石油管道工石油工程质量常见问题2

1、石油管道工程质量控制及常见质量问题(二)1未对试压合格后运抵现场的阀门密封面进行有效的保护2法兰放置在地面易造成密封面划痕、斑点，使密封不严3 不锈钢管材与碳钢管材一起堆放 不锈钢管件直接放在碳钢钢板上组焊 4 现场材料管理混乱，0Cr18Ni9不锈钢钢管和碳钢钢管混放5阀门、法兰随地堆放，未对密封面采取有效的保护措施6（7）焊材78、焊接材料的质量指标焊条的主要质量指标：工艺性能、焊条直径及偏心度、熔敷金属的化学成分、熔敷金属的力学性能、药皮含水量或熔敷金属扩散氢含量等 焊丝的主要质量指标：熔敷金属的化学成分、熔敷金属的力学性能、焊丝的直径及尺寸偏差、表面质量、焊丝的挺度及抗拉强度等。焊剂的

2、主要质量指标：采用该焊剂焊接的熔敷金属的力学性能、渣系主要组分、焊剂的颗粒度、焊剂抗潮性、焊剂含水量、焊剂机械夹杂物、焊剂的工艺性能、焊剂的硫磷含量、焊剂的扩散氢含量等。 910、焊接材料的管理A焊条应存放在干燥（室温宜为1025，相对湿度小于60%）、通风良好的库房里。B焊条堆放应按类别、型号、规格、批次、产地、入库时间等分类堆放，并有明显标记，避免混乱。C仓库中应建立严格的有专人负责的领用、发放和回收制度。D对于烘干后存放时间超过允许存放时间的焊条，应交回焊条供应站，再次烘干。E焊剂中不得混入异物。当有异物混入时，应对焊剂进行清理或更换。F焊丝在使用前应清除铁锈或油污。11G当焊条的使用时

3、间较长，或进行野外施工时，焊工应配备密封性较好的焊条保温筒，把焊条放在保温筒中，随取随用，不应将焊条随意散放或丢弃。12 当受潮严重的焊条施焊时，将影响焊接工艺性能（如产生气孔、增加 飞溅等）和焊缝金属的力学性能。碱性焊条对焊缝性能影响更大，其药皮受潮不但使焊缝容易产生气孔，而且使金属焊缝中的扩氢含量增加，从而降低了焊缝的抗裂性能。132、材料、防腐管的运输保管常见质量问题装卸运输保管141、装卸 管子装卸应使用不损伤管口的专用吊具，弯管应采取吊管带装卸，不得损伤防腐层。2、运输 运输防腐管时，应捆扎牢固，应对防腐层采取保护措施。防腐管与车架或立柱之间、防腐管之间、防腐管与捆扎绳之间应设置橡皮

4、板或其他软质材料衬垫。捆扎绳外应套橡胶管或其他软质套管。弯管运输应采取特殊的措施。153、保管 （1）管子、管件、阀门、涂料及其他设备材料应按产品说明书的要求妥善保管，存放过程中应注意检查，以防止锈蚀、变形、老化或性能下降。 （2）玻璃布、塑料布、聚乙烯、环氧粉末、焊材、热收缩套等材料应存放在库房中，其中环氧粉末、焊材应存放在通风干燥的库房，焊条长期存放时的相对湿度不宜超过60%。 （3）管子、管件、阀门、沥青等材料或设备可以分类存放，存放场地应平整、无石块，地面不得积水。存放场地应保持1%2%的坡度，并设有排水沟。应在存放场地内修筑汽车与吊车进出场的道路，场地上方应无架空电力线。16 材料摆

5、放混乱，不锈钢管与碳钢直接接触 材料管理无序，部分管件被水浸泡17 管件随意扔在泥泞的地上 ，现场物料管理混乱。18GB50235-2010工业金属管道工程施工规范：4.1.9 管道元件和材料在施工过程中应妥善保管，不得混淆或损坏，其标记应明显清晰。材质为不锈钢、有色金属的管道元件和材料，在运输和储存期间不得与碳素钢、低合金钢接触。SH/T 3501-2011石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范 ：5.1.11 管道组成件应分区分类存放。不锈钢与碳钢、铬钼合金钢管道组成件不得接触。 19防腐管的储存及堆放 堆管场地应平坦、无石块、积水和坚硬根茎等损伤防腐层物体。20防腐管的储存及堆放防

6、腐管应同向分层码垛堆放，堆放高度应保证管子不失稳变形、不损坏防腐层。不同规格、材质的防腐钢管应分开堆放。每层防腐管之间应垫放软垫，最下层的管子下宜铺垫两排枕木或砂袋，管子距地面的距离应大于50mm。为保证管垛的稳定，最下一层的防腐管应用楔子固定。21防腐管底部未按规范要求铺加软垫22 线路布管不符合规范要求，容易造成管口损伤 弯头杂乱堆放，容易造成防腐层损伤 234、管道安装24布管 （1）应按设计图纸规定的钢管材质、规格和防腐层等级布管。 （2）沟上布管前应铺（筑）管墩，每根管子下面应设置一个管墩。平原地区管墩的高度宜为0.40.5m，山区应根据地形变化设置。宜用袋装软体物质作为管墩。 （3

