餐厨垃圾处理厂生物质天然气输至晏鱼线项目调压计量站工程设计说明书

PAGE说明书工程号：图号：专业：工艺洛碛餐厨垃圾处理厂生物质天然气输至晏鱼线项目调压计量站工程设计阶段：施工图日期：第2页共18页第1版说明书工程号：图号：专业：工艺洛碛餐厨垃圾处理厂生物质天然气输至晏鱼线项目调压计量站工程设计阶段：施工图日期第1页共18页第1版编编制校对审核审定赵常英何丽英董振丰陈克忠何丽英董振丰陈克忠目录1总则 21.1设计依据 21.2设计原则 22遵循的主要法律、法规及标准、规范 23工程概况 34工艺设计 34.1主要设计功能 34.2主要设计参数 34.3主要设备 44.4管径及壁厚 44.5管材、管件的选用 45施工技术要求 55.1总则 55.1钢管、管件、阀门、橇装设备的检验 55.2管道、设备及阀门安装 75.3管道焊接 95.4焊缝检验与验收 105.5管沟开挖及回填 115.6管道系统吹扫及试压 125.7干燥 125.8防腐 136竣工验收 176.1施工验收 176.2竣工验收 177其它 18

1总则1.1设计依据1）《洛碛餐厨垃圾处理厂生物质天然气输至晏鱼线项目设计合同》，重庆市环卫集团有限公司、中煤科工集团重庆设计研究院有限公司；2）《调压计量站工程设计委托书》，重庆市环卫集团有限公司；3）《洛碛餐厨垃圾处理厂总图布置》；4）重庆市环卫集团有限公司提供的其它设计基础资料。1.2设计原则1）严格执行现行国家、行业的有关标准、规范和规程。2）工艺设计全面考虑各种运行工况的适用性，流程设计力求简单、实用、自动化水平与项目总体要求相一致，方便操作和管理。3）提高装置的管理和自动化水平，加强监控系统，采用先进的控制方式。2遵循的主要法律、法规及标准、规范1）《压力容器压力管道设计许可规则》TSGR1001-20082）《压力管道安全技术监察规程—工业管道》TSGD0001-20093）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-20044）《输气管道工程设计规范》 GB50251-20155）《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-20176）《钢制对焊管件类型与参数》GB/T12459-20177）《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（2012年版）8）《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》SY4203-20169）《工业金属管道施工规范》GB50235-201010）《现场设备工业管道焊接工程施工规范》GB50236-201111）《钢质管道焊接及验收》GB/T31032-201412）《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-201313）《承压设备无损检测》NB/T47013.1～4-201514）《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》SY/T7036-201615）《钢质管道外腐蚀控制规范》GB/T21447-200816）《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257-201717）《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/T8923.1-201118）《涂装前钢材表面处理规范》SY/T0407-201219）《油气田地面管线和设备涂色规范》SY/T0043-200620)《石油天然气管道系统治安风险等级和安全防范要求》GA1166-20143工程概况本工程位于重庆市渝北区洛碛镇，主管道起自洛碛餐厨垃圾处理项目的沼气处理系统过滤器后的阀门，终点为厂区附近的晏鱼线主管道。线路长度约为375m。管道规格为D219.1×7.1无缝钢管，管道材质为L245N；制管标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2017。管道设计压力为4.5MPa，设计近期输气量2.5×104Nm3/d，远期输气量25×104Nm3/d，。