现场管道范文

现场管道范文（精选10篇）

现场管道 第1篇

关键词：质量管理,顾客,质量控制点,物资验收

管道工程物资现场管理是管道工程物资采办供应工作的重要组成部分,是管道工程的物质保证条件。其主要任务是保证管道工程项目所需物资能够按照工程业主的要求保质、保量、准时供应到位,并满足相关标准的规定。具体工作就是做好物资的接收、保管与发放工作。运用科学的保管保养办法建立各种标识和记录,使所收物资记录清楚、堆码有序、标识准确、资料存档规范;所管物资不腐、不损、不丢;所发物资手续完整、数量准确、记录清楚、有追溯性。持续改进质量管理体系,确保顾客(业主)满意。

一、充分识别顾客要求,作好质量管理文件的编制工作

质量管理的八项原则第一项就是以“顾客为关注焦点”。因为在市场经济条件下,企业是依靠顾客养活的,企业依存于顾客。因此,了解和确定顾客的需求和期望是获得顾客满意的先决条件,顾客的需求和期望包括明示和隐含的,当前的和预期的。同时也需考虑与产品有关的法律、法规,特别是健康、安全、环保等方面的要求。物资企业应当充分识别顾客要求,包括顾客明示的、隐含的和期望的要求,按照顾客的要求,作好管理文件的编制工作。管道工程物资现场管理的质量文件一般包括以下几项:

1、管道工程物资现场选址原则及方案;

2、现场物资运输规范;

3、现场物资仓储验收、保管、保养规范

4、吊装作业规范;

5、现场物资作业流程;

6、现场物资管理各岗位责任制;

7、现场物资管理质量控制图;

8、现场物资信息管理;

9、现场物资竣工资料整理规范。

文件的编制应紧密结合管道工程物资现场管理的实际进行,达到即满足顾客的要求又符合ISO90012000标准的规定。

二、制定适宜的质量方针和质量目标

(一)、质量方针

质量方针是指由组织的最高管理者正式发布的该组织总的质量宗旨和方向。质量方针内容的有以下要求:

1、八项质量管理基本原则的思想。

2、与组织的宗旨相适应,应考虑组织的宗旨、组织的规模、复杂性、主导产品的类型,市场情况等。

3、质量方针要体现两个承诺。一是满足顾客要求和法律法规的要求;二要持续改进质量管理体系有效性的承诺。

4、质量方针要为质量目标的制定和评审提供框架。

对质量方针的管理应体现以下要求

1、最高管理者应确保质量方针在组织内部得到理解与沟通,并使相关人员认识所从事的活动的相关性和重要性及如何实现本岗位的质量目标做出贡献,沟通方法可采用多种形式;

2、对质量方针的持续适宜性进行定期和不定期地评审,最高管理者应确定并掌握不定期的时机。

制定的质量方针应在充分讨论和沟通的基础上保持与企业的宗旨相适应,体现满足要求即顾客(业主)要求和法律法规的要求的承诺以及持续改进质量管理体系有效性的承诺。制定的质量方针一定要是适宜的,符合企业实际的。不能盲目地求高、求洋或让人理解不了,那样就失去了制定的意义。

(二)、质量目标

质量目标应该包括满足现场物资管理要求所需的内容,是可测量的,并与质量方针相一致,要体现企业“在现场物资管理质量方面的追求”,要是经过努力可以实现的。一般应包括以下内容:

1、物资验收及时率

2、物资出库完好率;

3、物资出库及时率;

4、服务满意率;

5、物资发放准确率;

6、信息传递及时率。

三、确定质量控制点,确保关键过程受控

管道工程现场物资管理要按照管道工程业主关于质量管理的要求,将ISO9001质量标准要求贯穿于各个过程之中,对工作质量和物资质量加以有效控制。管道工程现场物资管理涉及到文件控制、记录控制、物资接收、物资验收、物资保管、保养、物资出库、吊装、运输等各个过程。对每一个过程都进行重点控制,不但在资源不允许而且必将加大成本。因此,要根据现场物资管理的实际,确定质量控制点。一般管道工程现场物资管理的关键过程包括以下几个:一是物资验收过程;二是物资保管、保养过程;三是物资出库过程;四是物资装卸过程。这几个关键过程就是现场物资管理的质量控制点。对于质量控制点管理应满足以下要求:

1、有明确的质量标准或要求,规定必要的作业流程和控制要点;

2、进行过程分析,编制过程质量分析表,落实责任者;

3、相关人员都熟悉自己的作业标准和操作规程;

4、制定岗位责任制,明确相关各岗位的责、权、利;

5、有明确的监督检查措施并予以落实。

四、实施过程控制,确保顾客满意

(一)、物资验收过程

1、基本要求

确保检验物资及时率、准确率和检验率达到规定要求,检验文件齐全、准确,信息反馈及时,实物标志及其移植齐全、正确。

2、控制方法

(1)控制到货物资的产品质量证明资料满足相应标准和规定的要求;

(2)有齐全完整的物资检验标准和操作规程;

(3)按规定做好质量检验工作和检验记录、检验报告、检验台帐和检验报表;

(4)对检验中发现的质量问题按规定进行信息反馈,并保持处理结果资料;

(5)按实物标志管理规定,保护实物标志,做好标志移植工作;

(6)全部验收过程应在监理人员的监督下进行。

3、文控资料

(1)质量证明书;

(2)质量检验记录、报告和台帐;

(3)质量检验报告和信息反馈资料;

(4)业主反馈的处理意见;

(5)厂商反馈的质量信息资料;

(6)检验标准和操作规程;

(7)执行的法律法规;

(8)检验工具的定期检定证明;

(9)监理确认的质量检验记录。

(二)物资保管、保养过程

1、基本要求:

认真执行国家、行业、业主或自己制订的物资保管、保养标准,确保库存物资质量。

2、控制方法

(1)为确保在储存期的物资质量,按物资的相应储存要求或保管、保养规程做好以下工作:

1)按照物资的特性选择合理的保管场所;

2)按照要求做好产品防护工作,合理码垛、放置、苫垫;

3)按规定进行保管、保养;

4)合理标志,对于经检验认为不合格的物资应与合格的物资分开存放。

(三)物资出库过程

1、基本要求:

确保发出的物资数量准确、及时、质量合格、规格相符,技术文件齐全、正确,实物标志和包装符合标准或文件的规定。

2、控制方法

(1)出库前,核对管道工程项目部发出的调令是否正确无误,领料人是否与备案资料相一致;

(2)发料时,要检查物资外观质量和包装,凡不合格的物资应放入“不合格”区内存放,等待监理确认。不能将其发给领料单位。

(3)发料时,要检查实物标志是否齐全,如不齐全应补齐。如果是拆捆拆包,应进行标志转移,确保实物标志与质量证明书一致。

(4)按管道工程项目部发出的调令中明确的发料时间、品名、规格、材质、数量、发放单位进行发放,确保及时、准确;

(5)物资技术文件随实物移交给领料单位(管道工程业主要求物流服务单位保留原件时交复印件);

(6)做到“三个坚持”(坚持查库存、坚持现场发料、坚持先进先出)和“四不出库”(手续不全不出库、数量未交接清楚不出库、质量不合格,设备附件、备件、工具不全不出库、技术质量资料不全不出库);

(8)所有出库物资应有保管员、监理人员和领料单位人员三方签字。

3、文控资料

(l)管道工程项目部签发的调令或传真

(2)发料单据;

(3)顾客满意情况调查记录。

(四)物资装卸过程

1、基本要求

在物资装卸、搬运、倒运过程中,确保物资质量,不发生磕碰、损坏、变形、变质和丢失。

2、控制方法

(1)合理配置装卸、运输机具和人员,安排货位,严格执行操作规程,做好物资装卸、搬运、倒运工作;

(2)大件和关键物资应制定装卸作业计划;

(3)物资装卸、搬运前和落位前应按物资入库要求进行外观质量检查。

3、文控资料

(1)物资装卸、搬运执行操作规程;

(2)特种作业人员资格证明;

(3)物资检查记录;

(4)技术文件、质量证明书;

(5)事故记录及分析处理记录;

(6)装卸、搬运机具的维修保养记录。

五、坚持持续改进,不断提高管理水平

(一)管道工程物资现场管理持续改进的重点是:

1、组织机构的适宜性;

2、质量方针、质量目标的适宜性;

3、操作文件的适应性。

(二)管道工程物资现场管理持续改进的程序是:

1、根据管道工程项目业主的要求、数据分析的结果、不同管道工程项目的特点和影响管道工程物资现场管理质量的重要程度,确定改进目标或方向;

2、结合不同改进项目的不同要求,成立适合开展工作的组织机构;

3、针对不同问题制定改进措施;

4、克服阻力实施改进措施;

5、验证改进效果;

6、在新水平上控制、巩固成果。

(三)管道工程物资现场管理持续改进的方法是:

1、坚持P、D、C、A循环;

2、普及推广质量方法;

施工现场燃气管道设施安全保护协议 第2篇

甲方：建设单位（全称）

乙方：遵化市燃气集团股份有限公司

根据《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国建筑法》、《建设工程安全生产管理条例》、《河北省燃气管理条例》、《唐山市安全管理条例》等法律法规的规定，为保护施工现场燃气管道及设施的安全，防止事故发生，经双方协商，达成以下施工现场燃气管道及设施的安全保护协议：

