一、长输管道工程概述
1. 长输管道工程建设概述
1)长输管道的种类及构成
(1)长输管道的种类。
①按输送介质划分为输油管道、输气管道和矿浆管道等。
②按输送位置用途可分为集输管道、长输管道和城市管道。 ③按输送压力分为高、中、低管道。
不同种类的管道其管线管径、输送压力、输送距离、敷设形式均有区别， 但基本构成是相似的。
(2)长输管道的构成。
油、气井田—集输管道—净化、脱硫(首站)—长输管道(干线、支干 线、支线)—中间站(分输站、清管站、阀室)—长输管道一末站(城市门
站)—城市管网——用户。
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
2)长输管道输送的特点
(1)管道输送的特点：输量大且连续，距离长；投资数量大；占地少； 自控程度高；不形成障碍；受自然条件影响小；费用低，经济效益好；交接 点不灵活，无备用条件，不易调节。管道输送天然气在“五大运输业”中，
具有强大的竞争力。
(2)长输管道的特点。
①输送介质易燃、易爆，危险性大。
②设计、施工、管理难度大，调节复杂。
③由于输气管道关系国计民生，必须保证可靠、连续，所以设计要求标
准高，施工质量好。
④配套设施或附属设备必须完善、先进，便于维护。
⑤一旦发生事故，造成的损失大，伤亡惨重。
2. 长输管道工程施工基本程序
1)线路工程基本施工
长输管道线路由钢管焊接而成，管外包覆有绝缘防腐层，通常埋于地下， 不
同管的类型，不同的地形、地貌、地质和气侯条件下管道敷设难度差别很 大，但施工工艺基本相同，工序内容和质量要求相同。线路工程施工工序 如下。
(1)设计交桩：由设计单位向施工单位交代线路中线桩。
(2)测量放线：确定沿线管道实地安装的中心线位置，并划出施工带 界限。
(3)施工带清理：清理沿线施工作业带，为管道安装作业和现场运输创 造条件。
(4)管沟开挖：完成埋地管道土石方开挖作业。
(5)管子运输：把管子从预制厂或车站、码头装运至施工现场。
(6)弯管预制：根据设计要求和现场条件，预制各种曲率和角度的弯管。 (7)现场布管：把管子一根接一根地摆放在管道安装作业线上。
(8)管道组装：把待焊的管子按要求对口，并点焊固定。
(9)管道焊接：把单根管子焊接成管道。
(10)焊缝探伤：用各种检测手段检查现场环形焊缝的质量。 (11)防腐绝缘：完成管道的外防腐层施工作业。
(12)防腐补口：完成管道现场环焊缝的防腐绝缘层施工作业。
(13)检漏：防腐绝缘层电火花检查，漏电处按要求将其修补好。
(14)管道下沟：把管子或焊好的管段吊放在管沟内安装埋设的位置上。
(15)管沟回填：把沟内就位的管道掩埋起来。
(16)通球扫线：管段或全线通球清扫管内污物。
(17)管道试压：利用液体或气体介质，将设计规定压力施加于被试管道
上，并持续一段时间，以检验管道的承压能力和其他缺陷。
(18)恢复地貌：清理和恢复沿线原地貌。
(19)线路标志：沿线设置里程桩、转角桩，标出施工参数。
(20)竣工验收：整理好竣工图和竣工验收资料。
2)管道站场工程施工
(1)站场放线：根据设计单位提供的站场总图，施工单位按总图给出的
坐标和标高，确定站场的范围和各单体工程的具体位置。
(
2)“三通一平”:由建设单位保证站场范围内的供水、供电、施工道路 和整个站场场地的平整。
(3)土建施工：按各单位工程施工图，开始开槽，相继进行混凝土工程、
钢筋混凝土工程和砌筑工程。
(4)设备安装：土建工程完成后，按安装图进行单个设备、工艺管线、 仪表等的安装工程。
(5)单机试运：安装工程完工后，按试运规定进行单个设备的空运转试运。 (
6)全站试运：单机试运后，进行全站各单机的联合试运。
(7)全线投产：试运后，根据编制的投产方案进行全线投产。投产后移交生 产单位进行正常的生产管理。
3. 长输管道工程技术现状
1)线路规划
我国现今已成功应用遥感技术进行管道设计，优化了线路方案，提高了 选定线效率和对穿越方案的精细解释分析；利用数字高程模型 (DEM) 和数 字线画地图 (DLG) 及遥感影像，生成三维地面立体景观，在计算机上实现 了空中漫游观察线路。
2)管道自动焊
国内管道焊接技术随着油气长输管道建设事业的发展得到了迅速提高。 2
0世纪70年代及以前采用传统手工焊；80年代初，中国石油天然气管道局 引进了美国、欧洲的手工下向焊工艺，并逐步推广到大部分施工企业；90年
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
代初，从美国引进了自保护半自动焊设备和工艺，1995年在突尼斯管道工程 首次使用，在库部线、苏丹一期等管道工程中得到完善，之后，广泛应用于 涩宁兰、兰成渝和西气东输等管道工程建设；“九五”末期开始进行管道自动 焊(填充、盖面焊)的引进、研制和试验工作，先后在郑州一义马工程、陕 京线、涩宁兰线等管道工程施工中，对从国外引进的管道自动焊设备及施工 技术进行消化吸收，对中国石油天然气管道局管道科学研究院研制的国产管 道自动焊及配套设备进行了工业化现场试验；2001年从英国NOREAST公司 引进的管道全位置自动焊内、外焊机和中国石油天然气管道局管道科学研究 院研制的 PAW2000 型全位置自动焊机，已成功地应用于西气东输工程建设。