本项目设调压计量区一处、管道375米以及洛碛分输阀井一座。4工艺设计4.1主要设计功能本子项工程在洛碛餐厨垃圾处理厂末端过滤器阀门外，设置调压、计量用于对下游管道流量进行贸易计量交接。出站设置紧急切断电动阀，事故状态下可紧急截断管道。1）接收沼气处理系统管道来气，调压至3.2MPa；2）气体计量；3）出站紧急切换；4）出站放空。4.2主要设计参数调压计量工艺区主要设计参数见表4.2-1。表4.2-1调压计量工艺区主要设计参数序号站名设计压力（MPa）设计温度（℃）进口压力（MPa）出站压力（MPa）设计规模（104Nm3/d）1调压计量工艺区4.5-10～504.01.6～3.2254.3主要设备站场主要设备参数见表4.3-1。表4.3-1站场主要设备参数表站名主要设备及规格型号数量参数调压计量工艺区调压撬2DN50设计压力：4.5MPa处理能力：1250～12500Nm3/h调压前压力4.0MPa，调压后压力1.6～3.2MPa计量橇2DN100设计压力：4.5MPa，Q：1250-12500Nm3/h精度：±1.0％涡轮流量计4.4管径及壁厚按照管线压降不超过0.1MPa，天然气管道内流速小于15m/s的原则，选择相对应的管径。表4.4-1站内管线壁厚选取表公称直径设计压力(MPa)管外径(mm)材质屈服强度(MPa)计算壁厚(mm)选用壁厚(mm)404.560.3L245N2450.894.0504.560.3L245N2451.114.0804.588.9L245N2451.635.01004.5114.3L245N2452.106.32004.5219.1L245N3604.027.14.5管材、管件的选用4.5.1管材的选用调压计量工艺区均采用无缝钢管，钢级全部采用L245N。钢管制造的技术要求应符合《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2017的相关规定，规格应符合《无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差》GB/T17395-2008的相关规定。4.5.2管件的选用所有管件应符合《钢制对焊管件类型与参数》（GB/T12459-2017）的要求，采用对焊连接。4.5.3法兰、垫片及紧固件的选用1）法兰型式、结构尺寸应符合《对焊钢制管法兰》（GB/T9115-2010）的要求，公称压力阀门、设备采用PN标记。2）对焊钢制管法兰为带颈对焊法兰（WN），密封面型式选用突面（RF）。3）与阀门和设备接口对接的法兰，其密封面型式应与阀门和设备接口法兰的密封面型式相匹配，并由设备和阀门厂家配对供货。4）法兰连接用紧固件的选用执行《管法兰连接用紧固件》（GB/T9125-2010）中的有关规定，螺栓采用全螺纹螺柱，螺母选用六角螺母或大六角螺母。5）垫片采用缠绕式垫片，类型为带内环和对中环型5施工技术要求5.1总则工艺区施工及验收执行《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB50540-20092012年版）和《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》（SY4203-2016），并以要求严格的为准来执行。所有设备、管道组成件、材料在使用前应按设计要求核对其规格、材质、型号；设备、管道组成件、材料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验，其性能指标应符合现行国家或行业标准的有关规定；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；所有设备基础待设备到货核实尺寸无误后方可施工。5.1钢管、管件、阀门、橇装设备的检验5.1.1钢管的检验钢管性能及制造标准应符合石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2017的要求，无缝钢管规格尚应符合《无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差》（GB/T17395-2008）的要求，管材除满足以上标准外还应满足业主与供货商签定的定货合同的技术要求。