勝利油建巴州分公司2014年3月“低、老、壞”治理--管道安裝工程勝利油建巴州分公司“低、老、壞”治理--管道安裝工程目錄☆一、“低、老、壞”問題原因分析☆二、管道安裝工程中的“低、老、壞”目錄☆一、“低、老、壞”問題原因分析前言

隨著油田產能建設配套工程日益完善，現階段地面工程建設主要是以新井、改擴建及維修為主。這些工程由于工期短并且點多面廣，給質量管理帶來了一定難度，尤其是“低、老、壞”壞問題比較突出。

前言隨著油田產能建設配套工程日益完善，現階建設單位出于產能建設投產需要，促使施工單位搶工期、趕進度部分項目年末開始實施，錯過施工黃金季節，施工難度大一、“低、老、壞”問題原因分析監理單位平行檢查和旁站檢查不到位，不能及時發現施工現場存在的問題發現的問題礙于情面，不愿得罪人，不愿管、不敢管、不會管、不善管。

建設單位一、“低、老、壞”問題原因分析監理單位一、“低、老、壞”問題原因分析施工單位

質量管理體系和質量自控系統沒有處于良好狀態，質量責任制和“三檢制”沒有真正落實。作業結束后沒有進行自檢，不同工序交接、轉換沒有相關人員進行交接檢查，專職質檢員沒有進行專檢。對分包商疏于管理。一、“低、老、壞”問題原因分析施工單位二、管道安裝工程中的“低、老、壞”管道安裝工程涉及的一些規范二、管道安裝工程中的“低、老、壞”管道安裝工程涉及的一些規范二、管道安裝工程中的“低、老、壞”1、現場閥門擺放不封口，材料存放混亂；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”1、現場閥門擺放不封口，材二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》4.2.9試驗合格的閥門，應及時排盡內部積水，并應吹干。除需要脫脂的閥門外，密封面與閥桿上應涂防銹油，閥門應關閉，出入口應密封，并應做出明顯的標記。SY/T4102-2013《閥門的檢查與安裝規范》5.1.4閥門的存放，應有有效的防護，防止銹蝕和損傷。5.1.5外露的閥桿應涂油脂進行保護，閥門的內腔、法蘭密封面和螺栓部位應涂防銹劑進行保護。5.1.6閥門的啟閉件和閥座密封面應涂工業用防銹油脂，但對塑料、橡膠密封面嚴禁涂防銹劑。5.1.8入庫存放時間較長的閥門，應對脫落的色標進行補刷。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》7.3.1管子、管件、閥門、涂料及其它設備材料應按產品說明書的要求妥善保管，存放過程中應注意檢查，以防銹蝕、變形、老化或性能下降。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》4.2.13中的第3條第（5）點：閥門的強度和密封試驗應符合下列規定：閥門試壓合格后，應排除內部積水（包括中腔），密封面應涂保護層，關閉閥門，封閉主入口，并填寫《閥門試壓記錄》。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.5.7試驗合格的閥門應及時排除閥內的積水并吹干，關閉閥門。法蘭密封面應涂防銹油，并應密封進出口。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》5.3.9試驗合格的閥門應作出標識，并填寫閥門試驗記錄。

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”2、管道閥門不試壓，具有上密封結構的閥門不進行上密封試驗；上密封的定義:當閥門全開時，阻止介質向填料函處滲漏的一種密封結構。上密封的作用:是為了防止管道中的介質從填料部位泄漏到外界。在閘閥、截止閥中常用的密封結構。閥門全開才會起作用。試驗方法：首先進行殼體強度試驗，按照公稱壓力的1.5倍進行，然后卸壓到公稱壓力的1.1倍，然后將閥門全開，并將填料壓蓋上的壓緊螺母松開，觀察是否有試驗介質從填料部位泄露。無泄漏則證明上密封是好的。反之，要修理。

