推荐第1篇：检测员岗位职责
检测员岗位职责
一、认真学习专业技术，熟练掌握各试验操作规程，及时、准
确完成试验数据处理。
二、严格按照试验规范及各项试验操作规程作好各项试验，配合
工程师的工作。
三、清楚、准确地填写试验记录，不得任意涂改，试验报告实
行检测员签字负责制度。
四、爱护仪器、设备，严格按操作规程进行试验操作，保持设
备整洁。
五、试验结束后，必须将各仪器、设备、样品整理归位。做到
并保持试验室的清洁、整齐井然有序。
六、未经领导批准，不得向任何人转借仪器、设备等试验室装
备。
七、端正工作态度和工作作风，按工作制度履行责任，坚守岗
位，遵守劳动纪律，提高职业道德，服从各级领导，作好本职工作。
推荐第2篇：天然气公司材料员岗位职责
材料员岗位职责
1 及时掌握材料耗用情况，并以此为基础制定材料使用计划。与生产部门协调和沟通，编制材料的采购计划。
2 负责物资入库验收，对采购回来的物资，如果有数量短缺，型号、规格不符、质量低劣等现象，不得验收入库
3 进仓物资经过验收后，开出进仓单（一式三联，财务、生产、留底各一联），并及时记帐。
4 负责物资的保管保养工作，对验收入库的物资按不同类别、规格、性能要求分别存放，认真做好防锈、防尘、防潮工作，确保在库物资的使用价值。
5 对不同损害程度的物资进行修理、组装、尽量恢复原有功能。
6 负责物资发放工作，认真核对领料通知单，开出领料单，经审查无误后由领料人在领料单上签字后照单发料（领料单一式三联，财务、领料人、留底各一联），并及时记帐。
7 材料的收、发凭证，按月登帐后整理归档，妥善保管，库存实物保持\"帐、卡、物\"三相符，按月核对，定期盘点，盈、亏查明原因，经报批后调帐。
8 妥善管理、标识清楚、码放整齐；道路通畅、环境整洁、卫生。做好库房安全、保卫工作，增强安全意识，掌握消防知识，保持消防设施和器材的齐备、完好，确保库区和物资的安全。
9 材料员工作对维护改造主管负责。
推荐第3篇：试验检测员岗位职责
试验检测员岗位职责
（1）在试验工程师的指导下，严格按试验操作规程操作，正确完成试验检测项目；
（2）认真钻研业务，努力学习试验检测技术，不断提高试验检测水平；
（3）严格执行各项试验规章制度和仪器操作规程；严格按照有关试验规程和试验方法做好各项试验；
（4）按技术要求实事求是填写试验检测记录，对原始记录数据负责；试验人员应详细观察和记录试验过程中出现的各种情况，当发现有异常现象或试验结果不符合设计要求时，应立即向主任报告；
（5）及时地对进场各项原材料进行检测，保证检测频率。对检测不合格的原材料坚决不予进场，并报告上级领导；
（6）负责工程施工的配比开具、检查。对半成品、成品质量进行检测；
（7）及时打扫试验室内外环境卫生，及时对试验检测设备清理、保养； 完成试验室主任临时交办的工作；
（8）协助本部门其他人员做好其它检测工作；
（9）完成领导交办的其他任务。
推荐第4篇：检测员岗位职责(新)
检测员岗位职责
一、认真贯彻执行《中华人民共和国食品卫生法》、《蔬菜上有机磷和氨基甲酸酯类农药残毒快速检测方法》等国家法律法规及行业标准。
二、严格执行果品农药残留检测操作规程，正确、及时反映检测数据，确保果品安全进出市场。
三、将检测结果及时正确地进行登记汇总，并记录在册。
四、对检测结果出现超标的果品，应及时通知该批发部，发出禁止销售的通知，等待处理。
五、保存好各种试剂，对各种试剂的保存温度要严格按照操作标准存放，以免使试剂产生反应失效。
五、对检测仪及各类仪器工作时，须提前10分钟开机，工作结束后及时关机。检测器皿应及时清洗，确保检测室安全与清洁卫生。
检测分析人员岗位职责
1、认真做好实验前的准备工作，确保检测数量质量。
2、填报各种原始记录，检测分析结果，主要做到清晰完善，实事求是。
3、负责实验室的清理工作，做到安全卫生符合要求。
