石油化工工程质量验收标准

第一篇化工石油工程标准规范

化工石油工程标准规范是化工石油行业监理工程师从事监理工作的主要依据，是化工石油工程建设过程中贯彻国家的有关法规和方针政策，统一技术要求，做到技术先进、经济合理、安全适用、确保质量的重要保证。因此，本章以化工石油工程监理工程师为主要学习对象，介绍化工石油工程建设应遵循的常用标准规范及其重点条款。

在我国，标准规范分为四级：国家标准、行业标准、地方标准和企业标准。国家标准发布后，行业视国标对本行业工作内容的涵盖情况及其对特殊设备、施工及验收规范的涉及深度，而制定行业标准，作为对国标的完善和补充。当几个标准之间出现矛盾时：

1）以国标为准，特别强调必须执行强制性国家标准。

2）国标没有说明的，按行业标准执行。

3）标准时效以最新发布的标准为准。第一章化工石油管道及储罐标准规范第一节化工石油管道及储罐建设应遵循的主要标准规范

一、国家标准

（1）GB50235-97（代替标准GBJ235-82）工业金属管道工程施工及验收规范

（2）GB50236-98（代替标准GBJ236-82）现场设备、工业管道焊接工程及验收规范

（3）GBJ126-89工业设备及管道绝热工程施工及验收规范

（4）GB50212-2002（代替标准GB50212-91）建筑防腐蚀工程施工及验收规范

（5）GB50235-97（代替标准GBJ235-82）工业金属管道工程施工及验收规范

（6）GB50236-98（代替标准GBJ236-82）现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范

（7）GB50268-97给水排水管道工程施工及验收规范

（8）GB50242-2002（代替标准GBJ242-82、GBJ302-88）建筑给水排水与采暖工程施工质量验收规范

（9）GBJ141－90给水排水构筑物施工及验收规范

（10）GB/T11790-1996（代替标准GB11790-89）设备及管道保冷技术通则

（11）GB/T4272-1992设备及管道保温技术通则

（12）GB8923-88涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级

（13）GB50212-2002（代替标准GB50212-91）建筑防腐蚀工程施工及验收规范

（14）GB50108-2001（代替标准GBJ108-87）地下工程防水技术规范

（15）GB50202-2002（代替标准GBJ202-83、GBJ201-83）建筑地基基础施工质量验收规范

（16）GB50094-1998（代替标准GBJ94-86）球形储罐施工及验收规范

（17）GB50128-2005（代替标准GBJ128-90）立式圆筒形钢制焊接油罐施工及验收规范

（18）GB12337-1998（代替标准GB12337-90）钢制球形储罐

（19）GB/T17261-1998（代替标准JB/T4711-92）钢制球形储罐型式与基本参数

二、化工石油工程行业标准

（1）SH/T3411-1999石油化工泵用过滤器选用、检验及验收

（2）SH/T3412-1999石油化工管道用金属软管选用、检验及验收

（3）SH/T3413-1999石油化工管道阻火器选用、检验及验收

（4）SH/T3523-1999（代替标准SH3523-92）石油化工铬镍奥氏体钢、铁镍合金和镍合金管道焊接规程

（5）SH/T3527-1999（代替标准SH3527-92）石油化工不锈钢复合钢焊接规程

（6）SH/T3064-2003（代替标准SH3064-1994）石油化工钢制通用阀门选用、检验及验收

（7）SH3501-2002（代替标准SH3501-2001）石油化工有毒、可燃介质管道施工及验收规范

（8）SH3502-2000（代替标准SHJ502-86）钛管道施工及验收规范

（9）SH/T3517-2001（代替标准SH3517-1991）石油化工钢制管道工程施工工艺标准

（10）SH3518-2000（代替标准SHJ518-91）阀门检验与管理规程

（11）SH/T3520-2004（代替标准SH3520-1991）石油化工铬钼耐热钢焊接规程

（12）SH/T3525-2004（代替标准SH3525-1992）石油化工低温钢焊接规程

（13）SH/T3526-2004（代替标准SH3526-1992）石油化工异种钢焊接规程

（14）DL5007-92电力建设施工及验收技术规范（焊接篇）

（15）DL5017-93压力钢管制造安装及验收技术规范

（16）DL5031-94电力建设施工及验收技术规范（管道篇）

（17）FJJ211-86夹套管施工及验收规范

（18）CJJ28-2004（代替标准CJJ28-89、CJJ38-90）城镇供热管网工程施工及验收规范

（19）CJJ33-89城镇燃气输配工程施工及验收规范

（20）CJJ63-95聚乙烯燃气管道工程技术规程

（21）SY/T0420-1997（代替标准SYJ0420-88）埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准

（22）SY0402-2000（代替标准SYJ4002-90、SYJ4023-89、SY/T4067-93）石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范

（23）SY/T0403-1998（代替标准SYJ4003-90）输油泵组施工及验收规范

（24）SY/T4071-1993管道下向焊接工艺规程

（25）SY/T4079-1995石油天然气管道穿越工程施工及验收规范

（26）SY4105-2005钢制储罐无溶剂聚氨酯涂料内防腐层技术规范

（27）SY4106-2005管道无溶剂聚氨酯涂料内外防腐层技术规范

（28）SY4109－2005石油天然气钢制管道无损检测

（29）SY/T6069-2005（代替标准SY/T6069-94）油气管道仪表及自动化系统运行技术规范

（30）SY/T4102-1995阀门的检查与安装规范

（31）SY0401-1998（代替标准SYJ4001-90）输油输气管道线路工程施工及验收规范

（32）SY0452-2002（代替标准SY4052-1992）油气管道焊接工艺评定方法

（33）SY0470-2000（代替标准SY4070-1993）石油天然气管道跨越工程施工及验收规范

（34）SY/T5257-2004（代替标准SY5257-1991）油气输送用钢制弯管

（35）SYJ4006-1990（代替标准SYJ4006-84）长输管道阴极保护工程施工及验收规范

（36）CECS105：2000建筑给水铝塑复合管道工程技术规程

（37）CECS17：2000埋地硬聚氯乙烯（PVC-C）给水管道工程技术规程

（38）CJJ/T29-98（代替标准CJJ29-89、CJJ30-89）建筑排水硬聚氯乙烯管道施工及验收规范

（39）SH3533-2003（代替标准SH3533-1995）石油化工给水排水管道工程施工及验收规范

（40）GB50330－2002建筑边坡工程技术规范

（41）HG20202－00（代替标准HGJ202-83）脱脂工程施工及验收规范

（42）HGJ229-91（代替标准HGJ229-83）工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范

（43）SH/T3522-2003（代替标准SH3522-1991）石油化工绝热工程施工工艺标准

（44）SH3022-1999（代替标准SHJ22-90）石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范

（45）SH3043-2003（代替标准SH3043-1991）石油化工企业设备管道表面色和标志

（46）SY/T0315-2005（代替标准SY/T0315-1997）钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术标准

（47）SY/T0379-1998（代替标准SY/T0079-93）埋地钢质管道煤焦油瓷漆外防腐层技术标准

（48）SY/T0407-1997（代替标准SYJ4007-86）涂装前钢材表面处理规范

（49）SY/T0413-2002（代替标准SY4013-95）埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准

（50）SY/T0414-1998（代替标准SYJ4014-93）埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标

（51）SY/T0415-1996（代替标准SYJ4015-87）埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准

（52）SY/T0420-1997（代替标准SYJ0420-88）埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准

