天然气集输管道
集气站集输管线运营管道天然气安全管理办法
集气站集输管线运营管道天然气安全管理办法介绍天然气已经成为人们生活和工业生产中不可缺少的一种能源，而集气站和集输管线的建立，则是天然气从油井、煤层中开采到用户手中的重要环节。
但是，在运输和储存过程中，天然气的安全是必须重视的，因此，应该制定出一系列的安全管理办法，以确保天然气运输管道的安全。
集气站管理基本情况集气站是天然气运输管道的重要组成部分之一，其作用是将天然气从各个井口运输至集气站，并进行初步的处理。
同时，集气站还可以进行储气、凝析油回收、掺混等作业。
集气站中的设施包括：•气体储罐：在储罐压力上没有特殊要求时，一般采用密闭式储罐；当储罐压力高于环境一定值时，则需要采用压力容器。
同时，应该定期进行检查和维护，确保储罐的安全性。
•排气管道：集气站中常常会有气体排放，排气管道的设计应该考虑到噪声、振动、道路交通等因素。
同时，还应该定期进行检查和维护。
•气体处理设备：包括过滤器、脱硫器、除水器、加热炉等，其设计应该符合国家的安全标准。
管理措施安全防护对于集气站的设施，应该采取一系列的安全防护措施，以确保安全：•保证设施的材质、种类和规格符合要求。
•设备、管道和阀门采用有限元分析和强度计算，以确保其有足够的承载力。
同时，还需要根据工艺和操作要求计算和确定管道和阀门的公称压力等级。
•根据设计要求确定安装位置和高度，防止泄漏后火源、电源、静电等引起的安全事故。
•设计、制作、安装气体排气管道时，应符合国家安全标准的要求，防止排放过程中对环境和人体造成影响。
•安装火灾自动报警装置、紧急切断装置、安全阀、泄漏探测装置、避雷、防静电等装置，以及在设备下游装置逆火、逆压保护等装置，以确保设备的安全和稳定运行。
设备管理对于集气站的设备，应该做到以下方面：•做好日常的巡检和维护工作，检查气体储罐及其他设备的情况，确定设备的安全性及完好性。
•维修和更换老化的设备，例如，排气管道堵塞、电缆老化、安全阀失效等问题。
•更新设备，例如，更换新型除水器等，以满足技术改进和更新的要求。
天然气管道输送
天然气管道输送1 集输管道1．1天然气的预处理及气质要求从地层中开采出的天然气往往含有砂和混入的铁锈等固体杂质，以及水、硫化物和二氧化碳等有害物质。
固体杂质容易造成设备仪表损坏；水容易与硫化氢和二氧化碳形成酸性水溶液，腐蚀管道。
因此，天然气在进入干线之前，必须净化。
分离和除尘一般采用重力式和旋风式分离器；脱水方法有低温分离、干燥剂吸附和液体吸收三种；脱硫一般采用醇胺法和环丁砜法。
我国管输天然气的气质标准是：硫化氢含量不大于10mg/m3,气体的露点应比最低输气温度低5℃。
1．2天然气集输管道的功能和集输管网布局的原则气田内部集输系统是天然气集输配总系统的子系统，是整个系统的源头部分，它的主要功能是将各气井的天然气集输至集气站，然后在处理厂进行脱水、脱油、脱硫等预处理，最后计量调压后外输。
集输管网的布局主要是确定气田中各气井、处理厂和集气站等单元设施间的连接形式。
连接形式一般有三种：树枝状、放射状和环状。
管网布局是个复杂的系统工程，涉及很多因素：如气田地形地貌、地质构造、气体组成及特性和用户的不同需求等。
因此必须用系统工程的方法选择最优方案，首先确定最优网络布局，然后确定费用最小的管径组合。
2、干线管道2．1干线管道的系统构成和特点天然气长输管道系统是由输气站库、线路工程、通讯工程和监控系统等四个基本部分构成。
输气站库包括储气库、压气站、清管站、分输站、阴极保护站和调压计量站等。
压气站多采用以天然气为燃料的燃气轮机直接拖动压缩机为输送天然气增压；线路工程包括管道、防腐涂层、截断阀室、穿跨越工程和管道标志等；通讯工程包括通讯线路和站内交换系统，以传输调度指令和监控管道运行参数，保证管道安全和正常运行；监控系统包括调度中心、远传通道和监控终端三大部分，实现对管道运行工况的监测、数据采集和过程控制，是保证管道安全、平稳和优化运行的重要手段。
2．2干线管道的水力、热力分布和输气管沿线的压力是按抛物线规律变化的，靠近起点的管短压力降落比较缓慢，距离起点越远，压力降落越快，在前3/4的管段上，压力损失约占一半，另一半消耗在后面的1/4管段上。
集气站、集输管线运营的管道天然气安全管理办法
集气站、集输管线运营的管道天然气安全管理方法集气站、集输管线是管道天然气运输的紧要环节，其安全管理至关紧要。
为了保障管道天然气运输的安全，需要订立科学严密的安全管理方法。
一、集气站安全管理1. 设备安全管理集气站设备的使用和维护都要符合标准和规定。
设备的检查和维护和修理必需由有关部门或资质机构负责。
操作人员必需接受合格的培训，持有相关证书，熟知设备特点和功能，并遵守规定的操作流程。
2. 环境安全管理集气站应设有充足的消防设备和防爆设施，并配备专业消防人员。
必需定期进行安全检查，适时除去安全隐患，严禁使用易燃易爆品质。
3. 安全人员制度集气站必需设置专职安全主管及专职安全人员，并定期开展安全培训和应急演练。
安全主管和安全人员具有相关的安全管理阅历，对设备运行情况谙习，并在必要时可以实行有效的措施，保障集气站的安全运行。
二、集输管线安全管理1. 设备安全管理集输管线设备的安全管理是管道天然气安全运营的紧要环节之一、各单位必需建立和完善设备管理制度，遵守相关法律和法规，执行管理和监督责任。
必需建立管道天然气管理信息系统，并实现对设备的远程监测和管理，适时发觉和处理设备故障。
2. 管道维护集输管线的维护包括巡检、保养、维护和修理等方面。
各单位必需按规定定期巡检，适时发觉、排出隐患，对发觉的问题适时进行维护和修理和保养。
3. 安全环境管理在管道天然气运输中，必需严格遵守安全管理规定，建立和完善安全生产管理制度，保障各项安全设施的完好性和有效性。
同时，必需加强祸害事件应急预判和处置本领，建立和健全突发事件应急预案，并定期组织演练。
4. 保安制度集输管线的安全保卫是管道天然气运输的紧要环节之一、必需建立健全的保安制度，加强保安人员的管理和培训，依照安保方案部署布置保安工作，加强排查工作，适时处理安全隐患，保障管道天然气的安全运输。
三、总结管道天然气安全运营是一个综合性工程，需要各方面的支持和努力。
集气站和集输管线的安全管理必需做到科学严密，严格执行各项管理制度和规定，加强人员培训和技术水平提高，加强监控和管理本领，做好安全防范和应急预案，从而保障管道天然气的安全运输和使用。
天然气集输管道危险有害因素分析及控制
外界环境除自然环境之外，也包括一定的人为因素。
当前天然气集输管道的建设离不开人工参与，但不同的工作人员工作态度、技术水平、综合素质等各不相同，再加上管理工作的不到位，很有可能出现操作失误的现象，严重威胁天然气集输管道的安全性。
此外，有部分管理人员一味追求工作效率，而忽略了对工作过程的质量监管，导致天然气集输管道存在一定的安全隐患。
目前，我国天然气集输管道的建设已经具有较为成熟的技术水平，在这一环境下，天然气集输管道的安全性就与工作人员的综合素质、工作态度、操作水平、经验能力等密切相关。
1.2 工艺因素天然气集输过程中的工艺要求十分复杂，尤其是脱硫、脱水等工艺，复杂的工艺难免会对集输管的设计人员提出了更高的要求，也增加了安全问题的潜在隐患[3]。
气井生产的天然气在进入长输管道中输送之前需要经过处理，处理之后需要达到相关的国家标准。
为了使天然气满足处理要求，在处理的过程中会用到各种机器设备，这些处理设备往往在高压环境下运行，若天然气技术工艺设计不合理，就会严重威胁天然气集输的安全性，造成十分严重的后果。
设计人员对天然气技术工艺设计的正确性是保证天然气集输过程安全性的重要保障。
通常情况下，设计人员都是按照一定的要求和标准进行工艺设计，只要设计过程规范合理，那么工艺因素对天然气集输管道的危害几率并不会很高。
0 引言随着城市化进程的不断加快，人们对天然气的需求量不断增加，由于天然气的特殊化学性质，天然气的集输过程必须充分保证安全性，这也给天然气集输管道的建设提出了更高的要求，近年来，各种危害有害因素给天然气集输管道的安全性带来了威胁，也发生了各种安全事故，严重影响着社会的稳定发展。
对天然气集输管道危害有害因素采取有效的措施加以控制是天然气集输过程中要充分重视的[1]。
1 天然气集输管道危害有害因素分析1.1 外界因素外界因素诸如恶劣天气、空气湿润、地质灾害等环境因素或工作人员责任心差、技术水平不过关等人为因素都容易严重影响天然气集输管道的安全性。
天然气集输管道施工规范文件
