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GB/T30582—2014

基于风险的埋地钢质管道

外损伤检验与评

1范围

本标准规定了基于风险的埋地钢质管道外损伤的检验与评价内容，给出了检验与评价方法。

本标准适用于长输管道、集输管道、公用管道、T业管道和动力管道中的埋地钢质管道外损伤的检

验与评，其他的埋地钢质管道可参照本标准执行。

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。

GB/T223（适用部分）钢铁及合金化学分析方法

GB/T22&1金属材料拉伸试验第1部分:室温试验方法

GB/T229金属材料夏比摆锤冲击试验方法

GB/T655化学试剂过硫酸鞍

GB/T4334.1金属和合金的腐蚀不锈钢晶间腐蚀试验方法

GB/T4340.1金属材料维氏硬度试验第1部分:试验方法

GB/T4157金属在硫化氢环境中抗特殊形式环境开裂实验室试验

GB/T8650管线钢和压力容器钢抗氢致开裂评定方法

GB/T9711石油天然气工业管线输送系统用钢管

GB/T9854化学试剂二水合草酸（草酸）

GB/T19285—2014埋地钢质管道腐蚀防护T程检验

GB/T26610.1承压设备系统基于风险的检验实施导则第1部分:基本要求和实施程序

GB/T27512埋地钢质管道风险评估方法

GB/T50251输气管道工程设计规范

JB/T4730（适用部分）承压设备无损检测

SY/T4109石油天然气钢质管道无损检测

SY/T6476输送钢管落锤撕裂试验方法

TSGD7003压力管道定期检验规则一一长输（油气）管道

TSGD7004压力管道定期检验规则一一公用管道

国质检锅（2003）108号在用工业管道定期检验规程（试行）

3术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

外损伤externaldamage

由外腐蚀、外力破坏（包括机械破坏、不良地质条件和不良地面条件等）危害造成的埋地钢质管道结

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GB/T30582—2014

构不完整性。

3.2

合于使用评fitnessforserviceassessmen

对含有缺陷或损伤的管道进行的一种评，以确定在预期的T作条件下是否可以继续安全运行。

3.3

剩余强度remainingstrength

含缺陷管道的剩余承载能力。

3.4

凹陷den

凹陷为管壁受外部挤压或碰撞产生径向位移而形成的局部塌陷，是由于管壁永久塑性变形而使管

道横截面发生的形状改变。

3.5

划伤scratches

外部物体接触导致管道表面金属损失。

3.6

不良条件unfaverablecondition

不良地质条件和不良地面条件。不良地质条件包括采空沉陷、冻土、滑坡和断层等;不良地面条件

包括场地占压和洪水等。

3.7

剩余寿命remaininglife

在预期工作条件下，损伤缺陷尺寸扩展到临界尺寸所需的时间。

4总则

4.1本标准规定的检验与评价是按照TSGD7003.TSGD7004和国质检锅(2003)108号规定开展的针

对埋地钢质管道外损伤的全面检验、合于使用评价与综合评。

4.2本标准通过基于风险的检验，识别已经发生、正在发生或预测可能发生的外损伤，并进行合于使用

评价及综合评，对危及管道安全的缺陷与问题提出处理意见。

4.3基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价关键要素及流程见图10

2

GB/T30582—2014

图1基于风险的外损伤检验评价流程图

4.4开展检验与评价的单位和人员应在认可的资格范围内从事检验与评价工作，并对检验与评价结论

的真实性、准确性和有效性负责。

注：真实性表示结论、报告以事实为基础，不作假证；准确性表示结论、报告所涉及的检测数据符合相关要求；有效