5.1.2管件的检验站内采用的管件材质与连接管道相同，管件的尺寸、公差、技术要求、检验和标志应符合《钢制对焊管件类型与参数》（GB/T12459-2017）的规定。管件的允许偏差执行《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB50540-20092012年版）的规定。5.1.3法兰、垫片及紧固件的检验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；对焊法兰的尾部破口处不应有碰伤；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。5.1.4阀门的检验1）阀门应有产品合格证，带有伺服机械装置的阀门应有安装使用说明书，同时应符合《阀门检验与安装规范》SY∕T4102-2013标准。2）阀门试验前应逐个进行外观检查，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。（2）垫片、填料应满足介质要求，安装应正确。（3）丝杆、手轮、手柄无毛刺、划痕，且传动机构操作灵活、指示正确。（4）铭牌完整无损，标识清晰完整。（5）备品备件应数量齐全、完好无损。3）阀门应逐个进行试压检验，强度和密封试验应符合下列要求：（1）试验用压力表精度不应低于1.5级，并经检定合格。（2）阀门应用洁净水为介质进行强度和密封试验，强度试验压力应为设计压力的1.5倍，稳压时间应大于5min，壳体、垫片、填料等不渗漏、不变形、无损坏，压力不降为合格。密封试验压力为设计压力，稳压15min，不内漏、压力不降为合格。（3）阀门进行强度试验时，球阀应全开，其它阀门应半开半闭。密封试验时应进行单面受压条件下阀门的开启。手动阀门应在单面受压条件下开启，检查手轮的灵活性和填料处的渗漏情况；电动阀门应按要求调整好限位开关试压运转后，进行单面受压条件下的开启，阀门的两面都要进行单面受压条件下的开启，开启压力应不小于设计压力。不合格的阀门不应使用。（4）止回阀、截止阀可按流向进行强度和密封试验。止回阀应按逆流向进行密封试验，顺流向进行强度试验，截止阀可按顺流向进行强度和密封试验。（5）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，封闭出入口，并填写阀门试压记录。4）安全阀安装前应检查其铅封是否完好，并检查有资格的检验部门出具的报告。5）检查电动球阀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，并调试好限位开关。5.1.5橇装设备1）制造厂应提供出厂合格证、质量证明文件，使用说明书、试压记录等。2）橇装内设备应完好，尺寸应符合设计规定。橇装设备内控制箱、仪表、管路、阀门、元器件应符合设计要求。3）橇装设备进出接口法兰应进行检查，并给予保护。5.2管道、设备及阀门安装5.2.1管道安装1）钢管切口质量应符合下列要求：（1）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）切口端面偏差△不应大于钢管外径的1%，且最大不超过3mm。2）管端的坡口型式及组对尺寸应符合设计《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（2012年版）附录A的规定。4）管道、管道附件、设备等连接时，不得强力组对。5）管道安装前应对阀门、法兰与管道的配合进行检查。6）管道对接时，错边量应符合表5.2-1的要求。表5.2-1钢管错边量（mm）管壁厚内错边量外错边量＞101.12.0～2.55～100.1壁厚1.5～2.0＜50.50.5～1.57）钢管组对时应检查平直度，在距接口中心200mm处测量，当钢管公称直径小于100mm时，允许偏差为±1mm；当钢管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。8）法兰密封面应与钢管中心垂直。当公称直径小于或等于300mm时，在法兰外径上的允许偏差为±1mm；当公称直径大于或等于300mm时，在法兰外径上的允许偏差为±2mm。9）法兰连接时应保持平行，其允许偏差应小于法兰外径的1.5‰，且不大于2mm。垫片应放在法兰密封面中心，不应倾斜或突入管内。10）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。