QSY GDJ 0356-2012 天然气管道试运投产技术规范
天然气安装管道试压安全操作规程范本
天然气安装管道试压安全操作规程范本第一章总则第一条为了保障天然气安装管道试压的安全性，确保天然气管道的正常使用和延长使用寿命，制定本规程。
第二条本规程适用于所有天然气安装管道的试压工作，包括新建、改造和维修等各类管道。
第三条试压工作人员必须具有相关作业经验和培训资质证书，且必须经过相关考核合格。
第四条试压工作必须遵守国家相关安全法律法规和相关安全规程，保障作业人员的人身和财产安全。
第二章试压设备和材料第五条试压设备必须具备相应的控制系统、显示系统和报警系统，确保试压过程的准确性和安全性。
第六条试压设备必须定期进行检测和维护，确保其正常使用和可靠性。
第七条试压材料必须符合国家相关标准和规定，具备一定安全系数，防止发生泄漏和爆破等事故。
第八条试压材料必须进行质量检验和验收，确保其符合安全要求。
第三章试压操作程序第九条试压前必须进行试压方案的制定，明确试压的工作范围和试压的压力等级，编制试压作业指导书，由专人负责。
第十条试压前必须对试压设备进行检查和操作前试验，确保试压设备的正常使用。
第十一条开始试压前必须发布试压指令，并指定专人负责试压的监督和指导工作。
第十二条试压时必须在现场设置警示标志和限制区域，确保试压过程的安全。
第十三条试压开始后，必须实时监测试压设备的工作状态和管道的试压情况，发现异常情况必须立即停止试压并处理。
第十四条试压结束后必须进行试压结果的记录和报告，评估试压的可靠性和安全性。
第四章事故处理第十五条试压过程中如发生泄漏或爆破等事故，必须立即停止试压并采取应急措施，确保人员的安全。
第十六条发生事故后，必须及时报告有关部门，通知相关人员，并进行事故现场的保护和调查。
第十七条发生事故后必须进行事故原因的分析并制定相应的纠正措施，防止事故再次发生。
第五章附则第十八条本规程由天然气相关部门负责解释和修改。
第十九条本规程自颁布之日起施行。
第二十条本规程解释权归天然气相关部门所有。
以上是一份天然气安装管道试压安全操作规程范本，仅供参考。
油气管道清管、试压及干燥技术规定(2012发布版)
Q/SY 1262 机械清管器技术条件
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。 3.1
清管 清除管内凝聚物和沉积物的作业。 3.2 测径 检测管道变形程度及通过能力的作业。 3.3 收、发球筒 用于发送和接收清管器、测径器等的装置。
1
CDP-G-OGP-OP-027-2012-1
3.4 过盈量 清管器外径（皮碗清管器皮碗外径）减管道内径所得值与管道内径的百分比。
CDP
油气储运项目设计规定
CDP-G-OGP-OP-027-2012-1
油气管道清管、试压及干燥技术规定
2010-05-10 发布
2012-05-20 实施
中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司 发布
目次
前 言 .............................................................................. II 1 范围 ............................................................................... 1 2 规范性引用文件 ..................................................................... 1 3 术语和定义 ......................................................................... 1 4 一般规定 ........................................................................... 2 5 清管、测径 ......................................................................... 4 6 水压试验 ........................................................................... 7 7 气压试验 .......................................................................... 11 8 站间清管、测径 .................................................................... 12 9 输气管道干燥 ...................................................................... 13 10 健康 安全与环境保护 ............................................................... 15 11 交工记录 .......................................................................... 15 附录 A（规范性附录）施工记录 .......................................................... 17 附 件 条文说明 ....................................................................... 32
天然气相关国家标准、行业标准清单适用范围分类
序号分类标准号标准名称1工程与验收GB50251-2015输气管道工程设计规范2工程与验收GB50028-2016城镇燃气设计规范3消防GB50016-2014建筑设计防火规范4消防GB3836.1-2010爆炸性气体环境用电气设备7消防GB13495.1-2015《消防安全标志第1部分：标志》8消防GB12014-2009防静电工作服14安全GB50057-2016建筑物防雷设计规范17燃气性质GB/T13611-城镇燃气分类和基本特性18燃气性质GB/T13610-2003天然气的组成分析气相色谱法标准19燃气性质GB17820-2018天然气21燃气设备(阀门、压力容器、调压器等)GB27790-2011城镇燃气调压器22燃气设备(阀门、压力容器、调压器等)GB/T13295-2013水及燃气用球墨铸铁管、管件和附件23城镇建设行业标准CJ3062-1996燃气燃烧器具使用交流电源的安全通用要求24城镇建设行业标准CJ/T3055-1995燃气阀门的试验与检验25城镇建设行业标准CJJ63-2008聚乙烯燃气管道工程技术规程26城镇建设行业标准CJJ61-2003城市地下管线探测技术规程27城镇建设行业标准CJJ51-2016城市燃气设施运行、维护和抢修安全技术规程28城镇建设行业标准CJJ33-2015城镇燃气输配工程施工及验收规范29城镇建设行业标准CJJ94-2009城镇燃气室内工程施工与质量验收规范30城镇建设行业标准CJ3005-92城镇燃气用灰铸铁阀门通用技术要求31城镇建设行业标准CJ/T3056-1995城镇燃气用球墨铸铁、铸钢制阀门通用技术要求32设计、施工与验收SY/T5922-2012天然气管道运行规范33设计、施工与验收SY/T6233-2002天然气管道试运投产规范34燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T4102-2013阀门的检验与安装规范35燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T0480-2010管道、储罐渗漏检测方法标准天然气相关国家标准、行业标准清单适用范围分类36燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T4109-2013石油天然气钢质管道无损检测37燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T0084-2012管道防腐层环状弯曲性能试验方法38燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T0450-2004输油气管道不停输机械封堵作业技术规程39燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T6470-2011油气管道通用阀门操作维护检修规程40燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T6507-2010压力容器检验规范维护检验、定级、修理和改造41燃气设备（阀门、管道、压力容器等）SY/T6068-2014油气管道架空部分及其附属设施维护保养规程42安全、管理Q/SYGDJ0356-2012天然气管道试运投产技术规范43腐蚀与防护GB/T21448-2008埋地钢质管道阴极保护技术规范44其他GB50348-2004安全防范工程技术规范45其他GB50140-2005建筑灭火器配置设计规范。
石油、天然气管道工程竣工验收细则20121207
石油、天然气管道工程竣工验收细则1 范围本标准规定了管道工程竣工验收准备、验收组织和验收程序，并对竣工资料、竣工验收文件的编制与管理作出了具体要求。
本标准适用于按批准的设计文件建成且试运投产成功，符合竣工验收标准的新建及改扩建管道工程。
2 规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB 10609.3-1989《技术用图—复制图折叠办法》GB 50319-2000《建设工程监理规范》GB/T 11821-1989 《照片档案管理规范》GB/T 11822-2000《科学技术档案案卷构成的一般要求》GB/T 17678.1-1999《CAD电子文件光盘存储归档与档案管理要求》DA/T 28-2002《国家重大项目文件归档要求与档案整理规范》国家档案局档发字[1997]20号文件《国家档案局关于印发〈城市建设归属与流向暂行办法〉的通知》国家档案局国档发[1992]8号文件《关于印发〈建设项目（工程）档案验收办法〉的通知》3 术语和定义3.1 竣工验收是项目（工程）建设的最后一道程序，是工程建设转入正式生产并办理固定资产移交手续的标志。
是全面考核项目建设成果，检查项目立项、勘察设计、器材设备、施工质量的重要环节。
3.2 专项验收是指政府行政主管部门对建设项目（工程）环境保护、水土保持、消防、劳动安全卫生、职业安全卫生等方面进行的验收。
3.3竣工资料指从建设项目（工程）的提出、立项、审批、勘察设计、施工、生产准备到建成投产全过程中形成的应归档保存的文件资料以及其他载体的声像资料。
3.4 竣工验收文件是建设项目（工程）建设阶段的总结，是竣工验收的法定文件。
包括竣工验收报告书、竣工验收鉴定书、单项总结（勘察设计工作总结、施工工作总结、监理工作总结、质量监督工作总结、生产准备及试运考核总结、物资及设备采办总结（含外事总结）等）三部分内容。
2024年供热与燃气管道管材运输安全技术交底（三篇）
2024年供热与燃气管道管材运输安全技术交底1.运输道路应平整、坚实，无障碍物。