在西气东输工程中，采用了两种全位置自动焊焊接方式： 一种是 NOREAST 内 焊 机 根 焊 +PAW2000 国产外焊机热焊、填充、盖面焊，或 NOREAST 内焊机根焊+NOREAST 外焊机热焊、填充、盖面焊焊接方式；另 一种是PWT 自动外焊机根焊+PAW2000 国产外焊机热焊、填充、盖面焊焊接 方式。可以说，国内已经全面掌握了管道全位置自动焊内、外焊接技术。
3)自动超声波 (AUT) 探伤
从20世纪70年代的手持式超声波检测到80年代的X 射线检测， 一直到 现在的X 射线(管内爬行器)和(多通道相控阵超声波)(AUT) 无损检测技 术的综合运用，充分体现了管道焊缝检测技术的不断提高。目前，以相控阵 超声波检测技术为代表的管道全自动超声检测技术在国外已经进入实用阶段，
代表了管道焊缝检测技术的发展方向。
4)管道防腐
目前国内外一般采用聚乙烯三层结构作大管径埋地管道外防腐层，双 层熔结环氧作弯头防腐层，热收缩套(带)作补口防腐层。另外，为了减 小管道内壁粗糙度、减小摩擦阻力、提高输送效率，采用液体环氧涂料作
内壁涂装。
5)定向钻穿越施工技术
自20世纪80年代中国石油天然气管道局引进大型定向钻穿越设备以来， 已经进行了近30年的管道穿越工程实践，目前已经掌握除卵石含量大于20%
的各种地质条件下的穿越施工方法，可穿越大、中、小型河流。
6)卫星通信技术应用
西气东输管道通信系统以卫星通信系统为主，该系统不仅承担管道生产 运行、维护等调度用语音通信业务，同时还承担温度、压力和流量等参数的 传输任务。实现上海调控中心对全线各场站、阀室的集散型控制。
4.管道施工技术的发展趋势
西气东输工程涵盖了我国绝大部分地质、地貌条件下管道施工的环境条 件，为参加建设的管道施工队伍提供了开发、研究管道施工技术并付诸实施 的绝佳机会。通过该工程的实施，管道施工队伍掌握了一批新技术，如管道 自动焊、AUT检测、大型顶管穿越、盾构穿越以及江南水网地区施工等，使 国内管道施工技术水平有了质的飞跃，有些技术已经达到或接近国际先进水 平，但有些方面与国际水平还有较大差距。根据国际管道施工技术的发展现 状和我国与之存在的差距，国内今后应向以下几方面发展。
1)管道自动焊技术、施工装备应不断完善和国产化
管道自动焊的技术先进性，使得采用这种焊接工艺施工更具人性化，施 工效率高，能够更好地保护环境，适应社会发展的需要。因此，今后国内管 道工程建设，在条件允许的情况下，应尽可能多地采用自动焊技术，使其不 断发展和完善；同时，随着自动焊机及配套装置的不断更新，完全实现国产
化，将会对我国自动焊技术的发展起到极大的推动作用。
2)水网地区管道施工装备标准化和施工技术完善
西气东输江南水网地区的地基承载力低，施工条件恶劣，给管道施工带
来很大困难。经过各参建队伍的努力，创新了多种施工方法，比较顺利地完
成了管道建设任务。但回过头来看，金年会的作业环境还是非常差，多数作业
设备不能正常发挥作用，施工效率低，经济效益差，对施工企业的发展不利。
因此，需要根据水网地区的地质地貌特点，研发与之相适应的标准化作业设 备及配套的施工技术，以减轻施工作业人员的劳动强度，提高作业效率和工 程质量。
3)探索、完善大型顶管和盾构穿越技术
大型顶管和盾构穿越均是国内新引进的大型河流穿越技术，我国目前虽 掌握了操作工艺，但复杂地质条件下的施工技术，尤其是各相关工序配套施 工技术还需进一步探索和完善，以提高穿越的成功率和施工效率。
4)施工新技术的开发
为了提高管道设计、运营管理水平，油气输送管道正向数字化方向发展， 与之相配套的施工作业也要满足数字管道的要求，因此需要研究数字管道施 工技术和装备。中俄管线的建设需要研究冻土地区的管道施工技术及装备， 以及新型防腐材料及其施工技术、装备。
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
二 、管道线路施工监理质量控制要点
1. 线路交桩
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)交桩前的准备工作情况，包括交桩图纸和资料准备，野外工作准备 情况，有关车辆、仪器、通信设备、现场标志物及有关工具准备。
(2)交桩内容检查，包括线路控制桩(转角桩、加密桩等),沿线的临时 或固定水准点应与施工图对应交接。
(3)承包商接桩后的保护措施。
3)技术要求
交桩各方交接应正确无误，遗留问题有解决办法和处理措施。
4)检查方法
(1)工作方法：随交接各方从线路起点开始，逐段交接至终点进行旁站
检查。
(2)检查比例：全线检查。
2. 测量放线