（53）SY/T0447-1996（代替标准SYJ4047-90）埋地钢质管环氧煤沥青防腐层技术标准

（54）SH3522-2003（代替标准SH/T3522-91）石油化工隔热工程施工工艺标准

（55）JGJ106－2003（代替标准JGJ106－97）建筑基桩检测技术规范

（56）JGJ79－2002（代替标准JGJ79－91）建筑地基基础处理技术规范

（57）SH/T3083-1997石油化工钢储罐地基处理技术规范

（58）SH3510-2000（代替标准SHJ510-88）石油化工装置设备基础工程施工及验收规范

（59）SH3528-1993（代替标准SH3528-93）石油化工钢储罐地基与基础施工及验收规范

（60）SH/T3026-2005钢制常压立式圆筒形储罐抗震鉴定标准

（61）SH/T3138-2003球形储罐整体补强凸缘

（62）SH/T3512-2002（代替标准SH/T3512-1990）球形储罐工程施工工艺标准

（63）SH/T3530-2001（代替标准SH3530-1993）石油化工立式圆筒形钢制储罐施工工艺标准

（64）SH/T3537-2002立式圆筒形低温储罐施工技术规程

（65）SH/T3414-1999石油化工钢制立式轻质油罐下采样器选用、检验及验收第二节GB50236-1998《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》

一、总则

本规范适用于碳素钢、合金钢、铝及铝合金、铜及铜合金、工业纯钛、镍及镍合金的焊条电弧焊、氩弧焊、二氧化碳气体保护焊、埋弧焊和氧乙炔焊的焊接工程施工及验收。

二、焊接人员及其职责规定

焊接技术人员应由中专及以上专业学历、有1年以上焊接生产实践的人员担任。焊接技术人员应负责焊接工艺评定，编制焊接作业指导书和焊接技术措施，指导焊接作业，参与焊接质量管理，处理焊接技术问题，整理焊接技术资料。

焊接质检人员应由相当于中专及以上文化水平，有一定的焊接经验和技术水平的人员担任。焊接质检人员应对现场焊接作业进行全面检查和控制，负责确定焊缝检测部位，评定焊接质量，签发检查文件，参与焊接技术措施的审定。

无损探伤人员应由国家授权的专业考核机构考核合格的人员担任，井应按考核合格项目及权限，从事焊接检测和审核工作。

无损探伤人员应根据焊接质检人员确定的受检部位进行检验，评定焊缝质量，签发检验报告，对外观不符合检验要求的焊缝应拒绝检验。

焊工必须按规定进行考试，合格后方可上岗施焊。焊工应按规定的焊接作业指导书及焊接技术措施进行施焊。当遇到工况条件与焊接作业指导书及焊接技术措施的要求不符合时，应拒绝施焊。

焊接热处理人员应经专业培训，应按规范、焊接作业指导书及设计文件中的有关规定进行焊缝热处理工作。

三、施工单位应具备下列条件

1.施工单位应建立焊接质量管理体系，并应有符合本规范规定的焊接技术人员、焊接质检人员、无损探伤人员、焊工和焊接热处理人员。

2.施工单位的焊接工装设备、检验试验手段，应满足相应焊接工程项目的技术要求。

3.在焊工考试和工程施焊前，施工单位应具有相应项目的焊接工艺评定。

四、施焊环境规定

1.焊接的环境温度应能保证焊件焊接所需的足够温度和焊工技能不受影响。

2.焊接时的风速不应超过下列规定，当超过规定时，应有防风设施。

1）手工电弧焊、埋弧焊、氧乙炔焊：8m/s。

2）氩弧焊、二氧化碳气体保护焊：2m/s。

3.焊接电孤lm范围内的相对湿度应符合下列规定：

1）铝及铝合金焊接：不得大于80%。

2）其他材料焊接：不得大于90%。

4.当焊件表面潮湿、覆盖有冰雪或在下雨、下雪、刮风期间，焊工及焊件无保护措施时，不应进行焊接。

五、焊缝返修与补焊

对不合格焊缝的返修，返修前应进行质量分析，当同一部位的返修次数超过两次时，应制订返修措施并经焊接技术负责人审批后方可进行返修。补焊工艺应与原焊缝施焊工艺相同，且应符合有关规定。

六、材料

焊接工程所采用的材料，应符合设计文件的规定。手工钨极氩弧焊，宜采用铈钨极或钍钨极。

二氧化碳气体保护焊采用的二氧化碳气体与氧乙炔焊所采用的氧气纯度及压力等应符合要求。

七、碳素钢及合金钢的焊接

1.焊接工艺要求

1）焊条、焊丝的选用，应按照母材的化学成分、力学性能、焊接接头的抗裂性、焊前预热、焊后热处理、使用条件及施工条件等因素综合确定。

2）埋弧自动焊时，选用的焊剂应与母材和焊丝相互匹配。

3）定位焊缝应符合规定。

4）严禁在坡口之外的母材表面引弧和试验电流，并应防止电弧擦伤母材。

5）对含铬量大于或等于3%或合金元素总含量大于5%的焊件，氩弧焊打底焊接时，焊缝内侧应充氩气或其他保护气体，或采取其他防止内侧焊缝金属被氧化的措施。

6）焊接时应采取合理的施焊方法和施焊顺序。

7）施焊过程中应保证起弧和收弧处的质量，收弧时应将弧坑填满。多层焊的层间接头应错开。

8）管子焊接时，管内应防止穿堂风。

9）除工艺或检验要求需分次焊接外，每条焊缝宜一次连续焊完，当因故中断焊接时应根据工艺要求采取保温缓冷或后热等防止产生裂纹的措施，再次焊接前应检查焊层表面，确认无裂纹后，方可按原工艺要求继续施焊。

10）需预拉伸或预压缩的管道焊缝，组对时所使用的工卡具应在整个焊缝焊接及热处理完毕并经检验合格后方可拆除

11）低温钢、奥氏体不锈钢、耐热耐蚀高合金钢以及奥氏体与非奥氏体异种钢接头焊接时应符合规定。

2.焊前预热及焊后热处理

进行焊前预热及焊后热处理应根据钢材的淬硬性、焊件厚度、结构刚性、焊接方法及使用条件等因素综合确定。

八、铝及铝合金的焊接

铝及铝合金的焊接工艺应符合下列要求：

1）手工钨极氩弧焊应采用交流电源，熔化极氩孤焊应采用直流电源，焊丝接正极。

2）焊接前焊件表面应保持干燥，无特殊要求时可不预热。

3）焊接前应在试板上试焊，当确认无气孔后再进行正式焊接。

4）宜采用大电流快速施焊法，焊丝的横向摆动不宜超过其直径的3倍。

5）引弧宜在引弧板上进行，纵向焊缝宜在熄弧板上熄弧。引弧板和熄弧板的材料应与母材相同。

6）手工钨极氩弧焊的焊丝端部不应离开氩气保护区，焊丝与焊缝表面的夹角宜为15°，焊枪与焊缝表面的夹角宜为80°～90°。

7）多层焊时宜减少焊接层数，层间温度宜冷却至室温，且不应高于65℃。层间的氧化铝等杂物应采用机械方法清理干净。

8）对厚度大于5mm的立向焊缝，宜采用两人双面同步氩弧焊工艺。

9）当钨极氢弧焊的钨极前端出现污染或形状不规则时，应进行修正或更换钨极。当焊缝出现触钨现象时，应将钨极、焊丝、熔池处理干净后方可继续进行施焊。

10）当熔化极氩弧焊发生导电嘴、喷嘴熔入焊缝时，应将该部位焊缝全部铲除，更换导电嘴和喷嘴后方可继续施焊。

11）手工钨极氩弧焊和熔化极氩弧焊的焊接工艺参数应符合规定。

12）焊件应采用防止变形的措施。

九、铜及铜合金的焊接

铜及铜合金的焊接工艺应符合下列要求：

1）焊接定位焊缝时，应采用与正式焊接要求相同的焊接材料及焊接工艺，并应由合格焊工施焊。当发现定位焊缝有裂纹、气孔等缺陷时应清除重焊。

2）铜管焊接位置宜采用转动焊；铜板焊接位置宜采用平焊。

3）每条焊缝应一次连续焊完，不得中断。

十、焊接检验第三节GB50235-1997《工业金属管道工程施工及验收规范》

一、总则

本规范适用于设计压力不大于42MPa，设计温度不超过材料允许的使用温度的工业金属管道工程的施工及验收。

二、管道组成件及管道支承件的检验

管道组成件及管道支承件必须具有制造厂的质量证明书，其质量不得低于国家现行标准的规定。管道组成件及管道支承件的材质、规格、型号、质量应符合设计文件的规定，并应按国家现行标准进行外观检验，不合格者不得使用。