11）法兰连接应与管道保持同轴，其螺栓孔偏差不超过孔径的5%，并保持螺栓自由穿入。法兰螺栓拧紧后应露出螺母以外0~3个螺距，螺纹不符合规定的应进行调整。5.2.2橇装设备安装1）本工程设备主要有调压撬、计量橇。2）安装工程应在基础验收合格后进行。3）设备应具有质量合格证明文件，规格、型号及性能检测报告应符合国家技术标准或设计文件要求。4）设备进场时应对型号、规格、外观及配件等进行验收，表面无划伤及外力冲击破损，配件齐全。5）设备基础的验收应符合《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2015）的相关规定，设备安装前基础的混凝土强度应达到设计要求的80%以上。6）设备安装时活动支座底部与基础见滑动面应清理干净，涂上润滑剂，滑动端的限位螺栓拧紧后应将螺母拧松一扣，保证容器能沿轴向自由滑动。8）设备的吊装应执行下列规定：（1）设备吊装前，应与当地气象部门取得联系。当阵风风速大于10.8m/s时，不应进行室外吊装作业。（2）吊装作业应有专人指挥，明确分工。参加吊装的施工人员应坚守岗位，并根据指挥命令工作。吊装过程中任何岗位出现问题，应立即向指挥者报告，没有指挥者的命令，任何人不得擅自操作或离开岗位。（3）设备正式吊装前应进行试吊。试吊前参加吊装人员应按岗位分工，严格检查吊耳、起重机械和索具的装设情况，确认符合要求后才可进行试吊。（4）吊装作业前，应在工件上系以牢固的溜绳，防止吊装过程中工件摆动、旋转或碰撞其他建筑物或构筑物。（5）被吊装工件表面的棱角刃面及影响吊装安全的部位，在拴系吊索时应采取有效的防护措施。（6）吊起的工件不得长时间在空中滞留。如必须滞留时，应采取可靠的安全措施。（7）吊装过程中工件下方、吊车扒杆旋转范围内和受力导向滑轮夹角区域内，不应有人停留和通过。（8）吊装用滑轮应按使用说明书的要求使用。使用开口滑轮应将钩环锁固，防止钢丝绳脱出。5.2.3阀门安装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。2）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。3）当阀门与管道以焊接方式连接时，阀门不得关闭，焊缝底层宜采用氩弧焊。4）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。5）阀门安装后的操作机构和传动装置应动作灵活，指示准确。5.3管道焊接1）本工程管道焊接前应进行焊接工艺评定，其焊接工艺试验和评定应符合《钢质管道焊接及验收》（GB/T31032-2014）的有关规定，并根据合格的焊接工艺评定编制焊接作业指导书。安装单位在别的管线或站场已有的焊接工艺评定结果用于本工程时，需要经过有关职能部门的确认，方可使用。2）从事本工程管道工程施工的焊工应取得国家相应部门颁发的特殊作业人员资格证书，所从事的工作范围应与资格证书一致。3）在以下气候环境中，如无有效的防护措施时，不应进行焊接作业：（1）雨雪天气。（2）大气相对湿度超过90%。（3）焊条电弧焊、埋弧焊、自保护药芯焊丝半自动焊，风速大于8m/s；气体保护焊，风速超过2m/s。（4）环境温度低于焊接规程中规定的温度。4）本工程管道组焊方式推荐采用沟上焊接，根据管径大小，管道焊接设计推荐采用氩弧焊打底，电弧焊填充、盖面。但最终应严格按照焊接工艺评定执行。5）焊条、焊丝、焊剂的储存应符合国家现行标准《焊条质量管理章程》（JB/T3223）的相关规定，焊接材料应满足下列要求：（1）焊条应符合国家现行标准《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB50236）的规定。（2）焊丝应符合国家现行标准《气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝》（GB/T8110）的规定。（3）氩弧焊所采用的的氩气应符合国家现行标准《氩》（GB/T4842）的规定，且纯度不应低于99.96%，含水量不小于20mg/L。6）焊条、焊丝在使用前应按产品说明书进行烘干，并应在使用过程中保持干燥。7）管道坡口加工和组对应符合本说明书6.2.1章节的要求。8）焊件组对前应将坡口和其内外侧表面不小于10mm范围内的油、漆、垢、毛刺等清除干净，且不得有裂纹、夹层等缺陷。