4、遵守劳动纪律和实验室各项制度。
检测室职责范围
1、承担本市场蔬菜，水果等农产品的药残毒检测，出具检测报告。
2、负责制定本市场农产品质量安全管理工作制度，并组织实施。
3、参与农药残留检测工作技术的制定，修改和实施，参与检测仪器的采购，检收和查档工作。
4、按要求完成交易中心交办的其他工作。
推荐第5篇：试验、检测员岗位职责
一、岗位描述
该岗位主要是协助试验室主管完成各种试验和工程质量检测工作，并提供试验检测相关数据和资料。
二、职务
1.负责室内种试验和工程外业检测工作。2.负责整理收集各种试验检测资料的工作。 3.负责试验检测仪器设备的维护保养工作。 4.协助分包商工地试验室开展工作。
三、职权
1.有权抽检辖内的工程使用材料质量情况；2.有权纠正辖内的工程施工的违规行为； 3.有权督促公包商做好质量自检工作；
4.有权监督项目部制订的质量管理制度执行情况。
四、职责
1.对试验、检验数据的真实性、准确性负责；2.对工程材料检验失职负责；
3.对施工中出现的陷患或情况没有及时向有关领导报告而造成重大损失负责。4.对因不遵守试验规程、操作不当造成试验检测仪器、设备损毁负责。
推荐第6篇：管道检测
油气管道检测技术的发展现状及分析比较
201120392 左敏
摘要：本文介绍了当今国内外较为成熟、先进的管道外检测(涂层检测)和管道内检测(智能检测)技术和方法，并对部分检测方法作了比较，指出了其优缺点。为我国油气管道检测技术的发展提供了建议。
关键词：油气管道 外检测 内检测 比较
引言
管道作为大量输送石油、气体等能源的安全经济的运输手段，在世界各地得到了广泛应用，为了保障油气管道安全运行，延长使用寿命，应对其定期进行检测，以便发现问题，采取措施。
1 管道外检测技术
管道外检测技术又称为涂层检测技术。埋地管道通常采用涂层与电法保护共同组成的防护系统联合作用进行外腐蚀控制，这2种方法起着一种互补作用：涂层使阴极保护既经济又有效，而阴极保护又使涂层出现针孔或损伤的地方受到控制。该方法是已被公认的最佳保护办法并已被广泛用于对埋地管道腐蚀的控制。
涂层检测技术是在对管道不开挖的前提下，采用专用设备在地面非接触性地对涂层综合性能进行检测，科学、准确、经济地对涂层老化及破损缺陷定位，对缺陷大小进行分类统计，同时针对缺陷大小、数量进行综合评价并提出整改计划，以指导管道业主对管道涂层状况的掌握，并及时进行维护，保证涂层的完整性及完好性。
国内实施管道外检测技术始于20世纪80年代中期，检测方法主要包括标准管/地电位检测、皮尔逊(Pearson)检测、涂层绝缘电阻测试、管内电流测试等。检测结果对涂层的总体评价起到了重要作用，但在缺陷准确定位、合理指导大修方面尚有较大的差距。近年来，通过世界银行贷款以及与国外管道公司交流，管道外检测设备因价格相对较为便宜，操作较为方便，国外管道外检测技术已广泛应用于国内长输油气管道涂层检测，目前国内管道外检测技术基本上达到先进发达国家水平，在实际工作中应用较为广泛的外检测技术主要包括:标准管/地电位检测、皮尔逊检测、密间距电位测试、多频管中电流测试、直流电位梯度测试。
1.1标准管/地电位检测技术(P/S) 该技术主要用于监测阴极保护效果的有效性，采用万用表测试接地CU/CuSO4电极与管道金属表面某一点之间的电位，通过电位距离曲线了解电位分布情况，用以区别当前电位与以往电位的差别，还可通过测得的阴极保护电位是否满足标准衡量涂层状况。该法快速、简单，现仍广泛用于管道管理部门对管道涂层及阴极保护日常管理及监测中。
1.2皮尔逊检测技术(PS) 该技术是用来找出涂层缺陷和缺陷区域的方法，由于不需阴极保护电流，只需要将发射机的交流信号(1000Hz)加载在管道上，因操作简单、快速曾广泛使用于涂层检测中。但检测结果准确率较低，易受外界电流的干扰，不同的土壤和涂层电阻都能引起信号的改变，判断是否缺陷以及缺陷大小依赖于操作员的经验。
