低、老、坏治理-管道安装工程和公营机构与合组公司

2014年3月“低、老、坏”治理--管道安装工程目录☆一、“低、老、坏”问题原因分析☆二、管道安装工程中的“低、老、坏”前言

随着油田产能建设配套工程日益完善，现阶段地面工程建设主要是以新井、改扩建及维修为主。这些工程由于工期短并且点多面广，给质量管理带来了一定难度，尤其是“低、老、坏”坏问题比较突出。

建设单位出于产能建设投产需要，促使施工单位抢工期、赶进度部分项目年末开始实施，错过施工黄金季节，施工难度大一、“低、老、坏”问题原因分析监理单位平行检查和旁站检查不到位，不能及时发现施工现场存在的问题发现的问题碍于情面，不愿得罪人，不愿管、不敢管、不会管、不善管。

一、“低、老、坏”问题原因分析施工单位

质量管理体系和质量自控系统没有处于良好状态，质量责任制和“三检制”没有真正落实。作业结束后没有进行自检，不同工序交接、转换没有相关人员进行交接检查，专职质检员没有进行专检。对分包商疏于管理。二、管道安装工程中的“低、老、坏”管道安装工程涉及的一些规范二、管道安装工程中的“低、老、坏”1、现场阀门摆放不封口，材料存放混乱；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》4.2.9试验合格的阀门，应及时排尽内部积水，并应吹干。除需要脱脂的阀门外，密封面与阀杆上应涂防锈油，阀门应关闭，出入口应密封，并应做出明显的标记。SY/T4102-2013《阀门的检查与安装规范》5.1.4阀门的存放，应有有效的防护，防止锈蚀和损伤。5.1.5外露的阀杆应涂油脂进行保护，阀门的内腔、法兰密封面和螺栓部位应涂防锈剂进行保护。5.1.6阀门的启闭件和阀座密封面应涂工业用防锈油脂，但对塑料、橡胶密封面严禁涂防锈剂。5.1.8入库存放时间较长的阀门，应对脱落的色标进行补刷。二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》7.3.1管子、管件、阀门、涂料及其它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，以防锈蚀、变形、老化或性能下降。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》4.2.13中的第3条第（5）点：阀门的强度和密封试验应符合下列规定：阀门试压合格后，应排除内部积水（包括中腔），密封面应涂保护层，关闭阀门，封闭主入口，并填写《阀门试压记录》。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》4.5.7试验合格的阀门应及时排除阀内的积水并吹干，关闭阀门。法兰密封面应涂防锈油，并应密封进出口。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》5.3.9试验合格的阀门应作出标识，并填写阀门试验记录。

二、管道安装工程中的“低、老、坏”2、管道阀门不试压，具有上密封结构的阀门不进行上密封试验；上密封的定义:当阀门全开时，阻止介质向填料函处渗漏的一种密封结构。上密封的作用:是为了防止管道中的介质从填料部位泄漏到外界。在闸阀、截止阀中常用的密封结构。阀门全开才会起作用。试验方法：首先进行壳体强度试验，按照公称压力的1.5倍进行，然后卸压到公称压力的1.1倍，然后将阀门全开，并将填料压盖上的压紧螺母松开，观察是否有试验介质从填料部位泄露。无泄漏则证明上密封是好的。反之，要修理。

