井工厂压裂高压管汇使用规定(试行)

1 范围

本规定主要针对井工厂压裂工况下的105MPa、140MPa压力等级高压管汇分类、配置、安装、使用、检测、维护保养和管理等内容。

本规定适用于井工厂压裂工况。 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 6270-2012 石油钻采高压管汇件的使用与维护 SY 6355 石油天然气生产专用安全标志 GB/T9445 无损检测人员资格鉴定与认证

EN 473 无损检测（NDT） NDT人员的鉴定和认证一般原则 ASTN SNT-TC-1A 无损检验人员的资格鉴定和证书

GB/T 22513-2013 石油天然气工业 钻井和采油设备 井口装置和采油树 NACE MR0175 防硫化氢应力裂纹的油田设备金属

NB/T 4730.4-2005 承压设备无损检测 第4部分：磁粉检测 NB/T 4730.9-2012 承压设备无损检测 第9部分：声发射检测 SY/T 6566-2003 水力压裂安全技术要求 3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。 3.1 高压管汇 manifold

用于汇集、输送由压裂泵排出的压裂液以及地层返回的高压流体的专用设备。 3.2 目视检查 visual examination

对高压管汇元件在材料和加工质量上的可见缺陷的目检。 3.3 井工厂压裂 factory fracturing

按照流程化作业集中对多口井批量进行交叉或同步压裂作业的增产改造模式。 4 高压管汇分类 4.1 高压管汇元件分类

高压管汇元件主要包括活动弯头、旋塞阀、单向阀、安全阀、整体直管和整体接头，按压力等级、规格、结构形式等进行分类，见表1，高压管汇元件参见附图A.1。

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表1 高压管汇分类

活动弯头 压力等级（MPa） 105 140 105 140 闸板阀 105 105 140 105/140 105 140 105 140 规格 3〞、4〞 3〞 2〞、3〞、4〞 2〞、3〞 5 1/8\3〞、4〞 3〞 2〞 3〞、4〞 3〞 2\、3〞、3 1/16\、4〞、5 1/8\2\、3〞 L型/T型/Y型/十型/鱼尾型/立体型 结构形式 10型、50型 备注 由壬连接 手动/液控；由壬连接 手动/液控；法兰连接 由壬连接 由壬连接 由壬连接 旋塞阀 单向阀 安全阀 整体直管 挡板式、压盖式、飞镖式 F×M/F×F/M×M 整体接头 由壬连接、法兰连接 4.2 高压管汇区域分类

高压管汇按区域工况特性分为：

——泵车排出区：从压裂泵排出口至高压管汇撬入口的区域。

——高压集流区：从高压管汇撬至分流管汇入口的区域，含高压管汇撬。 ——高压分流区：从分流管汇到井口的区域，含分流管汇。 高压管汇区域划分见图1。

图1 井工厂压裂高压管汇连接与分区示意图

4.3 高压管汇总成分类

高压管汇总成按功能分为：

——泵排出管汇：安装在压裂泵排出口，用于高压流体的排出。 ——泵安全管汇：安装在压裂泵排出口，用于压力检测和泄压。

——高低压管汇撬：用于供给泵车低压流体和汇集泵车排出的高压流体。 ——分流管汇：用于高低压管汇撬和多井口的连接与高压流体的分流。 ——压裂井口：用于井口的开关与压裂高压管路的接入。 5 高压管汇配置

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5.1 高压管汇元件内液体流速应符合SY／T6270-2012的附录A要求不大于12.2m／s，应根据压裂施工设计流量确定高压管汇撬至分流管汇、分流管汇至压裂井口所需管路数量。

5.2 泵排出管汇包括排出法兰、整体接头和直管等，外接接口Fig1502M或Fig2002M，见图2、图3。

图2 排出管汇

图3 排出管汇

5.3 泵安全管汇包括安全阀、压力传感器和排出法兰等，见图4。

图4 泵安全管汇

5.4 当施工压力小于93MPa时，宜使用4〞105MPa双通道高压管汇撬或者使用3〞105MPa三通通道高压管汇撬，4〞双通道高压管汇撬如图5所示，3〞三通道高压管汇撬如图6所示；当施工限压高于93MPa时，应选用140MPa等级的高压管汇撬。