1.3密间距电位测试技术(CIS、CIPS) 密间距电位检测(Close Interval Survey)和密间距极化电位(Close Interval Potential Survey)检测类似于标准管/地电位(P/S)测试法，其本质是管地电位加密测试和加密断电电位测试技术。通过测试阴极保护在管道上的密集电位和密集极化电位，确定阴极保护效果的有效性，并可间接找出缺陷位置、大小，反映涂层状况。该方法也有局限性，其准确率较低，依赖于操作者经验，易受外界干扰，有的读数误差达200～300mV。
1.4 PCM多频管中电流测试
多频管中电流法是检测涂层漏电状况的新技术，是以管中电流梯度测试法为基础的改进型涂层检测方法。它选用了目前较先进的PCM仪器，按已知检测间距测出电流量，测定电流梯度的分布，描绘出整个管道的概貌，可快速、经济地找出电流信号漏失较严重的管段，并通过计算机分析评价涂层的状况，再使用PCM仪器的“A”字架检测地表电位梯度精确定位涂层破损点。该方法适于不同规格、材料的管道，可长距离地检测整条管道，受涂层材料、地面环境变化影响小，适合于复杂地形并可对涂层老化状况评级;可计算出管段涂层面电阻Rg值，对管道涂层划分技术等级，评价管道涂层的状况，提出涂层维护方式。采用专用的耦合线圈，还可对水下管道进行涂层检测。
1.5直流电位梯度(DCVG)方法
该方法通过检测流至埋地管道涂层破损部位的阴极保护电流在土壤介质上产生的电位梯度(即土壤的IR降)，并依据IR降的百分比来计算涂层缺陷的大小，其优点在于不受交流电干扰，通过确定电流是流人还是流出管道，还可判断管道【1】 是否正遭受到腐蚀。1.6几种测试方法的比较
各种涂层缺陷检测技术都是通过在管道上加载直流或交流信号来实现的，不同的仅是在结构上、性能上、功用上的差异。为克服单一检测技术的局限性，综合几种检测方法对涂层缺陷进行检测，可以弥补各项技术的不足。对于有阴极保护的管道，可先参考日常管理记录中的(P/S)测试值，然后利用CIPS技术测量管道的管地电位，所测得的断电电位可确定阴极保护系统效果，在判断涂层可能有缺陷后，利用DCVG技术确定每一缺陷的阴极和阳极特性，最后利用DCVG确定缺陷中心位置，用测得的缺陷泄漏电流流经土壤造成的IR降确定缺陷的大小和严重性，以此作为选择修理的依据。对于未施加阴极保护的管道，可先用PCM测试技术确定电流信号漏失较严重的管段，然后在使用PCM的“A”字架或皮尔逊检测技术精确定位涂层破损点，确定涂层破损大小。PCM测试技术也可用于具有阴极保护的管道，其检测精度略低于DCVG技术。
由于所有涂层检测技术均是在管道上施加电信号，因此各种技术均存在一些不足，对某些涂层缺陷无法查找，如部分露管涂层破损处管体未与大地接触，信号因不能流向大地形成回路，只能通过其他手段查找;因屏蔽作用，不适用于加套管的穿越管线；所有技术均不能判定涂层是否剥离。
2管道内检测技术
管道内检测技术是将各种无损检测(NDT)设备加载到清管器(PIG)上，将原来用做清扫的非智能PIG改为有信息采集、处理、存储等功能的智能型管道缺陷检测器(SMART PIG)，通过清管器在管道内的运动，达到检测管道缺陷的目的。早在1965年美国Tuboscopc公司就已将漏磁通(MFL)无损检测(NDT)技术成功地应用于油气长输管道的内检测，紧接着其他的无损内检测技术也相继产生，并在尝试中发现其广泛的应用前景。
内检测器按功能可分为用于检测管道几何变形的测径仪、用于管道泄漏检测仪、用于对因腐蚀产生的体积型缺陷检测的漏磁通量检测器、用于裂纹类平面型缺陷检测的涡流检测仪、超声波检测仪以及以弹性剪切波为基础的裂纹检测设备等。下面对应用较为广泛的几种方法进行简要介绍。
2.1测径检测技术
