石油管道施工方案A 68页

'管道施工组织设计概述管道施工组织设计是用以指导工程建设项目施工质量,强化施工现场管理,以获取经济性的一项重要管理性文件,也是验证施工企业在工程建设中应具有一定施工实力及管理水平,体现施工企业的综合技术能力的一项保证措施。它依据工程建设项目的需要及工程总体质量、安全、进度的要求,按照施工现场的现实客观条件,结合施工企业的具体能力,科学合理地组织“人、机、材”的配置,充分发挥其作用。通过多年的工程建设实验经验表明,在工程建设施工前期做好施工组织设计,能够有效地控制或缩短施工作业周期,降低施工工程成本,节约工程投资,保证工程建设的施工质量及施工安全。2　施工组织设计的编制原则管道施工组织设计的编制前应全面地了解所承担施工项目的基本概况,设计技术参数及设计要求,熟悉拟建工程项目的地理、地貌、水文、气象及施工条件,以便科学合理地设计施工方案和施工程序,选择先进的施工工艺,应用网络计划,进行合理优化施工工序,选用优良适用的机械装备,精湛的技术工人。周密组织计算人力、物力、财力,确定最佳施工组织方案,统筹全局,均衡施工组织施工,提高施工工效,缩短施工周期,获取最优的经效效益和社会效益的最大化。通过施工组织设计的编制,拟定周密的施工准备,将施工过程中不可预计及可能发生的各种情况加以预防,以便合理投入人才技术及物质资源,达到进度快,质量优,经济省的目的。3　施工组织设计的编制方法管道工程的施工组织设计编制应依据业主(建设单位)的要求及施工企业招投标或者中标项目而定,按照建设项目的管理来评价工程施工质量。通常将工程建设项目分成多个单位工程或区域性(分部分项工程)工程来进行管理组织施工。实施编制施工组织设计时,一般将工程建设项目划分为建设工程全过程(总)施工组织设计,单位工程施工组织设计和区域性施工组织设计。施工组织设计是结合施工图设计阶段 的设计图纸和有关技术文件进行编制的,针对具体的实际工程建设项目,并考虑当地的施工条件和施工水平,编制不同的施工组织设计。施工组织设计编制的主要内容包括以下几方面:3 1　建设工程项目的工程概况及特点熟悉了解拟建工程项目的性质和特点,施工作业地区的地理、地貌、水文、气象及其自然环境和地下管道、电气线路的分布等基本概况。编写出工程项目的目的和主要技术参数、施工技术力量、施工技术条件、劳动力、材料、机具等供应情况。3 2　施工方法选择依据工程的基本概况和工程建设地区的特点,结合人力、材料、机具设备等条件,遵循国家现行的标准、规范和设计要求,选择合适的施工方法,合理布置施工顺序。对选择的施工方案进行技术经济综合性比较,最终确定适应工程建设施工的最佳方案。在工程实践中,我们在青海省察尔汗盐湖地区进行天然气管网施工作业时,一条天然气管道需要横穿一条自备生产铁路线,由于该地区处在重盐泽区域,地理环境较差,如采用定向钻穿越,机具设备运输安装难度极大,为此,我们结合该地区的恶劣自然环境特点,选择顶管穿越铁路的施工方法。通过施工方法的合理选择,成功地穿越了铁路线,从而在技术性、经济性上都获得了较好的效果。3 3　施工准备工作计划施工准备工作计划是为工程开工创造必备条件的。具体情况是施工企业应具备企业施工资质,施工预算已编制,“人、机、料”已进场,职工技术培训应能满足工程施工要求,工程技术已交底。工程施工的前期准备工作应做到周密安排布置,才能确保工程开工顺利进行,为正式施工创造条件。3 4　施工进度计划在市场经济条件下,时间就是金钱,效率就是生命。一个工程项目能否在预定的工期内竣工交付使用,这就关系到施工进度计划的编制是否紧凑合理,是否落实到位。它将是考察工程项目管理工作的一项重要内容,也是衡量施工企业管理水平的一个重要标致。　　施工进度计划的编制应结合建设单位对工期的要求,依据招投标文件、设计图纸资料、合同文件、施工方案、施工现场的自然条件与技术经济勘察资料等,遵循工程流水施工作业的基本原则,用网络图计划方法,均衡调整优化施工工期,确定各工序的具体施工顺序,以便充分利用人力、物力、财力资源,准确地安排各施工阶段的“人、机、材”。我们在盐泽地段施工时,由于卤水较深,作业环境恶劣,给施工进度带来较大影响,为了不影响施工进度计划要求,强化进度控制,科学组织,统筹运作,调整作业时间,早起晚归,加紧施工,抢进度,保证了施工进度计划,从而达到了工程既定目标。3 5　资源量计算资源量计算是指合理确定施工过程中所需人力资源、材料、配件、施工机具、工装设备及辅助材料等。按照施工进度计划对工程成本加以严格控制,以确保工程项目总成本 目标在计划内实施。3 6　平面图设计施工平面图设计是依据设计图低和工程项目现场实地勘察资料,用轴线图的形式形象地在空间上全面布置施工方案,施工顺序和施工进度。并把各施工环节,施工场所有机的结合起来,形成规范化管理,达到安全、环保、文明施工。3 7　质量、安全、技术保证措施在工程施工建设中,质量、安全管理是效益,技术是关键。为了保障工程项目的高标准,高质量,达到提高工程项目的竞争力,应遵循现行的国家技术标准、规范及设计技术要求,以ＩＳＯ9002全面质量管理体系及ＨＳＥ(健康、安全、环境)管理体系,以价值工程等现代管理方法,选用先进的施工工艺,精湛的技术,优秀的设备管理和生产管理等,避免常见的质量、安全、技术问题,使计划工作能满足项目建设的质量、安全、技术预期目标要求。我们在施工中坚持科学组织,实行标准化管理,建立建全质量、安全、技术保证措施,严格规范行为。在“雅丹地貌”施工中,把重点放在焊接、防腐补口补伤和下沟等主要工序上,采取作业班组自检,现场质量、安全员检验和住场监理工程师监督检查的控制措施,使质量、安全、技术保证措施得以充分落实,取得了较好的效果。3 8　工程主要技术经济指标工程主要技术经济指标是对已确定的施工方案和施工工艺在施工管理中的一项全面综合性经济评价,也是对施工管理水平高低的一项评价。具体包括:施工周期、劳动生产率、工程质量、安全生产指标、设备机具的使用和利用率、材料的节约、施工成本的控制管理水平等。依据管道施工组织设计的内容,我们在青海油田仙敦天然气长输管线和仙翼天然气长输管线及盐湖工程建设的施工组织设计中均采用上述内容进行编制。经过几条长输管线的施工实践,在地处柴达木盆地的高寒、高海拔地区,结合工程性质和当地环境特点,按照管道施工组织设计的编制原则及方法,选择具有实用性、系统性、科学性的施工组织,在管道建设施工中获得了较为理想的效果。4　结论在工程施工建设正步入法制化、规范化的市场经济体制下,规范施工企业的施工行为事在必行。编制好施工组织设计对工程建设具有重要的现实意义和长远的经济效益意义。它将对拟建工程项目施工全过程中各项活动的质量、技术、经济和施工管理组织进行全面综合性评价。根据实践经验,施工组织设计的合理编制,能正确反映施工企业在工程建设中的客观实际,充分提高施工质量及施工效率,降低工程成本,保证工程建设项目总成本目标的实施。 目录 第一章　管道安装准备工作　第一节  施工现场用地准备　第二节  管沟开挖　第三节  常用施工机具、设备和仪器　第四节  常见质量通病与对策　思考题第二章　管道防腐与运输　第一节  管段的防腐施工　第二节  防腐管的运输　第三节  常用施工机具和设备　第四节  常见质量通病与对策　思考题第三章　管道的焊接准备　第一节  布管　第二节  清理管口　第三节  钢管的对口作业　第四节  常用施工设备　思考题第四章　管道的焊接　第一节  组装焊接　第二节  焊缝质量的检查和返修　第三节  常用施工设备　第四节  常见质量通病与预防措施　思考题第五章　管道的补口与补伤　第一节  管道的补口与补伤施工　第二节  常用施工设备　思考题第六章　管线的下沟回填及扫线打压　第一节  管线的下沟、回填　第二节  管道通球扫线、测径和试压　第三节  碰死口　第四节  标志桩埋设　第五节  常用施工机具及设备　第六节  地貌恢复　思考题第七章　特殊地段管道的安装技术　第一节  石质山坡地段管道的安装　第二节  沙漠、沼泽地段管道的安装　第三节  水网、淤泥地段管道的安装　第四节  湿陷性黄土地段管道的安装　思考题第八章　管道穿越障碍物的施工　第一节  河流的穿越　第二节  公路、铁路的穿越　思考题第九章　管道跨越障碍物的施工　第一节  砼基础、锚固墩施工　第二节  管道支撑结构的预制与安装　第三节  跨越管道的安装　第四节  常见质量通病与对策　思考题目录第1章总则  1.1手册编制背景与意义  1.2手册适用范围  1.3手册编制原则第2章风险管理流程与方法第3章长输管道工程建设项目特征与风险管理第4章长输管道工程建设项目决策风险管理第5章长输管道工程建设项目勘察设计风险管理第6章长输管道工程建设项目特征招标风险管理第7章长输管道工程建设项目物资采办风险管理第8章长输管道工程建设项目线路工程施工风险管理第9章长输管道工程建设项目穿越工程施工风险管理第10章长输管道工程建设项目战场工程施工风险管理第11章长输管道工程建设项目油库工程施工风险管理第12章长输管道工程建设项目试运行风险管理第13章长输管道工程建设项目竣工验收风险管理第14章长输管道工程建设项目文控风险管理参考文献目录第1章长输管道施工工艺简介第2章　长输管道施工焊接管理第3章　管道工程焊接工艺评定及焊接工艺规程第4章　客道焊接材料　第5章　管道焊接设备　第6章　焊条上向焊焊接工艺第7章　焊条下向焊焊接工艺第8章　药芯焊丝焊接工艺第9章　STT焊接技术第10章　双管联焊技术　第11章　管道自动焊技术第12章　管道无损检测方法第13章　长输管道典型焊接工艺简介附录 第1章中华人民共和国建设部公告第407号建设部关于发布国家标准《油气长输管道工程施工及验收规范》的公告   现批准《油气长输管道工程施工及验收规范》为国家标准，编号为：GB50369—2006，自2006年5月1日起实施。其中，第4.1.1、4.2.1、10.1.4、1O.3.2、10.3.3(2、3、4)、10.3.4、14.1.1、14.1.2、14.2.2条(款)为强制性条文，必须严格执行。   本规范由建设部标准定额研究所组织中国计划出版社出版发行。                                                                              中华人民共和国建设部前言   本规范是根据建设部建标[2002]85号《关于印发“二00一年至二O0二年度工程建设国家标准制订、修订计划”的通知》文件的要求，由中国石油天然气集团公司组织中国石油天然气管道局编制完成的。   本规范共分19章和3个附录，主要内容包括：总则，术语，施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿(跨)越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境，工程交工验收等方面的规定。   在本规范的制定过程中，规范编制组总结了多年油气管道施工的经验，借鉴了国内已有国家标准及行业标准和国外发达工业国家的相关标准，并以各种方式广泛征求了国内有关单位、专家的意见，反复修改，最后经审查定稿。   本规范以黑体字标志的条文为强制性条文，必须严格执行。   本规范由建设部负责管理和对强制性条文的解释，由中国石油天然气管道局负责具体技术内容解释。本规范在执行过程中，请各单位结合工程实践，认真总结经验，如发现需要修改或补充之处，请将意见和建议寄交中国石油天然气管道局质量安全环保部(地址：河北省廊坊市广阳道，邮编：065000)，以便今后修订时参考。   本规范主编单位、参编单位和主要起草人：   主编单位：中国石油天然气管道局   参编单位：中国石油集团工程技术研究院   主要起草人：魏国昌 陈兵剑 郑玉刚 王 炜 续理               高泽涛 马 骅 苏士峰 陈连山 钱明亮               胡孝江 姚士洪 葛业武 李建军 隋永莉               田永山 杨 燕  徐梅  李林 田宝州1总则1.O.1 为提高油、气长输管道工程施工水平，确保管道工程质量，降低工程成本，制定本规范。1.0.2本规范适用于新建或改、扩建的陆地长距离输送石油、天然气管道、煤气管道、成品油管道线路工程的施工及验收。   本规范不适用于长输石油、天然气场站内部的工艺管道、油气田集输管道、城市燃气输配管网、工业企业内部的油气管道以及投入运行的油气管道改造、大修工程的施工及验收。1.0.3管道线路工程施工主要分为：施工准备，材料、管道附件验收，交接桩及测量放线，施工作业带清理及施工便道修筑，材料、防腐管的运输及保管，管沟开挖，布管及现场坡口加工，管口组对、焊接及验收，管道防腐和保温工程，管道下沟及回填，管道穿(跨)越工程及同沟敷设，管道清管、测径及试压，输气管道干燥，管道连头，管道附属工程，健康、安全与环境和工程交工验收。1.0.4施工前，应进行现场交桩和技术交底，施工中，应及时进行竣工资料的填写和整理。1.0.5施工企业应按照设计文件要求组织施工，应建立质量管理体系，编制合理的质量计划，确保工程质量。1.0.6承担油、气长输管道工程施工的企业，必须具有国家或行业主管部门认定的施工企业资质。1.0.7油、气长输管道工程施工及验收除应符合本规范的规定外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2术语2.0.1长输管道long-distancepipeline   是指产地、储存库、用户间的用于输送油、气介质的管道。2.0.2弹性敷设pipelayingwithe1asticbending   管道在外力或自重作用下产生弹性弯曲变形，利用这种变形进行管道敷设的一种方式。2.O.3管件pipefittings   弯头、弯管、三通、异径接头和管封头等管道上各种异形连接件的统称。2.0.4管道附件pipeauxiliaries   管件、法兰、阀门及其组合件，绝缘法兰、绝缘接头等管道专用部件的统称。2.0.5水露点waterdewpoint   气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。2.0.6冷弯管co1dbends   在不加热条件下，用模具(或夹具)将管子弯制成需要角度的弯管。2.0.7热煨弯管hotbends   在加热条件下，在夹具上将管子弯曲成需要角度的弯管。2.0.8弯头elbow   曲率半径小于4倍公称直径的弯曲管段。3施工准备3.0.1技术准备，应包括下列内容：   1参加设计交底及图纸会审工作。    2编制、报批施工组织设计、施工方案及质量、健康、安全和环境措施。3.0.2人力资源准备，应包括下列内容：   1建立项目组织机构和各项管理制度。   2配置满足工程需要的施工工种和人员。   3组织主要工种的人员培训、考试取证。3.0.3机具设备准备，应包括下列内容：   1完成施工机具设备配置。   2完成施工机具设备的检修维护。   3完成具体工程的专用施工机具制作。3.0.4物资准备，应包括下列内容：   1施工主要材料的储存应能满足连续作业要求。   