第一条

甲方在工程开工前，应将遵化市集中供热工程的施工范围、内容、工期以及建设红线总平面图等资料提供给乙方，并落实专人负责与乙方联络具体事宜。

第二条 乙方接到甲方提供的有关资料后，在二个工作日内反馈施工范围及影响区域内是否存在地下燃气管道及设施，并向甲方提供该施工及影响范围内燃气管道及设施的图纸资料。

第三条

燃气管道及设施的具体位置必须通过现场探查核实确认。甲方依据已取得施工及影响范围内燃气管道及设施的图纸资料，组织乙方共同进行断面开挖探查，以确定施工现场燃气管道的实际具体位置，明确燃气管道及设施的安全保护范围及安全控制范围，将详细情况及有关说明填入《施工现场燃气管道及设施确认表》内“施工现场燃气管道及设施、保护范围、控制范围示意及说明”栏（见附件）。乙方在已探明的燃气管道及设施上方设置“燃气管道，注意保护”等安全警示标识，将标识详细情况及有关说明填入《施工现场燃气管道及设施确认表》内“施工现场燃气管道及设施警示标识布置及数量示意及说明”栏（见附件）。

第四条

燃气管道设施的安全保护范围及安全控制范围：

（一）安全保护范围：

1．低压、中压管道管壁及设施外缘两侧1米范围内的区域；

2．次高压管道管壁及设施外缘两侧2米范围内的区域；

3．高压、超高压管道管壁及设施外缘两侧5米范围内的区域。

（二）安全控制范围：

1．低压、中压管道的管壁及设施外缘两侧1米至6米范围内的区域；

2．次高压管壁及设施外缘两侧2米至10米范围内的区域；

3．高压、超高压管道管壁及设施外缘两侧5米至50米范围内的区域。

第五条

甲方应根据燃气管道已探明的情况、燃气管道保护和控制范围，由施工方项目经理组织编制相应的燃气管道及设施保护方案和应急处置措施。燃气管道及设施保护方案和应急处置措施应经监理审核，甲方同意盖章认可并报乙方备案，否则，甲方不得申请开工，且乙方可随时通知其甲方解除本协议。

在燃气管道及设施保护方案和应急处置措施编制过程中，乙方应予以指导，如编制过程中产生争议的，由双方申请市建设局组织专家论证后协调解决。

第六条 乙方应在收到由甲方提交的该工程燃气管道及设施保护方案和应急处置措施后1个工作日内向甲方出具《施工现场燃气管道及设施确认表》。

第七条

甲方对整个施工过程中施工现场燃气管道及设施的安全负总责，负责燃气管道具体保护措施的实施及管道警示标识（“燃气管道，注意保护”）的保护，丙方对保护方案和应急处置措施实施情况进行现场监督；落实燃气管道的巡查工作，做好紧急应对准备。第八条 双方应于本协议签订后，以书面方式将其指派的该工程项目联系人联系方式告知。该等联系人负责在整个施工期间各自所辖责任范围内安全保护和协调工作，不得以任何理由拒绝签收对方联系人签发的通知书或联系函。联系人如需变动的，应书面通知对方签收确认。

第九条 甲方在工程开工前，应根据施工现场的实际情况和施工方案，将已制定的燃气管道及设施保护方案和应急处置措施通过技术交底方式落实到相应工作层面作业班组负责人和具体作业人，项目监理人员应参加并在纪要上签名确认。

第十条

工程开工后，乙方在正常施工作业时间按1次/日对施工现场的燃气管道及设施进行巡查；当施工作业进行至燃气管道控制范围内时，按2次/天的频次进行巡查；当施工作业进行至燃气管道保护范围内时，中压燃气管线按1次/小时的频次进行巡查，高（次高）压燃气管线进行旁站监护； 对在控制范围和保护范围内的施工，甲方应提前24小时函告乙方；施工作业需超出正常施工作业时间之外，以及施工工期发生变更时，甲方联系人应提前24小时以书面形式将变更告知乙方并签收确认；

施工作业方案发生变更需修改燃气管道保护方案和应急处置措施时，甲方应将修改后的方案函告乙方，同时，按照第九条要求落实到具体作业人。

乙方在接到变更告知函后，应及时安排好巡查工作，按照要求的频度进行巡查。

第十一条

在施工过程中应严格遵守以下规定：

（一）在燃气管道设施的安全保护范围内，禁止下列行为：

1.建造建筑物或者构筑物；

2.堆放物品或者排放腐蚀性液体、气体；

3.进行机械开挖、爆破、起重吊装、打桩、顶进等作业。

（二）不得擅自移动、覆盖、涂改、拆除、破坏燃气设施及安全警示标志；道路施工完成时必须埋设相应的标志桩；

（三）在没有采取有效的保护措施前，不得在燃气管道及设施上方开设临时道路，不得在燃气管道及设施上方不得停留、行走载重车辆、推土机等重型车辆；

（四）禁止其它严重危害燃气管网安全运行的行为。第十二条 在施工过程中遇到复杂、特殊情况，可能危及燃气管道及设施的安全运行时，乙方可要求甲方立即停止施工。重新编制燃气管道及设施保护方案和应急处置措施，经监理项目总监审核签字认可后，报乙方备案，甲方可恢复施工。

第十三条 乙方在巡查中发现产生燃气管道保护隐患时，应以书面告知函的形式通知甲方项目联系人，由项目联系人负责督促隐患整改。

任何一方发现有危害或可能危害燃气管道及设施安全运行的行为时，应立即制止危害行为，甲方施工人员必须服从。制止无效时，应立即向市（区）安监站、国土和房产局等单位报告，情况紧急时，可立即报110请求协助。

第十四条

造成燃气管道及设施损坏后的处理方式

（一）防腐层损坏

如施工过程中造成燃气管道设施防腐层损坏，甲方施工人员应立即停止施工，通知乙方联系人。乙方应立即组织修复作业并现场取证，甲方应责成事故责任单位于修复完工后五个工作日内向乙方支付修复费用。

（二）燃气设施损坏供气中断（未漏气）

如施工过程中造成燃气管道设施损坏且供气中断（未漏气），甲方施工人员应立即停止施工，保护现场，立即通知乙方联系人，并根据影响用户范围级别上报市（区）建设局。监理方发出停工令，乙方立即组织抢修，甲方应责成事故责任单位于修复完工后五个工作日内向乙方支付修复费用。建设主管部门根据影响范围按照《唐山市燃气条例》等有关规定对责任单位进行相应的处罚。

（三）燃气管道破裂泄漏或爆炸 如施工过程中造成燃气管道破裂泄漏或爆炸，甲方施工人员应立即停止施工，保护现场，组织附近人员疏散，救治受伤人员，向110和丁方报警并按事故级别上报市（区）建设局，同时，立即通知乙方联系人。

甲乙方接警后立即启动应急预案，组织开展应急抢险工作。

有关部门按照《唐山市燃气条例》等规定组织对事故进行调查，并对事故责任单位和责任人进行处罚。

甲方应责成事故责任单位于修复完工后十个工作日内赔偿丁方因燃气管道及设施破坏遭受的直接和间接损失，否则甲方应于该十个工作日届满后三个工作日内赔偿乙方所受直接和间接损失。第十五条

本协议自肆方签字盖章之时起生效，正本一式叁份，双方各执一份、报相关部门一份，均具同等效力。

甲方：（签章）

乙方：（签章）法定代表人：

法定代表人： 委托代理人：

委托代理人：

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联系人：

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24小时联系电话：

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天然气管道现场焊接的质量控制 第3篇

【关键词】天然气;管道;焊接;质量

随着社会技术不断进步，长输管道焊接技术也在逐步提高。从国内20世纪50年代第一条长输管道建设开始，长输管道焊接至今已有半个世纪，国内管道现场焊接施工大致经历了焊条电弧焊、半自动焊和全自动焊等发展过程。

１．长输管道现场焊接的特点

管道焊接作为管道施工的重要一环，其现场焊接的高效率和安全可靠性在每条管道的建设中都占着举足轻重的作用。

1.1地形地貌

施工单位没有能力选择理想的施工场地。发现和开采的油气田地处边远地区，地理、气候、地质条件恶劣，社会依托条件较差，给施工带来很多困难。一条长输管道可能会遇到多种地形，如珠海中山天然气管道工程，自南向北途经沼泽、山区、平原以及水网等，地形地貌对焊接有直接影响，所以要因地制宜，选择不同的焊接方法来满足工程的需要。

1.2人文、社会环境

在我国东部的人工密集地区，由于种种原因，施工不能连续进行，往往给现场焊接带来困难。珠海一中山天然气管道工程途经珠海、中山两市，经济发达、人门密集，由于外界因素干扰，造成现场焊接留头多，连头数量增加，质量难以保证，也使焊接成本上升。

1.3流动性施工

长输管道焊接一般采用流水线式施工。珠海一中山天然气管道工程采用打底焊、热焊、填充焊以及盖面焊流水线式作业，施工作业点随着施工进度而不断迁移，与工厂产品生产相比，增加了施工管理、质量管理、安全管理等方面的难度；另外，因受当地人文、地理条件的限制，珠中管道工程为保证施工进度，多次更换场地，来回倒运设备，加大了施工的流动性，对保证焊接质量相对增加了难度。

