燃气管道敷设有哪些要求？_厨房用具_土巴兔问吧
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燃气管道敷设有哪些要求？
提问者：邱敏叡|
浏览：940|
时间： 22:23:58
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回答数：11230|被采纳数：11
shilin123456
所有回答：&11230
燃气管道敷设要求：中华人民共和国住房和城乡建设部公告第272号 &&关于发布行业标准《城镇燃气室内工程施工与质量验收规范》的公告2.0.4管道组成件pipingcomponents用于连接或装配管道的元件。它包括：管子、管件、法兰、垫片、紧固件、阀门、挠性接头、耐压软管及过滤器等。 &&3.1.11当采用计数检验时，计数规定宜符合下列规定：1直管段：每20m为一个计数单位(不足20m按20m计)；2引入管：每一个引入管为一个计数单位；3室内安装：每一个用户单元为一个计数单位；4管道连接：每个连接口(焊接、螺纹连接、法兰连接等)为一个计数单位。4.3.1燃气室内工程使用的管道组成件应按设计文件选用；当设计文件无明确规定时，应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028的有关规定，并应符合下列规定：1当管子公称尺寸小于或等于DN50，且管道设计压力为低压时，宜采用热镀锌钢管和镀锌管件；2当管子公称尺寸大于DN50时，宜采用无缝钢管或焊接钢管；3铜管宜采用牌号为TP2的铜管及铜管件；当采用暗埋形式敷设时，应采用塑覆铜管或包有绝缘保护材料的铜管；4当采用薄壁不锈钢管时，其厚度不应小于0.6mm；4.3.1燃气室内工程使用的管道组成件应按设计文件选用；当设计文件无明确规定时，应符合现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028的有关规定，并应符合下列规定：1当管子公称尺寸小于或等于DN50，且管道设计压力为低压时，宜采用热镀锌钢管和镀锌管件；2当管子公称尺寸大于DN50时，宜采用无缝钢管或焊接钢管；3铜管宜采用牌号为TP2的铜管及铜管件；当采用暗埋形式敷设时，应采用塑覆铜管或包有绝缘保护材料的铜管；4当采用薄壁不锈钢管时，其厚度不应小于0.6mm；5不锈钢波纹软管的管材及管件的材质应符合国家现行相关标准的规定；6薄壁不锈钢管和不锈钢波纹软管用于暗埋形式敷设或穿墙时，应具有外包覆层；7当工作压力小于10kPa，且环境温度不高于60℃时，可在户内计量装置后使用燃气用铝塑复合管及专用管件。 &&4.3.2当室内燃气管道的敷设方式在设计文件中无明确规定时，宜按表4.3.2选用。表4.3.2室内燃气管道敷设方式 && &&管道材料明设管道暗设管道 &&暗封形式暗埋形式 &&热镀锌钢管应可— &&无缝钢管应可— &&铜管应可可 &&薄壁不锈钢管应可可 &&不锈钢波纹软管可可可 &&燃气用铝塑复合管可可可4.3.3室内燃气管道的连接应符合下列要求：1公称尺寸不大于DN50的镀锌钢管应采用螺纹连接；当必须采用其他连接形式时，应采取相应的措施；2无缝钢管或焊接钢管应采用焊接或法兰连接；3铜管应采用承插式硬钎焊连接，不得采用对接钎焊和软钎焊；4薄壁不锈钢管应采用承插氩弧焊式管件连接或卡套式、卡压式、环压式等管件机械连接；5不锈钢波纹软管及非金属软管应采用专用管件连接；6燃气用铝塑复合管应采用专用的卡套式、卡压式连接方式。 &&高层建筑室内燃气管道的支撑形式应符合设计文件的规定。 &&表4.3.5燃气管道采用的支撑形式 && &&公称尺寸砖砌墙壁混凝土制墙板石膏空心墙板木结构墙楼板 &&DN15～DN20管卡管卡管卡、夹壁管卡管卡吊架 &&DN25～DN40管卡、托架管卡、托架夹壁管卡管卡吊架 &&DN50～DN65管卡、托架管卡、托架夹壁托架管卡、托架吊架 &&＞DN65托架托架不得依敷托架吊架
回答数：26532|被采纳数：13
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地下燃气管道埋设的最小覆土厚度(路面至管顶)应符合下列要求：
1 &&埋设在机动车道下时，不得小于0．9m；
2 &&埋设在非机动车车道(含人行道)下时，不得小于0．6m；
3 &&埋设在机动车不可能到达的地方时，不得小于0．3m；
4 &&埋设在水田下时，不得小于0．8m。
注：当不能满足上述规定时，应采取有效的安全防护措施。
5 &&输送湿燃气的燃气管道，应埋设在土壤冰冻线以下。
燃气管道坡向凝水缸的坡度不宜小于0．003。
6 &&地下燃气管道的基础宜为原土层。凡可能引起管道不均匀沉降的地段，其基础应进行处理。
7 &&地下燃气管道不得在堆积易燃、易爆材料和具有腐蚀性液体的场地下面穿越，并不宜与其他管道或电缆同沟敷设。当需要同沟敷设时，必须采取有效的安全防护措施。
8 &&地下燃气管道从排水管(沟)、热力管沟、隧道及其他各种用途沟槽内穿过时，应将燃气管道敷设于套管内。套管伸出构筑物外壁不应小于表6．3．3-1中燃气管道与该构筑物的水平净距。套管两端应采用柔性的防腐、防水材料密封。
9 &&燃气管道穿越铁路、高速公路、电车轨道或城镇主要干道时应符合下列要求：
1 &&穿越铁路或高速公路的燃气管道，应加套管。
注：当燃气管道采用定向钻穿越并取得铁路或高速公路部门同意时，可不加套管。
2 &&穿越铁路的燃气管道的套管，应符合下列要求：
1) &&套管埋设的深度：铁路轨底至套管顶不应小于1．20m，并应符合铁路管理部门的要求；
2)套管宜采用钢管或钢筋混凝土管；
3)套管内径应比燃气管道外径大100mm以上；
4)套管两端与燃气管的间隙应采用柔性的防腐、防水材料密封，其一端应装设检漏管；
5)套管端部距路堤坡脚外的距离不应小于2．0m。
3 &&燃气管道穿越电车轨道或城镇主要干道时宜敷设在套管或管沟内；穿越高速公路的燃气管道的套管、穿越电车轨道或城镇主要干道的燃气管道的套管或管沟，应符合下列要求：
1)套管内径应比燃气管道外径大100mm以上，套管或管沟两端应密封，在重要地段的套管或管沟端部宜安装检漏管；
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地下燃气管道埋设的最小覆土厚度(路面至管顶)应符合下列要求：
