天然气管道安装与防腐技术(精)
埋地燃气管道钢管防腐技术
埋地燃气管道钢管防腐技术作者：沈斌来源：《建筑工程技术与设计》2014年第14期【摘要】随着城市各方面的快速发展，城市天然气管网也得到了不断扩展，各种管线纵横交错。
天然气管道由于是埋地敷设，长期受到各种腐蚀的侵害，并且经常发生腐蚀泄漏事故，造成了巨大的直接和间接经济损失。
本文主要对城镇燃气埋地钢管腐蚀控制技术进行探讨，并对各种防腐控制技术措施作了分析比较，为城镇燃气埋地钢管防腐工程提供参考。
【关键词】燃气管道；腐蚀控制；外涂层；阴极保护城镇燃气管道在空气、污水、土壤以及输送介质中会受到腐蚀。
燃气管道的腐蚀会因管道阻塞、结垢等造成的人力、物力消耗，并且管道的腐蚀还造成管道设备非计划性的检修、更换甚至停产，更甚者腐蚀将会造成漏气引起火灾，造成人员伤亡和财产损失。
因此，为了保证城市燃气管道的安全营运，城镇燃气管道的防腐蚀问题至关重要。
一、燃气管道腐蚀原因1.在 H2S、CO2共存于水中的现象，其腐蚀机理主要有下列几种：（1）CO2腐蚀：CO2+H2O+Fe→FeCO3+H2，其阳极反应有四种机理和阴极反应有三种机理，总结为阳极反应Fe→Fe2++e，阴极反应 HCO3-→H++CO32-；其腐蚀类型有局部腐蚀与均匀腐蚀两种。
（2）H2S 腐蚀：H2S 总反应机理还没有统一定论，其阳、阴极反应机理如下：Fe+H2S+H2O→FeHS-al；阳极反应为 FeHS-al→FeHS+al+2e；FeHS+al+H3O+→Fe2++H2S+H2O ；Fe2++HS-→FeS+H+。
阴极反应H2Sad+e→H2S-ad；H2S-+H+ad→H2Sad+Had。
阴极反应主导地位反应还不明确，国内外学者对下列三种说法表示认可：H2S 发生还原反应，其控制因素有两大类： H2S 扩散与电化学极化；H+参与阴极还原反应并且主要有两种途径：H+停留在硫化物表面且产生反应与 H+凭借 H2S 的媒介作用参与反应；H2S、H+、HS-均参与。
燃气管道防腐技术分析
摘要 ：为了有效抑制天然气管道腐蚀，降低经 济成本和减少安全事故 。论述了硫化氢（ Ｈ２ Ｓ ） 、二氧化碳（ Ｃ Ｏ２ ） 腐蚀机 理及其 影响因素 ，涂层和 阴极保护工艺流程，应用全球定位系统（ Ｇ Ｐ Ｓ ） 、资源与环境信息系ｆ Ｊ ￣ （ Ｇ Ｉ Ｓ ） 、 数据采集 与监视控制系统（ Ｓ Ｃ Ａ ＤＡ ） 系统对腐蚀进行监控 。对 比内、外涂层性 能，强制 电流和牺牲阳极阴极保 护方法 以及杂散 电流处理方案 ，依据成都燃气 实际，提 出燃气管道防腐方案 。 关键 词：腐蚀 涂层 管道防腐 阴极保护 杂散 电流
究热 点 。
Ｈ ２ Ｓ腐 蚀 开裂
均 氢 匀 致 腐 开 蚀 裂 、 点 蚀 、 氢 鼓 泡 、 妻 膜 、 温 度 、 ｐ Ｈ 值 、 Ｐ Ｈ 、 应力 导 向的氢致 介质溶 液 。 一
氢脆 、硫 化物 应力腐 蚀 开裂 、氢诱 发阶梯 裂 纹。
、
１ 天 然气 管道腐 蚀机 理和 类型 ２ 管道 防腐 方法 在 Ｈ２ Ｓ 、Ｃ Ｏ ２ 共存 于水 中 的情 形 ，其腐 蚀机 理
（ ５ ） 缓蚀剂 ；
（ ６ ） 腐 蚀监 控 。 本 文结 合成 都燃气 公 司实 际 ， 着 重从 保护 性涂