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”2、管道閥門不試壓，具有上二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》4.2.2閥門應進行殼體壓力試驗和密封試驗，具有上密封結構的閥門還應進行上密封試驗，不合格者不得使用。SY/T4102-2013《閥門的檢查與安裝規范》4.1.7高、中壓和毒性程度為中度、高度和極度危害介質及甲、乙類火災危險物質介質用閥門（含Ⅰ、Ⅱ類和A、B級管道用閥門）應逐個作殼體試驗和密封性試驗。4.1.8易燃、可燃介質管道或Ⅲ類管道用閥門，每批應抽取20％且至少1個進行殼體試驗和密封性試驗。如有不合格，應加倍抽取試驗；如仍有不合格，則逐個進行試驗。4.1.9其它管道用低壓閥門應每批抽10％且至少1個進行殼體試驗和密封性試驗。如有不合格，再抽取20％；如仍有不合格，則應逐個進行試驗。4.3.2具有上密封的閥門還應做上密封性能試驗。上密封試驗時,松開填料壓蓋,閥門需完全開啟,使上密封關閉,兩端封閉向裝配好的閥門體腔內充滿試驗介質并逐漸加壓到試驗壓力進行檢查,該項試驗應在閥門殼體試驗后進行。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》4.2.13中的第3條：閥門的強度和密封試驗應符合下列規定：閥門應逐個進行施壓檢驗，實驗采用潔凈水，強度實驗壓力應為設計壓力的1.5倍，穩壓時間大于5min殼體、墊片、填料等不滲漏、不變形、無損壞、壓力不降為合格。密封實驗壓力為設計壓力，穩壓15min，不內漏、壓力不降為合格。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.5.4閥門在安裝前均應進行外觀檢查，應無裂紋、砂眼等缺陷，閥桿、法蘭密封面應平整光滑，閥桿螺紋應無毛刺或擊痕。有填料的應進行填料檢查，裝填后的壓蓋螺栓應有足夠的調節余量。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50540-2009《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”4.5.5閥門安裝前，應逐個按國家現行標準《閥門的檢查與安裝規范》SY/T4102的規定進行檢查和強度及嚴密性試驗。1焊接式閥門的強度試驗可在系統試驗時進行。2閥門應用不低于1.5倍的公稱壓力或按產品說明書進行強度試驗。3安全閥應由具有檢驗資質的專業單位按設計規定的壓力進行定壓，并應打好鉛封，出具相應的標定證書。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》5.3.2設計文件要求做低溫密封試驗的閥門，應有制造單位的低溫密封試驗的合格證明。5.3.7閥門應按國家現行規范SH3518的規定對閥體（含閥門夾套）和密封面逐個進行壓力試驗，到制造廠逐件進行見證壓力試驗并有見證壓力試驗記錄的閥門，可以免除壓力試驗。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”4.5.5閥門安裝前，應逐3、防腐管道裝卸、運輸不規范，防腐層破損嚴重；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》7.7.1管子裝卸應使用不損傷管口的專用吊具，雙聯管吊裝時應使用扁擔式吊具。彎管應采取吊管帶裝卸，不得損傷防腐層。7.2.1管子的運輸應符合交通部門的有關規定。拖車與駕駛室之間應設置止推擋板，立柱應牢固。7.2.2防腐管裝車前，應核對管子的防腐等級、材質、壁厚，不宜將不同防腐等級、材質、壁厚的管子混裝。7.2.3運輸防腐管時，應捆扎牢固，應對防腐層采取保護措施。防腐管與車架或立柱之間、防腐管之間、防腐管與捆扎繩之間應設置橡皮板或其它軟質材料襯墊。捆扎繩外應套橡膠管或其它軟質管套。彎管運輸應采取特殊的措施。3、防腐管道裝卸、運輸不規范，防腐層破損嚴重；二、管道安裝工SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》7.1.1鋼管裝卸應使用不損傷管口的專用吊具，二接一管道吊裝時應使用扁擔式吊具。彎管應采用吊管帶裝卸，不得損傷防腐層。7.1.5運輸防腐管時，應捆扎牢固，應對防腐層采取保護措施。防腐管與車架或立柱之間、防腐管之間、防腐管與捆扎繩之間應設置橡皮板或其他軟質材料襯墊。捆扎繩應套橡膠管或其他軟質套管。彎管運輸應采取固定措施。7.2.1布管宜采用吊管機、拖車、爬犁等機械運輸，嚴禁在地面直接拖管或滾管。SY/T0414-2007《鋼質管道聚乙烯膠粘帶防腐層技術標準》5.5.3防腐管吊裝應采用寬尼龍帶或專用吊具，不能用損傷防腐層的吊具。采用合理的吊裝方法，輕吊輕放，嚴禁損傷防腐層。5.5.4運輸時應采取相應的防護措施防止損傷防腐層。SY0415-96《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術標準》6.0.8防腐保溫管拉運時，必須采取有效措施，嚴禁破壞防腐保溫層。6.0.9防腐保溫管在裝卸過程中，必須輕拿輕放，嚴禁摔打、拖拉。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》二、管道SY/T0420-97《埋地鋼質管道石油瀝青防腐層技術標準》6.0.5裝車時應使用寬尼龍帶或其它他專用吊具，嚴禁使用摔、碰、撬等有損于防腐層的操作方法。每層防腐管之間應墊軟墊。捆綁時，應用尼龍帶或外套膠管的鋼絲繩。6.0.6卸管時應采用專用吊具，嚴禁用損壞防腐層的撬杠撬動及滾滑的方法卸車。SY/T0447-96《埋地鋼質管道環氧煤瀝青防腐層技術標準》6.0.2未固化的防腐管不應裝運。防腐管的裝卸、運輸應符合《長輸管道線路工程施工及驗收規范》的規定。SY/T0315-2005《鋼質管道單層熔結環氧粉末外涂層技術標準》9.2.1涂敷過的成品管運輸時應使用不損壞涂層的吊具吊裝，并應輕吊輕運，避免損傷鋼管及涂層。9.2.3涂敷過的每根成品管應套上不少于3個隔離墊圈，避免彼此間接觸。墊圈的尺寸和位置應按訂貨要求。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY/T0420-97《埋地鋼質管道石油瀝青防腐層技術標準》4、防腐管線碼放不規范，損壞防腐保溫層；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.7.6防腐管應同向分層碼垛堆放，堆放高度應保證管子不失穩變形、不損壞防腐層。不同規格、材質的防腐管應分開堆放。每層防腐管之間應墊放軟墊，最底層的管子下宜鋪墊兩排枕木或砂袋。管子距地面的距離應大于50mm，為保證管垛的穩定，底層的防腐管宜用楔子固定。4.7.7保溫管的堆放高度不應大于2m。4、防腐管線碼放不規范，損壞防腐保溫層；二、管道安裝工程中GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》7.3.4防腐管應同向分層碼垛堆放，堆放高度應保證管子不失穩變形、不損壞防腐層。不同規格、材質的防腐鋼管應封開堆放。每層防腐管之間應墊放軟墊，最下層的管子下宜鋪墊兩排枕木或砂袋，管子距地面的距離應大于50mm。為保證管垛的穩定，最下一層的鋼管或防腐管應用楔子楔住。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》7.2.4布管時，防腐管不得直接置于堅硬地面或石塊上。防腐管下應加軟墊或細軟土堆。平原地區管墩的高度應滿足組裝需要，山區應根據地形變化設置。7.2.5坡度較大的地帶應采取穩固鋼管措施，防止鋼管滑動。SY/T0414-2007《鋼質管道聚乙烯膠粘帶防腐層技術標準》5.5.2防腐管的堆放層數以不損壞防腐層為原則，不同類型的成品管應分別堆放，并在防腐管層間及底部墊上軟質墊層。埋地用聚乙烯膠粘帶防腐管露天堆放時間不宜超過3個月。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》二SY0415-96《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術標準》6.0.2防腐保溫管的堆放場地應符合下列規定。6.0.2.1地面應平整、無碎石、鐵塊等堅硬雜物。6.0.2.2場地應有足夠的承載能力，保證堆放后不發生塌陷和傾倒事故。6.0.2.3堆放場地應挖排水溝道，場地內不允許積水。6.0.2.4堆放場地應設置管托，管托應高于地面150mm。管托寬度及數量應視管徑大小和管子長度而定。6.0.3防腐保溫管堆放時，每批同種類管子應放在一起，嚴禁不同種類、不同批號的管子混放。6.0.4防腐保溫管堆放時，堆放高度不得大于2m。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0415-96《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層5、不銹鋼與碳素鋼管道混裝混放；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》4.1.9管道元件和材料在施工過程中應妥善保管，不得混淆或損壞，其標記應明顯清晰。材質為不銹鋼、有色金屬的管道元件和材料，在運輸和存儲期間不得與碳素鋼、低合金鋼接觸。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》5.1.8管道組成件應分區分類存放，不銹鋼與碳鋼、鉻鉬合金鋼管道組成件不得接觸。5、不銹鋼與碳素鋼管道混裝混放；二、管道安裝工程中的“低、老6、不銹鋼管道與碳鋼支架直接接觸或選用沒有進行氯離子檢驗非金屬材料隔離；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.6.7不銹鋼、鎳和鎳合金管道的安裝，應符合下列規定1）用于不銹鋼、鎳和鎳合金管道法蘭的非金屬墊片，其氯離子含量不得超過50×10-6（50ppm）。2）不銹鋼、鎳和鎳合金管道組成件與碳鋼管道支承件之間，應墊入不銹鋼或氯離子含量不超過50×10-6(50ppm)的非金屬墊片。6、不銹鋼管道與碳鋼支架直接接觸或選用沒有進行氯離子檢驗非金7、焊工不持證上崗，超范圍焊接；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》2.0.2.4焊工必須按本標準第5章的規定進行考試，合格后方可上崗施焊。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.1.4焊工應具有相應的資格證書。焊工能力應符合國家現行標準《鋼質管道焊接及驗收》SY/T4103的有關規定。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.1.5參加焊接作業人員必須是按照焊接工藝規程，經過考試取得相應資格的合格焊工，焊工按取得的相應項目施焊。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》9.1.1焊工具有相應的資格證書，且應持證上崗。9.1.2焊接工藝評定應按設計要求執行。9.1.3施工單位應根據工程的實際情況和焊接工藝評定，編制適合該工程的焊接工藝規程。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》7.1.2焊工應持有效的資格證書，并在合格項目內從事管道的焊接。7、焊工不持證上崗，超范圍焊接；二、管道安裝工程中的“低、老8、焊條不烘干，焊條保溫桶不蓋蓋，取用焊條一把抓，焊條頭隨地扔；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”8、焊條不烘干，焊條保溫桶不蓋蓋，取用焊條一把抓，焊條頭隨地GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》6.2.10焊條、焊劑在使用前應按規定進行烘干，并應在使用過程中保持干燥。焊絲使用前應清除其表面的油污、銹蝕等。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.3焊接材料應符合下列要求：2低氫型焊條焊前應烘干，烘干溫度為350～400℃，恒溫時間為1～2h，烘干后在100～150℃條件下保存。焊接時應隨用隨取，并放入焊條保溫筒內，但時間不宜超過4h。當天未用完的焊條應回收存放，重新烘干后首先使用。重新烘干次數不得超過兩次。3未受潮情況下，纖維素焊條不需烘干。受潮后，纖維素焊條烘干溫度應為80～100℃，烘干時間為05～1h。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.5施焊前焊接材料應滿足以下要求：焊條使用前應按產品說明書進行烘干。在無要求時，低氫型焊條烘干溫度為350～400℃，恒溫時間1～2h，焊接現場應設恒溫烘干箱（筒），溫度控制在100～150℃，隨用隨取。當天未用完的焊條應收回，重新烘干后使用，但重新烘干次數不得超過兩次。纖維素焊條在包裝良好無受潮時，可不烘干。若受潮時，烘干溫度未為80～100℃，烘干時間為0.5～1h。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.6.1焊接材料的型號規格應符合焊接工藝規程或設計文件的規定。4.6.2焊接材料必須具有質量證明文件，其質量和包裝應符合國家現行有關標準規定。4.6.3氬氣的純度應達到99.9%以上；CO2氣體的純度應達到99.5%以上。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》7.1.4焊條應按說明書的要求進行烘烤，并在使用過程中保持干燥。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范9、現場焊條保管不規范，溫度、濕度不控制，焊條回收不按要求進行；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》3.0.6施工現場的焊接材料貯存場所及烘干、去污設施，應符合國家現行標準《焊條質量管理規程》JB3223的規定，并應建立保管、烘干、清洗、發放制度。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.3焊接材料應符合下列要求：1焊條應無破損、發霉、油污、銹蝕；焊絲應無銹蝕和折彎；焊劑應無變質現象；保護氣體的純度和干燥度應滿足焊接工藝規程的要求。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.2.5的第4條施焊前焊接材料應滿足以下要求：

