《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》SY检验批表格

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钢管下料和管件加工检验批质量验收记录表《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》SY-检验批表格优质资料(可以直接使用，可编辑优质资料，欢迎下载）工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见主控项目1钢管及管件材质、规格、型号应符合设计要求及相应规范规定，质量证明文件应齐全2管道及管件表面应无裂纹、重皮、凹陷等缺陷一般项目1管端坡口加工应符合焊接工艺规程规定2切口表面应平整、无裂纹、重皮、夹杂、毛刺、凹凸、缩口、熔渣、氧化物与铁屑等；切口端面倾斜允许偏差Δ1不应大于钢管外径的1%，且最大不应超过3mm3卷管加工、管口翻边、夹套管加工及其质量应符合现行国家标准《工业金属管道工程施工规范》GB50235的有关规定4弯管表面应无裂纹、过烧、分层与皱纹等缺陷5平面度允许偏差Δ2（mm）Ⅱ形弯管的长度（mm）＜500mm≤3mm500mm~1000mm≤4mm1000mm~1500mm≤6mm＞1500mm≤10mm6管汇宜采用骑坐式连接时，母管的开孔直径应比支管内径小2mm7骑坐式管子坡口及角接接头接头夹角90°～105°支管与鞍口的角度β45°坡口角度α45°～60°根部间隙b(mm)1.5～2.5钝边p(mm)0～1.5105°～150°支管与鞍口的角度β45°～60°坡口角度α60°根部间隙b(mm)1.5～2.5钝边p(mm)0～1.5表C.0.1钢管下料和管件加工检验批质量验收记录表（续）工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见8管汇采用插入式连接在母管上开孔并加工坡口坡口角度应为45°～60°，其允许偏差±2.5°孔与管外径间隙0.5mm~2mm.支管插入深度不得超过母管内壁9汇管组对的允许偏差（mm）母管总长±3mm支管间距±1mm支管与母管两中心线的相对偏移±1.5mm支管法兰接管长度±1.5mm法兰水平度或垂直度支管直径mm≤300≤1＞300≤2母管直线度（L为母管长度）母管公称直径mm≤100≤L/1000,最大15mm＞100≤2L/1000,最大15mm施工单位检查验收结果项目专业质量检查员：年月日监理（建设）单位验收结论监理工程师：（建设单位项目代表）年月日管道安装检验批质量验收记录表工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见主控项目1钢管及管件材质、规格、型号应符合设计文件要求及相应规范规定，质量证明文件应齐全2安全阀调校应符合设计文件要求一般项目1“Ⅱ”形和“Ω”管道补偿器安装前，应按设计规定进行预拉伸（预压缩），其允许偏差为±10mm2管道支、吊架的安装管道支架、托架、吊架及管卡的类型、规格应符合设计文件要求管道支架、吊架安装方位、标高应正确，安装应平整、牢固，与管道接触良好导向支架或滑动支架的滑动面应洁净平整，不应有歪斜和卡涩现象管道与支吊架焊接时，焊缝外形应平整饱满，不应有咬边、烧穿想象滑动支架应保证沿轴向滑动无阻，且不发生横向偏移临时支架焊接不应伤及主材3法兰密封面应与管子中心垂直。当公称直径小于或等于300mm时，在法兰外径上的允许偏差Δ3为±1mm；公称直径大于300mm，在法兰外径上的允许偏差Δ3为±2mm4安全阀安装时应保持垂直5阀门安装前应进行外观检查、阀门启闭检查管道安装检验批质量验收记录表（续）工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见一般项目6管道安装允许偏差坐标架空±10地沟±7埋地±20标高架空±10地沟±7埋地±20平直度D≤100mm≤2L/1000最大40mmD＞100mm≤3L/1000最大70mm铅垂度≤3H/1000最大25mm成排在同一平面上的间距±10交叉管外壁或保温层的间距±77管道在地沟中安装管道外护层与地沟壁、沟底面的距离应符合设计文件要求设计无要求公称直径≤125mm与地沟壁距离≥85mm与沟底面距离≥200mm125mm＜公称直径≤200mm与地沟壁距离≥90mm与沟底面距离≥200mm200mm＜公称直径≤250mm与地沟壁距离≥95mm与沟底面距离≥200mm250mm＜公称直径≤300mm与地沟壁距离≥95mm与沟底面距离≥250mm300mm＜公称直径≤350mm与地沟壁距离≥110mm与沟底面距离≥250mm340mm＜公称直径≤400mm与地沟壁距离≥135mm与沟底面距离≥250mm公称直径＞400mm与地沟壁距离≥150mm与沟底面距离≥250mm8油气管道用法兰连接时，每对法兰间电阻应不大于0.03Ω管道安装检验批质量验收记录表（续）工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见9法兰连接法兰连接时应保持平行，其偏差不应大于法兰外径的1.5‰，且不应大于2mm法兰螺栓拧紧后，两个密封面应相互平行，用直角尺对称检查，其间隙允许偏差应小于0.5mm管端与平焊法兰密封面的距离应为钢管壁厚加2mm-3mm垫片应放在法兰密封面中心，不应倾斜或突入管内。梯槽或凹凸密封面的法兰，其垫片应放入凹槽内部法兰连接应与管道保持同轴，其螺栓孔中心偏差不应超过孔径的5%,并应保持螺栓自由穿入法兰螺栓拧紧后应露出螺母以外0~3个螺距施工单位检查验收结果项目专业质量检查员：年月日监理（建设）单位验收结论监理工程师：（建设单位项目代表）年月日管道组对检验批质量验收记录表工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号主控项目质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见管道材质、规格、型号应符合设计文件要求，质量证明文件应齐全1相邻两道焊缝的距离当DN小于300mm时，不应小于1倍管道公称直径，且不应小于150mm当DN大于或等于300mm时，不应小于300mm2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300mm3小于100mm时，管道对口平直度允许偏差值为1mm，但全长允许偏差均为10mm大于或等于100mm时，管道对口平直度允许偏差值为2mm，但全长允许偏差均为10mm4管口组对间隙和错变量应符合焊接工艺规程和现行国家标准《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540的规定施工单位检查验收结果项目专业质量检查员：年月日监理（建设）单位验收结论监理工程师：（建设单位项目