9）焊前预热与焊后热处理应符合下列规定：（1）焊接接头的焊前预热和焊后热处理应根据设计要求、焊件结构的刚性、焊接方法、焊接环境及使用条件等因素综合确定。焊前预热和焊后热处理要求应在焊接工艺文件中规定，并经焊接工艺评定验证。（2）有预热要求时，应根据焊接工艺规程规定的温度进行焊前预热；当焊接两种具有不同预热要求的材料时，应以预热温度要求高的材料为准。（3）焊前预热的加热范围，应以焊缝中心为基准每侧不应小于焊件厚度的3倍，且不小于100mm。（4）管口应均匀加热，防止局部过热，焊件内外壁温度应均匀。（5）焊后热处理按照《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB50236-2011）执行。10）施焊时严禁在坡口以外的管壁上引弧，焊接地线与钢管应有可靠的连接方式，并应防止电弧擦伤母材。11）施焊过程中应保证起弧和收弧处的质量，收弧处应将弧坑填满。多层焊的层间接头应错开。12）管道焊接时根焊应熔透，内成型应良好。层间焊间隔时间应符合焊接工艺规程要求。13）每道焊口完成后，应清除表面焊渣和飞溅。14）管道焊接的其他要求参照《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（2012年版）中的相关要求。5.4焊缝检验与验收1）管道对接焊缝和角焊缝应进行100%的外观检查，外观检查应符合下列规定：（1）焊缝上的焊渣及周围飞溅物应清除干净，焊缝表面应均匀齐整，不应存在有害的焊瘤、凹坑等。（2）对接焊缝允许错边量不应大于壁厚的12.5%，且小于3mm。（3）对接焊缝表面宽度应为坡口上口两侧各加宽0.5mm~2.0mm。（4）对接焊缝表面余高应为0mm~2mm，局部不应大于3mm，且长度应大于50mm。（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。（6）盖面焊道深度不应大于管壁厚的12.5%，且不应超过0.5mm。咬边深度小于0.3mm的，任何长度均为合格。咬边深度在0.3mm~0.5mm的，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%。（7）焊缝表面不应存在裂纹、未熔合、气孔、夹渣、引弧痕迹及夹具焊点等缺陷。2）焊缝外观检查合格后方可以对其进行无损检测。无损检测应按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2013）的规定进行，超出其适用范围的焊缝按照《承压设备无损检测无损检测》（NB/T47013.1～13-2015）的规定进行无损检测。3）无损探伤检查的比例及验收合格等级应符合以下要求：工艺管道焊缝、弯头或弯管与直管段焊缝，均应进行100%射线照相检验；放空及排污管道的焊缝应进行100%手工超声波检验，并应进行10%射线照相复查检验；返修焊缝、未经试压的管道连头口焊缝、穿越段的对接焊缝均应进行100%超声波和100%射线检测。管道焊缝进行超声波检测和射线检测时，均应达Ⅱ级为合格。4）无损检测发现的超标缺陷，必须进行返修，返修仅限于一次，返修后应当仍然按照原规定的无损检测办法进行检测；对探伤不到的角焊缝可按《承压设备无损检测无损检测》（NB/T47013.1～13-2015）的要求采用磁粉检验，无缺陷为合格。5.5管沟开挖及回填1）管道下沟前，应对管沟进行复测，达到设计要求后方可下沟。2）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加500mm。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。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。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）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。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。8）当埋地管道与设备基础、支墩水平距离较近时，开挖管沟与制作设备基础、支墩、工艺安装，应合理安排其施工顺序，确保基础和支墩的稳定。