7、）沟上布管时，管与管首尾相接处宜错开一个管径，以方便管内清扫、坡口清理及起吊。吊管机布管吊运时，宜单根管调运。进行双根或多根管吊运时，应采取有效的防护措施，以防损伤防腐层。 （4）沟下布管时，管子首尾应留有100mm左右的距离，并将管子首尾错开摆放。 （5）坡地布管时，应采取措施，防止滚管或滑管。25现场坡口加工 当采用复合型坡口时，坡口加工宜在施工现场进行，坡口加工应采用坡口机。连头处可采用机械或火焰切割。 坡口加工前应根据焊接工艺规程编制坡口加工作业指导书。严格按照焊接工艺规程规定的坡口型式加工并检查坡口。 管端坡口加工如有机械加工形成的内卷边，应用锉刀或电动砂轮机清除磨平。26管道组对

8、焊接施工前，应根据设计要求，制定详细的焊接工艺指导书，并据此进行焊接工艺评定，根据评定合格的焊接工艺，编制焊接工艺规程。 管口组对的坡口型式应符合设计文件和焊接工艺规程的规定。27序号检查项目规定要求1管内清扫无污物2管口清理（10mm范围内）和修口管口完好无损，无铁锈、油污、油漆、毛刺3管段螺旋焊缝或直缝余高打磨端部10mm范围内余高打磨掉，并平缓过渡4两管口螺旋焊缝或直缝间距错开间距大于或等于100mm5错口和错口校正要求当壁厚14mm时，不大于1.6mm;当壁厚14mmt 17mm时，不大于2mm；当壁厚17mmt 21mm时，不大于2.2mm；当壁厚21mmt 26mm时，不大于2.5

9、mm；当壁厚t 26mm时，不大于3mm。局部错边均不应大于3mm，错边沿周长均匀分布6钢管短节长度不应小于管子外径值且不应小于0.5m7管子对接偏差不得大于3管道组对规定28 输送污水用玻璃钢管埋深未达到设计要求800mm埋深，实测最大埋深580mm，局部埋深不足100mm。29 某集输管线，由于管道下料计算失误，导致陡坡段的管道悬空约700mm，埋深不足 700mm30施工单位安装时未按设计要求崁入岩壁稳定的基槽中，局部悬空约1.2m。1.2m31 丘陵地带输送污水用玻璃钢管存在悬空现象，埋深不符合设计要求 32 多管同沟敷设时，相邻管线净距过小。 油气长输管道工程施工及验收规范GB503

10、69 13.3.1 埋地输油管道同其他用途的管道同沟敷设时，采用联合阴极保护的管道之间的距离，根据施工和维修的需要确定，其最小净间距不应小于0.5m。33 施工单位直接用钢丝绳吊绝缘管导致绝缘层多处损伤 。34吊装调节阀时钢丝绳捆绑在传动机构的丝杆上起吊，极易造成设备的损坏35 管道下沟时，应注意避免与沟壁挂碰，必要时应在沟壁突出位置垫上木板或草袋，以防止擦伤防腐层。36施工时发现PE防腐层受到严重损伤，明显可见环氧粉末涂层，37施工现场管理规范，对临时性管口采取了有效封堵措施。待安装燃料气管线内部存在杂物。38管道未进行有效封堵 河流定向钻穿越管线，牺牲套在拖管进洞前脱落，未起到有效的保护3

11、9定向钻穿越拖管过程中因保护措施不当，致使防腐层造成严重划伤40玻璃钢管道强力安装，未加弯头41 弯头切割之后，两端坡口未按焊接工艺规加工，坡口极不平整。坡口两侧应除掉铁锈等杂物，并打磨露出金属光泽。42 工艺管道安装未按照焊接工艺规加工坡口，组对间隙不均匀。焊缝两侧铁锈、泥土等杂物未清除，不符合规范要求。43坡口间隙过大或过小，不符合要求44 未按照焊接工艺规加工坡口，组对没有间隙；且未将焊缝两侧20mm的油污、铁锈等杂物除去，并打磨露出金属光泽，不符合规范要求。45SY/T4103-2006钢质管道焊接及验收7.4.2条规定：坡口加工后应光滑均匀，尺寸应符合焊接工艺规程要求。SY4204-

12、2007油气田集输管道工程第9.1.1条：管道组对前应将管端内外20mm范围内的油污、泥水清除干净，并打磨出金属光泽要求。46 钢质管道焊接及验收（SY/T4103） 7.1 管口表面在焊接前应均匀光滑，无起鳞、裂纹、锈皮、夹渣、油脂、油漆和其他影响焊接质量的物质。接头设计及对口间隙应符合所采用的焊接工艺规程的要求。7.4.2 坡口加工后应均匀光滑，尺寸应符合焊接工艺规程要求。 石油天然气建设工程施工质量验收规范 站内工艺管道工程 （SY4203-2007 ）6.1.1 切割后应将切割表面的氧化层除去，消除切口的弧形波纹，按要求加工坡口。6.3.1 切口表面应平整、无裂纹、重皮、夹杂、毛刺、凹