代表）年月日管道焊接检验批质量验收记录表工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见主控项目1焊接工艺规程应具有有效性和实用性2焊材应符合焊接工艺规程的规定3管道焊缝无损检测应符合设计文件要求和规范规定一般项目1焊缝上的焊渣及周围飞溅物应清除干净，表面应均匀整齐、不应存在有害的焊瘤、凹坑、裂纹、未熔合、气孔、夹渣、引弧痕迹及夹具焊点等缺陷2焊缝宽度应符合焊接工艺规程的要求，无要求时为坡口上两侧各加宽0.5mm~2mm3焊缝余高应为0mm~2mm，局部不应大于3mm且长度不大于50mm4焊缝咬边咬边深度不应大于管壁厚的12.5%且不应大于0.5mm咬边深度小于0.3mm时，任何长度均为合格咬边深度小于0.3mm~0.5mm之间，单个长度不应超过30mm，在焊缝任何300mm连续长度内，咬边累计长度不应大于50mm；累计长度不应大于焊缝周长的15%5角焊缝的边缘应平缓过渡，焊缝的凹度和凸度不应大于1.5mm，两焊脚高度差不宜大于3mm施工单位检查验收结果项目专业质量检查员：年月日监理（建设）单位验收结论监理工程师：（建设单位项目代表）年月日管道吹扫、试压和干燥检验批质量验收记录表工程名称分项工程名称验收部位施工单位专业负责人项目经理施工执行标准名称及编号检验批编号质量验收规范规定施工单位检查记录监理（建设）单位验收意见主控项目1管道强度试验和严密性试验介质应符合设计文件要求2试验压力应符合设计文件要求2站场内管道系统扫水检验应以站场最低点排放口无明水排出为合格一般项目1奥氏体不锈钢试压所用的洁净水所含氯离子浓度不应超过25mg/L;试压后，应立即将水清除干净，试压用水温度不应低于5℃2管道系统在空气或蒸汽吹扫过程中，应在排出口用白布或涂白色油漆的靶板检查，在5min内，靶板上无铁锈、尘土、水及其他杂物为合格施工单位检查验收结果项目专业质量检查员：年月日监理（建设）单位验收结论监理工程师：（建设单位项目代表）年月日石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范SY0402－20001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《PN16．0～32．0MPa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:l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±0。3mm;法兰厚度允许偏差为±1.0mm；相邻两螺栓孔中心间距的允许偏差为±0。3mm，任意两孔中心间距允许偏差为±1.Omm.2．3．5酸性环境中使用的管件、紧固件，应按设计要求进行处理，合格后方可使用。2．3．6法兰连接件螺栓、螺母、缠绕式垫片等应符合装配要求，不得有影响装配的划痕、毛刺、翘边及断丝等缺陷。2．3．7用于高压管道上的螺栓.螺母应符合国家现行有关标准的规定，使用前应从每批中各取两根（个）进行硬度检查，不合格时加倍检查；仍有不合格时，逐个检查,不合格者不得使用。当直径大于或等于M30且工作温度大于或等于500℃时,应逐根进行硬度检查,螺母硬度不合格不能使用；螺栓硬度不合格，取最高、最低各一根校验机械性能,若有不合格，取硬度相近的螺栓加倍校验，仍有不合格，则该批螺栓不得使用.2．3．8三通的检验及其质量应符合下列要求：1主管应按支管实际内径开孔，孔壁应平整光滑,孔径允许偏差应为±0.5mm.2主管开孔口和支管玻口周围应清洁,无脏物、油渍和锈斑。3三通端面坡口角度应为35o±5o，钝边应为l。0～2。0mm.4支管与主管垂直度允许偏差不应大于支管高度的1%，且不得大于3mm。5各端面垂直度的允许偏差不得大于钢管外径的1％，且不得大于3mm。6加强板焊缝外观质量应符合设计要求。7拔制三通的检查应按设计要求进行，其壁厚、减薄量等必须满足要求。2．3．9弯头的检验及其质量应符合下列要求：1弯头外观不得有裂纹、分层、褶皱、过烧等缺陷。2弯头壁厚减薄量应小于厚度的10%，且实测厚度不得小于设计计算壁厚.3弯头坡口角度应为35o±5o，钝边应为l.0~2mm。4弯头的端面偏差、弯曲角度偏差及圆度、曲率半径偏差,应符合表2．3．9的要求：2．3．10弯管的检验及其质量要求应符合下列规定：1弯管内外表面应光滑,无裂纹、疤痕、褶皱、鼓包等缺陷。2弯管的尺寸偏差应符合表2．3．10的规定。3弯管直径应与相连接管子内径一致。2．3．11异径管的检验及其质量要求应符合下列规定：l异径管的壁厚应大于大径端管段的壁厚。2异径管的圆度不应大于相应端外径的1％，且不大于3mm；两端中心线应重合，其偏心值不应大于5mm。3异径管尺寸允许偏差应符合表2．3．10的规定。4偏心异径管应按设计要求进行检查.2．3．12支吊架的检验及其质量要求应符合下列规定：1支吊架表面应无毛刺、铁锈、裂纹、漏焊、表面气孔等缺陷.2支吊架用的弹簧表面不应有裂纹.折叠、分层、锈蚀等缺陷,工作圈数偏差不得超过半圈。3自由状态时，弹簧各圈节距均匀，其节距允许偏差不应大于平均节距的10%。4弹簧两端支撑面与弹簧轴线应垂直，其允许偏差不应大于自由高度的2%。2．3．13管线补偿器检验应按出厂说明书和设计要求进行,其尺寸偏差应符合下列要求：l“Π”形和“Ω’形补偿器的弯曲管子的圆度不应大于外径的8％,壁厚减薄量不应大于公称壁厚的15％,且壁厚不小于设计壁厚。2“Π"形补偿器悬臂长度允许偏差为±10mm；平面翘曲每米允许偏差不应大于3mm，且总长平面翘曲不得大于10mm。2．4阀门2．4．1阀门应有产品合格证，电动、气动、液压、气流联动、气液动、电液动、电磁液动、电磁动等阀门应有安装使用说明书。2．4．2阀门试验前应进行外观检查,其外观质量应符合下列要求：1阀体、阀盖、阀外表面无气孔、砂眼、裂纹等缺陷。2阀体内表面平滑、洁净，闸板、球面等与其配合面应无划伤、凹陷等缺陷。3垫片、填料应满足介质要求，安装正确.4螺栓、连接法兰、内外螺纹应符合技术要求.5丝杆、手轮、手柄无毛刺、划痕，且传动机构操作灵活、指示正确，能完全到位.6其他阀门（电动、气动等）、各种零件齐全完好，无松动现象。7铭牌完好无缺,标记齐全正确。2．4．3阀门的强度和密封试验应符合下列规定:1试压用压力表精度不应低于1．5级，并经校验合格。2阀门的检验范围应为:公称直径小于或等于50mm且公称压力小于或等于1。6MPa的阀门,从每批中抽查10％，且不少于1个；若有不合格，再抽查20％；若仍有不合格,应逐个检查试验此批阀门。公称直径大于50mm或公称压力大于1．6MPa的阀门应全部进行检查.3阀门应用清水进行强度和密封试验，强度试验压力应为工作压力的1．5倍，稳压不小于5min，壳体、垫片、填料等不渗漏、不变形、无损坏，压力表不降为合格.密封试验压力为工作压力,稳压15min，不内漏、压力表不降为合格。4阀门进行强度试压时，其阀门应半开半闭，让中腔进水,整体试压。