SYT4109-2005 石油天然气钢质管道无损检测

SYT4109-2005 石油天然气钢质管道无损检测
SYT4109-2005 石油天然气钢质管道无损检测

石油天然气钢质管道无损检测

1范围

本标准规定了射线检测、超声检测、磁粉检测和渗透检测四种无损检测方法及质量分级。

射线(X、γ)检测适用于壁厚为2mm~50mm低碳钢、低合金钢等金属材料的石油天然气长输、集输及其站场的管道环向对接接头的检测与质量分级。

超声检测适用于壁厚为5mm~50mm,管径为57mm~1400mm碳素钢、低合金钢等金属材料的石油天然气长输、集输及其站场的管道环向对接接头的检测与质量分级;不适用于弯头与直管、带颈法兰与直管、回弯头与直管对接接头的检测。

磁粉检测适用于铁磁性材料的石油天然气长输、集输、站场的管道及常压钢制储罐的焊接接头表面、近表面缺欠的检测与验收。

渗透检测适用于碳素钢、低合金钢等金属材料的石油天然气长输、集输、站场的管道及常压钢制储罐的焊接接头表面开口缺欠的检测与验收。

本标准不适用工业和公用管道的无损检测,也不适用油气管道制管焊缝的无损检测。

2规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。

GB/T 3323 钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级

GB11533 标准对数视力表

GB 11924 辐射安全培训规定

GB 16357 工业X射线探伤放射卫生防护标准

GB/T16673 无损检测用黑光源(UV—A)辐射的测量

GB 18465 工业γ射线探伤放射卫生防护要求

GB 18871 电离辐射防护与辐射源安全基本标准

JB/T 6063 磁粉探用磁粉技术条件

JB/T 6065 磁粉探伤用标准试片

JB/T 7902 线型像质计

JB/T 7913 超声波检测钢制对比试块的制作与校验方法

JB/T 8290 磁粉探伤机

JB/T 9214 A型脉冲反射式超声波探伤系统工作性能测试方法

JB/T 10061 A型脉冲反射式超声波探伤仪通用技术条件

JB/T 10062 超声探伤用探头性能测试方法

JB/T 10063 超声探伤用1号标准试块技术条件

ZBY344 超声探伤用探头型号命名方法

3术语和定义

下列术语和定义适用于本标准。

3.1

缺欠imperfeetion

按无损检测方法检出的不连续性。

缺陷defect

采用本标准验收超出合格级别的缺欠。

3.3

表面未熔合incomplete fusion(IF)

表面未熔合是指熔焊金属与母材之间未能完全熔化结合且延续到表面,如图1所示。

图1表面未熔合

3.4

夹层未熔合incomplete fusion due to cold lap(IFD)

夹层未熔合是指熔焊金属之间(层间未熔合)或熔焊金属与母材之间(坡口未熔合)未能完全熔化结合,但不延续到表面,如图2所示。

图2夹层未熔合

4一般要求

4.1使用原则

4.1.1 由于射线、超声、磁粉和渗透等检测方法都具有各自的特点和局限性,为提高检测结果的准确性,应根据被检产品的材质、制造方法、工作介质、使用条件和失效模式,预计可能产生的缺欠种类、形状、部位和取向,选择最合适的无损检测方法。

4.1.2射线和超声检测主要用于检测石油天然气钢质管道对接接头内部的缺欠;磁粉检测主要用于钢质管道焊接接头表面及近表面的缺欠;渗透检测主要用于检测钢质管道焊接接头表面开口的缺欠。

4.1.3石油天然气钢质管道对接接头内部的面状缺欠,宜采用超声检测;管道对接接头内部的体积状缺欠及薄壁管对接接头,通常采用射线检测。

4.1.4铁磁性材料表面检测时,宜优先采用磁粉检测。

4.1.5当采用两种或两种以上的检测方法对石油天然气钢质管道的同一部位进行检测时,应符合各自的合格级别。如采用同种检测方法、不同检测工艺进行检测,当检测结果不一致时,应以质量级别最差的级别为准。

4.2检测单位(部门)责任

4.2.1按本标准进行检测,必须按4.3的要求编制出无损检测工艺规程。

4.2.2检测程序及检测结果应正确、完整并有相应责任人员签名认可。检测记录、报告及底片等按规定要求存档,保存期不得少于7年。7年后,若用户需要可转交用户保管。4.2.3检测档案中,对于检测人员承担检测项目的相应资格等级和有效期应有记录。4.2.4检测用的仪器、设备应定期检验合格并有记录。

4.3无损检测工艺规程

4.3.1无损检测通用工艺规程:无损检测通用工艺规程按本标准编制,满足石油天然气相关法规、标准的要求。一般由无损检测中级(Ⅱ级)及以上人员编制,无损检测责任工程师审核,本单位总工程师批准。无损检测通用工艺规程修订更改时也应履行上述程序。

4.3.2无损检测工艺卡:无损检测工艺卡根据设计图样和本标准编制,满足石油天然气相关法规、标准的要求。无损检测工艺卡由无损检测中级(Ⅱ级)及以上人员编制,无损检测责任工程师审核。无损检测工艺卡修订更改时也应履行上述程序。

4.4检测人员

从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证书。4.5无损检测责任人员的职责

4.5.1无损检测责任工程师有责任保证本标准在使用中的正确实施。

4.5.2无损检测责任工程师,应由具有无损检测高级或中级资格的人员担任。

5射线检测

本部分规定了射线检测技术与质量分级的要求。

6辐射防护

6.1放射卫生防护应符合GB18871,GB16357和GB18465的有关规定。

6.2现场进行x射线照相检测时,应采用剂量测试设备测定环境的辐射剂量,按GB16357的规定划定控制区和管理区,设置警告标志。

6.3现场进行7射线照相检测时,应采用剂量测试设备测定环境的辐射剂量,按GB18465的规定划定控制区和管理区,设置警告标志。

6.4现场检测时,射线检测人员应佩戴个人剂量计。

7射线检测人员

射线检测人员除应符合4.4的有关规定外,还应符合以下要求。

7.1射线检测人员的健康状况应符合GB18871的有关规定,上岗前应按GB11924的规定进行辐射安全知识的培训。

7.2射线检测工作人员的视力必须满足下列要求:

a)校正视力不得低于5.0(小数记录值为1.0),测试方法应符合GB11533的规定。

b)从事射线评片人员应能辨别距离400mm远的一组高为0.5mm、间距为0.5mm的印刷字母,并一年检查一次。

8射线检测设备、器材和材料

8.1射线源和能量的选择

8.1-1 X射线照相应尽量选用较低的管电压。透照不同厚度焊缝时,允许使用的最高管电压应控制在图3的范围内。在透照截面厚度变化大的工件时,允许采用超过图3规定的X射线管电压,但最高不得超过50kV。

8.1.2 γ射线源的最小透照厚度见表1。

8.2胶片和增感屏

8.2.1 胶片:

a)射线胶片分为T1,T2,T3,T4四类。T1为最高类别,T4为最低类别。

b)在满足灵敏度要求的情况下,一般x射线选用T3类型胶片。γ射线选用T2或T3型胶片。

8.2.2增感屏

a)采用铅增感屏或不用增感屏。增感屏的表面应保持洁净和平整。增感屏的选用见表2。

b)在透照过程中胶片和增感屏应始终紧密接触。

8.3.1采用线型金属丝像质计,其型号和规格应符合JB/T 7902的规定。

图3透照厚度和允许使用的最高管电压

a)按透照厚度T A选择表3规定的像质指数。按表4确定像质计型号,但钢管环缝的外径小于或等于89mm时,应采用GB/T 3323-1987中图E的等丝专用像质计。

b)透照厚度T A按表5计算。

8.3.3像质计的放置:

a)像质计应放在射线源一侧的工件表面上,中心钢丝处于一次透照长度的1/4位置,钢丝横跨且垂直于焊缝,细丝置于外侧。

b)当对环缝作中心周向曝光时,像质计应放在内壁,每隔90°放一个。

c)双壁单影透照时,像质计应放于受检部位的内壁,具体部位与a)同。

d)对于管道环缝像质计无法在射线源侧放置,允许放在胶片侧,但像质计指数应提高一级,使实测像质指数达到表3的要求。

e)对外径小于或等于89mm的钢管环缝进行双壁双影透照时.像质计应放置于射线源测被检焊缝有效透照区中心部位。

8.3.4像质计的识别:在焊缝影像上,如能清楚地看到长度不小于10mm(焊缝宽度小于10mm 的除外)的像质计钢丝影像,就认为是可识别的。专用像质计应能识别不少于二两根金属丝。8.4无用射线和散射线的屏蔽

8.4.1为减少散射线的影响,应采用适当的屏蔽方法限制受检部位的照射面积.以减少前方

少后方散射线。

8.4.2为检查背散射,可在暗盒背面贴附一个“B”的铅字标记,一般B铅字的高度为13mm,厚度为1.6mm。若在较黑背景上出现“B”的较淡影像,说明背散射线防护不够,应采取有效措施重照。如在较淡背景上出现“B”的较黑影像,则不作为该底片判废的依据。

8.5.1识别系统由定位标记和识别标记构成。

8.5.2定位标记:焊缝透照定位标记包括搭接标记(十)和中心标记(车呻。当铅质搭接标记用英文字母或数字表示时,可不用中心标记。

8.5.3识别标记:识别标记包括工程编号、桩号、焊缝编号(焊口号)、部位编号(片号)、施工单位代号、板厚、透照日期等。返修部位还应有返修标记R1,R2……(其脚码表示返修次数)。8.5.4标记位置:上述定位标记和识别标记均需在底片适当位置显示,并离焊缝边缘至少5mm。搭接标记均放于胶片侧;当管径小于或等于89mm时,底片上至少应有工程编号、焊缝编号、部位编号和返修部位。

工件表面的定位标记,通常沿介质流动方向从平焊位置顺时针用记号笔划定。

8.6观片灯和评片室

8.6.1观片灯:观片灯的亮度至少应观察到黑度为4.0的底片,且观察的漫射光亮度可调。对不需要观察或透光量过强的部分应采用遮光板以屏蔽强光。

8.6.2评片室:评片一般应在专用评片室进行。室内的光线应暗且柔和。

采用数字显示型式的黑度计,黑度计误差应不超过±0.05。所使用的标准黑度片至少应2年送国家指定的计量单位检定一次。

9 表面状态

焊缝及热影响区的表面质量(包括余高高度)应经外观检查合格。表面的不规则状态在底片上的影像应不掩盖焊缝中的缺欠或与之相混淆,否则应做适当的修整。

10射线检测技术

10.1透照方式

按射线源、工件和胶片之间的相互位置,管道环缝主要采用中心透照、双壁单影透照和双壁双影透照三种方式,见图4。只要实际可行,优先采用单壁透照方式;当单壁透照方式不可行时,方可采用双壁透照方式。