13、凸、熔渣、氧化物、铁屑等。6.3.3 管端坡口加工应符合焊接工艺规程要求，规程无要求时其允许偏差应符合附录D的规定。 47石油天然气建设工程施工质量验收规范 油气田集输管道工程（SY4204-2007）9.1.1 管道组对前应清除钢管内的积水，泥土与石块等杂物。将管端内外20mm范围内的油污、泥水清除，并打磨露出金属光泽。9.3.1 管道接头的坡口型式及组对尺寸应符合焊接工艺规程的规定。石油天然气建设工程施工质量验收规范 输油输气管道线路工程SY4208-2007 7.2.2.6 管口对口间隙应符合焊接工艺规程的要求。48、管道组对的坡口、间隙、对口错边量、管道组对平直度等允许偏差项目 现场设

14、备、工业管道焊接工程施工规范GB 50236-2011 管子或管件对接焊缝组对时，内壁错边量不宜超过管壁厚度的10%，且不得大于2mm。 49管线采用斜口连接50管道组对中心线偏斜量超标 51石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范SH 3501-20111、管道组成件对接环焊缝组对时，应使内壁平齐，其错边量不应超过壁厚的10%，质量检查等级为1级的管道不应大于1mm，其他级别的管道不应大于2mm。2、焊接接头的坡口的无损检测规定：铬钼合金钢、材料标准抗拉强度下限值等于或大于540MPa钢材的管子坡口 100%检测 ；设计温度低于-29的非奥氏体不锈钢管子的坡口应抽检5%。3、焊接接头组对

15、前，应确认坡口加工形式、尺寸，其表面不得有裂纹、夹层等缺陷。4、除设计文件要求进行冷拉伸或冷压缩外，不得用强力方法组对焊接接头。52 配管上法兰无法直接与设备连接，现场施工单位采用了强力拉伸管线和用火烤法兰根部并锤击使之变形 两种方式，强行安装法兰。 53SY4203-2007石油天然气建设工程施工质量验收规范 站内工艺管道工程7.1.8明确规定：安装前应对阀门、法兰与管道的配合情况进行检查。 在预制配管下料时，未按照图纸标注尺寸进行组对焊接，下沟回填时，也未复核与设备之间的距离，导致无法与设备正常安装。54规范安装方式 不锈钢管道与碳钢件固定支撑安装规范，但临时支撑与管线直接焊接。55 工艺

16、管线与混凝土支墩标高冲突，管线无法安装支托，无法开展后续防腐保温处理工作。 56 站内工艺管线无支墩，造成管线悬空，不符合设计和标准规范要求。 57 阀门与法兰连接螺栓未上全 阀门安装法兰螺栓超长 58 设备法兰连接螺栓长短不一 阀门安装法兰螺栓超长59螺栓紧固要求60管道焊缝位置 GB 50540-2009石油天然气站内工艺管道工程施工规范6.2.10 管道对接焊缝位置应符合下列要求： 、直管段上两对接焊口中心面间的距离不得小于钢管1倍公称直径，且不得小于150mm。 、管道对接焊缝距离支吊架应大于50mm，需要热处理的焊缝距离支吊架应大于300mm。 、管道对接焊缝距离弯管（不包括压制、热

17、推或中频弯管）起弯点应大于100mm，且不宜小于管子外径。 、直缝管的直焊缝应位于易检修的位置，且不应在底部。 、螺旋缝焊接钢管对接时，螺旋焊缝之间应错开100mm以上。61GB 50235-2010工业金属管道工程施工规范6.0.2 工业金属管道焊缝位置应符合下列规定：1 直管段上两对接焊口中心面间的距离，当公称尺寸大于或等于150mm时，不应小于150mm；当公称尺寸小于l50mm时，不应小于管子外径，且不小于100mm。2 除采用定型弯头外，管道焊缝与弯管起弯点的距离不应小于管子外径，且不得小于100mm。3管道焊缝距离支管或管接头的开孔边缘不应小于50mm，且不应小于孔径。4当无法避免

18、在管道焊缝上开孔或开孔补强时， 应对开孔直径1.5倍或开孔补强板直径范围内的焊缝进行射线或超声波检测。被补强板覆盖的焊缝应磨平。管孔边缘不应存在焊接缺陷。 5卷管的纵向焊缝应设置在易检修的位置，不宜设在底部。6 管道环焊缝距支吊架净距不得小于50mm。需热处理的焊缝距支吊架不得小于焊缝宽度的5倍，且不得小于100mm。 62 管道焊缝间距太近，不符合规范要求。 当不可避免要在在管道焊缝位置及其边缘上开孔时，应对开孔处开孔直径1.5倍范围内进行补强。63 焊缝间距过小64站场法兰连接螺栓未与螺帽齐平；少数严重的仅戴了1/3，螺栓非正常受力，易发生失效，产生泄漏。65 管线安装垂直度大于25mm，