该技术主要用于检测管道因外力引起的几何变形，确定变形具体位置，有的采用机械装置，有的采用磁力感应原理，可检测出凹坑、椭圆度、内径的几何变化以及其他影响管道有效内径的几何异常现象。
2.2泄漏检测技术
目前较为成熟的技术是压差法和声波辐射方法。前者由一个带测压装置仪器组成，被检测的管道需要注以适当的液体，泄漏处在管道内形成最低压力区，并在此处设置泄漏检测仪器;后者以声波泄漏检测为基础，利用管道泄漏时产生的20～40kHz范围内的特有声音，通过带适宜频率选择的电子装置对其进行采集，再通过里程轮和标记系统检测并确定泄漏处的位置。
2.3漏磁通量检测技术(MFL) 在所有管道内检测技术中，漏磁通量检测历史最长，因其能检测出管道内、外腐蚀产生的体积型缺陷，对检测环境的要求低，可兼用于输油和输气管道，可间接判断涂层状况，其应用范围最为广泛。由于漏磁通量是一种相对低噪音过程，即使没有对数据采取任何形式的放大，异常信号在数据记录中也很明显，其应用相对较为简单。值得注意的是，使用漏磁通检测仪对管道检测时，需控制清管器的运行速度，漏磁通对其运载工具运行速度相当敏感，虽然目前使用的传感器替代传感器线圈降低了对速度的敏感性，但不能完全消除速度的影响。该技术在对管道进行检测时，要求管壁达到完全磁性饱和。因此测试精度与管壁厚度有关，厚度越大，精度越低，其适用范围通常为管壁厚度不超过12mm。该技术的精度不如超声波的高，对缺陷准确高度的确定还需依赖操作人员的经验。[2,3] 2.4压电超声波检测技术
压电超声波检测技术原理类似于传统意义上的超声波检测（UT），传感器通过液体藕合与管壁接触，从而测出管道缺陷。超声波检测对裂纹等平面型缺陷最为敏感，检测精度很高，是目前发现裂纹最好的检测方法。但由于传感器晶体易脆，传感器元件在运行管道环境中易损坏，且传感器晶体需通过液体与管壁保持连续的祸合，对耦合剂清洁度要求较高。因此仅限于液体输送管道。
2.5电磁声波传感检测技术(EMAT) 超声波能在一种弹性导电介质中得到激励，而不需要机械接触或液体耦合。这种技术是利用电磁物理学原理以新的传感器替代了超声波检测技术中的传统压电传感器。当电磁声波传感器在管壁上激发出超声波能时，波的传播采取以管壁内、外表面作为“波导器”的方式进行，当管壁是均匀的，波沿管壁传播只会受到衰减作用;当管壁上有异常出现时，在异常边界处的声阻抗的突变产生波的反射、折射和漫反射，接收到的波形就会发生明显的改变。由于基于电磁声波传感器的超声波检测最重要的特征是不需要液体耦合剂来确保其工作性能。因此该技术提供了输气管道超声波检测的可行性，是替代漏磁通检测的有效方法。
2.6超声波(UT)检测和漏磁通量(MFL)检测分析比较
超声波(UT)检测和漏磁通量(MFL)检测是当前世界上最常用的两种油气管道管内智能检测技术。这两种技术都是很好的管内检测技术，采用其中哪一种方法都会使管道作业者受益。但由于所要检测的管道情况各不相同，对于究竟采用何种检测技术较为适用的问题，则取决于很多因素。归纳起来，有以下三点：1.所检测管道的特点(包括管壁厚度，管径变化和是否为双径管，是不锈钢还是包覆管或是无缝管)；2.是否有特种缺陷(包括叠层和砂眼，极小的蚀坑，沟槽状腐蚀，环焊缝裂纹，打磨造成的金属损失，对新管道的基准测量)；3.管道运行条件(MFL和UT两种检测技术适用的不同运行速度是：对MFL来说为0.3～5m/s，而对UT来说则为0.1～1m/s)。
首先，应该懂得MFL和UT两种检测技术的特性。MFL技术是测量漏磁磁场的一种检测方法，其所检测的磁场强度和磁场延伸范围均取决于缺陷的深度及其延伸范围，但所检测的磁场强度和延伸范围也取决于诸如缺陷形状、壁厚、磁化作用、磁化性能和磁化速度等其它一些因素。将所要测量的磁场换算成缺陷尺寸的计算方法，则是基于缺陷-尺寸的测量模型和经验，而且还必须考虑到许多二次影响的作用。