三、管道加工

1.管子切割

管子切断前应移植原有标记。低温钢管及钛管，严禁使用钢印。

碳素钢管、合金钢管宜采用机械方法切割。当采用氧乙炔火焰切割时，必须保证尺寸正确和表面平整。不锈钢管、有色金属管应采用机械或等离子方法切割。不锈钢管及钛管用砂轮切割或修磨时，应使用专用砂轮片；镀锌钢管宜用钢锯或机械方法切割。

管子切口表面应平整，无裂纹、重皮、毛刺、凸凹、缩口、熔渣、氧化物、铁屑等。切口端面倾斜偏差不应大于管子外径的1%，且不得超过3mm。

2.弯管制作

弯管宜采用壁厚为正公差的管子冷弯或热弯制作，弯后热处理应符合有关规定。弯管质量应符合规定。

输送剧毒流体或设计压力P大于或等于10MPa的弯管，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%，其管端中心偏差值△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；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。其他类别的弯管，管端中心偏差值△不得超过3mm／m，当直管长度L大于3m时，其偏差不得超过10mm。Ⅱ形弯管的平面度允许偏差应符合规定。

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.卷管加工

卷管的同一筒节上的纵向焊缝不宜大于两道；两纵缝间距不宜小于200mm。卷管组对时，两纵缝间距应大于100mm。支管外壁距焊缝不宜小于50mm。卷管的周长偏差及圆度偏差应符合规定。

卷管的校圆样板的弧长应为管子周长的1/6～1/4；样板与管内壁的不贴合间隙应符合规定。

卷管端面与中心线的垂直偏差不得大于管子外径的1%，且不得大于3mm。平直度偏差不得大于1mm/m。焊缝不能双面成型的卷管，当公称直径大于或等于600mm时，宜在管内进行封底焊。在卷管加工过程中，应防止板材表面损伤。对有严重伤痕的部位必须进行修磨，使其圆滑过渡，且修磨处的壁厚不得小于设计壁厚。卷管的加工规格、尺寸应符合设计文件的规定，质量应符合本规范中相应质量等级的规定。

4.管口翻边

翻边连接的管子，应每批抽1%，且不得少于两根进行翻边试验。当有裂纹时，应进行处理，重做试验。当仍有裂纹时，该批管子应逐根试验，不合格者，不得使用。

铝管管口翻边使用胎具时可不加热，当需要加热时，温度应为150～200℃；铜管管口翻边加热温度应为300～350℃。

管口翻边后，不得有裂纹、豁口及褶皱等缺陷，并应有良好的密封面。翻边端面与管中心线应垂直，允许偏差为1mm；厚度减薄率不应大于10%。管口翻边后的外径及转角半径应能保证螺栓及法兰自由装卸。法兰与翻边平面的接触应均匀、良好。

5.夹套管加工

夹套管预制时，应预留调整管段，其调节裕量宜为50～100mm。夹套管的加工，应符合设计文件的规定。当主管有焊缝时，该焊缝应按相同类别管道的探伤比例进行射线照相检验，并经试压合格后，方可封入夹套。套管与主管间隙应均匀，并应按设计文件规定焊接支承块。支承块不得妨碍主管与套管的胀缩。

主管加工完毕后，焊接部位应裸露进行压力试验。夹套管加工完毕后，套管部分应按设计压力的1.5倍进行压力试验。弯管的夹套组焊，应在主管弯曲完毕并经探伤合格后进行。

输送熔融介质管道的内表面焊缝，应平整光滑，不得有突出的焊瘤。其质量应符合设计文件的规定。

当夹套管组装有困难时，套管可采用剖分组焊的形式，其复原焊接应保证质量。夹套管的主管管件，应使用无缝或压制对接管件，不得使用斜接弯头。夹套弯管的套管和主管，应保证其同轴度，偏差不得超过3mm。

四、管道焊接

1.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。

2）焊缝距离弯管（不包括压制、热推或中频弯管）起弯点不得小于100mm，且不得小于管子外径。

3）卷管的纵向焊缝应置于易检修的位置，且不宜在底部。

4）环焊缝距支、吊架净距不应小于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。

5）不宜在管道焊缝及其边缘上开孔。

6）有加固环的卷管，加固环的对接焊缝应与管子纵向焊缝错开，其间距不应小于100mm。加固环距管子的环焊缝不应小于50mm。

2.管子、管件的坡口形式和尺寸应符合设计文件规定：

管道坡口加工宜采用机械方法，也可采用等离子弧、氧乙炔焰等热加工方法。管道组成件组对时，对坡口及其内外表面进行的清理应符合规定；清理合格后应及时焊接。

除设计文件规定的管道冷拉伸或冷压缩焊口外，不得强行组对。管道对接焊口的组对应做到内壁齐平，内壁错边量符合规定。

不等厚管道组成件组对时，当内壁错边量超过规定或外壁错边量大于3mm时，应进行修整。

在焊接和热处理过程中，应将焊件垫置牢固。当对螺纹接头采用密封焊时，外露螺纹应全部密封。对管内清洁要求较高且焊接后不易清理的管道，其焊缝底层应采用氩弧焊施焊。机组的循环油、控制油、密封油管道，当采用承插焊时，承口与插口的轴向不宜留间隙。需预拉伸或预压缩的管道焊口，组对时所使用的工具应待整个焊口焊接及热处理完毕并经焊接检验合格后方可拆除。

五、管道安装

1.管道安装应具备下列条件：

1）与管道有关的土建工程已检验合格，满足安装要求，并已办理交接手续。

2）与管道连接的机械已找正合格，固定完毕。

3）管道组成件及管道支承件等已检验合格。

4）管子、管件、阀门等，内部已清理干净，无杂物。对管内有特殊要求的管道，其质量已符合设计文件的规定。

5）在管道安装前必须完成的脱脂、内部防腐与衬里等有关工序已进行完毕。

法兰、焊缝及其他连接件的设置应便于检修，并不得紧贴墙壁、楼板或管架。脱脂后的管道组成件，安装前必须进行严格检查，不得有油迹污染。管道穿越道路、墙或构筑物时，应加套管或砌筑涵洞保护。埋地管道试压防腐后，应及时回填土，分层夯实，并应按规定的格式填写“隐蔽工程（封闭）记录”，办理隐蔽工程验收。

2.管道预制

管道预制，宜按管道系统单线图施行。自由管段和封闭管段的选择应合理，封闭管段应按现场实测后的安装长度加工。自由管段和封闭管段的加工尺寸允许偏差应符合规定。预制完毕的管段，应将内部清理干净，并应及时封闭管口。

3.钢制管道安装

预制管道应按管道系统号和预制顺序号进行安装。管道安装时，应检查法兰密封面及密封垫片，不得有影响密封性能的划痕、斑点等缺陷。

4.其他安装项目

铸铁管道、有色金属管道、伴热管、夹套管、防腐蚀衬里管道、阀门、补偿装置、支架、吊架以及静电接地的安装应符合要求。

六、管道检验、检查和试验

施工单位应通过其质检人员对施工质量进行检验。建设单位或其授权机构，应通过其质检人员对施工质量进行监督和检查。

检验、检查和试验的项目应包括外观检验、焊缝表面无损检验、射线照相检验和超声波检验以及压力试验。

七、管道的吹扫与清洗

管道在压力试验合格后，建设单位应负责组织吹扫或清洗（简称吹洗）工作，并应在吹洗前编制吹洗方案。

八、管道涂漆

管道及其绝热保护层的涂漆应符合有关规定，涂料应有制造厂的质量证明书。有色金属管、不锈钢管、镀锌钢管、镀锌铁皮和铝皮保护层，不宜涂漆。焊缝及其标记在压力试验前不应涂漆。管道安装后不易涂漆的部位应预先涂漆。涂漆施工宜在规定的环境条件下进行，涂层质量应符合要求。