5.6管道系统吹扫及试压1）设备、管道安装完毕，焊缝经无损检验合格后，应按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（2012年版）中第9.1条的要求作好吹扫试压前的准备工作。系统试压前后应进行吹扫，按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（2012年版）中第9.2条执行。吹扫时，应拆除站内的计量装置，用短节连通，并关闭安全阀前的阀门。2）吹扫合格后，进行试压。强度试压介质试验压力为设计压力的1.5倍，推荐采用无腐蚀性洁净水；严密性试验压力为设计压力的1.0倍，试验介质采用清洁水。3）强度试验冲水时，应安装高点排空、低点排水阀门，并应排净空气，使水充满整个试压系统，待水温和管壁、设备壁的温度大致相同时方可升压。4）强度试压时，升压应平稳缓慢，分阶段进行，升压次数为3次，按30%、60%、100%试验压力试压；依次升至各个阶段压力时，应稳压30min，经检查无泄漏，方可继续升压。5）升到强度试验压力值后，稳压4h，合格后再降到设计压力，进行严密性试验。6）强度试验、严密性试验的方法及合格标准见下表：表5.6-1试验方法及合格标准检验项目强度试验严密性试验试验压力（MPa）1.5倍设计压力1.0倍设计压力升压步骤升压阶段间隔30min，升压速度不大于0.1MPa/min-稳压时间（h）424合格标准管道目测无变形、无渗漏，压降小于或等于试验压力的1%无压力降、无泄漏为合格7）站场非标设备、计量装置、安全阀不参与站场系统强度试验，放空管可以不进行试压，但放空管必须进行100%超声波检验和10%射线抽检。8）其他未尽事宜，详见《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（2012年版）中第9.3条。5.7干燥1）管道系统吹扫试压后，应进行管道系统干燥。干燥前，应进行试压后扫水检验。管道系统扫水检验以站场最低点排气口没有明水排出视为合格。2）站场管道干燥采用干空气干燥，干燥要求应符合下列要求：（1）进入管道的干空气温度不宜超过50℃。（2）管道干燥末期，当管道出口处的空气露点达到-20℃的空气露点后，继续用露点低于-40℃的干空气对管段进行低压吹扫，直到管道后半部分被较低露点的干空气完全置换，即可进行密闭实验。（3）当管道末端出口处的空气露点达到-20℃的空气露点时，关闭干燥管道两端阀门，将管道置于微正压（50kPa~70kPa）的环境下密闭8h~12h后检测管线露点。（4）密闭试验后露点升高不超过5℃，且不高于-20℃的空气露点，为合格。（5）在干燥验收合格后，向管道内注入压力为50kPa~70kPa干空气或氮气，其露点不低于-40℃的干空气或氮气的露点，并保持管道密闭。5.8防腐5.8.1防腐方案与工艺区外干线相同管径的埋地管道采用三层PE加强级防腐；其余管径埋地管道及管道附件（三通、弯头等）的外防腐层采用聚乙烯胶粘带缠绕包覆。5.8.2埋地管道防腐1）三层PE外防腐层（1）聚乙烯三层结构外防腐层的涂敷预制，应严格执行《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2017）的要求。其原材料的性能指标的检验、储存条件、涂敷工艺参数的确定、表面洁净度、锚纹深度、质量检验，均应符合《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2017）的有关规定。（2）管道最小防腐层厚度及焊缝处防腐层厚度应符合《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2017）第3.2节表1的规定；管端预留长度（钢管裸露部分）应为：100～150mm；且聚乙烯层端面应形成不大于30°的倒角，聚乙烯层端部外可保留不超过20mm的环氧粉末涂层，应防止防腐管端部防腐层剥离或翘起。2）聚乙烯胶粘带聚乙烯胶粘带防腐层结构为配套底漆+胶粘带，搭接为胶带宽度的50%～55%，防腐层总厚度≥1.4mm。（1）聚乙烯胶粘带基材应有良好的拉伸强度；胶层对底漆钢及对背材搭接均应有优异的粘接性能，胶粘带材料性能指标应符合：①剥离强度（对底漆钢）≥20N/cm；②剥离强度（对背材搭接）有隔离纸≥20N/cm，无隔离纸≥5N/cm。