密封试压时应进行单面受压下阀门的开启。手动阀门应在单面受压下开启,检查其手轮的灵活性和填料处的渗漏情况;电动阀等应按要求调好限位开关试压运转后,进行密封试验下的单面受压开启，阀门两面都应进行单面受压下的开启，开启压力应大于或等于工作压力。不合格的阀门不得使用.5止回阀、截止阀可按流向进行强度和密封试验。止回阀应按逆流向做密封试验、顺流向做强度试验，截止阀可按顺流向进行强度和密封试验。6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》。2．4．4安全阀安装前应进行压力调试，其开启压力为工作压力的1。05～1。15倍.回座压力应在0.90～1。05倍工作压力之间,调试不少于三次。调试合格后铅封，并填写记录。2．4．5液压球阀驱动装置,应按出厂说明书进行检查，压力油应在油标三分之二处，各部驱动灵活。2．4．6检查电动阀门的传动装置和电动机的密封、润滑部分，使其传动和电气部分灵活好用，并调试好限位开关。3钢管下料与管件加工3．1钢管下料3．1．1高压条件下使用的钢管宜采用机械切割，中低压钢管可采用氧乙炔切割。切割后必须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。3．1．2钢管切口质量应符合下列规定：l切口表面应平整，无裂纹、重皮、毛刺、凹凸、缩口、熔渣、氧化物、铁屑等。2切口端面倾斜偏差Δ（图3．1．2）不应大于管子外径的1％，且不得超过3mm。ΔΔ3．1．3钢管因搬运堆放造成的弯曲，使用前应进行校直，其直线度每米不超过1.5mm，全长不超过5mm。3．1．4管端的坡口型式及组对尺寸应符合表3．1．4的要求。3．2管件加工3．2．1管子对接时，错边量应符合表3.2。1的规定.表3．2．1管子错边量(mm)管壁厚内壁错边量外壁错边量＞101.02.0～2。55~１０0。1壁厚1。5～2.0＜50。50。5～1。53．2．2弯管的制作应符合下列规定：1弯管宜采用壁厚为正公差的管子制作。当采用负公差的管子制作弯管时,管子弯曲半径与弯管前管子壁厚的关系宜符合表3．2．2的规定.2高压钢管的弯曲半径宜大于管子外径的5倍,其他管子的弯曲半径直大于管子外径的3．5倍。3用有缝管制作弯管时,焊缝应避开受拉（压)区。4钢管应在其材料特性允许的范围内冷弯或热弯。5采用高合金钢管制作弯管时，宜采用机械方法；当充砂制作弯管时,不得用铁锤敲击。3．2．3钢管热弯或冷弯后的热处理，应符合下列规定：1除制作弯管温度自始至终保持在900℃以上的情况外，用壁厚大于19mm的碳素钢制作弯管后，应按表3．2．3的规定进行热处理。2当用表3．2。3所列的中、低合金钢管进行热弯时，对公称直径大于或等于100mm，或壁厚大于或等于13mm的，应按设计文件的要求进行完全退火、正火加回火或回火处理。3当用表3．2．3所列的中、低合金钢管进行冷弯时,对公称直径大于或等于100mm,或壁厚大于或等于13mm的，应按表3．2．3的要求进行热处理.4用奥氏体不锈钢管制作的弯管，可不进行热处理。当设计文件要求热处理时，应按设计文件规定进行.3．2．4弯管质量应符合下列规定：l无裂纹（目测或依据设计文件规定）。2无过烧、分层等缺陷。3无皱纹.4设计压力大于或等于10MPa的弯管，任一截面上的最大外径与最小外径之差应不大于制作弯管前管子外径的5%；制作弯管前后的壁厚之差,不得超过制作弯管前管子壁厚的10%；管端中心偏差值Δ不得超过1．5mm／m，当直管长度L大于3m时,其偏差不得超过5mm。5设计压力小于10MPa的弯管，任一截面上的最大外径与最小外径之差应不大于制作弯管前管子外径的8%。6对于其他弯管，制作弯管前后的管子壁厚之差，不得超过制作弯管前管子壁厚的15％，且均不得小于管子的设计壁厚；管端中心偏差不得超过3mm／m，当直管长度大于3m时，其偏差不得超过10mm.3．2．5∏形弯管的平面度允许偏差Δ应符合表3．2。5和图3．2．5的规定。表3．2．5∏形弯管的平面度允许偏差(mm）长度＜500500～1000＞1000~1500＞1500平面度≤3≤4≤6≤103．2．6用高压钢管制作弯管后，应进行表面无损探伤，需要热处理的应在热处理后进行;当有缺陷时,可进行修磨,修磨后的弯管壁厚不得小于管子公称壁厚的90％，且不得小于设计壁厚。3．2．7卷管加工、管口翻边、夹套管加工及其质量应符合《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235的规定。3．2．8管汇的制作及其质量应符合下列规定:1制作管汇母管直选择整根无缝钢管。若采用焊接钢管对接时，纵缝或螺旋焊缝应错开100mm以上。对于螺旋焊缝钢管，在管端的螺旋焊缝处还应进行补强焊接，其长度应不小于20mm.2管汇母管划线应符合下列规定：1）固定母管划出中心线；2）按图纸要求的间距划出开孔中心和开孔线。3管汇采用骑座式连接时，母管的开孔直径应比支管内径小于2mm。子管坡口及角接接头应符合表3．2．8－1和图3．2．8的规定。表3．2．8－l子管坡口及角接接头的尺寸项目接头夹角φ90o～105o105o～150o子管与鞍口的角度β45o45o～90o坡口角度α45o~60o60o根部间隙b(mm）1。5～2.51。5～2.5钝边p（mm）0~1。50～1.54管汇采用插入式连接时，应在母管上开孔并加工坡口.坡口角度应为45o～60o，其允许偏差应为土2。5o，孔与子管外径间隙为0．5~2mm。子管插入深度不得超过母管内壁。5管汇组对时,应首先进行子管与法兰的组对。母管与子管组对时，应先组对两端子管，使之相互平行且垂直于母管，然后以两子管为基准组对中间各子管。6管汇组对时,当子管的公称直径小于或等于200mm时，定位焊4点;当子管的公称直径大于200mm时，定位焊6点，并均匀分布.7管汇组对的允许偏差应符合表3．2．8－2的规定。表3．2．8－2组对允许偏差序号项目允许偏差(mm)1母管总长±52子管间距±33子管与母管两中心线的相对偏移±1.54子管法兰按管长度±1.55法兰水平度或垂直度子管直径≤300≤1＞300≤26母管直线度母管公称直径≤100≤L/1000,最大15＞100≤2L/1000，最大15注:L为母管长度（m)。8封头组对前，应将管汇内部清理干净，组对焊接应符合设计图纸要求.9管汇焊接质量应符合本规范第5章的规定。4管道安装4．1一般规定4.1．1管道安装前，工艺管道施工图必须经土建、电气、仪表、给排水等相关专业会审，尤其是对埋地管道与埋地电缆、给排水管道、地下设施、建筑物预留孔洞位置等进行校对。4．1．2与管道安装相关的土建工程经检查验收合格，达到安装条件。4．1．3工艺管道所用管材、管件、阀门及其他预制件等按本规范规定检验合格。4．1。4与管道连接的设备、管架、管墩应找正.安装固定完毕，管架、管墩的坡向、坡度应符合设计要求.4．1。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。