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》4.2.2阀门应进行壳体压力试验和密封试验，具有上密封结构的阀门还应进行上密封试验，不合格者不得使用。SY/T4102-2013《阀门的检查与安装规范》4.1.7高、中压和毒性程度为中度、高度和极度危害介质及甲、乙类火灾危险物质介质用阀门（含Ⅰ、Ⅱ类和A、B级管道用阀门）应逐个作壳体试验和密封性试验。4.1.8易燃、可燃介质管道或Ⅲ类管道用阀门，每批应抽取20％且至少1个进行壳体试验和密封性试验。如有不合格，应加倍抽取试验；如仍有不合格，则逐个进行试验。4.1.9其它管道用低压阀门应每批抽10％且至少1个进行壳体试验和密封性试验。如有不合格，再抽取20％；如仍有不合格，则应逐个进行试验。4.3.2具有上密封的阀门还应做上密封性能试验。上密封试验时,松开填料压盖,阀门需完全开启,使上密封关闭,两端封闭向装配好的阀门体腔内充满试验介质并逐渐加压到试验压力进行检查,该项试验应在阀门壳体试验后进行。二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》4.2.13中的第3条：阀门的强度和密封试验应符合下列规定：阀门应逐个进行施压检验，实验采用洁净水，强度实验压力应为设计压力的1.5倍，稳压时间大于5min壳体、垫片、填料等不渗漏、不变形、无损坏、压力不降为合格。密封实验压力为设计压力，稳压15min，不内漏、压力不降为合格。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》4.5.4阀门在安装前均应进行外观检查，应无裂纹、砂眼等缺陷，阀杆、法兰密封面应平整光滑，阀杆螺纹应无毛刺或击痕。有填料的应进行填料检查，装填后的压盖螺栓应有足够的调节余量。二、管道安装工程中的“低、老、坏”4.5.5阀门安装前，应逐个按国家现行标准《阀门的检查与安装规范》SY/T4102的规定进行检查和强度及严密性试验。1焊接式阀门的强度试验可在系统试验时进行。2阀门应用不低于1.5倍的公称压力或按产品说明书进行强度试验。3安全阀应由具有检验资质的专业单位按设计规定的压力进行定压，并应打好铅封，出具相应的标定证书。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》5.3.2设计文件要求做低温密封试验的阀门，应有制造单位的低温密封试验的合格证明。5.3.7阀门应按国家现行规范SH3518的规定对阀体（含阀门夹套）和密封面逐个进行压力试验，到制造厂逐件进行见证压力试验并有见证压力试验记录的阀门，可以免除压力试验。3、防腐管道装卸、运输不规范，防腐层破损严重；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》7.7.1管子装卸应使用不损伤管口的专用吊具，双联管吊装时应使用扁担式吊具。弯管应采取吊管带装卸，不得损伤防腐层。7.2.1管子的运输应符合交通部门的有关规定。拖车与驾驶室之间应设置止推挡板，立柱应牢固。7.2.2防腐管装车前，应核对管子的防腐等级、材质、壁厚，不宜将不同防腐等级、材质、壁厚的管子混装。7.2.3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板或其它软质材料衬垫。捆扎绳外应套橡胶管或其它软质管套。弯管运输应采取特殊的措施。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》7.1.1钢管装卸应使用不损伤管口的专用吊具，二接一管道吊装时应使用扁担式吊具。弯管应采用吊管带装卸，不得损伤防腐层。7.1.5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板或其他软质材料衬垫。捆扎绳应套橡胶管或其他软质套管。弯管运输应采取固定措施。7.2.1布管宜采用吊管机、拖车、爬犁等机械运输，严禁在地面直接拖管或滚管。SY/T0414-2007《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》5.5.3防腐管吊装应采用宽尼龙带或专用吊具，不能用损伤防腐层的吊具。采用合理的吊装方法，轻吊轻放，严禁损伤防腐层。5.5.4运输时应采取相应的防护措施防止损伤防腐层。SY0415-96《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》6.0.8防腐保温管拉运时，必须采取有效措施，严禁破坏防腐保温层。6.0.9防腐保温管在装卸过程中，必须轻拿轻放，严禁摔打、拖拉。二、管道安装工程中的“低、老、坏”SY/T0420-97《埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准》6.0.5装车时应使用宽尼龙带或其它他专用吊具，严禁使用摔、碰、撬等有损于防腐层的操作方法。每层防腐管之间应垫软垫。捆绑时，应用尼龙带或外套胶管的钢丝绳。6.0.6卸管时应采用专用吊具，严禁用损坏防腐层的撬杠撬动及滚滑的方法卸车。SY/T0447-96《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》6.0.2未固化的防腐管不应装运。防腐管的装卸、运输应符合《长输管道线路工程施工及验收规范》的规定。SY/T0315-2005《钢质管道单层熔结环氧粉末外涂层技术标准》9.2.1涂敷过的成品管运输时应使用不损坏涂层的吊具吊装，并应轻吊轻运，避免损伤钢管及涂层。9.2.3涂敷过的每根成品管应套上不少于3个隔离垫圈，避免彼此间接触。垫圈的尺寸和位置应按订货要求。二、管道安装工程中的“低、老、坏”4、防腐管线码放不规范，损坏防腐保温层；二、管道安装工程中的“低、老、坏”SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》4.7.6防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、材质的防腐管应分开堆放。每层防腐管之间应垫放软垫，最底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，底层的防腐管宜用楔子固定。4.7.7保温管的堆放高度不应大于2m。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》7.3.4防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、材质的防腐钢管应封开堆放。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，最下一层的钢管或防腐管应用楔子楔住。