2做好物资采购、验证、保管工作。3.0.5现场准备，应包括下列内容：  1办理相关施工许可证。与当地政府主管部门办理有关协议合同。  2现场已征地量应能满足作业要求。  3完成现场水、路、电、讯、场地平整，即“四通一平”及施工暂设工作。4材料、管道附件验收4.1一般规定4.1.1工程所用材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求，其质量应符合国家现行有关标准的规定。应具有出厂合格证、质量证明书以及材质证明书或使用说明书。4.1.2管道线路的弯头、热煨弯管、冷弯管应符合表4.1.2的规定。     表4.1.2弯头、热煨弯管、冷弯管的规定种类曲率半径外观和主要尺寸其他规定弯头<4D无褶皱、裂纹、重皮、机械损伤；两端椭圆度小于或等于1.O％。其他部位的椭圆度不应大于2.5％　热煨弯管 ≥4D无褶皱、裂纹、重皮、机械损伤；两端椭圆度小于或等于1.0％，其他部位的椭圆度不应大于2.5％应满足清管器和探测仪器顺利通过；端部保留不小于0.5m的直管段冷弯管DN(mm)≤300≥18D无褶皱、裂纹、机械损伤，弯管椭圆度小于或等于2.5％端部保留2m的直管段350≥21D400≥24D450≥27D≥500≥30D                      注：D为管遭外径，DN为公称直径。4.2材料、管道附件检验及修理4.2.1应对工程所用材料、管道附件的出厂合格证、质量证明书以及材质证明书进行检查，当对其质量(或性能)有疑问时应进行复验。不合格者不得使用。4.2.2应按制管标准检查钢管的外径、壁厚、椭圆度等钢管尺寸偏差。钢管表面不得有裂纹、结疤、折叠以及其他深度超过公称壁厚偏差的缺陷。4.2.3钢管如有凿痕、槽痕、凹坑、电弧烧痕、变形或压扁等有害缺陷应修复或消除后使用。   1凿痕、槽痕可以用砂轮磨去，输油管道也可以同时选用焊接方式修复，但磨剩的厚度不得小于材料标准允许的最小厚度。否则，应将受损部分整段切除。   2凹坑的深度不超过公称管径的2％。凹坑位于纵向焊缝或环向焊缝处影响管子曲率者，应将凹坑处管子受损部分整段切除。   3变形或压扁的管段超过制管标准规定时，应废弃。4.2.4弯头、弯管端部应标注弯曲角度、钢管外径、壁厚、曲率半径及材质型号等参数。凡标注不明或不符合设计要求的不得使用。4.2.5绝缘接头或绝缘法兰安装前，应进行水压试验。试验压力为设计压力的1.5倍，稳压时间为5min，以无泄漏为合格。试压后应擦干残余水，进行绝缘检测。检测应采用500V兆欧表测量，其绝缘电阻应大于2MΩ。4.2.6线路截断阀门安装前，应进行外观检查、阀门启闭检查及水压试验，其检验要求应符合表4.2.6的规定。有特殊要求者除外。                                   表4.2.6截断阀检查、试验规定项目检查、试验内容检验标准外观检查外表不得有裂纹、砂眼、机械损伤、锈蚀等缺陷和缺件、脏污、铭牌脱落及色标不符等情况阀体内应无积水、锈蚀、脏污和损伤等缺陷法兰密封面不得有径向沟槽及其他影响密封性能的损伤启闭检查启闭灵活启闭指标器准确水压试验壳体试验1.5倍公称压力，持续时间5min壳体填料无泄漏密封试验1.O倍公称压力.持续时间2min密封面不漏5交接桩及测量放线 5.1一般规定5.1.1设计单位与施工单位在现场进行控制(转角)桩、沿线路设置的临时性、永久性水准点的交接后，施工单位应进行测量放线，将桩移到施工作业带的边缘。5.1.2管沟回填后，应将设计控制(转角)桩恢复到原位置。5.2交桩、移桩5.2.1设计代表在现场向施工单位交接设计控制(转角)桩时，应核对桩号、里程、高程、转角角度。交桩后，施工单位应采取措施，保护控制(转角)桩，对已经丢失的桩应复测补桩。5.2.2平原地区宜采用与管道轴线等距平行移动的方法移桩(图5.2.2)，移桩位置在管道组装焊接一侧，施工带边界线内1m位置为宜，转角桩应按转角的角平分线方向移动，平移后的桩称为原桩的副桩。山区移桩困难时可采用引导法定位，即在控制(转角)桩四周植上4个引导桩，4个引导桩构成的四边形对角线的交点为原控制(转角)桩的位置。6施工作业带清理及施工便道修筑6.1施工作业带清理6.1.1施工作业带占地宽度应执行设计规定。穿越或跨越河流、沟渠、公路、铁路，地下水丰富和管沟挖深超过5m的地段及拖管车调头处，可根据实际需要，适当增加占地宽度。山区非机械化施工及人工凿岩地段可根据地形、地貌条件酌情减少占地宽度。   施工作业带占地宽度如设计无规定时，一般地段可按下列公式(图6.1.1)计算：　式中A——管沟上口宽(m)；    B——管沟底宽(m)；    h——管沟深度(m)；    i——坡度；    y——安全距离(m)(按表9.1.6 取值)；   Dm——钢管的结构外径(包括防腐、保温层的厚度)(m)；   K——沟底加宽余量(m)；   C——土堆宽度(m)；   1——作业带宽度(m)；1.5～2---系数，根据现场土质确定。6.1.2任施工作业范围内，对于影响施工机具通行或施工作业的石块、杂草、树木应清理干净，沟、坎应予以平整，有积水的地势低洼地段应排水。施工作业带清理时，应注意对土地的保护，减少或防止产生水土流失，应尽量减少破坏地表植被。 6.1.3清理和平整施工作业带时，应注意保护标志桩，如果损坏应立即恢复。6.1.4施工作业带通过不允许堵截的沟渠，应采取铺设有足够流量的过水管、搭设便桥等措施。6.2施工便道修筑6.2.1施工便道应平坦，并具有足够的承载能力，应能保证施工车辆和设备的行驶安全。施工便道的宽度宜大于4m，并与公路平缓接通，每2km宜设置一个会车处，弯道和会车处的路面宽度宜大于10m，弯道的转弯半径宜大于18m。6.2.2施工便道经过小河、沟渠时，应根据现场情况决定是否修筑临时性桥涵或加固原桥涵。桥涵承载能力应满足运管及设备搬迁的要求。6.2.3在沼泽、水田、沙漠等地区修筑施工便道时，应采取加强路基的措施。6.2.4施工便道经过埋设较浅的地下管道、线缆、沟渠等地下构筑物或设施时，应采取保护措施。6.2.5陡坡地带施工便道修筑宜进行降坡处理或宜采取修“Z”字路等措施。 7材料、防腐管的运输及保管7.1装卸7.1.1管子装卸应使用不损伤管口的专用吊具，双联管吊装时应使用扁担式吊具。弯管应采取吊管带装卸，不得损伤防腐层。7.1.2所有施工机具和设备在行车、吊装、装卸过程中，其任何部位与架空电力线路的安全距离应符合表7.1.2的规定。                                 表7.1.2施工机具和设备与架空电力线路安全距离电力线路电压（1V）<11～3560110220330n安全距离（m）>1.5>3>5.1>5.6>6.7>7.8>0.01(n-50)+57.2运输7.2.1管子的运输应符合交通部门的有关规定。拖车与驾驶室之间应设置止推挡板，立柱应牢固。7.2.2装车前，应核对管子的防腐等级、材质、壁厚，不宜将不同防腐等级、材质、壁厚的管子混装。7.2.3运输防腐管时，应捆扎牢固,应对防腐层采取保护措施。防腐管与车架或立柱之间、防腐管之间、防腐管与捆扎绳之间应设置橡皮板或其他软质材料衬垫。捆扎绳外应套橡胶管或其他软质管套。弯管运输应采取特殊的措施。7.2.4阀门宜原包装运输，并固定牢固。7.2.5运至现场的防腐管，应由施工单位逐根检查验收，办理交接手续。7.3保管7.3.1管子、管件、阀门、涂料及其他设备材料应按产品说明书的要求妥善保管，存放过程中应注意检查，以防锈蚀、变形、老化或性能下降。7.3.2玻璃布、塑料布、聚乙烯、环氧粉末、焊材、热收缩套等材料应存放在库房中，其中环氧粉末、焊材应存放在通风干燥的库房，焊条长期存放时的相对湿度不宜超过60％。7.3.3管子、管件、阀门、沥青等材料或设备可以分类露天存放，存放场地应平整、无石块，地面不得积水。存放场地应保持1％～2％的坡度，并设有排水沟。应在存放场地内修筑汽车与吊车进出场的道路，场地上方应无架空电力线。易燃、易爆物品的库房应按有关标准配备消防灭火器材。7.3.4防腐管应同向分层码垛堆放，堆放高度应保证管子不失稳变形、不损坏防腐层。不同规格、材质的防腐钢管应分开堆放。每层防腐管之间应垫放软垫，最下层的管子下宜铺垫两排枕木或砂袋，管子距地面的距离应大于50mm。为保证管垛的稳定，最下一层的防腐管应用楔子固定。7.3.5阀门宜原包装存放，存放时应采取防水措施。7.3.6沥青宜存放在铺有水泥砂浆地面的场地上，场地周围宜设置围墙(栏)，天气炎热时宜搭凉棚。8管沟开挖 8.1管沟的几何尺寸8.1.1管沟的开挖深度应符合设计要求。侧向斜坡地段的管沟深度，应按管沟横断面的低侧深度计算。8.1.2管沟边坡坡度应根据土壤类别、载荷情况和管沟开挖深度确定。深度在5m以内(不加支撑)管沟最陡边坡的坡度可按表8.1.2确定。                表8.1.2深度在5m以内管沟最陡边坡坡度　土壤类别最陡边坡坡度i坡顶无载荷坡顶有静载荷坡顶有动载荷中密的砂土1：1.001：1.251:1.50中密的碎石类土（填充物为砂土）1:0.751:1.001:1.25硬塑的粉土1:0.671:0.751:1.00中密的碎石类土（填充物为粘性土）1:0.501:0.671:0.75硬塑的粉质粘土、粘土1:0.331:0.501:0.67老黄土1:0.101:0.251:0.33软土（经井点降水）1:1.00--硬质岩1:01:01:0　8.1.3深度超过5m的管沟边坡可根据实际情况，采取边坡适当放缓，加支撑或采取阶梯式开挖措施。8.1.4管沟沟底宽度应根据管道外径、开挖方式、组装焊接工艺及工程地质等因素确定。深度在5m以内管沟沟底宽度应按式(8.1.4)确定：                                   B=Dm+K                 (8.1.4)式中 B——沟底宽度(m)；    Dm——钢管的结构外径(包括防腐、保温层的厚度)(m)；     K——沟底加宽余量(m)；按表8.1.4取值。                                            表8.1.4沟底加宽余量K值(m)条件因素沟上焊接沟下焊条电弧焊接 沟下半自动焊接处管沟沟下焊接弯头、弯管及连头处管沟土质管沟岩石爆破管沟变头、冷弯管处管沟沟中有水沟中无水土质管沟岩石爆破管沟沟中有水沟中无水K值沟深3m以内0.70.50.91.51.00.80.91.62.0沟深3～5m0.90.71.11.51.21.01.11.62.0          注：当采用机械开挖管沟时，计算的沟底宽度小于挖斗宽度时，沟底宽度按挖斗宽度计算。8.1.5深度超过5m的管沟，沟底宽度应根据工程地质情况酌情处理。8.2管沟开挖8.2.1开挖管沟前，应向施工人员说明地下设施的分布情况。在地下设施两侧3m范围内，应采用人工开挖，并对挖出的地下设施给予必要的保护。对于重要地下设施，开挖前应征得其管理部门同意，必要时应在其监督下开挖。8.2.2一般地段管沟开挖时，应将挖出的土石方堆放到焊接施工对面一侧，堆土距沟边不应小于1m。8.2.3在耕作区开挖管沟时，应将表层耕作土与下层土分别堆放。下层土放置在靠近管沟一侧。8.2.4爆破开挖管沟宜在布管前完成。爆破作业应由有爆破资质的单位承担。爆破作业应制定安全措施，规定爆破安全距离，不应威胁到附近居民、行人，以及地上、地下设施的安全。对于可能受到影响的重要设施，应事前通知有关部门和人员，采取安全保护措施后方可爆破。8.2.5开挖管沟时，应注意保护地下文物，一旦发现文物，首先应保护现场，然后向当地主管部门报告。8.2.6管线穿越道路、河流、居民密集区等管沟开挖时，为保证公共安全应采取适当的安全措施，如设置警告牌、信号灯、警示物等。8.3管沟验收8.7.1直线段管沟应顺直；曲线段管沟应圆滑过渡，并应保证设计要求的曲率半径。8.3.2管沟、沟底标高、沟底宽度、变坡点位移的允许偏差应符合表8.3.2的规定。                                             表8.3.2管沟允许偏差项目允许偏差(mm)沟底标高+50-100沟底宽度±100变坡点位移<10008.3.3石方段管沟沟壁不得有欲坠的石头，沟底不应有石块。 8.3.4开挖管沟后，应及时检查验收，不符合要求时应及时修整。应做好管沟检查记录，验收合格后应及时办理工序交接手续。9布管及现场坡口加工9.1布管9.1.1应按设计图纸规定的钢管材质、规格和防腐层等级布管。布管前宜测量管口周长、直径，以便匹配对口。9.1.2堆管场地应平坦，无石块、积水和坚硬根茎等损伤防腐层的物体。宜在防腐管下面垫上两条条形土埂及砂袋等袋状物。9.1.3堆管的位置应远离架空电力线，并尽量靠近管线。管堆之间的距离不宜超过500m。9.1.4沟上布管前应铺(筑)管墩，每根管子下面应设置1个管墩。平原地区管墩的高度宜为0.4～0.5m，山区应根据地形变化设置。宜用袋装软体物质作为管墩。9.1.5沟上布管时，管与管首尾相接处宜错开一个管径，以方便管内清扫、坡口清理及起吊。吊管机布管吊运时，宜单根管吊运。进行双根或多根管吊运时，应采取有效的防护措施，以防损伤防腐层。9.1.6沟上布管及组装焊接时，管道的边缘至管沟边缘应保持一定的安全距离，其值应符合表9.1.6的规定。                                    表9.1.6管道边缘与管沟边缘的安全距离y土壤类别干燥硬实土潮湿软土y(m)≥1.0≥1.5   管墩中心(组装管道中心)至管沟中心(线路中心)的距离应按式(9.1.6)计算:　式中S——管墩(组装管线)中心至管沟(线路)中心的距离(m)；    Dm——钢管的结构外径(m)；    K——沟底加宽余量(m)(按表8.1.4取值)；    a——管沟边坡的水平投影距离(m)；    h——沟深(m)；    i——边坡坡度(按表8.1.2取值)；    y——安全距离(m)(按表9.1.6取值)。9.1.7沟下布管，管子首尾应留有1OOmm左右的距离，并将管子首尾错开摆放。 9.1.8坡地布管时，应采取措施，防止滚管和滑管。9.2现场坡口加工9.2.1当采用复合型坡口时，坡口加工宜在施工现场进行，坡口加工应采用坡口机。连头处可采用机械或火焰切割。9.2.2坡口加工前应根据《焊接工艺规程》编制《坡口加工作业指导书》。严格按照《焊接工艺规程》规定的坡口型式加工并检查坡口。9.2.3管端坡口如有机械加工形成的内卷边，应用锉刀或电动砂轮机清除整平。10管口组对、焊接及验收10.1一般规定10.1.1管道焊接适用的方法包括焊条电弧焊、半自动焊、自动焊或上述任何方法的组合。10.1.2管道焊接设备的性能应满足焊接工艺要求，并具有良好的工作状态和安全性能，适合于野外工作条件。10.1.3焊接施工前，应根据设计要求，制定详细的焊接工艺指导书，其内容应参照本标准附录B，并据此进行焊接工艺评定，焊接工艺评定应符合国家现行标准《钢质管道焊接及验收》SY/T4103的有关规定。