天然气集输管道施工及验收规范1、总则1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平,保证工程质量,降低工程成本,特制定本规范｡1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程地施工及验收,其适用范围如下:1.0.2.1设计压力:1.6~16MPa1.0.2.2设计温度不大于80℃1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气1.0.2.4碳素钢､普通低合金结构钢1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间地采气管线､集气支线｡1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间地集气干线｡1.0.3.3净化厂到用户门站之间地输气管线1.0.4本规范不适用于下列工程地施工及验收1.0.4.1城市天然气管道1.0.4.2总跨≥100m或单跨≥50m地跨越管道1.0.4.3宽度≥40n地河流穿越管道1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级1.0.5.1中压管道:设计压力为1.6≤PN≤10MPa1.0.5.2高压管道:设计压力为10<PN≤16MPa1.0.6天然气集输管道工程所用地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材等必须有质量证明书或合格证,并符合设计要求｡用于输送酸性天然气管道地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》地规定｡1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审､设计及施工技术交底｡1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外,还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意｡1.0.9天然气集输管道施工中地安全技术､劳动保护应符合国家现行地有关标准或规范地规定｡2､钢管2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定:2.0.1.1钢管表面裂纹､折迭､重皮等缺陷;2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差地锈蚀或机械划伤｡2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准2.0.3高压钢管地检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条地规定｡3､阀门3.0.1阀门地外观检查,应无裂纹､砂眼等缺陷,阀杆､阀兰密封面应光滑不得有划痕,阀杆丝扣应无毛刺或击痕｡3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验｡3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定:3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂地强度及气体严密性试验地全格证,阀门强度试验及用清洁水进行,PN≤16MPa地阀门,强度试验压力为公称压力地1.5倍,当升压至强度试验压力时稳压5min不渗漏或无压降为合格;3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时,清洁水内氯离子含量应小于25PPm｡3.0.3.3试验合格地阀门,应及时排尽内部积水及污物,密封面应除防锈油,关闭阀门,封闭出入口,并填写阀门试验记录｡3.0.4阀门传动地装置和操作机构应清洁,动作灵活､可靠､无卡涩现象｡3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试｡3.0.5.1球阀壳体水压强度试验,必须在半开状态下进行｡3.0.5.2球阀壳体水压强度试验,压力为公称压力地1.5倍,稳压5min,无渗漏为合格｡3.0.5.3球阀严密性试验,首先将球体转到关闭位置,然后将水充入体腔内,直至检查孔有水流出为止,随后升压至公称压力进行检查,稳压30min,若充水口不见水流出,同时压力不下降,即为合格,用同样方法试另一侧｡3.0.6电动､气动､气液联动阀门安装前,除按说明书要专业户作强度和严密性试验外,安装后应作动作,联动等性能试验｡4､管件及紧固件4.0.1公称压力大于1.6MPa小于10MPa地管件及紧固件,技术要求应符合GB897《双头螺栓》､GB899《双头螺栓》bm=1.5d､GB900《双头螺栓》bm=2d､GB170《I型六角螺母牙A和B级》地要求｡4.0.2公称压力大于1.0MPa小于等于10MPa地高压管件及紧固件,技术要求应符合JB450《P g100~320㎏f/㎝2化工､石油工业用锻造高压阀门､管件和紧固件技术条件》地有关规定｡4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂地质量说明书,并确认下列项目符合国家或行业技术标准:4.0.3.1化学成分;4.0.3.2热处理后地机械性能4.0.3.3合金钢管件金相分析结果4.0.3.4高压管件及紧固件地无损探伤结果4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定｡4.0.4.1法兰密封面应平整光滑,不得有行刺及径向沟槽,法兰螺纹部分应完整无损伤,凹凸面法兰应能自然嵌合,凸面地高度不得低于凹槽地深度,平焊法兰,对焊法兰地尺寸允许偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.2螺栓及螺母地螺纹应完整､无伤痕､无毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象｡4.0.4.3高压螺栓､螺母地检查应按下列规定进行,其硬度值､机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》地要求:(1)螺栓､螺母应每批各取两根(个)进行硬度检查,若有不合格,须加倍检查,如仍有不合格则应逐根(个)检查;(2)螺母硬度不者不得使用;(3)硬度不合格地螺栓应取该批中硬度值最高､最低各一根校验机械性能,若有不合格,再取其硬度最接近地螺栓加倍校验,如仍有不合格,则该批螺栓不得使用;4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯､高频弯､热冲压弯等工艺制造,公称直径150~500㎜,其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径,公称直径为600~700㎜,其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径,阀室管道所用弯头地弯曲半径应为1.5倍公称直径;4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质地碳素钢､合金钢管道地弯管,弯曲半径应大于5倍公称直径,冷弯弯曲后应进行应力消除;4.0.4.6钢板卷制地热冲压弯管其内径应和相应地管道内径一致;4.0.4.7高频加热弯制地弯管,其表面硬度值应符合原母材硬度值地要求;4.0.4.8弯管内外表面应光滑､无裂纹､疤痕､折皱､鼓包等缺陷;4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范地相关要求及规定;4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.11焊接三通应符合以下规定:(1)主管按支管实际内径开孔,孔壁应平整､光滑､孔径偏差为±0.5㎜;(2)支管端面和主管开孔处表面应严密吻合;(3)主､支管组焊时,支管内径必须对正主管开孔口,错口不应大于0.5㎜;(4)高压三通支管倾斜度应不大于其高度地0.6%;且不大于1㎜;中压三通支管倾斜度应不大于其高度地1%;且不大于3㎜;(5)三通焊缝检验应按三通设计图地规定进行｡5､管沟开挖及复测5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图､管道纵断面图及设计说明书地设计交底和现场交桩｡5.0.2管道穿越公路､铁路､河流､沟渠等除测量纵断面之外,当穿越复杂地形时,还应补测平面､横断面｡5.0.3在管道埋深合格地条件下,根据土质类别､地形起伏,每公里管线纵向转角总度数,山区管线应小于等于900°,一般地形应小于等于600°;小于等于3°地纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内｡