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》7.2.4布管时，防腐管不得直接置于坚硬地面或石块上。防腐管下应加软垫或细软土堆。平原地区管墩的高度应满足组装需要，山区应根据地形变化设置。7.2.5坡度较大的地带应采取稳固钢管措施，防止钢管滑动。SY/T0414-2007《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》5.5.2防腐管的堆放层数以不损坏防腐层为原则，不同类型的成品管应分别堆放，并在防腐管层间及底部垫上软质垫层。埋地用聚乙烯胶粘带防腐管露天堆放时间不宜超过3个月。二、管道安装工程中的“低、老、坏”SY0415-96《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》6.0.2防腐保温管的堆放场地应符合下列规定。6.0.2.1地面应平整、无碎石、铁块等坚硬杂物。6.0.2.2场地应有足够的承载能力，保证堆放后不发生塌陷和倾倒事故。6.0.2.3堆放场地应挖排水沟道，场地内不允许积水。6.0.2.4堆放场地应设置管托，管托应高于地面150mm。管托宽度及数量应视管径大小和管子长度而定。6.0.3防腐保温管堆放时，每批同种类管子应放在一起，严禁不同种类、不同批号的管子混放。6.0.4防腐保温管堆放时，堆放高度不得大于2m。二、管道安装工程中的“低、老、坏”5、不锈钢与碳素钢管道混装混放；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《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，在运输和存储期间不得与碳素钢、低合金钢接触。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》5.1.8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。6、不锈钢管道与碳钢支架直接接触或选用没有进行氯离子检验非金属材料隔离；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.6.7不锈钢、镍和镍合金管道的安装，应符合下列规定1）用于不锈钢、镍和镍合金管道法兰的非金属垫片，其氯离子含量不得超过50×10-6（50ppm）。2）不锈钢、镍和镍合金管道组成件与碳钢管道支承件之间，应垫入不锈钢或氯离子含量不超过50×10-6(50ppm)的非金属垫片。7、焊工不持证上岗，超范围焊接；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》2.0.2.4焊工必须按本标准第5章的规定进行考试，合格后方可上岗施焊。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.1.4焊工应具有相应的资格证书。焊工能力应符合国家现行标准《钢质管道焊接及验收》SY/T4103的有关规定。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》7.1.5参加焊接作业人员必须是按照焊接工艺规程，经过考试取得相应资格的合格焊工，焊工按取得的相应项目施焊。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》9.1.1焊工具有相应的资格证书，且应持证上岗。9.1.2焊接工艺评定应按设计要求执行。9.1.3施工单位应根据工程的实际情况和焊接工艺评定，编制适合该工程的焊接工艺规程。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》7.1.2焊工应持有效的资格证书，并在合格项目内从事管道的焊接。8、焊条不烘干，焊条保温桶不盖盖，取用焊条一把抓，焊条头随地扔；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》6.2.10焊条、焊剂在使用前应按规定进行烘干，并应在使用过程中保持干燥。焊丝使用前应清除其表面的油污、锈蚀等。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.3焊接材料应符合下列要求：2低氢型焊条焊前应烘干，烘干温度为350～400℃，恒温时间为1～2h，烘干后在100～150℃条件下保存。焊接时应随用随取，并放入焊条保温筒内，但时间不宜超过4h。当天未用完的焊条应回收存放，重新烘干后首先使用。重新烘干次数不得超过两次。3未受潮情况下，纤维素焊条不需烘干。受潮后，纤维素焊条烘干温度应为80～100℃，烘干时间为05～1h。二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》7.5施焊前焊接材料应满足以下要求：焊条使用前应按产品说明书进行烘干。在无要求时，低氢型焊条烘干温度为350～400℃，恒温时间1～2h，焊接现场应设恒温烘干箱（筒），温度控制在100～150℃，随用随取。当天未用完的焊条应收回，重新烘干后使用，但重新烘干次数不得超过两次。纤维素焊条在包装良好无受潮时，可不烘干。若受潮时，烘干温度未为80～100℃，烘干时间为0.5～1h。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》4.6.1焊接材料的型号规格应符合焊接工艺规程或设计文件的规定。4.6.2焊接材料必须具有质量证明文件，其质量和包装应符合国家现行有关标准规定。4.6.3氩气的纯度应达到99.9%以上；CO2气体的纯度应达到99.5%以上。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》7.1.4焊条应按说明书的要求进行烘烤，并在使用过程中保持干燥。二、管道安装工程中的“低、老、坏”9、现场焊条保管不规范，温度、湿度不控制，焊条回收不按要求进行；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》3.0.6施工现场的焊接材料贮存场所及烘干、去污设施，应符合国家现行标准《焊条质量管理规程》JB3223的规定，并应建立保管、烘干、清洗、发放制度。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.3焊接材料应符合下列要求：1焊条应无破损、发霉、油污、锈蚀；焊丝应无锈蚀和折弯；焊剂应无变质现象；保护气体的纯度和干燥度应满足焊接工艺规程的要求。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》7.2.5的第4条施焊前焊接材料应满足以下要求：