层 、阴极保 护和 腐蚀 监控方 面来 分析 。 ２ ． １ 保 护性涂 层
主 导地位 反 应还 不确 定 ，国 内外学 者对 以下三 种说 法表 示 肯定 ：①Ｈ２ Ｓ发生 还原 反应 ，其控 制 因素有 两 大类 ：电化 学极 化和 Ｈ ２ Ｓ扩 散 ；②Ｈ 参 与 阴极还
国 内外工 程技 术规 范热 缩带 表面 处理 的性 能
作 用 是减 小输 差 ， 从 新疆 到上 海 的 ４ ０ ０ ０ ｋ ｍ 输气 管 线 以及 未来 十 年将 建成 的 陕京复 线 、中俄韩 线均 采
天然气管道防腐标准
天然气管道防腐标准
天然气管道是输送能源的重要通道，为了保障管道的安全运行和延长使用寿命，防腐工作显得尤为重要。
天然气管道防腐标准是指对天然气管道进行防腐蚀处理的技术要求和规范，下面将从材料选择、防腐涂层和防腐检测等方面进行介绍。
首先，对于天然气管道的材料选择，应该优先选择具有良好抗腐蚀性能的材料。
常见的材料包括碳钢、不锈钢、镀锌钢等，这些材料在防腐蚀处理后能够有效地抵抗外界的腐蚀介质，确保管道的使用寿命。
其次，在防腐涂层方面，应该严格按照相关标准进行选择和施工。
常见的防腐
涂层包括环氧树脂涂层、聚乙烯涂层、聚氨酯涂层等，这些涂层具有良好的耐腐蚀性能和附着力，能够有效地保护管道不受外界腐蚀介质的侵蚀。
此外，在防腐检测方面，应该建立完善的检测体系，定期对天然气管道进行检
测和评估。
通过采用超声波检测、X射线检测、涂层腐蚀率检测等方法，及时发现管道表面的腐蚀问题，并采取相应的修复措施，确保管道的安全运行。
总的来说，天然气管道防腐标准是保障管道安全运行的重要保障，只有严格按
照标准要求选择材料、施工防腐涂层和定期进行防腐检测，才能有效地延长管道的使用寿命，确保天然气的安全输送。
希望相关部门和企业能够高度重视天然气管道防腐工作，加强标准制定和执行，共同维护天然气管道的安全运行，为能源输送保驾护航。
天然气长输管道的防腐与防护措施
天然气长输管道的防腐与防护措施摘要：长输管道常常运送天然气等自然资源，这些管道都要埋入地下，由于他们是钢材料，这对于安全性有一定的保证，然而也存在着腐蚀隐患。
管道埋入地下，面对的地形地质条件是复杂的，钢管会面对不同类型的土壤，因为土壤性质不同，给管道带来的损害程度也不一样。
土壤本身的腐蚀性也有区别，哪怕出现了破损事件也无法立即发现。
维修管道时要投入巨大的土方石，这种资金支出远远超过了新建管道所产生的资金支出，假如还想压降由于维修而引起的工时损耗，在铺设管道时就一定要重点做好防腐工作。
关键词：天然气；长输管道；防腐；措施1长输管线腐蚀问题的原因1.1管线自身问题对于长输管道，一般采用钢管，虽然非金属含量比较高，但其中的硫、磷含量容易产生腐蚀。
在钢管施工过程中，受工艺和工艺的影响，经常会出现管孔、微裂纹等缺陷，如果这样的管道埋在地下，很可能会出现开裂、腐蚀等问题。
1.2地质环境的影响对于长输管道来说，埋地管道的地质环境与管道腐蚀有着密切的关系，常见的腐蚀问题有细菌腐蚀、杂散电流腐蚀、土壤腐蚀等。
对于细菌腐蚀，主要是指通过氧化还原反应对硫酸盐基管道的腐蚀。
对于土壤等物质，具有离子导电性，可通过与管道材料发生电化学腐蚀反应而引起管道腐蚀。