19、不符合GB 50540-2009石油天然气站内工艺管道工程施工规范 6.2.12（管道安装允许偏差，铅垂度最大不超过25mm）的规定。 66分离器排污工艺管线水平度超标，大于规范2L/1000的要求。整改后达到规范要求。67大型阀门的安装未事先预制相应的管墩68管托、支撑架安装位置不合适、没有支撑到位69 埋地管线由于回填前支撑不规范，同时未严格执行分层夯实的规范要求，造成不均匀沉降70工艺管道因未及时制作支墩和托架，造成连接部位错位严重71工艺管道设计存在设备不便操作和维修的现象 72工艺管道支管与主管垂直偏差超标 73整改前 整改后 蒸汽串管线垂直偏差超标74承插三通直接将弯头承插在管线上

20、 承插式三通短节长度达不到要求 754、管道焊接76钢材的脆性断裂实例（俄亥俄州）1965-1971年间压力容器脆性断裂事故达10余次之多。 钢材的脆性断裂实例1954年冬，一艘三万两千吨的英国油轮“世界协和号”，正航行在爱尔兰海面上，突然间油轮的中部发生惊人的断裂，然后浸没在大海之中。78 焊接 是指通过适当的物理化学过程使两个分离的固态物体产生原子（分子）间结合力而连接成一体的连接方法。焊接方法分类：熔化焊压力焊钎焊79熔化焊 使被连接的构件表面局部加热熔化成液体，然后冷却结晶成一体的方法 手工电弧焊、钨极气体保护焊、熔化极气体保护焊、药芯焊丝电弧焊、埋弧焊、激光焊80手工电弧焊81钨极气

21、体保护焊82熔化极气体保护焊83药芯焊丝电弧焊84埋弧焊85激光焊86压力焊 利用摩擦、扩散和加压等物理作用克服两个连接表面的不平度，除去（挤走）氧化膜及其他污染物，使两个连接表面上的原子相互接近到晶格距离，从而在固态条件下实现的连接称为固相焊接，也叫压力焊接。87钎焊 利用某些熔点低于被连接构件材料熔点的熔化金属（钎料）作连接的媒介物在连接界面上的流散浸润作用，然后冷却结晶形成结合面的方法88熔化焊焊接接头： 母材、熔合线、热影响区、焊缝金属89焊接接头的力学性能分析热影响区：加热降温热循环形成粗晶区，强度、硬度高于母材，韧性、塑性低于母材。焊缝金属：由焊接材料与部分母材经过熔化冷凝形成的铸

22、造组织，力学性能与焊接方法及工艺参数有关。90焊接接头的残余应力91、焊工资格TSG Z6002-2010特种设备焊接操作人员考核细则929394、焊接工艺评定焊接工艺评定是用拟定的焊接工艺，按标准的规定焊接试件、检验试件，测定焊接接头机械性能是否满足设计要求。通过焊接工艺评定提出“焊接工艺评定报告”，并结合实践经验制订“焊接工艺规程”作为焊接生产（施工）的依据。95常遇到的质量问题及处理方法 1、施工单位凭经验施焊，无焊接工艺评定报告。 2、焊接工艺规程或焊接作业指导书的编制无焊接工艺评定依据来作为技术支持文件。 3、现场施焊的管材、焊材、焊接方法超出焊接工艺规程适用范围。 4、现场施焊参数

23、未严格按照焊接工艺规程或焊接作业指导书执行，如焊接电流、焊接层数，以及预热温度等。 遇到以上问题1、2、3应责令施工单位停工，遇到问题4应责令施工单位局部停工整顿，对已施焊焊口作割口处理。96、焊接材料 焊条的药皮不得有受潮、脱落或明显裂纹。焊条应按说明书或焊接作业指导书的要求进行烘烤，并在使用过程中保持干燥，焊接现场应设恒温干燥箱(筒)，温度控制在100150，随用随取 。 焊条的受潮情况，在现场可从下列几方面判定： （1）包装的防潮性差和包装的破损，通常会导致焊条吸潮严重。 （2）储存期长的焊条，目测如发现药皮表面出现霉状斑点，焊芯有锈迹，则表明焊条受潮严重。 （3）将几根焊条平放在手中摇

24、动，听不到清脆的金属声，表明焊条已受潮。 （4）在焊接时焊条出现电弧吹力大，熔深增加，飞溅增大都说明焊条已受潮。 焊剂在使用前应按产品说明书进行烘干 焊丝使用前应清除其表面的油污、锈蚀等。97、焊接环境 GB 50540-2009石油天然气站内工艺管道工程施工规范 在下列不利的环境中，如无有效防护措施时，不得进行焊接作业1、雨天或雪天。2、大气相对湿度超过90。3、，焊条手工电弧焊、埋弧焊、自保护药芯焊丝半自动焊，风速大于8ms；气体保护焊，风速超过2.2ms 。4、环境温度低于焊接规程中规定的温度时。98、焊前预热：现场设备、工业管道焊接工程施工规范GB 50236-20111、当焊件温度低

25、于0时，所有钢材的焊缝应在始焊处100mm范围内预热到15以上。2、要求焊前预热的焊件，其道间温度应在规定的预热温度范围内。碳钢和低合金钢的最高预热温度和道间温度不宜大于250 ，奥氏体不锈钢的道间温度不宜大于150 。99、焊接工艺 施焊前，应根据焊接工艺评定报告编制焊接作业指导书。焊工应按指定的焊接作业指导书施焊。 100 管线组对未按照焊接工艺规程加工坡口，组对未留间隙，管道表面熔合性飞溅未及时清理。 地线直接点焊在母材上，焊条保温桶不盖盖，典型的“低老坏”行为。 101 焊条使用前应按产品说明书进行烘干。焊接现场应设恒温干燥箱(筒)，温度控制在100150，随用随取。当天未用完的焊条应