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)测量放线常用仪器经纬仪、水准仪、激光测距仪、全站仪等，使用 前应首先检查是否经法定部门计量检定合格，并在有效期内方可使用。
(2)线路各类标志桩(水平转角桩、纵向变坡桩、百米桩、标志桩、变 壁厚位置桩、不同绝缘涂层位置桩、特殊地段起止点桩等)的测量定位是否 准确。
(3)作业带的宽度是否符合设计要求或规范规定。
3)技术要求
(1)承包商应根据施工图进行测量放线、打百米桩及转角桩，并撒白灰 线。控制桩上应注明桩号、里程、高程和挖深，转角桩应注明角度、曲率半 径、外矢距及切线长，在地形地势起伏地段和转角地段应打加密桩。地下障 碍物标志桩应注明障碍物名称、埋深及尺寸。
(2)为了防止管沟开挖后标志桩损毁，承包商应将控制线路的各中心桩、
转角桩以及其他重要桩设置保护桩，该保护桩应设置在堆土的一侧，精度应
符合施工图要求且不得被隐埋和在施工中破坏。
(3)施工作业带应与标桩的路线一致，占地宽度应符合有关规定，对于 运管车调头处应根据实际需要确定，施工作业带的边界白灰线标志应明显。
4)检查方法
工作方法：现场巡检，用水准仪、全站仪、经纬仪等复核。
3. 材料与设备的进场
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(
1)工程所用的进场设备及材料名称、型号、规格、数量及技术条件是 否与设计规定相符，是否有损坏、缺、漏以及施工单位是否有自检记录等。
(2)进场设备及材料是否提供了产品合格证、质量证明书、材质证明书、 生产厂家生产许可证、出厂检验报告等质证资料，进口设备应有商检证，对 于新产品、新材料还需提供技术鉴定书。凡监造的非标设备需有出厂检验报
告，并有监造人员签证。
(3)各种检测计量器具是否经过国家计量检定部门或授权机构校验、标
定和检定，并在有效期内。
3)技术要求
(1)所有证明文件、资料必须齐全，并随同设备、材料一起到达现场。
(2)进场设备及材料应与设计相符，并应符合相关质量标准和等级，且
进场后无损坏、缺、漏，包装完好。
(3)复验项目齐全，且符合相关标准、规范要求。
4)检查方法
(
1)书面检查：检查质量证明资料是否齐全，各项质量指标是否符合 规定。
(2)目视、量测、抽验：按规定要求承包商对产品取样进行理化试验。
(3)检查施工承包商报审资料(包括必要的试验报告)。
4. 施工作业带清理和施工便道修筑
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)用地手续是否办理完成。
(2)线路控制桩保护措施是否落实。
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
(3)清理的施工作业带是否满足施工要求和环保要求。
(4)施工便道是否平坦，是否有足够的承压力，是否满足施工机具行驶 安全和施工过程的需要。
(5)特殊地段施工便道修筑的方案是否符合现场实际，并经监理审查同 意、业主批准。
3)技术要求
(1)用地手续、赔偿手续办理齐全。
(2)线路控制桩已保护完整，护桩明确。
(3)施工作业带范围内的石块等已清理干净，现场平整，满足施工需要。 (4)环保措施得当、有效。
(5)施工便道修筑和施工作业带清理应严格控制在设计要求范围内，不 允许扩大范围和乱开通道，以最大限度地保护沿线植被和原状土。
4)检查方法
工作方法：现场巡视。
5. 管沟开挖
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)检查施工承包商质量保证体系是否健全；专职质检员是否经过培训， 是否到位；“三检制”制度是否建立并有效运行，劳动、安全防护措施是否 到位。
(2)管沟开挖前应报批管沟开挖方案是否符合施工需要，是否向施工作 业人员进行了技术交底，现场控制桩、管沟中心线是否进行了验收和核对，
确认无误，轴线桩已平移完毕，施工安全措施已落实。
(3)管沟开挖深度应符合设计要求，管沟开挖边坡应根据土壤类别确定， 保证不塌方、不偏帮。管沟边坡及沟底加宽符合设计要求。
(4)爆破开挖管沟应有批准的施工方案，管沟爆破作业的安全保护措施， 应充分考虑爆破时对周围环境可能造成的不良影响，且应在布管前进行。
(5)施工机械在纵坡上挖沟，必须根据坡度的大小，土壤的类别、性质 及状态计算施工机械的稳定性，并采取相应的措施，确保安全操作。
(6)管沟开挖时必须将弃土堆在与施工便道相反的一侧，距沟边不小于 1.0m, 不得堆放在施工便道上，施工便道应设置在靠公路侧，应平整压实，
有一定的承载能力，与公路干线平缓接通。
(7)直线段管沟应保持顺直通畅；曲线段管沟应保持圆滑过渡，无凹凸 和折线，沟壁和底应平整，变坡点明显，沟内无塌方、无杂物，石质沟壁不
得有棱角和已松动的石块。需回填细土段，沟内不允许有积水。
(8)管沟完成后，应及时检查验收，不符合要求处应及时整改，监理应 做好巡视检查记录。
(9)管沟开挖中如发现文物、古迹等，应立即加以保护，并及时通知有