10.2几何条件

10.2.1射线源至被检部位工件表面的距离应满足式(1):

L1≥l0dL22/3。 (1)

式中:

——射线源至被检部位工件表面的距离(或称透照距离),mm;

L

1

d——焦点尺寸(方焦点取边长,长焦点取长短边之和的1/2),mm;

L2——被检部位工件表面至胶片的距离,mm。

10.2.2采用源在内中心周向曝光时,只要得到的底片质量满足黑度和灵敏度要求,L,值可以减小,但减小最多不超过规定值的50%。

10.2.3分段透照的次数:每次透照所检测的焊缝长度称为一次透照长度L3,通常一次透照长度L3除满足几何不清晰度的要求外,还应满足透照厚度比K小于或等于1.1的要求。但下述情况除外:

a)外径D小于或等于89mm钢管对接焊缝采用双壁双影透照,焦距不得少于600mm,射线束的方向应满足上下焊缝的影像在底片上呈椭圆形显示,焊缝投影内侧间距以3mm~10mm为宜,最大间距不超过15mm。透照次数一般应不少于两次,即椭圆显示应在互相垂直的方向各照一次;当上下焊缝椭圆显示有困难时,可做垂直透照,透照不少于三次,互成120°。

b)对于公称直径小于250mm的管道环缝双壁单影透照时,K值和一次透照长度可适当放宽,但整圈焊缝的透照次数应符合下列要求:

1)当射线源在钢管外表面的距离小于或等于15mm时,可分为不少于三段透照,互成120°。

2)当射线源在钢管外表面的距离大于15mm时,可分为不少于四段透照,互成90°。

ll曝光量和曝光曲线

11.1曝光量

11.1.1 X射线照相,当焦距为700mm时,曝光量的推荐值不小于15mA·min(小于或等于89mm 管对接焊缝除外)。当焦距改变时,可按平方反比定律对曝光量进行换算。

11.1.2采用7射线源透照时,曝光时间不小于输送源往返所需时间的10倍。

11.2曝光曲线

11.2.1应根据设备、胶片和增感屏等具体条件制做或选用合适的曝光曲线,并以此选择曝光规范。

11.2.2对使用中的曝光曲线,每年至少应校验一次。射线设备更换重要部件或大修理后应及时对曝光曲线进行校验或重新制作。

12.1胶片的处理应按胶片说明书进行。处理方式分为自动冲洗和手工冲洗,推荐采用自动冲洗方式处理。

12.2自动冲洗按照自动洗片机操作说明书进行。自动冲洗时,应准确调节显影温度和冲洗周期。

a)中心透照法

b)双壁单影透照法

L1-射线源至透照部位工件表面的距离;L2一透照部位工件表面至胶片的距离。

c)双壁双影透照法

图4透照方式示意图

13底片评定

13.1评片要求

13.1.1底片的评定应由Ⅱ级或Ⅱ级以上人员进行。

13.1.2底片的评定应在评片室进行。评片室和观片灯应符合8.6的规定。

13.1.3黑度计和比较黑度片应符合8.7的规定。

13.2.1底片黑度(包括胶片本身的灰雾度D0≤O.3)。

底片有效评定区域内的黑度应符合表6的规定。

13.2.2底片上的像质计和识别系统齐全,位置准确,且不得掩盖受检焊缝的影像。13.2.3底片上至少应识别出表3规定的像质指数,且像质指数的识别应符合8.3.4的规定。13.2.4底片有效评定区域内不得有胶片处理不当或其他妨碍底片准确评定的伪像(如水迹、划伤、指纹、脏物、皱折等)。

13.3评定

底片质量应符合13.2的要求,按第14章评定。

14射线检测质量分级

14.1质量分级的依据

根据存在缺欠的性质和数量,将对接接头分为四个等级:

a)I级内不允许存在裂纹、未熔合、未焊透、条状夹渣、烧穿和内咬边。

b)Ⅱ级内不允许存在裂纹、外表面未熔合和黑度大于或等于较薄侧母材黑度的烧穿。

c)Ⅲ级内不允许存在裂纹、外表面未熔合。

d)Ⅳ级为超过Ⅲ级者。

14.2缺欠的分级

14.2.1圆形缺欠的分级:

a)长宽比小于或等于3的缺欠定义为圆形缺欠。他们可以是圆形、椭圆形、锥形或带有尾巴(在测定尺寸时应包括尾部)等不规则形状,包括气孔、夹渣和夹钨。

b)圆形缺欠用评定区进行评定,评定区域的大小见表7。评定区框线的长边要与焊缝平行。框线内必须包含最严重区域的主要缺欠。与框线外切的不计点数,相割的计人点数。

c)评定圆形缺欠时,应将缺欠尺寸按表8换算成缺欠点数。

d)不记点数的缺欠尺寸见表9。

e)圆形缺欠的分级见表10。

f)圆形缺欠长径大于T/2时,评为Ⅳ级。

评定区内多于10点降一级。

h)底片上黑度较大的缺欠,如确认为柱孔或针孔缺欠,应评为Ⅳ级。

b)夹层未熔合的质量分级:

1)外径大于89mm管道对接接头夹层未熔合的质量分级与中间未焊透质量分级相同。

2)外径小于或等于89mm管道对接接头夹层未熔合的质量分级与表14相同。

14.2.4未焊透的质量分级见表15、表16和表17。

内凹的影像黑度小于或等于较薄侧母材黑度时,长度不计,可评为工级;

内凹的影像黑度大于较薄侧母材黑度时,按表18和表19评定。

14.2.6烧穿的质量分级见表20。

14.2.7内咬边的质量分级见表21和表22。

14.2.8综合评级:任何连续300mm的焊缝长度中,Ⅱ级对接接头内条状夹渣、未熔合(根部未熔合和夹层未熔合)及未焊透(根部未焊透或中间未焊透)的累计长度不超过35mm;Ⅲ级对接接头内条状夹渣、未熔合(根部未熔合和夹层未熔合)及未焊透(根部未焊透或中间未焊透)的累计长度不超过50mm。

15射线检测报告

检测条件及工艺(仪器、胶片、增感方式、透照方式、检测标准等)、报告人(级别)、审核人(级别)、检测结论、报告日期及检测单位盖章等。报告格式参见附录G。

16超声检测

本部分规定了超声波检测技术与质量分级的要求。

17超声检测人员

凡从事超声波检测的工作人员除应符合4.4的有关规定外,还应满足下列要求:校正视力不得低于5.0(小数记录值为1.0),测试方法应符合GB 11533的规定,并一年检查一次。

18探伤仪、探头及系统性能

18.1探伤仪

的80%范围内呈线性显示。探伤仪应具有80dB以上的连续可调衰减器,步进级每挡小于或等于2dB,其精度为任意相邻12dB误差在±ldB以内,最大累计误差不超过ldB。水平线性误差不大于1%,垂直线性误差不大于5%。其余指标应符合JB/T 10061的规定。

18.2探头

18.2.1 探头应按ZBY 344的规定作出标志。

18.2.2探头的工作频率为2.OMHz~5.OMHz。

18.2.3 单斜探头主声束垂直方向的偏离不应有明显的双峰,水平方向偏离角不应大于2°。18.3超声探伤仪和探头的系统性能

18.3.1 仪器和探头组合灵敏度:在所检工件最大声程处,有效检测灵敏度余量不小于10dB。18.3.2斜探头的分辨力一般应大于或等于6dB。分辨力的测试方法应符合附录A的要求;18.3.3仪器和探头的系统性能应按JB/T 9214和JB/T 10062的规定进行测试。

19校准和复核

19.1校准

校准应在试块上进行,校准中应使探头主声束垂直对准反射体的反射面,以获得稳定的和最大的反射信号。

19.1.1仪器校准:在仪器开始使用时,应对仪器的水平线性和垂直线性等指标进行测定,测定方法按JB/T 10061的规定进行。在使用过程中,每隔3个月至少应对仪器的水平线性和垂直线性进行一次测定。

19.1.2探头校准:

a)新探头使用前至少应进行前沿距离、K值、主声束偏离、灵敏度余量和分辨率等的测定。测定方法应按JB/T 10062的有关规定进行,并满足检测要求。

b)使用过程中,每个工作日均应测定前沿距离、K值和主声束偏离。

19.2仪器和探头系统的复核

19.2.1 复核时机:每次检测前均应对扫描线性、灵敏度进行复核,遇有下述情况应随时对其进行重新核查:

a)校准后的探头、耦合剂和仪器调节旋钮发生改变时。

b)检测人员怀疑灵敏度有变化时。

c)连续工作4h以上时。

d)工作结束时。

19.2.2扫描量程的复核:每次检测结束前,应对扫描量程进行复核。如果距离一波幅曲线上任意一点在扫描线上的偏移超过扫描读数的10%,则对扫描量程重新调整,并对上一次复核以来所有的检测部位进行复核。

19.2.3扫查灵敏度的复核:每次检测结束前,应对扫查灵敏度进行复核。一般对距离一波幅曲线的校核应不少于3点。如曲线上任何一点幅度下降2dB,则应对上一次以来所有的检测结果进行复检;如幅度上升2dB,则应对所有的记录信号进行重新评定。

20超声试块

20.1本标准采用SGB试块和SRB试块,其形状和尺寸见图5和图6。

20.2 SGB试块用于测定探伤仪、探头系统性能以及对仪器做调整和校验。根据不同曲率的被检管件,制作了六种不同的SGB试块。每种SGB试块的适用管径范围见表23。SGB试块也用作焊缝的灵敏度调节。

20.3 SRB试块的材料是在被检件上平行于轴线方向截取制作的。加工后的试块宽度不宜小于50mm,避免出现边角反射。该试块用于比较焊缝根部未焊透深度。

出现大于Φ2mm平底孔回波幅度1/4的缺欠信号。试块的制作要求应符合JB/T 10063和JB/T7913的规定。

Φ一被检管线外径;T一被检管线公称壁厚;h一内壁环状矩形槽的槽深,

h=lO%T,且h≤1.5mm。

图6 SRB试块形状与尺寸

21检测前的准备

21.1检测面

21.1.1探头移动区应清除飞溅、锈蚀、油污及其他外部杂质,检测表面应修磨平整光滑,其表面粗糙度不应超过6.3μm。焊缝及检测面经外观检查合格方可进行检测。

21.1.2探头移动区的确定应符合下列要求:

a)采用一次反射法检测时,探头移动区应不小于1.25P:

P=2KT (2)

式中:

P——探头移动区,mm;

T——板厚,mm;

K——折射角正切值。

b)采用直射法检测时,探头移动区应不小于0.75P。

21.2耦合剂

21.2.1耦合剂应具有良好的透声性和适宜的流动性,不应对人体和材料有损伤,同时便于检验后清理。典型的耦合剂为浆糊、洗涤剂、机油和甘油。

21.2.2在试块上调节仪器和在检测对接接头时,应采用相同的耦合剂。

a)探头角度选择的原则是直射波扫查焊缝中下部,反射波扫查焊缝中上部。斜探头角度的选择见表24。检测根部缺欠时,不宜使用折射角为60°的探头。

c)探头宜采用方晶片,晶片的有效面积不大于96mm2。探头前沿不大于10mm。

21.3.2母材厚度为5mm~14mm范围内的探头参数选择:

a)探头角度选择的原则是直射波主声束至少应扫查到焊缝厚度的3/4,见图7。探头角度的选择见表25。

b)探头频率一般采用5MHz。

c)探头晶片尺寸:推荐探头晶片尺寸选用6mm×6mm,8mm×8mm,7mm×9mm,9mm×9mm等。

d)探头前沿:管壁厚度小于或等于6mm时,探头前沿应小于或等于6mm;壁厚度大于6mm 时,可适当增大。

e)始脉冲占宽:使用的探头与探伤仪应有良好的匹配性能,在扫查灵敏度的条件下,探头的始脉冲宽度应尽可能小,一般小于或等于2.5mm(相当于钢中深度)。

f)斜探头分辨力:斜探头的分辨力应大于或等于20dB。

g)外径为57mm~140mm的对接环缝采用小径管探头。

小径管探头的接触面必须与管子外表面紧密接触,其边缘与管子外表面的间隙不大于0.5mm。可以通过在管子表面上铺上细砂纸沿轴向轻轻研磨制得,研磨后的探头入射点和K值应重新测定。

21.4距离一波幅曲线的制作

21.4.1扫描线调节:扫描线调节应在SGB试块上进行,扫描比例依据工件厚度和选用探头角度来确定,具体的调整方法见附录B。

21.4.2距离一波幅曲线的绘制要求如下:

a)距离一波幅曲线应按所选用的仪器和探头在标准规定的试块上实测数据绘制而成,其绘制方法见附录C。曲线由判废线RL、定量线SL和评定线EL组成,各线灵敏度见表26。评定线至定量线以下为I区,定量线至判废线以下为Ⅱ区,判废线及以上为Ⅲ区,见图8。

b)表面声能损失差应记入距离一波幅曲线,表面声能损失差的测定参见附录E。

c)在整个检测范围内,曲线应处于荧光屏满幅度的20%以上;如果做不到,可采用分段

d)为发现和比较根部未焊透深度,应在SRB试块上测定人工矩形槽的反射波幅度,并标在荧光屏上,测定方法应符合附录D的要求。

注:h≤3t/4。

图7扫查示意图

图8距离一波幅曲线

22检测

22.1检测前检测人员应了解被检管道的材质、厚度、曲率、组对状况、坡口形式、焊接方法、焊缝余高、焊缝宽度及沟槽等情况。

22.2采用单面双侧直射法及反射波法检测。

22.3检测灵敏度应不低于评定线灵敏度。

22.4扫查速度不大于150mm/s,相邻两次探头移动间隔至少有探头宽度10%的重叠。

22.5为探测纵向缺欠,探头应垂直焊缝中心线做矩形扫查或锯齿形扫查,探头前后移动范围应保证能扫查全部焊缝截面及热影响区。

22.6对反射波幅位于或超过定量线的缺欠以及判定为根部未焊透的缺欠,应确定其位置、最大反射波所在区域和缺欠指示长度。

22.7缺欠最大反射波幅与定量线SL的分贝差,记为:SL+dB。

22.8缺欠位置应以获得最大反射波的位置来表示,并根据相应的探头位置和反射波在荧光屏

标记是以缺欠最大反射波的深度值来表示的。

22.9当缺欠反射波只有一个高点,且位于Ⅱ区时,用6dB法测其指示长度;当缺欠反射波峰值起伏变化,有多个高点,且位于Ⅱ区时,应以端点6dB法测其指示长度。

22.10相邻两缺欠在一直线上,其间距小于较小的缺欠长度时,应做为一个缺欠处理,以两缺欠长度之和作为其指示长度(不考虑间距)。

22.11缺欠指示长度小于10mm时,按5mm计。

23对接接头的质量分级

23.1质量分级

根据存在缺欠的性质和数量,将对接接头分为四个等级,即I,Ⅱ,Ⅲ和Ⅳ。

23.2缺欠的评定及检测结果的分级

23.2.1如缺欠信号具有裂纹等危害性缺欠特征,均评为Ⅳ级;如不能准确评定,应辅以其他检测方法判定。

23.2.2缺欠的反射波幅位于定量线以下的非危害性缺欠均评为I级。

23.2.3最大反射波位于Ⅱ区的缺欠以及波高小于SRB试块人工矩形槽反射波峰值点的未焊透缺欠,应根据缺欠的指示长度,按表27的规定予以评定。

23.2.4波高大于或等于SRB试块人工矩形槽反射波峰值点的未焊透缺欠应评定为Ⅳ级。23.2.5反射波幅位于判废线或Ⅲ区的缺欠,无论指示长度如何,均评为Ⅳ级。

24超声检测报告

检测报告作为检测结果的永久性记录,至少包括工程名称、管口编号、坡口形式、材质、规格、验收标准、检测人员(级别)、审核人员(级别)、检验日期、检测结论、检测单位盖章以及业主提出的其他要求等。报告格式参见附录G。

25磁粉检测

本部分规定了采用湿法电磁轭连续磁化技术的磁粉检测与验收要求。

26磁粉检测人员

凡从事磁粉检测的工作人员除应符合4.4的有关规定外,还应满足下列要求:校正视力不得低于5.0(小数记录值为1.0),测试方法应符合GB 11533的规定,并一年检查一次;从事磁粉检测的工作人员,不得有色盲、色弱。

27磁粉检测设备、器材和材料

27.1设备

27.1.1磁粉检测设备必须符合JB/T 8290的规定。

时,交流电磁轭至少应有44N的提升力;交叉磁轭(旋转磁场)至少有118N的提升力,且磁轭与试件之间的间隙应小于或等于0.5mm。直流电磁轭间距小于或等于100mm时,至少应有135N的提升力;间距大于100mm,小于或等于150mm时,至少应有225N的提升力。

27.1.3黑光辐照度及波长:

a)当采用荧光法检测时,所使用的黑光灯在工件表面的黑光辐照度应大于或等于

1000μW/cm2,黑光的波长在O.32μm~0.40μm 的范围内。

b)黑光源辐射的测定应符合GB/T 16673的规定。

27.2器材

27.2.1标准试片:

a)标准试片分为A型标准试片和C型标准试片。A型和C型标准试片应符合JB/T6065的规定。

1)标准试片用于检验磁粉检测设备、磁粉和磁悬液的综合性能,测定被检工件表面有效磁场强度和方向、有效检测区以及磁化方法是否正确。

2)A型标准试片几何尺寸如图9所示,型号及槽深应符合表28的规定。一般情况应选用

A-30/100标准试片。

3)C型标准试片几何尺寸如图10所示,型号及槽深应符合表29的规定。一般情况应选用

C-15/50标准试片。

b)标准试片的使用方法:

1)标准试片使用时,应将试片无人工缺欠的面朝外。为使试片与被检面接触良好,可用透明胶带将其平整粘贴在被检面上,并注意胶带不能覆盖试片上的人工缺欠。

2)标准试片表面有锈蚀、折痕或磁特性发生改变时不得继续使用。试片使用后应用溶剂清洗干净,再用干净的脱脂棉或纸擦去溶剂,不得用手触摸试片表面。干燥后再涂上防锈油,并保存在干燥的环境中,

3)一般选用A型标准试片,当检测部位狭小时.若A型标准试片使用不便.可使用c型标

准试片。

图9 A型标准试片几何尺寸

图10 C型标准试片几何尺寸

a)磁悬液浓度沉淀管。

b)5倍~1()倍放大镜。

c)白光照度计。

d)黑光灯。

e)黑光辐照计。

f)毫特斯拉计。

27.3磁粉、载液及磁悬液

27.3磁粉、载液及磁悬液

27.3.1 磁粉:磁粉应具有高导磁率、低矫顽力和低剩磁,并与被检工件表丽颜色有较高的对比度。磁粉粒度和性能的其他要求应符合JB/T 6063的规定。

27.3.2载液:载液一般选用水。

27.3.3磁悬液:

a)磁悬液应用水作为分散媒介,并应加入适量的防锈荆和表面活性剂。磁悬液的粘度控在5000Pa·s~20000Pa·s(25℃)。磁悬液可采刷磁膏配制。

况下,磁悬液浓度范围应符合表30的规定。用磁膏配置磁悬液的浓度按磁膏的使用说明书进行。

c)磁悬液浓度的测定方法:测定前应将磁悬液充分搅拌,搅拌时间不得少于30min,再将100mL磁悬液注入磁悬液浓度沉淀管中,静止沉淀30min后,观察试管底部沉淀物的体积。

d)荧光磁悬液配制后宜在24h内用完。

27.4校验

27.4.l磁轭提升力的校验:电磁轭的提升力应每年校准一次,设备受到损坏或进行重大修理后应重新校准。如果设备停止使用1年或更长时间,应在使用前校准。

计等,至少每年校验一次。

27.4.3磁悬液浓度校验:对于新配制的磁悬液,其浓度应符合27.3.3的规定。对循环使用的磁悬液,每天开始工作前,应进行磁悬液浓度测定。

27.5磁粉检测安全防护

磁粉检测应配备防止触电及紫外线影响的防护用品,严禁使用不带滤波片的黑光灯,应避免黑光灯直接照射人的眼睛。

28磁粉检测现场操作

28.1被检表面制备

被检焊缝两侧各100mm范围内不得有油脂、锈蚀、涂层、氧化皮、飞溅或其他粘附磁粉的物质。表面的不规则状态不得影响检测结果的准确评定,否则应做适当的修磨,修磨后被检表面粗糙度R a应不大于25μm。