性表示检验机构的资质、检验人员的资格符合要求，所使用的仪器设备在检定校准有效期内，检验依据合法，报

告审批程序符合要求。

4.5基于风险的埋地钢质管道外损伤检验与评价除执行本标准外，应符合现行有关国家标准的规定。

5数据收集

5.1检验与评价需要的数据

5.1.1在进行检验与评价前应对各类相关数据进行全面收集、整合、对比及分析。

5.1.2开展外损伤检验与评价应收集以下典型数据：

a)管道类型；

b)材质；

c)检测、维修和更换记录

d)输送介质；

e)运行条件；

f)安全与监测系统；

3

GB/T30582—2014

g）损伤模式、速率和严重程度；

h）沿线人员密度；

i）腐蚀防护系统；

1）停产损失。

5.1.3应采用一致的原则进行数据收集，收集的数据应真实有效。

5.1.4在数据收集过程中，当现有数据不完整时，应根据缺少数据的重要程度，通过实施现场检测进行

数据收集。

5.2数据来源

5.2.1设计、制造、安装与竣工资料，其中包括：

a）设计文件（包括计算书、施工图、说明书等）、设计变更；

b）管道元件制造质量证明文件、监督检验报告；

c）管道安装竣工验收资料、管道安装监督检验报告、工程质量检验和评定报告；

d）采用的法规和标准；

e）腐蚀防护系统；

f）水工保护；

g）泄漏检测与监控系统；

h）紧急泄压与泄放系统。

5.2.2检测与评价报告，其中包括：

a）时间与周期；

b）类型和数量；

c）维修与更新；

d）结论°

5.2.3工艺文件，其中包括：

a）介质成分分析（含腐蚀成分）；

b）数据采集系统；

c）运行规范；

d）应急预案；

e）运行日志与工艺记录；

f）管理变更记录。

5.2.4失效数据文件，其中包括：

a）泄漏数据；

b）腐蚀数据；

c）外力破坏数据；

d）地质灾害数据。

5.2.5管道事故调查资料。

5.2.6现有的完整性管理系统或地理信息系统。

5.3数据更新

管道经过检验与评价后，管道使用单位应对管道数据进行完善和更新，并补充到管道数据库中。

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GB/T30582—2014

6基于风险的外损伤检验

6.1基于风险的外损伤检验流程

基于风险的埋地钢质管道外损伤检验流程如图2所示。

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图2基于风险的外损伤检验流程图

6.2基于风险的外损伤检验步骤

6.2.1潜在危险辨识

检验人员应在数据收集分析基础上，辨识危害管道结构完整性的潜在危险。潜在危险可分为以下几种：

a）固有危险，如制造与安装、改造、维修施丁过程中产生的缺陷；

b）运行过程中与时间有关的危险，如内腐蚀、外腐蚀、应力腐蚀；

c）运行过程中与时间无关的危险，如第三方破坏、误操作、外力机械破坏及不良地质条件等；

d）其他危害管道安全的潜在危险。

检验人员应通过辨识所有危害管道结构完整性的潜在危险以确认能否应用本标准，否则应采取其

他检验与评价方法。

6.2.2风险评估

6.2.2.1风险评估包括风险预评估和风险再评估。风险预评估是检验机构对资料审查分析完成后，全

面检验开展前，按照有关安全技术规范及其相应标准进行的风险评估。风险再评估是使用单位对管道

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GB/T30582—2014

采取相应的修复或采取降压措施，并且经评价机构确认后，评价机构重新对风险预评估结果进行的

修正。

6.2.2.2风险评估人员应充分了解每种管道风险评估方法的优缺点，并应在相应的资质范围内开展评

估工作。

6.2.2.3应遵守GB/T26610.1的基本原则和要求,并按照GB/T27512进行风险评估。

6.2.2.4风险评估应按照GB/T27512进行风险区段划分。