26、收回，重新烘干后使用，但重新烘干次数不得超过两次。102焊机接地线点错误连接方式，易造成母材损伤103管壁上引弧烧伤管材104在管线上焊接临时支撑，割除支撑后留下的焊疤未清除105 焊缝间距过小，不符合要求。GB50235-2010工业金属管道工程施工规范第6.0.2.6：管道环焊缝距支吊架净距不得小于50mm。需热处理的焊缝距支吊架不得小于焊缝宽度的5倍，且不得小于100mm。106焊缝未在当日一次连续焊完，焊道已产生锈斑107、焊缝质量检验金相检验化学分析试验力学性能试验外观质量检验无损检测108焊口焊缝低于母材109焊口焊缝低于母材 110 某联合站泵房内工艺管道焊接外观质量检查，发现焊

27、缝余高超标 对某注水管线焊缝进行外观质量检查，发现存在咬边连续长度超标现象 111焊缝咬边深度超标112法兰配管焊接，内部焊瘤凸出严重 焊口存在表面裂纹 113焊缝外观质量较差114SY4203-2007 石油天然气建设工程施工质量验收规范-站内工艺管道工程：8.3.2.5 咬边的最大尺寸应符合下表的规定 深度长度0.8mm或12.5%管壁厚，取二者中的较小值任何长度均不合格6%12.5%壁厚或0.4m，取二者中的较小者在焊缝任何300mm连续长度中不超过50mm或焊缝的1/6，取二者中的较小值0.4mm或6%的管壁厚，取二者中的较小值任何长度均合格115三通与管线组对后错边超标 由于内错边，

28、焊接后焊缝根部存在未焊透缺陷。 116焊缝局部因错口造成根部未焊透117质量问题的处理方法 1、非裂纹性缺陷 焊道中出现的非裂纹性缺陷，可直接返修。若返修工艺不同于原始焊道的焊接工艺，或返修是在原来的返修位置进行时，必须使用评定合格的返修焊接工艺规程。 2、裂纹 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。当裂纹长度大于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。根部只允许返修1次，否则应将该焊缝切除。返修后，按原标准检测。 4、电弧烧痕应打磨掉，打磨后应不使剩下的管壁厚度减少到小于材料标准允许的最小厚度。否则应将含有电弧烧痕的这

29、部分管子整段切除。118、无损检测 无损探伤是在不损坏工件或原材料工作状态的前提下，对被检验部件的表面和内部质量进行检查的一种测试手段。 无损检测本身的活动不构成管道实体质量特性，但它是管道焊接质量检测必须的一道重要工序，无损检测用于检验焊缝金属的不连续性缺陷，是检验焊缝质量的一种手段，其结论是评价焊接质量的重要依据。 常用无损检测方法：射线探伤超声波探伤磁粉探伤渗透探伤119 A、油气长输管道工程施工及验收规范GB 50369-20061、输油管道的检测比例应符合下列规定： （1）采用射线检测检验时，应对焊工当天所焊不少于15%的焊缝全周长进行射线检测。 （2）采用超声波检测时，应对焊工当天

30、所焊焊缝的全部进行检查，并对其中5%环焊缝的全周长用射线检测复查。 （3）对通过居民区、工矿企业和穿（跨）越大中型水域、一二级公路、铁路、隧道的管道环焊缝，以及所有碰死口焊缝，应进行100%超声波检测和射线检测。120无损检测比例： 油气长输管道工程施工及验收规范GB 50369-20062、输气管道的检测比例应符合下列规定： （1）所有焊接接头应进行100%无损检测。射线检测和超声波检测是首选的无损检测方法，焊缝表面缺陷可进行磁粉或液体渗透检测（2）当采用超声波检测对焊缝进行无损检测时，应采用射线检测对所选焊缝进行复验，其复验数量为每个焊工或流水作业焊工组当天完成的全部焊缝中任意选取不小于下

31、列数目的焊缝进行：一级地区中焊缝的5%；二级地区中焊缝的10%；三级地区中焊缝的15%；四级地区中焊缝的20%。（3）穿（跨）越水域、公路、铁路的管道焊缝，弯头与直管段焊缝以及未经试压的管道碰死口焊缝，均应进行100%超声波检测和射线检测。121检查不合格焊口的返修、处理及扩探情况油气长输管道工程施工及验收规范GB 50369-2006 射线检测复验、抽查中，有一个焊口不合格，应对该焊工或流水作业焊工组在该日或该检查段中焊接的焊口加倍检查。如再有不合格的焊口，则对其余的焊口逐个进行射线检测。122B、集输管道SY0422-2010、SY4204-2007关于无损检测的要求1、焊缝无损探伤检查数