28.2检测时机和检测范围

28.2.1检测时机:有延迟裂纹倾向的材料,磁粉检测应在焊后24h进行。

28.2.2检测范围:检测范围应符合下列规定:

a>焊接接头的检测范围应为焊缝宽度加上焊缝两侧各1/2母材厚度。

b)焊接卡具痕迹的检测范围应为焊接卡具痕迹的四周加上向外延伸5mm。

28.3磁粉检测技术

28.3.1 电磁轭检测的提升力应满足27.1.2的规定。磁化电流应根据标准试片实测结果来选择。一般磁轭间距应控制在50mm~200mm之间,检测的有效区域为两极连线两侧各50mm 的范围内,但有效检测范围应是标准试片人工缺欠能清晰显示磁痕的区域。磁化区域每次应至少有15mm的重叠。

28.3.2受检工件的每一受检区域至少应进行两次磁化,磁力线方向应大致相互垂直。条件允许时.可使用交叉磁轭磁化装置,四个磁极端面与检测面之间应尽量贴合,最大间隙不得大于1.5mm,检测速度一般不大于4m/min 。

28.3.3磁悬液的施加应符合下列规定:

a)磁悬液浓度应符合27.3.3的规定。

b)受检表面先被磁悬液良好地湿润后,才可施加磁悬液。

c)磁悬液的施加可采用喷、浇方法,不可采用刷涂法。无论采用哪种方法,均不应使检测两上磁悬液的流速过快。

d)磁悬液必须在通电时间内施加完毕,通电时间宜为ls~3s。为保证磁化效果应至少反复磁化两次,停施磁悬液至少1s后才可停止磁化。已形成的磁痕不得被流动着的磁悬液所破坏。

28.3.4磁痕的观察:磁痕的观察应在磁痕形成后立刻进行。

a)非荧光磁粉检测时,磁痕的观察应在可见光下进行,工件受检表面处可见光照度应不小于1000lx;当现场采用便携式设备检测,由于条件所限无法满足时,可见光照度可以适当降低,但不得低于5001x。

荧光磁粉检测时,黑光灯的辐照度和波长应满足27.1.3的要求。磁痕的观察应在较暗的环境里进行,其可见光照度应不大于201x 。

b)当辨认细小缺欠磁痕时,应用5倍~10倍放大镜进行观察。

29磁粉检测复验

29.1 当出现下列情况之一时,应进行复验:

a)检测结束时,用标准试片验证检测灵敏度不符合要求。

c)对检测结果有争议。

d)有其他需要。

29.2复验应按第28章的要求进行。

30磁粉检测验收标准

30.1磁痕的分类与记录

30.1.1磁痕的分类:

a)磁痕显示分为相关显示、非相关显示、伪显示。非相关显示和伪显示不作评定。

1)相关显示:由缺欠产生的磁痕称为相关显示。

2)非相关显示:不是由缺欠产生的磁痕(如磁路截面突变及材料磁导率差异等)称为非相关显示。

3)伪显示:不是由缺欠产生的,而是由于操作不当产生的磁痕称为伪显示。

b)相关显示的分类:

1)长度与宽度之比大于3的缺欠磁痕,按线性缺欠处理;长度与宽度之比小于或等于3的缺欠磁痕,按圆形缺欠处理。

2)在同一直线上的4个以上直径大于1.5mm且间距小于1.5mm的圆形显示,按链状圆形显示处理。

3)大致处于同一直线1)上的两个或两个以上线形缺欠磁痕显示且间距小于或等于2mm时,应按一条缺欠处理,其长度为各个缺欠磁痕长度之和加间距。

4)长度小于1.5mm的缺欠磁痕显示可不计。

30.1.2相关磁痕的记录:

a)所有需评定的相关磁痕的尺寸、数量和产生部位均应记录,并绘制示意图。需返工的缺欠磁痕应在受检表面相应部位用油质笔做出明显标记。

b)磁痕的永久性记录可采用胶带法、照相法及其他适当的方法。

30.2相关磁痕的评定

30.2.1受检表面存在下列任一相关显示判为缺陷:

a)任何裂纹显示。

b)链状圆形显示。

c)任何长度大于2.5mm的线性缺欠显示。

d)单个圆形显示的尺寸大于相邻较薄侧管壁厚度的1/2。

e)工作压力小于或等于4.0MPa的管道,单个圆形显示大于5mm或在150mm×25mm评定区域内缺欠磁痕长度的总和大于12mm或线性缺欠磁痕长度的总和大于9mm。

f)工作压力大于4.0MPa的管道,单个圆形显示大于4mm或在150m m×25mm评定区域内缺欠磁痕长度的总和大于9mm或线性缺欠磁痕长度的总和大于6mm。

30.2.2储罐受检表面存在下列任一相关显示判为缺陷:

a)任何裂纹显示。

b)链状圆形显示。

c)单个缺欠磁痕显示尺寸超过表31的规定。

石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范SY_0402-2000

石油天然气站内工艺管道工程施工及 验收规范 SY 0402 -2000 1 总则 1.0.1 为了提高石油天然气工艺管道工程施工水平,确保制作安装质量,做到技术先进、经济合理、安全可靠,特制订本规范。 1.0.2 本规范适用于与新建或改(扩)建石油天然气集输工艺相关的站内工艺管道工程。 1.0.3 本规范不适用于:油气田内部脱水装置;炼油厂、天然气净化厂厂内管道;加油站工艺管道;站内泵、加热炉、流量计及其他类似设备本体所属管道;站内的高温导热油管道。 1.0.4 工艺管道施工所涉及的工业健康、安全、环境保护等方面的要求,尚应符合国家、地方政府关于工业健康、安全、环境保护等方面的有关强制性标准的规定。 1.0.5 承担石油天然气站内工艺管道的施工企业必须承担过石油工程建设,取得施工企业相应资质证书;建立质量保证体系,以确保工程安装质量。 1.0.6 工艺管道施工及验收,除应符合本规范外,尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 管道组成件的检验 2.1 一般规定 2.1.1 所有管道组成件在使用前应按设计要求核对其规格。材质、型号。

2.1.2 管道组成件必须具有产品质量证明书、出厂合格证、说明书。对质量若有疑问时,必须按供货合同和产品标准进行复检,其性能指标应符合现行国家或行业标准的有关规定。 2.1.3 管道组成件在使用前应进行外观检查,其表面质量应符合设计或制造标准的有关规定。 2.2 管材 2.2.l 有特殊要求的管材,应按设计的要求订货,并按其要求进行检验。 2.3 管件、紧固件 2.3.1 弯头、异径管、三通、法兰、垫片、盲板、补偿器及紧固件等,其尺寸偏差应符合现行国家或行业标准的有关规定。 2.3.2 管件及紧固件使用前应核对其制造厂的质量证明书,并确认下列项目符合国家或行业技术标准的有关规定: l 化学成分。 2 热处理后的机械性能。 3 合金钢管件的金相分析报告。 4管件及紧固件的无损探伤报告。 2. 3. 3高压管件及紧固件技术要求应符合《PN16 0?32. OMPai锻造角式高压阀门、管件、紧固件技术条件》JB450的有关规定。 2.3.4 法兰质量应符合下列要求: 1 法兰密封面应光滑平整,不得有毛刺、划痕、径向沟槽、沙眼及气孔。 2 对焊法兰的尾部坡口处不应有碰伤。 3 螺纹法兰的螺纹应完好无断丝。 4法兰螺栓中心圆直径允许偏差为土0.3mm法兰厚度允许偏差为土1.0mm

石油天然气管道工程竣工验收细则

石油、天然气管道工程竣工验收细则 1 范围 本标准规定了管道工程竣工验收准备、验收组织和验收程序,并对竣工资料、竣工验收文件的编制与管理作出了具体要求。本标准适用于按批准的设计文件建成且试运投产成功,符合竣工验收标准的新建及改扩建管道工程。 2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单(不包括勘误内容)或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。 GB 10609.3-1989《技术用图—复制图折叠办法》 GB 50319-2000《建设工程监理规范》 GB/T 11821-1989 《照片档案管理规范》 GB/T 11822-2000《科学技术档案案卷构成的一般要求》 GB/T 17678.1-1999《CAD电子文件光盘存储归档与档案管理要求》 DA/T 28-2002《国家重大项目文件归档要求与档案整理规范》国家档案局档发字[1997]20号文件《国家档案局关于印发〈城市建设归属与流向暂行办法〉的通知》国家档案局国档发[1992]8号文件《关于印发〈建设项目(工程)档案验收办法〉的通知》 3 术语和定义 3.1 竣工验收是项目(工程)建设的最后一道程序,是工程建设转入正式生产并办理固定资产移交手续的标志。是全面考核项目建设成果,检查项目立项、勘察设计、器材设备、施工质量的重要环节。

3.2 专项验收是指政府行政主管部门对建设项目(工程)环境保护、水土保持、消防、劳动安全卫生、职业安全卫生等方面进行的验收。 3.3竣工资料指从建设项目(工程)的提出、立项、审批、勘察设计、施工、生产准备到建成投产全过程中形成的应归档保存的文件资料以及其他载体的声像资料。 3.4 竣工验收文件是建设项目(工程)建设阶段的总结,是竣工验收的法定文件。包括竣工验收报告书、竣工验收鉴定书、单项总结(勘察设计工作总结、施工工作总结、监理工作总结、质量监督工作总结、生产准备及试运考核总结、物资及设备采办总结(含外事总结)等)三部分内容。 4 竣工验收依据 4.1 已批准的项目建议书; 4.2可行性研究报告及批复文件; 4.3 已批准的工程设计文件; 4.4 项目主管部门有关审批、修改和调整等方面的相关文件; 4.5现行的施工技术及验收规范; 4.6国家及行业竣工验收规范; 4.7 国家及行业质量评定标准;