4．1．6埋地管道组焊检查合格后,进行试压、防腐并及时回填。回填前，应办理隐蔽工程检查验收手续。4．1．7不宜在管道焊缝位置及其边缘上开孔，当不可避免时，应对开孔处开孔直径1．5倍范围内进行补强，补强板覆盖的焊缝应磨平。焊缝质量的检验应符合5．4的规定。4．2管道安装4．2．1对预制的管道应按管道系统编号和顺序号进行对号安装.4．2．2管道、管件、阀门、设备等连接时，不得采用强力对口。4．2．3安装前应对阀门、法兰与管道的配合情况进行下列检查：l对焊法兰与管子配对焊接时，检查其内径是否一致。如不一致，按要求开内坡口。2检查平焊法兰与管子配合情况。3检查法兰与阀门法兰配合情况以及连接件的长短,防止不能配合安装。4．2．4检查三通、弯头内径与其连接的管径是否一致.不一致时按要求开内坡口。4．2．5异径管直径应与其相连接管段一致,配合的错边量不应大于1．5mm。4．2．6管道安装时应采用对口器进行对口组焊。使用外对口器时，根焊须完成管道周长的50％以上且均匀分布时才能拆除对口器；使用内对口器时,根焊须全部完成后才能拆除对口器。4．2．7管子端日圆度超标时应进行校圆.校圆时宜采用整形器调整，不宜用锤击方法进行调整。4．2．8管道对口时应检查平直度,按图4．2．8所示在距接口中心200mm处测量，当管子公称直径小于100mm时，允许偏差为lmm；当管子公称直径大于或等于100mm时，允许偏差为2mm,但全长允许偏差均为10mm。4．2．9螺旋缝焊接钢管对接时,螺旋焊缝之间应错开100mm以上.4．2．10钢管在穿建(构）筑物时；应加设护管。护管中心线应与管线中心线一致,且建（构）筑物内隐蔽处不得有对接焊缝。4．2．11管道安装允许偏差值应符合表4。2．11的规定。表4.2．11管道安装允许偏差项目允许偏差（mm）坐标架空±10地沟±7埋地±20标高架空±10地沟±7埋地±20平直度DN≥100mm≤2L/1000最大40DN＞100mm≤3L/1000最大70铅垂度≤3H/1000最大25成排在同一平面上的间距±10交叉管外壁或保温层的间距±74．2．12连接机器的管道，其固定焊口应远离机器。对不允许承受附加外力的机器,管道与机器的连接应符合下列规定：l管道在自由状态下，检查法兰的平行度和同心度，允许偏差应符合表4．2．12的规定。表4．2．12法兰平行度、同心度允许偏差和设备位移机泵转速(r/min）平行度(mm）同心度（mm）设备位移(mm）3000～6000≤0.10≤0.50≤0。50＞6000≤0.05≤0。20≤0.022紧固螺栓时，应在设备主轴节上用百分表观察设备位移，其值应符合表4．2．12的规定。4．2．13管道补偿器安装前,应按设计规定进行预拉伸（预压缩），其允许偏差为±10mm。4．2．14架空管道的支架、托架、吊架、管卡的类型、规格应按设计选用，安装位置应符合设计要求，安装方法正确。滑动支架应保证沿轴向滑动无阻，且不发生横向偏移；固定支架应安装牢固。4．2．15法兰密封面应与管子中心垂直（图4．2．15）。当公称直径小于或等于300mm时,在法兰外径上的允许偏差e为±1mm；当公称直径大于300mm时，在法兰外径上的允许偏差e为±2mm。4．2．16法兰螺孔应跨中安装.管道的两端都有法兰时，将一端法兰与管道焊接后,用水平尺找平,另一端也同样找干。平孔平度应小于lmm。4．2．17管端与平焊法兰密封面的距离应为管子壁厚加2～3mm。4．2．18法兰连接时应保持平行，其偏差不得大于法兰外径的1.5／l000,且不大于2mm。垫片应放在法兰密封面中心,不得倾斜或突入管内。梯槽或凹凸密封面的法兰，其垫片应放入凹槽内部。4．2．19每对法兰连接应使用同一规格螺栓，安装方向一致。螺栓拧紧应按对称次序进行.所有螺栓应拧紧，受力应均匀，不得遗漏.4．2．20法兰螺栓拧紧后,两个密封面应相互平行，用板尺对称检查，其间隙允许偏差应小于0．5mm。4．2．21法兰连接应与管道保持同轴，其螺栓孔中心偏差不超过孔径的5％，并保持螺栓自由穿入。法兰螺栓拧紧后应露出螺母以外2～3牙，螺纹不符合规定的应进行调整。4．2．22螺纹法兰拧入螺纹短节端时，应使螺纹倒角外露，金属垫片应准确嵌入密封座内。4．3阀门安装4．3．1阀门安装前，应检查阀门填料，其压盖螺栓应留有调节余量。4．3．2阀门安装前，应按设计文件核对其型号，并应按介质流向确定其安装方向，复核产品合格证及试验记录。4．3．3当阀门与管道以法兰或螺纹方式连接时，阀门应在关闭状态下安装。4．3．4当阀门与管道以焊接方式连接时,阀门不得关闭，焊缝应保证质量。4．3．5阀门安装时，按介质流向确定其阀门的安装方向，应避免强力安装。在水平管段上安装双闸板闸阀时，手轮宜向上。一般情况下，安装后的阀门手轮或手柄不得向下,应视阀门特征及介质流向安装在便于操作和检修的位置上.4．3．6安全阀安装时应符合下列规定：1检查垂直度，发现倾斜时应进行校正.2安全阀的最终调校宜在系统上进行，开启和回座压力应符合设计文件和本规范的有关规定。5焊接5．1一般规定5．1．1站场钢质管道焊接时应按本章和现行的行业标准《钢质管道焊接及验收》SY／T4103的有关规定执行。5．1．2在管道焊接生产中，对于任何初次使用的钢种，焊接材料和焊接方法都应进行焊接工艺试验和评定.焊接工艺试验和评定应符合《钢质管道焊接及验收》SY/T4103—1995第5章的规定。5．1．3安装单位已有的焊接工艺评定结果在新建工程上使用时,需要进一步确认.当其中任何一要素与实际情况不符时,依据本规范中焊接工艺评定规程中的要求，确定是否重新进行焊接工艺评定。5．1．4根据合格的焊接工艺评定报告编制焊接工艺规程。5．1．5参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，焊工技取得的相应项目施焊。焊工资格考试按照《钢质管道焊接及验收》SY/T4103－1995第6章的规定执行.5．2焊接5．2．1施焊前焊接材料应满足以下要求：1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；保护气体的纯度和干燥度应满足焊接工艺规程的要求。2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350~400t,恒温时间l～2h，焊接现场应设恒温干燥箱调),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，应进行烘干，烘干温度为80～100℃，烘干时间为0.5～1h。3在焊接过程中出现焊条药皮脱落、发红或严重偏弧时应立即更换。5．2．2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雨大或雪天。2大气相对湿度超过90％。3风速超过2．2m/s（气体保护焊）,风速超过8m/s（药皮焊条子工电弧焊），风速超过11m／s(药芯焊丝自保护焊）。4环境温度低于焊接现程中规定的温度时。