5.0.4管沟开挖应符合下列要求:5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线;5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线;5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物,并进行青苗处理;5.0.4.4管沟开挖前,施工员必须向有关人员进行管沟地挖深､横断面､沟壁坡度､弃土位置､施工便道､地下隐蔽障碍物､管沟中心线､挖深偏差等技术交底;5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径､土质类别､挖方量､开挖方法确定,丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定:DN≤200㎜占地宽度≤12m200<DN≤400㎜占地宽度≤18m400<DN≤700㎜占地宽度≤20m平原地区采用机械挖沟上组焊管道时,其临时占地宽度应小于20m｡5.0.4.6管沟深度小于等于3m时,管沟沟底宽度应符合相关要求及规定;5.0.4.7沟壁不加支撑,管沟开挖深度小于5m,其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定;5.0.4.8旱耕地管沟开挖时,应将耕地表面耕植土､下层土壤及岩石等分别弃土;5.0.4.9水田管沟开挖时,应根据临时占地宽度扎埂､排水,然后开挖,并有排水措施;5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时,应取得当地有关部门爆破许可证,有安全措施,根据爆破安全规程进行爆破及开挖;5.0.4.11管沟开挖完工后,应进行验收,沟底平直､转角､无塌方､无积水,在任意20m管沟内,管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范;5.0.4.12管沟复测地管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书､线路平面图､管道防腐结构､管壁厚度､材质､埋深及转角数等设计要求｡6､弯管､钢管下料及管口加工6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表地要求,其转角必须符合以下规定:6.0.1.1转角为3°~5°两直管用斜口连接;6.0.1.2转角大于5°配置相应度数地预制弯管｡6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜,直管下料允许偏差为±L/100(L为下料长度),应检查两端管口地圆度,并符合要求｡6.0.3管道穿越铁路､公路､河流,其穿越长度小于等于10m时,下料时中间不宜出现环形焊缝｡6.0.4焊缝地位置应避开应力集中区,并便于焊接和热处理,一般应符合下列规定:6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔;6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时,两丁字焊缝最小距离应大于100㎜｡6.0.5管口宜采用机械切割､气割等方法,采用切割加工地坡口,必须除去坡口表面地氧化皮,并打磨平整｡6.0.6管口打磨后,钝边应经过平板检查,平板同钝边最大间隙应小于1㎜｡6.0.7当钢管(薄件)壁厚小于等于10㎜,厚度差大于3㎜,或者钢管壁厚大于10㎜,厚度差大于薄件厚度地30%或者5㎜超过,坡口形式必须符合相关要求及规定｡6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径地1.5倍,且不小于150㎜｡7､组对及焊接7.1.1管口地坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定:7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.2管口组对前,应将管内浮锈,泥沙杂物清除干净;下班时,必须用盲板将待焊管口封好｡7.1.3壁厚相同地管口组对时,应将内壁对齐,并符合以下规定:7.1.3.1Ⅰ､Ⅱ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不行大于1.5㎜｡7.1.3.2Ⅲ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不得大于1.5㎜｡7.1.4壁厚不同地管口组对应符合以下规定:7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐;7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐;7.1.5管口组对时,应采用外对口卡具组对,组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围地底漆､垢锈､毛刺清理干净｡7.2焊接工艺评定7.2.1对首次使用地焊接钢材,在确认材料地可焊生之后,其焊接工艺评定应符合SYJ4052-92《油气管道焊接工艺评定方法》地规定｡7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据,焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准地焊接工艺评定报告为依据｡7.2.3从事管道焊接地焊工,必须持有本单位焊工考试委员会发给地管道焊工考试合格证;焊工施焊地钢材种类､焊接方法､焊接位置､有效期等均应与焊工本人考试合格证相符｡7.3焊接7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底,封底后地焊缝应及时进行填充焊:7.3.1.1穿跨越铁路､河流､四级以上公路地管道焊缝及穿跨越河道等地段地焊缝;7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPa地净化天然气管道焊缝;7.3.1.3同阀门焊接地焊缝｡7.3.2管道焊接宜采用上向焊､下向焊､气体保护焊等工艺,其电流､焊接速度､焊条直径､焊接层数,必须符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.3使用焊条时,应根据不同牌号地焊条说明书所规定烘烤温度､时间,进行烘烤,并在保温筒内保温,重复烘烤焊条地次数不得超过两次｡7.3.4定位焊地长度､厚度及定位焊缝之间地距离应以接头固定不移动为基础,定位焊地工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完,相邻焊道地起点位置应错开20~30㎜｡7.3.6管道施焊环境应符合下列规定:7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊;(1)手工电弧焊风速大于等于8m/s;(2)气体保护焊风速大于等于2m/s;(3)相对温度大于90%;(4)雨雪环境｡7.3.6.2当焊件温度在-5℃时,应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右｡7.3.7焊接时,严禁在焊件表面或非施焊处引弧,并注意起弧､收弧处地质量,收弧时应将弧坑填满｡7.3.8每条焊缝焊完后,应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印｡7.4焊前预热及焊后热处理7.4.1为降低焊接接头地残余应力,防止产生裂纹,改善焊缝和热影响区金属地组织与性能,应根据焊接工艺评定､结构刚性及要求地使用条件,综合参考进行150~200℃焊前预热和600~650℃焊后热处理,焊后热处理应以热处理工艺依据｡7.4.2焊后热处理地加热速度､恒温时间及冷却速度应符合下列规定:7.4.2.1加热速度:升温到300℃后,加热速度不应超过220×25÷δ℃/h且不大于220℃/h(Δ为壁厚㎜);7.4.2.2恒温时间:碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2~2.5min,合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min,且不小于30 min;7.4.2.3冷却速度:恒温后地冷却速度不应超过275×25÷δ℃/h,且不大于275℃/h,冷却到300℃后,即可在空气中冷却｡