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图5 4〞双通道高压管汇撬

图6 3〞三通道高压管汇撬

5.5 高压管汇橇主管线不应使用如图7所示的全封闭结构。

图7 全封闭结构压裂管汇

5.6 分流管汇由压裂头、闸阀和螺柱式多通等组成，管汇中心离地高度800-1000mm，一字形分流管汇如图8所示，H形分流管汇如图9所示，U形分流管汇如图10所示。

图8 一字形分流管汇

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图9 H形分流管汇

图10 U形分流管汇

5.7 压裂井口由闸阀、井口压裂头和井口四通等组成，参见附图A.2。 6 高压管汇的安装 6.1 总体要求

6.1.1 所有由壬接头不应用外力强行连接，管线连接后应使用安全绳或安全管卡捆绑。安全绳选用钢丝绳套时钢丝绳直径应不小于16mm；选用钢丝绳时钢丝绳直径应不小于8mm；选用高压防护带（吊装带）时防护带、D型卸扣吨位应不小于5吨，使用时应在每个由壬接头两端打结，每条管路的起点和终点使用D型卸扣固定。钢丝绳在每件直管上至少缠绕两圈，安全管卡安装如图11所示。

图11 安全管卡安装

6.1.2 高压管汇元件装卸过程应轻拿轻放、避免出现撞击，除翼型螺母外不允许敲击。 6.1.3 高压管汇元件安装或拆卸时不应损坏螺栓、螺母、工作密封表面及由壬连接处。 6.1.4 高压管汇由壬接头、螺纹及密封圈使用前应清洗干净。

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6.1.5 高压管汇由壬接头连接时，首先用手旋紧翼形螺母，然后使用榔头敲击翼型螺母至不再转动。 6.1.6 活动弯头进液口与出液口夹角应不小于30°，如图12所示。

图12 活动弯头进液口与出口液液体流向夹角应不小于30°

6.1.7 两个活动弯头串接时，与活动弯头连接的直管（阀件）在靠近活动弯头处需支撑固定，见图13。

图13 两个活动弯头串接与支撑

6.1.8 活动弯头不允许使用三个或三个以上连续串接，见图14。

图14 不允许三个活动弯头直接连接

6.1.9 落地的活动弯头、直管等高压管汇元件应采用橡胶垫块支撑，如图15所示，必要时可在橡胶垫块下部增加垫木调整高度；高压管路直线段距离大于6m时应采用基墩或地锚固定支撑，如图16所示；管线与基墩或地锚之间应安装厚度不小于10mm的橡胶垫，地角螺栓应不小于M16。橡胶垫块可参考附图A.3。

图15 活动弯头、直管支撑与固定

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图16 水泥基墩固定

6.1.10 高压管汇元件每拆装一次应更换由壬密封件。

6.1.11 两条高压管路之间不应有接触，当两条高压管路之间距离小于30mm时应使用橡胶块或垫木隔开。

6.2 泵车排出区管汇安装

6.2.1 泵排出管汇出口连接活动弯头、直管，落地处支撑，如图17、图18所示。

图17 排出管汇出口连接安装

图18 排出管汇出口连接安装

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6.2.2 高压管汇橇入口连接活动弯头，并根据压裂车与高压管汇橇之间的距离选用合适长度的直管；当直管与高压管汇橇上的活动弯头无法连接时，应增加活动弯头进行连接。 6.3 高压集流区管汇安装

6.3.1 高压管汇撬宜安装于低压管汇撬的垂直上方。 6.3.2 高压管汇橇出口应采用活动弯头连接并落地。

6.3.3 高压管汇橇与分流管汇之间每条管路中宜安装一个旋塞阀和一个挡板式单向阀，旋塞阀和单向阀串联安装，单向阀标识方向与液体流向一致，见图19。

图19 压裂管汇与分流管汇之间安装单向阀和旋塞阀

6.3.4 泄压管路宜安装在最外侧的主管线上。泄压管路的安装方式为：在单向阀与分流管汇之间安装3〞X2〞X3〞 T型三通，在T型三通上依次安装2〞旋塞阀和泄压管线，参见图20。