5常用管材允许焊接的最低环境温度：低碳钢为-20℃，低合金钢为-15℃,低合金高强钢为-5℃。5．2．3管道对接接头型式应符合本规范第3．1．4条的规定.5．2．4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100mm范围内的油、漆、锈、毛刺等污物。5．2．5管道对接焊缝位置应符合下列要求:l相邻两道焊缝的距离不得小于1．5倍管道公称直径，且不得小于150mm.2管道对接焊缝距离支吊架不得小于50mm，需要热处理的焊缝距离支吊架不得小于300mm。3管道对接焊缝距离弯管起点不得小于100mm；，且不宜小于管子外径.4直缝管的直焊缝应位于易检修的位置，且不应在底部。5．2．6工艺管道上使用的弯头宜根据需求定货，必须采用直口组对焊接。5．2．7施焊时严禁在坡口以外的管壁上引弧；焊机地线应有可靠的连接方式,以防止和避免地线与管壁之间产生电弧而烧伤管材。5．2．8预制好的防腐管段，焊前应对管端防腐层采用有效的保护措施，以防电弧灼伤。5．2．9管道焊接时，根焊必须熔透，背面成型良好；根焊与热焊直连续进行,其它层间间隔也不宜过长，当日焊口当日完成。5．2．10每遍焊完后应认真清渣,清除某些缺陷后再进行下一道工序。5．2．11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。5．3焊接热处理5．3．1焊接接头的焊前预热和焊后热处理应根据设计要求和焊件结构的刚性，在焊接工艺评定中确定热处理工艺。5．3．2异种钢焊接时，预热温度应按可焊性差的钢材的要求确定。5．3．3预热应在焊口两侧及周向均匀进行，应防止局部过热,预热宽度应为焊缝两侧各100mm。5．3．4对有预热要求的焊接，在焊接过程中的层间温度不应低于其预热温度。5．3．5后热和热处理应按焊接工艺评定确定的工艺规定进行.5．3．6热处理加热范围应为焊口两侧各大于焊缝宽度的3倍，且不小于25mm，加热区以外的100mm范围应予保温。5．3．7热处理后的焊缝应符合设计规定要求，否则应对焊缝重新进行热处理。一道焊缝热处理次数不能超过两次。5．4焊缝检验与验收5．4．1管道对接焊缝应进行100％外观检查。外观检查应符合下列规定：1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。2焊缝允许错边量不宜超过壁厚的10％,且不大于1。6mm.3焊缝宽度应为坡口上口两侧各加宽1～2mm。4焊缝表面余高应为0～1．6mm,局部不应大于3mm且长度不大于50mm。5焊缝应整齐均匀，无裂纹、未焊透、气孔、夹渣、烧穿及其他缺陷。6盖面焊道局部允许出现咬边.咬边深度应不大于管壁厚的12．5%且不超过0．8mm。在焊缝任何300mm的连续长度中，累计咬边长度应不大于50mm。5．4．2焊缝外观检查合格后应对其进行无损探伤。射线探伤应按《石油天然气钢质管道对接焊缝射线照相及质量分级》SY4056的规定执行.超声波探伤应按《石油天然气钢质管道对接焊缝超声波探伤及质量分级》SY4065的规定执行。5．4．3焊缝无损探伤检查应由经锅炉压力容器无损检测人员资格考核委员会制定的《无损检测人员考试规则》考试合格并取得相应资格证书的检测人员承担，评片应由取得Ⅱ级资格证书及其以上的检测人员承担。5．4．4无损探伤检查的比例及验收合格等级应符合设计要求。如没有规定时，应按下列规定执行：1管道对接焊缝无损探伤检查数量及合格等级应符合本规范表5．4．4的规定.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。合格级别应符合本规范表5．4。4的规定。3不能进行超声波或射线探伤的部位焊缝,按《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235进行渗透或磁粉探伤，无缺陷为合格。表5．4．4焊缝无损探伤检查数量及合格等级设计压力(Mpa)超声波探伤射线探伤抽查比例(%）合格级别抽查比例（%)合格级别P＞16——100Ⅱ4。0＜p≤16100Ⅱ10Ⅱ1。6＜p≤4.0100Ⅱ5ⅢP≤1。650Ⅲ——5．4．5焊缝抽查检测应具有代表性和随机性，或由工程监理指定。对每个焊工或流水作业组每天复验或抽查的比例应大致相同。5．4．6不能满足质量要求的焊接缺陷的清除和返修应符合《钢质管道焊接及验收》SY/T4103——1995第10章的规定。返修后的焊缝应按本章有关条款进行复检。6管沟开挖及回填6．0．1管沟开挖应按管底标高加深100mm。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廊宽加500mm。6．0．2管道下沟前，应对管沟进行复测,达到设计要求后方可下沟。6．0．3管沟尺寸允许偏差应符合下列规定：1管沟中心线偏差为±100mm。2管底标高允许偏差为±100mm。3沟底宽度允许偏差为±100mm。6．0。4管道下沟前，应清理沟内塌方和硬土(石)块，排除管沟内积水。如沟底被破坏（超挖、雨水浸泡等)或为岩石沟底，应超挖200mm，并用砂或软土铺垫。6．0．5管道应在不受外力的条件下，紧贴沟底放置到管沟中心位置，悬空段应用细土或砂塞填。6．0．6管沟回填前，应完成以下工作：1管道焊缝经无损检测合格.2外防腐绝缘层检漏合格。3管道强度及严密性试验合格。4进行隐蔽工程检查验收。6．0．7管沟回填应符合下列规定：1管道周围200mm范围内，回填土使用细土.2回填土分层夯实，每层200～300mm厚.7管道系统吹扫试压7．1吹扫试压前的要求7．1．l管道系统安装完毕后，在投入生产前，必须进行吹扫和试验,清除管道内部的杂物和检查管道及焊缝的质量。7．1．2检查、核对已安装的管道．、设备、管件、阀门等，并必须符合施工图纸要求。7．1．3埋地管道在试压前不宜回填土，地面上的管道在试压前不宜进行刷漆和保温.7．1．4试压用的压力表必须经过校验合格，并且有铅封。其精度等级不得低于1．5级，量程范围为最大试验压力的1。5倍.试压用的温度计分度值应不小于1℃.7．1．5制定吹扫试压方案时,应采取有效的安全措施，并应经业主和监理审批后实施.7．1．6吹扫前,系统中节流装置孔板必须取出,调节阀、节流阀必须拆除,用短节、弯头代替连通。7．1．7水压试验时，应安装高点排空、低点放净阀门。7。1．8试压前，应将压力等级不同的管道、不宜与管道一齐试压的系统、设备、管件、阀门及仪器等隔开，按不同的试验压力进行试压.7．1．9每一个试压系统至少安装两块压力表,分别置于试压段高点和低点。7．2吹扫7．2．1吹扫气体在管道中流速应大于20m／s。7．2．2管道吹扫出的脏物不得进入设备,设备吹扫出的脏物也不得进入管道。7．2．3系统试压前后应进行吹扫。当吹出的气体无铁锈、尘土、石块、水等脏物时为吹扫合格。吹扫合格后应及时封堵.7．3试压7．3．1在环境温度低于5℃时，水压试验应有防冻措施。7．3．2若设计无规定时，管道系统试验压力应按下列规定进行：1强度试验压力为设计压力的1．