沿线桥涵、便桥和管道等地下设施的承载力与穿越桥梁、通讯架空线路等的净空应满足车辆运输要求；电力架空线路的净空应符合安全技术交底具体要求。
运输前，应实地踏勘，确认符合运输和设施的安全要求。
2.卸车时，必须检查管子、管件状况，确认稳固，方可卸管；卸放应缓慢，保持重心平衡，不得抛、摔、滚等。
3.施工现场运输时，应根据现场和载物状况确定车速；倒车应先鸣笛，确认车辆后方无人、无障碍物，方可倒车。
4.车辆运输，装车时管子、管件必须挡掩牢固，管体与车厢应打摽牢固连成一体；严禁车厢内乘人；预制的直埋供热管、包敷防腐层的燃气管等管子吊运时，应使用专用吊带。
5.运输前，应根据管子质量、长度选择适宜的运输车辆；车辆载管高度应符合道路交通运输的有关规定。
严禁超高、超载运输。
运输时应采取防止管子变形、损伤管外防腐层的措施。
6.用绞车和卷扬机牵引运输应符合下列要求：(1)牵引路线应直顺，道路应平整、坚实。
(2)钢丝绳通过道路、地面时，应采取保护措施。
(3)作业时，严禁人员靠近、跨越牵引管子的钢丝绳。
(4)作业现场应划定作业区，设专人值守，非作业人员严禁入内。
(5)作业场地范围应满足通视要求，操作人员应能看清指挥人员和拖动的管子等物。
(6)绞车或卷扬机应置于平整、坚实的地方，机械应完好，防护装置必须齐全有效，电气接线与拆卸必须由电工操作，并应符合施工用电安全技术交底的具体要求，地锚应坚固。
(7)装载管子的小车应坚固、重心低，管子必须挡掩固定。
并与小车打摽牢固。
(8)现场应设信号工指挥。
指挥人员和机械操作工与配合人员应统一信号，协调配合；绞车或卷扬机启动前，指挥人员必须检查装载管节的小车、钢丝绳、道路、道口及其值守人员等各个环节的安全状况，待确认安全后，方可向机械操作工发出启动指令的信号。
7.人工运输应符合下列要求：(1)雨、雪天必须采取防滑措施。
天然气清管、试_压_、干燥、氮气置换投产施工方案
连云港XX天然气有限公司城市天然气高压输气管线工程清管、试压、干燥、氮气置换投产施工方案编制：审核：批准：编制单位：连云港XX天然气管道工程公司编制日期：二0一一年十一月五日目录1.工程简介 (2)2.编制依据： (2)3.管道清管、测径、试压、吹扫 (2)3.1管道清管控制方法 (2)3.2清管测径 (2)3.3管道试压 (5)3.4通球扫线 (9)3.5组织机构 (9)4.主要材料配备 (13)5.管线通球扫线、试压机具设备配备 (15)6. 管线通球扫线、试压人员配备配备 .................. 错误！未定义书签。
7. 管道清管、测径、试压、扫线 (16)8. HSE管理 (13)8.2清管安全措施 (17)8.3试压安全措施 (17)9. 质量标准及记录 (15)9.1清管、试压记录 ................................................................................................. 错误！未定义书签。
9.2管道试压失败报告 ............................................................................................. 错误！未定义书签。
清管、测径、试压、吹扫、干燥、氮气置换投产施工方案1.工程简介连云港XX天然气有限公司城市天然气高压输气管线工程起点为中国石油西气东输连云港分输站、终点为灌云县XX天然气公司城市高压调压站，线路长度约为52km，全线设有截断阀室6座.管道管外径为323.9、材质为L360，管道采用3层PE防腐、补口采用热缩套，管线设计压力为4.0MPa，设计温度为常温，输送介质为天然气.线路沿线地貌主要为主要为水稻田、地势平坦，高程在 2.5m-3.0m，灌溉沟渠纵横，地下水位一般大于0.5m~0.9m.2.编制依据：1、连云港XX天然气有限公司城市天然气高压输气管线工程设计文件2、<<油气长输管道工程施工及验收规范>> （GB50369-2006）3、<<长输天然气管道清管作业规程>> （SY/T6383-1999）4、<<天然气管道运行规范>> （SY/T5922-2003）5、连云港XX天然气管道工程有限公司目前资源状况及同类工程施工经验.3.清管、测径、试压、干燥、氮气置换投产管道清管、测径、试压、吹扫、干燥、氮气置换投产工序施工准备→临时清管设施制作→清管→测径→强度试压→严密性试压→通球扫线→干燥→氮气置换投产3.1 管道清管控制方法3.1.1为避免管道清扫对管线地损伤，管道清扫时采用皮碗式清管器，且预先投放一次性橄榄式海绵清管球.3.1.2 管道试压前，至少进行一次通球清扫并检验合格，质量达规范要求，试压用水必须使用经处理测试合格地清洁水，以降低管道内壁受腐蚀地可能性.3.2清管测径3.2.1管道清管地目地是清扫管内地杂物，排除管道地隐患和缺陷，取得较大地安全度，保证管道运行地安全.定向钻穿越段清管应在回拖之前进行.3.2.2 清管器地选择施工中，清管器既应满足清管要求，又不损伤管线.我们采用皮碗式清管器.每段管道，至少2次清管，直至达到规范要求.3.2.3 管线清管有关参数计算及设备选型3.2.3.1管线清管参数计算1) 管线截面积：（按壁厚Ф508×8.7钢管计算）：S=πR2=π×（0.3239－2×0.0063）2/4=0.07607m2；2) 按0.3MPa压力下清管球行走速度0.5m/s（1.8km/h）计算所需气量：每分钟所需气量：0.07607×0.5×60×3=6.8463m3；3) 按9m3/min供气量，0.3MPa压力下清管球行走速度：每秒钟行走速度：9/（3×0.07607×60）=0.66m/s；每小时行走速度：0.66×3600=2.376km/h；3.2.3.2清管设备选型采用1台螺杆空气压缩机，型号为SEB200A（W）－7，额定工作压力10MPa，排气量9m3/min，能够满足清管要求.3.2.4 清管施工顺序1）清管前在管道两端设置试压场地；2）使用清管器采用信誉度较好地产品，以避免因球体质量造成事故；3）顺序为刚性轴8片双向聚酯盘直板清管器-钢丝刷-钢丝刷+磁-测径-泡沫球.图1 清管施工工序3.2.5启动空压机、顶球运行打开阀门3，启动空压机2向管内充气，同时记录两头压力表读数地变化情况和气体地流量，当压力表地读数高于空压机2地输出压力时，停下空压机2，启动空压机1继续向管内充气.清管器运行速度控制在2～4km/h，工作压力0.05～0.2MPa，如遇阻可提高空压机地工作压力，但最大压力不得超过设计压力.5.无缝钢管Ф60×3.5；6.压力表；7.DN400短管；8.DN400法兰封头；9针形阀图2 发球筒安装示意图图3 收球筒安装示意图1）跟踪仪跟踪启动空压机前，按照通球扫线前确定地跟踪点安排人员蹲守，用通过检测仪检测，一旦清管器通过，立即通知下一班蹲守人员，并做好清管器通过时间地记录，转移到另一蹲守点.2）泄压球运行至收球筒后，开始大量排气，说明清管顺利完成，待气体排尽、压力回零后可打开收球筒，取出清管器，检查清管器皮碗地外型尺寸变化、划伤程度，对磨损较大地皮碗进行更换. 3.2.6测径施工方案清管合格后，使用测径器对管道进行测径.测径程序：1）施工准备管道测径选用皮碗式测径器，在其后部装一个直径为管内径95%地测径板，测径板安装必须牢固.安装测径器打开发球筒快装法兰，将测径器装入发球筒.2）测径检查开启空压机，空压机排量控制在9m3/min以内，确保测径器前进速度在1.2m/s以下，避免过快地发送速度导致测径板地意外损伤.注意排量稳定，速度均衡，推力范围保持在0.2～0.3MPa.3）管道清管、测径合格后，将收发球装置拆除，安装连通阀门，进行穿越段试压准备.4）质量标准、检查方法、记录与结果确认.a 质量标准：清管质量符合设计要求和规范标准要求.b 检查方法管道至少清扫2遍，清扫出口无杂物排出及排出空气目测为无色、透明，则认为清管合格，否则重新进行扫线，直到清管合格为止.c 记录与结果确认清管（测径）完毕，现场监理确认清管（测径）合格，技术员填写清管（测径）记录并请监理签字.3.3 管道试压管道试压按设计要求进行水压实验，单体穿越段管道采用洁净水进行强度和严密性试压.严密性实验压力为4.0MPa；管道强度实验压力为4.0×1.5=6.0MPa.实验地关键是保证管道内压力地稳定和试压过程中避免管道遭受撞击或震动，在试压时必须采取有效措施，严格按规范要求进行.保证水地质量，试压用水需洁净、无腐蚀性，避免管线内壁污染，试压完毕后管线必须进行吹扫.3.3.1试压准备1）试压设备和试压管线50m范围内在升压过程中为试压禁区，管段试压前先划出防护带，并用小旗标明，设专人把守，非试压人员不得进入.2）试压使用地压力表、安全阀及有关设备必须齐全且处于良好地工作状态.压力表精度不小于1.5级，量程为实验压力地1.5倍，表盘直径不小于150mm，最小不大于每格读数0.05MPa.3）管线首端流程安装在管线首端放入清管器，清管器距管口2m，然后在管线首端焊接椭圆型封头，安装清水注入管、注入管控制阀、放空管线及压力表、温度计1套.4）管线末端流程安装在管线末端安装放空及排水管、压力表、温度计套、试压封头.1、主管线；2、试压末端Φ323.9管节，L=3.0m；3、双向清管器DN300；4、封头DN300、PN25MPa； 5、压力表0～10MPa；6、针形阀DN15、PN10MPa； 7、卡箍阀图6 试压末端流程图5）高压泵地选用：选用压力范围为0～25MPa地高压泵2台打压, 另外选用电动潜水泵2台（备用）、电焊机2台、电子定位信号发射器1套、通过指示仪2套.6）试压端场地需修建40m×40m大小地平地作为试压及设备停放地.3.3.2上水系统1）上水前，在穿越段起点旁焊接1个10m3（δ＝8mm钢板）地蓄水池.2）试压用水量计算：Q=πR2L≈60 m3由于用水量较少可采用10T罐车就近拉水地方法,单趟运距20Km，灌入蓄水池内.3）再用上水泵将水从蓄水池打入试压管道内.3.3.3 试压上水1）往管道内上水前先确认试压段两端地封头都已焊好，连通管上地阀门也处在开启位置.2）用上水泵向穿越管道内上水.上水前，在上水端试压封头内预先放置两枚上水机械双向清管器，采用在试压末端安装小口径阀门地方法建立背压，使清管器运行速度始终保持在一定范围内，防止上水端吸入空气.3.3.4 管线试压步骤1）上水排气：采用大排量上水泵推动上水机械双向清管器，向管道内充水，开启排气阀从管线末端排出该段管道内地空气.2）升压：⑴启动试压泵设备升压，升压应均匀平稳.当压力达到强度实验值地30%、60%时，分别停止升压并稳压15min，稳压期间对试压设备及管线进行检查，检查无异常后，继续升压，控制压力增量，使其压力平稳地上升.⑵升压至强度实验压力地70%时，进行双减压操作，测算出试压管段内地空气含量，空气含量不超过2%即可认为含气量合格.⑶在升压过程中，不得撞击和敲打管道，稳压期间安排专人负责巡线，发现管道破裂和异常情况，及时联系汇报.⑷继续升压至强度实验压力，停止升压，并再次检查阀门和管线是否有异常现象.3）强度实验⑴强度实验稳压4h，每间隔0.5h记录一次.⑵强度实验时，若压力出现急剧下降，要及时查找泄漏点，泄压后组织抢修，并重新进行试压.⑶在试压期间，应定时巡查，使试压管段保持在严密监视之下，以管道无断裂、无变形、无渗漏，压降不大于实验压力值地1%为合格.升压期间，试压巡逻人员不得沿管道检查，稳压期间，试压巡检人员应与埋地管道保持10m以外距离.4）管线严密性压力实验⑴管线强度试压合格后，将试压管段地压力降到严密性实验压力.⑵严密性实验稳压不少于24h，每隔0.5h记录一次压力值.