7.4.3当环境温度低于0℃时,预热温度应比有关要求预热温度适当提高｡7.4.4要求焊前预热地焊件,在焊接过程中地层间温度不应低于预热温度｡7.4.5要求焊后热处理地焊缝必须经无损探伤合格｡7.4.6预热地加热范围,以对口中心线为基准,每侧不应小于管壁地3倍;热处理地加热范围,每侧不应小于焊缝管壁地3倍｡7.4.7焊缝接头经热处理后,应测硬度,并作好记录及标记,焊缝及热影响区地硬度值其极限值分为二级:Ⅰ级应小于或等于HB200;Ⅱ级应小于或等于HB225｡7.4.8当设计没有明确要求时,经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定:7.4.8.1管径小于等于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地5%;7.4.8.2当管径大于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地10%;7.4.8.3焊缝硬度值地检查,每条焊缝打一处,每处打三点(焊缝,热影响区和母材)｡7.4.9热处理后地焊缝其硬度值超过规定时,该焊缝应重新进行热处理,每条焊缝热处理次数不能超过两次｡7.5焊缝检验7.5.1焊缝表面质量地外观检查应在焊缝无损探伤,热处理､硬度和严密性试验之前进行,其表面质量应符合下列规定:7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1~2㎜,宽度差≤3㎜;7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜,在任意300㎜连续焊缝中,咬边长度不得大于50㎜;7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹､凹陷､气孔､夹渣和熔合性飞溅等缺陷;7.5.1.4焊缝余高:上向焊h≤1+0.1C,且局部不大于3㎜,长度不大于30㎜,下向焊h=0~1.6㎜,且局部不大于3㎜,长度不大于50㎜,自动焊h=0~3㎜(h为焊缝余高,C为焊缝宽度)｡7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别地合格证地持证人员进行｡7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时,每个焊工所焊地焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定｡7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB/T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》地规定,超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果地分级》地规定｡7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa地管道,其焊缝经X射线抽查若发现不合格时,应对被抽查焊工所焊地焊缝加倍探伤;若仍有不合格则应对该焊工所焊地全部剩余焊缝进行无损探伤｡7.5.6不合格地焊缝应进行返修,返修后应按原规定进行检查,每处焊缝返修不得超过两次,如超过两次,必须经单位技术负责人审批,提出措施才能返修,但最多不得超过三次｡7.5.7焊缝经无损探伤后,应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号｡7.5.8无损探伤资料,施工单位应保管七年｡7.5.9穿跨越河流､铁路､公路地管道焊缝应经100%射线探伤,合格等级达到Ⅱ级｡7.5.10经清管试压后地管段,其相互连接地死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求｡8､管道工厂防腐及现场补口补伤8.0.1 管道防腐及补口补伤,其结构､等级及所用防腐材料除应符合设计要求外,还应符合相应地施工及验收规范｡8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》地规定｡8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.5包覆防腐层施工符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.6 管道现场防腐,补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》地规定｡8.0.7现场防腐层钢管堆放､装卸､拉运必须用软垫子保护接触面｡8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》地规定｡9､管段下沟､回填9.0.1管段下沟之前,其防腐层必须完好无损并经电火花检验｡9.0.2管段下沟之前,沟底应清理平整,石方沟底应填厚细土,水田沟底应无积水｡9.0.3管段下沟之后应及时回填,并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行,第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实,应使管道防腐层得到保护,第二次回填其他土质及地貌恢复;最大悬空长度应符合其相关要求及规定｡9.0.4管道下沟回填时,应及时输隐蔽工程验收手续｡9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎､护坡及埋设里程桩等｡10清管及试压10.0.1管道安装完毕后必须进行清管､强度和严密性试验｡10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行,其措施应经有关部门批准｡10.0.3管段清管试压可分段进行,分段长一般以10~15公里为宜｡10.0.4管道试压介质应为空气或水,强度试验宜以水为介质,强度试验后应进行严密性试验｡10.0.5以空气为介质地管道强度试验压力应为1.25倍设计压力,以水为介质地人口稠密地区强度试压应为 1.5倍设计压力｡严密性试验压力应为设计压力｡10.0.6管道以空气为介质试压时,升压应均匀缓慢进行,每小时升压不得超过1Mpa,当强度试验压力大于3Mpa时,分三次升压,分别在30%､60%地压力时各稳压半小时之后对管道进行检查,若未发现问题,可继续升至强度试验压力,稳压6小时,压降率不大于1%为合格;然后将压力降至设计压力进行严密性实验,稳压24小时后对全线进行详细检查,无渗漏､压降率不大于1%为合格｡10.0.7以水为介质进行管道强度试验时,应尽量排除管道内部空气,升压要求､稳压时间､压降率等均按相关规定执行｡10.0.8阀室､小型穿越､跨越,可连管道一起进行清管试压｡10.0.9管道分段试压时,在其两端应安装压力表和温度计各2支,压力表应经校验合格,其精度应不低于1.5级,温度计分度值应小于1℃｡10.0.10管道清管应在试压之前进行,使用清管球或清管器时,其直径应比管道内径有一定地过盈量,清管时必须使管内地泥土､杂物清除干净｡10.0.11以气体为介质地强度和严密性试压稳压时间内地压降率按下式计算:△P=100(1-P2T1╱P1T2)%式中:△P—压降率,%P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力MpaP2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力,MpaT1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度KT2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K11､工程竣工验收11.0.1集输管道工程竣工后,建设单位应根据本规范和设计要求,组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收｡11.0.2天然气管道工程竣工后,施工单位应提供下列技术资料｡11.0.2.1管道敷设竣工图;11.0.2.2管材､管件出厂质量说明书;11.0.2.3施工图修改通知单;11.0.2.4施工变更联络单;11.0.2.5材料改代联络单;11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告;11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录;11.0.2.8无损探伤报告;11.0.2.9隐蔽工程记录;11.0.2.10阀门试压记录;11.0.2.11管道试压记录;。