焊條無破損、變色、無油污雜物；焊絲無銹蝕、污染現象；焊劑無變質現象；使用二氧化碳保護焊時，二氧化碳氣體使用前應預熱和干燥，當瓶內氣體壓力低于0.98MPa時，應停止使用。

9、現場焊條保管不規范，溫度、濕度不控制，焊條回收不按要求進10、管線組對焊接前坡口及內外表面不清理；13、管道組對不開坡口，不留間隙；14、管道連接強力組對；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”10、管線組對焊接前坡口及內外表面不清理；二、管道安裝工程10、管線組對焊接前坡口及內外表面不清理；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》6.2.2焊件組對前應將坡口及其內外側表面不小于10mm范圍內的油、漆、垢、銹、毛刺及鍍鋅層等清除干凈，且不得有裂紋、夾層等缺陷。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.2管道組對應符合表10.2.2的規定。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.3.2管道組對焊接時，應對坡口及其內外表面用手工或機械進行清理，清除管道邊緣不小于10mm范圍內的油、漆、銹、毛刺等污物。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.1.2管道管端在運輸、吊裝過程中發生變形后，在組對前應先校圓，校圓宜采用千斤頂，不應用加熱或人工硬敲打的方法。對不能校圓的管端，應予以切除。8.3.1管道組對前應清理鋼管內的積水、泥土、石塊等雜物。將管端內外20mm范圍內的油污、泥土和水清除，并露出金屬光澤。8.3.2管道轉角應符合設計要求。當設計無要求時，管道轉角小于或等于3°時，宜采用彈性敷設；轉角大于3°時，應采用外頭（管）連接。10、管線組對焊接前坡口及內外表面不清理；二、管道安裝工程10、管線組對焊接前坡口及內外表面不清理；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”8.3.7管道組對中心線偏斜量α：地上管道不應大于1mm；埋地管道不應大于2mm。（見圖8.3.7）

表10.2.2管道組對規定（摘要）10、管線組對焊接前坡口及內外表面不清理；二、管道安裝工程13、管道組對不開坡口，不留間隙；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.1管口組對的坡口型式應符合設計文件盒焊接工藝規程的規定。當無規定時，對接接頭的坡口型式應符合下列規定：1等壁厚對焊管端標準坡口T＜12mm時，坡口型式見圖10.2.1(a)。2等壁厚對焊管端標準坡口12mm≤T＜21mm時，坡口型式見圖10.2.1(b)。3等壁厚對焊管端標準坡口T≥21mm時，坡口型式見圖10.2.1(c)。13、管道組對不開坡口，不留間隙；二、管道安裝工程中的“低14、管道連接強力組對；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.1.7工業金屬管道連接時,不得采用用強力對口。端面的空隙、偏斜、錯口或不同心等缺陷不得采用加熱管子、加偏墊等方法消除。GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》6.2.3除設計規定需進行冷拉伸或冷壓縮的管道外，焊件不得進行強行組對。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》6.2.2管道、管件、閥門、設備等連接時，不得采用強力對口。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》7.2.11施工過程中焊件應放置穩固，防止在焊接或人處理時發生變形，除設計文件要求進行冷拉伸或冷壓縮外，不得用強力方法組對焊接接頭。14、管道連接強力組對；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”G11、螺旋管組對時，螺旋焊縫沒有錯開或間距不夠；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》表10.2.2管道組對規定（摘要）GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》6.2.10的第5條螺旋縫焊接鋼管對接時，螺旋焊縫之間應錯開100mm以上。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.3.5組對時鋼管的直管焊縫應錯開，錯開距離不應小于100mm。