⑶压降不大于1%实验压力值为合格.3.3.5 水压实验不合格地处理1）水压实验如不合格，首先查找泄漏原因，然后进行降压排水.2）针对泄漏原因，制定可靠有效地整改措施，并及时进行整改.3）重复进行水压实验过程直至达到合格.3.3.6 试压质量标准、检查方法、记录与结果确认1）质量标准: 压质量符合设计要求和规范标准要求.2）检查方法:试压巡检人员沿线检查管道有无渗漏处.试压设备和试压管道25m范围内为试压禁区.试压禁区设专人把守，禁止非试压人员进入；使用压力表进行压降观测，试压用地压力表必须经过校验，并在有效期内使用.3）记录与结果确认管道沿线检查无异常情况，且压降在允许范围之内，出口排出空气无色、透明且无游离水，经监理确认合格后，填写试压记录并请监理签字.3.4 通球扫线1）管线扫线采用1台空压机通过清管器推水地方式进行.2）采用聚氨脂型清管器进行第一次和第二次扫线，可排出大部分存水；以后各次增加泡沫球，以吸收管道内剩余地游离水.3）通泡沫球时，根据以往地施工经验，通泡沫球地次数不宜少于三次，前两次每次放进5个泡沫球，以提高工效，以后各次视情况减少泡沫球地数量，最后减少到一个泡沫球.4）由于泡沫球行进时不需要太大地压力，因此通泡沫球时应控制好打入管道中地压缩空气地排量，以免泡沫球行进过快而降低除水效率.5）善后河一端安装发球筒，排水点设在浦南门站一端，将排出地水排进附近地沟渠，排出地水应用滤网进行杂物收集.3.5管道干燥施工干燥空气置换湿空气之前，进行多次泡沫清管器清管，尽可能排除游离水；当压缩空气推出地最后一个泡沫清管器吸水量≤1kg时为合格，然后再采用清管器进行1～2次磁性清管器清管.第一步发射泡沫清管器，采用每15min发射一只或多只泡沫清管器地方式进行连续多次清管，根据以往干燥施工经验，每公里管线需使用5个干燥泡沫清管器进行清管；第二步待泡沫清管器清管合格后，再发射钢丝刷+磁铁地聚氨脂皮碗式清管器（三碗）进行1～2次清管，将上次使用泡沫清管器清管过程中可能留在管道内地碎屑清出；第三步使用干燥单元对管道进行持续干空气干燥置换，采用露点检测仪在管段末端进行检测，当检测露点低于要求露点后，进行24个小时地密封，再次对露点进行检测，当检查确定，露点比最低环境温度低5℃为合格.干燥清管可按照以上步骤进行，也可以根据现场情况结合管段末段露点检测情况组合交叉进行.3.5.1施工措施干燥空气和干燥球配合干燥法，大约每15分钟运行轻型、开孔聚氨脂泡沫清管器一次，直到彻底干燥为止.工艺流程如下：⑴打开发球筒快开盲板，投放干燥球，并关闭快开盲板，上紧.⑵利用发球筒旁通口作为进气口，采用两台9Nm3/min空压机送风，通过干燥单元产生干燥空气推动干燥球前行.⑶发球筒上进气口安装一块3.0MPa地压力表.⑷球地启动压力为0.1～0.2MPa，运行速度约4.0～8.0km/h.⑸送风后应注意监视压力变化，做好压力记录.⑹每段发、收球端配置6人以上操作值班，发、收端及沿线阀室设监视点，每个检测点设2人值班.均配置联络通讯措施，经常互报情况，以便处理各类问题负责监视排气情况和球到后报告工作.⑺重复以上步骤直到管道地水露点达到要求地露点温度.3.5.2技术要求⑴采用空压机为气源，通过干燥单元对气体进行除尘、除水、除油过滤，干燥单元地出口气体露点温度低于-30℃，推动干燥球进行干燥，达到干空气置换湿空气及吸收水分地效果，从而达到对管道干燥地作用.⑵接收清管器端，现场配置尘土袋，收集接收清管器上地粉尘，防止粉尘扩散对周围环境造成影响.⑶干燥管段末段设有专业地检测人员，负责对干燥管段地露点进行检测、记录.⑷管段持续进行干燥，采用露点检测仪在管段末端进行检测，并进行24个小时地密封，再对露点进行检测，当检查确定，露点比最低环境温度低5℃为合格.3.6氮气置换施工根据施工地实际情况和理论分析，本工程拟采用“气推气” 方案进行置换施工，即是采用氮气隔离开天然气和空气然后利用天然气推氮气，氮气推空气来达到置换目地.工艺原理如图所示：气体流动方向天然气含量：天然气含量：含氧量：含氧量开100% 0-100% 2% 始下降“气推气”工艺原理3.6.1注氮方案根据所用氮气地来源不同注氮施工可以采用注液氮和注气氮两种不同地方法进行注液氮时采用液氮泵车(带加热气化装置)或液氮槽车加液氮泵(带气化装置)地方法进行注氮注气氮时采用吸附式制氮机现场制氮气后直接注入管道该方法一般用于注氮量较小地工程，本工程注氮量大采用注液氮方案施工.3.6.2线路要求管线各分段清管、试压、干燥工作已完成，管内达到无积水状态，符合技术及规范设计地要求；各穿越段地单独清管、试压工作已按照规范要求完成，验收合格；管线站间全线已贯通，站间接口地探伤合格，并已按照施工图要求防腐；管线“三桩”齐整.3.6.3站场地要求首末站工艺管线，设备、机具、仪表等均安装完毕并进行了单独试压，试压合格；各站场具备紧急地抢险条件，如配备消防车、灭火器、消防水等，各站场工作人员均已到位并已熟悉施工流程；适合地进出场道路和设备摆放场地，在首末站须设临时办公室.3.6.4单位配合整个施工期间，施工单位或业主须安排专业人员、机具，负责管线地故障维修、抢修.维修及更换管段须符合相关规范地要求；配合充氮置换工作，提供有关技术数据，并对提供地资料负责，所提供地技术数据应包括且不限于以下部分：管材地资料，管线走向及线路正确地坐标，清管及试压记录（包括必要地照片），分段清管使用地清管器地有关资料（尺寸、型号、使用数量、厂家信息），清管试压施工记录等.3.6.5置换前准备3.6.5.1确认管道与站场安装已全部完成，管线前期工作已全部合格，沿线通讯设施可投入使用.实施充氮保护地人员、设备、机具、材料、监测仪器已到现场.3.6.5.2为了保证管道内天然气安全顺利地跟随氮气到达末站，顺利投产，本次置换利用站内流程.置换前所有管线断口要连接完毕，中间所有截断阀开启，中间所有放空关闭，末端阀门微启排气以保证管内有一定地压力.3.6.5.3现场准备：安装压力表、测量设备.开工前解决施工用电，配备氮气车、发电机，所需材料配备到位，设临时办公室.3.6.5.4设备仪器选择⑴液罐车1辆——液氮运输车，10m3/车⑵测氧仪2台——用来测量气体含氧量⑶可燃气体测定仪2台——用来监测天然气浓度3.6.5.5 注氮设备要求1) 本工程采用氮气槽车储存液氮并采用带气化器地氮气泵方式进行注氮施工.2) 气化器地氮气出口处应有准确可靠地温度显示仪表和流量显示仪表.3) 注氮泵和气化器应能根据注氮速度环境温度等因素确保加热装置出口氮气温度和注氮速度3.6.5.6 注氮点地确定根据本工程情况注氮点选择在西气东输分输站，为了减少注氮车机具施工人员地调迁降低工程投资，本工程将：西气东输分输站、西气东输分输站-浦南阀室、浦南阀室-夏禾阀室、夏禾阀室-普安阀室、普安阀室-大洼阀室、大洼阀室-石门阀室、侍庄阀室-连云港XX天然气有限公司灌云调压站、连云港XX天然气有限公司灌云调压站做为一个整体管线置换.3.6.6 注氮总量1) 注氮量主要由下述部分组成，注氮期间地氮气混合量，氮气段通过全线地混气量，沿线站场阀室置换用氮气量，氮气段达到末站时地剩余量，保险富裕量.2) 液氮和氮气地换算：1 t 液氮转化为0.1MPa、 5℃状态下地气体体积为808 m3.3) 综合以往几条管道置换投运方案中提出地注氮量注氮量最少为所要置换管段管容地20%~30%，且通常不得小于一个密封管段.4) 管道置换注氮量M =（20% ~ 30%） × L×（3.14×D2 /4）×ρ其中:M- 注氮地质量kgL- 所置换管段地长度52 kmD- 管子地内径ρ-氮气在20℃，101.32 5kPa 下地密度为1.2504 kg/m3.计算得M 为315~472 kg ，且注入西气东输分输站至夏禾阀室(一个密封段)管道内地氮气不得少于666 kg 考虑到液氮转换为氮气过程中地损耗以及站场阀室地置换所需地氮气量结合此次置换地操作流程此次置换过程注液氮总量为0.8 t.3.6.7 氮气监测点分布注氮过程中由8 个监测点进行氮气监测分别位于西气东输分输站出口沿线6座阀室及灌云末站.3.6.8 置换流程为了尽量缩短管道内气体地混气段，使气体在管道内流动过程中处于紊流状态，氮气置换前夏禾阀室-连云港XX天然气有限公司灌云调压站段管道保持0.2MPa空气压力.首先关闭夏禾阀室球阀，使西气东输分输站至夏禾阀室成为一个密封段，从西气东输分输站氮气注入点注入氮气，排尽空气并且使氮气具有0.2MPa压力.然后同时开启西气东输分输站天然气阀门、夏禾阀室阀门和连云港XX天然气有限公司灌云调压站放散阀，注意观察各场站、阀室流量计、压力表读数以保证管道气体流速一致均应为4m/s，流量应为3.7 m3/s.全线检测点随时观察空气、氮气、天然气流动情况，约历时4小时天然气到达连云港XX天然气有限公司灌云调压站，氮气置换结束天然气投产运营.3.6.10氮气置换施工及检验技术措施1）氮气车出口压力控制在0.5MPa以下，流量控制在10－15N m4/min，氮气出口温度要达到零上5℃以上，如达不到应停止注氮或采用其它辅助方式达到注氮温度要求，氮气浓度99.99％以上.2）为确保混气量最少，置换时天然气氮气空气段流速应控制在3~4 m/s 较为适宜.3）首端装有压力表，每间隔30分钟记录压力表数据，掌握管内运行情况，出现问题及时处理.4）开启关闭阀门一定要平稳缓慢，不得猛开猛关.5）首先进行氮气注入点，场站地氮气置换，然后对管道及其它场站进行氮气置换，全线设8个监控点，监测氮气到达情况，及时准确掌握通过各个站点地情况.6）置换合格标准：用可燃气体测定仪在空管线处测量管内气体地含氧量小于2％.4、施工部署4..1机构组织及分工4.1.1工程领导小组：组长：来亚利安全：韩恩会技术：杨作林、严凤伟、张宝森质量：乜颍、方勇、王红兵4.1.2作业队安排根据本工程特点及工程量情况结合管道地规格，计划组建：一个管道清管施工队；一个试压施工队；一个干燥施工队；一个氮气置换施工队；一个施工保障队；在工程领导小组地统一指挥下开展工作.⑴管道清管施工队：分别负责全线路地清管施工；⑵试压施工队：承担全线路地试压施工；⑶管道干燥队：分别承担管线、场站及中间阀室地干燥施工；⑷氮气置换机组：负责全线管段、场站、阀室地氮气置换工作；⑸施工保障队：负责生产保障任务.4.1.3实施程序联合检查→清管→试压→干燥→（氮气置换）投产运行4.2人员配备配备5.主要材料配备6.机具设备配备7. 工期安排8. HSE管理8.1安全措施（1）以工程经理为组长成立专门安全小组，负责对本工程存在地安全因素进行检查，对施工过程中应实施安全保护而实际未实施地进行督促，甚至可以要求停止施工进行整改.（2）进驻施工现场前由安全负责人组织全员进行安全教育，并记录《安全会议记录》.（3）每天上工地前进行安全教育并记录《安全会议记录》.（4）严格遵守岗位职责，对于发现地异常情况及时上报，并尽可能地作相应安全处理，将事故发生降到最低点.（5）危险操作必须有人监护，并且要派有经验地人员监护.（6）施工人员进入施工现场必须穿工作服、戴安全帽，对违反规定者将给予警告并处罚，由此造成地后果由当事人负责.对进入现场地其他人员也必须戴安全帽并要经过施工单位现场负责人确认安全后方可进入.（7）电焊工要穿戴专用防护服、防护手套，正确使用护眼罩.（8）夜间施工要有充足地照明设备，不得因照明有碍施工顺利进行.8.2清管安全措施（1）操作人员应熟悉本岗位地操作流程、操作规程、安全规程和异常事故处理方法等.（2）依据现场情况在收球区施工现场用彩旗、警示带等设立警示区，有明显地清管、试压警示标志以防其他无关人员误入，晚上要安装有警示灯并要有人值班.（3）清管工作开始前，要检查盲板上地螺栓是否全部拧紧安装正确，加压及开盲板时以及在清管地整个过程中，所有人员不准站在盲板地前面，应侧对着盲板并且要保持一定地距离.（4）根据施工经验，当清管器即将到达末端地时候，会有少量地水喷溅出来，并且会有较大地声音.现场施工人员应特别注意安全，这时应使现场所有无关人员立即远离，并且要站到管道侧面，切不可站到管口正前方.（5）只要首端开始启动空压机，所有施工人员都要提起警惕，尤其是末端人员要时刻注意末端管口情况并且要保持高度地警戒，不要使自己和其他人员受到伤害.8.3试压安全措施（1）操作人员应熟悉本岗位地操作流程、操作规程、安全规程和异常事故处理方法等；（2）依据现场情况在试压现场设警示区，有明显地试压警示标志,设置警示牌和警示灯,以防其他无关人员误入.在升压过程中，距试压设备和试压段管线50m以内为试压区域，试压区域内严禁有非试压地人员，试压巡线人员应与管线保持6m以上地距离.（3）高压连接部分应使用硬连接并预先经过高压实验,短接管长度必须考虑火焊切割和电焊焊接热量地影响.（4）试压设备、人员要在管道侧面，严禁正对试压封头.（5）升压过程中，管道正上方严禁有人停留，也不得巡线，待压力稳定后才可巡线.（6）升压以及稳压过程中，试压管道要停止其它一切作业.（7）实验区域（管道左右30M，管头前方100M）范围内只允许与试压有关地工作人员进入.。