其内容应参照本规范附录C。根据评定合格的焊接工艺，编制焊接工艺规程，其内容应参照本规范附录B。   管道连头采用与主干线不同的焊接方法、焊接材料时，应进行焊接工艺评定。10.1.4焊工应具有相应的资格证书。焊工能力应符合国家现行标准《钢质管道焊接及验收》SY/T4103的有关规定。10.1.5在下列任何一种环境中，如未采取有效防护措施不得进行焊接：   1雨雪天气；   2大气相对湿度大于90％；   3低氢型焊条电弧焊，风速大于5m/s；   4酸性焊条电弧焊，风速大于8m/s；   5自保护药芯焊丝半自动焊，风速大于8m/s；   6气体保护焊，风速大于2m/s；   7环境温度低于焊接工艺规程中规定的温度。10.2管口组对与焊接10.2.1管口组对的坡口型式应符合设计文件和焊接工艺规程的规定。当无规定时，对接接头的坡口型式应符合下列规定：   1等壁厚对焊管端标准坡口T<12mm时，坡口型式见图10.2.1(a)。   2等壁厚对焊管端标准坡口12mm≤T<21mm时，坡口型式见图10.2.1(b)。   3等壁厚对焊管端标准坡口T≥21mm时，坡口型式见图10.2.1(c)。 　   4不等壁厚对焊管端宜增加过渡段并应平滑过渡。10.2.2管道组对应符合表10.2.2的规定。                                            表10.2.2管道组对规定序号检查项目规定要求1管内清扫无污物2管口清理(10mm范围内)和修口管口完好无损,无铁锈、油污、油漆、毛刺3管端螺旋焊缝或直缝余高打磨端部10mm范围内余高打磨掉，并平缓过渡4两管口螺旋焊缝或直缝间距错开间距大于或等于100mm5错口和错口校正要求 当壁厚≤14mm时,不大于1.6mm；当壁厚14mm续表C                                                   续表C 导向弯曲试验                                      试验结论： 报告编号：                 执行标准：           报告日期： 试验单位：                                       管口编号：试样区号　　　　面弯缺陷　　　　检验结果　　　　背弯缺陷　　　　检验结果　　　　备注  刻槽锤断试验                                     试验结论： 报告编号：                       执行标准：     报告日期： 试验单位：                                       管口编号：试样区号　　　　断面缺陷　　　　检验结果　　　　备注 夏比V型缺口冲击试验                             试验结论： 报告编号：               执行标准：            报告日期：年月日 试件尺寸：                                      试验温度： 试验单位：                                      管口编号：取样位置平焊位置立焊位置缺口位置焊缝融合线焊缝融合线平均冲击功（J）　　　 最小冲击功（J）　　　　 宏观检验                                        试验结论： 报告编号：                执行标准：           报告日期：年月日 试验单位：                                      管口编号： 宏观检验试样位置检验结果平焊　立焊　仰焊　                                                     续表C 硬度检验                                            试验结论： 报告编号：                       执行标准：        报告日期：年月日 试验单位：                                          管口编号：试样编号测量点12345678　HV10值　　　　　　　　试样编号测量点910111213141516　HV10值　　　　　　　　 抗HIC性能试验                                       试验结论： 报告编号：                      执行标准：         报告日期：年月日 试验单位：                                          管口编号：试样编号　　　　　　　　　C1R%　　　　　　　　　CTR%　　　　　　　　　CSR%　     　　　 评定结论        本评定按照         标准规定焊接和检验试样，测定性能，        确定实验记录正确，各项报告完整。        根据检验和试验结果被评定的焊接工艺合格（不合格）。 编制（签字）                             日期： 年 月 日 审核（签字）                             日期： 年 月 日 批准（签字）                             日期： 年 月 日 本规范用词说明   1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：   1)表示很严格，非这样做不可的用词：     正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”。   2)表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：     正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”。   3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：     正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；     表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。    2本规范中指明应按其他有关标准、规范执行的写法为“应符合……的规定”或“应按……执行”。油气长输管道工程施工及验收规范(条文说明)1总则1.O.1本条旨在说明制定本规范的目的。1.0.2本条说明本规范的适用范围，油气管道线路工程指油、气外输干线和支线线路工程。由于输送原油、天然气管道在施工及验收方面共性较多，而煤气管道、成品油管道在施工要求方面与石油天然气管道也无明显差别，因此编写成一个规范。但是，输油、输气场站工艺管道、油气田集输管道，城镇燃气输配管网，工业企业内部的油、气管道，以及投入运行的油、气管道改造、大修工程，无论是工程内容，还是施工要求，均与输油、输气管道差别较大，因此不在本规范适用范围内。1.0.3说明管道线路工程的主要内容。本规范在主要内容方面均做出了有关规定。但其中防腐、组装焊接、水压试验、穿(跨)越工程及健康、安全与环境有专门的施工及验收规范或标准，因此，除执行本规范外，他的规定见相应的专业规范或标准。1.0.4本条是对技术管理的要求。1.0.5本条提出了设计是施工的出发点这一重要原则。对质量管理也提出了基本要求，要求施工单位建立相应的质量体系，提供质量保证。质量计划是指针对特定的工程项目，规定专门的质量措施和活动顺序的文件。1.0.6依据国家建筑法规，施工企业应具有相应资质等级和施工范围，必须按资质等级承揽相应的工程，不得擅自超越资质等级及业务范围承包工程。1.0.7本条说明本规范与其他国家现行有关标准的关系。2术语2.0.1本条的定义及范围参照劳动部发(1996)140号《压力管道安全管理与监察规定》。2.0.2本条的定义及范围参照《输气管道工程设计规范》(GB50251---2003中第2.0.16条。2.0.3本条的定义及范围参照《输油管道工程设计规范》GB50253—2003中第2.O.17条。2.0.4本条的定义及范围参照《输油管道工程设计规范》GB50253---2003中第2.O.18条。2.0.5本条的定义及范围参照《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第2.O.25条。2.0.6本条的定义及范围参照《输油管道工程设计规范》GB50253---2003中第2.O.22条。2.0.7本条的定义及范围参照《输油管道工程设计规范》GB50253—2003中第2.O.23条。2.0.8本条的定义及范围参照《液态烃和其他液体管线输送系统》ASMEB31.4中的用法，弯头特指由工厂制造的、用于改变管道走向的管件。 3施工准备3.0.1～3.0.5根据以往石油天然气长输管道工程施工的经验教训和长输管道工程的施工特点(易受征地、征路、材料供应、寒冷天气、高温天气、大风天气、汛期洪水、特殊地形等条件的制约)提出了为保证质量、按期完工、降低消耗、实现文明施工、顺序施工的五条施工准备要求。   提出施工主要材料(包括防腐管、弯头、焊材、补口材料)的储存和现场征地量应能满足开工后作业要求作为开工的基本条件是借鉴了国际工程(如突尼斯工程、苏丹工程、利比亚工程等)的经验及近几年国内大型管道工程的施工经验。4材料、管道附件验收4.1一般规定4.1.1所采购的工程材料、管道附件的材质、规格和型号必须符合设计要求，其质量应符合国家现行有关标准的规定，并具备出厂合格证、质量证明书，以及材质证明书或使用说明书。有关标准如下：   1钢管标准：   《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管))GB/T9711.1   《输送流体用无缝钢管》GB/T8163美国《管线管规范》APISpec51   2管件标准：   《钢板制对焊管件》GB/T13401   《大直径碳钢管法兰》GB/T13402   《钢制对焊管件》SY/T0510   《绝缘法兰设计技术规定》SY/T0516   《油气输送用钢制弯管》SY/T5257   3线路截断阀门标准：   《通用阀门法兰和对焊连接钢制闸阀》GB/T12234   《通用阀门法兰和对焊连接钢制球阀》GB/T12237   《阀门的检查与安装规范》SY/T4102   4焊接材料标准：   《碳钢焊条》GB/T5117   《低合金钢焊条》GB/T5118   《碳素钢埋弧焊用焊剂》GB/T5293   《气体保护电弧焊用碳钢、低合金钢焊丝》GB/T8110   5防腐材料标准：   《钢质管道单层熔结环氧粉末外涂层技术规范》sY/T0315   《埋地钢质管道煤焦油瓷漆外防腐层技术标准》sY/T0379   《涂装前钢材表面预处理规范》SY/T0407   《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414   《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》SY/T0415   《埋地钢质管道石油沥青防腐层技术标准>SY/T0420   《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》SY/T0447   《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》SY/T40134.1.2本条主要依据以下标准规定：   1弯头：取自《输气管道工程设计规范>GB50251---2003中第4.3.13条，《液态烃和其他液体管线输送系统》ASMEB31.4中第434.7.3条。    2冷弯管：取自《液态烃和其他液体管线输送系统》ASMEB31.4中第406.2.1条、第434.7.1条。4.2材料、管道附件检验及修理4.2.1质量、技术资料检查的目的是控制材料、管道附件的质量，对于一些对工程质量有较大影响的关键性材料、附件、阀门的质量(或性能)有疑问时应进行复验。4.2.2为确保钢管质量，使用前应进行钢管尺寸偏差和外观质量检查。   1依据《输气和配气管道系统》ASMEB31.8中第841.242条。   2依据《输气和配气管道系统》ASMEB31.8中第841.243条。   3依据《液态烃和其他液体管线输送系统》ASMEB31.4中第434.5条。4.2.5绝缘接头水压试验和绝缘测试按照厂家出厂技术文件并借鉴了管道工程的传统做法。4.2.6试压根据《阀门的检查与安装规范》SY/T4102—95中第4.2.1.1款和表4.2.2—2、4.3.3--1确定外观检查的要求，参照《输油管道工程设计规范》GB50235--2003确定了壳体试验和密封试验的压力与持续时间。5交接桩及测量放线5.1一般规定5.1.1线路走向应经设计单位勘测，并埋设线路控制桩，设计单位与施工单位应在现场进行交接。5.1.2控制桩是设计测量的成果，是其他桩点的基准点，施工后将控制桩恢复到原位置也是管道运行管理需要的。5.2交桩、移桩5.2.1通过核对桩号、里程、高程、转角角度，原桩丢失后复测补桩，防止造成工程失误。5.2.2由于设计控制桩是在开挖管沟范围内，因此，施工前统一规定平移，或采用引导法引出原桩。副桩不宜设置到堆土侧，因为堆土将会埋掉副桩，给查找和测量工作增加困难。5.3测量放线5.3.1如果设计线路不合理，必须经设计单位同意后改线，不得擅自改线。5.3.2为严格控制线路轴线(或开挖线)和占地边界线，加设百米桩后拉线或撒白灰线。5.3.3、5.3.4转角处和变坡点是线路工程关键的控制位置，因此，增设加密桩和根据其参数放线，以便精确控制线路位置。5.3.5本条依据《输气管道工程设计规范》GB50251—2O03中第4.3.14条的规定。5.3.6加设临时标志桩便于明确特殊点的线路位置和对照检查。6施工作业带清理及施工便道修筑6.1施工作业带清理6.1.1在确定施工作业带占地宽度时，改变了原标准硬性规定数值的做法。而采用了考虑到各种影响作业带占地宽度因素的公式计数法，有利于减少用户和施工企业之间的分歧，保证工程顺利进行。对特殊地段占地可适当增加。山区地形复杂，非机械化流水时占地宽度不做明确规定。6.1.2清理工作给测量放线和施工机具进场创造工作条件，考虑到近几年对环保要求的不断提高，故提出了保护地表植被的要求。6.1.3提出本条要求旨在更好地保护标志桩。6.1.4结合近几年施工经验，铺设过水管、搭设便桥(租用部队或当地已有的，也可自制)是通过沟渠的成功做法。6.2施工便道修筑6.2.1 从经济实用性角度出发，施工便道没有考虑路基和排水要求，仅考虑了好天气条件下可以通过的车辆，但在具体工程中，可根据需要加以考虑。