焊条无破损、变色、无油污杂物；焊丝无锈蚀、污染现象；焊剂无变质现象；使用二氧化碳保护焊时，二氧化碳气体使用前应预热和干燥，当瓶内气体压力低于0.98MPa时，应停止使用。

10、管线组对焊接前坡口及内外表面不清理；13、管道组对不开坡口，不留间隙；14、管道连接强力组对；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”10、管线组对焊接前坡口及内外表面不清理；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》6.2.2焊件组对前应将坡口及其内外侧表面不小于10mm范围内的油、漆、垢、锈、毛刺及镀锌层等清除干净，且不得有裂纹、夹层等缺陷。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.2管道组对应符合表10.2.2的规定。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》7.3.2管道组对焊接时，应对坡口及其内外表面用手工或机械进行清理，清除管道边缘不小于10mm范围内的油、漆、锈、毛刺等污物。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.1.2管道管端在运输、吊装过程中发生变形后，在组对前应先校圆，校圆宜采用千斤顶，不应用加热或人工硬敲打的方法。对不能校圆的管端，应予以切除。8.3.1管道组对前应清理钢管内的积水、泥土、石块等杂物。将管端内外20mm范围内的油污、泥土和水清除，并露出金属光泽。8.3.2管道转角应符合设计要求。当设计无要求时，管道转角小于或等于3°时，宜采用弹性敷设；转角大于3°时，应采用外头（管）连接。10、管线组对焊接前坡口及内外表面不清理；二、管道安装工程中的“低、老、坏”8.3.7管道组对中心线偏斜量α：地上管道不应大于1mm；埋地管道不应大于2mm。（见图8.3.7）

表10.2.2管道组对规定（摘要）13、管道组对不开坡口，不留间隙；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.1管口组对的坡口型式应符合设计文件盒焊接工艺规程的规定。当无规定时，对接接头的坡口型式应符合下列规定：1等壁厚对焊管端标准坡口T＜12mm时，坡口型式见图10.2.1(a)。2等壁厚对焊管端标准坡口12mm≤T＜21mm时，坡口型式见图10.2.1(b)。3等壁厚对焊管端标准坡口T≥21mm时，坡口型式见图10.2.1(c)。14、管道连接强力组对；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.1.7工业金属管道连接时,不得采用用强力对口。端面的空隙、偏斜、错口或不同心等缺陷不得采用加热管子、加偏垫等方法消除。GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》6.2.3除设计规定需进行冷拉伸或冷压缩的管道外，焊件不得进行强行组对。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》6.2.2管道、管件、阀门、设备等连接时，不得采用强力对口。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》7.2.11施工过程中焊件应放置稳固，防止在焊接或人处理时发生变形，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。11、螺旋管组对时，螺旋焊缝没有错开或间距不够；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》表10.2.2管道组对规定（摘要）GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》6.2.10的第5条螺旋缝焊接钢管对接时，螺旋焊缝之间应错开100mm以上。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.3.5组对时钢管的直管焊缝应错开，错开距离不应小于100mm。