2长输管道防腐对策2.1防腐层的对策防腐层可以在长输管道外部位置涂抹防腐原料，所以构成保护层，减少长输管道输送介质过程中造成腐蚀的概率。
另外，长输管道内部运送的天然气介质内会产生大量氧化物质，其会在一定程度上腐蚀管道。
因为防腐层内含有大量防腐材料，由于施工场所不一样，条件介质存在较大的差异，全面分析其防腐特点，运用非金属物质来覆盖其金属外部物质，从而构成防腐层，进而保护长输管道。
2.2电化学保护针对电化学保护而展开的一系列防腐工作中，阴极保护也即采取添加氧化剂或是通过外加电源的方式来开展极化反应，这就使得金属在性能上表现出钝性，这才能够起到防护的作用；阴极保护，就是把金属的阴极进行极化反应，在这种形式下，金属为阴极，借助于这个阴极来同其他的阴极发生电化学腐蚀，这样就能保护管道出现腐蚀，经常是借助于额外添加电流或牺牲阴极的形式来做到防腐的。
天然气长输管道腐蚀机理及防护技术
天然气长输管道腐蚀机理及防护技术摘要：随着经济和化工行业的快速发展，天然气由于具有较强的易燃易爆性，管道安全问题必须引起我们的重视。
而腐蚀又是导致其安全运行的主要危害因素，所以为了加强对其的处理，就必须对腐蚀机理进行明确，才能确保防护的针对性和有效性。
对其的腐蚀机理进行了探讨，并对其防护技术要点进行了分析。
关键词：天然气；长输管道；腐蚀机理；防护技术引言天然气是一种清洁、高效、经济的新能源，在民用和工业生产中日益取代煤炭、石油等环境污染较为严重的能源。
管道输送是天然气的主要输送方式，由于输送介质具有易燃、易爆特性，管道安全是天然气输送必须考虑的课题，危害管道输送安全的主要因素是管道腐蚀问题，因此，加深对天然气管道腐蚀机理的理解，采取相应的防腐蚀措施，具有重要的意义。
1腐蚀机理之所以会出现腐蚀，主要是由于金属管道和周围物质，由于化学与电化学的作用，导致管道被破坏的情况。
按照其反应原理来看，目前主要有化学作用腐蚀和电化学腐蚀以及生物化学腐蚀。
以下对其腐蚀机理进行分析：一是就化学作用的腐蚀机理来看，主要是因为金属管道和空气、土壤以及天然气之间出现的化学反应，使得天然气长输管道的表面物质流失，同时管壁也会变薄，在这个过程中，化学能不会转变成电能。
二是就电化学的腐蚀机理来看，电化学腐蚀主要是因为金属管道的电极电位失去平衡，导致其局部形成相应的微电池，当处于电解质含量较大的溶液时，将导致金属阳离子失去，并形成阳极，当电极电位较高时，就会得到阴极电子，进而由于电化学的作用而使得管道被腐蚀。
三是就生物化学腐蚀机理而言，生物化学腐蚀主要是因为硫酸盐在还原菌活动中导致管道表面腐蚀速度加快。
从这三种腐蚀来看，由于此类管道中主要输送的是天然气，天然气中主要包含了硫化氢、二氧化碳、氧气、其他硫化物组合而成的腐蚀性化合物等，这也会给管道带来化学腐蚀，但是化学腐蚀的作用远比电化学腐蚀带来的影响较大，容易出现穿孔的情况，所以需要引起我们的重视。
天然气管道施工技术
6、管道连接 返修
焊缝返修，应符合下列规定： 1 焊道中出现的非裂纹性缺陷，可直接返修。 2 当裂纹长度小于焊缝长度的8％时，应使用评定合格
的返修焊接规程进行返修。大于8％时所有带裂纹的焊缝 必须从管线上切除。
3 焊缝在同一部位的返修，不得超过2次。
6、管道连接 防腐