对施工便道宽度、承载力、平坦的要求是总结了近几年钢管在便道上运输时屡次出现的翻车等事故而提出的。6.2.2一般在中东部地区应修临时性桥涵，西部无水或水很小的石质小河、沟渠可不修。6.2.3沼泽等地区应根据路基条件修筑施工便道。6.2.4很多野外地下构筑物和设施没有考虑大型施工机具和车辆在其上面通过，因此，管道施工机具和车辆如果在上面通过前应酌情采取保护措施。6.2.5总结近几年陡坡地段施工经验，提出了本技术要求。7材料、防腐管的运输及保管7.1装卸7.1.1采用专用吊具可以很好地保护管口。本条参考了《液态烃和其他液体管线输送系统》ASMEB31.4中第434.4条要求。双联管长度(16～24m)较长，因此采用扁担式吊具。7.1.2引自四川人民出版社1995年出版的《安全工程师手册》。7.2运输7.2.1本条对钢管汽车运输时，应符合交通部门的规定提出了要求。拖车与驾驶室间设置止推板，对于保证驾驶员的安全是必要的。7.2.2本条旨在减少管子混装，预防安装时将不同种类的管子用错。7.2.3运输中保护防腐层具有重要意义，减少修补，提高质量。7.2.4本条是结合厂家的质量保证要求及国外通用做法提出的。7.2.5本条的提出目的在于分清责任。7.3保管7.3.1本条提出了材料保管的方法和目的。7.3.2玻璃布、塑料布、聚乙烯、环氧粉末、焊条、热收缩套等材料均应防雨，所以要求存放在库房中，并应注意防火。特种材料库房要求通风干燥。7.3.5阀门应防止泥土、砂石及雨水进入，宜原包装存放。7.3.6沥青存放场地的要求：设地面和围墙，以及天气炎热时有凉棚，这是为了防止沥青融化，有粘土杂质；以及污染环境。8管沟开挖8.1管沟的几何尺寸8.1.1规定侧向斜坡管沟深度按低侧计算，可保证管道覆盖深度。8.1.2规定了管沟的边坡坡度。根据实际情况，施工时常有推土机、挖掘机、吊管机、拖拉机、运管车运行，应按动荷载考虑边坡坡度。8.1.3深度超过5m的管沟一般采用阶梯式开挖。当采用机械开挖时，阶梯面的宽度要能容纳一台设备(单斗)行走，阶梯的高度以3.5m为宜，便于在单斗臂长范围内作业。8.1.4弯头、弯管处K=1.5m，是因为管线热胀冷缩，弯头、弯管地点有一定的变动，只有加大K值，才能消除影响。沟下焊接时，根据半自动焊焊接规程K=1.6m。连头处K=2.0m是因为要进行沟下射线检测。8.2管沟开挖8.2.1应重视保护地下设施。在机械开挖时，不清楚地下设施，如电缆和光缆，则很容易将其挖断造成事故，因此规定3m内采取人工开挖。8.2.2为了保留施工作业场地，规定一侧抛土。8.2.3为了保护表层耕作土提出此条规定。8.2.4做出必要的爆破安全规定。8.2.5根据保护文物法规，施工单位有责任保护地下文物不受损坏。 8.2.6在道路穿越施工中设置警告牌、信号灯及在密集的居民区施工设置安全围栏、警示物等是保证安全的重要措施。8.3管沟验收8.3.1本条依据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401---98中第3.3.2条的规定。8.3.2随着近几年对环境保护工作的重视，超占地已达到有效控制。在管沟开挖时，施工技术要求先放管沟开挖中心线，因此，管沟开挖中心线偏移已得到控制。同时，为保证管道下沟时不受较大外力，管沟一般应按管道位置开挖，因此，规定管沟中心线偏移指标已失去意义。此外，原行业标准中规定变坡点位移小于100mm，也无较大意义，对管道的安全性不产生影响，反而增加现场质量控制的难度，结合近几年管道施工经验，将其调整为小于1000mm。8.3.3本条依据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401—98中第3.3.3条的规定。8.3.4加强管沟检查交接工作，目的是确保管沟开挖质量，避免下沟时出现问题。9布管及现场坡口加工9.1布管9.1.1布管前选管是保证对口质量和效率的有效措施，尤其是大口径、大壁厚管道更明显。9.1.2提出本条旨在保护钢管防腐层。9.1.3本条出于安全和施工方便考虑。9.1.4沟上布管的管墩高度随地形变化。袋状物作管墩有比较稳定、柔软、不易损坏防腐层、耐用以及重量轻、易搬动等优点。O.4～0.5m高度是保证焊接的需要。9.1.5吊管机布管不宜双根或多根吊运，是因为管子之间在行进中互相碰撞，易损坏防腐层。9.1.6沟边到管壁的距离为大于等于1.0m(潮湿软土1.5m)，是考虑到焊接、防腐、探伤人员活动方便，更主要的是工作安全，不容易管线滚落下沟。有时先焊管后挖沟，挖沟机的边缘要超过沟边O.8m左右。给出计算公式，为的是确定布管位置。9.1.7沟下布管，管子首尾留有100mm的距离，并错开摆放，是防止管口碰撞和方便管道清洁、坡口清洁及摘钩。9.1.8结合近几年陡坡地段施工经验提出。9.2现场坡口加工9.2.1～9.2.3这三条是从西气东输管道工程的施工实践中总结而来，主要适用于大口径、大壁厚采用自动焊接时的管道工程。10管口组对、焊接及验收10.1一般规定10.1.1～10.1.4这四条是依据《钢质管道焊接及验收》SY/T4103制定的。10.1.5在总结涩宁兰工程、兰成渝工程、西气东输、陕京二线等工程的现场焊接中，风对各种焊接方法的影响情况所选取的数据。10.2管口组对与焊接10.2.1对焊接头型式应根据设计文件和焊接工艺规程选用。本规范提供了推荐做法，来源于西气东输工程、陕京二线工程中大壁厚管道坡口设计的新成果。10.2.2表10.2.2中规定的依据：   1～4依据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401—98表7.2.4中第1～4款的规定。   5 参照《管道及相关配件的焊接》APIStd1104中第7.2条及根据国内目前的制管水平、管道施工质量要求等综合考虑而确定的。   6依据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第4.3.14.1条的规定。   7依据《输气和配气管道系统》ASMEB31.8中第841.232条的规定。10.2.3焊条烘干主要应依据厂家说明书进行。低氢焊条烘干到规定温度是必要的，而纤维素焊条由于药皮中存在有机物，因此，一般情况下不易烘干。10.2.4管道焊接时采用专用卡具是必要的，否则地线与管外壁碰撞、接触产生电火花易烧伤母材。目前，施工企业广泛采用的是半圆托架型专用卡具。施工现场大量实践表明：对于环氧粉末防腐管，焊接飞溅易造成每侧300mm的防腐层烧伤，有时甚至露出母材，导致防腐层破坏。而对800mm范围内进行保护即可防止出现飞溅灼伤的问题。10.2.5采用内对口器可使管口对接处错边减少。完成根焊后移去内对口器可防止由于强力造成焊接处开裂，这项规定是必要的。10.2.6预热的主要目的是为了降低钢材的淬硬程度，延缓焊缝的冷却速度，以利于氢的逸出和改善应力条件，从而降低接头的延迟裂纹倾向。如果层问温度不足，就相当于预热温度偏低而达不到预热的目的；但若层间温度过高或预热温度过高，易引起过热或产生接头塑性和冲击功的下降。10.2.7野外施工，管道焊接工序极易受环境因素的不利影响，尤其是受风的影响，风速超出允许值后，容易造成气孔、夹渣等缺陷，为了在风速超标时仍能焊接，目前管道施工企业有的采用了防风棚，按照焊接方法不同、风速的大小不同，可选用两侧防风设施、简易防风棚、密闭型防风棚和密闭重型防风棚。10.2.9目前，焊后缓冷多采用复合型缓冷装置，即由耐热材料、保温材料、保护层等组成，需缓冷焊缝，焊后不允许立即清除药皮，待缓冷结束后，方可清除药皮和修补。10.2.10对焊接管段进行临时封堵，可防止动物、杂物等进入正在组焊的管段。临时封堵装置可利用机械式、套筒式、收缩套堵板式等。10.2.11因为钢材强度提高，不宜打钢印，改为记号笔标志，并写在防腐层上，其记号既可保留一定时间而且不破坏防腐层又可查找。10.3焊缝的检验与验收10.3.1本条参照了《钢质管道焊接及验收》SY/T4103的相关要求和《管道及相关配件的焊接》APIStd1104中第7.8.2条、9.7条的规定。10.3.2无损检测标准采用石油天然气行业标准是基于目前的施工实践。参考《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401—98中第7.3.2条制定。10.3.3本条依据《输油管道工程设计规范》GB50253～2003中第9.1.8条1款、2款、3款的规定。10.3.4本条依据《输气管道工程设计规范》GB50251—2003中第10.1.9条2款的规定。10.3.5本条依据《输气管道工程设计规范》GB50251—2003中第10.1.9条3款的规定。10.3.6本条是依据西气东输工程实践制定的。10.3.7根据国内普通做法。10.3.8对无损检测人员的资格做出规定，是根据国家主管部门的强制要求提出的，也是目前国内的一致做法。11管道防腐和保温工程11.0.1本条给出了管道防腐和保温工程应执行的标准。11.0.2本条提出了应达到的质量要求。11.0.3管道锚固墩、穿越段管道、阴极保护测试线焊接处的防腐是薄弱环节，是质量控制点，所以要求经检查合格后方可进行下一道工序。 11.0.4管线地下与地上交界处的防腐层易破损，同时也经常是两种不同类型的防腐，所以要求妥善处理，并要求增加热收缩套补口。12管道下沟及回填12.1管道下沟12.1.1本条规定是为了保护管道防腐层和不影响附近居民生活与生产活动，沟上焊接的管道应尽快组织下沟。12.1.2根据库鄯输油管道和西气东输管道工程实践，戈壁段细土最大粒径20mm对防腐层基本无影响。12.1.3本条参照了《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401--98中第8.1.3条及西气东输工程、有关国际工程的施工经验。12.1.4本条规定下沟前的电火花检漏是因为前道工序均易造成防腐层损伤。12.1.5本条根据《输气和配气管道系统》ASMEB31.8中第841.252条及施工实践而确定的。12.1.6防止滚管的措施：管沟上放置安全横担，或用拖拉机横向拉管。12.1.7复测的目的之一在于修改竣工图。12.2管沟回填12.2.1～12.2.5参考了《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401--98中第8.2.1～8.2.5条，并结合西气东输工程实践。12.2.6本条依据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第4.3.2条的规定。12.2.7～12.2.11根据西气东输工程实践而制定。13管道穿(跨)越工程及同沟敷设13.1管道穿(跨)越工程13.1.1《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》SY/T4079、《石油天然气管道跨越工程施工及验收规范》SY0470已对管道穿越、跨越工程施工有专门的要求，并包括了管道试压的要求，执行本规范的同时，还要执行这两个规范。13.1.2本条依据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401--98中第10.1.2条而制定。13.1.3套管与输送管之间绝缘不好将会使牺牲阳极带失效，本条参考了绝缘法兰的技术要求，将绝缘电阻规定为2MΩ。13.2穿越地下管、缆13.2.1本条根据施工实践而制定。13.2.2本条依据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第4.3.12条1款，《输油管道工程设计规范》GB50253--2003中第4.2.14条的规定。13.2.3本条依据《输气管道工程设计规范》GB50251---2003中第4.3.12条2款，《输油管道工程设计规范》GB50253---2003中第4.2.14条的规定。13.2.4、13.2.5本条根据《液态烃和其他液体管线输送系统》ASMEB31.4中第434.6条的规定。13.3管道同沟敷设13.3.1输油管道同其他管道平行敷设时，其间距应考虑施工、检修的需要及阴极保护相互干扰的影响，并符合国家现行标准《钢质管道及储罐腐蚀控制工程设计规范》SY0007的有关规定。13.3.2管道与通信光缆的净距规定，主要是根据施工及维修的需要。14管道清管、测径及试压14.1 一般规定14.1.1本条规定了应分段清管、分段试压。14.1.2本条依据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第10.2.2条的规定。14.1.3连头、线路截断阀及其他设备不重复试压的规定，参考了《输气和配气管道系统》ASMEB31.8中第841.3条的规定。14.1.5出于安全的需要，考虑施工人员及附近公众与设施的安全，做出了清管试压的安全规定，参考了《输气和配气管道系统》ASMEB31.8中第841.36条的规定。14.1.6根据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第10.2.3条和《输油管道工程设计规范》GB50253—2003中第9.2.6条，对试压介质做出规定。对于特殊地段的管道试压，实际上在三、四级地区有时也选用气压试验，但必须严格按照具体工程中设计的要求进行气压试验。14.2清管、测径14.2.1～14.2.6总结清管的经验做出的这六条规定，为了保证清管的质量与安全。清管接收端选择高地是为了防止排水倒灌。14.2.7本条是结合国际工程及西气东输工程实践而做出的规定，对管段进行测径有利于尽早发现施工中出现的管道变形，对尽早清除隐患是必要的。14.3水压试验14.3.2由于水压试验有国家标准《液体石油管道压力试验》GB/T16805，因此，本章对操作和设备的规定较少。分段长度定为不宜超过35km，这是因为近年来随着施工质量的提高，试压成功率较高，35km的分段长度，不但可以提高试压工作效率，减少连头工程量和水资源浪费，而且会提高施工的经济效益。特殊地段一般是指山区陡坡地段，在西气东输工程、陕京二线工程、冀宁联络线工程、西部管道等工程中在陡坡地段的试压中，最大强度试验压力值均达到了0.95倍的管材最低屈服强度。14.3.3试压充水以前为开孔排气，现在一般改为加隔离球，可减少管线开孔。14.3.4、14.3.5试压的压力值和稳压时间均依据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第10.2.3条、《输油管道工程设计规范》GB50253—2003中第9.2.7条的规定。允许压降根据《输气管道工程设计规范》GB50251---2003中第10.2.4条、《输油管道工程设计规范》GB50253---2003中第9.2.7条的规定和近几年工程实践而确定的。14.3.6由于输气管道内介质为气体，而试水压时，当管段较长时，其产生的静压力容易造成支撑结构受损。