第四节GB50369-2006《油气长输管道工程施工及验收规范》

本规范共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿（跨）越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。

一、总则

本规范适用于新建或改、扩建的陆地长距离输送石油、天然气管道、煤气管道、成品油管道线路工程的施工及验收。

二、材料、管道附件验收

工程所用材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求。其质量应符合国家现行有关标准的规定。应具有出厂合格证、质量证明书以及材质证明书或使用说明书。

应对工程所用材料、管道附件的出厂合格证、质量证明书以及材质证明书进行检查，当对其质量（或性能）有疑问时应进行复验，不合格者不得使用。

三、交接桩及测量放线

1.交桩、移桩

1）设计代表在现场向施工单位交接设计控制（转角）桩时，应核对桩号、里程、高程、转角角度。交桩后，施工单位应采取措施，保护控制（转角）桩，对已经丢失的桩应复测补桩。

2）平原地区宜采用与管道轴线等距平行移动的方法移桩，移桩位置在管道组装焊接一侧，施工带边界线内1m位置为宜，转角桩应按转角的角平分线方向移动。山区移桩困难时可采用引导法定位。

2.测量放线

应根据设计控制（转角）桩或其副桩进行测量放线，不得擅自改变线路位置。需要更改线路位置时，必须得到设计代表的书面同意后，方可更改。

管道测量放线应放出线路轴线（或管沟开挖边线）和施工作业带边界线，并加设百米桩，在桩间拉线或撒白灰。

管道水平转角较大时，应增设加密桩。对于弹性敷设管段、采用冷弯管或热煨弯管管段应在地面上放出曲线。

山区和地形起伏较大地段的管道，其纵向转角变坡点应根据施工图或管道施工测量成果表所标明的变坡点位置、角度、曲率半径等参数放线。

在河流、沟渠、公路、铁路穿（跨）越段的两端，地下管道、电缆、光缆穿越段的两端，线路阀室两端及管线直径、壁厚、材质、防腐层变化分界处应设置临时标志桩，其设置位置应在管道组装焊接一侧，施工作业带边界线以内1m处。

四、施工作业带清理及施工便道修筑

1.施工作业带清理

1）施工作业带占地宽度应执行设计规定。穿越或跨越河流、沟渠、公路、铁路，地下水丰富和管沟挖深超过5m的地段及拖管车调头处，可根据实际需要，适当增加占地宽度。山区非机械化施工及人工凿岩地段可根据地形、地貌条件酌情减少占地宽度。

2）在施工作业带范围内，对于影响施工机具通行或施工作业的石块、杂草、树木应清理干净，沟、坎应予平整，有积水的地势低洼地段应排水。施工作业带清理时，应注意对土地的保护，减少或防止产生水土流失。应尽量减少破坏地表植被。

3）清理和平整施工作业带时，应注意保护标志桩，如果损坏应立即恢复。

4）施工作业带通过不允许堵截的沟渠，应采取铺设有足够流量的过水管、搭设便桥等措施。

2.施工便道修筑

施工便道应平坦，并具有足够的承载能力，应能保证施工车辆和设备的行驶安全。施工便道的宽度宜大于4m，并与公路平缓接通，每2km宜设置一个会车处，弯道和会车处的路面宽度宜大于10m，弯道的转弯半径宜大于18m。

施工便道经过小河、沟渠以及承载力不够的地区时，应采取加固、加宽、加涵管等方式修筑。经过埋设较浅的地下管道、线缆、沟渠等地下构筑物或设施时，应采取保护措施。陡坡地带施工便道修筑宜进行降坡处理或宜采取修“Z”字路等措施。

五、材料、防腐管的运输及保管

1.装卸

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。

2）所有施工机具和设备在行车、吊装、装卸过程中，其任何部位与架空电力线路的安全距离应符合规定。

2.运输

管子的运输可以采用铁路、公路等方式，拖车与驾驶室之间应设置止推挡板，立柱应牢固。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，应对防腐层采取保护措施。

阀门宜原包装运输，并固定牢固。

运至现场的防腐管，应由施工单位逐根检查验收，办理交接手续。

3.保管

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，以防锈蚀、变形、老化或性能下降。

六、管沟开挖

1.管沟开挖

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，应按管沟横断面的低侧深度计算。管沟边坡坡度应根据土壤类别、载荷情况和管沟开挖深度确定。管沟沟底宽度应根据管道外径、开挖方式、组装焊接工艺及工程地质等因素确定。

在地下设施两侧3m范围内，应采用人工开挖管沟，并对挖出的地下设施给予必要的保护。对于重要地下设施，开挖前应征得其管理部门同意，必要时应在其监督下开挖。

一般地段管沟开挖时，应将挖出的土石方堆放到焊接施工对面一侧，堆土距沟边不应小于1m。

在耕作区开挖管沟时，应将表层耕作土与下层土分别堆放。下层土放置在靠近管沟一侧。

爆破开挖管沟宜在布管前完成。

管线穿越道路、河流、居民密集区等管沟开挖时，为保证公共安全应采取适当的安全措施，如设置警告牌、信号灯、警示物等。

2.管沟验收

开挖后的管沟应按照下列标准验收：

1）直线段管沟应顺直；曲线段管沟应圆滑过渡，并应保证设计要求的曲率半径。

2）管沟、沟底标高、沟底宽度、变坡点位移的允许偏差应符合规定。

开挖管沟后，应及时检查验收，不符合要求时应及时修整。

七、布管及现场坡口加工

1.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。布管前宜测量管口周长、直径，以便匹配对口。

2）堆管场地应平坦，无石块、积水和坚硬根茎等损伤防腐层的物体。宜在防腐管下面垫上两条条形土埂及砂袋等袋状物。

3）堆管的位置应远离架空电力线，并尽量靠近管线。管堆之间的距离不宜超过500m。

4）沟上布管前应铺（筑）管墩，每根管子下面应设置1个管墩。平原地区管墩的高度宜为0.4～0.5m，山区应根据地形变化设置。宜用袋装软体物质作为管墩。

5）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，宜单根管吊运。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。

6）沟上布管及组装焊接时，管道的边缘至管沟边缘应保持一定的安全距离。

7）沟下布管，管子首尾应留有100mm左右的距离，并将管子首尾错开摆放。

8）坡地布管时，应采取措施，防止滚管和滑管。

2.现场坡口加工

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。管端坡口如有机械加工形成的内卷边，应用锉刀或电动砂轮机清除平整。

八、管口组对、焊接及验收

1.一般规定

焊工应具有相应的资格证书。焊工能力应符合SY/T4103《钢质管道焊接及验收》现行标准的有关规定。

2.焊缝的检验与验收

无损检测应符合SY/T4109《石油天然气钢质管道无损检测》的规定，射线检测及超声波检测的合格等级应符合下列规定：

（1）输油管道设计压力小于或等于6.4MPa时合格级别为Ⅲ级；设计压力大于6.4MPa时合格级别为Ⅱ级。

（2）输气管道设计压力小于或等于4MPa时，一、二级地区管道合格级别为Ⅲ级；三、四级地区管道合格级别为Ⅱ级；设计压力大于4MPa时合格级别为Ⅱ级。

3.输油管道的检测比例规定

（1）无损检测首选射线检测和超声波检测。

（2）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。

（3）采用超声波检测时。应对焊工当天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。

（4）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。

4.输气管道的检测比例规定

（1）所有焊接接头应进行全周长100%无损检测。射线检测和超声波检测是首选无损检测方法。焊缝表面缺陷可进行磁粉或液体渗透检测。

（2）当采用超声波对焊缝进行无损检测时。应采用射线检测对所选取的焊缝全周长进行复验，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。