图20 安装泄压管汇

6.3.5 分流管汇入口压裂头连接活动弯头、直管落地，在落地处支撑。 6.4 分流区管汇安装

6.4.1 井工厂压裂井场超过两口井时应采用分流管汇。

6.4.2 分流管汇至井口压裂头之间采用活动弯头、直管连接，分别构成并联管路。 6.4.3 分流管汇出口和井口压裂头入口连接的管线应在落地处支撑。 7 高压管汇的使用 7.1 总体要求

7.1.1 高压管汇元件工作压力应不超过其最高工作压力的90%。

7.1.2 高压管汇元件在80%～90%最高工作压力下的累计使用时间应不超过其使用寿命的25%，高压管汇元件使用寿命见表2。

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表2 高压管汇元件使用寿命

序号 1 2 3 4 5 管汇类别 直管 弯头 阀件 整体接头 高压出口法兰 推荐使用寿命（小时） 1000 600 500 600 500 备注 旋塞阀、单流阀等 三通、四通等 7.1.3 7.1.4 7.1.5 7.1.6 高压管汇元件不应使用密封螺纹，取样孔、泄压孔除外。

高压管汇元件的剩余使用寿命应大于作业井总施工时间，否则应更换。 活动弯头不应在旋转、摆动和承受轴向负荷的工况下使用。 不宜使用如图21所示的歧管接头，宜使用T型接头。

图21 歧管接头不宜按图示使用

7.2 试压

7.2.1 高压管汇施工前应进行静水压试验，试验压力应高于施工限压5.0MPa，且不应超过该高压管汇压力等级的最高工作压力。

7.2.2 试压前，应充分循环管线，排尽空气。

7.2.3 试压前，应在仪表车内设定试压超压保护值，超压保护值应与试验压力一致。 7.2.4 试压时，人员应撤离高压区，并通过视频监控系统实时观察高压区状况。 7.2.5 采用两阶段试压模式，试压过程应按以下步骤执行：

a) 第一阶段：排出区、集流区高压管汇试压 ——关闭分流管汇阀门。

——采用阶梯性试压模式，第一步按试验压力的10%试压，达到压力后稳压5分钟；第二步按试验

压力的50%试压，达到压力后稳压5分钟；第三步按试验压力试压，达到压力后稳压10分钟。压力变化值保持在试验压力的5.0％以内为合格。 ——打开泄压旋塞阀，压力降至零。 b) 第二阶段：分流区高压管汇试压

——关闭井口阀门，打开分流管汇对应支路阀门。

——采用阶梯性试压模式，第一步按试验压力的10%试压，达到压力后稳压5分钟；第二步按试验

压力的50%试压，达到压力后稳压5分钟；第三步按试验压力试压，达到压力后稳压10分钟。压力变化值保持在试验压力的5.0％以内为合格。 ——打开泄压旋塞阀，压力降至零。 7.3 压裂施工准备

7.3.1 应检查高压管路中的旋塞阀、闸阀、节流阀、单向阀、活动弯头、安全阀等高压元件处于正常工作状态，阀件开关、活动弯头转动应灵活、轻便。 7.3.2 安全管卡不应有裂纹，安全绳不应有断丝现象。

7.3.3 应确认仪表车控制系统超压保护功能有效，响应灵敏，在设定超压保护值时，超压保护值应与施工限压值一致，且不应超过高压管汇许用压力。

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7.3.4 压裂井口应有明显的井号标识，井口、分流管汇各闸阀应有清晰的开、关标识，标识应与闸阀开关状态一致。

7.3.5 安装高清摄像头，保证施工时能实时监测整个高压区的工作状况。 7.3.6 高压压力传感器额定压力应不低于施工限压值。

7.3.7 高压区域应设置安全警示带、安全防护栅栏和安全标志，安全标志应符合SY 6355。 7.4 压裂施工

7.4.1 严禁人员进入高压区。

7.4.2 施工时实时监测高压管汇的工作情况，当出现刺漏、爆裂等紧急情况时应立即停泵、关井口，泄压后对其进行整改。

7.4.3 出现泄漏需要整体更换的活动弯头、旋塞阀、单向阀等应对泄漏部位进行标记并做好记录。 7.4.4 高压管汇出现异常跳动时应及时停泵，查明原因并整改。 7.5 压裂施工后