2.关于焊接材料的质量保证

2.1关于焊接材料的选用和使用

焊接材料的正确选用应该说是保证焊接质量的决定性因素，焊接材料的选择要注意的问题：一是认识上的问题，有些设计单位的图纸上标注“通过焊接工艺评定来选择焊接材料”这种认识是错误的，按JB4708的原理，工艺评定只保证焊接接头的力学性能，其他的一些性能如：接头的抗腐蚀性，高温性能等是通过钢材的研发单位，焊接材料的生产单位来保证；二是选择的焊接材料在所施焊的焊件上正确应用，即不用错焊接材料。

2.2 关于焊接材料使用的建议

近年来，随着国家有关的标准出台和各单位质量意识，水平的提高，各单位根据国家的有关要求和单位的实际情况制订了相应的措施，但时有发生用错焊条的事故发生，对于单一的容器类设备组焊因涉及到的焊材的种类不是太多，焊接材料的领用较容易控制；如对于装置材质种类比较多的情况，可考虑采用以下的措施：(1)制订焊接材料领用卡领取焊材(2)对于重要的设备管线(如高压天然气管道，易燃，易爆介质的合金管线)可考虑可按一定的比例，必要时100％进行光谱检验；(3)目前我国的焊接材料的色标及包装情况不是很好，国家在制订有关的焊接材料标准时可考虑借鉴日本焊条生产的经验，如日本神钢的焊条除顶端有色标外，侧面也有色标(二次色)，这样焊工在焊接时就不容易用错。

2.3关于焊工建议

焊工对于保证工程的焊接质量起着至关重要的作用，因此，焊工的技术水平高低可以反映一个企业的焊接水平的高低，但目前普遍存在的问题是焊工执行工艺卡不严格，甚至有些焊工见不到焊接工艺卡，焊工只凭自己的经验施焊，尤其是对一些要求严格控制焊接线能量的钢种，焊接质量得不到保证。

2.4关于焊工执行焊接工艺的建议

如：长输管线焊接下向焊作业的焊工执行工艺卡必须严格做到，在热焊过程中加固根部焊道，同时补充大量热量，使焊缝保持较高温度，防止产生应力裂纹，同时清除焊道和坡口间的残余焊渣，热焊和根焊焊接时间间隔小于5分钟，层间温度大于100度，如此就能夠较好的保证焊接质量。

3.焊接工作质量控制

焊接技术作为天然气管道最重要的、最关键的技术，从某种意义说，焊接质量的好坏就决定了管道建设的质量高低。怎么控制焊接现场质量呢?先了解焊接方法，焊接方法一般有：焊条电弧焊、埋弧焊、熔化极气体保护焊、钨极惰性气体保护焊、等离子弧焊、电阻焊和其他焊接。此工程采用焊条电弧焊(根焊)+自动保护药芯焊丝半自动焊(填充盖面)。对焊接材料的检验也是重要的环节，如在线路焊接中，根焊用E6010填充与盖面用E71T8-NI1J一定要重点检查，有的单位用次品充好，由于天气潮湿，焊条应该用保温桶烘干，潮湿的焊条会对焊口质量造成致命的打击。焊接前一定要清理管道，有时里面有积水，或者有其他杂物，使得管道无损检测无法做出正确判断。组对的时候严禁用强力组对，由于现在好的管工的缺失，使得压力管道在野外组队更加困难。在焊接过程中有的单位只用一名焊工施焊，这是绝对不可以的。管道焊接是2名焊工从两边同时焊接。焊接后的检查重点是6点位置的检查，因为6点位置作业空间相对较小，难度最大、技术要求最高，所以焊口质量问题很多出现在6点位置。焊后无损监理工作，主要是对施工单位已经进行外观检查评定合格的焊口，在提交焊接记录资料的情况下，进行100％焊缝外质量检查，并对外观质量检查合格后的焊口，开单由检测公司进行无损检测(100％RT)，并对无损检测过程进行监理，复查底片质量和焊缝内部质量。无损检测是焊口质量最重要的检测方法，一定要杜绝施工与检测单位私下接触才能保证焊口质量信息的准确度。

在焊接施工中，对接接头的质量比较容易得到保证，而对于一些角接接头，尤其是一些和主管连接的管嘴及小管的插焊接头的焊接质量不容易得到保证，对于前者首先应尽可能多的进行的预制，即这样的接头尽可能在地面等条件比较好的情况下焊接完毕，对于后者则应加强对操作人员执行工艺纪律的检查：即插焊接头组对时应留2-3mm的间隙，同时，接头至少焊接两遍，每遍的焊接起弧点应错开。

4.常见焊接缺陷、形成的原因及预防措施

4.1咬边缺陷

由于焊接参数选择不当，或操作方法不正确，在沿着焊道的母材部位烧熔形成的沟槽或凹陷。咬边不仅减弱了焊接接头强度，而且冈应力集巾容易引发裂纹。

形成原因：在最后盖面焊接时，由于操作不当，或焊接电流过大，电弧过长，在焊缝与母材交接处形成母材缺口或未填满的现象，易造成应力集中或母材强度降低。

预防措施：选择正确的焊接电流和焊接速度，电弧不能拉得太长，保持运条均匀。

4.2未熔合缺陷

焊接时，焊道与母材之间或焊道与焊道之问未完伞熔化。

形成原因：焊接速度快而焊接电流小，焊接热输入太低；电弧指向偏斜，坡口侧壁有锈垢及污物，层问清理不彻底，使得焊材与母材间未很好熔合。

预防措施：正确选择焊接工艺参数，焊接热输入，精心操作，加强层间的清理等，提高焊工操作技术水平。

4.3气孔缺陷

焊接时，熔池中的气体在凝同时未能逸出而残下（下转第26页）（上接第8页）来所形成的空穴。

形成原因：焊件表而和坡口处有油、锈、水分等污物存在，熔解在熔池的气体，在熔池冷却过程中，因气体熔解度急剧降低，来不及析出残留在同体金属内形成的。液态铁水有气体，气体没有逸出，在焊道形成后，在焊道中有空洞，就称气孔。

预防措施：加强焊前处理。焊前仔细清理焊件表面铁锈、油污、水分；按规定烘干焊条、焊剂。在天气湿度过大或下雨天，采取有效措施，防止气孔产生。

天然气管道施工建设中的焊接质量对整个工程的质量具有“举足轻重”的作用，需要工程建设者严格执行有关的“标准，规范”，同时，还需要施工单位不断总结施工经验，积累资料才能保证施工的顺利进行，也要求标准规范的编制部门不断收集有关的资料，保证标准，规范的规定“更趋于合理”。

【参考文献】

［１］刘勇.加强管线焊接质量控制的几点作法[M].中国海上油气(工程)，1997,(03).

现场管道 第4篇

一、焊前准备

焊机采用ZX7-400ST逆变焊机,焊丝选用TIG-R30氩弧焊丝,直径为φ2.5mm,焊条选用R307,直径为φ3.2mm,保护气体采用氩气,纯度要求在99.95%以上。钨棒采用铈钨棒,规格为φ2.5mm,钨极表面不得有毛刺,疤痕或油污,钨极端部磨成针形状,以保证电弧集中而稳定,钨极在焊接时烧损一般很小。焊条在使用前必须进行烘干,温度为350℃,并保证恒温1至1.5小时。

二、工艺参数

工艺参数见下表

三、操作要领

(一)装配工艺

焊接方法采用手工钨极氩弧焊打底,手工电弧焊填充盖面,采用V形坡口形式,坡口采用机械加工方法加工,坡口角度单边30°,钝边取1mm,坡口加工好后应检查坡口表面无缺陷,坡口50mm范围内用角向打磨机打磨至露出金属光泽,并进行磁粉探伤检查是否存在表面裂纹,对接装配时,间隙为4mm,焊接位置采用水平固定焊。定位焊采用三点定位焊,均匀分布,每处点固定长度为18mm。点固定焊时,焊点以融化钝边为宜,点固定焊后应仔细检查,发现缺陷应及时清理干净,重新点焊。

(二)打底焊工艺

焊前预热150~250℃,检查氩气阀有无漏气或失灵,减压器、导气管、导线是否连接牢固,导气管、导水管是否畅通,电水仪表、流量计等仪器是否正常。第一层氩弧焊打底用电流为95A,氩气流量为8L/min,喷嘴直径为8mm,钨极伸长为7mm。焊接至焊缝末尾,为了保护效果,焊嘴与焊件应尽量垂直或保持较大的夹角并使电弧作环向运动。开始引弧后先不加焊丝待根部钝边熔化形成熔池后,即可填焊丝,为使背面形成良好,熔化的焊丝金属应送至坡口根部。为防止始焊处产生裂纹,始焊速度要慢些,并多填焊丝,焊接时的焊枪与焊丝成70度,开始施焊时,先从仰焊位置按逆时针方向焊,焊到平焊位置收弧,收弧时少填加焊丝不使焊缝过高,以利后半圈接头。熄弧时,可衰减电流、关闭焊枪,但应在原处停留3至5秒延时供气。按顺时针方向焊后半圈在前半圈始焊处引弧,先不加焊丝,待接头端熔化并形成熔池后,再填加焊丝,打底层焊接时,每半圈最好一气呵成,若中断时,应将原焊缝未熔端重新熔化,并交叉重叠5mm,一般打底层焊缝厚度为3mm左右最好,太薄易导致手弧焊填充时烧穿,当焊至接口处时,先停止填加焊丝,待原焊缝端部熔化后,再加焊丝并填满熔池后熄弧。