1 &&埋设在机动车道下时，不得小于0．9m；
2 &&埋设在非机动车车道(含人行道)下时，不得小于0．6m；
3 &&埋设在机动车不可能到达的地方时，不得小于0．3m；
4 &&埋设在水田下时，不得小于0．8m。
注：当不能满足上述规定时，应采取有效的安全防护措施。
5 &&输送湿燃气的燃气管道，应埋设在土壤冰冻线以下。
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中国装修网篇一：长输管道设计采用的最新标准
长输管道设计采用的最新标准、规范 （1）《城镇燃气设计规范》GB； （2）《输气管道工程设计规范》GB； （3）《石油天然气工程设计防火规范》GB； （4）《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB； （5）《油气输送管道穿越工程设计规范》GB； （6）《油气输送管道穿越工程施工规范》GB； （7）《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T ； （8）《石油天然气工程总图设计规范》SY/T ； （9）《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T ； （10）《石油天然气安全规程》AQ篇二：输气管道设计规范
GB 1 总 则 1．0．1 为在输气管道工程设计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，制订本规范。 1．0. 2 本规范适用于陆上输气管道工程设计。 1．0．3 输气管道工程设计应遵照下列原则： 1 保护环境、节约能源、节约土地，处理好与铁路、公路、河流等的相互关系； 2 采用先进技术，努力吸收国内外新的科技成果； 3 优化设计方案，确定经济合理的输气工艺及最佳的工艺参数。 1．0．4 输气管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关强制性标准的规定。 2 术 语 2．O．1 管输气体 pipeline gas 通过管道输送的天然气和煤气。 2．O．2 输气管道工程 gas transmission pipeline project 用管道输送天然气和煤气的工程。一般包括输气管道、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。 2．O．3 输气站 gas transmission station 输气管道工程中各类工艺站场的总称．一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。2．O．4 输气首站 gas transmission initial station 输气管道的起点站。一般具有分离，调压、计量、清管等功能。 2．O．5 输气末站 gas transmission terminal station 输气管道的终点站。一般具有分离、调压、计量、清管、配气等功能。 2．O．6 气体接收站 gas receiving station 在输气管道沿线，为接收输气支线来气而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．7 气体分输站 gas distributing station 在输气管道沿线，为分输气体至用户而设置的站，一般具有分离、调压、计量、清管等功能。 2．O．8 压气站 compressor station 在输气管道沿线，用压缩机对管输气体增压而设置的站。 2．0．9 地下储气库 underground gas storage 利用地下的某种密闭空间储存天然气的地质构造。包括盐穴型、枯竭油气藏型、含水层型等。 2．O．10 注气站 gas injection station 将天然气注入地下储气库而设置的站。 2．O．11 采气站 gas withdraw station 将天然气从地下储气库采出而设置的站。 2．O．12 管道附件 pipe auxiliahes 指管件、法兰、阀门、清管器收发筒、汇管、组合件、绝缘法兰或绝缘接头等管道专用承压部件。2．O．13 管件 pipe fitting 指弯头、弯管、三通、异径接头和管封头。 2．O．14 输气干线 gas transmission trunk line 由输气首站到输气末站间的主运行管线。 2．0．15 输气支线 gas transmission branch line 向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。 2．O．16 弹性敷设 pipe laying elastic bending 管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，利用这种变形，改变管道走向或适应高程变化的管道敷设方式。 2．O．17 清管系统 pigging system 为清除管内凝聚物和沉积物，隔离、置换或进行管道在线检测的全套设备。其中包括清管器、清管器收发筒、清管器指示器及清管器示踪仪等。 2．O．18 设计压力 design pressure 在相应的设计温度下，用以确定管道计算壁厚及其他元件尺寸的压力值，该压力为管道的内部压力时称设计内压力，为外部压力时称设计外压力。 2．O．19 设计温度 design temperature 管道在正常工作过程中，在相应设计压力下，管壁或元件金属可能达到的最高或最低温度。 2．O．20 管输气体温度 pipeline gas temperature 气体在管道内输送时的流动温度。 2．O．21 操作压力 operating pressure 在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。2．O．22 最大操作压力 maximum operating pressure(MOP) 在正常操作条件下，管线系统中的最大实际操作压力。 2．0. 23 最大允许操作压力 maximum allowable operating pressure(MAOP) 管线系统遵循本规范的规定，所能连续操作的最大压力，等于或小于设计压力。 2．O．24 泄压放空系统 relief and blowDdown system 对超压泄放、紧急放空及开工、停工或检修时排放出的可燃气体进行收集和处理的设施。泄压放空系统由泄压设备(放空阀、减压阀、安全阀)，收集管线、放空管和处理设备(如分离罐、火炬)或其中一部分设备组成。 2．0．25 水露点 water dew point 气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。 2．O．26 烃露点 hydrocarbon dew point 气体在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。