5倍,且不得低于0．4MPa。2严密性试验压力按设计压力进行.7．3．3当采用近中性洁净水进行水压试验时,升压应缓慢，达到强度试验压力后,稳压10min,检查无漏无压降为合格.然后将压力降到设计压力，进行严密性试验，稳压30min,经检查无渗漏无压降为合格。7．3．4当采用气压试验并用发泡剂检漏时，应分段进行.升压应缓慢，系统可先升到0．5倍强度试验压力，进行稳压检漏，无异常无泄漏时再按强度试验压力的10％逐级升压，每级应进行稳压并检漏合格，直至升至强度试验压力，经检漏合格后再降至设计压力进行严密性试验，经检查无渗漏为合格.每次稳压时间应根据所用发泡剂检漏工作需要的时间而定.7．3．5试压中有泄漏时,不得带压修理。缺陷修补后应重新进行试压,直至合格。7．3．6当用天然气做试验介质时，应在干燥和置换了管内空气后进行.7．3．7试压合格后,可用0．6～0．8MPa压力进行扫线,以使管内干燥无杂物.8防腐保温8．1一般规定8．1．1强度试验、严密性试验及外观检查合格后,应按设计要求对管道进行防腐。8．1．2所用防腐保温材料应有产品合格证。8．1．3埋地管道防腐补口、补伤应符合现行的防腐标准的规定.8．1．4检漏方法应符合《管道防腐层检漏试验方法》SY／T0063的规定.8．2涂漆8．2．1涂漆前，应对金属表面按设计要求进行除锈，且无油脂、焊渣、砂尘、水露及其它污物。8．2．2涂完的底漆，应检查其质量。如有损坏应予以修补；底漆未干时不得涂刷面漆。8．2．3涂漆超过一遍时,前后间隔时间应根据涂料性质确定，但不得超过14d。8．2．4凡遇下列情况之一者，若不采取有效措施，不得进行涂刷作业：1下雨、下雪、有雾。2环境温度低于5℃或高于40℃.3灰尘过多。4被涂表面温度高于65℃。5环境相对湿度大于85％。6钢管表面结露。8．2．5涂层质量如遇到下列情况时应进行修补：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。8．3保温8．3．1保温应在钢管表面质量检查及防腐合格后进行.8．3．2采用管壳预制块保温时，预制块接缝应错开，水平管的接缝应在正侧面.8．3．3阀门、法兰处的管道保温应在法兰外测预留出螺栓的长度加20mm间隙.8．3．4管托处的管道保温，应不防碍管道的膨胀位移，且不损坏保温层。8．3．5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。3石棉水泥保护层厚度应均匀，表面应光滑。4用金属薄板做保护层时，咬缝应牢固，包裹应紧凑.5保温层表面和伸缩缝的允许偏差应符合表8.3．5的规定。表8．3。5保温层表面和伸缩缝的允许偏差序号项目允许偏差1表面平整度涂抹10mm卷材成型5mm成型品5%2厚度缠绕品8%填充品10％3伸缩缝宽度5％9交工验收9．0．1站内工艺管道工程完工后,应根据本规范和设计要求，由建设单位（或业主）组织施工单位和设计单位、监理单位共同对站内工艺管线进行检查和验收。9．0．2站内工艺管道工程交工后，交工资料的编制应按合同或设计要求进行。无要求时，施工单位必须提供下列技术资料：1工程说明。2主要验交实物工程量表。3施工图设计修改通知单.4技术核定（联络)单。5防腐绝缘施工记录。6隐蔽工程检查验收记录。7设备、阀门管件、焊材等原材料合格证.8阀门试压记录.9无损检测报告。10强度和严密性试验记录。11管道吹扫记录。12竣工图。本标准共摘录一百四十二条石油天然气管道工程建设项目竣工验收手册(试行)（下册）中国石油天然气股份天然气与管道分公司二〇〇九年七月目录9石油天然气管道工程建设项目竣工资料表格……………………19.1石油天然气管道工程建设项目竣工资料表格样表目录……11。通用部分表格……………………12。天然气管道工程工程表格………………………23。原油成品油管道工程表格……………………104.隧道工程表格…………………125.盾构工程表格…………………126.道路工程表格…………………137。水工保护表格…………………138.无损检测表格…………………149。监理、EPC、施工、检测用表…………………1410。辅助部分表格………………169。2竣工资料表格使用说明……………………17编后语9石油天然气管道工程建设项目竣工资料表格9.1石油天然气管道工程建设项目竣工资料表格样表目录序号编号类别一、通用部分1通—01竣工资料编制说明2通—02工程说明3通-03开工报告4通—04停工报告5通-05复工报告6通—06交工项目表7通—07交工主要实物量表8通—08主要设备及其备品、备件交接清单9通-09合格证、质量证明书汇总表10通-10合格证、质量证明书粘贴单11通-11主要设备说明书及随机资料交接清单12通—12工程重大质量事故处理记录13通-13重大质量事故处理鉴定报告14通—14一般(大)事故处理鉴定记录15通-15____单位（子单位）工程质量控制资料16通-16分部工程质量验收汇总表17通-17分部(子分部）工程质量验收汇总表18通-18单位（子单位)工程质量验收汇总表19通—19中间交工证书20通-20工程完工报告21通-21交工证书22通—22竣工报告23通—23未完工程项目明细表24通—24设计技术交底记录25通—25图纸会审记录26通—26设计变更（修改）通知单明细表27通-27设计变更通知单28通-28施工变更联络单明细表29通—29施工变更联络单30通-30设备、材料改代核定单31通-31交桩记录32通-32设备进场检验记录33通—33设备开箱检查记录34通-34甲供设备统计表35通-35甲供材料统计表36通-36EPC供设备统计表37通—37EPC供材料统计表38通-38乙供设备统计表39通-39乙供材料统计表40通—40隐蔽工程检查记录二、天然气管道工程（一）线路工程41线-01测量放线记录42线—02管沟开挖验收记录43线—03冷弯管制作检查记录44线-04冷弯管加工汇总表45线-05—1管道施工记录46线—05—2管道安装施工记录47线-06管道焊口统计表48线—07管道防腐补口、保温施工记录49线—08防腐补口剥离强度试验记录表50线-09管道防腐绝缘层电火花检测记录51线—10管道埋深抽查记录52线—11管道工程隐蔽检查记录53线—12管沟回填检查记录54线-13管道清管、测径记录55线-14管道试压记录56线—15阀门试验记录57线—16管道竣工测量成果表58线—17管道竣工地理信息表59线—18管道里程、转角、测试、标志桩埋设记录60线—19管道构筑物施工检查记录61线-20阴极保护工程施工记录62线-21阴极保护桩测试记录63线—22辅助阳极、参比电极、绝缘保护器安装检查64线—23阴极保护站阴极保护电参数测试记录65线-24强制电流阴极保护电参数测试记录66线—25牺牲阳极埋设记录67线-26牺牲阳极电参数测试记录68线-27管道静电接地测试记录69线-28防雷接地电池测试记录70线—29音频检漏测试记录71线-30管道线路地貌