11、螺旋管組對時，螺旋焊縫沒有錯開或間距不夠；二、管道安裝12、直管段上兩環焊縫間距小；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》6.0.2.1直管段上兩對接焊口中心面間的距離，當公稱直徑大于或等于150mm時，不應小于150mm；當公稱直徑小于150mm時，不應小于管子外徑，且不小于100mm。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》表10.2.2管道組對規定（摘要）GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》6.2.10的第1條管道對接焊縫位置應符合下列要求：直管段上兩對接焊口中心面的間距離不得小于1倍管道公稱直徑，且不得小于150mm。12、直管段上兩環焊縫間距小；二、管道安裝工程中的“低、老、15、承插（平焊）焊法蘭不雙面施焊；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》6.0.7平焊法蘭與管子焊接時，其法蘭內側（法蘭密封面側）角焊縫的焊腳尺寸應為直管名義厚度與6mm兩者中的較小值；法蘭外側角焊縫的最小焊腳尺寸應為直管名義厚度的1.4倍與法蘭頸部厚度兩者中的較小值（圖6.0.1.7-1）15、承插（平焊）焊法蘭不雙面施焊；二、管道安裝工程中的“低16、支架焊接有漏焊、欠焊、不飽滿現象，立柱底部不留泄水口；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》5.8.2支、吊架的組裝、焊接和檢驗應符合設計文件和國家現行有關標準的規定。支、吊架的焊接應由合格焊工進行，焊接完畢應進行外觀檢查，焊接變形應予矯正。所有螺紋連接均應按設計規定予以鎖緊。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》6.4.1管道附件制作的尺寸應符合設計要求，其外觀應整潔，表面無毛刺、鐵銹，焊縫外形平整飽滿，無凹陷、裂紋、漏焊及表面氣孔等缺陷，表面焊渣應清理干凈。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.6.2管道支、吊架的焊接應符合設計要求。管道與管托等焊接后，在管壁上不得有電弧擦傷、焊疤、咬邊等現象。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》6.2.31支架與管道焊接時，管子表面不得有咬邊現象。16、支架焊接有漏焊、欠焊、不飽滿現象，立柱底部不留泄水口；17、管道焊口留在支架內或間距小；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》6.0.2.6管道環焊縫距支吊架凈距不得小于50mm。需熱處理的焊縫距支吊架不得小于焊縫寬度的5倍，且不得小于100mm。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》7.2.1管道焊縫的設置，應便于焊接、熱處理及檢驗，并應符合下列要求：b）管道焊縫不宜在管托的范圍內，若焊縫被管托覆蓋，則被覆蓋的焊縫部位應進行100%射線檢測。需要熱處理的焊縫，外側距支、吊架邊緣的凈距離宜大于焊縫寬度的5倍，且不小于100mm；17、管道焊口留在支架內或間距小；二、管道安裝工程中的“低、18、固定管架上管托不焊死或焊不牢、活動支架被點焊固定；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.12.4固定支架應按設計文件的規定安裝，并應在補償裝置預拉伸或預壓縮之前固定。沒有補償裝置的冷、熱管道直管段上不得同時安置2個及2個以上的固定支架。7.12.11有熱位移的管道，在熱負荷運行時，應及時對支、吊架進行下列檢查與調整：1）活動支架的位移方向、位移值及導向性能應符合設計文件的規定。2）管托不得脫落。3）固定支架應牢固可靠。18、固定管架上管托不焊死或焊不牢、活動支架被點焊固定；二二、管道安裝工程中的“低、老、壞”4）彈簧支、吊架的安裝標高與彈簧工作荷載應符合設計文件的規定。5）可調支架的位置應調整合適。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.6.5固定支架應按設計要求安裝，并應在補償器預補償前固定。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》6.2.17管道預拉伸或預壓縮前應具備下列條件：b)預拉伸或預壓縮區域支、吊架已安裝完畢，管子與固定支架已固定；6.2.29導向支架或滑動支架的滑動面應潔凈平整，不得有歪斜和卡澀現象。管道隔熱層不得妨礙其位移。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”4）彈簧支、吊架的安裝標高19、焊縫表面藥皮、飛濺物不清理；不銹鋼管焊道坡口兩側不涂白堊粉，造成飛濺；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》8.2.2除設計文件或焊接工藝規程有特殊要求的焊縫外，應在焊接完成后立即除去熔渣、飛濺，并應將焊縫表面清理干凈，同時應進行外觀檢查。鈦及鈦合金、鋯及鋯合金的焊縫表面除應進行外觀檢查外,還應在焊后清理前進行色澤檢查。GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》6.2.9不銹鋼焊件坡口兩側各100mm范圍內,在施焊前應采取防止焊接飛濺物沾污焊件表面的措施。19、焊縫表面藥皮、飛濺物不清理；不銹鋼管焊道坡口兩側不涂白二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.8焊口焊完后應清除表面焊渣和飛濺。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.4.1管道對接焊縫和角焊縫應進行100％外觀檢查。外觀檢查應符合下列規定：焊縫焊渣及周圍飛濺物應清除干凈，不得存在有電弧燒傷母材的缺陷。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》10.1.1每道焊縫完成后應進行焊縫外觀質量檢驗，焊縫外觀應符合下列要求：1焊縫表面不得有裂紋、氣孔、凹陷、夾渣及熔合性飛濺。2焊縫寬度：每側超出坡口1.0~2.0mm。3焊縫余高不大于1.6mm，局部不大于3mm，但長度不大于50mm。4咬邊深度應不大于管壁厚度的12.5%且不超過0.8mm。在焊縫任何300mm連續長度中，累計咬邊長度應不得大于50mm。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”5焊縫錯邊狼：高壓管道不應超過壁厚的10%且不大于1mm；中壓管道不應超過壁厚的15%且不大于1.6mm。SY/T4103-2006《鋼質管道焊接及驗收》7.7層間清理坡口和每層焊道上的銹皮及焊渣，在下一步焊接前應清除干凈。清理工具可使用無動力工具或動力工具。若焊接工藝規程規定使用動力工具，則應使用動力工具。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》7.2.10不銹鋼管采用焊條電弧焊時，坡口兩側各100mm范圍內應涂白堊粉或其他防粘污劑。7.5.4焊接接頭表面的質量應逐件進行外觀檢查，并符合下列要求：a)不允許有裂紋、未熔合、氣孔、夾渣、飛濺存在；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”5焊縫錯邊狼：高壓管道不20、焊口不打（寫）焊工號；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》11.3.15焊縫焊完后應在焊縫附近做焊工標記及其它規定的標記。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.11焊口應有標志，焊口標志可由焊工或流水作業焊工組的代號及他們所完成焊口的數量等組成，標志可用記號筆寫在距焊口（油、氣流動方向下游）1m處防腐層表面，并同時作好焊接記錄。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.3.15每道焊口完成后，應用書寫或粘貼的方法在焊口下游100mm處對焊工或作業組代號及流水號進行標識，嚴禁用有損母材的方法標識。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》9.5.1焊口的標記宜在管道沿介質流動方向焊縫的上游300mm左右處進行標記，標記應用不易褪色的白色油漆或記號筆，字體應工整、清晰、完整。SY/T4103-2006《鋼質管道焊接及驗收》7.10標記每個焊工應在自己完成的焊口上按業主規定的方法標記。20、焊口不打（寫）焊工號；二、管道安裝工程中的“低、老、壞21、預制完的管段，不封管口；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.2.4預制完畢的管段，應將內部清理干凈，并應及時封閉管口。管段在存放和運輸過程中不得出現變形。7.1.6當工業金屬管道安裝工作有間斷時，應及時封閉敞開的管口。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.10每日下班前應將管線端部管口臨時封堵好，防止異物進入。溝下管線還應注意防水。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》6.1.5管子、管件、閥門等內部應清理干凈，無污物、雜物。安裝工作有間斷時，應及時封堵管口或閥門出入口。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.3.10下班前應將組焊完畢的管道端口臨時封堵。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》6.2.1管道安裝前，應逐件清除管道組成件內部的雜物。清除合格后，應及時封閉。21、預制完的管段，不封管口；二、管道安裝工程中的“低、老、22、法蘭螺栓規格不統一，方向不一致，不按規定涂石墨、二硫化鉬潤滑脂等；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.3.4法蘭連接應使用同一規格螺栓，安裝方向應一致。螺栓應對稱緊固。7.3.6當鋼制管道安裝遇到下列情況之一時，螺栓、螺母應涂刷二硫化鉬油脂、石墨、機油或石墨粉等：1不銹鋼、合金鋼螺栓和螺母。2設計溫度高于100℃或低于0℃。3露天裝置。4處于大氣腐蝕環境或輸送腐蝕介質。