集气站、集输管线运营的管道天然气安全管理办法
集气站、集输管线运营的管道天然气安全管理办法一、引言随着我国经济的快速发展和人民生活水平的不断提高，天然气作为一种清洁、高效、安全的能源，在能源消费结构中的比重逐年上升。
集气站和集输管线作为天然气生产、输送的重要环节，其安全运营直接关系到广大用户的生命财产安全和社会稳定。
因此，制定一套科学、合理、有效的管道天然气安全管理办法至关重要。
二、集气站安全管理办法1. 建立健全安全管理制度。
集气站应建立健全安全管理制度，包括安全生产责任制、操作规程、应急预案等，确保各项安全管理措施落到实处。
2. 加强设备设施的维护保养。
定期对集气站的设备设施进行维护保养，确保设备设施安全运行。
对关键设备和重要部位实行重点监控，确保设备运行正常。
3. 强化现场安全管理。
加强现场安全管理，严格执行操作规程，确保作业人员熟悉操作流程，熟练掌握安全技能。
4. 做好天然气泄漏检测和应急处理。
配备先进的天然气泄漏检测设备，定期对集气站进行泄漏检测，发现泄漏及时处理。
制定应急预案，提高应对突发事件的能力。
5. 加强员工安全教育与培训。
定期对员工进行安全教育与培训，提高员工的安全意识和应急处理能力。
三、集输管线安全管理办法1. 定期进行管道巡查。
对集输管线进行定期巡查，及时发现并处理管道隐患，确保管道安全运行。
2. 加强管道保护。
对管道沿线进行保护，防止第三方破坏。
对管道穿越铁路、公路、河流等特殊地段进行重点保护，确保管道安全。
3. 做好管道腐蚀防护。
对管道进行腐蚀检测和评估，采取有效的防腐措施，降低管道腐蚀风险。
4. 严格执行管道运行参数监控。
对管道的运行参数进行实时监控，如压力、温度等，确保管道在安全范围内运行。
5. 做好管道泄漏检测与应急处理。
配备先进的管道泄漏检测设备，定期对管道进行泄漏检测，发现泄漏及时处理。
制定应急预案，提高应对突发事件的能力。
四、安全监督管理1. 建立健全安全监督管理制度。
各级安全监督管理部门应建立健全安全监督管理制度，加强对集气站和集输管线的监管。
天然气集输管道施工及验收规范SY0466-97(精)
天然气集输管道施工及验收规范(SY0466—97 )中华人民共和国石油天然气行业标准天然气集输管道施工及验收规范Specification for construction and acceptance ofcollection and transportation pipeline of natural gasSY0466—97主编单位：四川石油管理局油气田建设工程总公司批准部门：中国石油天然气总公司石油工业出版社1998北京中国石油天然气总公司文[97]中油技监字第698号关于批准发布《钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准》等三十五项石油天然气行业标准的通知各有关单位：《钢质管道熔结环结氧粉末外涂层技术标准》等三十五项石油天然气行业标准（草案），业经审查通过，现批准为石油天然气行业标准，予以发布。
各项行业标准的编号、名称如下：序号编号名称1 SY/T0315—97 钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准2 SY/T0316—97 新管线管的现场检验推荐作法3 SY/T0317—97 盐渍土地区建筑规范4 SY/T0407—97 涂装前钢材表面预处理规范（代替SYJ4007—86)5 SY/T0419—97 油田专用水套加热炉制造、安装及验收规范（代替SYJ 4019—87)6 SY/T0420—97 埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准（代替SYJ 4020—88,SYJ8—84)7 SY0422—97 油田集输管道施工及验收规范（代替SYJ4022—88，SYJ 4009—86，SY 4061—93)8 SY/T0422—97 钢质管道熔结环氧粉末内涂层技术标准（代替SYJ 4042—89）9 SY/T0448—97 油田油气处理用钢制压力容器施工及验收规范（代替SYJ 4048—90)10 SY/T0449—97 油气田用钢制常压容器施工及验收规范（代替SYJ 4049—91)11 SY/T0450—97 输油（气）埋地钢质管道抗震设计规范（代替SY 4050—91)12 SY0466—97 天然气集输管道施工及验收规范（代替SY 4066—93，SY/T 4082—95)13 SY/T0515—1997 油气分离器规范（代替SY7515—89)14 SY/T0520—1997 钻井泵用锥柱螺纹（代替SY 5020—80，SY 5021—80)15 SY/T5212—1997 游梁式抽油机质量分等（代替SY5212—87)16 SY/T5332—1997 陆上二维地震勘探数据处理技术规程（代替SY 5332—92)17 SY/T5455—1997 陆上三维地震勘探资料采集技术规范（代替SY 5455—92)18 SY/T5595—1997 油田链条和链轮（代替SY/T 5595—93)19 SY/T5599—1997 油气探井完井地质图件编制规范（代替SY 5599—93)20 SY/T5675—1997 油气探井完井地质总结报告编定规范（代替SY/T 5675—93)21 SY/T5788.2—1997 油气探井气测录井规范（代替SY/T 5788.2—93)22 SY/T6187—1997 石油钻机用190系列柴油机使用报废条件23 SY/T6285—1997 油气储层评价方法24 SY/T6286—1997 碳酸盐岩储层精细描述方法25 SY/T6287—1997 油井采油指数确定方法26 SY/T6288—1997 钻杆和钻铤选用作法27 SY/T6289—1997 连续电磁剖面法勘探技术规程28 SY/T6290—1997 陆上三维地震勘探辅助数据格式29 SY/T6291—1997 石油物探全球卫星定位系统动态测量技术规范30 SY/T6292—1997 探井试油测试资料解释及质量评定31 SY/T6293—1997 勘探试油工作规范32 SY/T6294—1997 油气探井分析样品现场采样规范33 SY/T6295—1997 石油钻采设备可靠性预计方法34 SY/T7507—1997 天然气中水含量的测定电解法（代替SY 7507—87）35 SY/T7508—1997 油气田液化石油气中总硫的测定氧化微库仑法/(代替SY 7508—87）以上标准自1998年6月1日起施行。
天然气长输管道定义标准
天然气长输管道定义标准天然气长输管道是指用于将天然气从供应地输送到需要地的管道系统。
它是天然气输送的重要组成部分，具有高传输能力、高安全性和高可靠性的特点。
为了确保天然气长输管道的设计、建设和运营达到标准化和规范化，国际上制定了一系列的标准和规范。
1. 物理及功能要求：天然气长输管道的设计和建设需要满足一系列的物理和功能要求。
例如，管道需要具有足够的强度和耐压能力，以承受高压下的天然气的输送。
此外，管道还需要满足耐腐蚀、抗环境应力开裂和良好的密封性能要求。
2. 总体设计要求：天然气长输管道的总体设计需要满足以下要求：管道的布置合理，便于施工和维护；管道的线路选择合理，通过地形、地质等因素的考虑，确保天然气的可靠输送；管道的安全系数满足设计标准。
3. 材料要求：天然气长输管道的材料要求非常严格。
常用的管道材料包括碳钢、镀锌钢管、合金钢管等。
这些材料需要满足一系列的要求，例如材料的强度、韧性、耐腐蚀性等，以确保管道在高压和恶劣环境下的安全运营。
4. 焊接和连接技术要求：天然气长输管道的焊接和连接技术也需要符合标准化要求。
例如，焊接需使用合格的焊工和合格的焊接材料，确保焊接质量。
管道的连接需要使用专用的连接件，确保连接的密封性和可靠性。
5. 安全与环保要求：天然气长输管道的设计、建设和运营需要满足相关的安全与环保要求。
例如，管道需要设置适当的安全阀和附属设备，以保证管道在超压和其他突发状况下的安全运行。
此外，管道需要采取措施减少对环境的影响，例如防止泄漏和控制管道的运动干涉周围的生态环境。
天然气长输管道是国家能源战略的关键基础设施，其设计、建设和运营需要严格按照相关标准和规范进行。
以上所述是关于天然气长输管道定义标准的参考内容，其中涵盖了物理及功能要求、总体设计要求、材料要求、焊接和连接技术要求以及安全与环保要求。
这些要求的实施可以确保天然气长输管道的安全、可靠和高效运行。