因此，核算强度和加固处理是必要的。14.3.8结合近几年管道清扫的新技术成果，提出了清扫的质量标准。14.4气压试验14.4.1根据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401—98中第9.4.1条的规定。14.4.2～14.4.4为保证试压的精度和安全性做出的常规规定，同时参考了《液体石油管道压力试验》GB/T16805—1997中第3.4条。14.4.5根据《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY0401—98中第9.4.5条的规定。14.4.6压力值与稳压时间根据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第10.2.3条、10.2.4条和《输油管道工程设计规范》GB50253--2003中第9.2.5条、9.2.6条、9.2.7条的规定。试压合格标准，根据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第10.2.4条、《输油管道工程设计规范》GB50253--2003中第9.2.7条的规定和西气东输施工实践而确定的。14.4.7提出本条是出于安全的考虑。15输气管道干燥15.0.1 本条依据《输气和配气管道系统》ASME31.8中第841.42条和《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第10.3.1条提出了输气管道干燥的要求。欧共体国家和中国都已经在使用，且取得了良好效果。15.0.2本条根据《输气管道工程设计规范》GB50251—2003中第10.3.2条的规定。15.0.3本条参考了《输气管道工程设计规范》GB50251---2003中第10.3.3条的规定。15.0.4本条根据《输气管道工程设计规范》GB50251--2003中第10.3.4条的规定。16管道连头16.O.1管道连头是指在施工中因穿(跨)越、阀室、清管、测径、试压、管道转角等处施工技术要求的限制而预留的管口。16.0.2因连头处施工难度大、投入人员多、使用机具较多、作业坑较深，故提出了作业环境的要求。16.0.3为保证连头质量，对切割防腐管做出了规定。16.0.4由于作业场地狭窄，根据以往施工经验教训，提出了吊装和监护的要求。16.0.5连头处，管沟的实际成沟，往往与设计图纸不符，因此，提出了应根据实地测量结果选择和使用弯头或弯管，以确保连头的准确性。16.O.6连头时两侧管段已组焊完毕，存在着热胀冷缩，造成了预留的空段实际是一个变化长度，因此，提出了为保证质量，一方面下料时要考虑热胀冷缩，另一方面，要提高组焊速度。16.O.7本条依据《输油管道工程设计规范》GB50253--2003中第9.1.8条的规定。17管道附属工程17.1截断阀室及阀门安装17.1.2阀室建完后，重量大、体积大的阀门运入室内时常常有困难，不得不拆门，因此，要合理安排交叉施工。17.1.4阀室内埋地管道和阀门的防腐为质量控制点，应经检查合格后回填。17.1.5穿墙缝隙应堵严，防止墙外地下水流入，或者对于多房间的阀室，防止出现泄漏、油气流窜。17.1.8根据目前阀室安装的实际情况，提出了阀室安装后，单独清管、试压的要求。17.2阴极保护工程17.2.3为了不伤管线母材，本条规定测试线的焊接采用钎焊和热熔焊。17.2.4阴极保护需经测试后才知是否正常。由于外界干扰电流影响，自然电位异常时应由设计人员处理。17.3里程桩、转角桩、标志桩、锚固墩、警示牌17.3.1、17.3.2管道里程桩、转角桩、标志桩是为了便于寻找管道位置以利维护管理，以及引起群众和其他单位从事建设施工、农业耕作等活动时注意，以避免损坏管道。因此，本规范对以上三桩的制作和埋设提出了较详细的要求。17.3.3为了使锚固墩更好地起到限制管道位移和保证管道稳定的作用，本规范做出了相应规定。17.3.4提出了对警示牌使用材料的要求，保证夜间醒目。17.4线路保护构筑物   线路保护构筑物对管道安全有重要作用，所以要执行国家建筑施工及验收规范。18健康、安全与环境   本章实施时应参考《中华人民共和国安全生产法》、原国家经贸委《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》、劳动部《压力管道安全管理与监察规定》、《建设项 目(工程)劳动安全卫生监察规定》及国家现行标准《职业健康安全管理体系规范》GB/T28001、《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T6276等健康、安全方面的相关规定和《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国水土保护法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《建设项目竣工环境保护验收管理办法》及现行国家标准《建筑施工场界噪声限值》GB12523、《污水综合排放标准》GB8978、《土壤环境质量标准》GB15618、《环境管理体系规范及使用指南》GB/T24001等环境保护方面的相关规定。19工程交工验收19.0.1本条点明了本章主旨：一是阐明工程交工验收是指建设单位对已竣工工程的验收；二是施工单位所承包的工程全部完成后，方可验收。管道工程不单独验收(除非施工单位仅承包管道工程)。19.0.2本条对检查内容作了原则规定，即：   1按合同全部完工。   2质量合格。19.0.3本条提出了工程交工时，施工企业应向建设单位提交的主要技术资料类别，其中不包括过程控制资料。无损检测资料有时由检测单位整理提交，因此，这种情况下施工单位不再整理提交。此外未包括专用的监理资料，监理单位可参照本章并按照建设单位要求进行补充。19.0.4根据工程以往交工经验，不影响试运投产的尾工有时存在，因此，提出允许在限定条件下的验收。长输管道事故类型长输管道概念长距离输气管线系统通常由集输管网、燃气净化设备、输气干线、压气站、分输阀室、分配站（终点调压计量站）、管理维修站、通讯与遥控设备、阴极保护站（或其他电保护装置）、及管路附件等组成。由气源点采集的燃气，经节流、分离出游离水、油和机械杂质等后，由集气管进入集气站。从集气站出来的燃气进入处理厂进一步净化后进入起点站，在起点站中除尘、凋压，计量后送入输气干线，如果燃气的起点压力较低，则应设置压气站升压。　　长距高输气管线采用超高压力输气，输送的起点压力一般为1.0~2.5Mpa。通常每隔一段距离设置中间压气站，以便保持长输管线恒定的输气压力。起点站管道系统　　起点站的主要任务是保持输气压力平稳，对燃气压力进行调节，计量燃气的流量，除去燃气中的液滴与机械杂质。分输阀室　　为保证长距离输送的介质的压力，设计会分段（一般为30KM/座）设置分输阀室，主要保证输送的压力和截止作用。分配站管道系统　　燃气分配站（门站），设置于长输管线的终端，又称终点调压计量站，是城镇、工业区分管网的气源站，其主要任务是转输长输管线送来的燃气。燃气在站内进一步除尘，并将压力调至城市高压环网或用户所需的压力，计量加臭后，送入城镇，工业区的管网。如何消除长输管道的安全隐患　　1、不了解长输管道的危害性 　　长输管道会从民房、学校、工厂、农田里穿过，如此近距离的接触，危险性不言而喻。但由于对管道安全技术规范不了解，对输送介质的危害特性不清楚，对天然气泄漏可能导致的严重后果认识不足，很多人认为这么厚的钢制管道不会出事，也出不了大事。这种安全知识缺乏，以及思想上的轻视和行为上的麻痹大意，是导致沿线管道安全隐患的根本原因。　　2、第三方施工　　在管道申请获批后，当地政府可能会相应规划高速公路、成品油管线等工程建设，导致多个线性工程相互影响，表现为近距离平行布置、交叉穿越和油气管线同沟铺设。由于多个工程分属于不同的建设单位，现场建造施工又不可能同步进行，加上设计、施工、运行的安全标准不尽相同等原因，引起安全距离不足、开挖造成管线损伤、施工机具材料对埋地管道的碾压、爆破，这些危害是造成输气管道安全隐患的主要原因。　　3、水工保护　　自然因素也是影响管道安全运行的重要原因。雨季、台风等自然因素引起的雨水冲刷会导致水保工程倒塌、管道埋深不足甚至管道裸露。此外，施工工序间隔时间过长，会导致保护措施相对滞后、施工质量不符合规范要求，成为影响水工保护失效的原因之一。　　4、海管周围抛锚取砂　　在管线保护区抛锚、停泊的现象时有发生，台风期间大量船舶在湾内避风时情况更为严重，同时还存在走锚损坏海管的危险；湾内潮差较大，低潮时船舶直接座在海管的风险较大；保护区取砂、疏浚和倾倒疏浚物等都可能构成管道安全运营的隐患。　　5、完整性管理对策①　策略性措施　　提请福建省政府出台《福建省石油天然气管道设施保护办法》，为管道完整性管理提供法律依据；制定管道专项应急预案，报当地政府备案，以便在应急响应时能协调和利用当地各种资源；建立管道保护专业人员与地方巡线员相结合的工作模式。巡线员现场能解决的问题就地处理，不能解决的上报公司，公司无法独立解决的提请地方政府协调解决，确保及时解决发现的安全隐患；与管道沿线各村签订管道附属设施保护协议。②　技术性措施　　组织设计、施工、运营单位，对管线进行实地全线安全隐患排查，主要检查设计是否符合规范、施工单位是否按图施工、变更是否按程序进行，运营操作是否符合公司的模式化管理要求；对已完工段管道进行定位测绘，并报各地市规划局备案，减少和避免新项目对管线安全运营的影响。　　不仅如此，福建LNG公司还在原设计的基础上，对一期工程全线增加了450个警示牌，管道标志总数达2700个，平均130m一个，增强了提示和警示效应，对预防和减少事故隐患起到重要作用。③　施工管理性措施　　对管道沿线被损坏的附属设施按计划进行维护，有水保要求的区段进行了水土保护，植被恢复面积约24.5万m2；加强与福厦高速公路扩建单位的信息沟通，坚持做到事前核实图纸，事中现场测绘定位并标识管道实际位置进行过程巡查，事后复检的管理办法，避免高速公路施工对管道造成影响；与中石化成品油管道业主(监理、施工单位)签订福建LNG天然气管道安全保护协议，管道保护人员及巡线员对施工进行全程监督，避免成品油管道施工对天然气输气管道造成影响。④　.海管安全管理专项措施 　　办理湄洲湾海底管道的海域使用权证书，确定合法使用权人的法律地位，便于保护公司的合法权益。将海管路由提交有关管理部门，提请及时更新海图，方便船舶识别湾内保护目标。按导助航的要求，在海管保护区域设置永久性航标及灯桩等导助航设施，方便船舶过往通行。在海管出入海处设专门的巡视员，掌握海管周围船舶动态，发现危害管道的事件时及时请海事部门消除危害。加大安全投入，申请专项资金支持海事局配备海事巡逻艇，建设湄洲湾VTS(船舶交通管制系统)，从执法手段和监管方法上提供便利条件，促进海管安全管理。　　按海底管道保护范围发布永久性航行通告，正确履行特定的告知义务。配合监管方，加强对湾内过往、作业船舶的安全管理；提醒湾内船舶注意保护海管；避免海损事故发生纠纷时，因没有正确履行告知义务可能造成的被动局面。①　日常维护及宣传措施　　聘请巡线员，每天对管道进行巡检；定制GPS管道巡检系统，对巡线员巡检的时间、位置、频次进行在线监督。　　采取多种形式、多个渠道宣传普及天然气安全知识，提高安全意识。向用户印发《LNG安全手册》《LNG安全技术说明书》《液化天然气产品标签》；制作管道保护宣传片，在当地地市电视台及管道沿线各村播放；制作管道保护宣传挂历5000册、《福建省石油天然气管道设施保护暂行办法》1万册在管道沿线村庄发放；发放如扑克牌等有关管道保护的文化体育用品。②　本质安全性措施　　除了设计、施工阶段做好本质安全管理以外，运营期也可采取管道清理、变形检测、腐蚀检测、阴极保护检测等措施，保证管道完整性管理，实现安全运营目标。输送的介质一般是石油、天然气等易燃、有毒物质由于其输送距离较长，又往往需要穿越城乡等人员密集场所，一旦出现事故，无论是经济损失，还是社会影响，都是巨大的因此，正确辨识的危险、有害因素，是对其实施有效控制的先决条件。储运设备与设施危险有害因素（一）管子、管件危险有害因素目前，国内除公称直径较小（一般为DN150以润的输送管道采用无缝钢管外，其它都采用螺旋缝埋弧焊钢管这种钢管焊缝长度较长，焊缝产生缺陷的概率高捍缝受力情况复杂，内壁存在较大的拉应力；并且几何尺寸不稳定，装配、焊接后易形成错边、棱角等在运行过程中受压力、热应力等载荷作用，加上管道内部介质和外部土壤的腐蚀，将造成腐蚀或应力腐蚀、疲劳或腐蚀疲劳等失效弯头等管件受介质冲刷、热胀冷缩产生变形而可能产生事故隐患。在运行过程中，管线内外部严重腐蚀；油温或气温突然变化，管线急剧膨胀或收缩；管线受外力压轧、打击等，都将造成事故。（二）阀门、法兰、垫片及紧固件危险有害因素A）材料、压力等级选用或使用错误。B）制造尺寸、精度等不能满足实际要求。C）阀门密封失效。D）自动控制等阀门的控制失灵，手动操作阀门的阀杆锈死或操作困难。E）管道布置不合理，造成附加应力或出现振动。F）使用过程中阀门误动作、阀门限位开关失灵、阀门故障等，未按要求进行检验、维护等。（三）输油泵、压缩机危险有害因素往复式输油泵具有效率高、使用前不需要加油、液体黏度对泵的工作性能影响不大等优点，但常造成液流波动，这种液流脉动作用在管道内形成一种不稳定流状态。当开（关）阀门或停泵等操作时，这种不稳定液流在管道内产生压力波动，严重时形成水击，造成超压、管道及设备、设施损坏。 离心式输油泵具有操作简单、液流无波动、工作状况易于调节、易于自动化等优点。但在泵入口处液体压力过低的情况下，会发生汽蚀现象，表现为泵体产生噪声和振动，严重时会使泵叶片遭受“剥蚀”，导致扬程下降，效率降低，设备基础螺栓松动及管道与设备连接处损坏。离心式压缩机效率低，而且偏离工作点越远，效率越低；当流量降至某一数值时会发生喘振现象。喘振发生时机组激烈振动，并伴随着异常的吼叫声，管道和仪表也随之振动。严重的喘振会破坏压缩机的密封，损坏止推轴承，叶轮有可能被打坏，造成严重的事故。（一）储存设施危险有害因素A）支撑问题。地上平底储罐或球罐都是支撑在混凝土基础上，如果混凝土基础设计或建造强度不能满足承重要求，或者是建在不良地质上，在使用过程中将出现混凝土基础不均匀沉降。这种不均匀沉降将使储罐倾斜，导致平底储罐底板开裂，球罐支座处壳体开裂，连接管道断裂，引起介质泄漏。B）地层影响。地下LNG（液化天然气）储存设施基础设计、建造强度不足或处于不良地质层时，也会造成容器破坏，引起介质泄漏。C）安全附件。储罐的温度、压力、液位等安全附件或相应控制发生故障、控制失灵。D）正压保护失效。平底结构的LNG储罐氮气正压保护失效，或真空结构夹层内真空降低，绝热保温材料吸水失去绝热作用，引起罐内温度、压力急剧升高。E）保护层失效。LNG储罐的绝热保温材料性能差，在使用一段时间出现老化、变质，难以起到绝热保温效果。来源：考试大F）呼吸阀、阻火器失效。