(三)填充层焊接工艺

填充层焊接采用焊条电弧焊,电流120A,焊条R307,焊条烘干,焊条运条方法采用锯齿或月牙形,施焊时间的焊条角度仰焊位置85度开始,焊条摆动到破口两侧时,稍作停顿,中间过度稍快,以防焊缝与母材交界处产生夹角,焊接速度应均匀一致,保持填充焊道平整,填充采用二层每层一道焊接法,填充高度应低于母材表面1mm,并不能熔化坡口棱边,导致不好盖面,中间接头更换焊条要迅速,应在弧坑上方10mm处引弧,不得在坡口外引弧。引弧时应把焊条拉至弧坑处,填满弧坑,再按正常方法施焊,也不得直接在弧坑处引弧焊接。施焊完毕后,焊后需立即用石棉带缠绕以保温患冷,最后进行焊缝外观自检,合格后对焊缝进行热处理,焊后热处理温度为650~700℃,保温时间为40min。热处理结束后进行100%射线探伤,底片达到I级片。最终对试件进行拉伸、弯曲、面弯、背弯、冲击等机械性能试验,各项指标达到规定要求,该试件评定合格。

四、结论

焊接工作是一项专业性很强的技术工作,有专门的技术指导规范,焊接质量的好坏直接关系到整个施工项目的优劣。针对不同材质的母材有不同的焊接方法、不同焊接要求。

摘要：15CrMo钢焊接通常会出现两方面的问题:焊接引起的各种冶金缺陷,主要是各类裂纹问题;焊接时材料性能的变化。通过现场实践分析操作要点,总结归纳出实用工艺。

关键词：冷裂纹,氩弧焊,手弧焊,工艺

参考文献

[1]曹朝霞.特种焊接技术[M].机械工业出版社,2009-04.

现场管道 第5篇

甲方：（建设单位或其委托的监理单位）乙方：（施工单位）

丙方：磐石市大地燃气有限公司

根据《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国建筑法》、《建设工程安全生产管理条例》（国务院３９３号令）、《吉林省燃气管理条例》、《吉林市燃气管理办法》、《吉林省安全生产条例》《城市燃气管理条例》（国务院583号令）等法律法规的规定，为保护磐石市城区内施工现场燃气管道及设施的安全，防止事故发生，经叁方协商，达成以下施工现场燃气管道及设施的安全保护协议：

第一条 甲方在工程开工前，应将城建档案部门出具的地下综合管线查询结果，及位于磐石市路街的工程的施工单位（乙方）、施工范围、内容、工期以及建设红线总平面图等资料提供给丙方，并委派专人负责与丙方具体联络事宜。

第二条 丙方接到甲方提供的有关资料后，核准施工范围及影响区域内地下燃气管道及设施的走向及位臵，并在三个工作日内，到现场向甲方、乙方确认燃气管道及设施的走向及位臵。

第三条燃气管道及设施的具体位臵应以现场探查核实为准。施工前甲方应按照丙方提供的探坑位臵进行人工断面开挖，以确定施工现场燃气管道的实际具体位臵。在确认燃气管线及设施准确位臵后，三方共同填写《施工现场燃气管道及设施确认表》，并明确燃气管道及设施的安全保护范围及安全控制范围。

第四条 燃气管道设施的安全保护范围如下：

1.由已探明的中压管道的管壁外缘两侧1米范围内的区域； 2.由已探明的高压管道的管壁外缘两侧6米范围内的区域。燃气管道设施的安全控制范围如下：

1.由已探明的中压管道的管壁外缘两侧1米至6米范围内的区域； 2.由已探明的高压管道的管壁外缘两侧6米至50米范围内的区域。

第五条 乙方在工程开工前，应根据施工现场的实际情况和施工方案，制定相应的燃气管道及设施的保护方案和应急处臵措施，将燃气设施保护工作落实到人。保护方案和应急处臵措施由乙方项目负责人和甲方项目负责人签字认可，并由乙方报丙方备案，便于丙方监督。对燃气管道设施保护方案产生争议的，由市建设局组织专家论证后协调解决。

第六条 乙方应在燃气管道及设施的保护范围内设臵“燃气管道，注意保护”等安全警示标语标识，在现场悬挂丙方抢险电话。

第七条 在工程施工过程中，甲方对整个施工过程中施工现场燃气管道及设施的安全保护工作负总责，对乙方施工现场的燃气管道及设施的保护情况进行监督，确保保护方案和应急措施的落实。

第八条 乙方在施工过程中遇到复杂、特殊情况，可能危及燃气管道及设施的安全运行时，应立即停止施工。乙方会同甲方，重新制定保护方案。

第九条 丙方应加强对施工现场及周围燃气设施的巡查工作，如发现隐患问题，有权及时制止危害或可能危害燃气管道及设施安全运行的行为，对不能制止的，要及时向有关部门报告。

第十条在施工过程中应严格遵守以下规定：

（一）在燃气管道设施的安全保护范围内，禁止从事下列危及燃气设施安全的活动：

1.建设占压地下燃气管线的建筑物、构筑物或其他设施；

2.进行爆破、取土等作业或者动用明火；

3.对方物品或倾倒、排放腐蚀性物质； 4.放臵易燃易爆危险物品或种植深根植物； 5.进行机械开挖爆破等作业； 6.其他危及燃气设施安全的活动。

（二）有下列情形之一的，甲方应当会同乙方制定燃气管道设施保护方案，经与丙方协商一致后，方可实施：

1.在燃气管道设施的安全保护范围内和安全控制范围内，敷设管道，从事打桩、挖掘、顶进作业。

2.在燃气管道设施的安全控制范围内，进行爆破作业。

（三）不得擅自移动、覆盖、涂改、拆除、破坏燃气设施及安全警示标志；道路施工完成时必须埋设相应的标志桩；

（四）在没有采取有效的保护措施前，不得在燃气管道及设施上方开设临时道路，燃气管道及设施上方不得停留载重车、推土机等重型车辆；

（五）顶管和定向穿越工程，穿越作业管线位臵与燃气管道和设施的净距应大于2米；

（六）当现场对天然气管道进行开挖等施工时，管沟必须采用人工开挖，现场所有大型施工机械作业必须远离管沟边缘一米以上；

（七）当现场施工时需要将天然气管道上方或四周的覆土移除时，必须采用沙袋或其他有效的保护方式，对暴露的天然气管道进行临时性遮盖防护，以规避可能存在的安全风险；

（八）禁止其它严重危害燃气管网安全运行的行为。

第十一条 甲方工程项目施工的管线与燃气管道之间的安全间距应符合《城镇燃气设计规范》的要求，并应确保燃气管道上的覆土深度达到《城镇燃气设计规范》的要求；若甲方、乙方违反本条规定，甲方应负责无条件整改，并承担全部整改费用；若因此造成燃气设施损坏或燃气事故由甲方和施工方负全部责任，并依法承担赔偿责任。

第十二条 违反本保护协议或因施工造成燃气管道及设施破坏，发生燃气泄漏或燃气爆炸事故，由责任方承担责任。

第十三条 本协议自叁方签字盖章之时起生效，至该建设工程完工后自动失效，正本四份，三方各执一份，另一份上交燃气办，由燃气办存档备案保，四份均具同等效力。

甲方：（签章）乙方：（签章）法人代表： 法人代表： 委托代理人： 委托代理人：

地址： 地址： 联系人： 电话： 年月日 年月日

丙方：磐石市大地燃气有限公司（签章）法人代表： 委托代理人： 地址：磐石市福安街道新建村 联系人及紧急事件联系人：

24小时联系电话： 年月日

现场管道 第6篇

1 燃气管道施工特点

燃气管道施工从最初的设计、施工直到完工, 需要耗费大量的时间、人力、物力以及财力, 其施工内容复杂多样、涉及面广、施工工艺及程序也是十分复杂, 而且天燃气有着较高的危险性与不稳定性, 极易因为操作失误出现重大安全事故。因此, 燃气管道施工安全管理的意义十分重大。

2 燃气管道施工过程中存在的问题

2.1 安全监护及现场施工规范性问题

由于燃气管道施工大多需要在室外进行, 所以在进行燃气管道高空作业时, 施工人员必须使用作业吊篮及高空作业车等, 从而确保其施工安全性, 尤其在雨雪及大风等恶劣天气施工中, 安全防护是必不可少的。但在实际施工中, 许多施工人员在进行露天高空作业时, 常常没有采取安全防护措施, 也没有遵守相应的施工安全规范, 给燃气管道施工及自身安全带来了许多的安全隐患[1]。