22、法蘭螺栓規格不統一，方向不一致，不按規定涂石墨、二硫化23、管道安裝過程中的臨時支撐不拆除或拆除后的焊點不處理；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.12.9管道安裝時不宜使用臨時支、吊架。當使用臨時支、吊架時，不得與正式支、吊架位置沖突，不得直接焊在管子上，并應有明顯標記。在管道安裝完畢后應予拆除。GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》6.3.3.4拆除工卡具時不應損傷母材，拆除后應將殘留焊疤打磨修整至與母材表面齊平。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.6.4管道安裝時，不宜使用臨時的支、吊架，如使用時，應作標記，其位置應避開正式支、吊架位置。管道安裝完畢后，應拆除臨時支、吊架。23、管道安裝過程中的臨時支撐不拆除或拆除后的焊點不處理；二24、合金鋼管道安裝時焊接臨時支撐；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.3.12在合金鋼管道上不應焊接臨時支撐物。24、合金鋼管道安裝時焊接臨時支撐；二、管道安裝工程中的“低25、現場補口除銹等級不夠、搭接寬度不夠、玻璃布漏白；防腐補口前不修口；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”25、現場補口除銹等級不夠、搭接寬度不夠、玻璃布漏白；防腐補二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0415-96《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術標準》7.1.2補口前，必須對補口部位進行表面處理，表面處理質量應達到《涂裝前鋼材表面銹蝕等級和除銹等級》規定的Sa2級或St3級。7.1.4防腐層補口應符合下述要求：7.1.4.3鋼管與防水帽必須干燥，無油污、泥土、鐵銹等雜物。7.1.4.5補口帶與防水帽搭接長度應不小于40mm。7.1.4.6補口帶封口必須在鋼管頂部，封口處搭接長度不應小于40mm。7.1.5保溫層補口應符合下述要求：7.1.5.2模具必須固緊在端部防水帽處，其搭接長度不應小于50mm，澆口向上，保證搭接處嚴密。7.1.6防護層補口必須用補口套，補口套的規格應與管徑相配套，補口套與防護層搭接長度應不小于50mm。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0415-96《埋地鋼26、站內管道除銹不徹底；27、管線涂漆不均勻、有流淌；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》10.2.1鋼管和管件在防腐、涂漆及補口前應進行表面處理，除銹等級宜達到Sa2級，錨紋深度宜達到40μm至7040μm。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》10.2.2的第4條涂層質量如遇下列情況應進行補修：1、涂層干燥前出現皺紋或附著不牢。2、涂層完工后出現脫落、裂紋、氣泡、顏色不正或不符等。3、施工中涂層受到損傷。4、涂漆遺漏。

26、站內管道除銹不徹底；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”28、伴熱管位置不符合要求；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.7.1伴熱管應與主管平行安裝，并應自行排液。當一根主管需多根伴熱管伴熱時，伴熱管之間的距離應固定。7.7.2水平伴熱管宜安裝在主管下方或靠近支架的側面。鉛垂伴熱管應均勻分布在主管周圍。7.7.3伴熱管不得直接點焊在主管上，彎頭部位的伴熱管綁扎帶不得少于3道，直管段伴熱管綁扎點間距應符合表7.7.3的規定。7.7.4對不允許與主管直接接觸的伴熱管，在伴熱管與主管間應有隔離墊。當主管為不銹鋼管，伴熱管為碳鋼管時，隔離墊的氯離子含量不應超過50×10－6（50ppm），并應采用不銹鋼絲或不應引起滲碳的材料進行綁扎。7.7.5伴熱管經過主管法蘭、閥門時，伴熱管應設置可拆卸的連接件。7.7.6從分配站到各被伴熱管主管和離開主管到收集站之間的伴熱管安裝，應排列整齊，不宜相互跨越和就近斜穿28、伴熱管位置不符合要求；二、管道安裝工程中的“低、老、壞二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.3.9管道上的伴熱管安裝應符合下列規定：1、外伴熱管應安裝在主管線中心下方45°的位置，并應與主管貼緊，且間隙不超過10mm，并應有可靠的固定件。2、外伴熱管的熱補償器設置應符合設計要求。