油罐的呼吸阀被冻结、阻火器被堵塞，或进出油量过大而超过呼吸阀的能力时，引起油罐内外压力不平衡，造成胀罐或瘪罐事故。G）浮顶油罐事故。浮顶油罐在透气阀堵塞、密封设施不良、导向架卡阻、排水阀堵塞使浮顶积水时，引起浮顶沉船，造成事故。H）安装缺陷。储罐安装、施工存在装配、焊接缺陷，而使用过程中又疏于检查和管理，造成事故。I）腐蚀作用。储罐的罐体在使用过程中遭受到周围环境的大气腐蚀、土壤腐蚀以及介质腐蚀等，导致罐体厚度减薄及安全性能降低。特别是罐体底板，由于受到介质沉降物及土壤的腐蚀，加上检验检测困难及底板处介质泄漏后不易及时发现，使之成为安全环节。J）操作失误。对于活动容积储罐，出气量过多或进气量过多将使储罐抽瘪或将钟罩顶出水封槽，使气体喷出；所储气体中氧含量过高、水封冻结或缺乏安全装置等会造成火灾。K）检修事故。检修时，天然气等储罐内介质未完全置换或清理不彻底，以及重新充气时未彻底置换干净，都会引起爆炸。（二）加热炉危险有害因素A）加热炉结构设计不合理或存在制造缺陷，特别是对于各热胀冷缩部件的设计考虑不充分，或制造过程中被限制变形，在运行时可能造成开裂或损坏。B）加热管在加工制造时被损坏，或其与管板焊接存在缺陷，在压力载荷、热载荷或腐蚀条件下，焊缝及管道缺陷会扩展，直至开裂造成事故。C）加热炉停运时间较长时，低于露点温度时的水蒸气与积灰中的二氧化硫、三氧化硫等腐蚀管壁，缩短加热炉的使用寿命甚至管壁穿孔。D）加热炉都配有低压高能点火装置和自动熄火保护装置，这些联锁控制出现故障，极易引起事故。E）加热炉结构不合理、炉管偏流造成炉管局部过热，将炉管烧穿，引起大火。F）燃料油阀门关闭不严，炉膛内有油气，重新点炉时，未按规定程序进行通风吹扫，造成加热炉内油气爆炸起火。G）加热炉操作不当，或发生事故后判断失误，容易造成爆炸事故。 （一）电气设施危险有害因素A）危险区域分级不准确，防爆电气设施等级确定错误。B）电气设施防爆性能或等级达不到产品标准要求；电气设施虽然都符合要求，但连接后，可能整体防爆性能不能满足工况要求；对已具有防爆性能的电气设备、照明设备等进行改装、维护或修理后未经防爆性能检测就投入使用。C）电气设备发生短路、漏电或过负荷等故障时，将产生电弧、电火花、高热。D）电动机使用、维护不良，会引起着火事故，主要原因有：电动机超负荷运行；在检修时，金属物体等杂物混入电动机或绝缘受损、绕组受潮，以及遇高压电将绝缘击穿等；电动机各接头处接触不良；三相电动机单相运行；电动机接地不良，电动机外壳可能带电，造成人员触电伤亡事故。E）电气线路短路、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾事故。主要原因有：导线接头不牢固、接触不良，导致发热，引燃导线的可燃物质及周围的可燃物质；电流超过额定电流值，温度升高，加速导线绝缘材料的老化，甚至损坏，从而造成短路产生火花或电弧；电气线路因意外情况导致两相相碰而发生短路，产生瞬间放电。（二）防雷、防静电设施危险有害因素A）防雷、防静电装置的位置、连接方法不正确。B）避雷、除静电装置故障；防雷、防静电装置质量差或维护不当。C）孤立导体（如浮顶）与油罐接触不良，造成静电聚集。（三）罐车等装运设施危险有害因素A）罐车未定期检验或日常检查、维护不及时，出现安全附件失效、连接阀门松动、运行部件疲劳等。B）输油泵、压缩机等转动机械的轴封失效，装油鹤管或装气快速接头疲劳、老化引起破损甚至断裂，计量装置失效引起汽车罐车冒顶事故，站区内管线密封连接失效等。C）站区管理不严，在危险区动火或带入火种，如汽车排气管未带消火装置，使用铁质工具，违章作业等。D）调车作业违章溜放、行驶违章等操作。E）发油台的自控、遥控、计量仪器仪表、阀门等设备未定期检验、维护而产生故障。F）静电接地不符合要求。（四）安全附件危险有害因素A）安全阀、液位计、温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存在制造质量问题或出现故障失效。B）液位、温度、压力、流量等控制硬件设备选型不当、质量存在问题或控制用软件不适合工艺要求，则有可能造成超压、超温、冒罐、混油、泄漏等事故。（五）人员及安全管理危险有害因素违章作业违章作业包括违章指挥、违章操作、操作错误等。主要表现为：①违章动火；②违章电操作；③违章开关阀门；④输送泵、压缩机组操作违章；⑤检修、抢修操作违章；⑥违章充装。安全管理不规范主要包括：①安全管理制度不完善；②安全管理资料不详尽或资料遗失；③安全管理法规的宣传和执行不力；④安全意识。定期检验困难主要包括：①检验困难；②检验法规、标准不完善；③检验设备、手段相对落后；④安全状况评定难度大；⑤检验人员缺乏经验。 3环境危险有害因素辨识（一）自然环境危险有害因素主要包括：①地震；②滑坡、崩塌；③地面沉降；④台风；⑤雷电；⑥低温；⑦洪水。（十三）社会环境危险有害因素主要包括：①无意破坏：在管道附近甚至管道上修建公路、房屋、建（构）筑物等设施，或进行开挖沟渠、打井等作业，造成严重占压埋地管道，增加管道的负荷，破坏了管道的恒压状态；②有意破坏：盗、扒管道防腐层、仪器仪表、阀门或附属设施，在管道上开孔盗油、盗气，或者人为蓄意破坏管线设施等。职业有害因素辨识噪声输油泵、压缩机等岗位存在噪声危害。暴露在噪声环境下，听觉的敏感性下降。长期在噪声环境中工作缺乏防护措施，可引起听觉疲劳。发生听觉疲劳后，如果仍然长期无防护地在强烈噪声环境中持续工作，听力损失逐渐加重，甚至不能恢复，听觉器官发生器质性病变，造成噪声性耳聋。噪声还可能并发或加重其它疾病，甚至造成精神错乱。高温在高温作业环境下，人体通过呼吸、出汗及体表血管的扩张向外散热。若人体产生热量大于散热量时，人体产生热蓄积，促使呼吸和心率加快，皮肤表面血管的血流量增加。影响人体的水盐代谢功能，发生水盐平衡失调；影响循环，使心跳过速，心脏负担加重；影响消化，出现食欲减退、消化不良以及其它胃肠疾病；影响神经，使人的动作准确性、协调性、反应速度以及注意力降低；影响泌尿引起肾功能不全，使机体的免疫力降低，抗病能力下降。一般在气温超过34℃，热辐射强度在6.31J/(CM2?MIN)以上时，就有可能引起中暑。低温中国北方地区冬季气温较低，一般在-20℃甚至-30℃左右，如果防护措施不当，将造成低温危害。在生产过程中也存在低温作业。在低温条件下，可以出现痛觉迟钝和嗜睡状态，人体长期处于低温环境，还会导致循环血量、白细胞、血小板减少、血糖降低、血管痉挛、营养障碍等。在低温高湿条件下，易引起风湿痛、神经炎以及肢体、面部外露部位的冻伤，影响人体四肢的操作灵活性。当作业人员接触到设备极低温度部位时，将造成严重的低温冻伤事故。长输管道的安全技术措施一．国内长输管道的安全状况国内的压力管道安全监察工作起步较晚，安全监察机构，体制建立较迟，从而造成多年来长输管道一直处于部门各自管理的局面，没有统一的管理，与先进国家相比，国内在标准法规体系建设、设计技术水平、设备设计性能、施工安装质量、检验检测能力及运行管理水平等方面存在较大差距。二．国外长输管道安全管理国外经济发达国家在长输管道的安全管理上起步较早，目前已形成了较为完善的安全管理体系。这主要体现在安全管理职责明确，安全管理法规，标准体系完善科学，企业安全管理行为规范等方面。三．长输管道系统的简介 长输管道系统是一个复杂的系统工程，涉及上游的气田、输气站场、管道、储气库和下游的各个用户。任何一处出现问题都将影响整个系统的运行，特别是一旦出现事故不能向下游正常供气时，将影响到千家万户的正常生活。再加上天然气的易燃易爆及其毒性等特点，一旦管道系统发生事故，将很容易产生重大火灾事故甚至是爆炸、中毒、污染环境、人员伤亡等恶性后果，尤其是在人口稠密的地区，往往会造成严重的人员伤亡及重大经济损失，同时带来非常恶劣的社会及政治影响。一．储运工艺危险有害因素辨识a.设计不合理  b.施工质量问题  c.腐蚀失效 d.管道水击 e.疲劳失效 f.储运设备与设施危险有害因素辨识 g.管子、管件危险有害因素 h.施工质量问题  i.腐蚀失效 j.管道水击 k.疲劳失效 储运设备与设施危险有害因素辨识 l.管子、管件危险有害因素往复式输油泵具有效率高、使用前不需要加油、液体黏度对泵的工作性能影响不大等优点，但常造成液流波动，这种液流脉动作用在管道内形成一种不稳定流状态。当系统开（关）阀门或停泵等操作时，这种不稳定液流在管道内产生压力波动，严重时形成水击，造成系统超压、管道及设备、设施损坏。离心式输油泵具有操作简单、液流无波动、工作状况易于调节、易于自动化等优点。但在泵入口处液体压力过低的情况下，会发生汽蚀现象，表现为泵体产生噪声和振动，严重时会使泵叶片遭受“剥蚀”，导致扬程下降，效率降低，设备基础螺栓松动及管道与设备连接处损坏。离心式压缩机效率低，而且偏离工作点越远，效率越低；当流量降至某一数值时会发生喘振现象。喘振发生时机组激烈振动，并伴随着异常的吼叫声，管道和仪表也随之振动。严重的喘振会破坏压缩机的密封系统，损坏止推轴承，叶轮有可能被打坏，造成严重的事故。m.储存设施危险有害因素A）支撑问题。地上平底储罐或球罐都是支撑在混凝土基础上，如果混凝土基础设计或建造强度不能满足承重要求，或者是建在不良地质上，在使用过程中将出现混凝土基础不均匀沉降。这种不均匀沉降将使储罐倾斜，导致平底储罐底板开裂，球罐支座处壳体开裂，连接管道断裂，引起介质泄漏。B）地层影响。地下LNG（液化天然气）储存设施基础设计、建造强度不足或处于不良地质层时，也会造成容器破坏，引起介质泄漏。 C）安全附件。储罐的温度、压力、液位等安全附件或相应控制系统发生故障。D）正压保护失效。平底结构的LNG储罐氮气正压保护失效，或真空结构夹层内真空降低，绝热保温材料吸水失去绝热作用，引起罐内温度、压力急剧升高。E）保护层失效。LNG储罐的绝热保温材料性能差，在使用一段时间出现老化、变质，难以起到绝热保温效果。F）呼吸阀、阻火器失效。油罐的呼吸阀被冻结、阻火器被堵塞，或进出油量过大而超过呼吸阀的能力时，引起油罐内外压力不平衡，造成胀罐或瘪罐事故。G）浮顶油罐事故。浮顶油罐在透气阀堵塞、密封设施不良、导向架卡阻、排水阀堵塞使浮顶积水时，引起浮顶沉船，造成事故。H）安装缺陷。储罐安装、施工存在装配、焊接缺陷，而使用过程中又疏于检查和管理，造成事故。I）腐蚀作用。储罐的罐体在使用过程中遭受到周围环境的大气腐蚀、土壤腐蚀以及介质腐蚀等，导致罐体厚度减薄及安全性能降低。特别是罐体底板，由于受到介质沉降物及土壤的腐蚀，加上检验检测困难及底板处介质泄漏后不易及时发现，使之成为安全的薄弱环节。J）操作失误。对于活动容积储罐，出气量过多或进气量过多将使储罐抽瘪或将钟罩顶出水封槽，使气体喷出；所储气体中氧含量过高、水封冻结或缺乏安全装置等会造成火灾。K）检修事故。检修时，天然气等储罐内介质未完全置换或清理不彻底，以及重新充气时未彻底置换干净，都会引起爆炸。n. 加热炉危险有害因素A）加热炉结构设计不合理或存在制造缺陷，特别是对于各热胀冷缩部件的设计考虑不充分，或制造过程中被限制变形，在运行时可能造成开裂或损坏。B）加热管在加工制造时被损坏，或其与管板焊接存在缺陷，在压力载荷、热载荷或腐蚀条件下，焊缝及管道缺陷会扩展，直至开裂造成事故。C）加热炉停运时间较长时，低于露点温度时的水蒸气与积灰中的二氧化硫、三氧化硫等腐蚀管壁，缩短加热炉的使用寿命甚至管壁穿孔。D）加热炉都配有低压高能点火装置和自动熄火保护装置，这些联锁控制系统出现故障，极易引起事故。 E）加热炉结构不合理、炉管偏流造成炉管局部过热，将炉管烧穿，引起大火。F）燃料油阀门关闭不严，炉膛内有油气，重新点炉时，未按规定程序进行通风吹扫，造成加热炉内油气爆炸起火。G）加热炉操作不当，或发生事故后判断失误，容易造成爆炸事故。o. 电气设施危险有害因素A）危险区域分级不准确，防爆电气设施等级确定错误。B）电气设施防爆性能或等级达不到产品标准要求；电气设施虽然都符合要求，但系统连接后，可能整体防爆性能不能满足工况要求；对已具有防爆性能的电气设备、照明设备等进行改装、维护或修理后未经防爆性能检测就投入使用。C）电气设备发生短路、漏电或过负荷等故障时，将产生电弧、电火花、高热。D）电动机使用、维护不良，会引起着火事故，主要原因有：电动机超负荷运行；在检修时，金属物体等杂物混入电动机或绝缘受损、绕组受潮，以及遇高压电将绝缘击穿等；电动机各接头处接触不良；三相电动机单相运行；电动机接地不良，电动机外壳可能带电，造成人员触电伤亡事故。E）电气线路短路、过载及接触电阻过大都会导致电火花及电弧的产生，从而引发火灾事故。主要原因有：导线接头不牢固、接触不良，导致发热，引燃导线的可燃物质及周围的可燃物质；电流超过额定电流值，温度升高，加速导线绝缘材料的老化，甚至损坏，从而造成短路产生火花或电弧；电气线路因意外情况导致两相相碰而发生短路，产生瞬间放电p.安全附件危险有害因素B）安全阀、液位计、温度测量仪表、压力表、紧急切断装置等安全附件存在制造质量问题或出现故障失效。B）液位、温度、压力、流量等控制系统硬件设备选型不当、质量存在问题或控制用软件不适合工艺要求，则有可能造成超压、超温、冒罐、混油、泄漏等事故。六．管道施工安全技术措施①管道基础施工安全（1）施工前应对所用工具、机械等进行详细检查，如有损坏应进行修理或更换，以保证使用时安全可靠。经常检查沟壁是否有裂缝，支撑有无松动等异常现象，对查出的不安全问题，应排除后再进行施工。（2）做好沟槽的放水、排水工作。冬季雨雪后，要做好防滑措施。（3）沟槽作业时，要戴好安全帽。上下沟槽的立梯应支稳支牢，严禁从撑木或吊运机械设备等上下沟槽。工间严禁在槽内休息。机械作业时，不得碰撞沟槽支撑。松动支撑应及时加固。（4）所有工具、材料不得向沟内投扔和倾倒，应用绳系送或用设备吊运。所需材料、堆土应距槽边1米以外，并设置土梗拦挡。 （1）对电夯、振动棒、平板振动器等手持电动工具应安装漏电保护器，操作人员须经培训合格后方可操作。操作时，要戴绝缘手套。严禁非电工人员从事电工作业。②　管道安装施工安全（2）施工前，必须对沟边、架空支架得现场通道清理、平整，确保作业道路通畅。要检查沟壁有无裂缝，支撑有无松动，机具是否安全可靠。（3）沟槽、高空作业应设坚固立梯，上端帮扎牢固，下端应有防滑措施。作业人员应戴好安全帽，穿工作服、软底鞋。（4）高空作业要有防护栏杆或安全网，作业人员按规定系好安全带。材料堆放平稳，工具放入工具袋内，防止坠落伤人。遇有恶劣天气时，应停止高空作业。（5）在自然光线不足得作业点或夜间施工时，应设置足够的照明设备。施工现场有减速的交通警示标志。夜间悬挂警示红灯。施工时，还应有专人管制交通。（6）沟槽下管和支架管道吊装应有专人指挥，操作人员要听从指挥，熟悉指挥信号，要精神集中，相互配合，不得擅自离开工作岗位。吊装时，划分的施工警戒区域应有禁区标志，非施工人员禁止入内。③管道接口施工安全操作人员必须戴安全帽，穿工作服，电焊工戴防护面罩及护目镜等。并正确佩戴个人劳动保护用品。必须从立梯上下沟槽或支架，梯子脚应当用麻布包扎，并有专人在下面扶住，防止梯子倾斜和滑倒，开脚梯子之间应用绳索绑牢，防止梯子的两脚滑开。