石油天然气管道安全运行及维护

石油天然气管道安全运行及维护

石油天然气管道安全运行及维护_secret

石油天然气管道安全运行及维护 一.概述 (一)术语 1.石油天然气管道:是指石油(包括原油、成品油)、天然气管道及其附属设施(简称管道设施),包括油气田工艺管道(包括集输、储运、初加工和注气管道)和长输(输油、输气)管道。 2.集输管道:是指采油(气)井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间,以及联合站与首站之间的输油输气管道 3.长输管道:是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。 4.石油天然气站场:具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的统称。简称油气站场或站场。 5.含硫天然气(含硫化氢天然气):指天然气的总压等于或高于0.4MPa,而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa。 5.湿含硫天然气;在水露点和水露点以下工作的含硫天然气 6.干含硫天然气:在水露点以上工作的含硫天然气 7.含硫干气;输送过程中不能析出液态水的含硫天然气 8.脱水天然气:脱水后含水量达到设计要求的天然气。 9.管道完整性:是指管道始终处于完全可靠的服役状态。 管道完整性的内涵包括三个方面: (一)管道在物理和功能上是完整的;

(二)管道始终处于受控状态; (三)管道运营商已经并将不断采取措施防止失效事故发生。 10.管道的完整性管理:是指管道运营商持续地对管道潜在的风险因素进行识别和评价,并采取相应的风险控制对策,将管道运行的风险水平始终控制在合理和可接受的范围之内。 11.安全技术规范:特种设备技术法规的重要组成部分,是规定特种设备的安全性能和相应的设计、制造、安装、修理、改造、使用管理和检验检测方法,以及许可、考核条件、程序的一系列具有行政强制力的文件。 (二)石油天然气管道的安全问题 管道输送石油、天然气具有高效、低耗等优势,但因其具有高能高压、易燃易爆、有毒有害、连续作业、链长面广、环境复杂等特点,决定了其安全管理的极其重要性。 石油天然气管道目前存在的主要安全问题有: 1.管道破坏严重,极易酿成事故。如油气管线被施工、勘探破坏严重 2.油气管线被违章占压。如在油气管线附近采石、取土、挖塘、修渠、堆物、修筑建筑物等。 3.管道设计施工遗留的缺陷、损伤。 4.管材或相关设备缺陷。 5.管道腐蚀穿孔。 6.运行误操作。 7.自然灾害。

石油天然气管道安装设计维修管理与施工标准实务全书

《石油天然气管道安装设计维修管理与施工标准实务全书》 图书作者:编委会 出版社:哈尔滨地图出版社2011年2月出版 册数规格:全三卷+1CD检索光盘 16开精装 定价:798元优惠价:360元 详细目录:3 第一篇石油天然气管道常用管材与附件 第一章管子与管件 第二章法兰及其紧固件 第三章金属材料选择 第四章阀门的结构特征与应用 第五章阀门通用件与材料选用 第二篇管道设计加工与安装 第一章工艺装置设备及管道布置设计

第二章公用工程管道布置设计 第三章管道安装一般工艺 第四章石油天然气管道的安装 第五章金属管道及衬里管道的安装第六章非金属管道的安装 第三篇管道输送技术与管理 第一章原油管道输送方式及工艺流程第二章管道输油测量仪表 第三章离心泵 第四章离心泵的拆装、修理与安装第五章输油泵 第六章输测站其他用泵 第七章阀门 第八章储油罐 第九章直接加热式输油加热炉 第十章原油间接加热技术 第十一章锅炉与水处理 第十二章石油储运的安全与防火防爆第四篇压力管道设计与施工 第一章压力管通概论 第二章管道压力等级 第三章管系静应力分析

第四章管系动应力分析 第五章管道支撑 第六章施工安装 第七章压力管道运行使用 第五篇管道减阻内涂技术 第一章管道减阻内涂概述 第二章减阻内涂涂料 第三章内涂覆工艺的生产设备 第四章钢管内表面预处理 第五章内涂涂覆工艺 第六章涂料与覆盖层的性能指标与检验方法 第六篇管道防腐与清洗 第一章金属腐蚀 第二章管路的阴极保护 第三章其他防腐蚀措施 第四章管道清管技术 第七篇石油天然气管道设计与施工标准 SHSG035—89 施工现场中的设备材料代用导则 FJJ211—86 夹套管施工及验收规范 SH3010—2000 石油化工设备和管道隔热技术规范 SH3011—2000 石油化工工艺装置设备布置设计通则

石油天然气管道保护条例修订稿

石油天然气管道保护条 例 公司标准化编码 [QQX96QT-XQQB89Q8-NQQJ6Q8-MQM9N]

第一章总则 第一条为了保障石油、天然气管道的正常运行,维护公共安全,制定本条例。 第二条本条例适用于全民所有的陆上输送石油、天然气管道及其附属设施,包括:(一)管道及其防腐绝缘层、阴极保护装置,以及其他防护设施; (二)管道沿线的加压站、加热站、计量站、配气站、处理场、阀室、油库及其附属设施; (三)管道沿线的标志桩、测试桩、围栅、拉索、标志牌。输送石油、天然气的城市管网和石油化工企业内部管网不适用本条例。 第三条石油、天然气管道及其附属设施的保护,应当贯彻预防为主的方针,实行专业管理和群众保护相结合的原则。 第四条国务院能源主管部门负责全国石油、天然气管道及其附属设施安全保护工作的监督和管理。 第五条石油、天然气管道(以下简称管道)及其附属设施以及管道输送的石油和天然气都属于国家财产,受法律保护,任何单位和个人不得侵占、盗窃、哄抢、破坏。任何单位和个人都有保护管道及其附属设施的义务,对于危害管道及其附属设施的行为,有权制止并向有关部门报告。 第六条管道沿线的地方各级人民政府,应当对管道沿线群众进行有关管道安全保护的宣传教育,并负责协调解决有关管道巡查、维修和事故抢修的临时用地、雇工等事项。

第七条管道沿线各级公安机关负责依法查处破坏、盗窃、哄抢管道及其附属设施的案件。 第二章安全保护 第八条管道建设企业和管道运营企业(以下统称管道企业)负责所辖管道及其附属设施的安全运行,其职责是: (一)在建设管道时,对管道包敷防腐绝缘层,加设阴极保护装置; (二)管道建成后,将埋入地下的管道位置书面通知有关部门,并设置永久性标志;(三)对易于遭到车辆碰撞和人畜破坏的局部管道,采取防护措施,并设置标志;(四)严格执行管道运输的技术操作规程和有关安全的规章制度; (五)对管道及其附属设施,定期巡查,及时维修保养; (六)管道出现泄漏时,及时进行抢修; (七)配合当地人民政府向管道沿线群众进行有关管道安全保护的宣传教育;(八)配合公安机关做好管道及其附属设施的安全保卫工作。 第九条管道企业为了巡查和维修管道,需要征用埋设管道的土地时,应当依照《中华人民共和国土地管理法》的规定办理征地手续。管道企业依法征用的土地,使用权属于管道企业,任何单位和个人不得非法侵占。当地农民在征得管道企业同意后,可以在征地范围内种植浅根农作物,但管道企业对在管道巡查、维护、抢修过程中造成农作物的损失,不予赔偿。 第十条管道企业可根据需要在管道沿线招聘群众护线员。

石油天然气管道第三方施工技术要求

与天然气管道相遇后建工程处理技术要求 1阀室、输气站(含放空管)与周围建筑控制距离 1.1公司在运输气站、阀室,除春晓站外,均按五级站考虑。一般情况下,与周边建筑防火间距(安全间距)按照《石油天然气工程设计防火规范》(GB50183-2004)表4.0.4处理(详见表一,已针对公司进行换算)。 表一天然气场站、阀室放空区与周围建筑防火间距(米) 1.2* 不能满足防火规范要求,但地方政府已经立项,难以协调的情况下。应委托第三方专业单位进行热辐射计算,并经政府主管部门组织的专家评审通过后,按照安评报告要求实施。 2 埋地管线与天然气管道间距控制

2.1埋地管线处理参照《钢质管道外腐蚀控制规范》(GB21447-2008T)执行。公司管道按照强制电流阴极保护方式管道考虑。 2.2自来水管、污水管、燃气、热力管线 2.2.1埋设原则:一般情况下管径较大管线应埋设于较小管径管道下方。热力管道一般埋设在天然气管道上方。 2.2.2埋设间距:0.3m。 2.2.3地形受限情况下,两者间距小于0.3m时,两管道间应有坚固的绝缘物隔离,确保交叉管道的电绝缘,一般使用橡胶垫、废旧轮胎等。后建管道应保证交叉点两端各10米绝缘层无破损。 2.2.4* 参照省安监局组织的甬台温天然气管道与甬台温成品油管道同沟敷设间距,平行敷设间距一般不应小于1.5米。 2.3电力管线、通信管线 2.3.1 天然气管道正上方或正下方,严禁有直埋敷设的电缆。 2.3.2 与天然气管道平行敷设的直埋电缆,间距不得小于1米。 2.3.3 与天然气管道交叉敷设的直埋电缆、通信管线,间距不得小于0.5米,用隔板分隔或电缆穿管时,间距不得小于0.25米。 2.3.4 水下电缆与天然气管道敷设间距不得小于50米,受条件限制时不得小于15米。 3 架空管线、建筑

石油天然气站内工艺管道工程施工规范

石油天然气站内工艺管道工程施工规范 公司标准化编码 [QQX96QT-XQQB89Q8-NQQJ6Q8-MQM9N]

4 施工技术要求 施工验收标准 1)《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》GB50540-2009 2)《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2005 3)《油气田地面管线和设备涂色标准》SYJ0043-2006 4)《压力管道安全技术监察规程—工业管道》TSG D0001-2009 5)《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-1997 6)《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-98 7)《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005 8)《承压设备无损检测》JB/T4730-2005 管道工程施工验收 1)工艺管道的施工及验收按现行国家规范《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》GB50540的有关规定进行施工及验收;公用工程管道的施工及验收按现行国家规范《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235的有关规定进行施工及验收。 2)管道的焊接应按现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236的有关规定执行。 3)工艺管道的无损检测应按现行标准《石油天然气钢质管道无损检测》 SY/T4109的规定进行,超出SY/T4109适用范围的其他钢种的焊缝应按国家现行标准《承压设备无损检测》JB/T4730 .1~的要求进行无损检测及等级评定。公用工程管道的无损检测应按现行国家标准《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236的要求进行无损检测及等级评定。