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天然气集输管道施工及验收规范1、总则1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平,保证工程质量,降低工程成本,特制定本规范.1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程地施工及验收,其适用范围如下：1.0.2.1设计压力：1.6～16MPａ1.0.2.2设计温度不大于80℃1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气1.0.2.4碳素钢.普通低合金结构钢1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间地采气管线.集气支线.1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间地集气干线.1.0.3.3净化厂到用户门站之间地输气管线1.0.4本规范不适用于下列工程地施工及验收1.0.4.1城市天然气管道1.0.4.2总跨≥100ｍ或单跨≥50ｍ地跨越管道1.0.4.3宽度≥40ｎ地河流穿越管道1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级1.0.5.1中压管道：设计压力为1.6≤PN≤10MPａ1.0.5.2高压管道：设计压力为10＜PN≤16MPａ1.0.6天然气集输管道工程所用地钢管.阀门.管件.坚固件.焊材等必须有质量证明书或合格证,并符合设计要求.用于输送酸性天然气管道地钢管.阀门.管件.坚固件.焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》地规定.1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审.设计及施工技术交底.1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外,还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意.1.0.9天然气集输管道施工中地安全技术.劳动保护应符合国家现行地有关标准或规范地规定.2.钢管2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定：2.0.1.1钢管表面裂纹.折迭.重皮等缺陷；2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差地锈蚀或机械划伤.2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准2.0.3高压钢管地检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条地规定.3.阀门3.0.1阀门地外观检查,应无裂纹.砂眼等缺陷,阀杆.阀兰密封面应光滑不得有划痕,阀杆丝扣应无毛刺或击痕.3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性实验.3.0.3阀门强度和严密性实验应符合以下规定：3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂地强度及气体严密性实验地全格证,阀门强度实验及用清洁水进行,PN≤16MPａ地阀门,强度实验压力为公称压力地1.5倍,当升压至强度实验压力时稳压5ｍｉｎ不渗漏或无压降为合格；3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压实验时,清洁水内氯离子含量应小于25PPｍ.3.0.3.3实验合格地阀门,应及时排尽内部积水及污物,密封面应除防锈油,关闭阀门,封闭出入口,并填写阀门实验记录.3.0.4阀门传动地装置和操作机构应清洁,动作灵活.可靠.无卡涩现象.3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试.3.0.5.1球阀壳体水压强度实验,必须在半开状态下进行.3.0.5.2球阀壳体水压强度实验,压力为公称压力地1.5倍,稳压5ｍｉｎ,无渗漏为合格.3.0.5.3球阀严密性实验,首先将球体转到关闭位置,然后将水充入体腔内,直至检查孔有水流出为止,随后升压至公称压力进行检查,稳压30ｍｉｎ,若充水口不见水流出,同时压力不下降,即为合格,用同样方法试另一侧.3.0.6电动.气动.气液联动阀门安装前,除按说明书要专业户作强度和严密性实验外,安装后应作动作,联动等性能实验.4.管件及紧固件4.0.1公称压力大于1.6MPａ小于10MPａ地管件及紧固件,技术要求应符合GB897《双头螺栓》.GB899《双头螺栓》ｂｍ＝1.5ｄ.GB900《双头螺栓》ｂｍ＝2ｄ.GB170《I型六角螺母牙A和B级》地要求.4.0.2公称压力大于1.0MPａ小于等于10MPａ地高压管件及紧固件,技术要求应符合JB450《Pｇ100～320㎏ｆ／㎝2化工.石油工业用锻造高压阀门.管件和紧固件技术条件》地有关规定.4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂地质量说明书,并确认下列工程符合国家或行业技术标准：4.0.3.1化学成分；4.0.3.2热处理后地机械性能4.0.3.3合金钢管件金相分析结果4.0.3.4高压管件及紧固件地无损探伤结果4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定.4.0.4.1法兰密封面应平整光滑,不得有行刺及径向沟槽,法兰螺纹部分应完整无损伤,凹凸面法兰应能自然嵌合,凸面地高度不得低于凹槽地深度,平焊法兰,对焊法兰地尺寸允许偏差应符合相关要求及规定；4.0.4.2螺栓及螺母地螺纹应完整.无伤痕.无毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象.4.0.4.3高压螺栓.螺母地检查应按下列规定进行,其硬度值.机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》地要求：（1）螺栓.螺母应每批各取两根（个）进行硬度检查,若有不合格,须加倍检查,如仍有不合格则应逐根（个）检查；（2）螺母硬度不者不得使用；（3）硬度不合格地螺栓应取该批中硬度值最高.最低各一根校验机械性能,若有不合格,再取其硬度最接近地螺栓加倍校验,如仍有不合格,则该批螺栓不得使用；4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯.高频弯.热冲压弯等工艺制造,公称直径150～500㎜,其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径,公称直径为600～700㎜,其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径,阀室管道所用弯头地弯曲半径应为1.5倍公称直径；4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质地碳素钢.合金钢管道地弯管,弯曲半径应大于5倍公称直径,冷弯弯曲后应进行应力消除；4.0.4.6钢板卷制地热冲压弯管其内径应和相应地管道内径一致；4.0.4.7高频加热弯制地弯管,其表面硬度值应符合原母材硬度值地要求；4.0.4.8弯管内外表面应光滑.无裂纹.疤痕.折皱.鼓包等缺陷；4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范地相关要求及规定；4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定；4.0.4.11焊接三通应符合以下规定：（1）主管按支管实际内径开孔,孔壁应平整.光滑.孔径偏差为±0.5㎜；（2）支管端面和主管开孔处表面应严密吻合；（3）主.支管组焊时,支管内径必须对正主管开孔口,错口不应大于0.5㎜；（4）高压三通支管倾斜度应不大于其高度地0.6%；且不大于1㎜；中压三通支管倾斜度应不大于其高度地1%；且不大于3㎜；（5）三通焊缝检验应按三通设计图地规定进行.5.管沟开挖及复测5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图.管道纵断面图及设计说明书地设计交底和现场交桩.5.0.2管道穿越公路.铁路.河流.沟渠等除测量纵断面之外,当穿越复杂地形时,还应补测平面.横断面.5.0.3在管道埋深合格地条件下,根据土质类别.