天然气管道投产运行技术要求2(2014、3)教材
三、输气管道站场试压
(二) 站场试压要求
3、上一条所涉及的阀门、管件等宜在连接工艺管线盾与完工系统一起试压， 但试压压力超过生产厂试压压力时，应采用水试压。 4、不承受试压压力的设备应从管道上卸开或加以隔离。可以使用阀门隔离， 只要使用的阀门极其关闭机构适于承受所试验的压力。 5、对于所有的控制装置和保护设备，包括限压装置，调压阀、控制器、安 全泄放阀及其他安全装置均应经过试压，确定它们处于良好的机械状态。 6、不同压力等级之间以及其他未经试压的对接口的焊缝应进行射线检查并 合格。
试压步骤及时间：
采用水试压时，升压、应缓慢，达到强度试压压力后，应稳压1Omin，检 查无泄漏、无压降为合格。严密性试验应在设计压力下稳压 30分钟，无渗漏、 无压降为合格；采用气体试压时应分段进行，并用发泡剂检漏。
三、输气管道站场试压
2.阀门试压
① 应采用清水进行强度和严密性试验。 ② 强度试压压力为工作压力的1.5倍，稳压不小于5分钟，不渗漏、不变 形、无损坏、无压降为合格。 ③ 严密性试验压力为工作压力，稳压15分钟，不内漏、无压降为合格。 ④ 止回阀应按逆流向做严密性试验，按顺流向做强度试压。 ⑤ 截止阀可按顺流向进行强度试压和严密性试验。
三、输气管道站场试压
（三）试压过程及安全
我国标准规定采用水进行强度试压时，压力应均匀缓慢上升，当压力升至 1/3试验压力时，应停止升压15分钟进行检查；然后升压至2/3试验压力时再停止 15分钟进行检查；最后升至试压压力并稳压。停止升压期间应检查管线压力有无 异常现象。 采用气体进行强度试压时应注意：
⑥ 安全阀在安装时应进行压力调试，开启压力为工作压力的1.05～1.15 倍；起跳力为0.90～1.05倍工作压力，调试不少于3次。
天然气管道投产运行技术要求2(2014、3)
二、输气管道干燥与置换的要求
(三) 输气管道气体置换的方式
在天然气与空气之间采用隔离介质方式置换投产天然气管道，在我国是从20 世纪80年代逐步发展起来的，大致分为清管球隔离置换方式、列车式置换方式、 中间夹氮气段直通置换方式。 1、清管球隔离置换方式 这种置换方式是在“天然气直接置换空气”的基础上发展而来的，为了减少 “天然气直接置换空气”方式的混气段，直接在天然气与空气之间放置一个隔离 清管球，以清除管道内的杂质，减少天然气与空气的混气段为目的。具体见下图。
置换作业时，在下游放空置换出的气体，放空口应远离居民点和交通道 路，在放空口周围设置半径300m的隔离区。在放空口附近设取样点并定时取样， 用含氧分析仪进行检测，直至气体中含氧量小于2%时，表明氮气或惰性气体置 换空气结束。随后继续取样，用可燃气体检测仪进行跟踪检测，直至气体中天 然气含量达到90%～95%时，表明天然气置换完成，即可输气运行。
首先，管道中残留的液态水与天然气中的硫化氢和二氧化碳作用造成了管 道的腐蚀，其次，管道中液态水在一定的条件下形成天然气水合物造成管道的 堵塞。我国某些天然气管道，因干燥作业不理想，在投产后多次出现水合物堵 塞。 因此，天然气长输管道中液态水的危害性很大，在管道投入运行前必须进 行除水、干燥处理，使管道内空气露点达到规定的要求。 管道干燥的主要方法有干燥剂法、真空干燥法、超干空气法等。
二、输气管道干燥与置换
(二) 输气管道的气体置换
天然气管道的投产过程主要是管道内的气体置换过程。在天然气管道投产中， 管道的气体置换也是最危险的阶段。因此，对天然气管道安全置换必须引起足够 的重视。 天然气管道置换的主要危险性： 一是由于管道在施工中有可能遗留下石块、焊渣、铁锈等物，在气流冲击下 与管壁相撞可能产生火花。此时管内充满了天然气与空气的混合物，若在爆炸极 限范围内，就会爆炸起火。 二是在气体置换过程中大量天然气排出管外，容易着火爆炸。另外，将注入 管道内起隔离作用的氮气大量排出，弥漫在放空口附近，若有不慎可能造成缺氧 而影响人员健康或伤亡。 由于天然气与空气混合浓度达到5%～15%的范围时，遇明火会产生爆炸，所以 应采取措施把天然气与空气隔开。
4.SYT5922-2012 天然气管道运行规范-检查表
第5.2.5条
应
天然气管道
工艺
符合□
不符合□
不适用□
第6章
投产试运
6.1
投产前的工程预验收
15
管道投产前应按照标准进行以下预验收:
a)管道线路工程验收执行GB 50369。
b)线路穿跨越工程验收执行SY 4207。
c)输气管道站内工艺管道工程验收执行SY 4203。
d)输气管道干线阴极保护应符合SY 4208的规定。
SY/T 5922-2012
第7.2.1.2条
应
天然气管道
运行
符合□
不符合□
不适用□
41
管道事故状态或管道运行受到事故威胁的情况下的紧急调度指令由调度决定和下达；现场人员应及时采取应急措施，防止事态扩大，并及时向上级汇报。
SY/T 5922-2012
第7.2.1.3条
应
天然气管道
安全
符合□
不符合□
不适用□
检验
符合□
不符合□
不适用□
13
天然气烃露点的测定宜每月一次；烃露点的测定可参照GB/T 17283执行。
SY/T 5922-2012
第5.2.4条
宜
天然气管道
检验
符合□
不符合□
不适用□
14
天然气的取样应按GB/T 13609执行，取样点应在合同规定的天然气交接点。当气源组成或气体组分发生变化时，应及时取样分析并应及时采取应对措施。
不符合□
不适用□
59
应根据气温对管线、站场设备采取防冻措施。
SY/T 5922-2012
第7.3.4条
应
天然气管道
天然气管道试生产运行方案
延安分公司靖西三线试生产运行方案按照公司关于靖西三线的运行管理安排，延安分公司将负责靖西三线店头清管分输站以北的场站、线路阀室的运行管理工作。
为做好靖西三线运行管理工作，分公司抽调人员对靖西三线进行了实地踏线，组织对施工图纸、技术资料进行学习，结合公司《靖边至西安天然气输气管道三线系统工程（一期）投气置换及试运行方案》（初稿)编制了延安分公司靖西三线试生产运行方案。
一、靖西三线（北段）情况概述靖西三线（北段）线路起于榆林市定边县安边镇，至店头清管分输站,途经定边县、吴起县、志丹县、富县、黄陵县共5县15个（乡）镇，线路长度305公里（初步设计数据），沿线设3座场站10座阀室.二、试生产运行工作计划（分公司按此开展前期工作，后续以公司安排为准）试生产运行分六个阶段进行，具体内容及时间安排如下：第一阶段:（8月1日至8月15日）组织进行靖西三线施工图纸、技术资料进行学习、踏线调研，编制试运行管理方案并上报；第二阶段：（8月16日至8月25日）方案报审及调整；第三阶段:（8月26日至8月31日）试生产运行人员、物资落实（特别是落实巡线车辆）；第四阶段：（9月1日至10月15日)线路管理组详察线路，建立线路档案资料,沿线招聘线路养护人员，并进行培训；生产技术组对场站工艺进行熟悉，对设备设施进行调试、检查维护,建立各种操作规程、档案资料。
组织徒步巡线，深入了解管道沿线情况，建立详细的线路档案；对参加试运行人员进行线路、场站设备设施系统培训，有针对性的组织各项演练工作。
第五阶段：（10月15日至2013年3月31日)按照公司统一安排，做好靖西三线投产置换工作、冬季高峰运行，以及线路、场站的试生产运行管理和应急处理。
第六阶段：(2013年4月1日以后）整合线路管理组，调整部分人员结构，转入正常生产运行管理.三、组织机构及人员配备为保证靖西三线试运行顺利进行，延安分公司成立试运行小组，由分公司副经理任组长，拟抽调生产技术、线路管理、综合管理、输气维修人员共计约35人参加试运行。
天然气管道投产运行技术要求、PPT课件
精品课件
8
No Image
二、输气管道干燥与置换
2. 输气管道干燥的要求
(1)干线输气管道的水露点
目前国内一般都把干燥管道末端的水露点测试作为管道是否干燥合格的标准， 具体为：干燥结束时管道出口空气的水露点不应高于-20℃。检测方法为：在干燥管 道的出口端，用露点仪连续检测出口空气的水露点，当露点连续低于-20℃的时间不 小于30分钟可认为合格。
No
Image
天然气管道
投产运行技术要求
辽河油田燃气集团公司 二0一四年三月
精品课件
1
No Image
提纲
一、输气管道投产准备及投产过程 二、输气管道干燥与置换 三、输气管道站场试压 四、输气管道投产安全措施 五、输气管道投产及管理 六、输气管道常见事故及应急处理
精品课件
2
No Imቤተ መጻሕፍቲ ባይዱge
一、输气管道投产准备及投产过程
（5）置换、注气投产：向管道内注入氮气，用氮气置换管道内的空气； 用氮气作为空气和天然气的隔离段，在氮气后注入天然气。
除水、干燥施工是天然气管道的特殊要求。用氮气隔离空气和天然气是 天然气管道投产安全的需要。
精品课件
6
No Image
提纲
一、输气管道投产准备及投产过程 二、输气管道干燥与置换 三、输气管道站场试压 四、输气管道投产安全措施 五、输气管道投产及管理 六、输气管道常见事故及应急处理
1、输气管道的投产准备
天然气管道的投产是管道施工建设的延续，是对设计、施工质量的检 验，是管道建设中的一项非常重要的工作环节，是管道转入正常输气生产的 前奏，是天然气管道发挥作用和产生效益的开始。投产的准备工作是确保管 道投产安全和成功的基础，因此，投产准备显得尤为重要，必须做好以下准 备工作。
天然气管道试压标准
天然气管道试压标准天然气管道试压是指在管道安装完成后，通过施加一定压力，检验管道及其连接部位是否存在渗漏、变形或其他缺陷的工艺。
试压是管道安装工程中非常重要的一环，它直接关系到管道的安全运行和使用寿命。
因此，天然气管道试压标准的制定和执行对于保障天然气输送系统的安全运行具有重要意义。
首先，天然气管道试压标准的制定应当遵循国家相关标准和规范，确保管道试压的过程和结果符合国家法律法规的要求。
在试压过程中，应当严格按照国家标准规定的试压压力进行操作，以确保管道及其连接部位的密封性和承压能力。
同时，试压过程中的监测和记录也应当符合国家标准的要求，以便日后的检查和追溯。
其次，天然气管道试压标准的执行需要有专业的试压人员和设备。
试压人员应当经过专业培训，持有相关资质证书，并严格按照标准操作，确保试压过程的安全和准确。
试压设备也应当符合国家标准的要求，保证试压过程中的压力控制和监测的准确性和可靠性。
另外，天然气管道试压标准的内容应当包括试压前的准备工作、试压过程中的操作规程、试压后的检查和记录等方面。