6.2.2.5风险评估人员应根据管道实际情况，以修正模型开展外损伤为主要潜在危险的风险评估。在

基本模型的架构下调整相关因素的评分权重，或增加所评估管道特有的风险因素，或在基本模型中剔除

不影响所评管道各区段风险排序的风险因素。

6.2.3检验策略制定

6.2.3.1检验策略的制定应遵守国家相关法律、法规、规章和安全技术规范。

6.2.3.2检验策略应由检验人员依据风险评估报告制定，并征询使用单位意见。

6.2.3.3制定检验策略的人员应具有足够的材料、电化学腐蚀、外腐蚀检测及合于使用评价等知识背景

和实践经验，单位应建立制定基于风险的检验策略质量控制程序。

6.2.3.4基于风险的检验策略一般包括以下内容：

a）管道的潜在失效模式；

b）设定的风险可接受水平；

c）管道检验前的风险水平；

d）实施检验后预期可达到的风险水平；

e）检验的时间；

f）检验的管道区段；

g）检验针对的潜在危睑；

h）检验的范围；

i）检验的方法、仪器及比例。

6.2.3.5管道风险可接受水平可使用失效可能性、失效后果或风险级别来表述，根据管道使用单位的实

际情况，由用户与检验策略制定人员协商确定，但应满足法律、法规、规章和安全技术规范的有关规定。

宜以风险级别来描述风险可接受水平。

6.2.3.6检验区段划分时应综合考虑以下因素：

a）风险评估的区段，检验区段长度不应小于风险评估区段长度；

b）检验方法及检测工具的差异；

c）检验实施的经济性。

6.2.4检验方案制定

6.2.4.1检验人员应依据风险预评估结果和基于风险的检验策略内容，按照相关法规标准制定检验

方案。

6.2.4.2检验方案应至少包括以下内容要求：

a）安全注意事项；

b）检验人员；

c）检验设备；

d）检验方法；

e）检验项目；

f）检验比例；

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GB/T30582—2014

g）检验记录格式；

h）检验报告格式；

1）管道使用单位配合项目。

6.2.4.3检验人员应于检验前就检验方案征询管道使用单位意见。

6.2.5检验实施与结论

检验机构与人员应根据外损伤检验方案开展检验T作，外损伤检验包括不开挖检验和开挖直接检

验，并根据检验情况给出单项检验结论。

6.3基于风险的外损伤检验过程

6.3.1检验时间

6.3.1.1新建管道投用后3年内一般应进行首次基于风险的检验。

6.3.1.2其他管道检验时间的确定以管道风险是否达到风险可接受水平来调整原定检验周期。

6.3.1.3属于下列情况之一的管道，当只能进行外损伤检验时，应当立即进行外损伤检验与评：

a）运行工况发生显著改变从而导致运行风险提高的；

b）输送介质种类发生重大变化，改变为更危险介质的；

c）停用超过1年后再启用的；

d）年度检查结论要求进行外损伤检验的；

e）所在地发生地震、滑坡、泥石流等重大地质灾害的。

6.3.2外损伤不开挖检验

6.3.2.1一般要求

6.3.2.1.1埋地钢质管道外损伤不开挖检验包括腐蚀防护系统检验、机械破坏检验和不良条件下管道

检验。

6.3.2.1.2I、U级公路、高速公路、铁路和大中型水域穿越管段、检验人员认为重要的管段，可采用行

业认可的其他方法进行检验。

6.3.2.2腐蚀防护系统检验

6.3.2.2.1腐蚀防护系统检验的内容包括环境腐蚀性检测、外防腐层检测、阴极保护系统检测和排流系

统效果检测。

6.3.2.2.2确定腐蚀防护系统检验比例时应考虑不同类别、不同风险等级管道的差异。

6.3.2.2.3环境腐蚀性检测包括土壤腐蚀性检测和杂散电流检测：

a）土壤腐蚀性检测采用抽样检测，必要时可根据腐蚀活性增加土壤腐蚀抽样检测点。检测方法

见GB/T19285—2014的附录A,检测比例见本标准附录A中A.1；

b）杂散电流检测包括直流杂散电流检测和交流杂散电流检测。应对日常巡检、年度检查或外损

伤检验过程中发现的杂散电流干扰区域进行检测。检测方法及评价准则见GB/T19285。