12、直管段上两环焊缝间距小；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》6.0.2.1直管段上两对接焊口中心面间的距离，当公称直径大于或等于150mm时，不应小于150mm；当公称直径小于150mm时，不应小于管子外径，且不小于100mm。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》表10.2.2管道组对规定（摘要）GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》6.2.10的第1条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的间距离不得小于1倍管道公称直径，且不得小于150mm。15、承插（平焊）焊法兰不双面施焊；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》6.0.7平焊法兰与管子焊接时，其法兰内侧（法兰密封面侧）角焊缝的焊脚尺寸应为直管名义厚度与6mm两者中的较小值；法兰外侧角焊缝的最小焊脚尺寸应为直管名义厚度的1.4倍与法兰颈部厚度两者中的较小值（图6.0.1.7-1）16、支架焊接有漏焊、欠焊、不饱满现象，立柱底部不留泄水口；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》5.8.2支、吊架的组装、焊接和检验应符合设计文件和国家现行有关标准的规定。支、吊架的焊接应由合格焊工进行，焊接完毕应进行外观检查，焊接变形应予矫正。所有螺纹连接均应按设计规定予以锁紧。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》6.4.1管道附件制作的尺寸应符合设计要求，其外观应整洁，表面无毛刺、铁锈，焊缝外形平整饱满，无凹陷、裂纹、漏焊及表面气孔等缺陷，表面焊渣应清理干净。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.6.2管道支、吊架的焊接应符合设计要求。管道与管托等焊接后，在管壁上不得有电弧擦伤、焊疤、咬边等现象。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》6.2.31支架与管道焊接时，管子表面不得有咬边现象。17、管道焊口留在支架内或间距小；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》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。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》7.2.1管道焊缝的设置，应便于焊接、热处理及检验，并应符合下列要求：b）管道焊缝不宜在管托的范围内，若焊缝被管托覆盖，则被覆盖的焊缝部位应进行100%射线检测。需要热处理的焊缝，外侧距支、吊架边缘的净距离宜大于焊缝宽度的5倍，且不小于100mm；18、固定管架上管托不焊死或焊不牢、活动支架被点焊固定；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.12.4固定支架应按设计文件的规定安装，并应在补偿装置预拉伸或预压缩之前固定。没有补偿装置的冷、热管道直管段上不得同时安置2个及2个以上的固定支架。7.12.11有热位移的管道，在热负荷运行时，应及时对支、吊架进行下列检查与调整：1）活动支架的位移方向、位移值及导向性能应符合设计文件的规定。2）管托不得脱落。3）固定支架应牢固可靠。二、管道安装工程中的“低、老、坏”4）弹簧支、吊架的安装标高与弹簧工作荷载应符合设计文件的规定。5）可调支架的位置应调整合适。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.6.5固定支架应按设计要求安装，并应在补偿器预补偿前固定。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》6.2.17管道预拉伸或预压缩前应具备下列条件：b)预拉伸或预压缩区域支、吊架已安装完毕，管子与固定支架已固定；6.2.29导向支架或滑动支架的滑动面应洁净平整，不得有歪斜和卡涩现象。管道隔热层不得妨碍其位移。19、焊缝表面药皮、飞溅物不清理；不锈钢管焊道坡口两侧不涂白垩粉，造成飞溅；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》8.2.2除设计文件或焊接工艺规程有特殊要求的焊缝外，应在焊接完成后立即除去熔渣、飞溅，并应将焊缝表面清理干净，同时应进行外观检查。钛及钛合金、锆及锆合金的焊缝表面除应进行外观检查外,还应在焊后清理前进行色泽检查。GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》6.2.9不锈钢焊件坡口两侧各100mm范围内,在施焊前应采取防止焊接飞溅物沾污焊件表面的措施。二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.8焊口焊完后应清除表面焊渣和飞溅。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》7.4.1管道对接焊缝和角焊缝应进行100％外观检查。外观检查应符合下列规定：焊缝焊渣及周围飞溅物应清除干净，不得存在有电弧烧伤母材的缺陷。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》10.1.1每道焊缝完成后应进行焊缝外观质量检验，焊缝外观应符合下列要求：1焊缝表面不得有裂纹、气孔、凹陷、夹渣及熔合性飞溅。2焊缝宽度：每侧超出坡口1.0~2.0mm。3焊缝余高不大于1.6mm，局部不大于3mm，但长度不大于50mm。4咬边深度应不大于管壁厚度的12.5%且不超过0.8mm。在焊缝任何300mm连续长度中，累计咬边长度应不得大于50mm。二、管道安装工程中的“低、老、坏”5焊缝错边狼：高压管道不应超过壁厚的10%且不大于1mm；中压管道不应超过壁厚的15%且不大于1.6mm。SY/T4103-2006《钢质管道焊接及验收》7.7层间清理坡口和每层焊道上的锈皮及焊渣，在下一步焊接前应清除干净。清理工具可使用无动力工具或动力工具。若焊接工艺规程规定使用动力工具，则应使用动力工具。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》7.2.10不锈钢管采用焊条电弧焊时，坡口两侧各100mm范围内应涂白垩粉或其他防粘污剂。7.5.4焊接接头表面的质量应逐件进行外观检查，并符合下列要求：a)不允许有裂纹、未熔合、气孔、夹渣、飞溅存在；20、焊口不打（写）焊工号；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》11.3.15焊缝焊完后应在焊缝附近做焊工标记及其它规定的标记。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.11焊口应有标志，焊口标志可由焊工或流水作业焊工组的代号及他们所完成焊口的数量等组成，标志可用记号笔写在距焊口（油、气流动方向下游）1m处防腐层表面，并同时作好焊接记录。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》7.3.15每道焊口完成后，应用书写或粘贴的方法在焊口下游100mm处对焊工或作业组代号及流水号进行标识，严禁用有损母材的方法标识。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》9.5.1焊口的标记宜在管道沿介质流动方向焊缝的上游300mm左右处进行标记，标记应用不易褪色的白色油漆或记号笔，字体应工整、清晰、完整。SY/T4103-2006《钢质管道焊接及验收》7.10标记每个焊工应在自己完成的焊口上按业主规定的方法标记。21、预制完的管段，不封管口；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.2.4预制完毕的管段，应将内部清理干净，并应及时封闭管口。管段在存放和运输过程中不得出现变形。7.1.6当工业金属管道安装工作有间断时，应及时封闭敞开的管口。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.10每日下班前应将管线端部管口临时封堵好，防止异物进入。沟下管线还应注意防水。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》6.1.5管子、管件、阀门等内部应清理干净，无污物、杂物。安装工作有间断时，应及时封堵管口或阀门出入口。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.3.10下班前应将组焊完毕的管道端口临时封堵。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》6.2.1管道安装前，应逐件清除管道组成件内部的杂物。清除合格后，应及时封闭。22、法兰螺栓规格不统一，方向不一致，不按规定涂石墨、二硫化钼润滑脂等；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.3.4法兰连接应使用同一规格螺栓，安装方向应一致。螺栓应对称紧固。7.3.6当钢制管道安装遇到下列情况之一时，螺栓、螺母应涂刷二硫化钼油脂、石墨、机油或石墨粉等：1不锈钢、合金钢螺栓和螺母。2设计温度高于100℃或低于0℃。3露天装置。4处于大气腐蚀环境或输送腐蚀介质。