试压前的准备工作包括清理管道、安装试压设备、准备试压介质等，确保试压过程的顺利进行。
试压过程中的操作规程应当包括试压压力、试压时间、压力释放等方面的要求，以确保试压过程的安全和准确。
试压后的检查和记录应当包括试压结果的判定、试压报告的编制等，以便后续的管道使用和维护。
总之，天然气管道试压标准的制定和执行对于保障天然气输送系统的安全运行至关重要。
只有严格按照标准要求进行试压，才能确保管道的安全性和可靠性。
因此，我们应当高度重视天然气管道试压标准的制定和执行，不断完善相关制度和规范，提高管道试压工作的质量和水平。
天然气管道检测规程
天然气管道检测规程天然气管道检验规程Q/SY 93,2004中国石油天然气股份有限公司企业标准 2004,03,09发布 2004,04,01实施 ,范围本标准规定了天然气管道检验的基本方法，确立了天然气管道一般性检验和专业性检验的一般原则，给出了天然气管道检验的指南。
,规范性引用文件下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。
凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。
凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/T 9711.1 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/T 9711.2 石油天然气工业输送钢管交货技术条件,第一部分:B级钢管GB 17820 天然气GB 50251 输气管道工程设计规范SY/T 0007 钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范SY/T 0017 埋地钢质管道直流排流保护技术标准1SY/T 0023 埋地钢质管道阴极保护参数测试方法SY/T 0032 埋地钢质管道交流排流保护技术标准SY/T 0087 钢质管道及储罐腐蚀与防护调查方法标准 SY/T 4056 石油天然气钢质管道对接焊缝射线照相及质量分级 SY/T 4065 石油天然气钢质管道对接焊缝超声波探伤及质量分级 SY/T 5922 天然气管道运规范,资料调查和检验方案的确定,.1调查内容和资料检验单位在检验工作开始前，应调查下列内容和资料。
,.1.1原始资料:应包括管道设计、制造、安装的原始资料以及管道投产竣工资料。
,.1.2管道运行记录:应包括管道输送介质压力、流量、温度记录;阴极保护系统运行、故障记录;3.1.3管道修理或改造资料:应包括管道修理、改造方案，施工记录、验收报告、竣工资料。
3.1.4管道事故或失效资料:应包括管道失效原因分析及改造、修理资料。
天然气集输管道施工规范文件
天然气集输管道施工及验收规范1、总则1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平,保证工程质量,降低工程成本,特制定本规范｡1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程地施工及验收,其适用范围如下:1.0.2.1设计压力:1.6~16MPa1.0.2.2设计温度不大于80℃1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气1.0.2.4碳素钢､普通低合金结构钢1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间地采气管线､集气支线｡1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间地集气干线｡1.0.3.3净化厂到用户门站之间地输气管线1.0.4本规范不适用于下列工程地施工及验收1.0.4.1城市天然气管道1.0.4.2总跨≥100m或单跨≥50m地跨越管道1.0.4.3宽度≥40n地河流穿越管道1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级1.0.5.1中压管道:设计压力为1.6≤PN≤10MPa1.0.5.2高压管道:设计压力为10<PN≤16MPa1.0.6天然气集输管道工程所用地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材等必须有质量证明书或合格证,并符合设计要求｡用于输送酸性天然气管道地钢管､阀门､管件､坚固件､焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》地规定｡1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审､设计及施工技术交底｡1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外,还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意｡1.0.9天然气集输管道施工中地安全技术､劳动保护应符合国家现行地有关标准或规范地规定｡2､钢管2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定:2.0.1.1钢管表面裂纹､折迭､重皮等缺陷;2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差地锈蚀或机械划伤｡2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准2.0.3高压钢管地检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条地规定｡3､阀门3.0.1阀门地外观检查,应无裂纹､砂眼等缺陷,阀杆､阀兰密封面应光滑不得有划痕,阀杆丝扣应无毛刺或击痕｡3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验｡3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定:3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂地强度及气体严密性试验地全格证,阀门强度试验及用清洁水进行,PN≤16MPa地阀门,强度试验压力为公称压力地1.5倍,当升压至强度试验压力时稳压5min不渗漏或无压降为合格;3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时,清洁水内氯离子含量应小于25PPm｡3.0.3.3试验合格地阀门,应及时排尽内部积水及污物,密封面应除防锈油,关闭阀门,封闭出入口,并填写阀门试验记录｡3.0.4阀门传动地装置和操作机构应清洁,动作灵活､可靠､无卡涩现象｡3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试｡3.0.5.1球阀壳体水压强度试验,必须在半开状态下进行｡3.0.5.2球阀壳体水压强度试验,压力为公称压力地1.5倍,稳压5min,无渗漏为合格｡3.0.5.3球阀严密性试验,首先将球体转到关闭位置,然后将水充入体腔内,直至检查孔有水流出为止,随后升压至公称压力进行检查,稳压30min,若充水口不见水流出,同时压力不下降,即为合格,用同样方法试另一侧｡3.0.6电动､气动､气液联动阀门安装前,除按说明书要专业户作强度和严密性试验外,安装后应作动作,联动等性能试验｡4､管件及紧固件4.0.1公称压力大于1.6MPa小于10MPa地管件及紧固件,技术要求应符合GB897《双头螺栓》､GB899《双头螺栓》bm=1.5d､GB900《双头螺栓》bm=2d､GB170《I型六角螺母牙A和B级》地要求｡4.0.2公称压力大于1.0MPa小于等于10MPa地高压管件及紧固件,技术要求应符合JB450《P g100~320㎏f/㎝2化工､石油工业用锻造高压阀门､管件和紧固件技术条件》地有关规定｡4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂地质量说明书,并确认下列项目符合国家或行业技术标准:4.0.3.1化学成分;4.0.3.2热处理后地机械性能4.0.3.3合金钢管件金相分析结果4.0.3.4高压管件及紧固件地无损探伤结果4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定｡4.0.4.1法兰密封面应平整光滑,不得有行刺及径向沟槽,法兰螺纹部分应完整无损伤,凹凸面法兰应能自然嵌合,凸面地高度不得低于凹槽地深度,平焊法兰,对焊法兰地尺寸允许偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.2螺栓及螺母地螺纹应完整､无伤痕､无毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象｡4.0.4.3高压螺栓､螺母地检查应按下列规定进行,其硬度值､机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》地要求:(1)螺栓､螺母应每批各取两根(个)进行硬度检查,若有不合格,须加倍检查,如仍有不合格则应逐根(个)检查;(2)螺母硬度不者不得使用;(3)硬度不合格地螺栓应取该批中硬度值最高､最低各一根校验机械性能,若有不合格,再取其硬度最接近地螺栓加倍校验,如仍有不合格,则该批螺栓不得使用;4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯､高频弯､热冲压弯等工艺制造,公称直径150~500㎜,其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径,公称直径为600~700㎜,其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径,阀室管道所用弯头地弯曲半径应为1.5倍公称直径;4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质地碳素钢､合金钢管道地弯管,弯曲半径应大于5倍公称直径,冷弯弯曲后应进行应力消除;4.0.4.6钢板卷制地热冲压弯管其内径应和相应地管道内径一致;4.0.4.7高频加热弯制地弯管,其表面硬度值应符合原母材硬度值地要求;4.0.4.8弯管内外表面应光滑､无裂纹､疤痕､折皱､鼓包等缺陷;4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范地相关要求及规定;4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定;4.0.4.11焊接三通应符合以下规定:(1)主管按支管实际内径开孔,孔壁应平整､光滑､孔径偏差为±0.5㎜;(2)支管端面和主管开孔处表面应严密吻合;(3)主､支管组焊时,支管内径必须对正主管开孔口,错口不应大于0.5㎜;(4)高压三通支管倾斜度应不大于其高度地0.6%;且不大于1㎜;中压三通支管倾斜度应不大于其高度地1%;且不大于3㎜;(5)三通焊缝检验应按三通设计图地规定进行｡5､管沟开挖及复测5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图､管道纵断面图及设计说明书地设计交底和现场交桩｡5.0.2管道穿越公路､铁路､河流､沟渠等除测量纵断面之外,当穿越复杂地形时,还应补测平面､横断面｡