6.3.2.2.4外防腐层检测包括外防腐层整体状况和局部破损点的不开挖检测：

a）外防腐层整体状况不开挖检测可采用直流电流衰减法和交流电流衰减法，并利用外防腐层电

阻率、电流衰减率等指标进行评，检测评价方法见GB/T19285-2014的附录I；

b）外防腐层破损点不开挖检测可采用交流电位梯度法和直流电位梯度法，并利用破损点密度指

标进行评，检测方法见GB/T19285—2014的附录D；

c）外防腐层不开挖检测项目及比例见A.1。

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GB/T30582—2014

6.3.2.2.5阴极保护系统检测应包括阴极保护效果检测和阴极保护设施状况检测。检测对象包括外加

电流阴极保护系统和牺牲阳极阴极保护系统，检测评价方法见GB/T19285：

a）针对外加电流阴极保护系统，当管道风险等级为高或较高等级时，应进行100%密间隔断电电

位检测；当管道风险等级为中或低风险等级时，应在电位测试桩处进行管地电位检测；发现异

常时，应对该处前后管段进行100%密间隔断电电位检测；

b）针对牺牲阳极阴极保护系统、外加电流与牺牲阳极联合保护系统，当管道风险等级为高或较高

等级时，应进行100%密间隔电位检测；当管道风险等级为中或低风险等级时，应在电位测试

桩处进行管地电位检测；发现异常时,应对该处前后管段进行密间隔电位检测；

c）检测管道无阴极保护电位测试桩时，应开挖进行管地电位检测，开挖间隔不宜大于lkm；

d）阴极保护设施检测时，针对外加电流阴极保护系统，可对恒电位仪、辅助阳极床、绝缘装置及电

连接装置等设施性能状况进行检测;针对牺牲阳极阴极保护系统，可对电位测试桩、牺牲阳极

等设施性能状况进行检测。

6.3.2.2.6排流系统检测应包括排流效果检测和排流设施检测。检测对象包括直流排流和交流排流系

统，检测内容测评价方法见GB/T19285：

a）排流效果检测通过排流点电位检测、杂散电流干扰段阴极保护效果检测、交流接地体安全距离

检测等方法检测排流效果。交流接地体安全距离的测量范围应包括已知交流接地体安全距离

的复核和未知交流接地体的调查与测量；

b）应对包括排流器、排流线、接地床、电绝缘装置等设施性能状况检测。

6.3.2.3机械破坏检验

通过数据收集、日常巡查，并结合现场地物地貌分析、管道附属设施完好情况统计及第三方活动情

况调查等，确定管段是否存在机械破坏；再对管道走向、埋深和防腐层状况进行不开挖检测，确定机械破

坏的准确位置。

6.3.2.4不良条件下管道检验

对管道走向、位置、埋深等进行不开挖检测，确定是否存在不良条件造成的管道本体凹陷、变形、漂

管等潜在危险：

a）采空沉陷区管道不开挖检验项目有:管道途经地区地下资源开采活动资料收集、地表沉降情况

调查，管道的走向、位置、埋深检测和高程测量；

b）冻土区管道不开挖检验项目有:历史冻土深度调查，管道的走向、位置和埋深检测；

c）滑坡区管道不开挖检验项目有：管道途经地区地质资料调查，管道的走向、位置和埋深检测，坐

标与高程测量。计算管道中心线位移量；

d）断层区管道不开挖检验项目有：管道途经地区地质断层状况调查，管道的走向、位置和埋深

检测；

e）占压不开挖检验项目有：地面建构筑物情况调查，管道的走向、位置、埋深和防腐层状况、阴极

保护效果检测；

f）洪水区不开挖检验项目有：河床、河岸的稳定性和洪水季节性资料调查，管道的走向、位置和埋

深检测。

6.3.3外损伤开挖直接检验

6.3.3.1一般要求

6.3.3.1.1埋地钢质管道外损伤开挖直接检验包括外腐蚀直接检测、机械破坏直接检测、不良条件下直

接检测及焊缝无损检测，所选择的检测项目应满足合于使用评价的需要。

6.3.3.1.2开挖点的选取应当结合数据收集中的错边、咬边严重的焊接接头以及碰口与连头焊口，使用

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中发生过泄漏、第三方破坏的位置，并重点选择风险评估中属于较高风险及高风险等级管段。