23、管道安装过程中的临时支撑不拆除或拆除后的焊点不处理；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.12.9管道安装时不宜使用临时支、吊架。当使用临时支、吊架时，不得与正式支、吊架位置冲突，不得直接焊在管子上，并应有明显标记。在管道安装完毕后应予拆除。GB50236-2011《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》6.3.3.4拆除工卡具时不应损伤母材，拆除后应将残留焊疤打磨修整至与母材表面齐平。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.6.4管道安装时，不宜使用临时的支、吊架，如使用时，应作标记，其位置应避开正式支、吊架位置。管道安装完毕后，应拆除临时支、吊架。24、合金钢管道安装时焊接临时支撑；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.3.12在合金钢管道上不应焊接临时支撑物。25、现场补口除锈等级不够、搭接宽度不够、玻璃布漏白；防腐补口前不修口；二、管道安装工程中的“低、老、坏”二、管道安装工程中的“低、老、坏”SY0415-96《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》7.1.2补口前，必须对补口部位进行表面处理，表面处理质量应达到《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》规定的Sa2级或St3级。7.1.4防腐层补口应符合下述要求：7.1.4.3钢管与防水帽必须干燥，无油污、泥土、铁锈等杂物。7.1.4.5补口带与防水帽搭接长度应不小于40mm。7.1.4.6补口带封口必须在钢管顶部，封口处搭接长度不应小于40mm。7.1.5保温层补口应符合下述要求：7.1.5.2模具必须固紧在端部防水帽处，其搭接长度不应小于50mm，浇口向上，保证搭接处严密。7.1.6防护层补口必须用补口套，补口套的规格应与管径相配套，补口套与防护层搭接长度应不小于50mm。26、站内管道除锈不彻底；27、管线涂漆不均匀、有流淌；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》10.2.1钢管和管件在防腐、涂漆及补口前应进行表面处理，除锈等级宜达到Sa2级，锚纹深度宜达到40μm至7040μm。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》10.2.2的第4条涂层质量如遇下列情况应进行补修：1、涂层干燥前出现皱纹或附着不牢。2、涂层完工后出现脱落、裂纹、气泡、颜色不正或不符等。3、施工中涂层受到损伤。4、涂漆遗漏。