表7.7.3

直管段伴熱管綁扎點間距（mm）二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0422-2010《油29、保溫及防潮層施工不規范，保溫層捆扎不緊；保護層漏白;二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50126-2008《工業設備及管道絕熱工程施工及驗收規范》7.1.22管道金屬保護層膨脹部位的環向接縫，靜置設備及轉動機械金屬保護層的膨脹部位均應采用活動接縫，接縫應滿足熱膨脹的要求，不得固定。其間距應符合下列規定：1硬質絕熱制品的活動接縫，應與保溫層伸縮縫的位置相一致。2半硬質和軟質絕熱制品的活動接縫間距：中低溫管道應為4000～6000mm，高溫管道應為3000～4000mm。7.1.23絕熱層留有膨脹間隙的部位，金屬護殼亦應留設。7.1.24大型設備、貯罐絕熱層的金屬護殼，宜采用壓型板或做出垂直凸筋，并應采用彈簧聯接的金屬箍帶環向加固。伸縮縫部位應加設“S”形掛鉤，并應采用活動搭接，不得用自攻螺絲或抽芯鉚釘固定。風力較大地區的大型設備、貯罐應設加固金屬箍帶，加固金屬箍帶之間的間距不應大于450mm，金屬箍帶可采用“J”形掛鉤固定。29、保溫及防潮層施工不規范，保溫層捆扎不緊；保護層漏白;二、管道安裝工程中的“低、老、壞”7.1.25球形金屬容器保護層安裝時應采用帆布緊箍作臨時固定，并應由赤道帶開始，沿環向敷設，然后再分別向上溫帶或下溫帶敷設，縱向接縫應上下錯縫1/2，環縫應與水平一致，搭接縫應上口壓下口，縱向接縫宜采用搭接式或插接式。7.1.26在已安裝的金屬護殼上，嚴禁踩踏和堆放物品。對于不可避免的踩踏部位，應采取臨時防護措施。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》10.3.8保溫層質量應符合下列要求：1、鐵絲綁扎牢固，充填應密實，無嚴重凹凸現象，保溫厚度應符合設計要求。2、玻璃布纏繞緊密，采用外防腐不得露出玻璃布紋。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”7.1.25球形金屬容器30、保溫白鐵皮螺絲間距大；31、管道上面隨意蹬踏，保護層被損壞；GB50126-2008《工業設備及管道絕熱工程施工及驗收規范》7.1.6管道金屬保護層的縱向接縫，當為保冷結構時，應采用金屬包裝帶抱箍固定，間距宜為250～300mm；當為保溫結構時，可采用自攻螺絲或抽芯鉚釘固定，間距宜為150～200mm，間距應均勻一致。7.1.26在已安裝的金屬護殼上，嚴禁踩踏和堆放物品。對不可避免的踩踏部位，應采取臨時防護措施。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”30、保溫白鐵皮螺絲間距大；二、管道安裝工程中的“低、老、壞32、管道埋深不夠，溝底不清理；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》8.3.2管溝、溝底標高、溝底寬度、變坡點位移的允許偏差應符合表8.3.2的規定。表8.3.2管溝允許偏差12.1.2下溝前，應復查管溝深度，清除溝內塌方、石塊、積水、冰雪等有損防腐層的異物。石方或戈壁段管溝，應預先在溝底墊200mm厚細土。石方段細土的最大粒徑不得超過10mm，戈壁段細土的最大粒徑不得超過20mm，山區石方段管溝宜用袋裝土做墊層。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》8.1.6管溝的棄土距離管溝邊不小于0.5m（實際要求大于1m），高度不宜超過1.5m。32、管道埋深不夠，溝底不清理；二、管道安裝工程中的“低、老二、管道安裝工程中的“低、老、壞”8.1.4深度在5m以內的管溝可以不加支護進行管溝開挖，但必須放坡，坡比按設計要求進行，如設計無要求，按規范表8.1.4執行。8.1.8石方段管溝應按管底標高加深200mm；采用細沙或軟土回填應到設計標高。8.1.9對管溝深度超挖部分應進行夯實處理。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》12.2.1管溝的開挖深度應符合設計要求。側向斜坡地段的管溝深度，應按管溝橫截面的低側深度計算。12.2.7石方段管溝應加深200mm。12.4.2管溝溝底標高、溝底寬度、變坡點位移的允許偏差應符合表12.4.2的規定。表12.4.2管溝允許偏差二、管道安裝工程中的“低、老、壞”8.1.4深度在5m以內的二、管道安裝工程中的“低、老、壞”13.1.2下溝前，應復查管溝深度，清除溝內塌方、石塊、積水、冰雪等有損防腐層的異物。石方或戈壁段管溝，應預先在溝底墊200mm厚細土。石方段細土的最大粒徑不得超過10mm，戈壁段細土的最大粒徑不得超過20mm，山區石方段管溝宜用袋裝土做墊層。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》8.3.2管溝的回填應符合下列要求：1、管道懸空段應用細土或沙填塞。2、管頂以上300內應采用人工回填，回填土分層夯實，每層200～300mm厚。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》13.3.2管道回填宜分二次進行，第一次回填細軟土，應高出管頂部300mm；第二次回填其他土。表層回填耕植土，回填土應高出自然地面300mm。13.3.6管溝回填土宜高出地面300mm以上，覆土應與管溝中心線一致，其寬度為管溝上開口寬度，并應做成有規則的外形，管道最小覆土層厚度應符合設計要求。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”13.1.2下溝前，應復查33、冬季用凍土塊回填；34、管道內雜物清理不徹底；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》6.2.1管道安裝前，應逐件清除管道組成件內部的砂土、鐵屑、熔渣及其他雜物。設計文件有特殊要求的管道，應按設計文件要求進行處理。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》6.2.1管道安裝前，應逐件清除管道組成件內部的雜物。清除合格后，應及時封閉。33、冬季用凍土塊回填；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”S二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.2.4預制完畢的管段，應將內部清理干凈，并應及時封閉管口。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.2管道組對應符合表10.2.2的規定。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》6.1.5管子、管件、閥門等內部應清理干凈，無污物、雜物。安裝工作有間斷時，應及時封堵管口或閥門出入口。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》8.3.1管道組隊前應清除鋼管內的積水、泥土、石塊等雜物。SY0470-2000《石油天然氣管道跨越工程施工及驗收規范》5.1.5鋼管組對前應逐根將鋼管內的泥土等雜物清除干凈，應清除距管口端內外20mm范圍內油、銹、水等污物，并打磨出金屬光澤。表10.2.2管道組對規定（摘要）二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《35、管道穿墻不加套管；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.1.5當工業金屬管道穿越道路、墻體、樓板或構筑物時，應加設套管或砌筑涵洞進行保護，應符合設計文件和國家現行有關標準的規定，并應符合下列規定：1管道焊縫不應設置在套管內。2穿過墻體的套管長度不得小于墻體厚度。3穿過樓板的套管應高出樓面50mm。4穿過屋面的管道應設置防水肩和防雨帽。5管道與套管之間應填塞對管道無害的不燃材料。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》6.2.11鋼管在穿建（構）筑物時，應加設護管。護管中心線應與管線中心線一致，且建（構）筑物內隱蔽處不得有對接焊縫。35、管道穿墻不加套管；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”G36、管線穿路套管兩端不封堵，不加扶正塊（設計）；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》13.1.3輸送管穿入套管前，應進行隱蔽工程檢查，套管內的污物應清掃干凈。輸送管防腐層檢漏合格后方可穿入套管內，穿入后用500V兆歐表檢測套管與輸送管之間的絕緣電阻，其值應大于2MΩ。檢測合格后應按設計要求封堵套管的兩端口。36、管線穿路套管兩端不封堵，不加扶正塊（設計）；二、管道安37、管道跨越桁架橋不設滑動端，整體桁架與管道連接處不加墊板。

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”37、管道跨越桁架橋不設滑動端，整體桁架與管道連接處不加墊板謝謝！謝謝！演講完畢，謝謝觀看！演講完畢，謝謝觀看！勝利油建巴州分公司2014年3月“低、老、壞”治理--管道安裝工程勝利油建巴州分公司“低、老、壞”治理--管道安裝工程目錄☆一、“低、老、壞”問題原因分析☆二、管道安裝工程中的“低、老、壞”目錄☆一、“低、老、壞”問題原因分析前言

隨著油田產能建設配套工程日益完善，現階段地面工程建設主要是以新井、改擴建及維修為主。這些工程由于工期短并且點多面廣，給質量管理帶來了一定難度，尤其是“低、老、壞”壞問題比較突出。

前言隨著油田產能建設配套工程日益完善，現階建設單位出于產能建設投產需要，促使施工單位搶工期、趕進度部分項目年末開始實施，錯過施工黃金季節，施工難度大一、“低、老、壞”問題原因分析監理單位平行檢查和旁站檢查不到位，不能及時發現施工現場存在的問題發現的問題礙于情面，不愿得罪人，不愿管、不敢管、不會管、不善管。

建設單位一、“低、老、壞”問題原因分析監理單位一、“低、老、壞”問題原因分析施工單位

質量管理體系和質量自控系統沒有處于良好狀態，質量責任制和“三檢制”沒有真正落實。作業結束后沒有進行自檢，不同工序交接、轉換沒有相關人員進行交接檢查，專職質檢員沒有進行專檢。對分包商疏于管理。一、“低、老、壞”問題原因分析施工單位二、管道安裝工程中的“低、老、壞”管道安裝工程涉及的一些規范二、管道安裝工程中的“低、老、壞”管道安裝工程涉及的一些規范二、管道安裝工程中的“低、老、壞”1、現場閥門擺放不封口，材料存放混亂；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”1、現場閥門擺放不封口，材二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》4.2.9試驗合格的閥門，應及時排盡內部積水，并應吹干。除需要脫脂的閥門外，密封面與閥桿上應涂防銹油，閥門應關閉，出入口應密封，并應做出明顯的標記。SY/T4102-2013《閥門的檢查與安裝規范》5.1.4閥門的存放，應有有效的防護，防止銹蝕和損傷。5.1.5外露的閥桿應涂油脂進行保護，閥門的內腔、法蘭密封面和螺栓部位應涂防銹劑進行保護。5.1.6閥門的啟閉件和閥座密封面應涂工業用防銹油脂，但對塑料、橡膠密封面嚴禁涂防銹劑。5.1.8入庫存放時間較長的閥門，應對脫落的色標進行補刷。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》7.3.1管子、管件、閥門、涂料及其它設備材料應按產品說明書的要求妥善保管，存放過程中應注意檢查，以防銹蝕、變形、老化或性能下降。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》4.2.13中的第3條第（5）點：閥門的強度和密封試驗應符合下列規定：閥門試壓合格后，應排除內部積水（包括中腔），密封面應涂保護層，關閉閥門，封閉主入口，并填寫《閥門試壓記錄》。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.5.7試驗合格的閥門應及時排除閥內的積水并吹干，關閉閥門。法蘭密封面應涂防銹油，并應密封進出口。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》5.3.9試驗合格的閥門應作出標識，并填寫閥門試驗記錄。