石油天然气管道保护知识竞赛试题及答案

石油天然气管道保护知识竞赛试题及答案 一:判断题: 1.对于油气管道,穿越铁路、公路、较大河渠、电缆及其它管道处应设置标志桩。 A.对 B.错 2.管道路由线位放样后,在临时用地范围内新增建筑物或者新增种植物、养殖物以及改变种植、养殖方式的部分,不予补偿。 A.对 B.错 3.施工单位在管道线路中心线两侧各三百米以及管道附属设施周边五百米地域范围内,进行爆破、地震法勘探或者工程挖掘、工程钻探、采矿作业时应当向管道所在地县级以上人民政府发展和改革主管部门提出申请。 A.对 B.错 4.管道企业的应急预案应当与政府及其有关部门的应急预案相衔接,并报管道所在地发展和改革、安全生产监督、公安、应急主管部门备案。 A.对 B.错 5.报废管道安全防护措施备案后,如现场情况发生变化,应进行修改、调整,整改后不需再备案。 A.对 B.错 6.任何单位和个人发现危害管道安全或者建设的违法行为,有权向发展和改革主管部门或者公安机关举报。对提供违法行为线索并查证属实的,发展和改革主管部门或者公安机关应当予以表彰或者奖励。. A.对 B.错 7.禁止任何单位和个人在管道中心线两侧或管道设施场区外各50m范围内爆破、开山和修筑大型建筑物、构筑物工程。 A.对 B.错

8.后建、改建的建设工程与已有的管道设施相遇而产生的管道设施保护问题,由后建、改建的建设工程项目单位与管道企业协商解决。 A.对 B.错 9.与同属于陆上运输方式的铁路和公路输油相比,管道输油具有运量大、密闭性好、成本低和安全系数高等特点。 A.对 B.错 10.禁止任何单位或者个人截留、挪用、私分或者拖欠临时用地的相关补偿费。 A.对 B.错 二:选择题: 1.管道保护工作坚持的原则,建立政府领导、部门监管、社会监督和管道企业负责的机制,落实和强化管道企业的主体责任。 A.安全第一 B.安全第一、预防为主 C.预防为主 D.安全第一、预防为主、综合治理 2.县级以上人民政府发展和改革主管部门、公安机关依照《浙江省石油天然气管道建设和保护条例》的规定作出责令限期拆除的决定后,当事人逾期不拆由作出责令限期拆除决定的部门报请本级人民政府责成有关部门依法强制除的, 拆除。强制拆除的费用,由承担。 A.公安机关 B.违法行为人 C.管道企业 D.发展和改革主管部门 3.违反《中华人民共和国石油天然气管道保护法》和《浙江省石油天然气管道建设和保护条例》规定,实施危害管道安全行为的,由县级以上人民政府责令停止违法行为或者责令改正。 A.城乡规划 B.发展和改革 C.安监局 D.公安机关 4.纳入城乡规划的管道建设用地,不得擅自改变用途。县级以上人民政府不得在管道建设用地范围内批准妨碍管道建设的其他建设项目。 A.国土资源 B.发展和改革 C.安监局 D.城乡规划主管部门 5.石油和天然气首选的输送方式为。 A.铁路运输 B.公路运输 C.管道运输 D.水路运输

石油天然气管道保护法知识答题竞赛答案

石油天然气管道保护法 知识答题竞赛答案 Standardization of sany group #QS8QHH-HHGX8Q8-GNHHJ8-HHMHGN#

《石油天然气管道保护法》答题竞赛试题姓名:单位:分数: 一、单项选择题:45分(每题分) ⒈《中华人民共和国石油天然气保护法》对石油天然气的保护适用是限于 ________( C ) A. 城镇燃气的管道 B. 中华人民共和国境内及境外的管道 C. 中华人民共和国境内的管道 D. 城镇炼油、化工等企业厂区内的管道 ⒉我国对石油天然气管理的新特点是什么 ( C ) A. 一级登记,三级管理 B. 一级登记,一级管理 C. 三级登记,一级管理 D. 三级登记,二级管理 ⒊依照本法规定主管全国管道的保护工作的部门是( B ) A. 国家安全生产监督管理局 B. 国务院能源主管部门 C. 中国石油天然气管道局 D. 国务院建设主管部门 ⒋县级以上地方人民政府应当加强对本行政区域管道保护工作的领导,督促、检查有关部门依法履行管道保护职责,组织排除管道的重大_______安全隐患。( D ) A. 各项 B. 管线 C. 内部 D. 外部 ⒌《石油天然气管道保护法》第二章是有关哪些方面的规定( A ) A. 管道的规划与建设 B. 石油天然气管道保护的法律责任 C. 管道运行中的保护 D. 管道建设工程与其他建设工程相遇关系的处理

⒍根据相关法律规定,盗窃、掠夺石油企业和勘查单位的原油或者其他财物,以下说法不正确的是( C ) A. 该违法行为由公安机关、检察院、法院依法处理 B. 追究其刑事责任 C. 情节显着轻微的,给予治安处罚 D. 以上说法均不正确 ⒎在输油管道上打眼盗油的行为,以_________罪进行处理( A ) A. 盗窃罪 B. 抢劫罪 C. 破坏易燃易爆设备罪 D. 重大责任事故罪 ⒏以下查扣盗油车辆的做法正确的是( D ) A. 自己查堵 B. 自己扣押 C. 自己罚款 D. 按法定程序处置 ⒐关于全国管道发展规划及管道建设选线的规定中,不符合本法的是( D ) A. 全国管道发展规划应当符合国家能源发展规划 B. 与土地利用总体规划、城乡规划以及矿产资源、环境保护、水利、铁路、公路、航道、港口、电信等规划相协调 C. 管道建设的选线应避开地震活动断层和容易发生洪灾、地质灾害的区域 D. 管道建设选线方案,不可纳入当地城乡规划 ⒑根据《石油天然气管道保护法》第十四条的规定,管道建设使用土地,依照 ___________________等法律、行政法规执行。( A ) A. 中华人民共和国土地管理法 B. 中华人民共和国物权法 C. 中华人民共和国环境保护法 D. 中华人民共和国矿产资源法

石油天然气管道安全运行及维护_secret

石油天然气管道

石油天然气管道安全运行及维护 一. 概述 (一)术语 1.石油天然气管道:是指石油(包括原油、成品油)、天然气管道及其附属设施(简称管道设施),包括油气田工艺管道(包括集输、储运、初加工和注气管道)和长输(输油、输气)管道。 2.集输管道:是指采油(气)井场工艺管道、井口、计量站、接转站、联合站之间,以及联合站与首站之间的输油输 气管道

3.长输管道:是指产地、储存库、使用单位间用于商品介质的管道。 4.石油天然气站场:具有石油天然气收集、净化处理、储运功能的站、库、厂、场、油气井的统称。简称油气站场或站场。 5.含硫天然气(含硫化氢天然气):指天然气的总压等于 或高于0.4MPa ,而且该气体中硫化氢分压等于或高于0.0003MPa 。 5.湿含硫天然气;在水露点和水露点以下工作的含硫天然气 6.干含硫天然气:在水露点以上工作的含硫天然气 7.含硫干气;输送过程中不能析出液态水的含硫天然气

8.脱水天然气:脱水后含水量达到设计要求的天然气。 9.管道完整性:是指管道始终处于完全可靠的服役状态。 管道完整性的内涵包括三个方面: (一)管道在物理和功能上是完整的; ( 二)管道始终处于受控状态; (三)管道运营商已经并将不断采取措施防止失效事故发生。 10.管道的完整性管理:是指管道运营商持续地对管道潜在的风险因素进行识别和评价,并采取相应的风险控制对策,将管道运行的风险水平始终控制在合理和可接受的范围之内。 11.安全技术规范:特种设备技术法规的重要组成部分,是规定特种设备的安全性能和相应的设计、制造、安装、修理、

油气管线安装中的安全措施(新版)

( 安全论文 ) 单位:_________________________ 姓名:_________________________ 日期:_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 油气管线安装中的安全措施(新 版) Safety is inseparable from production and efficiency. Only when safety is good can we ensure better production. Pay attention to safety at all times.

油气管线安装中的安全措施(新版) 摘要:油气作为社会发展中的重要资源之一,其管线安装对社会发展有着极其重要的作用。在此,针对油气管线安装中的安全措施,本文从防腐、焊接及堵塞等三个方面进行了论述。 关键词:油气管线;安装;安全措施 强化油气管线安装管理,提高安装质量,在提高油气生产量的同时,还能避免不必要的安全事故。这就要求相关负责人在油气管线安装中,结合每一施工环节的具体状况,采取相应的安全措施,将施工风险降到最低。 1.油气管线安装中的防腐安全措施 缓蚀剂主要是为了减少油管腐蚀缓蚀剂的使用。主要的和良好的条件下保存,缓蚀剂类型,进入循环,注射速率等。低成本的技术,较低的初始投资,但过程复杂,对生产影响较大。此外,腐蚀

抑制剂不同类型不一样,通常情况下,在中性介质中多使用无机缓蚀剂,钝化和降水型;酸性介质缓蚀剂是有机化合物,但现在,根据需要在中性介质中的缓蚀剂的缓蚀剂是用于有机酸性水介质,和用于缓蚀剂添加无机盐。不同的金属原子的外层电子排布,潜在的序列、化学性质不同,在不同介质中的吸附特性是不一样的。因此,如果需要保护系统是由多种金属的腐蚀抑制剂,是很难满足要求,此时应考虑复合缓蚀剂的使用。有两种缓蚀剂注入法:(1)间歇喷射:抑制剂从管注射后,对生产有一定的影响。(2)连续注射法:主要通过对石油套管和注入阀注入缓蚀剂威尔斯或油管的油环或环形空间,油气不需要关井,因此,对生产影响不大。 2.油气管线安装中的焊接安全措施 2.1主要问题 根据服务补焊修复的需要,具有两类修复技术--套管修复和管道焊接修复安装。套管修复,是由两个半圆管对接在管外壁被修复并半套焊接在管壁和两个半圆管对接,这是整体形成与管道的运行。该方法特别适用于管道腐蚀减薄的局部加固,防患于未然。当管道