恢复验收证书汇总表72线—31管道线路地貌恢复验收证书73线-32管道干燥记录(二)站场工程=1\＊ROMANI建筑工程74站建—01工程定位测量记录75站建-02基桩定位测量记录76站建—03地下障碍物确认单77站建-04竣工测量成果记录78站建—05钎探记录79站建—06地基验槽记录80站建-07地基异常现象处理记录81站建-08土建基础复测记录82站建-09设备基础检查验收记录83站建—10见证取样记录84站建—11试验报告目录85站建-12基础沉降观测记录86站建—13预制桩打桩记录87站建—14钢筋混凝土灌注桩施工检查记录88站建-15钻孔桩灌注混凝土检查记录89站建-16CFG桩施工记录90站建—17振动沉管碎石桩施工记录91站建-18钢结构埋件焊接记录92站建-19基础二次灌浆施工检查记录93站建—20混凝土施工检查记录94站建-21混凝土冬期施工保温、测温记录95站建-22工程砌砖（石）检查记录96站建—23砌体配（加）筋记录97站建-24钢筋隐蔽验收记录98站建—25钢桁架安装记录99站建—26钢网架安装记录100站建—27构件外形和几何尺寸检查记录101站建-28钢结构安装记录102站建-29压型金属板安装检查记录103站建-30高强螺栓连接检查记录104站建—31结构安装检查记录105站建-32结构验收记录106站建—33防腐工程施工记录107站建—34防火涂层施工记录108站建-35防水工程施工记录109站建—36防水工程试水检查记录=2\*ROMANII工艺设备安装工程110站设-01设备基础检查记录111站设-02设备清理检查封闭记录112站设—03设备安装垫铁隐蔽工程记录113站设-04设备安装精平记录114站设—05联轴器对中记录115站设—06高强螺栓连接检查记录116站设-07钢吊车梁安装记录117站设—08立式设备安装记录118站设—09卧式设备安装记录119站设-10火炬安装质量检查记录120站设—11受压容器压力试验记录121站设—12油系统冲洗检查记录122站设—13机组试运前系统确认记录123站设—14机器单机试车记录（一）124站设—15机器单机试车记录（二)通用类125站设—16—1机器单机试车记录（二）汽轮机（燃气轮机)126站设-16—2机器单机试车记录（二）汽轮机（燃气轮机）续表127站设-17-1机器单机试车记录（二)离心式压缩机128站设—17-2机器单机试车记录(二）离心式压缩机续表129站设-18-1机器单机试车记录（二)往复式压缩机130站设—18—2机器单机试车记录（二）往复式压缩机续表131站设-19联合试运行合格证书=3\＊ROMANIII工艺管道安装132站管—01高压管件检查验收记录133站管-02管道补偿器安装记录134站管—03设备现场组焊记录135站管-04设备/管道防腐、保温、保冷、涂漆施工记录136站管—05管架安装记录137站管-06—1工艺管道安装记录138站管-06—2工艺管道安装轴侧图139站管-07阀门试验记录140站管-08安全附件安装检查记录141站管—09管道静电接地测试记录142站管—10管道系统压力试验记录143站管-11设备/管道吹洗（吹扫）记录=4\*ROMANIV采暖设备、管道安装144站暖-01锅炉安装合格证145站暖-02锅炉试运记录146站暖—03通、排风管道施工记录147站暖-04室内管道工程水压试验记录148站暖—05通水试验记录149站暖—06防腐工程施工检查记录150站暖-07防火涂层施工检查记录151站暖-08通风设备安装记录艺152站暖-09通风空调系统调试记录=5\*ROMANV给排水通风设备、管道安装153站水-01室内管道工程水压试验记录154站水-02通水试验记录155站水-03卫生器具蓄水试验记录156站水—04排水管道灌水试验记录157站水—05排水管道立管通球检查记录158站水-06雨水落水管灌水试验记录159站水-07防腐工程施工检查记录160站水—08污水管道渗水量试验记录=6\＊ROMANVI电气安装161站电-01电气照明安装检查记录162站电—02直流系统、不间断电源(UPS）安装检查记录163站电—03电力电缆试验记录164站电-04电缆(线）敷设及绝缘电阻检测记录165站电-05阀型避雷器试验记录166站电—06氧化锌避雷器试验记录167站电-07接地网安装记录168站电—08接地电阻测试记录169站电—09设备（线路）电气性能测试记录170站电-10交流电动机试验记录171站电—11直流电机试验记录172站电-12交流电动机检查试运转记录173站电-13电测量指示仪表检验记录174站电—14变压器器身检查记录175站电-15电力变压器试验记录176站电-16绝缘油试验记录177站电-17交流耐压试验记录178站电-18变压器安装检查记录179站电-19变压器校验记录180站电—20组合式过电压保护装置试验记录181站电—21电流（压）继电器试验记录182站电-22电压互感器试验记录183站电—23电流互感器试验记录184站电-24并联电容器试验记录185站电-25隔离（负荷）开关、跌落式熔断器检查记录186站电-26GL型电流继电器试验记录187站电-27中间、信号继电器试验记录188站电—28时间继电器试验记录189站电—29-1差动继电器试验记录(一）190站电-29—2差动继电器试验记录（二）191站电-30母线安装检查记录192站电—31自动开关调整记录193站电-32负荷开关试验记录194站电—33隔离开关跌落式熔断器试验记录195站电—34隔离开关安装调整记录196站电—35断路器检查调整记录197站电—36继电保护装置的整定记录198站电—37—1发电机调试记录(一)199站电-37-2发电机调试记录（二)200站电—38微机继电保护回路调试记录201站电—39零序保护系统试验记录202站电—40高、低压配电柜安装检查记录203站电-41成套开关柜（盘）安装检查记录204站电—42保护、控制盘（屏）安装检查记录205站电—43直流屏检查调试记录206站电-44控制柜查线记录207站电-45太阳能极板安装检查记录208站电—46太阳能极板电压测试记录209站电-47_______安装检查记录210站电-48接地极及系统安装竣工测量记录211站电-49蓄电池安装检查记录（三）大型穿(跨）越工程212穿(跨）—01顶管穿越套管验收检查汇总表213穿（跨)-02顶管穿越顶管检查记录214穿(跨）—03回填土夯实施工记录215穿（跨）—04定向钻穿越回拖前检查记录216穿（跨）-05定向钻穿越管道就位检查记录217穿（跨）-06穿越管道水下成沟检查记录218穿（跨)—07穿越管道水下就位检查记录219穿（跨）—08穿越管道水下稳管检查记录220穿(跨）-09跨越管道就位检查记录221穿（跨)—10管道跨越索塔施工检查记录222穿（跨）—11管道跨越混凝土墩、塔检查记录223穿（跨）—12塔架检修平台,爬梯安装施工记录224穿(跨)-13跨越钢索（主索、锚