2.2 燃气管道施工人员专业素质不足

在燃气管道施工中, 管道架设与检修人员自身专业素质对于整个燃气管道铺设与维修工作都有着至关重要的影响。在燃气管道施工中, 由于管道施工人员自身操作错误而导致的燃气管道损坏问题, 被称为误操作。在实际施工中, 误操作问题并不少见, 如, 设计人员缺乏专业素质所造成的设计失误、管道施工人员缺乏专业素质所造成的施工失误、燃气管道维护检修人员不了解有关燃气仪器设备操作原理及要点而出现的不合理操作等。总结分析, 这些误操作问题都是由于燃气管道施工人员自身专业素质不足。

2.3 缺乏监管力度

在进行燃气管道施工时, 由于施工条件、技术等十分复杂, 因此常常会由于某些人为的操作失误问题等影响正常施工, 因此, 需要燃气管道企业以及各地方政府等做好燃气管道施工监管。但在实际施工中, 由于燃气管道施工工程量较大, 技术要求高, 所以管理难度极高, 使得监管部门没有起到应用的管理作用。加之许多监管部门自身监管人员专业能力低下, 人员配置不足, 就更加难以履行监管职责。此外, 部分监管部门管理人员自身都缺乏相应的安全施工责任及安全意识, 对于自身监管工作没有准确的认识, 因此监管工作缺乏积极主动性, 常常出现工作懈怠问题。加之许多企业并没有想起的安全监管责任体系, 所以更加难以进行燃气管道施工中安全管理, 带来了许多施工安全隐患。

3 燃气管道施工过程中采取的措施

3.1 加强燃气管道施工现场安全管理

燃气管道施工企业及有关部门必须重视施工现场安全管理, 加强燃气管道施工现场安全管理, 首先需要加强施工管理人员及施工人员安全知识培训, 树立其安全责任意识, 确保施工管理人员及施工人员能熟练掌握安全施工知识, 从而有效提高燃气管道施工安全性, 提高施工安全管理效率[2]。其次, 有关管理人员必须做好施工现场安全监管, 加强常发事故问题监管 (图1 为我国燃气管道事故原因统计) , 督促施工人员做好施工安全防护, 坚决杜绝无防护施工, 并做好施工安全隐患排除工作, 提高施工安全性。如, 在高空临边作业中, 使用单滑轮、钢丝绳以及小型蜗轮蜗杆起重机等就可以组装成简单的吊装设备组合, 运用该组合可以极大提高施工人员施工安全。此外, 还需要健全燃气管道施工安全规章规范, 做好施工器械安全及性能状态检查, 从而确保其灵敏性与可靠性, 保障施工安全。

3.2 强化施工人员专业素质

燃气管道的架设以及维修需要较强的专业知识及技能, 因此, 必须努力提高燃气管道施工人员专业素质, 做好管道施工人员技术培训, 从而确保施工队伍专业性。对燃气管道施工及维修人员进行定期的培训, 使其熟练掌握各施工机械设备及施工技术, 可以有效减少误操作问题的产生, 提高燃气管道施工专业性。在施工中还需要引进更多高科技的施工技术, 完成燃气管道施工科技化、现代化建设, 从而有效提高施工效率, 保障施工安全[3]。

3.3 加强监管工作力度

加强燃气管道施工安全监管, 首先需要建立完善监管体系, 如图2 所示, 只有建立完善的监管责任体系, 才能明确各管理人员管理职责, 将安全监管责任落实到个人, 提高安全监管效率。此外, 还需要不断强化监管人员专业素质, 健全燃气管道安全管理制度, 做好安全施工知识培训, 培养管理人员工作热情, 树立监管人员责任及安全意识。

4 总结

综上所述, 燃气管道施工关系着我国人民生产生活, 必须尽快提高燃气管道施工效率及安全性。在实际施工中, 有关管理人员必须充分认识到施工安全管理的重要意义, 加强施工安全管理, 提高施工人员专业素质, 强化管理能力, 完善现场施工安全管理规章制度, 从而有效提高燃气管道施工安全, 满足我国人民燃气供应需求, 维护社会和谐稳定。

摘要：天燃气作为我国能源结构的重要组成部分, 被广泛应用于我国人民生产生活中。大量燃气管道施工, 给人们的生产生活带来了极大的便利, 但随之而来的燃气管道施工安全管理问题也受到了越来越多的关注。本文简要阐述了燃气管道施工的特点, 分析了我国燃气管道施工过程管理及现场安全管理中存在的不足, 并对如何加强燃气管道施工过程管理和现场安全管理进行了一定的探讨研究。

关键词：燃气管道,施工过程管理,现场安全管理

参考文献

[1]吴文晖.燃气工程施工现场安全管理策略初探[J].中国高新技术企业, 2015, (22) :193-194.

[2]李伟.燃气工程现场施工的安全管理措施探讨[J].科技创新与应用, 2015, (33) :277.

现场管道 第7篇

当前,埋地管道应用日益增多,超高压输电线路对其交流干扰将严重影响管道的阴极保护系统。关于交流腐蚀,国外已有较多的研究报道[1,2,3,4,5,6,7,8],国内则研究较少,且主要集中于交流干扰现象的报道和室内简单模拟研究[9,10,11],缺乏针对管道高压交流干扰腐蚀的测试与评估研究,迫切需要制定交流干扰环境下的腐蚀风险评判标准,保证埋地油气管道的安全运行[12,13]。SY/T 0032-2000要求埋地钢质管道遇到500 kV输电线路需专项试验处理[14],至今,国内并无此类现场研究报道,很有必要开展这方面的研究,为解决埋地管道交流干扰问题提供现场经验、数据积累和技术借鉴,以降低埋地管道的交流腐蚀风险。

本工作以中国石油管道华中输气公司的忠武输气管道为研究对象,在典型交流干扰区域埋设检查片,系统考察了高压输电线路对埋地管道交流干扰的影响,为进一步制定合理的标准规范奠定基础。

1 试 验

以现场埋设管道用材X65钢为基材,主要成分(质量分数,%):0.43 C,0.22 Si,0.72 Mn,0.013 P,0.015 S,0.05 Ni,0.10 Cr,0.12 Cu,Fe余量,尺寸为ϕ 25.2 mm5.0 mm。依次采用400,800,1 200目砂纸将其端面打磨至镜面光亮,经无水乙醇和丙酮除油、蒸馏水清洗后,干燥24 h称重(精确至0.1 mg)。用环氧树脂封装,工作区端面面积为5 cm2。

通过前期现场调研确定忠武干线武汉、仙桃、潜江3个典型干扰区域作为现场试验地点。所选区域覆盖管线长度约为130 km,占总长度(720 km)20%左右。每个区域选择2个监测点(均匀分布在整个区域)埋设试样。各埋设点土壤主要腐蚀性指标分析结果见表1。

开挖长4.0 m1.0 m2.0 m埋设坑,各点埋设1组(3个)通电试样(试样与管道保持良好电连通,处于实际阴极保护状态)、一组自腐蚀试样(试样不与管道保持电连通,处于自然腐蚀状态,用作对比)、一个监测探头和一个长效硫酸铜参比电极(CSE)。试样埋设时应垂直埋设于管道一侧中线位置且距离管道0.3 m以上,同时裸露面应背对管道,连接方式见图1。

埋设期间,对各埋设点采用自制的测试仪连续监测交流干扰数小时,设置采样间隔为1 min,仪器工作方式:每分钟前0.5 s采样(采样频率为1 kHz),剩余的时间计算相关参数如电压有效值(交流干扰电压UAC)、电压平均值(直流电压UDC)、电流密度有效值(交流电流密度JAC)、电流密度平均值(直流电流密度JDC)并储存。埋设1 a后,将试样取出,观察其表面腐蚀产物(包含结垢型沉积物)形貌后,用3.5 g乌洛托品+500 mL盐酸+500 mL去离子水酸洗,然后去掉封装、清洗、干燥,最后称重并计算腐蚀速率。

2 结果与讨论

2.1 交流干扰

2.1.1 交流电压及电流密度

图2为试样的交流电压和电流密度随时间的变化曲线(以ZW782和ZW640埋设点为例,其他各埋设点规律类似)。可以看到,各埋设点交流电压和交流电流密度变化曲线基本平行,波动趋势一致,存在明显线性相关关系,与理论推导一致:即忽略极化电阻时,JAC =8UAC/ρπd[15]。由于各点土壤电阻率在监测时间段内基本处于恒定值,所以UAC与JAC应呈正比关系。

比较发现,交流干扰电压大并不意味着交流电流密度一定也大:ZW782处交流干扰电压(均值13 V)远大于ZW640处(1 V),但其交流电流密度(1.6 A/m2)反而小于ZW640处(4.4 A/m2)。JAC计算公式表明交流电流密度大小与土壤电阻率值紧密相关,现场不同埋设点土壤电阻率相差较大,位于丘陵地区的ZW782处土壤电阻率高于位于平原农田的ZW640处,从而造成交流电压更大的ZW782处交流电流密度值反而更小的现象。

2.1.2 阴极保护电位及电流密度

图3为各埋设点直流电压(阴极保护电位)和电流密度随时间的变化曲线。由图3可知,多数埋设点(ZW713, ZW723, ZW636, ZW640)直流电流和电压间存在较明显的线性相关关系,而另一些埋设点(ZW782, ZW790)两者的关系并不明显。这可能是因为直流电位与极化过程密切相关,ZW782, ZW790位于丘陵地区,其中Ca2+,COundefined和沙粒含量较高,三者共同作用更易形成坚固致密的“混凝土”层[16],此时电极极化与去极化过程需要较长时间,从而造成直流电位随直流电流的变化并不灵敏;其他埋设点试样处于平原土壤环境,腐蚀产物层相对较薄,电位随电流变化也更为灵敏。