高压、超高压埋地钢管宜采用三层结构聚乙烯防腐，防 腐层在工厂预制。地下管焊缝或地上管采用环氧粉末或 辐射交联聚乙烯热缩套等防腐材料。
应在检查合格后方可进行下一道工序。 3、管道出、入土的防腐层应高出地面100mm以上，应在地
面交界处的管外采取包覆热收缩套或其他防护性措施。
7、管道下沟与回填
1、管线的焊接、无损检测、补口完成后，应尽快下沟。 2、下沟前，应复查管沟深度，清除沟内有损防腐层的异物。 3、管道下沟宜使用吊管机，严禁使用推土机或撬杠等非起重机具。 4、管道下沟前，应使用电火花检漏仪检查管道防腐层，如有破损 或针孔应及时修补，检测电压应符合设计或现行有关标准的规定。
2、作业带清理
施工作业带宽度应根据施工方案、考虑经济利益、 确保施工质量、安全等条件适当的施工作业带， 并对作业带宽度内进行清理。
3、防腐管运输及保管
防腐管应捆扎牢固，应对防腐层进行保护，防腐 管与车架或立柱、防腐管之间、防腐管与捆扎绳 之间应使用软质材料衬垫。
3、防腐管运输及保管
堆放场地应设置明显安全警告标志，并在管场周 围拉设警戒线，防止非施工人员进入发生人身危 险。有条件时较大的堆放场应设专人监护。
6、管道连接 防腐
管材本体防腐在工厂预制后质量检验合格。检验合格的管道 交付施工现场使用，现场施工人员进行补口防腐，补口防腐 采用热缩套防腐，管道补口防腐质量应检验外观、厚度、漏 点及粘结力等四项内容。
燃气管道安装及其防腐技术探讨
燃气管道安装及其防腐技术探讨发布时间：2022-09-07T06:58:55.319Z 来源：《工程建设标准化》2022年37卷9期作者：李喜儿[导读] 近年来，城市的快速发展使得配套燃气管道的规划越来越复杂。
由于大多数天然气管道铺设在恶劣的地下环境中李喜儿身份证号码：45212919800112****摘要：近年来，城市的快速发展使得配套燃气管道的规划越来越复杂。
由于大多数天然气管道铺设在恶劣的地下环境中，往往很难检测到天然气管道的故障，从而留下安全隐患。
通过对输气管道安装和防腐的研究，可以使输气管道在运行中更加安全可靠。
因此，有必要研究天然气管道安装的防腐技术。
关键词：燃气管道安装；防腐技术；探讨1燃气管道综述随着社会经济的发展，今天的人们对生活的要求越来越高。
作为天然气输送的重要组成部分，城市燃气管道的重要性毋庸置疑。
在城市发展中，天然气管道的规划和性能在一定程度上会影响当地经济发展和居民生活水平。
为保障用气安全，提高社会总体稳定，有必要加强对输气管道的管理。
通过科学合理的安装和防腐技术的实施，可以在保证燃气管道安装质量的同时，提高燃气管道的整体使用寿命，从而杜绝燃气管道粗放安全隐患。
极端地区。
由于天然气行业，我国每年都会发生天然气事故。
燃气事故很容易造成人员和经济损失。
燃气管道的安装，安装前应认真对待影响安全的隐患，提前进行针对性的处理，以提高燃气管道安装后运行的稳定性，减少各种突发事件的影响。
类型。
事物。
影响天然气管道安全的主要因素有：一是管道腐蚀造成的影响。
腐蚀是天然气管道必须解决的重要安全问题。
腐蚀不仅会影响管道的性能和使用寿命，还会在一定程度上影响燃气管道的使用效果。
在天然气管道中，裸露的管道在使用过程中会受到大气因素和雨水的破坏，而埋地管道则会受到水土流失的影响。