32、量及合格等级 试压后连头的焊缝应进行100射线照相检查，级合格 2、当射线检测复验不合格时，应对该焊工所焊的该类焊缝按不合格数量成倍进行扩探，并对原返修焊缝进行复验。若复验、扩探仍不合格，应停止该焊工对该类焊缝的焊接工作，并对该焊工所焊的该类焊缝全部进行射线复验。123C、管道穿、跨越工程无损检测要求：施工规范： GB 50424-2007油气管道穿越工程施工规范 GB 50460-2008油气输送管道跨越工程施工规范 穿、跨越管道应进行100%超声波检测和100%射线检测，无损检测合格级别为级。124D、GB 50235-2010、GB50184-2011关于无损检测的要求：1、管道焊缝无损

33、检测的检验比例 2、管道焊缝的检查等级划分 125GB 50235-2010、GB50184-2011关于无损检测的要求：3、无损检测合格等级4、管道的名义厚度小于或等于30mm的对接焊缝应采用射线检测。管道名义厚度大于30mm的对接焊缝可采用超声检测代替射线检测。当规定采用射线检测但受条件限制需改用超声检测时，应征得设计和建设单位的同意。126GB 50235-2010、GB50184-2011关于无损检测的要求： 5、当焊缝局部检验或抽样检验发现有不合格时，应在该焊工所焊的同一检验批中采用原规定的检验方法做扩大检验： （1）当出现一个不合格焊缝时，应再检验该焊工所焊的同一检验批的两个焊缝；

34、 （2） 当两个焊缝中任何一个又出现不合格时，每个不合格焊缝应再检验该焊工所焊的同一检验批的两个焊缝。 （3）当再次检验又出现不合格时，应对该焊工所焊的同一检验批的焊缝进行100%检验。 127E、GB 50540-2009关于无损检测的要求：1、管道焊缝应进行100%无损检测，检测方法应优先选用射线检测或超声波检测。管道最终的连头段、穿越段的对接焊缝应进行100%射线和100%超声波无损检测。2、管道焊缝进行射线检测和超声波检测时，设计压力大于4.0MPa为级合格，设计压力小于或等于4.0MPa为级合格。128F、SY 4203-2007 石油天然气建设工程施工质量验收规范 站内工艺管道工程

35、关于无损检测的规定：1、焊缝无损检测数量及合格等级 2、穿越站场道路的管道焊缝、试压后连头的焊缝应进行100射线照相检查。 3、不能进行超声波或射线检测部位的焊缝，按GB 50235进行渗透或磁粉探伤，无缺陷为合格。 129G、SH3501-2011关于无损检测的要求：1、管道焊接接头无损检验数量及验收标准 130G、SH3501-2011关于无损检测的要求： 2、抽样检测发现不合格焊接接头时，应符合下列要求进行累进检查： a） 在一个检验批中检测出不合格焊接接头，应在该批中对该焊工焊接的不合格接头数加倍进行检测，加倍检测接头及返修接头评定合格，则应对该批焊接接头予以验收； b） 若加倍检测的

36、焊接接头中又检测出不合格焊接接头，应对该焊工焊接的该批焊接接头全部检测，并对不合格的焊接接头返修，评定合格后可对该批焊接接头予以验收。 3、局部检测的焊接接头发现不合格缺陷时，应在该缺陷延伸部位增加检查长度，增加的长度为该焊接接头长度的10%，且不小于250mm。若仍有不合格的缺陷，则对该焊接接头做全部（100%）检测。 4、管道的名义厚度小于或等于30mm的对接环焊缝，应采用射线检测，当由于条件限制需改用超声检测时，应征得设计和建设/监理单位的同意；名义厚度大于30mm的对接环焊缝可采用超声检测。 131、焊后热处理（必监点） 通过对焊接接头加热保温，降低材料的屈服强度产生塑性变形，残余应力

37、得以释放，降低焊接接头残余应力及硬度。重点： 加热温度、保温时间132GB50236-2011、GB50184-2011关于热处理的要求 1、热处理的加热速率和冷却速率应符合下列规定： （1）当加热温度升至400时，加热速率不应超过（20525/t）/h，且不得大于205/h。 （2）恒温期间最高与最低温差应小于65 。 （3）恒温后的冷却速率不应超过（26025/t）/h，且不得大于260/h，400以下可自然冷却。 2、除设计文件另有规定外，热处理后的硬度值应符合表8.4.1的规定。表8.4.1中未列入的材料，其焊接接头的焊缝和热影响区硬度值：碳素钢不应大于母材硬度值的120%；合金钢不应

38、大于母材硬度值的125%。133GB50236-2011、GB50184-2011关于热处理的要求表8.4.1 热处理焊缝和管道组成件的硬度合格标准 134GB50236-2011、GB50184-2011关于热处理的要求3、硬度检查数量：应符合设计文件和下列规定的检查范围： （1）炉内热处理的每一热处理炉次应抽查10%；局部热处理时应进行100%检验。 （2）焊缝的硬度检验区域应包括焊缝和热影响区。对于异种金属的焊缝，两侧母材热影响区均应进行硬度检验。 1355、管道防腐与保温防腐施工标准：石油沥青防腐应符合埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准 SY/T0420-97聚乙烯防腐应符合埋地钢质管