比较发现,保护电位与保护电流间基本没有对应关系:ZW723处阴极保护电流密度(2.6 A/m2)远大于ZW640处(0.27 A/m2),而其阴极保护电位反而更正(UZW723= -1.15 V > UZW640= -1.35 V)。这一方面是因为试样极化能力影响着阴极保护电位,只有在试样极化能力一定的情况下,阴极保护电位才与保护电流成正比,而现场土壤千差万别,对试样极化能力影响较大;另一方面,ZW713和ZW723监测数据显示,交流干扰同样会对阴极保护电位带来影响,可能促使其发生正移行为,即两埋设点土壤状态较为接近,对试样极化能力相同,故阴极保护电流密度越大(JDCZW723=2.6 A/m2>JDCZW713=0.9 A/m2),电位应更负,事实上由于ZW723处交流电流密度更大(JACZW723= 71.1 A/m2>JACZW713=28.0 A/m2),造成ZW723电位要明显正于ZW713处(UZW723= -1.12 V>UZW713=-1.30 V)。所以,保护电位并未随保护电流的增加而负移。

2.2 交流干扰下的阴极保护效果

图4为2种试样从埋设点取出后去除腐蚀产物前后的宏观腐蚀形貌。结果表明:自然腐蚀试样表面腐蚀产物比较疏松,而交流+阴极保护试样表面覆盖了一层致密的钙层;酸洗后自然腐蚀试样表面出现明显的腐蚀痕迹,而交流+阴极保护试样表面平整光亮。

表2列出了基于失重数据得到的不同埋设点试样的平均腐蚀速率。由表2可知,交流干扰和阴极保护同时存在时腐蚀速率皆小于标准要求值0.01 mm/a[17],且5个埋设点保护度达到85%以上(ZW636处保护度也接近80%),说明管道整体保护良好,不存在腐蚀风险。

若无阴极保护存在,在工频交流干扰下,由于E - I曲线的非线性,正半周内的腐蚀平均增加量要大于负半周内的平均减小量,总体上会引起腐蚀速率的增加。相比自然状态下的腐蚀,施加较小交流干扰(20 A/m2或30 A/m2)后,腐蚀速率有数十倍的提高[7,8],而施加阴极保护后,交流干扰下的试样腐蚀速率明显下降。由表2也可以看到,其腐蚀速率甚至远小于自然状态下的腐蚀速率,说明阴极保护能抑制交流腐蚀发生,可作为抗击交流腐蚀的有效方法。

表3比较了不同埋设点的平均直流电流密度和交流电流密度。显然,随缺陷处交流电流密度增加,达到保护要求所需直流电流密度增大。鉴于受土壤环境影响,不同埋设点之间的交、直流电位数据缺乏可比性,因而在此未对电位数据进行比较。不过对于一定范围干扰管段,土壤状态波动较小,可认为交、直电流和电位之间变化规律一致,电位数据能反映交流干扰或阴极保护的程度。因此,对于现有管道普遍采用的电位控制方式,可通过调控阴极保护电位提高阴极保护效果,减小交流腐蚀风险。

2.3 交流腐蚀风险衡量参数

选择合理的衡量参数对于交流腐蚀风险的准确评估非常关键。目前,SY/T 0032-2000《埋地钢质管道交流排流保护技术标准》以交流感应电压作为衡量参数,根据不同的土壤情况确定了具体标准值:酸性或盐碱土壤为6 V,中性土壤为8 V,弱碱性土壤为10 V[14]。

忠武输气管道被干扰段位于中性土壤环境,按SY/T 0032-2000要求,交流干扰必须小于8 V才能达到保护要求:从现场可以发现,尽管ZW713,ZW723,ZW782处交流干扰电压都大于8 V,但腐蚀速率都小于0.005 mm/a,满足标准要求,按照忠武输气管道30年设计年限,最终管道腐蚀程度不会超过5%壁厚。国外类似结果认为最大腐蚀速率并不出现在管道最大干扰电压处[18]。因此,若仅以交流干扰电压大小作为管道腐蚀风险评判标准可能会产生误判。

事实上,管道腐蚀程度与土壤腐蚀性密切相关,在交流干扰电压一定的情况下,土壤腐蚀性越强,腐蚀会更为严重。交流电流密度综合了干扰电压和土壤环境因素,更适合用作交流腐蚀风险评判的依据。工业发达国家在电流密度判据方面做了大量的研究,大多认同将30 A/m2作为管道交流腐蚀水平的评价标准,该值也被ISO采用[8,17]。本研究中,ZW723处试样交流电流密度(71.1 A/m2)远远超过该限定值,却仍无腐蚀风险。这是因为ZW723处直流电流密度高达2.6 A/m2,足够充分的阴极保护很好地抑制了交流腐蚀的影响,ZW713处埋设试样也出现了类似现象。这说明阴极保护水平也影响着管道交流腐蚀行为,而现有埋地管线阴极保护水平一般相差较大,显然若仅以交流电流密度作为依据存在较大局限性。另外,相比阴极保护电流密度,阴极保护电位同时受交流干扰和土壤环境影响,容易产生波动,并不适合用作衡量参数。综上认为,应结合阴极保护电流密度和交流干扰电流密度评判交流腐蚀风险。室内模拟试验发现,交流干扰严重(电压达到数十伏特或电流超过100 A/m2)时,通过合理调节阴极保护程度,试样仍会受到良好保护;随着阴极保护电流密度增加,试样所能承受的最大交流电流密度呈线性增加。这一结果与现场的研究结论相一致。因此,只需交流电流密度小于各阴极保护水平下对应的临界交流电流密度,即可满足试样保护要求。

3 结 论

(1)埋设环境一定时,交流电流和电位之间存在线性相关关系。阴极保护电位和电流之间线性相关程度与土壤质地有关,平原壤土中存在较好的线性相关关系,而丘陵沙壤土中则无明显的线性相关关系。受土壤状态影响,不同干扰管段交、直流电压与电流之间并无对应关系。

(2) 所有通电试样腐蚀速率小于0.01 mm/a,5个埋设点保护度达到85%以上,表明阴极保护可有效抑制交流腐蚀风险;随试样交流电流密度增加,达到保护要求所需阴极保护电流密度增大,说明通过调控阴极保护程度可有效抑制交流腐蚀。

(3)单独采用交流干扰电压和交流电流密度无法准确预测埋地管线交流腐蚀风险,应结合阴极保护电流密度和交流干扰电流密度进行评判。

摘要：超高压输电线路对埋地管道的交流干扰问题日益突出,国内对其交流腐蚀缺乏风险评估。以裸露X65钢模拟埋地长输管道防腐蚀涂层缺陷,采用交、直流电流及电位的在线监测和腐蚀失重等方法,研究了高压输电线路交流干扰特征及其对管道阴极保护系统的影响规律。结果表明,当土壤介质条件基本不变时,电位与电流的变化存在相似性;适当调节阴极保护电流大小可有效抑制交流腐蚀;单独采用交流干扰电压或交流电流密度来评判交流腐蚀风险是不妥的,应考虑交流电流密度和直流保护电流密度的联合评判。

现场管道 第8篇

关键词：长输管道,现场施工,细则

就当前的现状来看, 部分施工单位在长输管道设计过程中仍然存在着线路走向不合理等问题, 影响到工程整体施工质量, 并就此凸显出资源浪费的问题。因而在此基础上, 为了提升整体工程作业水平, 要求当前长输管道在施工建设过程中应注重从穿越工程设计等层面入手对工程施工行为进行严格把控, 由此满足具体的工程施工条件。以下就是对长输管道设计中应考虑的现场施工细节问题的详细阐述, 望其能为当前工程项目的有序开展提供有利的参考。

1 长输管道施工特点

就当前的现状来看, 长输管道施工特点主要体现在以下几个方面:第一, 工程量大, 即部分长输管道施工项目在开展过程中需跨地区, 同时途径多个省市, 因而在一定程度上增大了工程施工难度, 且呈现出工程难点问题, 并凸显出移动性、高强度的施工特点。为此, 施工单位在实践工程项目开展过程中应着重提高对此问题的重视程度, 继而达到最佳的工程施工状态。第二, 信息传递困难, 即长输管道施工项目属于隐蔽工程, 同时涉及到了勘察单位、施工单位、设计单位等多个领域的参与, 因而在一定程度上增大了通讯难度。为此, 当代施工单位在实践作业过程中应注重强调对组织指挥系统的建构, 由此营造良好的通信空间, 规避管道埋地敷设等安全隐患问题的凸显。