28、伴热管位置不符合要求；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.7.1伴热管应与主管平行安装，并应自行排液。当一根主管需多根伴热管伴热时，伴热管之间的距离应固定。7.7.2水平伴热管宜安装在主管下方或靠近支架的侧面。铅垂伴热管应均匀分布在主管周围。7.7.3伴热管不得直接点焊在主管上，弯头部位的伴热管绑扎带不得少于3道，直管段伴热管绑扎点间距应符合表7.7.3的规定。7.7.4对不允许与主管直接接触的伴热管，在伴热管与主管间应有隔离垫。当主管为不锈钢管，伴热管为碳钢管时，隔离垫的氯离子含量不应超过50×10－6（50ppm），并应采用不锈钢丝或不应引起渗碳的材料进行绑扎。7.7.5伴热管经过主管法兰、阀门时，伴热管应设置可拆卸的连接件。7.7.6从分配站到各被伴热管主管和离开主管到收集站之间的伴热管安装，应排列整齐，不宜相互跨越和就近斜穿二、管道安装工程中的“低、老、坏”SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.3.9管道上的伴热管安装应符合下列规定：1、外伴热管应安装在主管线中心下方45°的位置，并应与主管贴紧，且间隙不超过10mm，并应有可靠的固定件。2、外伴热管的热补偿器设置应符合设计要求。