7.5.1 施工结束后，由指定人员关闭井口，打开泄压旋塞阀，压力显示值降为零后，操作人员方可进入高压区检查、整改设备。

7.5.2 检查所有高压管汇元件，确保支撑位置无悬空现象。 7.5.3 检查每台泵车排出法兰螺栓，确保无松动或断裂现象。 7.5.4 检查高压管汇由壬连接的紧固性和密封性。

7.5.5 记录高压元件的使用时间、砂量、液量、压力等参数。 7.5.6 旋塞阀每施工20段注入高压密封脂。

7.5.7 拆卸管汇前应用清水将残留在高压管件中的压裂液或酸液等腐蚀性物质清除。

7.5.8 泵车排出区、高压集流区和高压分流区的高压管汇元件进行分类回收、检测、保养、储存。 8 高压管汇检测 8.1 总体要求

8.1.1 检测单位应通过中国合格评定国家认可委员会(CNAS)认可、计量认证（CMA）及授权认证（CAL），能力范围应覆盖被检测产品，并取得行业内授权证书。

8.1.2 无损检测人员应按GB/T 9445或EN 473和ASTN SNT-TC-1A规定的要求取得资格。

8.1.3 配备移动检测设备，包括移动服务车、可移动静水压试验设备、荧光磁粉探伤设备和声发射检测设备等，能够在油田现场或附近进行检测。

8.1.4 检查、检测用设备应按GB/T 22513-2013第7章要求的周期进行标定和鉴定。

8.1.5 静水压试验设备测量范围0～250MPa，精度不低0.05%；磁粉探伤机测量范围0～6000A,精度不低于1%。

8.1.6 检测项目包括：宏观检测、功能检查、壁厚检测、无损检测、硬度检测、密封试验、声发射检测、产品检测标牌。

8.1.7 对高压管汇进行解体检测，检测前需拆解高压管汇上的所有异型螺母，对活动弯头的每一个活动关节进行解体。

8.1.8 检测完成后出具书面的检测报告，内容应包含检测数据和结论，其结论中应对被检高压管汇元件使用性能进行明确的判定。

8.1.9 检测项目有一项不合格且无法整改，则该高压管汇元件判定为不合格，其它的检测项目不再进行检测。

8.1.10 使用方应按照检测报告中的结论使用高压管汇元件。

8.1.11 检测结束后，为高压管汇元件加箍检测铭牌，铭牌应不易拆卸，标识清晰。

8.1.12 检测铭牌内容至少包括内容：检测单位名称、检测单位资质、检测追溯号、检测日期。 8.2 检测内容

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8.2.1 目视检测：对高压管汇元件外观进行检查，通过目测、内窥镜或者5～10倍放大镜检查内外表面，查看是否存在裂纹或明显冲刷、腐蚀凹坑等缺陷。

8.2.2 功能检测：对高压管汇元件功能进行检查，阀件开关、活动弯头转动应灵活、轻便。 8.2.3 壁厚检测：对高压管汇元件壁厚进行检测，检测区域及壁厚值符合附录B的要求。

8.2.4 无损检测：无损检测宜选用磁粉检测，且首选荧光磁粉检测法，条件不具备的情况下可使用磁轭检测法，检测程序和结果判定参照NB/T 4730.4-2005。

8.2.5 硬度检测：对易变形、应力集中和晶间腐蚀较重的部位进行硬度检测，检测后标图记录，对异常点详细标记，结果判定参照NACE MR0175。

8.2.6 静水压密封试验：密封试验采用静水压试验，试验介质为清水，试验压力达到最高工作压力，稳压时间不得少于10min，压力变化值不得大于5%或3.4MPa(二者取较小值)。 8.2.7 声发射检测：声发射检测应远离噪声源，与密封试验时同时进行，检测程序和结果判定参照NB/T 4730.9-2012中5.4.1条和第6部分。 8.3 检测方式