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”2、管道閥門不試壓，具有上密封結構的閥門不進行上密封試驗；上密封的定義:當閥門全開時，阻止介質向填料函處滲漏的一種密封結構。上密封的作用:是為了防止管道中的介質從填料部位泄漏到外界。在閘閥、截止閥中常用的密封結構。閥門全開才會起作用。試驗方法：首先進行殼體強度試驗，按照公稱壓力的1.5倍進行，然后卸壓到公稱壓力的1.1倍，然后將閥門全開，并將填料壓蓋上的壓緊螺母松開，觀察是否有試驗介質從填料部位泄露。無泄漏則證明上密封是好的。反之，要修理。

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”2、管道閥門不試壓，具有上二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》4.2.2閥門應進行殼體壓力試驗和密封試驗，具有上密封結構的閥門還應進行上密封試驗，不合格者不得使用。SY/T4102-2013《閥門的檢查與安裝規范》4.1.7高、中壓和毒性程度為中度、高度和極度危害介質及甲、乙類火災危險物質介質用閥門（含Ⅰ、Ⅱ類和A、B級管道用閥門）應逐個作殼體試驗和密封性試驗。4.1.8易燃、可燃介質管道或Ⅲ類管道用閥門，每批應抽取20％且至少1個進行殼體試驗和密封性試驗。如有不合格，應加倍抽取試驗；如仍有不合格，則逐個進行試驗。4.1.9其它管道用低壓閥門應每批抽10％且至少1個進行殼體試驗和密封性試驗。如有不合格，再抽取20％；如仍有不合格，則應逐個進行試驗。4.3.2具有上密封的閥門還應做上密封性能試驗。上密封試驗時,松開填料壓蓋,閥門需完全開啟,使上密封關閉,兩端封閉向裝配好的閥門體腔內充滿試驗介質并逐漸加壓到試驗壓力進行檢查,該項試驗應在閥門殼體試驗后進行。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》4.2.13中的第3條：閥門的強度和密封試驗應符合下列規定：閥門應逐個進行施壓檢驗，實驗采用潔凈水，強度實驗壓力應為設計壓力的1.5倍，穩壓時間大于5min殼體、墊片、填料等不滲漏、不變形、無損壞、壓力不降為合格。密封實驗壓力為設計壓力，穩壓15min，不內漏、壓力不降為合格。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.5.4閥門在安裝前均應進行外觀檢查，應無裂紋、砂眼等缺陷，閥桿、法蘭密封面應平整光滑，閥桿螺紋應無毛刺或擊痕。有填料的應進行填料檢查，裝填后的壓蓋螺栓應有足夠的調節余量。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50540-2009《二、管道安裝工程中的“低、老、壞”4.5.5閥門安裝前，應逐個按國家現行標準《閥門的檢查與安裝規范》SY/T4102的規定進行檢查和強度及嚴密性試驗。1焊接式閥門的強度試驗可在系統試驗時進行。2閥門應用不低于1.5倍的公稱壓力或按產品說明書進行強度試驗。3安全閥應由具有檢驗資質的專業單位按設計規定的壓力進行定壓，并應打好鉛封，出具相應的標定證書。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》5.3.2設計文件要求做低溫密封試驗的閥門，應有制造單位的低溫密封試驗的合格證明。5.3.7閥門應按國家現行規范SH3518的規定對閥體（含閥門夾套）和密封面逐個進行壓力試驗，到制造廠逐件進行見證壓力試驗并有見證壓力試驗記錄的閥門，可以免除壓力試驗。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”4.5.5閥門安裝前，應逐3、防腐管道裝卸、運輸不規范，防腐層破損嚴重；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》7.7.1管子裝卸應使用不損傷管口的專用吊具，雙聯管吊裝時應使用扁擔式吊具。彎管應采取吊管帶裝卸，不得損傷防腐層。7.2.1管子的運輸應符合交通部門的有關規定。拖車與駕駛室之間應設置止推擋板，立柱應牢固。7.2.2防腐管裝車前，應核對管子的防腐等級、材質、壁厚，不宜將不同防腐等級、材質、壁厚的管子混裝。7.2.3運輸防腐管時，應捆扎牢固，應對防腐層采取保護措施。防腐管與車架或立柱之間、防腐管之間、防腐管與捆扎繩之間應設置橡皮板或其它軟質材料襯墊。捆扎繩外應套橡膠管或其它軟質管套。彎管運輸應采取特殊的措施。3、防腐管道裝卸、運輸不規范，防腐層破損嚴重；二、管道安裝工SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》7.1.1鋼管裝卸應使用不損傷管口的專用吊具，二接一管道吊裝時應使用扁擔式吊具。彎管應采用吊管帶裝卸，不得損傷防腐層。7.1.5運輸防腐管時，應捆扎牢固，應對防腐層采取保護措施。防腐管與車架或立柱之間、防腐管之間、防腐管與捆扎繩之間應設置橡皮板或其他軟質材料襯墊。捆扎繩應套橡膠管或其他軟質套管。彎管運輸應采取固定措施。7.2.1布管宜采用吊管機、拖車、爬犁等機械運輸，嚴禁在地面直接拖管或滾管。SY/T0414-2007《鋼質管道聚乙烯膠粘帶防腐層技術標準》5.5.3防腐管吊裝應采用寬尼龍帶或專用吊具，不能用損傷防腐層的吊具。采用合理的吊裝方法，輕吊輕放，嚴禁損傷防腐層。5.5.4運輸時應采取相應的防護措施防止損傷防腐層。SY0415-96《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術標準》6.0.8防腐保溫管拉運時，必須采取有效措施，嚴禁破壞防腐保溫層。6.0.9防腐保溫管在裝卸過程中，必須輕拿輕放，嚴禁摔打、拖拉。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》二、管道SY/T0420-97《埋地鋼質管道石油瀝青防腐層技術標準》6.0.5裝車時應使用寬尼龍帶或其它他專用吊具，嚴禁使用摔、碰、撬等有損于防腐層的操作方法。每層防腐管之間應墊軟墊。捆綁時，應用尼龍帶或外套膠管的鋼絲繩。6.0.6卸管時應采用專用吊具，嚴禁用損壞防腐層的撬杠撬動及滾滑的方法卸車。SY/T0447-96《埋地鋼質管道環氧煤瀝青防腐層技術標準》6.0.2未固化的防腐管不應裝運。防腐管的裝卸、運輸應符合《長輸管道線路工程施工及驗收規范》的規定。SY/T0315-2005《鋼質管道單層熔結環氧粉末外涂層技術標準》9.2.1涂敷過的成品管運輸時應使用不損壞涂層的吊具吊裝，并應輕吊輕運，避免損傷鋼管及涂層。9.2.3涂敷過的每根成品管應套上不少于3個隔離墊圈，避免彼此間接觸。墊圈的尺寸和位置應按訂貨要求。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY/T0420-97《埋地鋼質管道石油瀝青防腐層技術標準》4、防腐管線碼放不規范，損壞防腐保溫層；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.7.6防腐管應同向分層碼垛堆放，堆放高度應保證管子不失穩變形、不損壞防腐層。不同規格、材質的防腐管應分開堆放。每層防腐管之間應墊放軟墊，最底層的管子下宜鋪墊兩排枕木或砂袋。管子距地面的距離應大于50mm，為保證管垛的穩定，底層的防腐管宜用楔子固定。4.7.7保溫管的堆放高度不應大于2m。4、防腐管線碼放不規范，損壞防腐保溫層；二、管道安裝工程中GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》7.3.4防腐管應同向分層碼垛堆放，堆放高度應保證管子不失穩變形、不損壞防腐層。不同規格、材質的防腐鋼管應封開堆放。每層防腐管之間應墊放軟墊，最下層的管子下宜鋪墊兩排枕木或砂袋，管子距地面的距離應大于50mm。