因此，必须加强管道的耐腐蚀性能，以保证管道的整体性能。
二是基地沉降的影响。
打好地基后，大生活区会促进燃气管道塑料的改造，由于工具箱需要固定在外墙上，安装后工具箱、阀门、架子架等都会受到影响正在解决。
天然气管道如何做防腐
天然气管道如何做防腐近年来天然气已经成为了我国城乡居民的主要燃料能源，其需求量也得到了巨大的提升。
管道腐蚀是天然气管道质量的主要影响因素，会对其产生非常严重的后果，因此我们要加强管道的防腐控制工作。
1.阴极保护法阴极保护法是管道防腐技术发展的一个里程碑，对于实现天然气管道的金属表面防腐有着非常重要的现实意义。
不过它仍存在着一定的缺陷，如果仅仅使用阴极保护技术而不结合管道涂层保护技术的话，那么会因为电量消耗过大导致其不适合在现实中使用，也就是说单独使用没有较强的实用性。
另一方面，仅仅对管道采用涂层技术实施防腐也是无效的，因为土层不可能处于完美状态，一旦出现孔洞或者破损部位就会导致腐蚀电池的产生，该电池作用在管道损坏部位，不仅不能防腐，反而会加快腐蚀的速度，具有很高的危险性。
而涂层保护技术和阴极保护技术相结合，可以有效减少电流密度，将保护效果作用的范围扩大化，提高防腐技术的节约性和可行性，成为现今运用最普遍的一种管道防腐方法。
2.涂层保护法目前行业内应用最普遍的管道防腐方法就是涂层保护法，即使用相关涂层将管道内外表面与其中输送的介质充分隔开以达到防腐的效果。
在对受保护管道进行涂层处理时，预先要做好合适的涂装准备，以减少因涂层表面不清洁给涂层寿命带来的影响。
具体的准备工作包括除锈和清灰两个环节，全部完成并保证涂装管道表面没有任何锈迹或者土灰后就可以开始对管道进行涂层保护防腐处理了。
3.新型管道材料的开发利用由于很多天然气管道的构成材料都是金属，极易受到腐蚀影响自身质量，因此科学家们积极开发出各种非金属管道材料来代替金属制造天然气管道，这种新型材料管道在结实耐用、安全可靠的同时还具有很强的抗腐蚀性，并且不需要进行阴极保护法防腐而大大简化了施工工序、降低了工程成本，受到了越来越多的天然气管道工程的青睐，已经逐渐成为天然气管道工程行业的新宠儿。
与传统金属管道相比，新型非金属管道具有如下优势：寿命长达30年之久，高于同类金属管道的3倍多；维护手法简单、费用少；保温性能好，能有效隔热，为天然气输送安全提供了保障；对所输送的天然气阻力小，且不会污染天然气的纯度；安装方便造价低。
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天然气管道安装与防腐技术石宇熙Ξ(摘要, 、安装、防腐、。
程, 管道埋设在地下, 安装与防腐是保证质量的关键, 本文结合作者在天然气管道施工的经验, 探讨安装与防腐技术并对施工中常见问题进行分析判断, 确保工程以更合理、更科学的方案进行施工。
1管材选用管材选用主要应考虑管径的大小厚度、材质及焊接材料的性能。
天然气管道管径的大小主要与流量、流速有关, 根据介质的压力值、管顶的覆土深度。
在西安市天然气高中压管网的设计中, 钢管的材质均为Q 235, 高压管网设计压力P N =1. 6M Pa , 选用 630×8mm 的螺旋焊缝钢管; 中压管网设计压力P N =0. 4M Pa , 管径≥325mm , 壁厚6mm 时选用螺旋焊缝钢管, 否则选用直缝钢管。