第一代MFL技术的测量结果极不令人满意。英国天然气公司和PII公司先后都开发出了一些先进的电子设备、解析算法和软件，从而制定出了一些新的工业标准。测量缺陷深度现已有了高精度的方法(在80%的置信度下为壁厚的10%)。
超声被检测技术在PII公司已被广泛采用。只要钢表面光滑，UT技术的缺陷深度检测精度即可达到0.1mm。检测精度在很大程度上取决于管壁表面的粗糙度。
一般来说，就缺陷深度的测量精度而言，UT装置优于MFL：前者为95%，后者为80%。这意味着：除了具有较高的缺陷深度测量精度外，UT的测量结果往往都在精度要求范围内。
对于壁厚来说，采用MFL技术有可能达到最佳的检测结果。采用此种方法时，务必使管壁厚度为磁场所饱和。管壁较厚时，磁场强度应更大，磁通量也应更大。反之，管径较小和管壁较薄时，达到一定的磁性便可适用。在这方面，UT技术的检测能力优于MFL。UT直接检测壁厚的能力仅适用于剩余壁厚为2.5mm以上的情况。对于具有深的管内缺陷的薄壁管而言，采用MFL装置则是正确的选择。
对于异径管来说，采用UT装置较合适。根据UT装置超声波传感器载流子的设计特点，这种装置能够适应较大的内径变化。比如，就标准的UT装置的设计而言，其适应范围为10%～15%左右，而MFL装置则为5%～10%左右。目前已有双直径的UT和MFL装置，这样，即可满足管径的较大变化。
对于叠层、砂眼、沟槽状腐蚀和环焊缝裂纹等特殊缺陷来说，受限于超声波波束的大小，但总的说来UT技术都优于MFL技术。特别强大的UT装置还能查明与氢致裂纹(HIC)有关的叠层和砂眼。MFL技术特别适用于薄壁管或小口径管子蚀坑的检测。MFL装置能够看到长而狭窄的缺陷首末端，而难于查明缺陷的深度；UT技术则能查明整个管长上的纵向沟槽状腐蚀的精确壁厚。环焊缝上的裂纹源于制管工艺不佳所致，UT装置查不出这种缺陷。
打磨会导致极大的金属损失，应引起注意，由此而引起的金属损失是很难用MFL装置测量出来的，而UT装置的直接壁厚测量方法更适合于此种缺陷的测量。
所谓基准测量，是指利用智能装置对某种新材料的新管线进行基本状况的检查。这对管道拥有者来说可能大有好处，因为所发现的任何不合规定的现象都可根据担保条款得到纠正。利用UT装置对一节短管的壁厚进行检查(特别是无缝管)，即可精确地检查出像叠层或金属损失、偏心、修理抛光及其它所报告的缺陷。这对制管和管道施工过程来说，同样是一种有效的质量检查方法。
总之，对于所有的缺陷评估和日益发展的计算技术来说，具有较高深度测量精度的UT装置因可减少必要的修理次数并可延长检修计划，因此可为用户提供极大的节约。另一方面，从检查输气管道的角度出发，MFL装置有巨大的优势。相比之下，UT装置宜于在多批量的液体管道中使用，也必须在干净的管内运行。因此，应建议首先考虑在所有输气管道内使用MFL装置，而在所有液体管道内使[2,3]用UT装置。
2.7内检测技术的发展趋势
用三维图像直观显示管壁缺陷是当今国际管道内检测技术的发展趋势。用超声波技术实现直观显示管壁缺陷，比较容易实现。用漏磁技术实现直观显示管壁缺陷则比较困难，这是由漏磁检测技术原理决定的。漏磁检测器的发展方向主要在两个方面:一是提高检测器探头的质量并增加探头的数量，这样就提高了采集数据的质量和数量，从而为数据分析提供更全面、更准确的基础数据；二是提高数据分析的准确性和自动化水平，使之能够形象直观地描绘出管道真实状况。其中最重要的是需要在漏磁与缺陷的对应关系数学模型的研究上不断做出努力。
漏磁通法与超声波法相结合是发展的方向之一，伴随着新技术、新工艺的不断涌现，管道内检测技术手段也日趋成熟和科学，管道内检测设备已由单纯的漏
【4】磁腐蚀检测器向高清晰度、GPS和 GIS技术于一体的高智能检测器发展。
3结语