关部门前往认定和处理。
3)技术要求
(1)管沟开挖深度应保证管道下沟回填后的最小埋设深度(管顶距地面) 符合设计要求。
(2)管沟沟底应符合以下规定：管沟中心偏移小于100mm; 管沟沟底标
高+50mm,-100mm; 管沟沟底宽度±100mm; 变坡点位移应小于100mm。 4)检查方法
(1)书面检查，量测检查，用经纬仪、水平仪、尺量检查。
(2)工作方法：巡检、目视、量测管沟，经常在工地跟踪检查，对有重
要地下建构筑物、电缆、光缆、管线等地段的管沟开挖进行抽查。
6. 防腐管与堆放
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)防腐管出厂合格证、材料质量证明书、质量检验报告等质证资料， 特殊地段的运管方案。
(
2)防腐管卸车时检查防腐管的数量和防腐层质量是否合格，卸车使用 的吊具、索具应满足安全要求，运输设备及捆扎索具是否有合适的垫层和专 用支架。
(3)装、卸车时对绝缘管的保护措施是否得当。
(4)现场堆放是否符合要求，是否有安全警示标志和相应的防滚管措施。 3)技术要求
(1)所有防腐管必须软件资料齐全正确。
(2)防腐管在堆放场堆放时，应选择地势平坦的场地堆放，存放场地应 保
持1%～2%坡度，并设有排水沟，场地内不应有积水、石块等有损防腐层 的物体，道路应做硬化处理。
(3)运到工地上的防腐管应堆放在施工作业带地势较高处，并均匀分布
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
管垛，每垛防腐管数量不宜超过30根。
(4)应根据防腐管规格、级别分类堆放。防腐管应同向分层码垛堆放， 直径φ1016mm及以上钢管的堆管高度不应超过二层。
(5)管垛距端部支承的距离宜为1.2～1.8m, 管垛宜支承二道，均匀对 称地配置，以便使载荷分布均匀。管垛外侧应设置楔形物，以防滚管。在戈 壁、石方地段堆管时，宜采取底部垫砂袋等有效保护防腐层措施。
(6)防腐管运抵施工现场后，露天存放时间不应超过3个月。否则应采 取保护措施。
(7)防腐绝缘管的进场检查。
①管口、绝缘层无损坏。
②每根防腐管外标志应完整、清晰，可辨认。
4)检查方法
(1)书面检查、目视、量测。
(2)工作方法：巡视检查。
7. 布 管
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)布管前是否进行了必要的管口匹配。
(2)钢管布放的位置是否与设计要求的规格、数量、壁厚、防腐类型等 级相符。
(3)布管采用的设备、机具能否保证管口和防腐层不受损坏，并能保证
安全、可靠。
(4)钢管底部软垫层是否符合要求。
(5)布管位置距管沟边的距离是否符合要求。
3)技术要求
(1)按设计图纸要求和放线标桩，严格控制各管段变壁厚管分界点，不 同类型、材质防腐钢管的分界点。
(2)布管时管子的吊装必须采用专用尾钩式管子专用吊带，尾钩与管子 接触面的曲率应与管子相同，在接触面上衬橡胶或弹性材料。
(3)布管时，管子的吊装(运)应使用运管车或爬犁，短距离运输的工
具与管子接触处要有橡胶制品垫层，运输速度不大于15km/h。
(4)布管时必须采用专用吊具吊装，严禁摔、撬、滚、拖、拉等野蛮施
工行为发生，且不允许有土块杂物进入管内。管子悬空时应在空中保持水平， 不得斜吊。
(5)每根钢管底部应设置管墩，管墩应确保稳固、安全，钢管下表面与 地面的距离为0.5～0.7m; 管墩可用土筑并压实，其上应用袋装土铺垫，不 应使用硬土块、冻土块、石块、碎石土作管墩。取土不便可用袋装填软体物 质作为管墩，管墩每侧宜比钢管外缘宽500mm, 所有管墩应稳固。
(6)管子应一连串首尾相接地斜放在规范要求的位置，两管间应错开一 个管口，避免管口接触碰撞。
(7)沟上布管及组装焊接时，管道的边缘至管沟的边缘应保持一定的安 全距离，其值应符合表4-1-1的规定。
表4-1-1管道边缘至管沟边缘的安全距离
| 土壤类别 |
干燥硬石土 |
潮湿软土 |
| 安全距离，m |
≥1.5 |
≥1.7 |
(8)布管后，不同壁厚、材质、不同防腐等级分界点与设计图纸要求的 分界点不应超过12m。
(9)坡地布管，线路坡度不大于10°时，应在下坡管端设置支挡物，以 防窜管；线路坡度大于10°时，应设置堆管平台，待组装时从堆管平台处随 用随取。
(10)遇有冲沟、山谷时，布管后应及时组装，否则不应提前布管。
4)检查方法
(1)目视、量测。
(2)对照图纸抽查。
8. 坡口加工和管口组对
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)质检员、HSE 监督员是否到位，是否持培训上岗证；机械手是否持 证
上岗； HSE监督员是否进行班前安全讲话，是否进行风险分析；劳动、安 全防护措施是否到位。
(2)是否有根据报审的焊接工艺规程编制坡口加工作业指导书。