焊接材料的选用根据母材的化学成分、机械性能和使用条件综合考虑。
当同种钢材焊接时, 焊接金属的机械性能和化学成分与母材相当; 异种钢材焊接时, 焊接材料应按合金含量较低一侧的钢材选用。
选用的焊条药皮要均匀、无明显的裂纹、脱皮、表面无孔、焊芯无锈蚀等现象; 存放时注意防潮、防雨、防霜及油类侵蚀。
2管道防腐钢管在土壤中的腐蚀主要是由电化学反应引起, 虽然管道在输送天然气的过程中, 介质中的硫化氢、二氧化碳和硫化物也能与钢管发生化学反应, 但造成管道的腐蚀并不是主要的。
电化学反应是由于管道与土壤电解质的电位不同, 形成了一个原电池导致钢管发生电化学腐蚀, 其腐蚀速度取决于土壤的成分、含盐的种类、数量、pH 值、含水率、电阻率、透气性、细菌(厌气性硫酸盐还原菌等。
一般情况下含盐量大, 或pH 值低, 电阻率小, 土壤的腐蚀性大; 因此依据电阻率的大小能判断土壤的腐蚀性。
此外土壤中的杂散电流也能引起钢管的腐蚀, 杂散电流从地下钢管一端流入, 又从另一端流出, 流入端成为阴极, 流出端变为阳极, 导致钢管腐蚀。
根据土壤的腐蚀特性要对钢管做必要的防腐处理, 防止或阻缓土壤对管壁的腐蚀速度。
防腐前先对表面做除锈处理, 采用喷砂(或抛丸的方式, 达到《船体除锈标准》(GB 3092 的b 1级或(SYJ 4007—86 标准中的近白级(Sa 2. 5级。
天然气管道防腐材料选用环氧煤沥青+玻璃布, 选用环氧煤沥青是因为它能与被覆涂的钢管同时膨胀、收缩・1・焊管・第24卷第6期・2001年11月Ξ石宇熙, 女, 工程师, 1989年毕业于西安建筑科技大学, 现就职于常州技术师范学院基建科。
而不会干裂, 并具有机械隔离性、附着力、耐化学溶剂及耐水等较好的特性。
施工中对埋入无腐蚀性土壤中的钢管采用加强级防腐处理即环氧煤沥青——玻璃布共3层, 总厚度≥5. 5mm , 对埋入软弱土基及腐蚀性土中钢管采用特加强级防腐处理:环氧煤沥青——玻璃布共4层, 总厚度≥7mm 。
防腐后钢管外观测试要求表面平整、无气泡、麻面、瘤子等缺陷; , , 一般在护, 即用一块电位较低的金属与管道、设备联结, 使两者在电解质中构成原电池; 电位较低的金属作为阳极会逐渐被腐蚀, 通常牺牲阳极腐蚀到最后尺寸至少十年, 因此根据被保护物的长度、土壤电阻率及保护年限确定牺牲阳极, 降低或阻止金属的电化学腐蚀速度, 使作为阴极的金属管道得到保护。
西安市高压管线上每300m 设置一组牺牲阳极, 阳极采用水平方式, 埋设在距离被保护管道2m 以上的土壤中, 阳极填料包的主要成分推荐如下:硫酸钙15%, 硫酸镁35%, 膨润土50%; 同时对距电力电缆过近的高中压管道要增加一级牺牲阳极加以保护。
焊缝防腐时除采用加强级环氧煤沥青或煤焦瓷漆以外, 还可采用热收缩套。
当采用环氧煤沥青补口、补伤时要认真除锈、配漆、缠包; 补口时每层玻璃布应将原管端沥青涂层接口处搭接在5c m 以上, 补口完毕后经电火花检测后方可回填。
3管道及附属设备的安装3. 1管道敷设布管时注意首尾相接, 相邻两管口应呈锯齿错开, 组对前应在距管沟边缘1m 以外做好支撑, 其高度为40～50c m ; 同时要对管内进行清扫, 腔内不能有杂物。