2 长输管道设计中需考虑的关键现场施工细节

(1) 线路走向经济性 《石油天然气管道保护条例》在实施过程中明确指出, 禁止在管道中心两侧5m范围内进行采石、盖房等行为, 由此确保管线敷设的安全性。从以上的分析中即可看出, 在长输管道设计过程中, 线路走向影响着整体工程施工质量。因而在此基础上, 为了达到良好的施工状态, 要求设计人员在管线设计过程中应注重勘探该地区地质地貌特点, 并结合经济性设计理念, 以此达到最佳的管线敷设状态。例如, 在某长输管道项目开展过程中, 为了保障线路走向经济性, 设计人员即针对施工现场展开了勘探行为, 并得知该地区人口活动稀少, 且存在着较多的局部改线工作。因而在实践作业过程中采取了弯管设计模式, 并确保管道走向偏离35m左右, 继而在此基础上, 简化了挖方、填土等作业环节的开展[1]。

(2) 穿越工程设计在GB 50251-2015《输气管道工程设计规定》中对穿 ( 跨) 越工程位置确定提出了更高的要求, 因而在此基础上为了满足具体的施工条件, 要求设计人员在实际工作开展过程中应注重规范自身线路总体走向设计行为, 同时确保在上下游10 ~100m范围内选择穿越地段总路线, 由此提升整体工程设计水平。此外, 在总体线路走向设计过程中为了达到合理化设计状态, 要求设计人员在穿越线路设计过程中应注重结合相关部门要求, 并参照施工图设计要点, 确保穿越点位置、总体线路间的协调性, 达到最佳的穿越工程规划状态。另外, 在穿越工程穿越方式确定过程中, 亦要求作业人员应注重综合地形地貌、地质详勘报告、各部门要求等因素的影响。例如, 在陡坡公路穿越设计过程中应注重采取定向钻穿越方式, 并配置摆管等施工设备, 由此达到高质量施工状态[2]。

(3) 材料采购在长输管道设计过程中强调对材料采购环节的严格把控亦是至关重要的, 对于此, 应从以下几个方面入手:第一, 在材料采购过程中要求相关工作人员应注重确保备料参数与执行标准间的一致性, 例如, 阀门、管件、设备等参数指标等, 同时注重规避压力等级不标准的现象, 最终由此实现对施工细节的严格把控, 达到最佳的工程施工状态;第二, 由于部分用料间存在着通用性特点, 因而在材料采购过程中应着重提高对此问题的重视程度。例如, 在高压站场设计过程中为了满足具体的施工需求, 应将长20m、直径DN250 的管材L390应用于实践工程项目中, 由此满足工程施工条件;第三, 在材料采购过程中强调对备料余量的严格把控亦是至关重要的, 为此, 应提高对其的重视程度, 提升整体工程施工质量[3]。

3 结语

综上可知, 在当前长输管道施工过程中仍然存在着材料选用不合理等问题, 影响到了整体工程施工进度。为此, 为了达到良好的长输管道设计状态, 要求施工单位在实践工程项目开展过程中应注重强调对现场施工细则的严格把控, 且注重从材料采购、穿越工程设计、线路走向经济性等层面入手来规避施工现场作业过程中安全隐患等问题的凸显, 达到最佳的作业状态, 并就此提升整体工程施工水平, 满足长输管道设计条件。

参考文献

[1]隋永莉, 吴宏.我国长输油气管道自动焊技术应用现状及展望[J].油气储运, 2014, 11 (09) :913-921.

[2]李文成.长输管道建设设计与施工问题探析[J].科技创新与应用, 2012, 12 (10) :23.

现场管道 第9篇

但是深埋地下的原油管道也不是绝对安全的, 会发生一些意想不到的原油泄漏事故。如管道老化使焊口在应力下撕裂, 管道发生腐蚀穿孔, 不发盗油分子打孔偷盗原油, 被其他不明施工的机械碰伤, 都可能发生原油泄漏事故, 就需要对管道进行带油的抢修维修。由于管道里面输送的是原油, 在管道受到损坏的事故现场也会泄漏大量的原油, 挥发大量的油气, 所以在抢修时很容易发生火灾事故。

管道抢修时发生的火灾事故具有突发性、高热辐射性、燃烧与爆炸交替发生, 特别是由于燃烧过程中油气浓度不断变化, 使得燃烧和爆炸不断相互转化, 火情不断扩大, 扑救非常困难, 这就会造成难以估量的人员伤亡和经济损失。

一、原油管道野外抢修发生火灾事故的成因分析

在管道抢修初期, 由于大量原油外泄, 周围空气中油蒸气的浓度迅速上升, 达到或超过爆炸极限, 遇到火星即发生爆炸燃烧, 如附近围观的居民抽烟、使用手机、附近的汽车启动, 汽车排气管过热或喷火等现象时;在油品漫溢时, 使用金属容器刮舀收油, 发生金属碰撞、开启电灯照明观察, 均会无意中产生火花引起爆燃。

1) 在管道抢修过程中, 在作业场地的抢修指挥工作人员或汽车司机等穿带铁钉鞋或化纤面料的服装时, 易摩擦产生火花。2) 在抢修过程中, 不使用防爆的工具进行操作, 如使用铁的锤子、钳子、撬杠、链钳等, 或者防爆的设备老化使其达不到防爆效果。3) 在抢修过程中, 现场的污油没有清理, 或者清理的不彻底, 污油与动火点达不到安全距离。在焊接时现场可燃气体浓度超标。4) 在抢修过程中, 在焊接时管道内的原油与动火没有做到隔离, 或者管道内进入空气, 管道内的可燃气浓度超标。

二、原油管道抢修现场火灾事故的预防对策

通过对原油管道抢修现场火灾事故原因的分析, 我认为, 抢修现场安全管理必须坚持“硬件和软件同时抓, 人防和技防相结合, 重点与细节不放松”的原则, 抓住抢修时火灾发生、发展的规律和特点, 有针对性地开展预防工作。消除抢修现场产生火灾爆炸事故的基础条件和触发条件, 将事故消除在萌芽状态。抢修现场火灾事故的预防工作应着重从以下几方面入手:

1) 在抢修初期迅速在抢修现场设警戒线, 有明显警戒标志, 与抢修无关人员严禁入内。并沿施工区域5米 (泄漏抢修15米) 外拉出内警戒范围。并在现场30米范围内布置外警戒区。警戒线可用部分红色醒目的小旗或红色布条间隔挂在绳上制成, 夜间抢修时, 要在人员、车辆过往频繁的通道处, 安装红色警戒灯。作业现场保证人员疏散通道和消防通道畅通。现场保卫人员负责在抢修施工区域设置警戒线, 警示并清理现场无关人员, 严禁与抢修无关的人员或设备进入施工区域。

2) 抢修现场的布置。a.消防车、干粉灭火器必须提前安排在施工现场指定地方, 抢修时在指定位置守护。除工程车外, 其它车辆都要远离危险区域, 在便于疏散的地方按划定的停车位停放。b.现场临时用电及配电箱放置要符合电气安全规程, 电气开关和手动电动工具要有漏电保护器, 并具有防爆性能。c.检查防爆设备完好性。d.指定地点停放作业机具, 如氧气瓶、乙炔瓶、电焊机、发电设备等, 应放在距离作业点上风处20米以外的地方。

3) 抢修作业坑周围渗漏油品应清除干净并按要求使用净土、干粉、防雨布、塑料布、防火毛毡、石棉被等、隔离受污染土壤。

4) 进入抢修现场所有人员必须穿防静电工作服, 严禁吸烟, 不得将火种带入现场并关闭手机。

5) 抢修过程中的安全措施。a.抢修前, 用便携式可燃气体测爆仪, 检测抢修作业坑内外空气中可燃气体浓度, 当低于爆炸下限25%时, 方可进行抢修作业。并对出现的泄漏进行跟踪检查和监测;如发现浓度超标可使用防爆抽排风机, 或者消防喷淋进行稀释油气浓度。b.使用防爆封堵设备进行对管道泄漏进行封堵, 制止原油继续外泄。c.迅速安排泄漏原油的清理工作, 清理时应使用防爆工具, 泄漏原油较多时, 要另挖滞油坑, 采取强排或自然引流的办法清理原油, 滞油坑应选择在下风向、低洼处, 且距动火点周围6m以上, 动火点周围5m内的原油应清理干净。d.对管道内的原油及油气进行隔离消除可燃物, 如管道损伤过大可打黄油墙, 局部可加橡胶板进行油气隔离。e.焊接前要复验可燃气体浓度, 按Q/SHGD-0030《工业用火安全规程》中第6.2.7条的要求, 办理相应级别动火手续。

6) 抢修完成后, 检查抢修现场有无隐形火源消除隐形的火灾趋势。

总之, 原油管道抢修作业危险性很高, 但是, 只要我们制定好抢修中的各项制度, 作业规程, 消除火灾元素, 控制好着火三要素。我们的抢修一定是安全的.随着我国经济的持续快速发展, 我国的长输原油管道里程还会快速增长, 确保原油管道安全愈来愈重要。消除在抢修现场的火灾隐患将是确保原油管道安全的重要一环。