总的来说，在各项技术高速发展的今天，想要真正提高我国油气管道检测工作的水平，首先要做的就是对各类检测标准进行进一步的完善，同时实行严格的检测人员资格认证制度，从人员技术水平上为检测工作的有效性打下坚实的基础。另外，有关研究部门也应加强国际间的技术交流与合作，并在自主研发的技术和设备上投入更多的时间和精力，为早日实现我国油气管道检测工作的智能化做出自己的贡献。
参考文献
[1] 卢绮敏主编.石油工业中的腐蚀与防护.北京：化学工业出版社，2001 [2] 李勇，付建华.漏磁式智能检测技术在管道中的运用.天然气工业，2003；23(5)：116-119 [3] 李新，王昌明等.天然气管道的内部漏磁检测技术.天然气工业，2001；21(6)：88-89 [4] 钟家维，沈建新，贺志刚等.管道内腐蚀检测新技术和新方法.管道技术，2003； 17(4)：31～35
致谢
虽然只有短短几个小时的接触，但彭老师严谨的治学态度、锐意创新的科学研究精神，谦虚勤奋的求学风格，使我深受教诲，谨在此向辛勤培养、教育和关心学生的彭老师致以崇高的敬意和衷心的感谢。最后，感谢给予我支持和帮助的所有老师、同学和朋友们。
推荐第7篇：试验检测员岗位职责wya
试验检测员岗位职责
（1）在试验工程师的指导下，严格按试验操作规程操作，正确完成试验检测项目；
（2）认真钻研业务，努力学习试验检测技术，不断提高试验检测水平；
（3）严格执行各项试验规章制度和仪器操作规程；严格按照有关试验规程和试验方法做好各项试验；
（4）按技术要求实事求是填写试验检测记录，对原始记录数据负责；试验人员应详细观察和记录试验过程中出现的各种情况，当发现有异常现象或试验结果不符合设计要求时，应立即向主任报告；
（5）及时地对进场各项原材料进行检测，保证检测频率。对检测不合格的原材料坚决不予进场，并报告上级领导；
（6）负责工程施工的配比开具、检查。对半成品、成品质量进行检测；
（7）接到现场试验任务后应积极行动，优质、高效完成，不得拖拉延误；
（8）及时打扫试验室内外环境卫生，及时对试验检测设备清理、保养； 完成试验室主任临时交办的工作。
（9）全面履行ISO9001质量体系及环境、职业健康安全程序文件相关责任条款，做好程序文件的符合性运行；同时落实检测中心质量体系的相关要求；
（10）协助本部门其他人员做好其它检测工作；
（11）配合监理、业主做好工程的质量检查工作；
（12）严守企业秘密，不得将试验技术资料随意外传；
（13）完成领导交办的其他任务。
推荐第8篇：食堂管道天然气管理制度
食堂管道天燃气管理制度
天燃气是具有一定毒性的爆炸性气体，又是在一定压力下输送和使用的，食堂员工在日常工作中要特别注意以下事项。
1、天燃气同空气混合，在爆炸极限内遇明火爆炸，地下室内发生天燃气爆炸，能将一幢楼房严重破坏。因此，厨房内必须通风，一旦天燃气泄漏能及时排于室外。
2、使用天燃气的厨房里，不准堆放易燃、易爆物品，谨防火灾和爆炸事故发生。天然气设施禁止拴绑绳索、吊挂物品，以免造成室内管道天燃气泄漏。
3、点燃天燃气灶时，要随时注意汤水沸溢将火焰浇灭。否则，天燃气在火已灭的情况下仍从燃器火孔不断溢出，不仅浪费煤气，时间一长还会酿成事故。
4、要经常检查点火胶皮管是否损坏、老化。由于温度的影响，重物的挤压，尖硬物的穿刺，都可能使胶皮管产生裂缝和气孔而漏气。发现上述情况时用户应及时更换新胶管，切勿凑合使用。
5、用完天燃气后，尤其是晚间用完天燃气，要切记关闭天燃气灶具开关。要检查灶具开关旋钮是否关闭，并将接灶管末端气嘴关闭，丝毫疏漏不得。
6、在点天燃气灶时，一定要按程序操作，切莫马虎或慌乱，不可打开天燃气灶具开关后，才到处寻找点火用具。带有自动打火的灶具点火时，有时不能一次打成功，可能要经过两三次才能点燃。员工要注意，一次打不着火时，停留时间不可过长，以免天燃气外漏。点燃灶火后要观察火焰燃烧是否稳定、正常，火焰燃烧不正常时要调节风门。