8.3.1 检测方式包括全面检测和在线检测 8.3.2 全面检测流程见图22所示。

图22 全面检测流程图

8.3.3 在线检测主要利用声发射检测技术对施工中重点安全隐患部位的壁厚进行检测。 8.4 检测报告

8.4.1 高压管汇元件检测报告应包括：宏观检测报告、测厚检测报告、硬度检测报告、磁粉检测报告、静水压试验报告、声发射检测报告。

8.4.2 每批高压管汇元件检测结束后，根据检测原始记录出具检测结论，结论内容包括：合格、整改后合格或不合格。 9 维护保养

9.1 不允许带压操作。

9.2 活动弯头维护保养时，应检查承压件本体（如直头和弯头体）内壁是否出现裂纹或冲蚀磨损等现象，并加注润滑脂。

9.3 单流阀维护保养时，检查密封部位，如有破损，应进行更换。 9.4 有缺陷的高压管汇元件，应停止使用并送检。

9.5 维护保养中更换的新零件，应优先采用经检验合格的原厂生产的零件。 9.6 维护保养后应及时填写使用保养记录。 9.7 长期存放的管件启用前应保养一次。 9.8 高压管汇元件不允许进行焊接。

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9.9 其他维护保养项目应符合SY/T6270－2012中5.2～5.9条要求。 9.10 高压管汇元件的常见故障与维护方法见附录C。 10 高压管汇元件管理

10.1 高压管汇元件的选用应符合SY/T 6566－2003中4.5条要求。

10.2 首次使用或者重新启用时应按SY/T6270－2012中4.1条进行目视检查和状态检查。 10.3 使用单位应设立高压管汇管理机构，负责工区内本单位使用高压管汇的监管工作，并监督检测方对高压管汇元件进行各项检测。

10.4 对所有高压管汇元件的产品信息（包括厂家产品名称、序列号、规格型号、压力等级、生产日期）、使用信息（包括累计使用时间、使用压力、使用砂量）、检测维护信息（包括维护保养记录、检测记录）进行登记。

10.5 高压管汇元件信息记录表格可参考附录D。

10.6 高压管汇维修应符合SY/T6270－2012中6.1～6.6条要求。 10.7 高压管汇元件的使用满足以下条件之一时，应进行检测：

——使用时间达到200h； ——使用砂量达到1500m3； ——使用液量达到55000m3。

10.8 高压管汇根据货场标识分类摆放，要求场地通风、防雨、防尘。 10.9 高压管汇元件储存和运输过程应采用垫木支撑或者撬装。

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AA 附 录 A

（资料性附录）

附图

图A.1 高压管汇元件

图A.2 压裂井口

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注1：垫块高度可根据需要进行调整。

图A.3 橡胶垫快

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BB 附 录 B

（资料性附录）

高压管汇件检测区域及壁厚值

图B.1 旋塞阀壁厚检测区域 表B.1 旋塞阀壁厚值

规格型号 1＂×2＂－1502 1.5＂×1.5＂-1502 2＂×2＂-1502 3＂×3＂-1502 2＂×2＂-2002 3＂×3＂-2002 额定压力 MPa(psi) 105(15000) 105(15000) 105(15000) 105(15000) 140(20000) 140(20000) 内径 mm 22.2 38.1 44.3 69.8 33 76.2 出厂壁厚值 mm ≥14.29 ≥16.43 ≥13.89 ≥17.02 ≥16.25 ≥30.4 使用壁厚极限推荐值 mm 10.72 11.04 10.99 14.83 13.26 25.12 规格型号1＂×2＂－1502指旋塞阀公称内径为1 英寸，2＂－1502表示连接形式为由壬连接，规格为2英寸FIG1502。以下表中规格型号均作类似解释。

图B.2 单向阀壁厚检测区域

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表B.2 单向阀壁厚值

额定压力 MPa(psi) 105(15000) 105(15000) 140(20000) 140(20000) 内径 mm 44.3 69.8 33 76.2 出厂壁厚值 mm ≥13.89 ≥17.02 ≥16.25 ≥30.5 使用壁厚极限推荐值mm 10.99 14.83 13.26 25.12 规格型号 2＂×2＂-1502 3＂×3＂-1502 2＂×2＂-2002 3＂×3＂-2002