③其余指标应符合《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》（SY/T0414-2017）的规定。（2）施工要求①钢管表面预处理采用喷砂或电动工具除锈方法，其质量应达到《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/T8923.1-2011）中规定的Sa2.5或St3级要求。②钢管表面预处理后至涂刷底漆前的时间间隔宜控制在2h之内，钢管表面必须干燥、无尘。底漆采用与聚乙烯胶粘带配套的底漆，不能以其它底漆来替换。底漆应涂刷均匀，不得有漏涂、凝块和流挂等缺陷，厚度应大于或等于30m。待底漆表干后，实干前再缠绕胶粘带。在使用底漆时，要注意安全，防止飞溅，同时要远离火源，防止着火。应采用胶带手动缠绕机或电动缠绕机缠绕（应尽量避免手工缠绕），缠绕前调整好胶带搭接宽度及张力，在涂好底漆的管子上螺旋缠绕胶带，搭接为胶带宽度的50%~55%。缠绕时应绷紧胶带，保证其具有足够的张力，各圈间应平行，不得扭曲皱折，始、末端应压贴使其不翘边。胶粘带表面应平整、搭接均匀、无永久性气泡、皱折和破损，厚度符合设计要求。③对环焊缝处的防腐应先施涂底漆，再用50mm宽度的胶带覆盖在焊缝上，并以手压实，防止焊缝两侧出现空洞，然后再缠绕聚乙烯胶粘带进行补口施工。5.8.3埋地管道出土端防腐埋地管道出土端采用聚乙烯胶粘带防腐，胶粘带末端再用封口胶带固定，以利于胶层与钢管的粘接，聚乙烯胶粘带均应露出地面之上120mm±10mm（斜向入地管道以最短长度计）。5.8.4露空管道、设备防腐涂料涂装1）露空管道及设备采用涂装防腐涂料进行外防腐。2）涂装前表面处理要求（1）露空管道宜采用喷砂除锈，除锈等级应达到《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/T8923.1-2011）中规定的Sa2.5级。即非常彻底的喷射除锈，清洁度要求为：钢材表面应无可见的油脂和污垢，并且没有附着不牢的氧化皮、铁锈和涂层等附着物，任何残留的痕迹应仅是点状或条纹的细微色斑。粗糙度要求为：锚纹深度40-75µm。磨料的选择及施工见《涂装前钢材表面处理规范》（SY/T0407-2012）。（2）为防止砂粒及杂质嵌入阀门等设备缝隙中，对不宜采用喷砂除锈的设备或结合部管道的表面，应采用电动工具除锈，除锈等级应达到《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/T8923.1-2011）中规定的St3级。（3）表面处理后，应采用干燥、洁净、无油污的压缩空气将表面吹扫干净，清洁度等级应达到现行国家标准《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的评定试验第3部分：涂覆涂料前钢材表面的灰尘评定（压敏粘带法）》（GB/T18570.3）中规定的3级。3）露空管道防腐涂料涂装（1）进行现场防腐（涂漆）作业。地上设备和管道防腐蚀涂料配套方案可采用如下方案：底漆环氧富锌底漆，干膜厚度≥60μm；中间漆环氧云铁漆，干膜厚度≥160μm；面漆氟碳面漆，干膜厚度≥100μm。涂层总干膜厚度≥320μm。钢材表面除锈等级Sa2.5。（2）钢表面处理后，应在4小时内涂底漆；涂装表面必须干燥，前一道漆膜实干后，方可涂下一道漆。（3）其余施工要求执行《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》（SY/T7036-2016）的相关要求。3）预涂了环氧富锌底漆的设备、阀门及管件的涂装（1）已涂装底漆的设备、管件表面预处理①首先检查整个环氧富锌底漆表面，要确保整个基面没有明显的粉化、脱落、气泡等现象。②对于局部出现的锈蚀，要用40-80#砂纸或动力角膜机磨去锈膜锈迹，使之露出完全的金属银白色，再用环氧富锌底漆将打磨处修补好。注意连接处不可太明显，漆膜厚度应与大面基本一致。③用80-120#砂纸打磨一遍原底漆表面（打毛），注意不可打磨过重、打穿漆膜。④用底漆稀释剂擦拭打磨好的底漆漆膜表面，使之清洁无尘、无油污。⑤对非环氧富锌底漆的其它底漆或环氧富锌底漆损伤、脱落严重的金属件应采用喷砂除锈将底漆除掉重新涂装。（2）底漆检查合格后，再按要求涂装氟碳面漆。4）露空管道及设备涂色及