3 输气工艺 3．1 一般规定 3．1．1 输气管道的设计输送能力应按设计委托书或合同规定的年或日最大输气量计算，设计年工作天数应按350d计算。 3．1．2 进入输气管道的气体必须清除机械杂质；水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃；烃露点应低于最低环境温度；气体中硫化氢含量不应大于20mg／m3。3. 1．3 输气管道的设计压力应根据气源条件、用户需要、管材质量及地区安全等因素经技术经济比较后确定。 3．1．4 当输气管道及其附件已按国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY 0007和《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》SY／T 0036的要求采取了防腐措施时，不应再增加管壁的腐蚀裕量。 3．1．5 输气管道应设清管设施。有条件时宜采用管道内壁涂层。 3．2 工艺设计 3．2．1 工艺设计应根据气源条件、输送距离、输送量及用户的特点和要求，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。 3．2．2 工艺设计应确定下列主要内容： 1 输气总工艺流程。 2 输气站的工艺参数和流程。 3 输气站的数量和站间距。 4 输气管道的直径、设计压力及压气站的站压比。 3．2．1 管道输气应合理利用气源压力。当采用增压输送时，应合理选择压气站的站压比和站间距。当采用离心式压缩机增压输送时，站压比宜为1．2～1．5，站间距不宜小于190km。 3．2．4 压气站特性和管道特性应协调，在正常输气条件下，压缩机组应在高效区内工作。压缩机组的数量、选型、联接方式，应在经济运行范围内，并满足工艺设计参数和运行工况变化的要求。 3．2．5 具有配气功能分输站的分输气体管线宜设置气体的限量、限压设施。篇三：天然气管道规范
钢管、管件及阀门检验 2．1
钢管检验 2．2管件检验 2．3
阀门检验 3
管道预制及安装 3．1
管道预制 3．2
管道组对 3．3
管件组装 3．4
阀门安装 4
管道焊接 4．1
焊接工艺评定 4．2
焊工资格 4．3
焊接材料 4．4
焊前预热及焊后热处理 4．6
焊缝返修 5
焊缝质量检验 5．1
焊缝外观质量检验 5．2
无损探伤 6
管道防腐及补口补伤 7
测量放线、施工带清理及管沟开挖 7．1
测量放线 7．2施工带清理 7．3
管沟开挖 8
防腐管拉运及布管 9
管道下沟及回填 10
水工保护及地貌恢复 10．1
水工保护 10．2
地貌恢复 11
管道清管及试压 12
工程交工验收 标准用词和用语说明 附件
天然气集输管道施工及验收规范
总 则 1．0．1
为了保证天然气集输管道工程的质量，确保管道安全、可靠，降低工程成本，制定本规范。 1．0．2
本规范适用于输气设计压力为1．6―70MPa的天然气集输管道的施工及验收。 本规范不适用于天然气长输管道及城市天然气管网的施工及验收。 1．0．3
天然气集输管道应包括下列管道： 1
由气井采气树至天然气净化厂或外输首站之间的采气管线、集气支线、集气干线； 2
由气井直接到用户门站的管线； 3
井口注气管线。 1．0．4
天然气集输管道按设计压力pN分为中压管道和高压管道。
中压管道：1．6&pN&10MPa； 2
高压管道：10&pN&70MPa。1．0．5
天然气集输管道的施工及验收应符合设计要求，修改设计应征得设计单位同意。 1．0．6
天然气集输管道穿越工程的施工及验收应符合现行的《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》SY／T 4079的规定，跨越工程的施工及验收应符合现行的《石油天然气管道跨越工程施工及验收规范》SY 4070的规定。 1．0．7
天然气集输管道的施工及验收除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。 2
钢管、管件及阀门检验 2．1
钢管检验 2．1．1
钢管的规格，材质必须符合设计要求。代用材料应经设计单位同意，并出具书面文件。 2．1．2
钢管必须具有制造厂的出厂质量证明书，质量证明书的内容应齐全。 2．1．3
钢管的外径、壁厚尺寸偏差及技术要求应符合国家现行有关标准或有关技术要求的规定。 2．1．4
钢管在使用前应进行外观检查，其表面应无裂纹，夹渣、折叠和重皮等缺陷，且无超过壁厚负偏差的锈蚀和机械损伤。 2．1．5
钢管凡有下列情况之一者应进行复验： 1
质量证明书与到货钢管的钢号不符或钢管上无钢号； 2
质量证明书数据不全或对其有怀疑； 3
钢管为高压钢管。 2．1．6
高压钢管复验应按下列规定进行： 1
全部钢管应逐根编号并检查硬度，其硬度值应符合国家现行有关标准的规定。 2
应从每批钢管中选出硬度最高和最低的钢管各1根(每根制备6个试样，其中拉力试样2个、冲击试样2个、压扁或冷弯试样2个)进行机械性能试验，试验要求应符合国家现行有关标准的规定。 拉力试验应按现行的《金属拉伸试验法》GB／T 228的规定进行(当壁厚不能满足制取标准试件时，可用完整管段代替)。 冲击试验应按现行的《金属夏比缺口冲击试验方法》GB／T 229的规定进行(当壁厚小于12mm时，可免做试验)。 压扁或冷弯试验：钢管外径大于或等于35mm时，应做压扁试验。试验用管环的宽度应为30―50mm，锐角应倒圆。压扁至内壁间距为公称直径的0．6倍时，不得出现裂纹、分层等缺陷。外径小于35mm时，应做冷弯试验，弯芯半径应为管子外径的4倍，弯曲90°时不应有裂纹、折断、分层等缺陷。 3