5.0.3在管道埋深合格地条件下,根据土质类别､地形起伏,每公里管线纵向转角总度数,山区管线应小于等于900°,一般地形应小于等于600°;小于等于3°地纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内｡5.0.4管沟开挖应符合下列要求:5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线;5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线;5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物,并进行青苗处理;5.0.4.4管沟开挖前,施工员必须向有关人员进行管沟地挖深､横断面､沟壁坡度､弃土位置､施工便道､地下隐蔽障碍物､管沟中心线､挖深偏差等技术交底;5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径､土质类别､挖方量､开挖方法确定,丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定:DN≤200㎜占地宽度≤12m200<DN≤400㎜占地宽度≤18m400<DN≤700㎜占地宽度≤20m平原地区采用机械挖沟上组焊管道时,其临时占地宽度应小于20m｡5.0.4.6管沟深度小于等于3m时,管沟沟底宽度应符合相关要求及规定;5.0.4.7沟壁不加支撑,管沟开挖深度小于5m,其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定;5.0.4.8旱耕地管沟开挖时,应将耕地表面耕植土､下层土壤及岩石等分别弃土;5.0.4.9水田管沟开挖时,应根据临时占地宽度扎埂､排水,然后开挖,并有排水措施;5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时,应取得当地有关部门爆破许可证,有安全措施,根据爆破安全规程进行爆破及开挖;5.0.4.11管沟开挖完工后,应进行验收,沟底平直､转角､无塌方､无积水,在任意20m管沟内,管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范;5.0.4.12管沟复测地管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书､线路平面图､管道防腐结构､管壁厚度､材质､埋深及转角数等设计要求｡6､弯管､钢管下料及管口加工6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表地要求,其转角必须符合以下规定:6.0.1.1转角为3°~5°两直管用斜口连接;6.0.1.2转角大于5°配置相应度数地预制弯管｡6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜,直管下料允许偏差为±L/100(L为下料长度),应检查两端管口地圆度,并符合要求｡6.0.3管道穿越铁路､公路､河流,其穿越长度小于等于10m时,下料时中间不宜出现环形焊缝｡6.0.4焊缝地位置应避开应力集中区,并便于焊接和热处理,一般应符合下列规定:6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔;6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时,两丁字焊缝最小距离应大于100㎜｡6.0.5管口宜采用机械切割､气割等方法,采用切割加工地坡口,必须除去坡口表面地氧化皮,并打磨平整｡6.0.6管口打磨后,钝边应经过平板检查,平板同钝边最大间隙应小于1㎜｡6.0.7当钢管(薄件)壁厚小于等于10㎜,厚度差大于3㎜,或者钢管壁厚大于10㎜,厚度差大于薄件厚度地30%或者5㎜超过,坡口形式必须符合相关要求及规定｡6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径地1.5倍,且不小于150㎜｡7､组对及焊接7.1.1管口地坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定:7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定｡7.1.2管口组对前,应将管内浮锈,泥沙杂物清除干净;下班时,必须用盲板将待焊管口封好｡7.1.3壁厚相同地管口组对时,应将内壁对齐,并符合以下规定:7.1.3.1Ⅰ､Ⅱ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不行大于1.5㎜｡7.1.3.2Ⅲ级焊缝地管口其错边量不应超过管壁厚度地15%且不得大于1.5㎜｡7.1.4壁厚不同地管口组对应符合以下规定:7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐;7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐;7.1.5管口组对时,应采用外对口卡具组对,组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围地底漆､垢锈､毛刺清理干净｡7.2焊接工艺评定7.2.1对首次使用地焊接钢材,在确认材料地可焊生之后,其焊接工艺评定应符合SYJ4052-92《油气管道焊接工艺评定方法》地规定｡7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据,焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准地焊接工艺评定报告为依据｡7.2.3从事管道焊接地焊工,必须持有本单位焊工考试委员会发给地管道焊工考试合格证;焊工施焊地钢材种类､焊接方法､焊接位置､有效期等均应与焊工本人考试合格证相符｡7.3焊接7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底,封底后地焊缝应及时进行填充焊:7.3.1.1穿跨越铁路､河流､四级以上公路地管道焊缝及穿跨越河道等地段地焊缝;7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPa地净化天然气管道焊缝;7.3.1.3同阀门焊接地焊缝｡7.3.2管道焊接宜采用上向焊､下向焊､气体保护焊等工艺,其电流､焊接速度､焊条直径､焊接层数,必须符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.3使用焊条时,应根据不同牌号地焊条说明书所规定烘烤温度､时间,进行烘烤,并在保温筒内保温,重复烘烤焊条地次数不得超过两次｡7.3.4定位焊地长度､厚度及定位焊缝之间地距离应以接头固定不移动为基础,定位焊地工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书地规定｡7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完,相邻焊道地起点位置应错开20~30㎜｡7.3.6管道施焊环境应符合下列规定:7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊;(1)手工电弧焊风速大于等于8m/s;(2)气体保护焊风速大于等于2m/s;(3)相对温度大于90%;(4)雨雪环境｡7.3.6.2当焊件温度在-5℃时,应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右｡7.3.7焊接时,严禁在焊件表面或非施焊处引弧,并注意起弧､收弧处地质量,收弧时应将弧坑填满｡7.3.8每条焊缝焊完后,应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印｡7.4焊前预热及焊后热处理7.4.1为降低焊接接头地残余应力,防止产生裂纹,改善焊缝和热影响区金属地组织与性能,应根据焊接工艺评定､结构刚性及要求地使用条件,综合参考进行150~200℃焊前预热和600~650℃焊后热处理,焊后热处理应以热处理工艺依据｡7.4.2焊后热处理地加热速度､恒温时间及冷却速度应符合下列规定:7.4.2.1加热速度:升温到300℃后,加热速度不应超过220×25÷δ℃/h且不大于220℃/h(Δ为壁厚㎜);7.4.2.2恒温时间:碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2~2.5min,合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min,且不小于30 min;7.4.2.3冷却速度:恒温后地冷却速度不应超过275×25÷δ℃/h,且不大于275℃/h,冷却到300℃后,即可在空气中冷却｡7.4.3当环境温度低于0℃时,预热温度应比有关要求预热温度适当提高｡7.4.4要求焊前预热地焊件,在焊接过程中地层间温度不应低于预热温度｡7.4.5要求焊后热处理地焊缝必须经无损探伤合格｡7.4.6预热地加热范围,以对口中心线为基准,每侧不应小于管壁地3倍;热处理地加热范围,每侧不应小于焊缝管壁地3倍｡7.4.7焊缝接头经热处理后,应测硬度,并作好记录及标记,焊缝及热影响区地硬度值其极限值分为二级:Ⅰ级应小于或等于HB200;Ⅱ级应小于或等于HB225｡7.4.8当设计没有明确要求时,经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定:7.4.8.1管径小于等于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地5%;7.4.8.2当管径大于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数地10%;7.4.8.3焊缝硬度值地检查,每条焊缝打一处,每处打三点(焊缝,热影响区和母材)｡7.4.9热处理后地焊缝其硬度值超过规定时,该焊缝应重新进行热处理,每条焊缝热处理次数不能超过两次｡7.5焊缝检验7.5.1焊缝表面质量地外观检查应在焊缝无损探伤,热处理､硬度和严密性试验之前进行,其表面质量应符合下列规定:7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1~2㎜,宽度差≤3㎜;7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜,在任意300㎜连续焊缝中,咬边长度不得大于50㎜;7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹､凹陷､气孔､夹渣和熔合性飞溅等缺陷;7.5.1.4焊缝余高:上向焊h≤1+0.1C,且局部不大于3㎜,长度不大于30㎜,下向焊h=0~1.6㎜,且局部不大于3㎜,长度不大于50㎜,自动焊h=0~3㎜(h为焊缝余高,C为焊缝宽度)｡7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别地合格证地持证人员进行｡