表7.7.3

直管段伴热管绑扎点间距（mm）29、保温及防潮层施工不规范，保温层捆扎不紧；保护层漏白;二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50126-2008《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》7.1.22管道金属保护层膨胀部位的环向接缝，静置设备及转动机械金属保护层的膨胀部位均应采用活动接缝，接缝应满足热膨胀的要求，不得固定。其间距应符合下列规定：1硬质绝热制品的活动接缝，应与保温层伸缩缝的位置相一致。2半硬质和软质绝热制品的活动接缝间距：中低温管道应为4000～6000mm，高温管道应为3000～4000mm。7.1.23绝热层留有膨胀间隙的部位，金属护壳亦应留设。7.1.24大型设备、贮罐绝热层的金属护壳，宜采用压型板或做出垂直凸筋，并应采用弹簧联接的金属箍带环向加固。伸缩缝部位应加设“S”形挂钩，并应采用活动搭接，不得用自攻螺丝或抽芯铆钉固定。风力较大地区的大型设备、贮罐应设加固金属箍带，加固金属箍带之间的间距不应大于450mm，金属箍带可采用“J”形挂钩固定。二、管道安装工程中的“低、老、坏”7.1.25球形金属容器保护层安装时应采用帆布紧箍作临时固定，并应由赤道带开始，沿环向敷设，然后再分别向上温带或下温带敷设，纵向接缝应上下错缝1/2，环缝应与水平一致，搭接缝应上口压下口，纵向接缝宜采用搭接式或插接式。7.1.26在已安装的金属护壳上，严禁踩踏和堆放物品。对于不可避免的踩踏部位，应采取临时防护措施。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》10.3.8保温层质量应符合下列要求：1、铁丝绑扎牢固，充填应密实，无严重凹凸现象，保温厚度应符合设计要求。2、玻璃布缠绕紧密，采用外防腐不得露出玻璃布纹。30、保温白铁皮螺丝间距大；31、管道上面随意蹬踏，保护层被损坏；GB50126-2008《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》7.1.6管道金属保护层的纵向接缝，当为保冷结构时，应采用金属包装带抱箍固定，间距宜为250～300mm；当为保温结构时，可采用自攻螺丝或抽芯铆钉固定，间距宜为150～200mm，间距应均匀一致。7.1.26在已安装的金属护壳上，严禁踩踏和堆放物品。对不可避免的踩踏部位，应采取临时防护措施。二、管道安装工程中的“低、老、坏”32、管道埋深不够，沟底不清理；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》8.3.2管沟、沟底标高、沟底宽度、变坡点位移的允许偏差应符合表8.3.2的规定。表8.3.2管沟允许偏差12.1.2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。石方或戈壁段管沟，应预先在沟底垫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，山区石方段管沟宜用袋装土做垫层。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》8.1.6管沟的弃土距离管沟边不小于0.5m（实际要求大于1m），高度不宜超过1.5m。二、管道安装工程中的“低、老、坏”8.1.4深度在5m以内的管沟可以不加支护进行管沟开挖，但必须放坡，坡比按设计要求进行，如设计无要求，按规范表8.1.4执行。8.1.8石方段管沟应按管底标高加深200mm；采用细沙或软土回填应到设计标高。8.1.9对管沟深度超挖部分应进行夯实处理。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》12.2.1管沟的开挖深度应符合设计要求。侧向斜坡地段的管沟深度，应按管沟横截面的低侧深度计算。12.2.7石方段管沟应加深200mm。12.4.2管沟沟底标高、沟底宽度、变坡点位移的允许偏差应符合表12.4.2的规定。表12.4.2管沟允许偏差二、管道安装工程中的“低、老、坏”13.1.2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。石方或戈壁段管沟，应预先在沟底垫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，山区石方段管沟宜用袋装土做垫层。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》8.3.2管沟的回填应符合下列要求：1、管道悬空段应用细土或沙填塞。2、管顶以上300内应采用人工回填，回填土分层夯实，每层200～300mm厚。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》13.3.2管道回填宜分二次进行，第一次回填细软土，应高出管顶部300mm；第二次回填其他土。表层回填耕植土，回填土应高出自然地面300mm。13.3.6管沟回填土宜高出地面300mm以上，覆土应与管沟中心线一致，其宽度为管沟上开口宽度，并应做成有规则的外形，管道最小覆土层厚度应符合设计要求。33、冬季用冻土块回填；34、管道内杂物清理不彻底；

二、管道安装工程中的“低、老、坏”SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》6.2.1管道安装前，应逐件清除管道组成件内部的砂土、铁屑、熔渣及其他杂物。设计文件有特殊要求的管道，应按设计文件要求进行处理。SH3501-2011《石油化工有毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》6.2.1管道安装前，应逐件清除管道组成件内部的杂物。清除合格后，应及时封闭。二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.2.4预制完毕的管段，应将内部清理干净，并应及时封闭管口。GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》10.2.2管道组对应符合表10.2.2的规定。GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》6.1.5管子、管件、阀门等内部应清理干净，无污物、杂物。安装工作有间断时，应及时封堵管口或阀门出入口。SY0422-2010《油气田集输管道施工技术规范》8.3.1管道组队前应清除钢管内的积水、泥土、石块等杂物。SY0470-2000《石油天然气管道跨越工程施工及验收规范》5.1.5钢管组对前应逐根将钢管内的泥土等杂物清除干净，应清除距管口端内外20mm范围内油、锈、水等污物，并打磨出金属光泽。表10.2.2管道组对规定（摘要）35、管道穿墙不加套管；二、管道安装工程中的“低、老、坏”GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》7.1.5当工业金属管道穿越道路、墙体、楼板或构筑物时，应加设套管或砌筑涵洞进行保护，应符合设计文件和国家现行有关标准的规定，并应符合下列规定：1管道焊缝不应设置在套管内。2穿过墙体的套管长度不得小于墙体厚度。3穿过楼板