从做机械性能试样的钢管或试样上取样做化学分析，化学成分应符合国家现行标准或供货技术条件的规定。 2．1．7
高压钢管复验时，若有不合格的项目，应加倍复查。复查只进行原来复验不合格的项目。复查的试样在原来不合格的钢管和与该钢管硬度最接近的另一钢管上截取。当复查结果仍有不合格的项目时，则应对该批钢管逐根检查，不合格者不得使用。 2．1．8
高压钢管应有制造厂的超声波探伤合格证。若无制造厂的探伤合格证，应逐根进行超声波探伤。超声波探伤应按现行的《高压无缝钢管超声波探伤》JB 1151的规定进行。 2．1．9
高压钢管经检验发现可修复的缺陷时，应逐步修磨，直至缺陷消失为止。除去缺陷后的实际壁厚不应小于钢管公称壁厚的90％，且不小于设计壁厚。 2．2管件检验 2．2．1
管件应具有产品合格证，其规格、型号、材质应符合设计要求。 2．2．2
管件的结构形式、尺寸与公差、焊端坡口、产品标记及技术要求应符合国家现行标准的规定。 2．2．3
管件外观检查时，其表面质量应符合下列规定： 1
无裂纹、夹渣、折叠、过烧等缺陷； 2
不得有超过壁厚负偏差的锈蚀或凹陷． 2．2．4
弯头质量应符合下列规定： 1
弯头结构长度的允许偏差为1．5mm，椭圆率应小于2％，弯曲角度允许偏差应为±1°，弯头两端面的斜度应小于钢管外径的1％且不大于1．5mm。
弯头壁厚的减薄量应小于公称壁厚的10％，且弯头的实际壁厚不应小于设计壁厚。 2．2．5
焊制或拔制三通的支管，其垂直偏差不应大于其高度的1％且不大于3mm。各端面垂直长度的允许偏差不得大于钢管外径的1％且不大于3mm。 2．2．6
同心异径管两端的中心线应重合，其偏心值(a1-a2)／2不应大于大端外径的1％且不应大于5mm(如图2．2．6所示)。 2．2．7
天然气集输管道严禁采用褶皱弯或虾米腰弯。 2．2．8
管封头宜采用椭圆形封头或球形封头，其质量应符合下列规定：
封头的最小壁厚不应小于封头公称壁厚的90％且不小于设计厚度。
封头的内径或外径圆度允许偏差应为±2mm，曲面高度允许偏差应为±4mm，直边高度允许偏差应为 其间隙不得大于2mm。 2．2．9
管法兰的制造，检验应符合现行的《钢制管法兰技术条件》GB／T 9125的规定。绝缘法兰的制造、检验应符合设计要求。 2．2．10
螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等缺陷，螺栓、螺母应配合良好，无松动或卡涩现象。 2．2．11
高压螺栓及螺母的力学性能应按现行的《工业管道工程施工及验收规范》GBJ 235的有关规定进行检查验收。 2．2．12
金属垫片的表面应无裂纹、毛刺、凹槽、径向划痕及锈斑等缺陷，其加工尺寸、精度、粗糙度应符合国家现行的有关标准的规定。 2．3阀门检验 ?5?3mm；用长度为300mm的样板检查表面凹凸度，篇四：长输管线标准规范目录 长输管线设计与施工标准规范目录
篇五：浅谈天然气长输管线在设计安装运行中的问题及安全要求
浅谈天然气长输管线在设计安装运行中的问题及安全要求 【摘要】本文首先分析了天然气长输管线在设计安装运行中存在的问题，并在此基础上，提出了加强天然气长输管线在设计安装运行中的安全技术要求，以确保管线能够安全运行。
【关键词】天然气 管道运输 安全技术
1 天然气长输管线在设计安装运行中的问题
天然气长输管线在设计安装中存在着没有按照规范设计和安装，且工程施工监理没有尽到责任，导致天然气长输管线出现腐蚀，与其他管道的安全距离不足，管道间的焊缝具有较大缺陷，其管道上方出现了大量的违法违章建筑，给天然气的管道的维护管理以及安全运行带来了巨大隐患。
1.1 长输管线腐蚀
天然气长输管线出现腐蚀主要有管内腐蚀、电化学腐蚀以及防腐层腐蚀等腐蚀。其中管内腐蚀主要是天然气管道内有硫化物、焦油、苯等等杂质，常年腐蚀管壁；电化学腐蚀主要是由于管线较长，管道周围的物理化学参数存在较大差别，导致管段两端形成明显的电位差造成的；防腐层破坏主要是由于施工人员在管道施工中不遵守操作规程，在下管时破坏了管道外的防腐层，防腐层起不到应有的保护作用，致使管道受外界环境的影响，造成腐蚀穿孔[1]。
1.2 安全距离不足
天然气长输压力管道未严格按照施工规范施工，与电力、电信以及排水管道等其他生活设施管道的安全距离较小，严重威胁着人类的生产生活。
1.3 焊缝缺陷
天然气长输管线主要是由于焊接操作不规范和焊后未进行检验和检测，出现焊接不开坡口，焊接未焊透，焊缝严重错边等焊接缺陷，给天然气长输管道的安全运行带来了巨大隐患。
1.4 工程质量监管不到位
天然气长输管道的工程质量监管不到位主要表现在工程监理渎职，无法及时准确地发现管线施工中的问题，导致天然气长输管线在施工安装中存在着巨大的问题。例如，出现沟槽深度达不到要求，防腐管线损伤且埋入地下等问题，直接接触土壤，加快了天然气管线腐蚀，缩短了管道使用寿命，严重威胁着天然气长输管线的安全运行。篇六：浅谈天然气长输管线在设计安装运行中的问题及安全要求 龙源期刊网 .cn 浅谈天然气长输管线在设计安装运行中的问题及安全要求 作者：张立婷 来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第16期 【摘要】本文首先分析了天然气长输管线在设计安装运行中存在的问题，并在此基础上，提出了加强天然气长输管线在设计安装运行中的安全技术要求，以确保管线能够安全运行。 【关键词】天然气 管道运输 安全技术 1 天然气长输管线在设计安装运行中的问题 天然气长输管线在设计安装中存在着没有按照规范设计和安装，且工程施工监理没有尽到责任，导致天然气长输管线出现腐蚀，与其他管道的安全距离不足，管道间的焊缝具有较大缺陷，其管道上方出现了大量的违法违章建筑，给天然气的管道的维护管理以及安全运行带来了巨大隐患。 1.1 长输管线腐蚀 天然气长输管线出现腐蚀主要有管内腐蚀、电化学腐蚀以及防腐层腐蚀等腐蚀。其中管内腐蚀主要是天然气管道内有硫化物、焦油、苯等等杂质，常年腐蚀管壁；电化学腐蚀主要是由于管线较长，管道周围的物理化学参数存在较大差别，导致管段两端形成明显的电位差造成的；防腐层破坏主要是由于施工人员在管道施工中不遵守操作规程，在下管时破坏了管道外的防腐层，防腐层起不到应有的保护作用，致使管道受外界环境的影响，造成腐蚀穿孔[1]。 1.2 安全距离不足 天然气长输压力管道未严格按照施工规范施工，与电力、电信以及排水管道等其他生活设施管道的安全距离较小，严重威胁着人类的生产生活。 1.3 焊缝缺陷 天然气长输管线主要是由于焊接操作不规范和焊后未进行检验和检测，出现焊接不开坡口，焊接未焊透，焊缝严重错边等焊接缺陷，给天然气长输管道的安全运行带来了巨大隐患。 1.4 工程质量监管不到位 天然气长输管道的工程质量监管不到位主要表现在工程监理渎职，无法及时准确地发现管线施工中的问题，导致天然气长输管线在施工安装中存在着巨大的问题。例如，出现沟槽深度篇七：天然气长输管线施工技术