39、道聚乙烯防腐层 GB/T 23257-2009聚乙烯胶粘带防腐应符合钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准 SY/T0414-2007埋地钢质管道硬质聚氨脂泡沫塑料防腐保温层技术标准 SY/T0415-96管口预处理应符合涂装前钢材表面预处理规范 SY/T0407-2012 涂覆涂料前钢材表面处理 表面清洁度的目视评定 第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清除原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级GB/T 8923.1-2011涂覆涂料前钢材表面处理 表面清洁度的目视评定 第2部分：已涂覆过的钢材表面和全面清除原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级GB/T 8923.2-2008136其他防腐施

40、工标准：埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准 SY/T0447-96钢质管道单层熔结环氧粉末外涂层技术规范 SY/T0315-2005埋地钢质管道防腐保温层技术标准GB/T 50538-2010注意： SY/T0413-2002埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准已于2010.8.20废止。137138139140SY/T0413-2002中关于防腐层厚度的要求SY/T 4054-2003中关于 收缩带(套)厚度要求141GB/T23257-2009中关于防腐层厚度的要求142补口质量检查： 热收缩套（带）表面应平整，无皱折、无气泡、无烧焦炭化等现象；热收缩套（带）周向及固定片四周应有胶粘均匀溢出

41、143144 热收缩套（带）表面应平整，无皱折、无气泡、无烧焦炭化等现象；热收缩套（带）周向及固定片四周应有胶粘均匀溢出145146147 焊缝补口施工中存在绝缘层过烧现象。148149、防腐质量检测电火花检漏 每一个补口均应进行电火花检漏，检漏电压15kv。150粘结力检验 剥离强度应不小于50N/cm（管体温度1035 ），每100个补口至少抽测1个，不合格加倍抽测，加倍抽测全不合格则该段管线补口全部返修。151 、 除锈： 补口除锈的质量是防腐成败的关键因素，不仅决定了管体金属与防腐材料之间的粘接力，也直接决定了管道防腐层的使用寿命，在管道施工中，除锈被作为一道重要的施工工序来进行控制

42、除锈方法：抛丸、喷砂、动力工具、手工 除锈等级：Sa2、Sa2 1/2 、St3152各种防腐类型的漏点检测电压 防腐类型防腐级别检漏电压的计算（V）标准厚度下的检漏电压热收缩套(带)-15（KV）聚乙烯胶粘带普通级T1mm时, V=3294(T)1/2;当T1mm时, V=7843(T)1/2.T-防腐层厚度,单位mm.2.75（KV）加强级9.28（KV）石油沥青普通级-16（KV）加强级18（KV）特加强级20（KV）熔结环氧粉未外涂层普通级5V/m1.5（KV）加强级2.0（KV）环氧煤沥青普通级V=3294（t1/2）式中 V检漏电压（KV）；t防腐层厚度（mm）。2.0（KV）加强

43、级2.5（KV）特加强级3.0（KV）153、补伤质量监督检查、检查补伤用的方法和材料是否符合规定要求并与管体防腐结构、损伤程度相适应；、补伤前，是否将损伤处清理干净，当损伤深度已经达到管体时，还应将金属表面的锈蚀清理干净并露出金属光泽，与原防腐层搭接部位是否进行了打毛处理；、补伤层与原防腐层搭接宽度是否符合规定要求；、补伤层外观、粘接力是否达到规定要求；154补伤防腐层损伤情况补伤方法聚乙烯防腐层直径30mm以下胶粘剂+补伤片直径30mm以上胶粘剂+补伤片+收缩带聚乙烯胶粘带-底漆+与管本体相同的聚乙烯胶粘带或专用胶粘带硬脂聚氨脂泡沫塑料防腐保温层防护层有破和深度大于0.5mm的划伤。补伤片

44、保温层深度超过10mm与补口相同的保温层防腐层与补口相同的防腐涂料石油沥青防腐层100mm2以下直接涂敷沥青100mm2以上与管本体结构相同熔结环氧粉末外涂层损伤直径25mm以下厂家推荐的热熔修补棒或双组分液体环氧涂料或同等物料直径大于25mm且面积小于250cm2环氧煤沥青防腐无起点要求与管本体结构相同155、保温 SH3514-2001石油化工设备安装工程质量检验评定标准 13.6.8 保护层施工质量应符合以下规定：合格：保护层的形式、材料符合设计要求，施工方法符合规范规定。优良：对不同保护层分别规定如下：（1）金属保护层应紧贴绝热，搭接口应向下成顺水方向；固定件安装牢固，无松动和脱漏，膨

45、胀缝接缝严密，搭接尺寸正确，间隔均匀，外观整齐美观。156防腐公司施工的热力管道部分保温制作，充填不密实，包裹不紧、保温棉层间搭接不规范的现象。157 施工单位凭经验施工,15CrMo钢焊后热处理后不按焊接工艺规程的要求采用保温棉进行保温缓冷。1586、非金属管道连接159关于热熔连接的管径及设备要求：CJJ 63-2008聚乙烯燃气管道工程技术规程的相关规定160GB 15558.1-2003燃气用埋地聚乙烯（PE）管道系统 第1部分：管件161TSG D2002-2006燃气用聚乙烯管道焊接技术规则的相关规定1621631641651661671681691701717、管道下沟及回填 管