5.射线检测复验、抽查

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。

6.管道采用全自动焊焊缝检验与验收

管道采用全自动焊时，宜采用全自动超声波检测，检测比例应为100%，可不进行射线探伤复查。全自动超声波检测的合格标准应符合SY/T0327《石油天然气钢质管道对接环焊缝全自动超声波检测》的规定。

7.焊缝返修

焊缝返修应符合有关规定

九、管道防腐和保温工程

1.钢管、弯管、弯头的防腐和保温，现场防腐补口、补伤施工应符合设计要求和国家现行有关标准的规定。

2.防腐层的外表面应平整，无漏涂、褶皱、流淌、气泡和针孔等缺陷；防腐层应能有效地附着在金属表面；聚乙烯热收缩套（带）、聚乙烯冷缠粘胶带，以及双组分环氧粉末补伤液、补伤热熔棒等补口、补伤材料应按其生产厂家使用说明的要求施工。

3.管道锚固墩、穿越段管道、阴极保护测试线焊接处的防腐，应在检查合格后方可进行下一道工序。阴极保护测试线焊接处的防腐材料应与管道防腐层相匹配并与测试线外皮粘接良好。

4.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。热收缩套搭接处应平缓，无破损和漏点。

十、管道下沟及回填

1.管道下沟

1）沟上放置管道的连续长度不宜超过10km。

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，对于山区石方段管沟宜用袋装土做垫层。

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。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。起吊点距管道环焊缝距离不应小于2m。起吊高度以1m为宜。吊管机使用数量不宜少于3台。吊点间距应符合规定。

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。

5）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。管道应放置到管沟中心位置，距沟中心线的偏差应小于250mm。管子应与沟底妥帖结合，局部悬空应用细土填塞。

6）管道下沟时，应由专人统一指挥作业。下沟作业段的沟内不得有人，应采取切实有效的措施防止管道滚沟。

7）管道下沟后应对管顶标高进行复测，在竖向曲线段应对曲线的始点、中点和终点进行测量。

2.管沟回填

1）一般地段管道下沟后应在10d内回填。回填前，如沟内积水无法完全排除，在完成回填时，应使管子不致浮离沟底。山区易冲刷地段、高水位地段、人口稠密区及雨期施工等应立即回填。

2）耕作土地段的管沟应分层回填，应将表面耕作土置于最上层。

3）管沟回填前宜将阴极保护测试引线焊好并引出地面，或预留出位置暂不回填。

4）管道下沟后，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；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；黄土塬地段管沟回填应按设计要求做好垫层及夯实；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。

5）下沟管道的端部，应留出30m管段暂不回填。

6）管沟回填土宜高出地面0.3m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。

7）沿线施工时破坏的挡水墙、田埂、排水沟、便道等地面设施应按原貌恢复。

8）设计上有特殊要求的地貌恢复，应根据设计要求恢复。

9）浅挖深埋土堤敷设时，应根据设计要求施工。

10）对于回填后可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。

11）管沟回填土自然沉降密实后，应对管道的防腐层进行地面检漏，符合设计规定为合格。

十一、管道穿（跨）越工程及同沟敷设

1.管道穿（跨）越工程

管道穿（跨）越工程的施工及验收应分别符合SY/T4079《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》和SY0470《石油天然气管道跨越工程施工及验收规范》的规定。

采用套管穿越的管道，应在输送管穿入套管前，按设计要求安装牺牲阳极。安装后，测量管道电位是否达到保护电位要求。输送管的绝缘支撑架应安装牢固，绝缘垫位置正确。绝缘支撑架不得与阳极相连。

输送管穿入套管前，应进行隐蔽工程检查，套管内的污物应清扫干净。输送管防腐层检漏合格后方可穿入套管内，穿入后用检测仪器检测套管与输送管之间的绝缘电阻，其值应大于2MΩ。

2.穿越地下管、缆

管道穿越其他埋地管道、线缆时，应按国家有关规定和相关要求及设计要求对其进行保护，不得损坏被穿越的这些设施。

3.管道同沟敷设

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，应根据施工和维修的需要确定，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0.3m。

十二、管道清管、测径及试压

1.一般规定

1）油、气长输管道在下沟回填后应清管和试压，清管和试压应分段进行。

2）穿（跨）越大中型河流、铁路、二级及以上公路、高速公路的管段应单独进行试压。

3）试压介质的选用应符合下列规定：

（1）输油管道试压介质应采用水，在人烟稀少、寒冷、严重缺水地区，可酌情采用气体作为试压介质，但管材必须满足止裂要求。试压时必须采取防爆安全措施。

（2）输气管道位于一、二类地区的管段可采用气体或水作试压介质。

（3）输气管道位于三、四类地区的管段应采用水作试压介质。

（4）管道水压试验应符合设计要求。

2.清管、测径

分段试压前，应采用清管球（器）进行清管，清管次数不应少于两次，以开口端不再排出杂物为合格。

分段清管应设临时清管器收发装置，清管器接收装置应选择在地势较高且50m内没有建筑物和人口的区域内，并应设置警示装置。

清管前，应确认清管段内的线路截断阀处于全开状态。清管时的最大压力不得超过管线设计压力。

如清管合格后需进行测径，测径宜采用铝质测径板，直径为试压段中最大壁厚钢管或者弯头内径的90%，当测径板通过管段后，无变形、褶皱为合格。

3.水压试验

水压试验应符合GB/T16805《液体石油管道压力试验》的有关规定。

分段水压试验的管段长度不宜超过35km，试压管段的高差不宜超过30m。

输油管道分段水压试验时的压力值、稳压时间及合格标准应符合规定

4.气压试验

气压分段试压长度不宜超过18km。试压装置及仪表，包括阀门、管道、压力表等应符合要求。现场开孔和焊接应符合压力容器制造、安装有关标准的规定。

试压时的升压速度不宜过快，压力应缓慢上升，每小时升压不得超过1MPa。当压力升至0.3倍和0.6倍强度试验压力时，应分别停止升压，稳压30min，并检查系统有无异常情况，如无异常情况，继续升压。

十三、输气管道干燥

输气管道试压、清管结束后应进行干燥。管道干燥结束后，如果没有立即投入运行，宜充入干燥氮气，保持管内为微正压密封，防止外界湿气重新进入管道，否则应重新进行干燥。干燥验收应符合下列规定：

1.当采用吸湿剂时，干燥后管道末端排出的混合液中，甲醇、甘醇类吸湿剂含量的质量百分比大于80%为合格。

2.当采用干燥气体吹扫时，干燥后排出气体水露点值宜连续4h比管道输送条件下最低环境温度至少低5℃、变化幅度不大于3℃为合格。

3.当采用真空法时，选用的真空表精度不小于1级，干燥后管道内气体水露点宜连续4h低于-15℃为合格。

十四、管道连头第五节SH/T3517-2001《石油化工钢制管道工程施工工艺标准》

本标准是由《石油化工钢制管道工程施工工艺标准》SHJ517－91修订而成。本标准共分八章、两个附录、54节。

这次修订的主要内容有：

1.修改了有关工艺内容和标准参数，力求与国家的现行标准GB50235-97《工业金属管道工程施工及验收规范》、SH3501-2001《石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》和GB50236-98《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》的规定协调一致。

2.按中国石化［l999］建标字111号文《石油化工工程建设标准编写规定》的要求调整、细化了节、条、款、项的内容。

3.删去原标准中“施工工艺卡”和“推荐工艺”。

一、总则

本标准适用于石油化工工程中设汁压力400Pa［绝压］～42MPa［表压］，设计温度-196～850℃的碳素钢、低合金钢、高合金钢（包括奥氏体不锈钢）管道的新建、改建、扩建工程的施工。引进装置的管道工程施工可参照执行。