管道敷设应尽可能在地面进行预制组装, 把适当数量的管子和管路附件组合在一起, 然后分段进行吊装连接, 以减少固定焊口。
根据运输和吊装机具的能力, 以及现场的实际情况, 保证管段的各组合部分在吊装时的牢固可靠, 并使管道的挠度不超过管段长度的1 500。
组装时避免强力对口, 1%之内。
3. 2对口与焊接对口前应将焊接端的坡口面及内外管壁20mm 范围内污垢、铁锈、毛刺清除干净, 不能有裂纹及夹层等缺陷。
两管的中心线要在一条直线上, 管子和管件对口做到内壁平齐; 等厚对接焊缝不超过管壁厚度的10%(≤1mm , 不等厚对接焊缝不超过薄壁管管壁厚度的20%(≤2mm 。
管子对口找正后, 两焊接管端之间留出1～2mm 的间隙, 先用点焊固定。
根据管径大小确定焊点数, 每处点焊长度为8～12mm , 点焊的高度为管壁厚度的23, 点焊的操作工艺应与正式施焊相同。
管道焊接时要垫牢, 不能将管子悬空以避免焊缝在焊接及热处理过程中产生附加应力。
焊接引弧应在坡口内进行, 严禁在管壁上起弧。
管道采用多层焊接方式, 施焊时层间熔渣应清除干净, 并进行外观检查, 合格后方可进行下一层焊。
每道焊口必须连续焊完, 两相邻焊道起点位置应错开20～30mm 。
露天焊接时, 必须采取适当措施, 以保护焊接处不受风、雨、雪的直接影响。
管道弯头的弯曲部分不允许有对接焊缝, 焊缝与弯曲起点的距离大于管子外径并不得小于 100mm 。
对接焊缝之间的距离大于管子外径并不得小于 200mm 。
钢板卷管对焊时, 纵焊可以对正, 否则应互相错开100mm 以上; 并且焊缝上不宜开孔连接支管。
管道变径时宜采用偏心异径管, 同时注意焊接时保持管底平齐。
下向焊时, 焊接起弧点应保证熔透, 焊缝・2・焊管・2001年11月接头处可以稍加打磨, 根焊道内突起的熔敷金属应用砂轮打磨避免夹渣, 焊缝焊完后应将表面的飞溅物、溶渣等清除干净, 焊后错边量不应大于0. 15倍壁厚, 局部不得大于2mm , 焊缝宽度应比坡口宽2. 5～3. 5mm 。
焊缝返修不能超过两次, 母材上的焊疤、擦伤等缺陷应打磨平滑, 深度大于0. 5mm 的缺陷应修补。
凡是可以转动的管子, 接, 向距焊口mm , 但高强钢不得打钢印。
管道穿墙基时应设置套管, 套管口应与墙面相平, 套管内径比管道外径大20～30mm , 间隙用沥青油麻绳或石棉绳填塞。
套管内的主管上不允许有焊缝, 套管不能当作支架来支承管子, 要保证天然气管能在套管内自由移动。
3. 3法兰连接法兰连接主要用于检修时需要拆卸的部位与带法兰的阀件和设备等, 如果过多地用法兰连接, 将会增加泄漏的可能并降低管道的弹性。
天然气高、中压法兰一般采用平焊法兰, 要求法兰表面光滑、无砂眼、裂纹、毛刺等以保证法兰强度和连接的可靠性。
法兰与管子焊接时, 法兰的密封面应垂直于管子中心线, 其偏差度可用角尺和钢尺检查, 当D g ≤300mm 时允许偏差为1mm , 当D g >300mm 时允许偏差度为2mm 。
管子插入法兰内, 距密封面应有一定的距离, 一般为法兰厚度的一半, 最多不超过法兰厚度的2 3, 便于内口焊接。
平焊法兰与管道连接时, 法兰的内外两面都要与管子焊接, 以防止单面焊接时造成整个连接的突然断裂。