6.3.3.2外腐蚀直接检测

6.3.3.2.1外腐蚀直接检测包括土壤腐蚀性检测、外防腐层直接检测、管地电位检测和管体腐蚀检测。

6.3.3.2.2外腐蚀开挖点数量确定原则见表1。每条管道应至少开挖一处。

表1埋地钢质管道外腐蚀开挖点数量确定原则单位为处每T米

腐蚀防护系统质量等级

管道类别

1234

长输气管道、GB1-T级和GB1-H级高压燃气管

不开挖0.11.0—1.21.8—2.0

道、联合站至长输首站集输气管道

长输油管道、联合站至长输首站集输油管道、集

不开挖0.10.6〜0.81.2—1.5

输站至联合站集输管管道

GB1-DI级次高压燃气管道、GB1-IV级次高压燃气

0.050.10.6〜0.81.2—1.5

管道

GB1-V级和GB1-VI级中压燃气管道、GB2级热

不开挖0.050.30.6—0.8

力管道

GC1级T业管道0.10.51.0—1.21.8—2.0

GC2级T业管道、GDI级动、GD2级动力管道0.050.10.6〜0.81.2—1.5

GC3级T业管道不开挖0.050.30.6—0.8

单井站至集输站集输管道0.050.10.6〜0.81.2—1.5

注：当有机械破坏和不良条件管体检验需要的开挖点时，开挖数量可纳入本表所需比例。

6.3.3.2.3土壤腐蚀性检测

土壤腐蚀性检测包括土壤质地、土壤电阻率、氧化还原电位、管地电位、土壤pH值、土壤的含水率、

土壤含盐量、土壤CL含量等参数的测试,检测方法依据GB/T19285-2014的附录A。

6.3.3.2.4外防腐层直接检测

包括外观检查、漏点检测、防腐层厚度检测和粘结力检测，检测评价方法见GB/T19285—2014的

附录C,并应遵守以下要求：

a）应对开挖探坑中露出的防腐层全部进行检测；

b）进行防腐层厚度检测时，应检测管道截面12个时钟位置的厚度。

6.3.3.2.5管地电位检测

应在开挖处使用饱和硫酸铜参比电极检测近参比管地电位。

6.3.3.2.6管体外腐蚀检测

管体外腐蚀检测项目包括：

a）外观检杳：应检测外腐蚀的位置、腐蚀程度、形貌等；

b）腐蚀产物分析:如存在腐蚀产物,应检测腐蚀产物分布（均匀、非均匀）、厚度、颜色、结构（分层

状、粉状或多孔）、紧实度（松散、紧实、坚硬）。腐蚀产物分析可采用现场初步鉴定方法，现场初

步鉴定方法见A.2；

c）外腐蚀尺寸检测：包括腐蚀深度和腐蚀面积检测，并检测腐蚀缺陷在管道轴向与环向上的投影

长度，对于腐蚀严重缺陷或位于风险等级为高或较高等级区段的腐蚀缺陷，应采用危险厚度截

面法检测腐蚀缺陷尺寸，检测方法见A.3。管道风险等级为中或低风险等级的腐蚀缺陷，可采

用危险厚度截面法检测腐蚀缺陷尺寸；

d）内腐蚀尺寸检测：应采用外壁漏磁、超声扫描成像或超声测厚等技术判断管道是否存在内腐

蚀，检测要求见外腐蚀尺寸检测；

9

GB/T30582—2014

e）选取未腐蚀区域进行管道壁厚的检测，应检测管道截面12个时钟位置的厚度。

6.3.3.3机械破坏直接检测

对存在机械破坏的管段进行开挖检测，包括外观检查、尺寸检测、管体损伤无损检测等项目：

a）外观检查：应检测机械破坏的位置、损伤类型、损伤程度、形貌等；

b）尺寸检测：应检测损伤的深度和面积，检测方法与外腐蚀检测相同。对于沟槽状缺陷应检测根

部曲率半径；

c）管体缺陷无损检测：应对凹陷的边缘和沟槽状缺陷进行磁粉检测，并对凹陷底部进行射线检

测。具体检测方法见A.4。

6.3.3.4不良条件下直接检测

对不良条件下存在损伤的管段进行开挖检测，包括管道偏移量检测和损伤检测等项目：

a）管道偏移量检测：采用坐标测量等方法检测管段最大偏移量；

b）损伤检测：应对不良条件下管道表面损伤进行检测，检测方法同6.3.3.3。

6.3.3.5焊接缺陷无损检测

6.3.3.5.1焊接缺陷无损检测按照JB/T4730或SY4109执行,一般采用射线或者超声方法，也可采用

国家质检总局认可的其他无损检测方法。

6.3.3.5.2焊接缺陷无损检测应与探坑检测、露管段检测相结合。开挖检测部位的焊接接头应100%无

损检测。必要时还应对以下焊接接头进行无损检测：

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、咬边超标的焊接接头；

c）泵、压缩机、调压站、分水器、阀室进出口第一道焊接接头或相近的焊接接头；

d）穿跨越部位、出土与入土端附近的焊接接头；

e）表面检测发现裂纹的焊接接头；

f）硬度检验和厚度测试中发现异常的焊接接头；

g）检验人员和使用单位认为需要抽查的其他焊接接头。

7埋地钢质管道合于使用评

7.1—般要求

7.1.1外损伤检验完成后，应及时开展埋地钢质管道合于使用评（以下简称合于使用评）丁作。合

于使用评价包括材料适用性评、剩余强度评估、不良条件下管道安全评定和剩余寿命预测。

7.1.2根据外损伤检验管道类別、检验结论确定需开展的合于使用评价项目。

7.1.3评价机构必须制定合于使用评价方案（包括安全措施和应急预案），征询使用单位的意见，并由

评价机构授权的技术负责人审批。合于使用评价人员必须严格按照批准后的合于使用评价方案进行评

价丁作。评价过程中根据实际情况需作调整时，必须经过评价机构授权的技术负责人审查批准，并征求

使用单位意见。

7.1.4评价工作结束后，评价人员应出具合于使用评价报告。

7.2材料适用性评

7.2.1一般要求

7.2.1.1对材质不明，以及有可能发生H?S等应力腐蚀，或者使用年限已经超过15年并且发生过与应

力腐蚀、焊接缺陷有关的修理改造的管道，应当进行管道材料适用性评。

10

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7.2.1.2材料适用性评价应在材料性能试验的基础上，开展化学成分、金相组织、力学性能、特殊服役条