天然气长输管线施工技术 摘要 随着天然气在日常生活中和生产中的广泛应用，长输管道在天然气运输中经济效益好、安全性比较高，正在被广泛应用。本文针对天然气管道施工技术进行了研究，以便促进相关技术的提高和改进。 关键词 天然气；长输管线；技术 引言 随着天然气大量应用，运输正在成为天然气公司关注的一个问题，长输管道运输由于其身的安全性，正在成为天然气运输的主要形式，在长输管道施工方面只有不断提高其技术，不断规范各项规章制度，提高施工和管理能力，增强自身的竞争力。 1 天然气长输管线施工技术要点 1.1 原材料的采购 长输管道所需的各项材料及配件一定要严格按照国家规定的要求进行采购，对招标企业要进行严格管理，必须具备相应的商检报告和产品质量合格书，对于购进的相关材料和设备，必须保障材料的质量，明确双方责任。出现材料和设计与原计划不一致的情况，应进行隔离、做好标记、以书面的形式向监督管理部门进行反映，确保相关材料和设备能够符合长输管线的要求，保证工程的顺利进行。 1.2 水土保持的管理 水土流失对长输管道的破坏比较严重，特别是在一些水土易流失的地区，为了避免地表植被被破坏，可以采取比较先进的隧道穿越技术，减少河道和堤岸的破坏，这样虽然延长了工期，增加了成本，但是却能避免因水土流失所带来的损失。当前一些大型天然气公司已经把先进的技术应用到水土易流失的地区。在对地貌方面要进行给位严格的管理，坚持恢复原貌的基本原则，不造成生境裂痕，坚持减少水土流失的隐患，同时还要让土地使用者满意的原则，得到相关部门的批复核准。 1.3 提高专业人员的基本素质 专业人员的素质直接决定着天然气长输管道的质量，这就需要加强相关专职人员的技能，加强对相关人员技能培训，保障其能够胜任工作岗位，能够应急现场安全生产，能够对突发事件进行恰当的处理，对预案工作能够进行比较完善的前期操作和检查，强化对应急方案的完善，加强对相关物资和技术的保障，不断提高技术人员的基本技能和综合素质，提高管理人员的管理素质，确保在施工和遇险时能够实现自救，及时疏散相关人员，减少事故，保障天然气长输管道安全。 1.4 穿越工程施工 长输管道有着自己的特点，由于其路线长，难免会经过河流、水网、沟壑等一些特殊地形，同时还会穿越铁路、公路、地下管网及地下线路等。随着长输管道技术的进步，穿越这些障碍物已经形成了一整套完善的方法。但是决定长输管道寿命的主要因素有焊接技术、防腐技术和穿越技术，在不同的地段有着不同的穿越技术，作为施工单位要做到技术上能够满足工程项目的基本要求，同时还要经济合理。在穿越形式中套管穿越是利用千斤挺并辅助一些宁浆润滑剂进行操作，这种穿越主要用于通航或者水位比较高的一些大江大河，这种穿越能够解决一些困难，定向穿越主要是利用钻机进行钻孔，盾构穿越是利用盾构机开挖水下隧道后，再进行隧道内管道安装的穿越施工方法，无论是哪种方法都需要施工单篇八：天然气长输管线施工方案 一、编制依据 1.1. 大牛地气田D23-D47井区产能建设地面工程(一期)3#标段施工 图纸和招标文件 1.2. 招标答疑会有关问题答复意见 1.3.国家现行有关法律、法规、标准、规范等文件 1.《中华人民共和国建筑法》日实行 2.《中华人民共和国合同法》日实行 3.《建筑工程质量管理条例》2000年1月实行 4.《建筑业企业资质管理规定》2001年7月实行 5.《建筑工程施工现场管理规定》1992年1号 6.《输气管道工程设计规范》GB 7.《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》SY/T4079-95 8.《输油输气管道线路工程施工及验收规范》（SY0401－98） 9.《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》（SY） 10.《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（SY） 11.《长输管道阴极保护施工及验收规范》（SYJ4006－90） 12.《地埋钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》（SY/T） 13.《钢质管道熔结环扭送粉末外涂层技术标准》（SY/0315－97） 14.《石油天然气管道穿越工程及验收规范》（SY/T4097－95） 15.《铁路混凝土和砌体工程施工及验收规范》（TB） 16.《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分：A级钢管》GB/T7 17.《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第二部分：B级钢管》GB/T9 18.《油气田地面管道及设备涂色标准》（SY0043－96） 19.《管道工程施工环境暂行规定》（中管工字［2000］第179号） 20.《阀门的检测与安装规范》（SY/T4102－95） 21.《碳钢焊条》GB/T） 22.《低合金焊条》（GB/T） 23.《钢制管道及验收规范》SY/T） 24.《天然气管道试运投产规范》（SY/T）25.《石油天然气管道保护条例》 26.《钢制弯管》SY5257-90 27.《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》GB/T3323－87 28.《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果分级》GB 29.《涂装前钢材表面预处理规范》SY/T0407-97 30.《涂装前钢材表面腐蚀等级和除锈等级》GB8923-97 31.《气田井场设备与管道安装工程施工及验收规范》GB 32.《工业设备及管道绝热工程施工及验收规范》GBJ126-89 33.