摘要：针对原油管道野外抢修成因复杂, 致灾因素多, 易发生火灾等危险的特性, 分析了抢修现场火灾发生的原因, 提出了相应的防范措施。

关键词：原油管道,火灾隐患,安全管理,对策

参考文献

现场管道 第10篇

埋地管道常采用防腐蚀涂层和阴极保护技术联合防护。大量的管道腐蚀、应力腐蚀开裂发生在涂层剥离处, 是因为涂层剥离或失效后不能给阴极保护电流提供一个通道, 反而对阴极保护电流起到屏蔽作用, 从而使阴极保护失去效用。管道涂层的剥离可分为3类: (1) 局部性剥离:管道表面局部存在的瑕疵, 或抛丸除锈后表面除尘不彻底、底漆熔融时温度不适宜等, 都会造成涂层的局部剥离; (2) 管道固定口补口时的剥离:这是由于固定口表面预处理或涂层施工工艺不当造成的; (3) 钢管表面与涂层底漆间的粘结力不足时, 埋地后在土壤应力作用下, 会造成涂层与钢管表面的剥离。因此, 监测防腐蚀涂层和阴极保护技术联合防护下涂层的剥离状况及其是否对阴极保护存在屏蔽作用, 对管道的有效防护具有重要意义。

1 涂层的阴极保护屏蔽性能

水在土壤溶液的长期作用下会向剥离了的涂层与埋地管道间的狭小空间内渗透, 在贫氧状态下的密闭空间内产生腐蚀。这时, 由于涂层的失效并未给阴极保护电流提供通道, 管道外的阴极保护电流根本不可能像保护涂层漏点处那样, 使保护电流作用于产生剥离的管道涂层下, 即发生了涂层的阴极保护屏蔽作用[1]。在该作用下, 就产生了管道阴极保护状态下的腐蚀。因此, 在进行阴极保护设计时, 埋地管道涂层的选择除了要考虑常规的影响因素外, 涂层是否具有屏蔽性也是很重要的因素。阴极屏蔽性涂层会使投入的阴极保护装置失效, 造成管道阴极保护状态下的腐蚀, 热收缩带及以PE基为基础的涂层, 包括冷缠聚乙烯胶带、二层PE、三层PE、三层PP都属于屏蔽性涂层。非屏蔽性涂层与管道的粘结失效时, 即使涂层没有漏点或开口, 只要其与管道基底的夹缝空间内有水渗入, 就可以使阴极保护电流通过, 从而可对管道金属表面实施阴极保护。非屏蔽性涂层可以减少或消除腐蚀和应力腐蚀开裂的产生, 熔结环氧粉末涂层、液态环氧涂层、液态聚氨酯涂层、环氧-聚氨酯类涂层都属于非屏蔽性涂层。

涂层对阴极保护是否具有屏蔽性能可以通过在开挖现场测定涂层剥离处的p H值来判定。

(1) 涂层剥离处p H值大于9, 则认为该涂层为非屏蔽性涂层, 因为此处有阴极极化反应发生, 即:

(2) 涂层剥离处的p H值小于9时, 则认为该涂层为屏蔽性涂层。

2 涂层剥离、失效的评估及智能内检测实例

管道外腐蚀的直接评估 (ECDA) 是通过评价和识别管道上正在发生和将要发生的腐蚀部位, 提出维护措施并不断改进和降低管道存在的风险, 使管道安全运行的一个标准, 也是管道完整性管理的重要组成部分。ECDA过程无论是预评估、间接检测还是直接检测, 都是为了发现埋地管道防腐蚀层缺陷的位置、严重程度及在防腐蚀层缺陷点处钢管表面的腐蚀活性, 即:防腐蚀层漏点处钢管表面是否处于阴极保护状态;如果未处于阴极保护状态, 是否已发生了腐蚀, 其腐蚀活性如何等。但ECDA的所有间接检测方法都不能检测出埋地管道防腐蚀层的剥离, 也就无法发现和预防涂层剥离后腐蚀的风险。只有进行管道的内检测, 也就是采用智能内检测技术, 才可以发现由于涂层剥离而带来的管道外腐蚀风险。内检测也是一种用来确定管道危险迹象的位置与特征的管道完整性评价方法, 管道内检测器是一种能够在管道内部自动行走, 并能记录检测数据, 对管道的壁厚、裂纹、缺陷、变形、内外腐蚀包括微裂纹等进行直观、快速和准确的在线诊断与检测的智能检测仪器。

2.1 实例一

高分辨率的带有电磁声响转化器 (EMAT, electro-magnetic acoustic transducer) 的内检测器, 专门用于涂层剥离和管道开裂的检测[2], 可有效地解决以往传统的漏磁 (MFL) 和超声 (UT) 智能检测器不能很好地对钢管的裂纹和涂层实现剥离精确检测的问题。传统检测方法会遇到一些问题:检测过程中, 探头与管壁间需有连续的耦合剂, 也需要声波的传播介质, 如油或水等;超声波在空气中衰减很快, 在气体管道上的应用还存在一些困难;对薄壁管道环缝缺陷的检测有一定难度。EMAT技术的最大优点是以电子声波传感器代替了传统的压电传感器, 使超声波能在一种弹性导电介质中得到激励, 不需要机械接触或液体耦合。EMAT探测管道应力腐蚀开裂和其他结构缺陷的可行性已经通过了工业试验, 可以判断SCC、涂层剥离、其他裂纹缺陷、异常沟槽、人为缺陷等。

Saudi Aramco油气公司的管网已采用该EMAT检测设备进行了测试, 检测是在2条管线上进行的:一条是1953年的原油管道, 煤焦油磁漆外防腐蚀层, 检测了5.8 km, 另一条是1981年埋设的天然气管道, 熔结环氧粉末外涂层, 检测了2.0 km。在2条管线的检测中, 前者检测出了34处管道异常, 37处涂层异常处;后者检测出了10处管道异常, 73处涂层异常。开挖验证显示, 检测结果非常准确有效。

2.2 实例二

2004年, 对加蓬国内的一条原油管道 (Rabi-Cap Lopez pipeline) 采用漏磁智能检测器 (MFL) [3]进行了内检测。漏磁检测技术是建立在如钢管、钢棒等铁磁性材料的高磁导率这一特性上的:钢管中因腐蚀而产生的缺陷处磁导率远小于钢管的磁导率;钢管在外加磁场作用下被磁化, 当钢管无缺陷时, 磁力线绝大部分通过钢管, 此时磁力线均匀分布;当钢管内部有缺陷时, 磁力线发生弯曲, 并且有一部分磁力线泄漏出钢管表面, 检测被磁化钢管表面逸出的漏磁通, 即可判断缺陷是否存在, 通过分析磁敏传感器的测量结果, 即可得到缺陷的有关信息。

该管线管材为X60, 总长234 km, 分3个阴极保护站: (1) Rabi-Batanga, 105 km, 1988~1989年敷设, 1989年运行, 有2个太阳能阴极保护站; (2) BatangaTchengue, 100 km, 1988~1989年敷设, 1989年运行, 1个阴极保护站; (3) Tchengue-Cap Lopez, 29 km, 1993~1994年敷设, 1994年投入运行, 1个阴极保护站。管道允许的最大工作压力10 MPa, 管道出口压力4 MPa。管道外防腐蚀层是由法国和德国两家管道涂覆商实施, 主要采用工厂预制的方法, 底层环氧涂层的厚度大于70μm, 管道外防腐蚀层采用3LDPE;现场固定口采用热收缩套。检测结果显示:发现了13 600处存在腐蚀, 这些腐蚀点主要集中于管线最热的13 km范围内;其中12 421处的腐蚀坑深在20%壁厚处;1 168处在20%~40%之间;11处大于40%;最大腐蚀深度位于管道55℃位置 (管道最热处, 温度对管道防腐蚀涂层的影响较大) , 达壁厚的57%。开挖结果表明:2 710处腐蚀位于管道外防腐蚀层处;10 890处位于管道的固定口处, 占所有腐蚀处的80%。外防腐蚀层由于环氧涂层和3LDPE的双重作用, 大大减小了被腐蚀的几率;固定口处采用的是热收缩套, 由于热收缩套的屏蔽作用, 导致阴极保护失去了应有的作用, 从而造成了大量腐蚀现象产生, 而且在这些固定口焊口部位, 由于涂层的剥离, 已经导致了管道的氢致开裂 (HIC) 。

3 小结

(1) 管道腐蚀控制体系的设计与选型, 应该注重涂层是否具有对阴极保护的屏蔽性, 即使在某些性能上存在欠缺, 但提高防腐蚀层与阴极保护的兼容性也会大大提高管道的安全性。

(2) 涂层的剥离是管道极大的安全隐患, 常规的地上检测方法几乎都无法发现, 而智能内检测技术可以有效地监测管道涂层的剥离状况。

(3) 管线固定口涂层的选择也尤为重要, 管线固定口数量较多, 且又是涂层施工的薄弱环节, 质量控制难度较大, 采用液态涂层的安全性高于热收缩套。

摘要：从埋地管道防腐蚀层的失效及腐蚀层失效后与阴极保护间的不同适应模式, 介绍了管道外防腐蚀层的屏蔽性能对管道腐蚀控制体系的重要性。以2例管道防腐蚀层剥离的智能内检测实例说明了其对管道防腐蚀层监测和评价的有效性。

关键词：管道防腐蚀层,涂层剥离,阴极保护屏蔽,智能内检测

参考文献

[1]张俊义, 刘志刚.区域性阴极保护实施过程中的几个问题[J].油气储运, 2000, 19 (2) :51~52.

[2]董绍华, 杨祖佩.全球油气管道完整性技术与管理的最新进展[J].油气储运, 2007, 26 (2) :1~17.