中华人民共和国石油天然气管道保护法在线考试题库及答案

《中华人民共和国石油天然气管道保护法》 在线考试题库及答案 一、单项选择题:45分(每题分) ⒈《中华人民共和国石油天然气管道保护法》对石油天然气管道的保护适用是限于( C ) A. 城镇燃气的管道 B. 中华人民共和国境内及境外的管道 C. 中华人民共和国境内的管道 D. 城镇炼油、化工等企业厂区内的管道 ⒉我国对石油天然气管理的新特点是什么( C ) A. 一级登记,三级管理 B. 一级登记,一级管理 C. 三级登记,一级管理 D. 三级登记,二级管理 ⒊依照本法规定主管全国管道的保护工作的部门是( B ) A. 国家安全生产监督管理局 B. 国务院能源主管部门 C. 中国石油天然气管道局 D. 国务院建设主管部门 ⒋县级以上地方人民政府应当加强对本行政区域管道保护工作的领导,督促、检查有关部门依法履行管道保护职责,组织排除管道的重大_______安全隐患。( D ) A. 各项 B. 管线 C. 内部

D. 外部 ⒌《石油天然气管道保护法》第二章是有关哪些方面的规定( A ) A. 管道的规划与建设 B. 石油天然气管道保护的法律责任 C. 管道运行中的保护 D. 管道建设工程与其他建设工程相遇关系的处理 ⒍根据相关法律规定,盗窃、掠夺石油企业和勘查单位的原油或者其他财物,以下说法不正确的是( C ) A. 该违法行为由公安机关、检察院、法院依法处理 B. 追究其刑事责任 C. 情节显着轻微的,给予治安处罚 D. 以上说法均不正确 ⒎在输油管道上打眼盗油的行为,以_________罪进行处理( A ) A. 盗窃罪 B. 抢劫罪 C. 破坏易燃易爆设备罪 D. 重大责任事故罪 ⒏以下查扣盗油车辆的做法正确的是( D ) A. 自己查堵 B. 自己扣押 C. 自己罚款 D. 按法定程序处置

石油天然气长输管线施工方案

石油长输管道施工方案 工程名称:中国石油管道安装工程 施工单位(章):中国石油管道工程局有限公司项目经理: 项目技术负责人: 编制人: 审核人: 1 / 75

编制时间:2016年3月31日 2 / 75

目录 1.1.编制依据4 1.2.工程施工关键点、难点分析及对策5 1.3.单位、分部、分项工程划分6 2.1施工重要工序控制措施7

1.1.编制依据 1.1.1国家及石油化工部门现行的施工规范及验收标准(见下表)

1.2.工程施工关键点、难点分析及对策 1.2.1该项目施工跨距较长,交叉施工作业面较多,周围无便利条件,且部分属戈壁地带,给施工组织带来较多不便,所以合理安排施工计划较为重要,以保证施工工期及质量。

1.2.2 安全要求严格(因该工程属于不停产作业),施工中不安全因素多,施工中要严格按照各项安全规定及办法执行。本次施工安全是重中之重,一定要做到各种安全措施及安全预案严谨、合理科学,确保管线运行及施工生产双安全。 1.2.3该项目施工任务量大、工期短,合理安排是保证本次施工进度的难点,在施工中采取多点作业,统一协调,充分发挥我公司资源优势,使得施工全过程处于受控状态。在施工中加强及有关单位的紧密配合,随时调整施工计划,确保施工进度。 1.2.4动土项目,施工前必须及时及业主沟通,要注意地下有管道、电缆、光缆的设施,保证原设施的正常使用;在土方开挖前,必须在挖沟范围内人工挖探区,确保地下的各种设施的完整性,施工完成后还应按原地貌进行恢复。 1.2.5根据该项目特性,点多面广,施工作业面过散的具体情况,在施工准备阶段,一定做好施工的准备各项工作,以保证工程的顺利进行 1.3. 单位、分部、分项工程划分 单位工程、分部工程、分项工程划分一览表

石油天然气管道设施事故处置措施规程范本

整体解决方案系列 石油天然气管道设施事故处置措施规程 (标准、完整、实用、可修改)

编号:FS-QG-15719 石油天然气管道设施事故处置措施 规程 Regulati ons for Han dli ng Accide nts of Oil and Gas Pip eli ne Facilities 说明:为明确各负责人职责,充分调用工作积极性,使人员队伍与目标管理科学化、制度化、规范化,特此制定 、石油天然气管道设施泄漏事故处置措施 (一)进入泄漏现场进行处理时,应注意安全防护 1.进入现场救援人员必须配备必要的个人防护器具。 2.事故中心区应严禁火种、切断电源、禁止车辆进入、 立即在边界设置警戒线。 3.应使用专用防护服、隔绝式空气面具。为了在现场上 能正确使用和适应,平时应进行严格的适应性训练。立即在事故中心区边界设置警戒线。根据事故情况和事故发展,确定事故波及区人员的撤离。 4.应急处理时严禁单独行动,要有监护人,必要时用水 枪、水炮掩护。 (二)泄漏源控制 1.关闭阀门、停止作业或局部停车、减负荷运行等。

2.堵漏。采用合适的材料和技术手段堵住泄漏处。 (三)泄漏物处理稀释与覆盖:向有害物蒸气云喷射雾状水,加速气体向 高空扩散。也可以在现场施放大量水蒸气或氮气,破坏燃烧条件。 二、石油天然气管道设施火灾事故处置措施(一)先控制,后消灭。针 对石油天然气火灾的火势发展 蔓延快和燃烧面积大的特点,积极采取统一指挥、以快制快; 堵截火势、防止蔓延;重点突破、排除险情;分割包围、速战速决的灭 火战术。 (二)扑救人员应占领上风或侧风阵地。 (三)进行火情侦察、火灾扑救、火场疏散人员应有针对 性地采取自我防护措施。如佩戴防护面具,穿戴专用防护服 (四)应迅速查明燃烧范围及其周围物品的品名和主要 危险特性、火势蔓延的主要途径,燃烧产物是否有毒。 (五)正确选择最适合的灭火剂和灭火方法。火势较大时,

天然气管道施工规范

《城镇燃气设计规范》 10.2.14 燃气引入管敷设位置应符合下列规定: 1 燃气引入管不得敷设在卧室、卫生间、易燃或易爆品的仓库、有腐蚀性介质的房间、发电间、配电间、变电室、不使用燃气的空调机房、通风机房、计算机房、电缆沟、暖气沟、烟道和进风道、垃圾道等地方。 2 住宅燃气引入管宜设在厨房、走廊、与厨房相连的封闭阳台内(寒冷地区输送湿燃气时阳台应封闭)等便于检修的非居住房间内。当确有困难,可从楼梯间引入,但应采用金属管道和且引入管阀门宜设在室外。 3 商业和工业企业的燃气引入管宜设在使用燃气的房间或燃气表间内。 4 燃气引入管宜沿外墙地面上穿墙引入。室外露明管段的上端弯曲处应加不小于DN15清扫用三通和丝堵,并做防腐处理。寒冷地区输送湿燃气时应保温。 引入管可埋地穿过建筑物外墙或基础引入室内。当引入管穿过墙或基础进入建筑物后应在短距离内出室内地面,不得在室内地面下水平敷设。 10.2.15 燃气引入管穿墙与其他管道的平行净距应满足安装和维修的需要,当与地下管沟或下水道距离较近时,应采取有效的防护措施。 10.2.16 燃气引入管穿过建筑物基础、墙或管沟时,均应设置在套管中,并应考虑沉降的影响,必要时应采取补偿措施。 套管与基础、墙或管沟等之间的间隙应填实,其厚度应为被穿过结构的整个厚度。 套管与燃气引入管之间的间隙应采用柔性防腐、防水材料密封。 10.2.17 建筑物设计沉降量大于50mm时,可对燃气引入管采取如下补偿措施: 1 加大引入管穿墙处的预留洞尺寸。 2 引入管穿墙前水平或垂直弯曲2次以上。 3 引入管穿墙前设置金属柔性管或波纹补偿器。 10.2.18 燃气引入管的最小公称直径应符合下列要求: 1 输送人工煤气和矿井气不应小于25mm; 2 输送天然气不应小于20mm; 3 输送气态液化石油气不应小于15mm。 10.2.19 燃气引入管阀门宜设在建筑物内,对重要用户还应在室外另设阀门。 10.2.20 输送湿燃气的引入管,埋设深度应在土壤冰冻线以下,并宜有不小于0.01坡向室外管道的坡度。 10.2.21 地下室、半地下室、设备层和地上密闭房间敷设燃气管道时,应符合下列要求:

天然气管道安装的要求

天然气管道安装的要求 1、住宅燃气引入管宜设在厨房、走廊、与厨房相连的封闭阳台内(寒冷地区输送湿燃气时阳台应封闭)等便于检修的非居住房间内。当确有困难,可从楼梯间引 入,但应采用金属管道和且引入管阀门宜设在室外。 2、商业和工业企业的燃气引入管宜设在使用燃气的房间或燃气表间内。 3、燃气引入管宜沿外墙地面上穿墙引入。室外露明管段的上端弯曲处应加不小 于DN15清扫用三通和丝堵,并做防腐处理。寒冷地区输送湿燃气时应保温。 引入管可埋地穿过建筑物外墙或基础引入室内。当引入管穿过墙或基础进入建筑 物后应在短距离内出室内地面,不得在室内地面下水平敷设。 4、燃气引入管不得敷设在卧室、卫生间、易燃或易爆品的仓库、有腐蚀性介质的房间、发电间、配电间、变电室、不使用燃气的空调机房、通风机房、计算机房、 电缆沟、暖气沟、烟道和进风道、垃圾道等地方。 5、燃气引入管穿墙与其他管道的平行净距应满足安装和维修的需要,当与地下管沟或下水道距离较近时,应采取有效的防护措施。 6、燃气引入管穿过建筑物基础、墙或管沟时,均应设置在套管中,并应考虑沉降的影响,必要时应采取补偿措施。套管与基础、墙或管沟等之间的间隙应填实, 其厚度应为被穿过结构的整个厚度。套管与燃气引入管之间的间隙应采用柔性防 腐、防水材料密封。 7、建筑物设计沉降量大于50mm时,可对燃气引入管采取如下补偿措施: (1)、加大引入管穿墙处的预留洞尺寸。 (2)、引入管穿墙前水平或垂直弯曲2次以上。 (3)、引入管穿墙前设置金属柔性管或波纹补偿器。 8、燃气引入管的最小公称直径应符合下列要求: (1)、输送人工煤气和矿井气不应小于25mm; (2)、输送天然气不应小于20mm; (3)、输送气态液化石油气不应小于15mm。 9、燃气引入管阀门宜设在建筑物内,对重要用户还应在室外另设阀门。 10、输送湿燃气的引入管,埋设深度应在土壤冰冻线以下,并宜有不小于0.01坡向室外管道的坡度。 11、地下室、半地下室、设备层和地上密闭房间敷设燃气管道时,应符合下列要 求: (1)、净高不宜小于2.2m。 (2)、应有良好的通风设施,房间换气次数不得小于3次/h;并应有独立的事故