《建筑给水排水及采暖 暖施工质量验收规范》GB 34.《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》SY4058-93 35.《管道干线标记设置技术规定》SY/T6064-94 36.《地基与基础工程施工及验收规范》GBJ202-83 37.《砖石工程施工及验收规范》GBJ203-83 38.《混凝土结构工程施工及验收规范》GB5024-92 39.《建筑防腐工程施工及验收规范》GB50212-91 40.《工业自动化仪表工程施工及验收规范》GBJ93-86 41.《电气设备工程施工及交接试验规范》GB 42.《电缆线路施工及验收规范》GB 43.《接地装置施工及验收规范》GB 44.《低压电气施工及验收规范》GB 45.《爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》GB 46.《1KV以下配线施工及验收规范》GB 47.《电气照明装置施工及验收规范》GB 48.《钢结构工程施工质量验收规范》GB 49.《建筑机械使用安全技术规程》JGJ33-86 50.《施工现场临时用电安全技术规程》JGJ46-88 51.《核心网用光缆-层绞式通信用室外电缆》YD/T901-2001 52.《光缆接头盒》YD/T814-1996 53.《光缆终端盒》YD/T925-1997 54.《输油(气)管道同沟敷设光缆(硅芯管)设计、施工及验收规范》SY/T1.4.本单位有关质量、安全、环保体系文件等 1.《质量保证手册》及体系文件2000版 2.《压力管道质量保证手册》及体系文件Q/HNYJG2-1999 3.《职业安全卫生管理手册》及体系文件HNYJ/OSHB-2000 1.5.本单位多年积累的类似工程技术资料，经验数据及各专业施工能力 二、工程简介 工程名称： 大牛地气田D23-D47井区产能建设地面工程(一期)2#标段 工程范围：自E1集气站(含E1集气站)经E2集气站(含E2集气站)至E3集气站DN250集气干线进站口围墙外5米处ф27336.3集气干线约18.6Km、另含同沟光缆施工,不含光端设备。 工程地点：陕西省榆林地区 工 期：日至日 承包方式：工程建设安装总承包 地形地貌条件：工区地处毛乌素沙漠南缘风沙草滩区，构造位置属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部东段,地形较平缓,地表为沙漠、低缓沙丘、草原和平原，该区地广人稀，经济极端落后，生活依托条件差。 气象条件：气候属暖温带大陆型干燥气候，冬冷夏热，降水稀少、蒸发旺盛，年平均气温6.9℃，最低温度－30.1℃，最高气温36.5℃，最大冻土层1.6米，主导风向为北风,平均风速3.2m/s。 施工条件：工程地处沙漠边缘地区，附近交通条件差，虽有210国道，但进出作业带依托条件差，施工生活用水、用电在当地依托不是很方便，需自备发电、拉水设施。 三、施工项目组织管理 我公司将采用项目管理的方法来进行施工组织管理，以保安全、高速度、高质量、高水平、高效益为最终目的，组建一个具有现代化管理水平的施工项目经理部，配备专业化施工队伍，确保安全，优质、高效、准时地完成本工程的施工任务。 3.1.施工组织管理原则 ⑴从材料交接验收开始，按照施工的各个工序合理安排施工，全面在ISO9002质量保证体系的控制下运行，按照业主和监理要求的进度，合理协调各方关系，尽可能在施工中给各方面提供方便，并严格执行业主和监理规定的规范及要求。 ⑵ 按施工现场动态管理的原则，依照施工网络计划以及现场施工的具体情况，实行人员及设备合理的调动，制定合理的施工方案以减少设备的搬迁。 ⑶ 工期安排上满足业主和监理对施工工期的要求，在规定时间内做好一切准备工作，并在工期安排上留有余地，按照施工进度计划安排，合理、科学地组织施工。 ⑷合理安排施工作业组(队)，根据站场和线路情况及道路、河流穿越不同施工对象，配置不同类型的作业组(队)，恰当安排流水作业及交叉作业，杜绝窝工现象的发生。 3.2.项目部组织机构 实行项目管理，中标后成立施工项目经理部，驻地设在便于施工的地方。由具有建设部颁发的一级项目经理资质、具有丰富领导和实际施工经验的高级管理人员担任项目经理，下设5个职能部门，8个施工作业组（队），总共243人。本项目部对施工项目负责，对业主、工程监理、质量监理以及本公司负责，直接调度指挥各施工作业组(队)，全面管理施工过程中的安全、质量、工期、费用和地方关系等方面工作。项目部组织机构图（如下页图）
项目部组织机构图说明:安装作业队中含顶管作业队1个 3.3.作业机组（队）任务划分 项目领导层:对本工程实行工程项目统一协调领导，副经理做好分管方面的工作，统一向项目经理负责。 施工管理层:施工管理层由技术、合同、计划、预算、统计、质量、安全、环保、设备、财务、材料、地方工作等管理人员组成，分别完成各自范围内的工作。 施工作业层任务划分表（详见下页表）篇九：天然气长输管线施工组织设计-实用版 目 录 第一章
编制依据 ................................................................................................................ 3 第二章
工程概况 ................................................................................................................ 4 第三章
施工部署 ................................................................................................................ 5 1. 项目组织机构 ........................................................................................................ 6 2. 各部门职责及任务划分 ........................................................................................ 6 3. 资源配置 ................................................................................................................ 9 第四章