法兰与法兰连接时应保持在同一轴线, 法兰螺纹部分要求完整、无损伤, 其螺孔中心偏差一般不超过孔径的5%, 并保证螺栓自由穿入。
螺栓紧固后应与法兰紧贴, 不得有楔缝, 需要加垫圈时, 每个螺栓所加垫圈不应超过一个。
法兰连接应使用同一规格螺栓, 螺栓及螺母的螺纹应完整, 无伤痕、毛刺等缺陷, 安装方向一致, 紧固螺栓应对称均匀, 松紧适度, 紧固后外露长度不大于2。
片, 分层及, 。
, 一。
法兰与管道的焊缝或法兰之间的连接处, 应离开支架200mm (个别对接焊缝允许离支架边缘50mm , 最好能放在两支架间距的1 4～1 5处以保证最小弯矩。
3. 4波形补偿器安装一般在完成气密性及强度试验后才安装补偿器。
波纹伸缩节安装时要注意方向, 一定要安装在球阀下方(按气流方向 , 以便阀门的拆卸和检修; 同时根据当时的气温用支撑装置调整拉伸或压缩量, 并与支撑装置一起安装在管道上, 待管道支架固定好后, 再将支撑除去。
4焊缝的检查焊完后, 对焊缝表面进行外观检测, 焊缝表面不得有裂纹、未熔合、气孔和夹渣等缺陷, 形成这些缺陷主要是由于以下技术不当造成的。
(1 未焊透。
主要是坡口开得不正确, 钝边太厚, 对口间隙太小, 焊接速度太快, 焊接电流太小, 焊条熔点低, 焊接表面有脏物等。
(2 咬肉。
主要是焊接电流太大, 电弧太长, 焊条摆动不对。
出现咬肉减小了焊接的基本金属厚度, 使应力集中, 降低焊件强度。
当咬肉(咬边深度大于或等于0.5mm , 长度大于或等于40mm , 应清理后加以补焊。
(3 气孔。
由于焊接速度太快或电流太大, 焊条潮湿或摆动不对, 表面有油脂、铁锈等。
・3・第24卷第6期石宇熙:天然气管道安装与防腐技术(4 夹渣。
在多层焊接时焊渣清理得不干净, 熔化金属粘度大; 焊条药皮太重, 焊条摆动不当而产生的。
当焊缝的夹渣和气孔超过管壁厚度的10%时应将缺陷铲除进行补焊。
(5 裂缝。
焊缝有硫、磷等杂质, 或由于热应力集中, 冷却太快形成的。
天然气管道焊缝的内部检测要求进行100%的超声波探伤和X 射线探伤, 接口处要做磁粉探伤X 伤数量按, 则加倍探伤, , 不合格的部位返修后仍按原规定进行探伤。
对穿越道路、铁路、断裂带、桥梁、管件接头等处的管道均做100%的X 射线探伤。
5管道分段耐压试验天然气管道用压缩空气作为试验介质。
压力表的精度等级不应小于1级, 压力表不应少于2块, 分别装在管道两端。
对于地形起伏变化较大处, 试验压力以最高点压力为准。
吹扫的管道长度不宜超过3km , 调压设施不能与管道同时吹扫, 吹扫起点压力为0. 1M Pa , 逐渐提高风速, 稳定风速≥20m s 。
强度试验压力为设计压力的1. 5倍, 当试验压力为2～3M Pa 时, 分两次升压, 在压力为50%试验压力时, 稳压0. h , 进行观察, 力3, 次升压, , 达到6h , 并检查管道有无断裂、变形、渗漏等现象, 压降小于2%试验压力时强度试验为合格。
强度试验合格后方可进行气密性试验并要求两种试验分开进行。
气密性试验压力为设计压力的1. 15倍, 压力达到工作压力时, 恒压保持24h , 当D N ≤300mm 时, 允许压降率为1. 5%; 若压降率超过上述数值时, 应找到漏气处将其消除, 然后进行复试直到合格。