46、道下沟及回填应满足的条件： 1、管道开挖、焊接、补口、下沟前电火花检漏施工完毕并验收合格； 2、有监理人员对管道开挖、管道焊缝无损检测、补口、下沟前电火花检漏合格签认的书面文件； 3、有检测单位提供的无损检测报告； 资料要求： 1、施工单位管沟开挖及电火花绝缘层检测施工记录。 2、管沟开挖质量验收记录。 3、监理人员对管沟开挖、管道焊缝无损检测、补口、防腐层电火花检漏合格签认的书面文件。172 下沟前，应复查管沟深度，清除沟内塌方、石块、积水、冰雪等有损防腐层的异物。173 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。吊具宜使用尼龙吊带或橡胶辊轮吊篮，严禁直接使用钢丝绳。174 管

47、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。吊具宜使用尼龙吊带或橡胶辊轮吊篮，严禁直接使用钢丝绳。175 特殊地段回填 特殊地段管沟：系指石方段、戈壁段、黄土塬地段、陡坡地段、水网沼泽地段和可能遭受洪水冲刷或浸泡地段的管沟。石方、戈壁地段管沟回填易造成管道防腐层损坏；黄土塬地段、陡坡地段和水网沼泽地段管沟回填易遭受洪水冲刷或浸泡，发生管道漂浮。因此在管道回填时防止石方、戈壁地段管道防腐层受损；防止管道受洪水冲刷或浸泡产生漂浮至关重要。176管道下沟回填的技术要求：1、复测沟底标高、沟底宽度、变坡点位移是否符合表3-1-42的要求。表3-1-42 管沟的尺寸偏差执行标准允许偏差（mm）

48、沟底标高沟底宽度变坡点位移GB 503692006+50-1001001000SY 4204 20070100未作规定100注：1、石方段管沟应加深200mm。 2、多管道同沟敷设时，管沟底宽应为两边管道外缘各加250mm。1772、石方或戈壁段管道下沟前管沟的清理和细土回填应满足下列要求： 沟内塌方、石块、积水、冰雪等有损防腐层的异物清理干净。石方或戈壁段管沟，预先在沟底垫200mm厚细土，石方段细土的最大粒径不得超过10mm，戈壁段细土的最大粒径不得超过20mm，对于山区石方段管沟宜用袋装土做垫层。 178管段采用块石回填，且埋深不够179由于未及时回填，夏季易造成开裂现象。1803、管道

49、防腐层应完好，如有破损应及时修补。必要时用电火花检漏仪进行实测。4、管道距沟壁或双管同沟敷设时管间距离应符合下列要求； （1）管道应放置到管沟中心位置，距沟中心线的偏差应小于250mm。 （2）埋地输油管道同其他用途的管道同沟敷设，并采用联合阴极保护的管道之间的距离，应根据施工和维护的需要确定，其最小净距不应小于0.5m。 管道与光缆同沟敷设时，其最小净距（指两断面垂直投影的净距）不应小于0.3mm。181 管线的外防腐层与穿露套管直接接触，未使用绝缘支撑，套管端头未封堵，不符合设计及规范要求。 管线回填土粒径超标，且含有大量石方，破坏了防腐层182SY4203-2007 石油天然气建设工程施

50、工质量验收规范-站内工艺管道工程：9.1.1 管沟开挖应按管底标高加深100mm（用细土回填到设计标高）。单管敷设时，管底宽度应按管道公称直径加宽300mm，但总宽不小于500mm；多管道同沟敷设时，管沟底宽应为两边管道外廓宽加500mm（沟下焊应适当加宽）。9.2.1 管道下沟前应对管沟进行复测。9.2.2 管道与沟底应紧贴，悬空段用细土或砂塞填。沟底的水平度或坡底应符合设计要求。183 5、检查管道下沟后的管顶标高，在竖向曲线段应对曲线的始点、中点和终点进行抽查，确定其结果是否符合设计要求。1846、管道下沟后石方段、戈壁段、黄土塬地段、陡坡地段和可能遭受洪水冲刷或浸泡地段的管沟回填应符合

51、下列要求： （1）石方段管沟细土应回填至管顶上方300mm。细土的最大粒径不应超过10mm。然后回填原土石方，但石头的最大粒径不得超过250mm；185 （2）戈壁段管沟，细土可回填至管顶上方100mm。细土的最大粒径不应超过20mm； （3）黄土塬地段管沟回填应按设计要求做好垫层及夯实； （4）陡坡地段管沟回填宜采取袋装土分段回填。回填土应平整密实；186 （5）能遭受洪水冲刷或浸泡的管沟，应采取压实管沟、引流或压砂袋等防冲刷、防管道漂浮的措施。1877、管沟回填土自然沉降密实后(一般地段自然沉降宜30天后 ，沼泽地段及地下水位高的地段自然沉降宜7天后)，应对管道防腐层进行地面检漏，检漏结果符合下列要求：（1）长输管道符合设计规定为合格。（2）油气田集输管道每10公里漏点 不超过5点。188工艺管道未按要求先用细土回填 管道埋深不足，穿越溪沟处存在露管现象 189管线穿越