工程施工方案 ...................................................................................................... 13 1. 一般地段施工方案 .............................................................................................. 13 2. 沙漠地区施工措施 .............................................................................................. 31 3. 施工便道、堆管场修建施工措施 ...................................................................... 34 4. 开挖穿越公路施工方案 ...................................................................................... 35 5. 顶管穿越公路施工方案 ...................................................................................... 37 6. 现场冷弯管加工技术措施 .................................................................................. 46 7. 管道补口、防腐层保护施工措施 ...................................................................... 48 8. 阀室施工方案 ...................................................................................................... 50 9. 地貌恢复和护坡护岸施工措施 .......................................................................... 56 10. 清管、试压、扫描措施 .................................................................................... 59 11. 三桩埋设施工措施 ............................................................................................ 68 12. 与地下管道、光（电）缆并行及交叉的协调配合措施与施工方案 ..................... 68 第五章
施工准备工作 ....................................................................................................... 70 1. 技术准备 .............................................................................................................. 70 2. 物资准备 .............................................................................................................. 71 3. 施工人员及设备准备 .......................................................................................... 71 4. 现场准备 .............................................................................................................. 72 5. 管理文件及资料 .................................................................................................. 72 第六章
施工进度计划 ...................................................................................................... 72 第七章
质量保证措施及HSE管理措施 ........................................................................ 72 1.
质量保证措施 .................................................................................................... 74 2.
HSE管理措施 .................................................................................................... 94 第八章
工期保证措施 .....................................................................................................114 1.