图B.3 活动弯头壁厚检测区域 表B.3 活动弯头壁厚值

规格型号 额定压力 MPa(psi) 105(15000) 内径 mm 38.1 出厂壁厚值 mm ≥10.92 使用壁厚极限推荐值mm 8.46 11/2＂-1502长半径 2＂-1502长半径 105(15000) 47.75 ≥11.43 8.58 3＂-1502长半径 3＂-2002长半径 4＂-1002长半径 105(15000) 140(20000) 70(10000) 69.85 76.2 95.25 ≥13.46 ≥30.5 ≥15.4 10.87 25.12 12.52 4＂-1502长半径 105(15000) 90 ≥23.5 21.54

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图B.4 各种异形整体接头壁厚检测区域 表B.4 各种异形整体接头壁厚值

规格型号 11/2＂-1502 额定压力 MPa(psi) 105(15000) 内径 mm 38.1 出厂壁厚值 mm ≥17.07 使用壁厚极限推荐值mm 12.39 2＂-1502 2＂-2002 3＂-1502 3＂-2002 4＂-1002 4＂-1502 105(15000) 140(20000) 105(15000) 140(20000) 70(10000) 105(15000) 44.3 33 69.8 76.2 95.2 88 ≥13.89 ≥16.0 ≥17.02 ≥30.5 ≥15.88 ≥24.5 10.99 13.26 15.26 25.12 12.92 21.15 17

图B.5 刚性直管壁厚检测区域 表B.5 刚性直管壁厚值 规格型号 2＂-1502 2＂-2002 3＂-1502 3＂-2002 额定压力 MPa(psi) 105(15000) 140(20000) 105(15000) 140(20000) 内径 mm 44.3 33 69.8 76.2 出厂壁厚值 mm ≥9.6 ≥16.0 ≥12.0 ≥25.0 使用壁厚极限推荐值mm 7.88 13.4 9.8 20.2

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CC 附 录 C

（资料性附录）

高压管汇件的常见故障与维护方法 表C.1 高压管汇件的常见故障与维护方法

故 障 旋转时有卡阻现象或完全旋转不动 原 因 注入润滑脂过多,引起钢球胶结, 润滑脂时间过长，硬化 盘根变形或密封圈移位 球道中放入钢球数量不正确或钢球破损 盘根老化或磨损 接头密封面点蚀或磨损 盘根安装错误 黄油挡圈老化或磨损 球面接头上球面磨损或密封面 点蚀 联接螺纹损坏 阀体盖未拧紧 阀体盖螺纹渗漏 阀体盖O形密封圈老化、磨损或损坏 阀体盖被损坏或磨损 在阀盖密封槽中，没安装O形圈支承环或支承环安装错误 安装了不同制造厂生产的密封弧片 密封弧片或阀体的密封表面上被擦伤或有腐蚀凹点 旋塞被擦伤或磨损、腐蚀 阀体的内表面或密封弧片的内外表面没关闭阀后，流道中可见渗旋塞阀 漏 有彻底清洗干净，有脏物，使旋塞与密封弧片内表面、阀体内腔与方形密封圈不能紧密接触，影响密封 没有正确安装或在安装时损伤了密封弧片，就会从密封弧片位置产生泄露 方形密封圈老化、磨损或损坏 错误地安装了旋塞帽，强制旋塞向一侧倾斜 阀体盖或旋塞帽与其它部件不配套 从底部渗漏 旋塞底部的O形圈或支承环老化或损坏变形，不能完全密封 旋塞顶部O形圈和支承环被损坏或老化旋塞顶部渗漏 不能完全密封 阀体盖没有拧紧，或肩部有异物阻碍阀体盖正确拧紧 阀体盖损伤或磨损 解决方法 拆开，去掉旧的润滑脂，装上后，注 入适量的新润滑脂 更换变形盘根 拆开，装入规定数量的钢球或换新钢球 更换盘根 用细砂布打磨密封面或更换新弯头 重新安装，使盘根有铜环一面朝外 更换黄油挡圈 用细砂布打磨球面及密封面或更换新弯头 修复螺纹或更换新弯头 重新拧紧到位 更换O形密封圈 更换阀体盖 在密封槽中安装时，支承环凹面接触O形圈，O形圈在下，支承环在上 更换同一制造厂修理包中的弧片 用400粒度的砂纸抛光修好密封表面或更换密封弧片或阀体 更换旋塞 拆洗零件，清洗去除一切异物。若阀体内表面擦伤、腐蚀凹点太多，不能再继续使用时应更换 取出密封弧片并进行检查，重新安装，必要时可更换密封弧片 更换方形密封圈 重新安装旋塞帽 配件应符合原厂家设计要求 取出重新装上O形圈及其支承环或更换变形支承环 重新安装O形圈及支承环 活动液体从钢球弯头 塞处渗漏 液体从与外部联接处渗漏 去除异物，重新拧紧阀体盖到位 更换阀体