件评价等工作。

7.2.1.3输送石油天然气介质的管道材料适用性评价见7.2.2与7.2.3,输送其他介质的管道材料适用

性评价参照相关标准。

7.2.2测试种类与数量

根据材料适用性评价项目开展材料测试，测试种类与数量见表2,测试方法见附录B。材料性能测

试应由具有国家实验室相应资质的单位进行。

表2测试种类与数量

钢管类型

测试种类取样位置埋弧焊管试样数里

无缝钢管电阻焊管

宜缝螺旋缝

化学成分分析管体V2

管体V2

金相分析

焊缝V2

管体V3

拉伸测试焊缝3

环焊缝V3

管体V3

夏比V型缺口冲击韧性焊缝*VV3

测试环焊缝"VV3

热影响区VV3

落锤撕裂测试管体VV2

管体VVV3

夏比V型缺口低温冲击焊缝*VV3

韧性测试b环焊缝"VV3

热影响区VV3

硬度测试见图B.4VV1

HIC测试"管体VV3

焊缝VV3

SCC测试"VV3

晶间腐蚀测试，管体VVV2

焊缝*VV2

环焊缝"VV2

热影响区VV2

注：对于不宜取样的管段可采用微损伤试样进行力学性能测试,测试方法可参考相关文献。

8未经压平。

b若管道壁温mo°c，町不进行夏比v型缺口低温冲击韧性测试。

'若管道运行环境中无硫化物存在，可不进行ITIC和SCC测试。

11本项测试仅针对奥氏体不锈钢。

7.2.3材料适用性评价要求

7.2.3.1化学成分要求

各钢级的化学成分应达到表3〜表5对应要求，表3〜表5中没有对应的钢级或者供货商原始标准

高于表3〜表5的，应达到供货商提供的原始标准要求；二者都不能满足的，应达到实际使用要求。表

11

GB/T30582—2014

中的碳当量CEnw或CEpm应根据待测材料成分按式（1）或式（2）进行计算:

MnCr+Mo+VCu+Ni

CEnw=cH515-(1)

CEp„„=C+票,Mn+Cu+Cr,NiMoV

+-+5B(2)

2060

表3化学成分要求（壁厚£25.0mm的PSL1级钢管）

元索含量“（质量分数）/%

钢级CMnPSVNiTi

最大b最大'最小最大最大最大最大最大

L175CA25)0.210.600.0300.030

L175CA25P)0.210.800.0450.0800.030

L210(A)0.220.90—0.0300.030

L245CB)0.281.20—0.0300.030c・dd

无L290CX42)0.281.300.0300.030d<1a

缝L320CX46)0.281.400.0300.030d<1a

钢L360CX52)0.281.400.0300.030d<1a

管L390CX56)0.28v1.40v—0.0300.030d<1a

L415CX60)0.28c1.40c—0.0300.030fff

L450CX65)0.28v1.40v—0.0300.030fff

L485CX70)0.28v1.40v0.0300.030fff

L555CX80)0.091.85—0.0220.0050.060.110.025

L175CA25)0.210.60—0.0300.030—

L175CA25P)0.210.600.0450.0800.030

L210(A)0.220.900.0300.030

L245CB)0.261.200.0300.030c・dd

焊L290CX42)0.261.30—0.0300.030d<1a

接L320CX46)0.261.40—0.0300.030d<1a

钢L360CX52)0.261.40—0.0300.030d<1a

管L390CX56)0.26°1.400.0300.030d<1a

L415CX60)0.26°1.400.0300.030fff

L450CX65)0.26v1.45c0.0300.030fff

L485CX70)0.26°1.65v—0.0300.030fff

L555CX80)0.091.850.0220.0050.060.110.025

最大铜（Cu）含量为0.50%；最大鎳（Ni）含量为0.50%,最大饼（Cr）含量为0.50%,最大铝（Me）含量为0.15%。

对于L360/X52及以下钢级，不得随意加入Cu、Cr、Ni。

碳（C）含量比规定最大碳含量减少0.01%,则允许猛（Mn）含量比规定最大的猛（Mn）含量高0.05%,但进行如

下限制：对于L245/BW钢级WL360/X52最大的猛（Mn）含量不得超过1.65%；对于L360/X52＜钢级VL485/

X70最大的猛（Mn