二、管道组成件及焊接材料检验

除对钢管、阀门、管件进行检验外，石油化工钢制管道工程的管道组成件的检验还包括法兰、紧固件、管道视镜、过滤器及阻火器的检验。焊接材料的检验包括焊条、焊丝、焊剂、焊接用气体及电极等的检验等。

三、管道预制加工

管道预制加工的一般规定如下：

1.管道预制一般包括管子调直、切割、加工坡口、车削螺纹、弯管制作、管段预组装、焊接和管道支、吊架的预制，以及各阶段的质量检验。

2.设计压力等于或大于10MPa的管道，宜在工厂中进行预制，其他管道可在施工现场的预制场中预制。

3.管道预制宜有预制方案，预制方案包括预制范围、预制深度、预制工艺设计、预制分段原则、工艺装备等内容。预制加工图应满足下列要求：

（1）管道预制加工应按现场审查确认的管段预制图进行。预制加工图应标注现场组焊位置和调节余量。

（2）现场组焊的焊缝应便于施焊与检验。

4.管道预制加工的每道工序，均应核对组成件的标识，并做好表示移植工作。

5.管道预制加工合格后，应清理内部，不得留有砂土、铁屑及其他杂物，封闭两端并妥善存放。管道预制加工合格后，应做好检验标识。

石油化工钢制管道工程的管道预制包括：钢管切割、坡口加工、管道机械加工、弯管制作、管道组对、预组装、夹套管预制、衬里管道预制以及管道支吊架的制作等。

四、管道焊接

石油化工钢制管道工程焊接工艺要求如下：

1.管道焊接接头施焊的方法及其工艺参数，应符合焊接作业指导书的要求。

2.公称直径等于或大于500mm的管道，宜采用单面焊接双面成形的焊接工艺或在焊缝内侧根部进行封底焊。公称直径小于500mm的SHA和SHD级管道的焊缝底层应采用氩弧焊，其他管道的焊缝底层宜采用氩弧焊焊接。

3.内部清洁要求较高的管道、转动机器入口管道及设计规定的采用氩弧打底的管道，应采用氩弧焊进行根部焊道焊接。

4.焊接接头组对时，几何尺寸、角度、对口间隙应符合设计图样或规范的要求。

5.组对前焊接接头内外侧表面宜采用钢丝刷、角向磨光机、锉刀彻底清除坡口表面及坡口边缘20mm范围的油污、铁锈、砂土、水迹、氧化皮及其他对焊接质量有影响的有害物质。若用易挥发的溶剂清洗油污，应保持接头处的干燥与洁净。

6.焊件组对时使用卡具应符合规定。

7.电弧擦伤处的弧坑需经打磨，使其均匀过渡到母材表面，若打磨后的母材厚度小于规定值时，则需补焊。

8.管道组成件焊前预热应按焊接作业指导书的要求进行。需要预热的焊件在整个焊接过程中，层间温度应不低于预热温度。中断焊接后需要继续焊接时，应重新预热。

当环境温度低于0℃时，除奥氏体不锈钢外，无预热要求的焊接接头，在始焊处l00mm范围，应预热到15℃以上。

常用钢材的管道组成件，焊前的预热也应满足相应要求。

预热范围应为坡口中心两侧各不小于三倍壁厚的区域；有淬硬倾向或易产生延迟裂纹的材料，两侧各不小于壁厚的五倍，且不小于l00rnm。预热时应在坡口两侧均匀送行，内外热透并防止局部过热。加热区以外l00mm范围内应予以保温。

异种钢相焊时，顶热温度应按要求较高的母材选取。

9.每道焊缝焊接应尽可能一次焊完。当中断焊接时，对冷裂纹敏感的焊件应及时采取后热、缓冷等措施。重新施焊时，仍应按规定进行颐热。

10.焊接接头的定位焊应与正式焊接工艺相同。有预热要求时预热后进行。定位焊焊缝的尺寸应满足要求。

11.定位焊焊缝不得有裂纹，否则必须清除重焊，若有气孔、夹渣亦应清除重焊。定位焊焊缝两端宜磨成缓坡形。

12.根部焊道施焊时必须保证质量，自检合格后方可进行填充焊接，并符合要求。

13.管道焊缝在填充与盖面时应符合有关规定。

14.焊丝在使用前应清除表面的铁锈，并用丙酮或酒精等易挥发溶剂清除油污，再用白布将表面擦拭干净。

15.焊丝分段使用时，应先用无标记的一段，后用有标记的一段。

16.奥氏体不锈钢焊接坡口两侧20～30mm范围内的油污应用丙酮或酒精擦拭干净。采用电弧焊时，在每侧各l00mm范围涂抹白垩粉或其他防粘污剂，以防电弧焊的焊接飞溅物沾污。

17.奥氏体不锈钢焊接，应采用小电流、短电弧、快速焊和多层多道焊工艺。施焊时，不宜作横向摆动。每次所熔敷的焊缝不应过宽，一般不超过焊条直径的三倍。

18.奥氏体不锈钢焊接应使用较小的焊接电流，比碳素钢焊接宜低10%左右。焊接电流应符合焊接作业指导书的要求，若无规定时，应参照相应要求选用。

五、管道安装

1.管道安装应具备下列条件：

1）敷设管道的管廊、管道支柱、低管架的混凝土支墩、预埋件、预留孔等已按设计文件施工完。坐标位置、标高、坡度符合要求，且混凝土强度达到75%以上；

2）直埋或地沟内敷设钢制管道的管沟，其位置坐标、标高、坡度、沟底宽度、垫层、边坡斜度及加固支撑等均符合设计文件和施工工艺文件的要求，并经交接验收确认合格；

3）与管道连接的设备已找正合格、固定完毕，二次灌浆后砼强度达到要求；

4）设备上为安装、焊接管道支、吊架用的护板，位置及数量应能满足管道安装的要求；

5）管道组成件应具有所需的质量证明文件，并经检验合格；

6）管道组成件已按设计要求进行核对，其材质、规格、型号正确：管道预制已按图样完成，并符合要求；

7）管道安装前应完成的有关工序，如无损检测、热处理、试压、冲洗、脱脂、内部防腐与衬里、外部防腐等已进行完毕，并符合要求；

8）管道组成件内部及焊接接头附近已清理干净，没有油污或杂物；

9）与已经投产的管道连接施工，介质来源处已隔离封闭，碰头段管道已置换合格，管内及环境经动火分析合格，并办理好有关手续。

2.管道安装宜按下列顺序进行：

1）先地下管道后地上管道

2）先大管道后小管道；

3）先高压管道后低压管道：

4）先合金钢管道后碳素钢管道；

5）先夹套管道后单体管道。

3.埋地与地沟管道安装

地沟管道施工完毕，应经检查、检测与试压，合格后应再次清扫地沟，方可加盖地沟盖板。加盖封闭前，有关人员应在隐蔽工程记录上签字确认。

此外，石油化工工程管道安装还包括与转动机器连接的管道安装，外伴热管安装，夹套管的连通管安装，气力输送管道安装，高压螺纹管道安装，高温管道监察段安装，衬里管道安装，管廊管道、附塔管道与拱形管道安装，阀门安装，补偿器安装，安全泄压装置安装，管道静电接地安装，管道支、吊架安装等。

六、管道系统压力试验

管道系统压力试验主要规定如下：

1.管道安装完毕，热处理和无损检测合格后，应按设计规定对管道系统进行压力强度试验。输送有毒介质和可燃介质的管道系统必须进行气体泄漏性试验。真空管道系统还应进行真空度试验。

2.液压强度试验宜在管道系统吹扫或清洗之前进行；气体泄漏性试验应在管道系统吹扫或清洗之后进行。

3.管道系统的液压强度试验应以液体进行。若因设计结构或其他原因，不能进行液压试验时，可用气体压力试验代替，但必须采取有效的安全措施，试压方案必须经施工单位的总负责人批准，试压时安检部门必须进行现场监督。