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表C.1高压管汇件的常见故障与维护方法（续）

阀不能完全打开或关闭 故 障 原 因 旋塞帽损坏或磨损，也可能旋塞帽与阀体不配套 阀体内表面不清洁 止动弹簧销与旋塞帽发生干涉 密封圈膨胀、丁晴橡胶以及尼龙支承环不能与象甲苯软化或发粘 或二甲苯这些溶液接触 阀座底部O形密封圈老化、磨损或损坏 阀座外园O形密封圈或支承环老化、磨损或损坏 阀体连接螺纹渗漏 单流阀 在阀座密封槽中，没安装O形圈支承环或支承环安装错误 阀座底部密封面损伤 阀体与压盖未拧紧 解决方法 安装配套的新旋塞帽 重新清洗阀体及其它零件，重新装配 找准正确位置上紧销子 更换新密封件 更换O形密封圈 更换O形密封圈及支承环 在密封槽中安装时，支承环凹面接触O形圈，支承环应靠近阀座底面方向 更换阀座 重新拧紧阀体与压盖，并将外圆处顶丝拧紧到位 重新调整安装角度，使阀底座底平面与水平面坐平 更换新阀座 更换新阀板 重新拧紧到位 更换O形密封圈 更换弹簧座(应是原厂产品或符合原厂设计要求的产品) 安装O形密封圈 更换阀杆密封圈或O形圈 清理密封面异物 重新更换O形密封圈 阀关闭后，流道中可见渗漏 安装时，阀底座与水平面有角度 阀座与阀板密封面被擦伤或磨损、腐蚀凹点 阀板密封胶皮破损、腐蚀 弹簧座未拧紧 弹簧座螺纹渗漏 弹簧座O形密封圈老化、磨损或损坏 弹簧座螺纹被损坏或磨损 在阀杆密封槽中，没安装O形密封圈 阀杆密封圈或O形圈老化、磨损或损坏 钢球与阀座密封面有异物 安全阀 调节螺栓螺纹渗漏 设定防护压力后，流道中可见渗漏 阀座底部O形密封圈损坏或老化不能完全密封 钢球或阀座密封表面上被擦伤或有腐蚀凹点 更换钢球或阀座

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DD 附 录 D

（资料性附录） 高压管汇件信息记录表 表D.1 高压管汇件信息记录表

自 编 号 产品序列号 首次使用前检查情况 日 期 重新启用检查情况 日 期 检测维护记录 检测维护人员或日 期 损坏维修记录 日期 使用记录 日 期 报废记录 日期 判定人员或单位 报废原因 使用时间 工作压力 总液量 总砂量 维修结果 维修人员或单位 备注 检测维护结果 单位 备注 检查结果 检查人员 检查结果 检查人员 产品名称 规格型号 生产日期 生产厂家

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DD 附 录 D

（资料性附录） 高压管汇件信息记录表 表D.1 高压管汇件信息记录表

自 编 号 产品序列号 首次使用前检查情况 日 期 重新启用检查情况 日 期 检测维护记录 检测维护人员或日 期 损坏维修记录 日期 使用记录 日 期 报废记录 日期 判定人员或单位 报废原因 使用时间 工作压力 总液量 总砂量 维修结果 维修人员或单位 备注 检测维护结果 单位 备注 检查结果 检查人员 检查结果 检查人员 产品名称 规格型号 生产日期 生产厂家

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