油气管线安装中的安全措施(最新版)

油气管线安装中的安全措施 (最新版) Safety work has only a starting point and no end. Only the leadership can really pay attention to it, measures are implemented, and assessments are in place. ( 安全管理 ) 单位:______________________ 姓名:______________________ 日期:______________________ 编号:AQ-SN-0427

油气管线安装中的安全措施(最新版) 摘要:油气作为社会发展中的重要资源之一,其管线安装对社会发展有着极其重要的作用。在此,针对油气管线安装中的安全措施,本文从防腐、焊接及堵塞等三个方面进行了论述。 关键词:油气管线;安装;安全措施 强化油气管线安装管理,提高安装质量,在提高油气生产量的同时,还能避免不必要的安全事故。这就要求相关负责人在油气管线安装中,结合每一施工环节的具体状况,采取相应的安全措施,将施工风险降到最低。 1.油气管线安装中的防腐安全措施 缓蚀剂主要是为了减少油管腐蚀缓蚀剂的使用。主要的和良好的条件下保存,缓蚀剂类型,进入循环,注射速率等。低成本的技术,较低的初始投资,但过程复杂,对生产影响较大。此外,腐蚀

抑制剂不同类型不一样,通常情况下,在中性介质中多使用无机缓蚀剂,钝化和降水型;酸性介质缓蚀剂是有机化合物,但现在,根据需要在中性介质中的缓蚀剂的缓蚀剂是用于有机酸性水介质,和用于缓蚀剂添加无机盐。不同的金属原子的外层电子排布,潜在的序列、化学性质不同,在不同介质中的吸附特性是不一样的。因此,如果需要保护系统是由多种金属的腐蚀抑制剂,是很难满足要求,此时应考虑复合缓蚀剂的使用。有两种缓蚀剂注入法:(1)间歇喷射:抑制剂从管注射后,对生产有一定的影响。(2)连续注射法:主要通过对石油套管和注入阀注入缓蚀剂威尔斯或油管的油环或环形空间,油气不需要关井,因此,对生产影响不大。 2.油气管线安装中的焊接安全措施 2.1主要问题 根据服务补焊修复的需要,具有两类修复技术--套管修复和管道焊接修复安装。套管修复,是由两个半圆管对接在管外壁被修复并半套焊接在管壁和两个半圆管对接,这是整体形成与管道的运行。该方法特别适用于管道腐蚀减薄的局部加固,防患于未然。当管道

石油天然气管道保护方案2015

改以道路对既有石油天然气管道保护方案 中铁二十五局集团双积路 (红石崖-辛安段)路面工程二标段项目经理部

一、编制依据及原则 1、编制依据 ①《中华人民共和国石油天然气管道保护法》 ②《公路工程施工安全技术规范》 ③设计图纸及资料、建设单位、设计单位、监理单位的相关文件要求; ④我项目工作人员现场踏勘、调查所获得的有关资料。 ⑤国家、行业、地方政府有关安全、环境保护、水土保持的法律、规程、规则、条例。 2、编制原则 ①严格遵守现行规范、规程和规则等技术标准并将其贯穿于整个施工过程中。 ②结合现场调查情况及我单位承诺的工期、质量、安全等各方面要求,制定出完善的保证体系和保证措施,确保该项目标的实现。 ③建立健全质量管理体系和制度,配备专职安检、质检人员进行全过程控制;工程符合国家、交通部现行的安全、质量验收标准和工程建设标准强制性条文。 ④以保证安全为本工程的第一原则,以质量为根本。 二、工程概况 1、平面位置 本工程施工作业范围内K0+262.28处有黄潍原油管线,管线所属公司提供管线信息如下表所示:

管线信息表 管线与改以道路平面位置关系图 保护方案平面图

保护方案纵断面图 施工方法: 采用人工对管道周围的土体进行挖掘,开挖宜分层分段均匀对称进行,在开挖过程中掌握好“分成、分步、对称、平衡、限时”五个要点,遵循“纵向分段、竖向分层、由上至下、先支后挖”的施工原则,竖向从上至下分层进行,纵向形成台阶。开挖至支撑底部以下0.50米时及时进行架设支撑,挖开过程中先开挖一段做好管道底部临时支撑后再开挖下一段进行下一段管道支撑,进行支撑前对支撑处地基承载能力进行测定,不满足承载能力要求的进行地基压实处理或换填石粉渣,满足承载能力要求后才能进行支撑。待该段整个管道支撑系统趋于稳定后浇注混凝土对整个管道进行包裹,进行沙土回填于顶部覆盖2cm厚钢板,最后用30cm后钢筋砼盖板予以封顶保护。三、施工部署

天然气管道施工规范

10.2.14 燃气引入管敷设位置应符合下列规定: 1 燃气引入管不得敷设在卧室、卫生间、易燃或易爆品的仓库、有腐蚀性介质的房间、发电间、配电间、变电室、不使用燃气的空调机房、通风机房、计算机房、电缆沟、暖气沟、烟道和进风道、垃圾道等地方。 2 住宅燃气引入管宜设在厨房、走廊、与厨房相连的封闭阳台内(寒冷地区输送湿燃气时阳台应封闭)等便于检修的非居住房间内。当确有困难,可从楼梯间引入,但应采用金属管道和且引入管阀门宜设在室外。 3 商业和工业企业的燃气引入管宜设在使用燃气的房间或燃气表间内。 4 燃气引入管宜沿外墙地面上穿墙引入。室外露明管段的上端弯曲处应加不小于DN15清扫用三通和丝堵,并做防腐处理。寒冷地区输送湿燃气时应保温。 引入管可埋地穿过建筑物外墙或基础引入室内。当引入管穿过墙或基础进入建筑物后应在短距离内出室内地面,不得在室内地面下水平敷设。 10.2.15 燃气引入管穿墙与其他管道的平行净距应满足安装和维修的需要,当与地下管沟或下水道距离较近时,应采取有效的防护措施。 10.2.16 燃气引入管穿过建筑物基础、墙或管沟时,均应设置在套管中,并应考虑沉降的影响,必要时应采取补偿措施。 套管与基础、墙或管沟等之间的间隙应填实,其厚度应为被穿过结构的整个厚度。 套管与燃气引入管之间的间隙应采用柔性防腐、防水材料密封。 10.2.17 建筑物设计沉降量大于50mm时,可对燃气引入管采取如下补偿措施: 1 加大引入管穿墙处的预留洞尺寸。 2 引入管穿墙前水平或垂直弯曲2次以上。 3 引入管穿墙前设置金属柔性管或波纹补偿器。 10.2.18 燃气引入管的最小公称直径应符合下列要求: 1 输送人工煤气和矿井气不应小于25mm; 2 输送天然气不应小于20mm; 3 输送气态液化石油气不应小于15mm。 10.2.19 燃气引入管阀门宜设在建筑物内,对重要用户还应在室外另设阀门。 10.2.20 输送湿燃气的引入管,埋设深度应在土壤冰冻线以下,并宜有不小于0.01坡向室外管道的坡度。 10.2.21 地下室、半地下室、设备层和地上密闭房间敷设燃气管道时,应符合下列要求:

大连市石油天然气长输管道

大连市石油天然气长输管道 保护工作细则 为了加强全市油气长输管道(即:承担国家级油气输送任务的管道,下同)安全保护工作,进一步明确各级人民政府、先导区管委会、各有关部门、街道(乡镇)和企业的职责,根据《中华人民共和国石油天然气管道保护法》、《中华人民共和国安全生产法》、国务院安委会《油气输送管道保护和安全监管职责分工》(安委〔2015〕4号)等有关法律法规,结合本市油气长输管道保护工作实际,制定本工作细则。 第一章管道保护工作基本原则 第一条自觉守法,严格执法。各级政府、各部门、各社会团体、企事业单位和自然人,在从事经济社会活动中凡涉及油气长输管道安全的事项,必须自觉遵守《中华人民共和国石油天然气管道保护法》等法律法规,做到有法必依、执法必严、违法必究。 第二条政企协同,齐抓共管。各级人民政府、先导区管委会要切实履行属地监管职责,街道(乡镇)及社区(村屯)要定岗定责充分发挥一线监督保护作用;有关职能部门要强化行业监管职责和服务意识。管道企业要严格落实主体责任,在加强管道保护的同时,积极支持地方经济建设。按

照“党政同责、一岗双责、齐抓共管”的工作责任制,完善政府牵头、上下联动、部门协作、齐抓共管的工作机制,形成横向到边、纵向到底的管道保护工作格局。 第三条统筹规划,源头治理。管道企业应及时向相关部门报备管道线路建设竣工图,城乡建设规划要依法保障既有管道的安全距离和空间,各级发展改革、国土资源、建设、农业、水利、林业、环保、交通运输、电力、通信等部门在核准(审批、备案)与管道相遇项目选址、建设时,要把落实管道保护措施作为一项重要内容,妥善协调好相交相遇等关系,对违反管道保护相关规定的工程项目,严禁规划、立项核准(审批、备案),切实从源头上遏制占压管道、安全距离不足和危及管道安全的事项。 第四条政企引导,全民参与。县级以上(含县级)人民政府主管部门和管道企业要加大《中华人民共和国石油天然气管道保护法》,以及有关管道安全技术防范、事故应急处置常识等宣传教育力度,政府部门至少每半年、管道企业至少每季度组织一次相关法制宣传和应急演练活动。要设置专项保障费用,通过利用各种时机、形式和组织活动,努力营造全民参与管道保护工作的良好氛围。 第二章管道保护工作职责 第五条管道企业职责。管道企业是管道保护的责任主体,主要职责: 1.负责建立健全管道保护责任体系和制度规范,落实一

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