(3)根据图纸和报审的焊接工艺规程，核实钢管规格、壁厚、材质；核 实焊材、焊剂、设备；核实各项焊接参数等是否符合要求。
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
(4)检查承包商环境监测仪器(如风速仪、红外线测温仪、温湿度仪等) 和测量器具(如钢卷尺、焊道检验尺等)是否配备齐全，是否合格有效。
(5)检查是否按规定的坡口形式加工，坡口是否合格。
(6)检查管口组对是否符合规定。
3)技术要求
(1)确保管内无杂物，并认真清理管端内外表面50mm 内的油污、铁锈、 污垢和积水，露出金属本色。
(2)本工程管口组对应符合表4-1-2中的规定。
表4-1-2 管口组对应符合的规定要求
| 序号 |
检 查 项 目 |
规 定 要 求 |
| 1 |
坡口 |
符合“焊接工艺规程”和要求 |
2 |
管口清理(管内外表面坡口两 侧25mm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150mm范围内焊缝余高打磨掉，并平缓过渡 |
| 4 |
两管口螺旋焊缝或直缝间距 |
错开间距不小于100mm弧长 |
| 5 |
错边量 |
沿周长均匀分布，且不大于1/8壁厚并小于3mm |
| 6 |
钢管短节长度 |
大于一倍的钢管直径 |
7 |
管子对接 |
不允许割斜口。由于管口没有对准而造成的2°以内的偏斜， 不算斜口 |
| 8 |
过渡坡口 |
厚壁管内侧打磨至薄壁管厚度，锐角为15°~20° |
9 |
半自动焊接作业空间 |
沟上焊距管壁不小于0.5m,沟下焊管壁距沟壁不小于0.8m 管壁距沟底不小于0.5m |
| 10 |
自动焊接作业空间 |
不小于0.5m |
(3)对口除弯头和特殊地点外， 一律采用内对口器，在根焊道焊完后， 才能撤出对口器，严禁用钢丝绳直接吊管组对，以免损伤管道的防腐层，使 用外对口器，应根据“焊接工艺规程”的要求进行装卸。
(4)冷弯管材、材质及规格与所在地段管道规格相同，在施工前，应对 不同壁厚的冷弯管进行试弯，试弯结果由承包商、监理和业主代表共同进行 检验合格后，才能正式施工。
(5)当管道水平转角小于30°时，可以采用弹性敷设，无需特殊处理，
纵向转角小于或等于20°时，无需特殊处理。管道组装严禁采用斜接口。
(6)本工程连头的含义是当两端管道合拢时，将两个不可移动的管口组 对连接，俗称“碰死口”,碰死口应用长度大于1.5倍管外径的短节连接两段 固定的管段，若该短管两端管口错位较大，则应将两固定管口间距加长，采 用弯管连接，碰死口时严禁强行组对。
(7)弹性敷设困难时，可采用冷弯管。单根钢管冷弯后的最大角度 φ1219管为7°、φ1016管为11°,管端直管段长度不小于2m。 若地形允许， 可
采用多个冷弯管实现大角度转弯，现场冷弯弯管壁厚与该处的直管段一致， 冷弯管禁止切割使用。
4)检查方法
(1)书面检查，目视，用焊接检验尺量测。
(2)巡检、抽检相结合，对重要位置(穿、跨越，人口稠密区，复杂地
形等)应重点检查监督。
(3)抽查施工承包商资料：管口组对检查记录。
9. 管道焊接
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)质检员、HSE监督员是否到位，是否持培训上岗证；机械手是否持 证上岗； HSE监督员是否进行班前安全讲话，是否进行风险分析；劳动、安 全防护措施是否到位。
(2)所有参加正式上线施焊的焊工必须是经过焊工考试合格并持有有效 上岗证。
(3)焊条、焊丝等焊接材料是否符合设计及相关标准要求，焊材的保管、 发放是否符合要求。
(4)焊接环境(包括温度、湿度、气候等)和焊接操作是否符合要求。
(5)焊接工艺参数、预热温度、层间温度是否符合焊接工艺要求。 (6)焊缝表面质量是否符合焊接工艺评定要求。
3)技术要求
(1)现场所用的焊接材料，必须具有产品出厂合格证、材质证明书、出 厂检验(试验)报告等资料。
(2)焊材按相关标准进行验收和外观检查，合格后才能入库保管，焊材 的运输、存放应做到防潮、防雨、防霜及油类侵蚀，符合使用说明书的要求。
(3)焊材在使用前应按出厂说明书的规定进行烘干，烘干后的焊条应放
策四章 油气储运工程施工监理质量控制
在保温筒内，随用随取，焊条重复烘干不得超过两次。密封的筒装焊条开封 后按规定时间用完，开封后的筒口要盖严，防止受潮。
(4)若发现焊条有药皮裂纹和脱皮现象，不得用于管道焊接。纤维素型 焊条施焊时， 一旦发现焊条药皮严重发红，该段焊条应予作废。
(5)施焊时，焊口两侧必须覆盖防护胶皮，管道应稳固，严禁管体晃动、 摇摆，以避免焊缝在施焊过程中产生裂纹和附加应力。
(6)环境温度在5℃以上时，预热宽度宜为坡口两侧各50mm; 环境温度 低于5℃时，宜采用感应加热或电加热的方法进行管口预热，预热宽度宜为坡 口两侧各75mm; 预热后应清除表面污垢，应在距管口25mm处的圆周上均匀 测量预热温度，保证预热温度均匀；预热时不应破坏钢管的防腐层。