固头）破断试验记录225穿（跨)-14跨越管道吊索拉力调试记录226穿(跨）-15基础检查验收记录227穿（跨）16承台检验记录228穿（跨）-17钢结构安装记录229穿（跨）-18管架安装记录230穿（跨)—19管道穿越工程隐蔽检查记录(四）通信工程231信—01光缆单盘（开盘、复测）检验记录232信-02_____至_____中继段光缆配盘图233信—03通信电（光）缆敷设施工记录234信—04光纤接续位置检查统计表235信—05_____至_____中继段_____号接头接续损耗测试表236信-06通信光缆熔接测试记录237信-07_____至_____中继段光纤线路衰减测试记录238信—08_____至_____中继段光纤衰减统计表239信-09标石设置检查统计表240信-10硅芯管接头记录241信—11通信硅芯管气密试验记录242信—12通信硅芯管通棒试验检查记录243信—13人井施工检查记录244信—14人（手）孔位置及安装检查统计表245信-15通信硅芯管隐蔽工程检查记录246信-16光缆绝缘电阻测试记录（五）仪表自动化安装工程247仪自-01仪表、设备交接清单248仪自—02（）表校验记录249仪自—03仪表回路联动调校检查记录250仪自—04物位仪表调校记录251仪自-05指示、记录仪调校记录252仪自—06流量测量节流装置检验记录253仪自—07硫化氢、水份分析仪调校记录254仪自—08就地指示仪(直读式压力计、温度计)调校记录255仪自—09显示仪表附加P、I、D调节器校验记录256仪自-10变送器、转换器、指示器校验记录257仪自—11仪表系统调试记录258仪自—12控制阀校验记录259仪自—13积算器调校记录260仪自-14计算单元调校记录261仪自—15调节阀调校记录262仪自—16调节阀、执行器、开关阀调校记录263仪自—17调节仪表比例度、重定特性试验记录264仪自—18仪表电缆敷设记录265仪自-19电缆（线）绝缘电阻测量记录266仪自—20仪表设备安装明细表267仪自—21仪表盘、柜查线记录268仪自—22节流装置安装检查记录269仪自—23安全栅、分配器、选择器调校记录270仪自—24分析仪调校记录271仪自-25工艺开关调校记录272仪自-26检测、调节系统及SCADA系统调试记录273仪自-27DCS、SCADA系统机柜、仪表盘、操作台安装检查记录274仪自-28仪表管路试压、脱脂、酸洗记录275仪自-29SCADA系统基本功能检测记录276仪自—30汇线槽、桥架安装检查记录277仪自—31模拟量输入调试记录278仪自-32主电缆安装检查记录279仪自—33数字量输入调试记录280仪自—34数字量输出调试记录281仪自—35变量地址表282仪自-36轴位移、轴振动检测装置校验记录（六）消防工程283消防—01火灾报警系统安装检查记录284消防—02报警、联锁系统及可编程序控制器（PLC)调试记录285消防-03H2S、可燃气体报警仪检查调试记录三、原油成品油管道工程（一）线路工程同天然气部分（二)站场工程=1\*ROMANI建筑工程同天然气部分=2\＊ROMANII工艺设备安装工程286站设-01设备基础检查记录287站设-02设备清理检查封闭记录288站设—03设备安装垫铁隐蔽工程记录289站设—04设备安装精平记录290站设—05联轴器对中记录291站设-06高强螺栓连接检查记录292站设-07立式设备安装记录293站设-08卧式设备安装记录294站设—09设备填充记录295站设—10离心泵解体、组装检查记录296站设—1121机泵安装记录(一）297站设—11—2机泵安装记录(二）298站设-12齿轮油泵安装记录299站设—13设备单体试压记录300站设—14机组试运前系统确认记录301站设-15单体试车记录302站设-16联合试运行合格证书=3\*ROMANIII工艺管道安装303站管—01-站管—11同天然气部分304站管-12原油电伴热施工记录=4\*ROMANIV采暖设备、管道安装同天然气部分=5\*ROMANV给排水通风设备、管道安装同天然气部分=6\＊ROMANVI电气安装同天然气部分（三）大型穿（跨）越工程同天然气部分(四）通信工程同天然气部分(五）仪表自动化安装工程305仪自—01—仪自—36同天然气部分306仪自-37热电偶、热电阻调校记录(六）消防工程天然气部分（七)储罐工程307罐—01储罐基础检查验收记录308罐—02罐拼（组)装记录309罐—03储罐罐体组装检查记录310罐—04罐及容器设备焊接记录311罐—05油罐焊缝返修记录312罐-06储罐几何尺寸检查记录313罐-07储罐施工检查记录314罐-08防腐工程施工记录315罐-09保温工程施工记录316罐—10罐试水沉降观测记录317罐-11储罐总体试验记录318罐-12设备吹洗（脱脂）记录319罐—13储罐试漏检查记录320罐—14储罐试压检查记录321罐-15管道系统压力试验记录322罐—16网状阳极电参数测试记录四隧道工程323隧-01超前探水（注浆）施工记录324隧-02掘进工程记录325隧-03隧道开挖断面检验记录326隧—04隧道开挖实测检验记录327隧—05锚杆钻孔安装记录328隧—06锚杆拉拨试验记录表329隧—07钢拱架安装检验记录330隧—08喷混凝土钢筋网安装检验记录331隧-09隧道衬砌钢筋安装检查记录332隧-10喷混凝土厚度检查记录333隧—11隧道成洞净空检验记录334隧-12隧道总体实测检验记录335隧-13隧道砌衬实测检验记录336隧-14隧道内沉降观测成果表337隧-15平面位置检测表338隧-16高程检测表339隧—17隧道防水板安装检查记录340隧-18止水带安装检查记录表341隧—19砌体工程施工记录342隧—20洞门砌筑检验记录343隧—21砼强度检验统计表344隧—22砂浆强度检验统计表345隧—23喷混凝土强度试验统计表346隧-24混凝土抗渗强度试验统计表347隧—25混凝土抗压强度试验统计表五盾构工程348盾01工程基线复核表349盾02地下连续墙隐蔽验收记录350盾03沉井下沉完毕复测记录351盾04环片钢筯笼质量检查表352盾05环片成品检查表353盾06环片水平拼装检查记录表354盾07环片检漏记录表355盾08环片背填注浆记录表356盾09弧形螺栓进场抽检记录表357盾10环片止水材贴付检查表358盾11环片块单体弯曲试验的变形记录表六道路工程359路—01混凝土强度报告汇总表360路—02路基、路面、路肩基层压实度汇总表361路-03路面工程一览表362路-04路基道坡及截水沟加固一览表363路—05桥梁工程一览表364路-06挡墙及防护工程一览表365路—07涵洞工程一览表366路-08建筑物（构筑物）定位测量记录367路-09标高竣工测量成果记录368路-10地基验槽记录369路-11基坑（槽）钎探成果表370路—12地基异常现象处理记录371路—13砌筑砖（石）施工检查记录七水工保护372水工—01定位测量记录373水工—