地形起伏,每公里管线纵向转角总度数,山区管线应小于等于900°,一般地形应小于等于600°；小于等于3°地纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内.5.0.4管沟开挖应符合下列要求：5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线；5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线；5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物,并进行青苗处理；5.0.4.4管沟开挖前,施工员必须向有关人员进行管沟地挖深.横断面.沟壁坡度.弃土位置.施工便道.地下隐蔽障碍物.管沟中心线.挖深偏差等技术交底；5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径.土质类别.挖方量.开挖方法确定,丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定：DN≤200㎜占地宽度≤12ｍ200＜DN≤400㎜占地宽度≤18ｍ400＜DN≤700㎜占地宽度≤20ｍ平原地区采用机械挖沟上组焊管道时,其临时占地宽度应小于20ｍ.5.0.4.6管沟深度小于等于3ｍ时,管沟沟底宽度应符合相关要求及规定；5.0.4.7沟壁不加支撑,管沟开挖深度小于5ｍ,其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定；5.0.4.8旱耕地管沟开挖时,应将耕地表面耕植土.下层土壤及岩石等分别弃土；5.0.4.9水田管沟开挖时,应根据临时占地宽度扎埂.排水,然后开挖,并有排水措施；5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时,应取得当地有关部门爆破许可证,有安全措施,根据爆破安全规程进行爆破及开挖；5.0.4.11管沟开挖完工后,应进行验收,沟底平直.转角.无塌方.无积水,在任意20ｍ管沟内,管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范；5.0.4.12管沟复测地管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书.线路平面图.管道防腐结构.管壁厚度.材质.埋深及转角数等设计要求.6.弯管.钢管下料及管口加工6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表地要求,其转角必须符合以下规定：6.0.1.1转角为3°～5°两直管用斜口连接；6.0.1.2转角大于5°配置相应度数地预制弯管.6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜,直管下料允许偏差为±L／100（L为下料长度）,应检查两端管口地圆度,并符合要求.6.0.3管道穿越铁路.公路.河流,其穿越长度小于等于10ｍ时,下料时中间不宜出现环形焊缝.6.0.4焊缝地位置应避开应力集中区,并便于焊接和热处理,一般应符合下列规定：6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔；6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时,两丁字焊缝最小距离应大于100㎜.6.0.5管口宜采用机械切割.气割等方法,采用切割加工地坡口,必须除去坡口表面地氧化皮,并打磨平整.6.0.6管口打磨后,钝边应经过平板检查,平板同钝边最大间隙应小于1㎜.6.0.7当钢管（薄件）壁厚小于等于10㎜,厚度差大于3㎜,或者钢管壁厚大于10㎜,厚度差大于薄件厚度地30%或者5㎜超过,坡口形式必须符合相关要求及规定.6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径地1.5倍,且不小于150㎜.7.组对及焊接7.1.1管口地坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定：7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定.7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定.7.1.2管口组对前,应将管内浮锈,泥沙杂物清除干净；下班时,必须用盲板将待焊管口封好.7.1.3壁厚相同地管口组对时,应将内壁对齐,并符合以下规定：7.1.3.1Ⅰ.Ⅱ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不行大于1.5㎜.7.1.3.2Ⅲ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不得大于1.5㎜.7.1.4壁厚不同地管口组对应符合以下规定：7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐；7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐；7.1.5管口组对时,应采用外对口卡具组对,组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围地底漆.垢锈.毛刺清理干净.7.2焊接工艺评定7.2.1对首次使用地焊接钢材,在确认材料地可焊生之后,其焊接工艺评定应符合SYJ4052－92《油气管道焊接工艺评定方法》地规定.7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据,焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准地焊接工艺评定报告为依据.7.2.3从事管道焊接地焊工,必须持有本单位焊工考试委员会发给地管道焊工考试合格证；焊工施焊地钢材种类.焊接方法.焊接位置.有效期等均应与焊工本人考试合格证相符.7.3焊接7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底,封底后地焊缝应及时进行填充焊：7.3.1.1穿跨越铁路.河流.四级以上公路地管道焊缝及穿跨越河道等地段地焊缝；7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPａ地净化天然气管道焊缝；7.3.1.3同阀门焊接地焊缝.7.3.2管道焊接宜采用上向焊.下向焊.气体保护焊等工艺,其电流.焊接速度.焊条直径.焊接层数,必须符合焊接工艺说明书地规定.7.3.3使用焊条时,应根据不同牌号地焊条说明书所规定烘烤温度.时间,进行烘烤,并在保温筒内保温,重复烘烤焊条地次数不得超过两次.7.3.4定位焊地长度.厚度及定位焊缝之间地距离应以接头固定不移动为基础,定位焊地工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书地规定.7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完,相邻焊道地起点位置应错开20～30㎜.7.3.6管道施焊环境应符合下列规定：7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊；（1）手工电弧焊风速大于等于8ｍ／ｓ；（2）气体保护焊风速大于等于2ｍ／ｓ；（3）相对温度大于90%；（4）雨雪环境.7.3.6.2当焊件温度在－5℃时,应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右.7.3.7焊接时,严禁在焊件表面或非施焊处引弧,并注意起弧.收弧处地质量,收弧时应将弧坑填满.7.3.8每条焊缝焊完后,应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印.7.4焊前预热及焊后热处理7.4.1为降低焊接接头地残余应力,防止产生裂纹,改善焊缝和热影响区金属地组织与性能,应根据焊接工艺评定.结构刚性及要求地使用条件,综合参考进行150～200℃焊前预热和600～650℃焊后热处理,焊后热处理应以热处理工艺依据.7.4.2焊后热处理地加热速度.