(7)焊接环境温度低于5℃时，焊接作业宜在防风棚内进行，应使用保 温措施保证层间温度。如在组装和焊接过程中焊口温度冷却至焊接工艺规程 要求的最低温度以下，应重新加热至要求温度。焊后宜采用缓冷措施。
(8)按焊接工艺规程要求的预热方法和程度均匀加温， 一般应使用中频
加热器或环形火焰加热器。
(9)焊接引弧应在坡口内进行。严禁在管壁上起弧或电弧烧伤母材，管 道焊接应采用多层焊接，施焊时，层间熔渣应清除干净，并进行外观检查， 合格后方可进入下一层焊接，不同管壁厚度的焊接层数应符合焊接工艺规程
的规定。
(10)下向焊根焊起弧点应保证熔透，焊缝接头处可以稍加打磨，根焊道 内凸起的熔敷金属应用砂轮打磨，以免产生夹渣。焊缝焊完后应将表面的飞
溅物熔渣等清除干净。
(11)每道焊口必须连续一次焊完，在前一层焊道没有完成前，后一层焊 道不得开始焊接，两相邻焊道起点位置应错开30mm 以上。
(12)焊条应按工艺规程规定的牌号、规格使用，不得使用其他不同牌号
的焊条。
(13)被焊接表面应均匀、光滑，不应有起鳞、磨损、铁锈、渣垢、油 脂、油漆和影响焊接质量的其他有害物质。管内外表面坡口两侧25mm范围 内应采用机械法清理至显现金属光泽。
(14)管线在组焊过程中，如果中途停顿时间超过2h, 必须在焊接部位开 口端加装管帽，以防止工具杂物等落入管内。管帽应采用机械方法在管口固
定，不允许点焊在管子上。
(15)预留的管沟内连头的管口应用盲板封死。
(16)当日不能完成的焊口应完成50%钢管壁厚且不少于三层焊道。未 完成的焊口应采用干燥、防水、隔热的材料覆盖好。次日焊接前，应预热至 焊接工艺规程要求的最低层间温度。
(17)在下列焊接环境下，如不采取有效防护措施，应停止野外焊接。
①雨天、雪天。
②相对湿度超过90%。
③低氢型焊条手工电弧焊，风速大于5m/s。
④纤维素型焊条手工电弧焊，风速大于8m/s。
⑤药芯焊丝半自动焊，风速大于8m/s。
⑥熔化极气保护电弧焊，风速大于2m/s。
(18)管道焊缝表面质量检查应在焊后及时进行，检查前应清除熔渣和飞 溅，焊缝表面质量应符合下列规定。
①焊缝焊完后，应清除表面的熔渣和飞溅物。
②焊缝表面不得有裂纹、未熔合、气孔和夹渣、飞溅、夹具焊点等缺陷。
③咬边深度不得大于0.5mm, 咬边深度小于0.3mm 的任何长度均为合格， 咬边深度为0.3～0.5m, 单个长度不超过30mm, 累计长度不得大于焊缝圆周
全长的15%。
④焊缝余高0～2mm, 焊缝外表面不应低于母材，当焊缝余高超高时， 应进行打磨，打磨时不应伤及母材，并应与母材圆滑过渡。
⑤焊后错边量不应大于钢管壁厚的1/8,且小于3mm, 因管子尺寸误差 造成的任何较大的错边，都应均匀分布在管子的整个圆周上。根焊道焊接后，
禁止用锤击的方式强行矫正管子接口的错边量。
⑥焊道宽度每侧比外表面坡口宽0.5～2.0mm。
⑦焊道按本工程规定的方法标出焊口号，做好记录。
(19)焊接施工有关原始记录齐全、准确。抽查其检查记录与外观检查数
据的及时性、真实性、准确性。
4)检查方法
(1)书面检查、目视、量测(用焊接检验尺、温湿度计、温度仪、风速 仪量测)。
(2)巡视、抽检相结合，对穿越人口稠密区、复杂地段、碰死口以及不 同壁厚间的焊接应进行重点检查。
(3)抽查施工承包商组对记录、外观检查记录等资料。
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
10. 焊缝检查及无损检测
1)质量控制点性质：巡检
2)质量控制要点
(1)无损检测规章制度是否已经制定，是否编制了无损检测工艺卡。 (2)射线源保管和使用是否符合安全要求。
(3)参加无损检测的人员是否都经过培训，取得锅炉压力容器无损检测 人员资格证书，是否参加无损检测二级以上考试。
(4)无损检测设备、仪器是否经法定部门检定合格并在有效使用期内。 检测公司对从事无损检测人员是否进行设备性能、调试、评定的培训和考试
合格。
(5)无损检测设备、仪器使用前是否经调校合格。
(6)承包商所检测的无损检测探伤结果是否真实准确。
(7)检查无损检测探伤质量及评定结果是否正确。
(8)现场安全警示标志是否设置。
3)技术要求
(1)焊缝表面质量检查合格并接到无损检测委托，方可进行无损检测 检查。
(2)所有参加无损检测探伤的人员均需持有锅炉压力容器无损检测人员 资格考核委员会颁发的有效证书。
(3)射线检测记录与底片对应统一，评定结果真实、正确。 (4)焊缝均按照设计的规定进行无损检测。
4)检查方法
(1)目视检查、量测，用焊接检验尺量测，符合检测结果(射线底片、 AUT 扫查图等)。
(2)巡检、抽检相结合。
(3)抽查检测承包商管道焊缝无损检测报告等资料，核查进场人员、设 备、材料等。
11. 焊缝返修
1)质量控制点性质：旁站
2)质量控制要点
(1)返修焊工的资质是否符合要求。
(2)返修位置是否正确。
(3)焊缝返修次数是否超过规定。