进度控制 ............................................................................................................................... 114 2 . 合同控制 ............................................................................................................115 3. 现场控制 ................................................................................................................................. 116 4. 施工调度控制 .....................................................................................................117 第九章
冬雨季施工措施 .................................................................................................117 1. 冬季施工措施 .....................................................................................................117 2. 雨季施工措施 .....................................................................................................118 第十章
材料、设备的接、保、检、运措施 .................................................................119 1. 物资供应管理 .....................................................................................................119 2. 材料设备保、检、运措施 ................................................................................ 122 第十一章
降低成本措施 ................................................................................................ 123 1. 文件控制管理措施 ............................................................................................ 123 2. 竣工资料的编制计划 ........................................................................................ 125 附表1：施工进度计划表 ................................................................................................. 129 第一章
编制依据 (一)、适用范围 本施工组织设计仅适用于长庆气田-乌海-临河天然气输气管道工程第一标段。 (二)、编制依据 1、招标所配发的施工图及相关文件； 2、GB《输气管道工程设计规范》； 3、《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范 穿越工程》 4、GB/T9《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第2部分：B级钢管》；《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》（（试行）（78）公交路字698号，（78）油化管道字452号） 5、SY/T4097-95《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》； 6、SY《石油天然气管道跨越工程施工及验收规范》； 7、SY0401-98《输油输气管道线路工程施工及验收规范》； 8、SY/T《钢质管道穿越铁路和公路推荐做法》； 9、SY/T6064-94《管道干线标记设置技术规定》； 10、SY4056-93《石油天然气钢制管道对接焊缝射线照相及质量分级》； 11、SY4065-93《石油天然气钢制管道对接焊缝超声波探伤及质量分级》； 12、SY/T《钢制管道焊接及验收规范》； 13、SY/T4071-93《管道下向焊工艺规程》； 14、SY4052-92《油气管道焊接工艺评定方法》； 15、SY/T《油气输送用钢制弯管》； 16、《油气田地面建设工程竣工验收手册》（上、下册）有关规定及国家和行业现行质量验收标准； 17、《中华人民共和国环境保护法》； 18、《中华人民共和国安全生产法》； 19、GB/T19002-ISO9000《质量体系、生产、安装和服务的质量保证模式》和我公司质量体系程序文件和相关标准； 20、有关国家、行业及地方颁发的现行的标准规范。 (三)、编制原则 1、我公司将本工程建设列为公司的重点工程项目，力争建成样板工程，列入公司业绩，在施工组织、资源调配等方面给予大力支持和保障。 2、我公司是通过ISO9002认证的单位，在工程实施过程中，实行ISO9002质量管理体系，本项目管理实施规划大纲（即本施工组织设计）充分体现ISO9002的要求，在实施过程中严格按ISO9002质量标准要求施工。 3、以积极的态度为业主提供全过程、全方位的服务，一切为实现工程项目总目标，满足业主在招标文件中提出的要求，达到用户满意。把握好工程施工的重点和难点，采取合理、有效的措施以保证工期和施工质量，同时在项目运行管理中做好跟踪服务。 4、作为工程项目承包人，积极配合业主、设计、监理、其它承包人、设备材料供应商的工作，保证工程的顺利进行。 5、采用先进、科学的管理方法和施工技术，特别是工程项目结构分解方法和网络管理技术，对施工过程实施全方位的动态控制。 6、根据本工程的特点，工期和质量目标在本工程的项目管理中显得更为突出，工期、质量目标的实现将直接体现出项目建设的经济效益和社会效益，项目实施过程中采取可靠的措施，以保证目标的实现。 7、实施网络计划管理，力求组织有节奏、技术力量均衡、施工作业连续有序，严格遵循施工技术规程，合理安排施工程序，尤其在冬季气候条件下，保证施工全过程的均衡性和连续性。 8、工程施工中，尽量提高施工机械化水平，合理调配人力、物力资源，满足工程需要。 9、增强环境保护意识，强化质量、环境、职业安全健康综合管理，加强文明施工管理，创建标准化现场。 10、认真执行基本建设程序，全体动员保证工程按期优质建成。
工程概况 (一)、工程名称 长庆气田-乌海-临河输气管道工程第一标段。 (二)、工程地点 长庆气田-乌海-临河输气管道工程施工起点位于鄂尔多斯市乌审旗陶利首站，途经乌海市，终点位于巴颜淖尔市临河区的临河末站。本标段为长庆气田-乌海-临河输气管道工程的第一标段。(三)、建设工期 本工程计划自开工之日起在50日历天内完成招标范围内的全部内容。 (四)、工程概要 1、线路主要工程量 长庆气田-乌海-临河输气管道工程第一标段（S1-S39），全长55.98公里。管线为L360NB-Φ355.6×（5.6-8）螺旋缝埋弧焊钢管，设计压力为6.40Mpa。该段管道线路设截断阀室1座。 2、沿线地形、地貌 管线地处鄂尔多斯高原西部与毛乌素沙漠边缘交合地带，地形地貌多样化，大部分为波状高原，地形起伏较大，管道沿线地表植被以沙生植物为主，生态系统较脆弱。 3、沿线水文地质情况 地下水文地质明显具有干旱区水文地质特征，根据其埋藏条件，大致可分为潜水和承压水。 4、气象、气候情况 管线所经区域属于温带极端大陆性季风气候，受极地大陆冷气团控制时间较长。太阳能资源丰富，冬春季降雪稀少，风沙频繁，多刮西北大风。 5、人文及交通情况 本段管线中，交通条件差，地广人稀，经济欠发达，总体是社会可以托条件较差。 6、实物工程量 第三章
施工部署 施工组织的指导思想是贯彻ISO质量管理体系和我公司压力管道安相关热词搜索：