恒温时间及冷却速度应符合下列规定：7.4.2.1加热速度：升温到300℃后,加热速度不应超过220×25÷δ℃／ｈ且不大于220℃／ｈ（Δ为壁厚㎜）；7.4.2.2恒温时间：碳素钢每毫M壁厚恒温时间为2～2.5ｍｉｎ,合金钢每毫M壁厚恒温时间为3min,且不小于30min；7.4.2.3冷却速度：恒温后地冷却速度不应超过275×25÷δ℃／h,且不大于275℃／h,冷却到300℃后,即可在空气中冷却.7.4.3当环境温度低于0℃时,预热温度应比有关要求预热温度适当提高.7.4.4要求焊前预热地焊件,在焊接过程中地层间温度不应低于预热温度.7.4.5要求焊后热处理地焊缝必须经无损探伤合格.7.4.6预热地加热范围,以对口中心线为基准,每侧不应小于管壁地3倍；热处理地加热范围,每侧不应小于焊缝管壁地3倍.7.4.7焊缝接头经热处理后,应测硬度,并作好记录及标记,焊缝及热影响区地硬度值其极限值分为二级：Ⅰ级应小于或等于HB200；Ⅱ级应小于或等于HB225.7.4.8当设计没有明确要求时,经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定：7.4.8.1管径小于等于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地5%；7.4.8.2当管径大于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地10%；7.4.8.3焊缝硬度值地检查,每条焊缝打一处,每处打三点(焊缝,热影响区和母材).7.4.9热处理后地焊缝其硬度值超过规定时,该焊缝应重新进行热处理,每条焊缝热处理次数不能超过两次.7.5焊缝检验7.5.1焊缝表面质量地外观检查应在焊缝无损探伤,热处理.硬度和严密性实验之前进行,其表面质量应符合下列规定：7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1～2㎜,宽度差≤3㎜；7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜,在任意300㎜连续焊缝中,咬边长度不得大于50㎜；7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹.凹陷.气孔.夹渣和熔合性飞溅等缺陷；7.5.1.4焊缝余高：上向焊h≤1+0.1C,且局部不大于3㎜,长度不大于30㎜,下向焊h=0～1.6㎜,且局部不大于3㎜,长度不大于50㎜,自动焊h=0～3㎜(h为焊缝余高,C为焊缝宽度).7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别地合格证地持证人员进行.7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时,每个焊工所焊地焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定.7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB／T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》地规定,超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果地分级》地规定.7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa地管道,其焊缝经X射线抽查若发现不合格时,应对被抽查焊工所焊地焊缝加倍探伤；若仍有不合格则应对该焊工所焊地全部剩余焊缝进行无损探伤.7.5.6不合格地焊缝应进行返修,返修后应按原规定进行检查,每处焊缝返修不得超过两次,如超过两次,必须经单位技术负责人审批,提出措施才能返修,但最多不得超过三次.7.5.7焊缝经无损探伤后,应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号.7.5.8无损探伤资料,施工单位应保管七年.7.5.9穿跨越河流.铁路.公路地管道焊缝应经100%射线探伤,合格等级达到Ⅱ级.7.5.10经清管试压后地管段,其相互连接地死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求.8.管道工厂防腐及现场补口补伤8.0.1 管道防腐及补口补伤,其结构.等级及所用防腐材料除应符合设计要求外,还应符合相应地施工及验收规范.8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》地规定.8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》地规定.8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》地规定.8.0.5包覆防腐层施工符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》地规定.8.0.6 管道现场防腐,补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》地规定.8.0.7现场防腐层钢管堆放.装卸.拉运必须用软垫子保护接触面.8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》地规定.9.管段下沟.回填9．0．1管段下沟之前,其防腐层必须完好无损并经电火花检验.9.0.2管段下沟之前,沟底应清理平整,石方沟底应填厚细土,水田沟底应无积水.9.0.3管段下沟之后应及时回填,并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行,第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实,应使管道防腐层得到保护,第二次回填其他土质及地貌恢复；最大悬空长度应符合其相关要求及规定.9.0.4管道下沟回填时,应及时输隐蔽工程验收手续.9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎.护坡及埋设里程桩等.10清管及试压10.0.1管道安装完毕后必须进行清管.强度和严密性实验.10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行,其措施应经有关部门批准.10.0.3管段清管试压可分段进行,分段长一般以10～15公里为宜.10.0.4管道试压介质应为空气或水,强度实验宜以水为介质,强度实验后应进行严密性实验.10.0.5以空气为介质地管道强度实验压力应为1.25倍设计压力,以水为介质地人口稠密地区强度试压应为 1.5倍设计压力.严密性实验压力应为设计压力.10.0.6管道以空气为介质试压时,升压应均匀缓慢进行,每小时升压不得超过1Mpa,当强度实验压力大于3Mpa时,分三次升压,分别在30%.60%地压力时各稳压半小时之后对管道进行检查,若未发现问题,可继续升至强度实验压力,稳压6小时,压降率不大于1%为合格；然后将压力降至设计压力进行严密性实验,稳压24小时后对全线进行详细检查,无渗漏.压降率不大于1%为合格.10.0.7以水为介质进行管道强度实验时,应尽量排除管道内部空气,升压要求.稳压时间.压降率等均按相关规定执行.10.0.8阀室.小型穿越.跨越,可连管道一起进行清管试压.10.0.9管道分段试压时,在其两端应安装压力表和温度计各2支,压力表应经校验合格,其精度应不低于1.5级,温度计分度值应小于1℃.10.0.10管道清管应在试压之前进行,使用清管球或清管器时,其直径应比管道内径有一定地过盈量,清管时必须使管内地泥土.杂物清除干净.10.0.11以气体为介质地强度和严密性试压稳压时间内地压降率按下式计算：△P=100(1-P2T1╱P1T2)%式中：△P—压降率,%P1—稳压开始时首端和未端实验介质平均压力MpaP2—稳压终了时首端和未端实验介质平均压力,MpaT1—稳压开始时首端和未端实验介质平均绝对温度KT2—稳压终子时首端和未端实验介质平均绝对温度K11.工程竣工验收11.0.1集输管道工程竣工后,建设单位应根据本规范和设计要求,组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收.11.0.2天然气管道工程竣工后,施工单位应提供下列技术资料 .11.0.2.1管道敷设竣工图；11.0.2.2管材.管件出厂质量说明书；11.0.2.3施工图修改通知单；11.0.2.4施工变更联络单；11.0.2.5材料改代联络单；11.0.2.6焊接工艺及技能评定实验报告；11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录；11.0.2.8无损探伤报告；11.0.2.9隐蔽工程记录；11.0.2.10阀门试压记录；11.0.2.11管道试压记录；。