各种电动机械设备，必须有可靠有效的安全接地、漏电保护装置等，方可开动使用。在管道接口前，应检查周围环境是否符合安全要求。如沟槽有无裂缝、撑木、脚手架是否牢固；接口工作坑尺寸是否符合要求；管子敷设是否符合设计高程、管子支设是否稳固以及所用工具有无损伤等情况。发现问题及时处理后，方可进行接口。④管道附属构筑物与沟渠砌筑施工安全（7）砌筑前，检查沟壁有无裂缝，支撑有无松动，机具是否安全可靠。对查出的问题，及时采取加固、修理或更换，以保证施工时的安全。（8）进入砌筑现场必须戴好安全帽，扣好帽带。并正确使用个人劳动保护用品。（9）上下沟槽及脚手架，应设立梯或斜道。立梯、斜道应搭设牢固。严禁作业人员攀登支撑或乘吊运机械设备上下构造或脚手架。（10）砌筑时，若地下水位高于基础时，应采取降排水措施，以利于施工安全。（11）现场运输道路应平整畅通。上、下坡道时，前后车辆应保持一定的安全距离，且车辆不要装的太满。（12）往槽内运砖、石、预制板、砂浆等材料时，采用机械吊运时，吊斗下方严禁站人。吊运应有专人指挥，并严格遵守起重机械的安全技术操作规程。采用溜槽下料时，溜槽应支设牢稳、密封。上下操作人员应相互配合。严禁将各种砌筑材料向沟内抛扔。（13）各种砌体高度超过1.2米时，必须搭设脚手架。脚手架各结构件连接应牢固可靠，材质符合要求，满足砌筑需要，严禁超载。脚手架搭设满足安全技术要求。⑤管道闭水试验施工安全 管道闭水试验漏水时，窨井边应设临时行人便桥，以保证灌水及检查渗水量等工作时的安全。严禁站在井壁上口操作，上下沟槽必须设置立梯、戴上安全帽，并预先对沟壁的土质、支撑等进行检查如有异常现象应及时排除，以保证闭水试验过程中的安全。七．施工中防止燃气燃烧、爆炸及中毒的技术措施①、防止燃气燃烧、爆炸的措施可燃气体爆炸的破坏作用在于爆炸时可燃气体的体积迅速膨胀，造成压力急剧增大。一般情况下，天然气与焦炉煤气爆炸时产生的计算爆炸压力：丙烷为73.5×104帕，丁烷为93.1×104帕，氢、乙炔为161.7×104帕。当可燃性气体和空气混合物在具有足够大的直径和长度的管道内爆炸时，压力的增高可达784×104帕或更高些。由于爆炸时着火介质有冲击波产生，使介质的温度、压力和密度急剧增大，增强了破坏作用。防爆的技术措施是根据形成爆炸的条件来制订的。煤气形成爆炸必须同时具备三个条件：第一　燃气与空气的混合物中煤气的含量在爆炸极限浓度之内；第二　有火种和热源存在；第三　处于封闭容器内，或相当于封闭的容器内。故施工人员可根据现场条件和具体情况，制定安全措施避免爆炸条件的形成，达到安全施工目的。其主要的措施有以下几点：1.在使用钢凿进行凿削带气的铸铁管时（断管、凿削取孔），为防止火星产生，对锤击部位应不停地浇水冷却，并用粘土及时涂抹已凿穿的部位。2.在带气管道（铸铁）上钻孔攻螺纹时宜采用“封闭式的钻孔机”，以防管内煤气大量外泄。用机械割刀切削断管时不应一次将管壁割穿（指铸铁管），切削缝槽的深度应控制在剩余1.5~2毫米管壁，待全部切削完成后用钢制扁凿将剩余管壁击穿，避免切割操作中大量煤气外泄。一旦割穿应迅速用粘土或木枕（锥形）堵塞漏点。3.凡在带气操作中使用的电动机具应配装防爆电机与防爆按钮。4.地下金属管道上可能有电流通过（杂散电流、阴极保护装置等），当管道镶接合拢时存有一定的间隙，此时管道上的电流通到间隙处会产生火花。所以在切割或连接管道时，必须将阴极保护装置断开，用导体与断开的管道两顶端连接，连接线的另一端必须接地。5.对新敷设的燃气管道在尚未换气投产前，应防止煤气渗入管道内。当在带有燃气管道上接管而停气时，也应采取必要措施，防止空气渗入老管道内形成混合气体。在嵌接三通管、镶接时应在待接的老管道顶端钻孔并塞入阻气袋以阻挡空气渗入管内。当完成镶接工程后应连续进行管内混合气体置换工作，直至取样合格为止。如果镶接通气与置换（放散）相隔的时间过长，带有混合气体的封闭管段将存在爆炸的危险。通气、置换的基本顺序应为先打开放散阀门，使放散管畅通，然后再拔除镶接点的阻气袋或开启阀门，借管内燃气的工作压力将管内混合气体有次序地在放散孔排放。如果顺序颠倒，先开启管道阀门或拔除阻气袋（低压），管内燃气与混合气产生涡流倒灌至已运行的老管道中，其危险性较大。通气置换操作的现场组织很重要，应预先编制方案，才能确保实施时按照规定的顺序有条不紊地进行。6.对已与老管道镶接连通，但又暂不通气的管段，必须在镶接点加装“盲板”隔离。应该指出，仅仅依靠管道上的阀门隔离是不安全的，因目前使用在燃气管道上的阀门多为水阀门，气密性较差，而且不能确定已安装在管道上阀门是处于开启还是关闭状态，容易产生差错。（1）盲板的选择。盲板选用钢板制成，需要有足够的刚度和强度。钢制盲板的几何 形状见图9-1。直径的计算式为　　　　　　　　　　（1）式中d——盲板直径（毫米）；D——法兰盘螺栓孔中心线直径（毫米）；dcp——螺栓孔直径（毫米）。图9-1钢制盲板1—管道；2—盲板因管内煤气的压力使盲板变形，在拆除时产生困难。必须对盲板的挠度进行校核，并计算出盲板所需要的最小厚度。计算式如下：　　　　　　　　　　　　　　　　（2）式中y——盲板中心最大挠度（米）；p——盲板单位面积上所受压力（帕）；r——管内径（米）；D——圆形盲板的刚度（牛·米）。　　　　　　　　　　　　　　　　（3）式中Ｅ——弹性模数（帕）；——盲板厚度（米）；——考虑气流的压缩所采用的系数（取0.3）。将公式（3）代入公式（2）得到下式：　　　　　　　　　　　　　　　　　（4）为便于拆除盲板和在合拢的法兰盘撑开量最小和燃气泄漏最少时抽出盲板，其挠度y不应超过5毫米。盲板表面加工精度要求与法兰表面相同。安装前应用煤油渗透检查其严密性。（2）盲板的安装和拆除方法（见图9-2）。安装盲板的二片法兰盘间隙应均匀，法兰处于同心位置，插入的盲板也应校正至与法兰同心，然后在盲板两面垫入橡胶石棉圈或石棉线，均匀地拧紧螺栓合拢法兰盘［见图9-2（a）］。填料安装错误将导致燃气从盲板边缘渗入空管道中而不被察觉［见图9-2（b）］。盲板的拆除一般在带有煤气情况下进行，施工难度高，必须按照下列顺序进行： 第一，按图见图9-2（a）所示预先在待拆除盲板的法兰盘两边管道上焊接钢支撑架。支撑架成对，位于与管轴线平行的同一直线上，支撑平面应与管轴线相垂直。当管径≤φ200毫米时可对称焊接二组支撑架，管径>φ200毫米时应焊接三组或多组支撑架于均布位置。每组支撑架的间距应等于千斤顶最初的长度。图9-2盲板的安装和拆除操作示意图（a）盲板垫圈安装正确；（b）盲板垫圈安装不正确；（c）钢管法兰盲板去除撑开图；（d）法兰垫圈安装通气图1—无燃气的管道；2—焊接支撑角铁；3—千斤顶；4—法兰接口；5—盲板；6—带燃气的管道；7—橡胶石棉圈；8—垫圈第二，拆除盲板时应先将法兰盘紧固螺栓全部拧松，将位于法兰盘水平轴线以上的螺栓拆除，轴线以下的螺栓保留。然后再用绳索将盲板渐渐地向上抽出，最后垫入橡胶石棉圈，并将拆下的螺栓复位，均匀地全部拧紧合拢法兰盘。工程中常常遇到法兰两端连接管道处于无伸缩状态，对由于拆除盲板后所出现的空隙合拢发生困难。针对这种情况，必须事先制作成厚度与盲板相同的钢制垫圈，在抽出盲板后插入法兰盘间，并在两面加填料将法兰盘合拢，见图9-2（c）。7.在带气钢管上焊接时，为防止管内混合气体引炸，必须保持196~588帕压力，并派专人监察方可操作。需要切割（断管或割孔）时忌用气割方法，因气割时氧和乙炔的混合气流的压力达到49×104帕左右，势必导致过剩氧气渗入管内与燃气混合成爆炸性气体，被气割火苗引爆，造成管内爆炸的危险。应采用机械切削的方法较为安全。对于要求不高的切割面可以采用电焊条冲割的方法，因电焊条冲割时无压力气流产生，仅仅引燃从管内外泄的燃气呈扩散式燃烧，管内没有混入空气（氧气），故不会引入管内燃爆。施工中选用较小直径的焊条（φ3.2~φ4毫米），较大的电流（250~300安），切割厚度为8~10毫米的钢管是适宜的。操作时应及时将割穿缝隙处的火苗扑灭并堵塞泄漏点后再继续切割。该方法的缺点是切割线条不够整齐。8.为了保持带气施工现场的空气流通，采用鼓风机强制通风，及时将管内泄漏燃气扩散。9.夜间带气操作时，照明灯具散发的热量使温度高于燃气着火温度时亦会引燃。施工照明常用的碘钨灯所散发热量使温度高达1000℃以上，而燃气的着火温度仅为600℃左右，故在带气操作时不宜采用碘钨灯，而应选用散发热量使照明处温度低于600℃的聚光灯为宜。10. 制止外来火种引入带气施工现场。除禁止吸烟者靠近施工点外，还有机动车辆发动时排气管出现火星，电车行驶时架空线摩擦产生火花坠落至带气沟内等因素均能引燃。所以对带气操作点应相应建立以泄漏点为中心、半径为20米以上的圆周为施工安全区，并指派专人监护，禁止火种入内。当带气操作点上空有电车架空电缆线时，应设隔离棚于正上方，防止摩擦火星坠落沟内。对施工点靠近的建筑物，应事先逐一检查是否有明火，并通知居民或厂矿有关人员在带气操作的时间禁止火种接近。②、施工现场紧急灭火的方法当施工现场煤气着火，特别是中压燃气管道破裂后泄出燃气着火燃烧后火焰很高，一般情况下难以用灭火机及消防器材扑灭，故应采取必要措施，控制和扑灭火焰，以防事态扩大。（一）低压地下管着火熄灭方法1.用压力大于68×104帕的高速水流、高速蒸气或惰性气体的气流喷射火焰，可取得良好的灭火效果。2.用施工现场的泥土（有条件的最好为黄砂）迅速地回填覆盖已着火管道沟槽，隔绝空气达到灭火的目的。此方法适用较小沟槽。3.当采用上述方法均无法扑灭火焰时，可在着火点两端管段寻找最近的聚水井，往水井杆内灌水，当水井内充满水后水封将气源隔离。火苗扑灭后再用木塞、湿布或粘土等封口。灭火方法参见图9-3(b)。（二）中压地下管着火熄灭方法对于燃气泄漏着火点较小时，可采用低压管熄灭方法处理。但对泄漏点较大无法处理时应立即关闭着火管段的两边阀门，但是不得全部关闭，因阀门关闭后，燃烧火苗将会延伸至管内可能导致爆炸；故应将阀门逐步关闭并控制管内压力处于正压（不低于300帕），再采取上述方法灭火。现场处理时可观察燃烧火苗，当处于明显减小时即可。（三）屋内管着火的处理方法屋内管道的压力一般不高，着火点较小时可用湿揩布扑灭。当泄漏着火点较大时可将进户立管顶部三通管的管塞拆除，用湿揩布塞入三通管下部管内，即可断绝进入屋内的气源。③、防止施工人员燃气中毒的措施防止施工人员在操作时燃气中毒的根本办法是杜绝施工现场的燃气渗漏。当难以做到完全杜绝渗漏时亦应采取有效的阻气措施，尽量减少燃气的外渗，同时保持施工现场的空气流通，施工操作人员必须戴上防毒面具和防护用具。防毒面具分过滤式和隔离式两种： 图9-3现场紧急灭火方法示意图（a）屋内管灭火；（b）地下管灭火1—关闭出气旋塞；2—阻塞屋外进气三通管；3—灌水处；4—聚水井；5—水封位；6—着火漏点；7—关闭阀闸；8—输气管道；9—关闭气源1.过滤式有毒气体通过吸附剂的吸附作用，除去有害的一氧化碳，而使人体不致中毒。2.隔离式使操作人员与施工点的有毒气体完全隔离，通过其他途径供给操作人员新鲜的空气。在燃气施工维修中，一般不使用过滤式防毒面具，因为它的可靠性差，并且在被燃气污染的空气中使用过滤式会发生氧气量不够、呼吸不正常。八．安全检查包括哪几个方面1.涉及安全环节的安全监察2.管道元件建造质量的安全监察3.安装环节的安全监察4.管道运行（使用）的安全监察5.长输管道检验的安全监察6.修理、改造的安全监察国外油气管道公司都设立了安全管理机构，配备了先进的安全保护设施和高素质的安全管理人员，并经常对从事油气运行和操作的人员开展、技能教育和培训使他们具有较高的技术水平和安全意识，管道沿线建立了各种明显的标识，定期开展各种形式的安全检查，消除各种事故隐患，特别是公司非常注重安全技术措施和计划的落实以及劳动者职业健康和安全工作。另外，其他公司在施工中，度管道的辨识和保护意思也非常强。长输管道的安全管理国内长距离输送油、气管道的规划和建设均由国务院有关部门进行审查和批准。中石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司和中国海洋石油总公司等集团均设有专门的管道管理企业，负责油气管道的运行和管理工作。目前，国内管道企业主要有：中石油所属的中国石油天然气管道局、四川石油局所属的输气处、中石化所属的中国石化管道储运公司、中海油所属的中国石油天然气及发电有限责任公司、中国石油天然气管道局下设东北石油管道局、西北管道建设指挥部、北京天然气集输公司、中原输气公司、塔里木输油气股份公司、秦皇岛输油公司、北京输油公司等输油气单位，管理着遍布13各省（市）的输油气管道。中石油集团四川石油管理局下设的输气处，管理着四川盆地内的天然气管道。中国石化管道储运公司下设输油管理处，管理着全国各地的输油管道。另外，还有部分分散在全国的长输管道隶属于电力、化工、公用事业等行业。长距离输油管道系统具有点多、线长、分散、连续和单一的输送特点，为确保长距离输油管道的安全运行，必须加强安全管理。输油站队作为输油管道的心脏，安全工作极其重要，因此必须建立健全管理机构，建立健全各生产岗位的安全操作规程和安全责任制，并确保贯彻执行。各输油工艺岗位的操作人员和各级工作人员必须熟悉自己负责范围内的工作职责和安全责任，严格按操作规程办事，保证输油管道安全、平稳地运行。1、居安思危，警钟长鸣，坚持把安全工作作为输油生产的头等大事常抓不懈 安全工作是输油站队的生命线，要始终把安全工作放在一切工作的首位。必须用坚强的领导抓安全，用完善的制度保安全，用科学的方法管安全，用经常的教育促安全。第一健全安全组织，安全管理网络化。在认真落实“一岗一责制”的同时，确保站队安全管理网络高效运行，明确站长是安全第一负责人，书记是安全保证人，安全员是安全责任人，站设一名专职安全员，各班组设有兼职安全员，安全指标层层分解，安全承包做到“横向到边，纵向到底。”站队要每月召开一次安全会议，研究生产中的安全问题，学习传达上级安全工作的指示精神，具体布置安排近期的安全工作，做到事无巨细，事事有人管。第二强化全员意识，安全教育制度化。坚持每周一次生产安全会，每月一次职工大会，要以安全为主题，强调安全工作的重要性，通过兴趣事例、进道理，把上级安全工作方针、政策传达给职工，让职工知道应该怎样做，使大家真正体验到安全的重要性，做到居安思危，警钟长鸣。与此同时，认真做好安全三级教育，对新调入和转岗职工认真组织进行站队和班组的安全教育，让他们掌握新岗位的安全规范和消防技能，考核合格后再上岗。从而保证了安全教育的效果。第三逐步完善规章制度，安全制度系统化。在认真落实上级各项安全制度的同时，还就从本站队生产实际出发，制定适合自己需要的一系列安全制度。如《干部值班制度》《上下班签到制度》《车辆派遣制度》《安全教育管理制度》《环保工作执行制度》等，使全站安全工作做到有章可循。第四根据不同季节开展活动，安全活动经常化。要本着围绕安全、突出重点、学会要领、重在参与的原则，经常开展各种行之有效的安全活动。每一季度，可以针对各生产特点，开展一系列的活动。