7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时,每个焊工所焊地焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定｡7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB/T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》地规定,超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果地分级》地规定｡7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa地管道,其焊缝经X射线抽查若发现不合格时,应对被抽查焊工所焊地焊缝加倍探伤;若仍有不合格则应对该焊工所焊地全部剩余焊缝进行无损探伤｡7.5.6不合格地焊缝应进行返修,返修后应按原规定进行检查,每处焊缝返修不得超过两次,如超过两次,必须经单位技术负责人审批,提出措施才能返修,但最多不得超过三次｡7.5.7焊缝经无损探伤后,应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号｡7.5.8无损探伤资料,施工单位应保管七年｡7.5.9穿跨越河流､铁路､公路地管道焊缝应经100%射线探伤,合格等级达到Ⅱ级｡7.5.10经清管试压后地管段,其相互连接地死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求｡8､管道工厂防腐及现场补口补伤8.0.1 管道防腐及补口补伤,其结构､等级及所用防腐材料除应符合设计要求外,还应符合相应地施工及验收规范｡8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》地规定｡8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.5包覆防腐层施工符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》地规定｡8.0.6 管道现场防腐,补口补伤应符合SY4058《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》地规定｡8.0.7现场防腐层钢管堆放､装卸､拉运必须用软垫子保护接触面｡8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》地规定｡9､管段下沟､回填9.0.1管段下沟之前,其防腐层必须完好无损并经电火花检验｡9.0.2管段下沟之前,沟底应清理平整,石方沟底应填厚细土,水田沟底应无积水｡9.0.3管段下沟之后应及时回填,并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行,第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实,应使管道防腐层得到保护,第二次回填其他土质及地貌恢复;最大悬空长度应符合其相关要求及规定｡9.0.4管道下沟回填时,应及时输隐蔽工程验收手续｡9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎､护坡及埋设里程桩等｡10清管及试压10.0.1管道安装完毕后必须进行清管､强度和严密性试验｡10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行,其措施应经有关部门批准｡10.0.3管段清管试压可分段进行,分段长一般以10~15公里为宜｡10.0.4管道试压介质应为空气或水,强度试验宜以水为介质,强度试验后应进行严密性试验｡10.0.5以空气为介质地管道强度试验压力应为1.25倍设计压力,以水为介质地人口稠密地区强度试压应为 1.5倍设计压力｡严密性试验压力应为设计压力｡10.0.6管道以空气为介质试压时,升压应均匀缓慢进行,每小时升压不得超过1Mpa,当强度试验压力大于3Mpa时,分三次升压,分别在30%､60%地压力时各稳压半小时之后对管道进行检查,若未发现问题,可继续升至强度试验压力,稳压6小时,压降率不大于1%为合格;然后将压力降至设计压力进行严密性实验,稳压24小时后对全线进行详细检查,无渗漏､压降率不大于1%为合格｡10.0.7以水为介质进行管道强度试验时,应尽量排除管道内部空气,升压要求､稳压时间､压降率等均按相关规定执行｡10.0.8阀室､小型穿越､跨越,可连管道一起进行清管试压｡10.0.9管道分段试压时,在其两端应安装压力表和温度计各2支,压力表应经校验合格,其精度应不低于1.5级,温度计分度值应小于1℃｡10.0.10管道清管应在试压之前进行,使用清管球或清管器时,其直径应比管道内径有一定地过盈量,清管时必须使管内地泥土､杂物清除干净｡10.0.11以气体为介质地强度和严密性试压稳压时间内地压降率按下式计算:△P=100(1-P2T1╱P1T2)%式中:△P—压降率,%P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力MpaP2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力,MpaT1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度KT2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K11､工程竣工验收11.0.1集输管道工程竣工后,建设单位应根据本规范和设计要求,组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收｡11.0.2天然气管道工程竣工后,施工单位应提供下列技术资料｡11.0.2.1管道敷设竣工图;11.0.2.2管材､管件出厂质量说明书;11.0.2.3施工图修改通知单;11.0.2.4施工变更联络单;11.0.2.5材料改代联络单;11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告;11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录;11.0.2.8无损探伤报告;11.0.2.9隐蔽工程记录;11.0.2.10阀门试压记录;11.0.2.11管道试压记录;。
国家安全生产监督管理局关于石油天然气管道技术检测检验工作的批复
国家安全生产监督管理局关于石油天然气管道技术检测检验工作的批复文章属性•【制定机关】国家安全生产监督管理局(已撤销)•【公布日期】2001.07.31•【文号】安监管技装字[2001]53号•【施行日期】2001.07.31•【效力等级】部门规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】石油及石油工业正文国家安全生产监督管理局关于石油天然气管道技术检测检验工作的批复（安监管技装字〔２００１〕５３号）中国石油化工集团公司、中国石油天然气集团公司：中国石油化工集团公司《关于中国石化工程质量监督总站继续开展石油管道技术检测检验及管理工作的请示》（中国石化〔２００１〕建字２１１号）、中国石油天然气管道局《关于申请办理管道安全检测资质的报告》（油管道安字〔２００１〕１５０号）、石油天然气工程质量监督总站《关于石油天然气工程质量监督总站继续开展石油管道技术检测检验及管理工作的请示》（基建监字〔２００１〕第２５号）、中国石油天然气集团公司管材研究所《关于继续从事管道检测检验与安全评价工作的申请》（油管研字〔２００１〕７０号）均收悉，经研究，现批复如下：国务院办公厅国办发〔２００１〕１号文件明确规定：国家安全生产监督管理局（国家煤矿安全监察局）负责“指导、协调全国安全生产检测检验工作，组织实施对工矿商贸企业安全生产条件和有关设备（由其他有关部门承担的锅炉、压力容器、电梯、防爆电器等特种设备除外）进行检测检验、安全评价、安全培训、安全咨询等社会中介组织的资格认可工作，并负责监督检查。
监督工矿商贸企业贯彻执行安全生产法律、法规情况和安全生产条件、有关设备、材料及劳动防护用品的安全管理工作。
”根据我局的职能和《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》（国家经贸委令第１７号），为了加强石油天然气管道安全生产的检测检验工作，我局同意中国石化工程质量监督总站、中国石油天然气管道局管道技术公司、石油天然气工程质量监督总站和中国石油天然气集团公司管材研究所继续开展石油天然气管道检测检验工作，待我局相关管理办法出台后，再对有关检验机构的资质进行认可和业务授权。
天然气输送管道站场检查标准
天然气输送管道站场检查标准天然气输送管道站场目录18.1组织机构与职责 (157)18.2制度与资料 (157)18.3 HSE活动 (159)18.4设施 (160)18.5设备 (166)18.6生产作业 (167)18.7检维修作业 (170)天然气输送管道站场18.1 组织机构与职责18.1.1 组织机构天然气输送管道站场应成立HSE管理小组，站长任组长，分管安全副站长任副组长，成员包括大班人员、各运行班班长、仪表工、技师、技术人员等。
18.1.2 职责HSE管理小组负责安全、环保、职业卫生、消防、应急等工作，具体职责如下：a) 学习并贯彻落实国家和中国石化有关安全、环保、职业卫生、消防、应急等方面的法律、法规、标准、规范和制度；b) 制定年度HSE工作计划、HSE管理目标和应急预案；c) 落实各岗位HSE职责；d) 定期召开HSE管理小组会议，检查HSE工作计划完成情况；对发现HSE管理工作中存在的重大问题，应及时研究处理；e) 检查HSE管理制度、HSE作业指导书和各项技术措施的落实情况，发现违章指挥、违章作业、违反劳动纪律的现象应及时纠正；f) 定期组织HSE检查，并做好记录；对发现的问题和隐患进行整改，不能整改的及时上报；g) 组织对新入厂和转岗员工进行站级HSE教育；对员工进行经常性的HSE意识、知识和技能培训，开展岗位技术练兵和应急演练；h) 负责对直接作业环节作业许可证的申请或审批，组织落实好各项防范措施；i) 发生事故时，应按应急预案要求及时报告和处置；j) 组织HSE考核，表彰奖励对HSE工作做出贡献的员工；k) 建立健全干部值班制度，做到24小时干部带班。
18.1.3 要求18.1.3.1 站长是HSE管理的第一责任人，对本单位HSE管理全面负责，并与上级签订年度HSE管理责任状。
18.1.3.2 全体员工应与站长签订年度HSE责任状。
18.1.3.3 关键装置、要害（重点）部位应实行干部联系（承包）制度。
燃气管道试验与验收及穿越技术措施
燃气管道试验与验收及穿越技术措施1、一般规定1.1管道安装完毕后应依次进行管道吹扫、强度试验和严密性试验，开槽敷设的管道应在回填土回填至管顶0.5m 以上后进行。
1.2试验介质应采用压缩空气，对聚乙烯管道其温度不宜超过40℃；压缩机出口端应安装油水分离器和过滤器。
1.3在吹扫、强度试验时，管道应与无关系统和已运行的系统隔离，并应设置明显标志，不得用阀门隔离。
1.4强度试验和严密性试验前应具备下列条件：1）在强度试验和严密性试验前应编制强度试验和严密性试验的实验方案。
2）管道系统安装检查合格后，应及时回填。
3）管道的支墩、锚固设施已达设计强度；未设置支墩及锚固设施的弯头和三通，应采取加固措施。
4）试验管段所有敞口应封堵，但不得采用阀门做堵板。