4.当现场条件不允许使用液体或气体进行压力试验时，经建设单位同意，管道系统所有角焊缝采用渗透或磁粉检测合格；所有对接焊缝采用100%射线检测合格，可免做上述试验。

5.管道系统试压方案应完善。

6.管道系统压力试验前，应由业主、施工单位和有关部门对相关资料进行审核确认。

7.管道系统压力试验前，应由业主、施工单位和有关部门联合检查确认相关条件。

8.试压介质应符合要求。

9.试压温度应满足要求。当环境温度低于要求的温度时，可采取加温措施提高试验介质的温度。当采用可燃液体介质进行压力试验时，其闪点不得低于50℃。

10.试验前应将不能参与试验的其他系统、设备、仪表及管道附件等加以隔离，安全阀、爆破扳应拆卸或隔离。加置盲板的部位应有明显标识和记录，并有专人负责拆、装。

采用隔离措施时，应将运行中的管道系统与建设中的管道系统设置隔离盲板。热水或蒸汽管道若以阀门隔离时，阀门两侧温差不应超过100℃。

11.压力试验过程中若遇泄漏，不得带压修理。缺陷消除后应重新进行压力试验。

12.管道系统试压合格后，应及时排净试验介质，排放时应注意人身及建筑物的安全。同时应拆除所有畜板，并核对记录。

13.管道系统试验合格后，应及时填写管道系统试验记录。

七、管道系统吹洗

1.管道吹洗第六节GB50094-1998《球形储罐施工及验收规范》

一、总则

1.适用范围

本规范适用于设计压力大于或等于0.1MPa且不大于4MPa、公称容积大于或等于50m3的橘瓣式或混合式以支柱支撑的碳素钢和合金钢制焊接球罐。

2.施工及验收范围

1）球壳及与其连接的受压零部件。

2）球罐开孔的承压封头、平盖及其紧固件。

3）与球壳连接的支柱、拉杆、垫板和底板等非受压元件。

二、零部件的检查和验收

1.零部件质量证明书的检查

施工单位应对制造单位提供的产品质量证明书等技术质量文件进行检查。

2.球壳板和试板的检查

1）球壳板和试板的基本规定

球壳的结构型式应符合设计图样要求。每块球壳板本身不得拼接。制造厂提供的球壳板不得有裂纹、气泡、结疤、折叠和夹杂等缺陷，当存在上述缺陷时，应按规定进行修补。应对球壳板厚度进行抽查，实测厚度不得小于名义厚度减去钢板负偏差。

2）球壳板的外形尺寸、球壳板焊接坡口应符合要求。

3）球壳板周边100mm范围内应进行全面积超声检测抽查。

4）当相邻板的厚度差大于或等于3mm或大于其中的薄板厚度的1/4时，厚板边缘应削成斜边，削边后的端部厚度应等于薄板厚度。

5）制造单位应提供每台球罐不少于6块的产品焊接试板和焊接工艺所需要的试板。

3.支柱检查

支柱全长长度允许偏差为3mm。支柱与底板焊接后应保持垂直，其垂直度允许偏差为2mm。支柱全长的直线度偏差应小于或等于全长的1／1000，且不应大于10mm。

4.组焊件的检查

分段支柱上段与赤道板组焊后，采用弦长不小于1m的样板检查赤道板的曲率，其间隙不得大于3mm。上段支柱直线度的允许偏差为上段支柱长度的1/1000，轴线位置偏移不应大于2mm。

人孔、接管与球壳板组焊后，人孔、接管开孔位置及外伸长度的允许偏差、球壳板的曲率及接管法兰的安装允许偏差应符合规范要求。

5.零部件的油漆、包装和运输检查

1）球壳板内外表面应除锈，并各涂底漆两道；对坡口表面及其内外边缘50mm范围内应涂可焊性涂料。每块球壳板上的球壳板编号、钢号及炉批号标记应以白色油漆框出。

2）运输及存放球壳板时，应采用钢结构托架包装，并应采用拉紧箍将球壳板紧箍在托架上；球壳板的凸面宜向上；各球壳板之间应垫以木块等柔性材料，重迭块数不宜超过6块；每个包装件的总重不宜超过30t。

3）法兰、人孔和试板等宜装箱运输，拉杆等杆件宜集束包扎。

4）所有加工件表面应涂防锈油脂。拉杆螺纹应妥善保护，防止损坏。

5）球壳、支柱、拉杆等零部件的油漆、包装和运输的其它检查要求应符合有关规定。

三、现场组装

1.基础检查验收

球罐安装前应对基础各部位尺寸进行检查和验收，其允许偏差应符合规定。基础混凝土的强度不低于设计要求的75%方可进行安装。

2.球罐组装

球罐组装前，应对每块球壳板和焊缝进行编号。组装时，可采用工卡具调整球壳板组对间隙和错边量，不得进行强力组装。

1）对球壳板组对间隙、错边量和棱角的要求

（1）采用手工电弧焊时，组对间隙宜为2±2mm；采用药芯焊丝气体保护焊时，组对间隙宜为3±lmm；采用其它焊接方法时，组对间隙应由焊接工艺规程确定。

（2）球壳板组对错边量b不应大于球壳板的名义厚度的l/4，且不得大于3mm。当两板厚度不等时，可不计入两板厚度的差值。

（3）用弦长不小于1m的样板检查球壳板组装后的棱角，棱角可按照公式进行计算，且不应大于7mm。

（4）组对间隙、错边量和棱角的检查宜沿对接接头每500mm测量一点。

2）球壳板的赤道线水平误差要求

球罐赤道带组装后，每块球壳板的赤道线水平误差不宜大于2mm；相邻两块球壳板的赤道线水平误差不宜大于3mm；任意两块球壳板的赤道线误差不易大于6mm。

3）球罐组装时，下列相邻焊缝的边缘距离不应小于球壳板厚度的3倍，且不应小于球壳板厚度的3倍，且不应小于100mm：

（1）相邻两带的纵焊缝；

（2）支柱与球壳的角焊缝至球壳板的对接焊缝；

（3）球罐人孔、接管、补强圈和连接板等与球壳的连接焊缝至球壳板的对接焊缝及其相互之间的焊缝。

4）球罐组装时应对球罐的最大直径与最小直径之差进行控制的要求

组装完成后球罐的最大直径与最小直径之差值宜小于球罐设计内径的3‰，且不应大于50mm。

5）支柱及拉杆的安装规定：

支柱用垫铁找正时，每组垫铁高度不应小于25mm，且不宜多于3块。斜垫铁应成对使用，接触紧密。找正完毕后，点焊应牢固。

支柱安装找正后，应在球罐径向和周向两个方向检查支柱的垂直度。当支柱高度小于或等于8m时，垂直度允许偏差为12mm；当支柱高度大于8m时，垂直度允许偏差为支柱高度的1.5‰，且不应大下15mm。

拉杆安装时应对称均匀拧紧。对拉杆中部的挠度宜进行控制。

3.零部件安装

1）人孔及接管等受压元件的安装要求：

（1）开孔位置允许偏差为5mm；

（2）开孔直径与组装件直径之差宜为2～5mm；

（3）接管外伸长度及位置允许偏差为5mm；

（4）除设计规定外，接管法兰面应与接管中心轴线垂直，且应使法兰面水平或垂直，其偏差不得超过法兰外径的1%（法兰外径小于100mm时按100mmif），且不应大于3mm；

（5）以开孔中心为圆，开孔直径为半径的范围外，采用弦长不小于1m的样板检查球壳板的曲率，其间隙不得大于3mm；

（6）补强圈应与球壳板紧密贴合。

2）球罐上的连接板的要求

球罐上的连接板应与球壳紧密贴合，并在热处理之前与球壳焊接。当连接板与球壳的角焊缝是连续焊缝时，应在不易流进雨水的部位留出10mm的通气孔隙。连接板安装位置的允许偏差为10mm。