第二季度，结合“安全月”和夏季“四防”工作，开展安全宣传教育、知识竞赛、职工安全合理化建议、防汛抢险演习等活动。第三季度，重点放在秋季防火、冬防保温工作上。第四季度，结合车辆管理、设备保养、检查等开展活动。第五加大隐患整治力度，安全技措规范化。“隐患险于明火，防范胜于救灾”，为及时发现安全隐患，站队要每周定期对各班组和各岗位进行检查，并现场研究落实整改方案和措施。对查出的问题要认真记录、列表汇总，责任到人限期进行整治。对那些影响较大而且容易重复发生的隐患，必须严格按“四定”原则认真抓好单项整治工作。第六完成应急预案编制，演练达到全员化。实践证明，制定完善的应对突发事件的应急预案，是防范事故发生、减少事故损失的重要保障。坚持防患于未然的原则，大力增强应对风险和突发事件的能力，切实做好应对风险和突发事件的能力，切实做好应对风险和突发事件的预案准备工作。在认真分析站队可能导致危机事件发生的因素的基础上，切实加强对重大危险源的监控，制定和完善安全事故应急救援预案系统。在此基础上，坚持预防为主的方针，按照生产安全事故应急救援预案的要求，组织全体员工认真学习预案的各项内容，熟悉掌握应急救援职责，事故报告及救援程序、步骤，应采取的措施，做好必需的物资储备，真正做到事故发生后第一时间到达事故现场，有条不紊地开展应应急救救援工作上。切实做好与地方政府应急救援体系的衔接，从而用科学完善的防范措施，建好事故防范的“防火墙”。第七推行HSE管理，使安全工作达到标准化。神州风险管理，坚持“安全第一，预防为主”的生产方针，将重点要害部位、场所，作为实施风险管理的重点。在施工动火、抢修、防汛、电气安检等工作中，对容易发生事故的环节都要制定事故预测方案，把“预防为主”落到实处。2、围绕设备管理抓运行，保证生产设备始终处于良好状态设备管理是安全输油的可靠保证。要本着“强化管理、逐级承包、明确责任、按时保养”的原则，充分发挥职工的积极性和创造性，从而为完成输油生产任务奠定良好基础。一是完善各种规程，落实一个“严” 字。根据设备操作和维护的有关要求，要制定相应的规程和制度，比如《输油泵运行与操作规程》《热媒炉运行与操作规程》《电器设备运行与操作规程》等，并在操作现场分别上墙，同时要组织运行人员进行认真学习，集中培训，经严格考核合格上岗，确保岗位人员达到了“四懂三会”。二是全面实行承包责任制，落实一个“细”字。针对设备型号不同，新旧程序各异的实际，要对所有设备进行层层承包。站领导和技术人员承包到班组，班组长承包到岗位，岗位运行人员承包到每台设备，自上而下形成网络，保证在管理上不留死角。在此基础上，每月要对设备进行一次检查，具体内容按“清洁、防腐、润滑、紧固、调整”十字作业要求进行，并逐项打分，结合对班组的全面考核，结果与奖金挂钩，使各班组自觉形成利益共同体，较好地调动了在设备管理方面的积极性。三是加强值班巡回检查，落实一个“实”字。为了保证输油设备的正常运行，岗位值班人员按时巡检，及时、准确、真实地采集运行参数，认真填写报表资料，做到整洁、准确、齐全。四是加强管线保护力度落实一个“快”字。必须把管线保护工作当作一项政治任务来完成，要配合《石油和天然管道保护条例》的实施，强化管道安全保护。对管道保护要达到不露管、不露铁、不失去阴极保护；明管跨越无锈独，里程桩、转角桩、测试桩无缺损，管道阴极保护无空白，管道绝缘层无损坏，管道防护带无深根植物，管道护坎、护坡无垮塌，管道安全区无违章构筑物。保护电位的测量每月进行一次，仪器仪表每年标定一次，每年对输油管道干线进行一次防腐绝缘区检漏工作。另外如果发现有跑油或盗油的迹象，出警必须要快，防止事故的扩大化。长输管道管理系统　　随着我国经济近年来的飞速发展，能源的开发与供应将是我国经济发展的重心之一。石油与天然气作为方便与高效的能源，在我国的能源规划中处于不可替代的重要的地位。石油和天然气的管道运输，作为石油和天然气的主要运输方式，在我国的建设步伐不断加快。开发管道运行的自动化管理系统，在当前具有相当现实的意义。随着网络和信息技术为主导的科学技术的飞速发展，人类社会已经进入知识经济时代，企业所面临的社会、经济、生产环境和客户需求都发生了巨大的变化，企业间的竞争日趋激烈和国际化，市场已成为动态多变的市场。为了适应复杂多变的市场，企业必须能够根据市场需求的指向和本企业的具体情况迅速做出相应调整。管理信息系统（MIS）是将信息技术、现代管理技术及先进的控制技术相结合，是提高企业的管理水平、增强信息化水平、节约企业运营成本、提高企业的工作效率、增强企业市场竞争力的系统化技术。SCADA系统SCADA系统作为石油和天然气管道运行的监测和控制体系，在我国管道自动化领域中的应用越来越多，极大地提高了管道运行的自动化，保证了管道安全、可靠、平稳的运行。伴随着SCADA系统在管道运行应用上的日益普及，产生了对管道运行管理自动化的需求。与此同时，它的普及，又为管道运行管理的自动化提供了硬件体系和低层运行自动化的基础，为管道运行管理信息系统在工程上的应用提供了广阔的市场和网络体系的支持。本项目所开发的MIS系统，与正在研制的管道模拟仿真软件、SCADA系统三者相结合，构成了管道网络运行的自动化控制与管理的综合体系。三者通过统一数据库访问和所定义的统一接口规范，进行内部数据的交互和共享、功能模块的调用，实现了各自基本功能的拓展。在实际的应用过程中，MIS系统既可以和管道仿真软件、SCADA系统共同使用，同时又可以作为一个完善的管理系统独立使用。MIS系统管线设备管理、生产运营维护、文档资料管理，读取SCADA系统实时监控数据和仿真系统数据进行统计分析；实现企业资源的优化配置和管理，提高企业运行效率。仿真系统 实时读取SCADA系统数据，在线模拟分析全线工况参数，根据仿真结果向SCADA发送控制指令；离线仿真做为培训资料，提高生产运营时的操作效率。SCADA系统实时监控全线工况数据，接收仿真系统控制指令；实现管道传输自动化控制功能简介：根据长输管道的特点，进行长输管道管理信息系统的功能和用户管理模式的设计，采用Internet技术建立各个点之间的信息交流通道，完成信息交流和管理的任务，开发出应用简便、功能齐全高度继承的应用软件，使之同监控与数据采集系统融为一体。包括：√设备信息管理√维护管理系统√QHSE文档管理系统√地理信息系统√管道运行系统√成本控制系统√生产调度系统√资产管理系统√风险管理系统运用了先进的GIS技术，结合底层实时监控（SupervisoryControlAndDataAcquisition，简称SCADA）系统，在对管道设施和运行状态进行调查、测量、监控和数字化的基础上，建立的管道设施数据收集系统，实时数据和综合信息分析能力及多种数字模型拟合功能，最终将全面建成为一个具有中央信息查询、分布式的数据输入和采集、分层数据传输、辅助决策支持的综合信息系统。长输管道是国家重要的能源输送动脉。在管理过程中稍有不慎或其他原因，都有可能给管道留下事故隐患，或导致泄漏、火灾、爆炸等事故，给国家和企业造成重大的经济损失。因此，我们必须应用科学合理的方法，加强管理，防止和消除事故的发生，从而确保安全平衡地输油。天然气的长输管道安全管理随着天然气在国内的快速发展及广泛应用，天然气在我国一次性能源消费比重已达到5％，走进了千家万户，在国民经济中占有重要的地位。由于长输管道覆盖的地理空间跨度大，生产时效性很强，要求连续运行，确保安全至关重要，而且强调各生产环节的分工与协作，同时追求整个系统的有效运转，因此要求集中统一管理。调度控制中心作为全线生产运行的控制管理核心，不再是单一的负责气量的调配和人员的协调，还需进行设备运行状况的实时监测、大型设施的远程操作和生产状况的动态分析，提高对突发事件快速准确地处理能力。伴随管网的复杂化和压缩机等大型能耗设施的增多，通过模拟优化管网输送方案，建立功能完善的调度管理体系，保证长输管网安全可靠运行，确保企业效益的最大化。　　一、天然气长输管道的特点　　长输管道是天然气长距离连续运输所依附的系统，其不需要常规的运输工具和设备，即可迅速、有效、大规模的将天然气运输到目的地，天然气长输管道输配系统已由单气源、单管不加压的输送方式演变为多气源、多管、多个加压站输送，生产运行工艺更加复杂。天然气的产供销是由采气、净化、输气和供气等环节组成的，长输管道作为这个系统的中间环节，必须协调好上下游的关系，因此操作管理更为复杂，而且担负一城市或地区的供气任务，涉及国计民生和千家万户，一旦发生事故将造成很大的经济损失和社会影响，因此必须保证其安全平稳、连续可靠运行。　　二、天然气长输管道企业的运营模式 　　天然气长输管道企业管网管理主要是围绕从气源、净化厂经过输配管网、城市燃气管网最终到用户的生产链而进行的。由于目前产气企业和供气企业、长输管网及城市燃气管网大都分开管理。天然气长输企业的管网管理运行主要是由生产调度管理、管网管理和办公管理组成。管网管理主要是实现输配气管网的信息管理，即管网的新建、维护和改造，以及供气用户的管理；办公管理主要是针对公司经营、财务、人事等管理。而生产调度管理作为企业管理的一部分，在天然气长输管道运行企业中有着非常重要的作用，在此我们主要探讨天然气长输管道的调度运行管理。　　三、天然气调度管理作用及要求　　天然气生产调度工作就是根据阶段性的生产特点，在组织实施过程中按照企业的销售计划，随时掌握上下游用户的动态变化，集中控制关键和主要环节，协调平衡上、中、下游资源，达到衔接一致，保证管道安全平稳运行，满足下游用户的用气需求。　　为了达到调度的组织、指挥、控制、协调作用，天然气调度必须全面地、动态地、及时地掌握生产运行各方面情况，系统地、合理地、动态地控制和协调生产运行的各环节，达到统一组织、统一指挥的生产目的，确保安全、高效、低耗的完成各项生产目标和任务。因此，现代企业管理要求生产调度工作应遵循：　　1、计划性原则　　计划性是调度工作的基础，生产运行调度工作必须以生产运行作业计划为依据，围绕实现生产运行目标进行调度。调度的灵活性要与计划的原则性相结合，以保证计划的全面完成为目标。　　2、统一性原则　　生产运行调度工作必须高度集中统一，实行统一指挥。使整个生产运行活动按照统一指挥的原则、沿着正确的轨道运行，才能保证企业生产运行的快速良性发展。　　3、预见性原则　　生产运行调度要以遵照预防为主，瞻前顾后的原则工作。调度人员应具有科学的预见性，对生产运行中可能或将要发生的问题，要及早采取措施，做到“防患于未然”。　　4、及时性原则　　在生产运行调度工作中发现问题要及时，信息反馈要迅速，解决问题要果断而准确。调度控制中心必须迅速地了解和掌握执行生产运行作业计划过程中出现的各种新的情况、新的问题，机动灵活地采取果断有力措施及时解决这些问题，保证生产正常运行，避免造成生产中断和不必要的损失。　　四、天然气生产调度运行管理　　1、天然气调度的资源管理　　（1）上游资源。气田资源包括上游气井的种类、数量、分布、产气能力、净化装置数量和净化能力、上游气田用户及用气量。气井的数量及日均产气能力决定上游资源的贫富程度。气井的种类和分布决定管道增减气量的难易程度和响应时间。净化总处理能力和气田用户用气量决定管道在各个阶段获得资源的难易程度。净化装置的调节能力决定管道波动对净化厂影响的大小。通过了解上游气田资源，研究气田对长输管道的影响及作用，对气源供气方式提出经济、合理的要求，从而实现充分利用上游资源而使管道工艺经济优化运行。　　（2）管道资源。管道资源包括管道的输气能力、储气能力。管道输气能力取决于管径、长度、气质和起点、终点的压力等情况，但起点压力是影响输气能力的主要因素。管道储气能力决定调峰能力及抗风险能力。　　（3）下游用户资源。下游用户资源包括各城市管网、储气装置、用气结构、用气规律及用气能力。城市管网及储气能力决定管道的日峰谷比的大小及特殊情况时的调节能力。用气结构决定管道季节性峰谷比的大小。用气规律及用气能力决定管道资源的利用率。　　（4）调度信息管理资源。以天然气管道输送系统及管理的特点考虑，工艺参数的实时监视与控制非常必要，借助SCAD A系统实现了数据采集与监控功能，建立起功能完善的调度管理体系。全线设置监控与数据采集系统（SCADA系统），将管线沿途各PLC场站的重要数据通过卫星（VSAT）通讯系统实时传至调度控制中心，以便调度人员根据这些信息来监视和控制管道系统的运行，进行设备运行状况的实时监测、大型设施的远程操作和生产状况的动态分析。伴随管网的复杂化和压缩机等大型能耗设施的增多，通过模拟软件，模拟管道运行工况，实现优化管网输送方案，使企业效益最大化。　　2、调度工作的控制管理　　调度工作必须针对天然气企业生产经营特征，对生产运行过程实施控制，进行日常生产管理，以确保各项生产目标和任务的完成。　　（1）全面调度控制。针对不同时期、不同季节变化对生产活动的影响所作出的调度重点工作内容的策略性转变。根据各季节的特点，油田气源供气情况，充分利用管道资源，编制生产运行方案，科学调度、合理安排，克服各种不利因素带来的影响，确保下游用户正常用气，安全、平稳地度过各季，维护社会的稳定局面。　　（2）安全生产运行控制。调度作为企业生产活动的直接管理者，必须有很强的安全意识，在了解生产状况、下达调度指令、处理问题、协调任务时，都要把安全放在首位，在保证安全的前提下，开展生产过程的各项活动。积极处理各种事故隐患，稳定生产，控制不安全因素的发展和影响，使企业的生产活动始终处于安全的状态中，保证生产计划的完成。（3）事故状态控制管理。管道事故状态或管道运行受到事故威胁时，及时采取应急措施，根据完善的事故应急预案，作好事故抢险前后的工艺处理，牵头组织对突发事故的抢险工作，控制灾害蔓延及事态扩大，将危害损失降至最低。　　总之，对于天然气长输管道，在现有资源条件下，合理的利用调度手段，最大限度地挖掘自身潜力提升管道的保障能力，使整个输配气管网上的压力保持最佳的分布和平稳运行，从而为用户提供高质量的供气服务，减少输配气过程中的损失，最大限度延长管道的使用寿命，提高企业的运营效益，是天然气企业的主要任务。长输管道安全法规体系和框架根据国内实际情况，借鉴国外经验，以安全技术规范为主要内容的安全检查法规体系框架，分为五个层次，即法律、行政法规、部门规章、安全技术规范、引用标准。法律是指经全国人民代表大会或全国人民代表大会常务委员会通过，由国家主席签署令予以公布的法律。国务院根据宪法和法律，制定行政法规。行政法规由总理签署国务院令公布，如《特种设备安全监察条例》，国务院各部委、署和具有行政管理职能的专属机构，根据法律和国务院行政法规、决定、命令，在本部门的权限范围内定部门规章，如《特种设备安全管理规范办法》、《特种设备事故处理规定》、《压力管道安全管理与监察规定》等。安全技术规范是指规定强制执行的特种设备安全性能和相应的设计、制造、安装、修理、改造、使用管理规定和检验检测方法，以及许可、考核条件程序的一系列具有行政强制力的规范性文件，包括“安全监察规范”、“许可”、“考核规则”和“技术检验规则”，如《压力管道安全技术监察规程》（待发布）。引用标准系是指安全技术规范所引用的标准。标准一旦被安全技术规范引用，具有与安全技术规范同等的法律效力和强制性，并成为法律法规体系的组成部分。'