5）管线的试验段所有阀门必须全部开启。
6）管道吹扫完毕。
1.5进行强度试验和严密性试验时，漏气检查可使用洗涤剂或肥皂液等发泡剂，检查完毕，应及时用水冲去管道上的洗涤剂或肥皂液等发泡剂。
1.6管道强度试验和严密性试验时所发现的缺陷，必须待试验压力降至大气压后进行处理，处理合格后应重新进行试验。
2、管道吹扫：2.1管道安装完毕后，由施工单位负责组织吹扫工作，并应在吹扫前编制吹扫方案。
2.2吹扫口应设在开阔地段，并采取加固措施；排气口应进行接地处理。
吹扫时应设安全区域，吹扫出口严禁站人。
2.3吹扫气体压力不应大于0.3MPa；吹扫气体流速不宜小于20m/s，且不宜大于40m/s。
2.4每次吹扫管道的长度，应根据吹扫介质、压力、气量来确定，不宜超过500m。
2.5调压器、凝水缸、阀门等设备不应参与吹扫，待吹扫合格后再安装。
2.6当日测排气无灰尘时，应在排气口设置白布或涂白漆木靶板检验，5min内靶上无尘土、塑料碎屑等其他杂物为合格。
2.7吹扫应反复进行数次，确认吹净为止，同时做好记录。
2.8吹扫合格、设备复位后，不得再进行影响管内清洁的作业。
3、强度试验3.1管道系统应分段进行强度试验，试验管道长度不宜超过1km。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
Q/SY GDJ 0356—2012 附录 A（资料性附录） 附录 B（资料性附录） 附录 C（资料性附录） 试运投产期间工艺计算............................................. 8 试运投产方案的编制范本.......................................... 13 置换最低流速计算 ............................................... 16
在交接点压力下，水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃。
本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa，20℃。 在输送条件下，当管道管顶埋地温度为0℃时，水露点应不高于-5℃。 进入输气管道的天然气，水露点的压力应是最高输送压力。
7
天然气置换作业 .................................................................... 5 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 确认气质 ...................................................................... 置换方式 ...................................................................... 置换要求 ...................................................................... 置换界面检测 .................................................................. 置换最低流速 .................................................................. 5 5 5 5 5
6
注氮作业 .......................................................................... 3 6.1 6.2 6.3 6.4 站场（含阀室）的隔离 .......................................................... 注氮置换的准备 ................................................................ 注氮置换的基本要求 ............................................................ 注氮工艺 ...................................................................... 4 4 4 4
4.1
4.1.1 输气管道全线已按 GB 50369 的相关规定完成了试压、清管和干燥，并按 SY/T 4208 验收合格。 4.1.2 输气管线站场已按 GB 50540 的相关规定完成了试压和干燥，并按 SY/T 4203 验收合格。 4.1.3 管道站场的电气、仪表、自动化、通讯、消防及各项公用工程等，按有关施工及验收规范预验 收合格。站场的单机试车和分系统试运完成。 4.1.4 对重新启用的管道已完成管道腐蚀状况调查和剩余强度评价。 4.1.5 沿线阴保测试桩、里程桩、转角桩等标志物埋设完毕。全线阴极保护系统验收合格并投入使用。 4.1.6 协调供气、用气单位，并签订好相关协议（合同），保证有充足的气源满足投产需要，为试运 投产做好充分准备。 4.1.7 与供电部门签署供电协议。 4.1.8 收到业主试运投产的指令。 4.2 现场管理
试运投产准备及检查 ................................................................ 3 5.1 5.2 5.3 技术准备 ...................................................................... 3 人员、物资准备 ................................................................ 3 试运投产前的检查 .............................................................. 3
1
术语和定义
Q/SY GDJ 0356—2012 天然气在一定压力下析出第一滴水时的温度。 3.6 天然气烃露点 hydrocarbon dew point of gas 天然气在一定压力下析出第一滴液态烃时的温度。 3.7 输气站 gas transmission station 输气管道起讫点及沿线按输送工艺需要而设立的站场。 一般包括首站、 末站、 中间清管站、 压气站、 分输站及配气站等。 4 试运投产的必备条件 基本规定
4.2.1 成立由建设、运行、设计、采办、施工、试运及供气、用气等单位组成的试运投产领导机构， 明确职责范围。 4.2.2 建设单位成立了试运投产的应急抢险队伍，应急方案已完成，并报主管部门批准。 4.2.3 施工单位成立了试运投产的保驾队伍，保驾方案已完成，并报主管部门批准。 4.2.4 明确单机试车和分系统试运中各单位的职责和义务。 4.2.5 成立专门的 HSE 监督小组，负责对现场的 HSE 监督和管理。 4.2.6 属地的消防安全及医疗保障到位。 4.3 工艺计算 试运投产期间的工艺计算可参照附录A的计算公式计算。 4.4 气质要求 管道输送的天然气气质技术指标应符合表 1 的规定： 表 1 天然气技术指标
10 11
健康、安全与环境 ................................................................. 6 交工资料 ......................................................................... 6
2
Q/SY GDJ 0356—2012
项目 高位发热量 /(MJ/m ) 总硫（以硫计） /(mg/m ) 硫化氢 /(mg/m ) 二氧化碳 y，% 水露点 /℃
a b c b,c a 3 a 3 a 3
一类 ≥ ≤ ≤ ≤ 36.0 60 6 2.0
二类 31.4 200 20 3.0
三类 31.4 350 350 —
8
升压与检漏 ........................................................................ 5 8.1 8.2 8.3 升压与检漏 .................................................................... 5 检漏方法 ...................................................................... 5 漏点处理 ..................................................................... 6
9
测试与移交 ........................................................................ 6 9.1 9.2 性能测试 ...................................................................... 6 移交 .......................................................................... 6
中国石油天然气管道局
发 布
Q/SY GDJ 0356—2012
目
次
前言 ................................................................................ II 1 2 3 4 范围 .............................................................................. 1 规范性引用文件 .................................................................... 1 术语和定义 ........................................................................ 1 试运投产的必备条件 ................................................................ 2 4.1 4.2 4.3 4.4 5 基本规定 现场管理 工艺计算 气质要求 ...................................................................... ...................................................................... ...................................................................... ...................................................................... 2 2 2 2
Q/SY GDJ
中 国 石 油 天 然 气 管 道 局 企 业 标 准
Q/SY GDJ 0356—2012
天然气管道试运投产技术规范
Commissioning and start-up technical specification of gas pipeline