為保證管垛的穩定，最下一層的鋼管或防腐管應用楔子楔住。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》7.2.4布管時，防腐管不得直接置于堅硬地面或石塊上。防腐管下應加軟墊或細軟土堆。平原地區管墩的高度應滿足組裝需要，山區應根據地形變化設置。7.2.5坡度較大的地帶應采取穩固鋼管措施，防止鋼管滑動。SY/T0414-2007《鋼質管道聚乙烯膠粘帶防腐層技術標準》5.5.2防腐管的堆放層數以不損壞防腐層為原則，不同類型的成品管應分別堆放，并在防腐管層間及底部墊上軟質墊層。埋地用聚乙烯膠粘帶防腐管露天堆放時間不宜超過3個月。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》二SY0415-96《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層技術標準》6.0.2防腐保溫管的堆放場地應符合下列規定。6.0.2.1地面應平整、無碎石、鐵塊等堅硬雜物。6.0.2.2場地應有足夠的承載能力，保證堆放后不發生塌陷和傾倒事故。6.0.2.3堆放場地應挖排水溝道，場地內不允許積水。6.0.2.4堆放場地應設置管托，管托應高于地面150mm。管托寬度及數量應視管徑大小和管子長度而定。6.0.3防腐保溫管堆放時，每批同種類管子應放在一起，嚴禁不同種類、不同批號的管子混放。6.0.4防腐保溫管堆放時，堆放高度不得大于2m。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”SY0415-96《埋地鋼質管道硬質聚氨酯泡沫塑料防腐保溫層5、不銹鋼與碳素鋼管道混裝混放；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》4.1.9管道元件和材料在施工過程中應妥善保管，不得混淆或損壞，其標記應明顯清晰。材質為不銹鋼、有色金屬的管道元件和材料，在運輸和存儲期間不得與碳素鋼、低合金鋼接觸。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》5.1.8管道組成件應分區分類存放，不銹鋼與碳鋼、鉻鉬合金鋼管道組成件不得接觸。5、不銹鋼與碳素鋼管道混裝混放；二、管道安裝工程中的“低、老6、不銹鋼管道與碳鋼支架直接接觸或選用沒有進行氯離子檢驗非金屬材料隔離；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50235-2010《工業金屬管道工程施工規范》7.6.7不銹鋼、鎳和鎳合金管道的安裝，應符合下列規定1）用于不銹鋼、鎳和鎳合金管道法蘭的非金屬墊片，其氯離子含量不得超過50×10-6（50ppm）。2）不銹鋼、鎳和鎳合金管道組成件與碳鋼管道支承件之間，應墊入不銹鋼或氯離子含量不超過50×10-6(50ppm)的非金屬墊片。6、不銹鋼管道與碳鋼支架直接接觸或選用沒有進行氯離子檢驗非金7、焊工不持證上崗，超范圍焊接；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》2.0.2.4焊工必須按本標準第5章的規定進行考試，合格后方可上崗施焊。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.1.4焊工應具有相應的資格證書。焊工能力應符合國家現行標準《鋼質管道焊接及驗收》SY/T4103的有關規定。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.1.5參加焊接作業人員必須是按照焊接工藝規程，經過考試取得相應資格的合格焊工，焊工按取得的相應項目施焊。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》9.1.1焊工具有相應的資格證書，且應持證上崗。9.1.2焊接工藝評定應按設計要求執行。9.1.3施工單位應根據工程的實際情況和焊接工藝評定，編制適合該工程的焊接工藝規程。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》7.1.2焊工應持有效的資格證書，并在合格項目內從事管道的焊接。7、焊工不持證上崗，超范圍焊接；二、管道安裝工程中的“低、老8、焊條不烘干，焊條保溫桶不蓋蓋，取用焊條一把抓，焊條頭隨地扔；二、管道安裝工程中的“低、老、壞”8、焊條不烘干，焊條保溫桶不蓋蓋，取用焊條一把抓，焊條頭隨地GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》6.2.10焊條、焊劑在使用前應按規定進行烘干，并應在使用過程中保持干燥。焊絲使用前應清除其表面的油污、銹蝕等。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.3焊接材料應符合下列要求：2低氫型焊條焊前應烘干，烘干溫度為350～400℃，恒溫時間為1～2h，烘干后在100～150℃條件下保存。焊接時應隨用隨取，并放入焊條保溫筒內，但時間不宜超過4h。當天未用完的焊條應回收存放，重新烘干后首先使用。重新烘干次數不得超過兩次。3未受潮情況下，纖維素焊條不需烘干。受潮后，纖維素焊條烘干溫度應為80～100℃，烘干時間為05～1h。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.5施焊前焊接材料應滿足以下要求：焊條使用前應按產品說明書進行烘干。在無要求時，低氫型焊條烘干溫度為350～400℃，恒溫時間1～2h，焊接現場應設恒溫烘干箱（筒），溫度控制在100～150℃，隨用隨取。當天未用完的焊條應收回，重新烘干后使用，但重新烘干次數不得超過兩次。纖維素焊條在包裝良好無受潮時，可不烘干。若受潮時，烘干溫度未為80～100℃，烘干時間為0.5～1h。SY0422-2010《油氣田集輸管道施工技術規范》4.6.1焊接材料的型號規格應符合焊接工藝規程或設計文件的規定。4.6.2焊接材料必須具有質量證明文件，其質量和包裝應符合國家現行有關標準規定。4.6.3氬氣的純度應達到99.9%以上；CO2氣體的純度應達到99.5%以上。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介質管道工程施工及驗收規范》7.1.4焊條應按說明書的要求進行烘烤，并在使用過程中保持干燥。二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范9、現場焊條保管不規范，溫度、濕度不控制，焊條回收不按要求進行；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”GB50236-2011《現場設備、工業管道焊接工程施工規范》3.0.6施工現場的焊接材料貯存場所及烘干、去污設施，應符合國家現行標準《焊條質量管理規程》JB3223的規定，并應建立保管、烘干、清洗、發放制度。GB50369-2006《油氣長輸管道工程施工及驗收規范》10.2.3焊接材料應符合下列要求：1焊條應無破損、發霉、油污、銹蝕；焊絲應無銹蝕和折彎；焊劑應無變質現象；保護氣體的純度和干燥度應滿足焊接工藝規程的要求。GB50540-2009《石油天然氣站內工藝管道工程施工規范》7.2.5的第4條施焊前焊接材料應滿足以下要求：

焊條無破損、變色、無油污雜物；焊絲無銹蝕、污染現象；焊劑無變質現象；使用二氧化碳保護焊時，二氧化碳氣體使用前應預熱和干燥，當瓶內氣體壓力低于0.98MPa時，應停止使用。

9、現場焊條保管不規范，溫度、濕度不控制，焊條回收不按要求進10、管線組對焊接前坡口及內外表面不清理；13、管道組對不開坡口，不留間隙；14、管道連接強力組對；

二、管道安裝工程中的“低、老、壞”10、管線組對焊