四、焊接

1.球罐的焊接方法

球罐的焊接方法宜采用手工电弧焊、药芯焊丝自动焊、药芯焊丝半自动焊、埋弧焊。

2.焊接工艺评定

球罐焊接前，应按JB4708《钢制压力容器焊接工艺评定》，进行焊接工艺评定。

4.焊接施工

1）焊接前应检查坡口，并应在坡口表面和两侧至少20mm范围内清除铁锈、水分、油污和灰尘。

2）预热和后热规定：

（1）预热温度应按焊接工艺规程执行。

（2）要求焊前预热的焊缝，施焊时层间温度不得低于预热温度的下限值。

（3）符合下列条件之一的焊缝，焊后应立即进行后热处理。

①厚度大于32mm，且材料标准抗拉强度大于540MPa；

②厚度大于38mm的低合金钢；

③嵌入式接管与球壳的对接焊缝；

④焊接工艺规程确定需要后热处理者。

（4）后热处理，应按焊接工艺规程执行或按下列要求进行：

①后热温度应为：200～250℃；

②后热时间应为：0.5～1h。

（5）预热和后热温度应均匀，在焊缝中心两侧，预热区和后热区的宽度应各为板厚的3倍，且不应小于100mm。

（6）预热和后热及层间温度测量，应在距焊缝中心50mm处对称测量，每条焊缝测量点数不应少于3对。

（7）对不需要预热的焊缝，当焊件温度低于0l℃时，应在始焊处100mm范围内预热至15℃后进行施焊。

（8）接管、人孔等拘束度高的部位及环境气温低于50C时，应扩大预热范围。

（9）预热和后热可根据施工地区能源供应情况，选用电加热法或火焰加热法。预热和后热宜在焊缝焊接侧的背面进行。

3）手工电弧焊时，球罐焊接顺序和焊工布置要求

（1）球罐采用分带组装时，宜在平台上焊接各带的纵缝，然后组装成整体，再进行各带间环缝的焊接。

（2）球罐采用分片组装时，应按先纵缝后环缝的原则安排焊接顺序。

（3）焊工布置应均匀，并同步焊接。

4）药芯焊丝自动焊和半自动焊时，球罐焊接顺序要求

（1）球罐组装完毕后，应按先纵缝后环缝的原则安排焊接顺序。

（2）纵缝焊接时，焊机布置应对称均匀，并同步焊接。

（3）环缝焊接时，焊机布置应对称，并沿同一旋转方向焊接。

5）球壳上的人孔、接管和支柱等零部件的焊接要求

（1）锻制凸缘等与球壳的对接焊缝的焊接，除焊接材料应采用与球壳焊接相同的焊接材料外，焊接工艺应与强度较高侧钢材的焊接工艺相同。

（2）支柱、连接板等与球壳板的焊接，除焊接材料宜采用与强度较低侧钢材相匹配的焊接材料外，焊接工艺应与强度较高侧钢材的焊接工艺相同。

（3）球壳与补强圈、接管、支柱的角焊缝应平缓过渡。

5.修补

球罐在制造、运输和施工中所产生的各种不合格缺陷都应进行修补。

6.焊缝检查

焊缝检查应包括焊缝的外观检查、射线检测和超声检测、磁粉检测和渗透检测

五、焊后整体热处理

设计图样要求进行焊后整体热处理的球罐、盛装液化石油气、液氨等具有应力腐蚀介质的球罐、名义厚度大于34mm（当焊前预热100℃及以上时，名义厚度大于38mm）的碳素钢球罐和07MnCrMoVR钢制球罐、名义厚度大于30mm（当焊前预热100℃及以上时，名义厚度大于34mm）的16MnR钢球罐、名义厚度大于28mm（当焊前预热100℃及以上时，名义厚度大于32mm）的15MnVR钢球罐、任意厚度的其它低合金钢球罐应在压力试验之前进行焊后整体热处理。

六、压力试验和气密性试验

1.压力试验

1）球罐在压力试验前应具备下列条件：

（1）球罐和零部件焊接工作全部完成并经检验合格；

（2）基础二次灌浆达到强度要求；

（3）需热处理的球罐，已完成热处理，产品焊接试板经检验合格；

（4）补强圈焊缝已用0.4～0.5MPa的压缩空气做泄漏检查合格；

（5）支柱找正和拉杆调整完毕。

2）除设计图样有规定外，不得采用气体代替液体进行压力试验。

3）进行压力试验时，应在球罐顶部和底部各设置一块量程相同并经校准合格的压力表，其准确度等级不应低于1.5级。压力表量程宜为试验压力的2倍，且不应小于1.5倍和不应大于4倍的试验压力。压力表的直径不宜小于150mm。

4）压力试验时，严禁碰撞和敲击球罐。

5）液压试验和气压试验应符合规定。

6）球罐在充水、放水过程中，应对基础的沉降进行观测，作实测记录，并应符合有关规定。

第二章化工石油设备安装标准规范第一节化工石油设备安装应遵循的主要标准规范

一、国家标准规范

（1）GB50231－98机械设备安装工程施工及验收通用规范

（2）GB50270－98连续输送设备安装工程施工及验收规范

（3）GB50236－98现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范

（4）GB50252－94工业安装工程质量校验评定统一标准

（5）GB50273－98工业锅炉安装工程施工及验收规范

（7）GB50274－98制冷设备、空气分离设备安装工程施工及验收规范

（8）GB50275－98压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范

（9）GB50276－98破碎、粉磨设备安装工程施工及验收规范

（10）GB50278－98起重设备安装工程施工及验收规范

（11）GBJ211－87工业炉砌筑工程施工及验收规范

二、化工石油行业标准规范

（1）SH3506－2000管式炉安装工程施工及验收规范

（2）SH3510－2000石油化工设备混凝土基础工程施工及验收规范

（3）SH3514－2001石油化工设备安装工程质量校验评定标准

（4）SH3514－2003－T型设备吊装工程施工工艺标准

（5）SH3516－2001－T催化裂化装置轴流压缩机－烟汽轮机机组施工技术规程

（6）SH3519－2002－T乙烯装置离心压缩机机组施工技术规程

（7）SH3524－99石油化工钢制塔、容器现场组焊施工工艺标准

（8）SH3525－2004－T石油化工低温钢焊接规程

（9）SH3526－2004－T石油化工异种钢焊接规程

（10）SH3527－99石油化工不锈钢符合钢焊接规程

（11）SH/T3532－2005石油化工换热设备施工及验收规范

（12）SH3534－2001石油化工筑炉工程施工及验收规范

（13）SY/T4059－93钢制容器防腐和保温工程施工及验收规范

（14）SY/T4010压力过滤器施工及验收规范第二节SH3514－2001《石油化工设备安装工程质量检验评定标准》

本标准是根据原SHJ514—90《石油化工设备安装工程质量检验评定标准》进行修订而成。本标准与SHJ514—90《石油化工设备安装工程质量检验评定标准》相比较，主要变化如下：

1.增加了术语定义。

2.原“5000m3及其以上的拱顶或浮项立式储罐、气柜等每台可划分为一个单位工程”修改为“10000m3及其以上的拱顶或浮顶立式储罐、气柜等每台可划分为一个单位工程”；原“400m3及其以上沟球形储罐每台可划分为一个单位工程”修改为“1000m3及其以上的球形储罐每台可划分为一个单位工程”。

3.取消原标准中“由设备制造厂供给的设备、部件、构件质量可不参加分部工程的质量检验评定，但……″。

4.原标准中基本项目达到优良项的要求，由“每次抽检的处（件）中有50%及以上符合优良规定”修改为“每项抽检的处（件）中有60%及以上符合优良规定”。

5.第6～18章中均增加“一般规定”。

6.第6.4.7条、第7.5.7条、第12.3.8条中焊缝射线检测一次合格率改为90%。

一、范围

本标准适用于新建、扩建、改