(4)焊缝返修质量是否符合要求。
3)技术要求
(1)焊接过程中，修补时修补长度应大于50mm, 相邻两处的修补距离小
于50mm 时，应按一处缺陷进行修补。
(2)母材上的焊疤、擦伤等深度小于0.5mm 的缺欠应采用打磨平滑的方
法修复。
(3)返修前，焊缝表面所有的涂料、铁锈、泥土和污物等应清除干净。
(4)每处返修长度应大于50mm。相邻两返修处的距离小于50mm 时，按 一处缺陷进行返修。
(5)返修焊接应采用评定合格的焊接工艺规程。返修焊接分为全壁厚返 修和非全壁厚返修两种。全壁厚返修时应按焊接工艺规程的预热温度和宽度 要求对整个焊口进行预热，非全壁厚返修可对返修部位及其上下各100mm 范 围内的焊道进行局部预热。
(6)当存在下列任意一种情况时割除整个焊口重焊：
①所有带裂纹的焊口。
②一次返修不合格。
4)检查方法
(1)书面检查、目视、量测检查(用焊接检验尺、温湿度计、温度仪、 风速仪量测)。
(2)检查施工承包商管道焊缝返修记录。
12. 管道防腐补口
1)质量控制点性质：旁站
2)质量控制要点
(1)质检员、HSE 监督员是否到位，是否持培训上岗证； HSE 监督员是
否进行班前安全讲话，是否进行风险分析；劳动、安全防护措施是否到位。
(2)检查防腐人员的上岗证。
(3)检查设备、砂子是否符合要求。使用的收缩带(套)防腐等级是否
和图纸相符。
(4)防腐补口执行技术说明书要求，收缩套(带)外观质量、收缩后的
尺寸及外观成型质量。
(5)补口、补伤材料合格证、质量证明书及出厂检验报告等质证资料是
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
否齐全。
(6)环氧底漆应涂刷在钢管区和三层 PE 的坡口区，管道的三层 PE表面 不允许涂刷环氧底漆。
(7)补口、补伤材料质量是否符合要求。
(8)防腐补口剥离试验是否合格。
(9)管体破损的防腐层及时进行补伤。
(10)抽查其检查记录与外观检查数据的及时性、真实性、准确性。 (11)现场施工留下的工业垃圾是否处理。
3)技术要求
(1)管道环焊缝经外观检查、无损探伤合格后方可进行补口补伤施工。
(2)除锈：石英砂的粒径在2～4mm, 当除锈等级质量达不到 Sa2.5 级
时，当天施工的补口均视为不合格，要剥掉重补。
(3)拉毛：补口处与主防腐层搭接处必须用钢丝刷拉毛。
(4)预热：预热温度及操作程序按厂家说明书执行。
(5)外观质量：当发现有气泡、褶皱、翘边等质量缺陷时，收缩带与防 腐层搭接小于100mm, 周向搭接小于80mm。要求承包商立即修整。
(
6)三层PE 补伤：小于等于30mm 的损伤，用聚乙烯补伤片进行修补， 先除去污垢，将原防腐层打毛，并将损伤处的聚乙烯层修切成圆形，边缘应 倒成钝角，孔内填满与补伤配套的胶黏剂，然后贴上补伤片，补伤片的大小 应保证其边缘距聚乙烯层的空洞边缘不小于100mm, 贴补时，应边加热边用 棍子滚压，排出空气，直至补伤片四周胶均匀溢出。大于30mm 的损伤，先 除去表面污物，然后将聚乙烯打毛，补伤处聚乙烯层切成圆形，边缘倒成钝 角，填满胶黏剂，补上补伤片后，再包覆一个热收缩带，宽度大于补伤体两 边各50mm, 补伤体外要有胶均匀溢出。
(7)剥离试验：每100道防腐补口做一道剥离试验。管体温度10～35℃ 剥离试验不应小于50N/cm。如不合格加倍抽查，若再有一道不合格，则此 段补口评为不合格，全部要重新防腐补口。补伤片的剥离试验强度应不低于
50N/cm。
4)检查方法
(1)目视、量测、试验，用尺、测厚仪、温度仪量测，用电火花检漏仪
检测。
(2)对三穿、地下水位高的部位的焊口补口进行重点检查。 (3)检查施工承包商防腐补口质量检查记录。
13. 管道下沟回填
1)质量控制点性质：旁站
2)质量控制要点
(1)质检员、HSE监督员是否到位，是否持培训上岗证；机械手是否持 证
上 岗 ；HSE监督员是否进行班前安全讲话，是否进行风险分析；劳动、安 全防护措施是否到位。
(2)对照图纸核实管沟的挖深、沟底标高、沟底宽度、水平转角及纵向
转角的位置，是否符合设计要求。
(3)管道下沟前是否已将沟底清理干净。
(4)石方段管沟沟底是否已按规定超探挖，并用松软细土作了保护管道
的垫层。
(5)管道起吊下沟是否采取了妥善的安全措施，起吊设备是否完好。 (6)管道防腐绝缘涂层检漏是否合格，如有破损或针孔应及时修补。
(7)管道下沟是否紧贴沟底，不得有悬空。
(8)阴极保护测试线安装是否正确。
3)技术要求
(1)管道下沟前管沟应符合下列规定：
①下沟前应将管沟内塌方、石块、冻土块、积雪和淤泥清除干净。回填 前，如管沟内有积水，应排除，并立即回填。地下水位较高时，如沟内积水 无法完全排除，应制定保证管道埋深的稳管措施。
②检查管沟的深度、标高和断面尺寸，对于塌方较大的管沟段，清理后
应进行复测，以保证管沟达到设计要求。
③石方段管沟和碎石段管沟，沟底应先铺垫粒径小于等于20mm 的细土， 细土铺垫厚度为200mm; 然后回填原土石方，但石块的最大粒径不得超过
250mmc
(2)管道在下沟前要按设计要求，用环形电火花检漏仪对防腐绝缘涂层 进行认真的检漏，发现漏点要及时修补，三层 PE 检漏电压为15kV。
(3)管道组装完毕，管沟开挖经检查合格后应及时将管道下沟。在地下 水位较高地段，开挖、下沟和回填应连续完成。
(4)管道起吊下沟应符合下列规定：
①管道起吊至少有5台吊管机同时作业，起吊点距环焊缝距离不小于 2m, 管段两个起吊点间距不得超过26m, 起吊高度以1m 为宜。
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
②起吊用具最好采用尼龙吊带，避免管道碰撞沟壁，以减少沟壁塌方和
防腐层的损坏。
③管道下沟时应轻轻放至沟底，不得挂空挡下落。
(5)石方段管道下沟应符合下列规定：
①下沟前应对石方管沟进行认真的检查，对沟壁、沟底凸起的石块要进 行清理，沟底的软土层要均匀、平坦、无杂物、无积水。
②下沟时应靠管线一侧采用较软质的材料挡住沟壁，以防止管壁涂层被 沟壁石擦伤，保证管子下沟时不与沟壁接触。发现碰伤、擦破处应立即修补。
(6)管道沟底测量应符合以下规定：
①管道下沟后应使管道轴线与管沟中心线平行，且两管线与管沟间距符 合设计要求，横向偏移不得大于100mm, 否则要进行调整，直至满足要求
为止。
②管道下沟完毕后，应对管顶标高进行测量；在竖向曲线段还应对曲线 的始点、中点和终点进行测量，在公路穿越段两端还应进行高程测量。标高 测量的允许偏差在-100～0mm。
③管道下沟后，不得出现管底悬空现象，否则应用细土进行夯实。填细 土后管子标高应符合设计要求，不得出现浅埋。
(7)管沟回填应符合以下规定：
①管道下沟检查完毕合格后，立即进行回填；在回填前宜将阴极保护测 试线焊好并引出，待管沟回填后安装测试桩。
②石方或戈壁碎石段管沟，应先在沟底垫200mm 细土层。细土回填至 管
顶以上300mm 处。石方段细土的最大粒径不应超过10mm; 戈壁段细土 的最大粒径不应超过20mm。然后回填原土石，但石块的最大粒径不得超过
200mmc
4)检查方法
(1)目视、量测、试验，用直尺量测。
(2)抽查施工承包商管道下沟质量检查记录、管沟复测记录、管道工程 隐蔽检查记录。
14. 通球扫线及管道试压
1)质量控制点性质：旁站
2)质量控制要点
(1)质检员、HSE 监督员是否到位，是否持培训上岗证； HSE 监督员是
否进行班前安全讲话，是否进行风险分析；劳动、安全防护措施是否到位。
(2)管道吹扫压力不得超过设计压力；分段试压(水压)、吹扫长度不宜 超过35km; 检查吹扫、通球扫线和试压方案是否可行，并经 EPC项目部、监 理分部审查同意。
(3)清管试压设备及人员是否已经落实到位。
(4)清管及试压介质是否符合设计要求，安全措施是否妥当。
(5)清管器是否合格，数量是否充足。参与试压的试压封头、工艺管线 外观检查是否合格，是否有合格证明；阀门在试压前是否单独进行了强度试 压并且试压合格。
(6)清管放空及排污(水)口(坎)的位置选择是否恰当，是否符合安 全要求。压力表、温度计、阀门及连通管线等的安装是否妥当，压力表是否 经过计量检定。
(7)清管器的过盈量、运行速度、推球介质压力是否满足要求。
(8)清管和试压的全过程和结果是否符合设计要求。
3)技术要求
(1)吹扫：压力不超过设计压力，单线路吹扫长度不宜超过35km, 直至 管道内无杂物、无污水，为合格， 一次吹扫不合格，必须进行二次吹扫，直 至合格为止；吹扫合格后方可进行下一道工序。管道清管试压：应在管沟土 方回填后进行。试压前应对试压所用的管件、阀门、封头、仪表等进行检查 和校验，合格后方可使用，特别是阀门，采用与管道试压相同的压力独立进 行水压和气密性试验，应不滴不漏，完全合格方可使用。
(2)压力表的精度等级不应低于1级，表盘直径不应小于150mm, 最小 刻度不应大于每格0.02MPa, 刻度值不低于最大试验压力的1.5倍，压力表不 少于两块，分别安装在管道两端。首段还应安装一个压力自动记录仪和压力 天平，管段压力读数以压力天平为准。温度计应安装在无阳光照射的地方或 采用遮挡防止阳光直接照射，温度计最小刻度值不应大于10℃。
(3)可采用水作为清管试压介质，试压管段的自然地面高差不宜超过 30m。 业主提供试压方案的基本原则，承包商应制定详细可行的管线通球清管 及试压方案，其方案制定依据应为设计要求和其他相关的施工作业规范。
(4)采用清管器进行两次以上的清管作业，直到管内没有异物。完成清 管后才能进行管道的试压工作。管道清管扫线应在白天进行。
(5)清管应设置临时清管器收发设施和放空口。清管器清扫干性污物时， 其行进速度应控制在4～5km/h, 清管工作压力宜为0.05～0.2MPa。如遇阻
第四章 油气储运工程施工监理质量控制
力，可适当提高工作压力，但最大压力不应超过2.4MPa。
(6)当清管器的最大推动压力达到管道设计压力，