7、食堂员工应随时留意天燃气用具及管道是否有潜在漏气现象。查看管道有无被腐蚀；天然气开关是否发生扭动干涩现象等。发现异常要请天燃气维保公司及时给予处理，以防发生事故。
8、食堂员工对天燃气泄漏，千万不可麻痹大意。闻到天燃气味时，要迅速打开窗户。发现漏点要及时处理，处理不了立即报告燃气维保公司。做到人在火在，人走火熄，节约能源。
推荐第9篇：天然气管道巡检制度
天然气管道巡检制度
1.凡从事有关天然气操作的工作人员必须进行天然气安全知识培训，经考核合格后方可进行独立操作。
2.从事天然气危险工作前，必须定出详细的工作顺序及安全措施，新建的天然气设备必须经过气密性实验，合格后方可使用。3.天然气救护器材应经常检查，确保性能良好，可靠备用。 4.可能易大量泄漏天然气的场所，应有明显警示牌，如有发生泄露现象，抢修人员必须准备好救护器材，并有救护人员现场监护。 5.检修人员在天然气管道设备内外焊接时，必须在动火前30分钟进行天然气检测，确认天然气为零时有防护人员监护方可动火。 6.凡参与天然气管道巡检的人员必须经过专业业务培训，懂得天然气泄漏紧急处理程序，会使用天然气检漏仪器。 7.天然气巡检作业不得少于二人，一人工作，一人监护。
8.天然气巡检人员需认真对管道各部阀门、膨胀节、法兰、放散及调压箱内各阀门、排污口、压力表、过滤器等进行检漏，对管道、支柱、平台外观等进行认真检查，并如实做好记录。9.巡检人员需延管线认真检查， 及时发现故障并作初步处理.10.加强检查，车间主管领导每月检查一次，班组长每周检查一次，并要做好记录。
推荐第10篇：天然气管道保护方案
管道保护措施方案
1、燃气管道保护组织措施
建立组织体系，运用科学的管理手段、方法做好燃气管道保护工作，处理施工管线事故，加强燃气管道教育制度，加强施工人员对燃气管道的认识;实施燃气管道保护交底制度，制定燃气管道保护措施。
2、燃气管道保护施工管理措施
详细阅读熟悉业主提供的燃气管道图纸资料，对施工范围的燃气管道进行必要的开挖、核对弄清燃气管道的确切情况;工程施工前，把施工现场地下燃气管道的详细情况和制定的保护技术措施向现场施工技术负责人、工地主管、班组长直至一线施工操作人员交底; 燃气管道附近禁止机械开挖，爆破、起重吊装等作业，采用人工开挖，杜绝野蛮施工;同时禁止在燃气管道及设施上方开设临时道路，停留、行走载重车辆、推土机等重型车辆;施工中对可能发生意外的情况，事先制定应急措施，配备好抢修器材，做到防患于未然;一旦发生燃气管道损坏，立即上报并通知燃气管道单位抢修。
3、探明燃气管道
在临时施工便道及支护桩施工前，根据燃气公司提供的燃气管道竣工资料，请燃气管道部门的工作人员到现场指定位置，由施工方采用人工挖探明沟，直至燃气管道完全暴露。
4、开挖沟槽、砌防护墙、盖板与回填
在明确燃气管道走向后，采用人工沿燃气管道两侧开挖50cm沟槽，使燃气管道完全暴露。在管道两侧砌筑37cm厚MU10砖防护墙，墙距离燃气管道不小于10cm，采用砂砾回填，顶面采用预制钢筋砼盖板，板宽1m、厚15.5cm，并在回填土前，设置燃气管道安全警示标识。
施工保护作业时，安排1-2名专职安全员对燃气管道24小时查看，所有机械设备均停在燃气管道外侧6米以外，不能越过燃气管道。
5、目前未探明管线的保护措施
地下管线未探明或未进行管线情况交底严禁进行开挖作业，对各种管线未采取有效的保护措施严禁进入下一道工作作业。
6、项目建设单位需采取的主要保护措施及责任人
建设单位对整改施工过程中施工现场燃气管道及设施的安全保护进行协调组织和督促，为加强安全文明施工管理，圆满实现工地安全文明施工目标，主要采取预防为主的方针措施。杜绝重伤及1人以上人伤亡事故的发生，杜绝重大机械、设备、交通、火灾及误操作事故，杜绝不文明施工行为，创建现场周边良好工作、生活环境。对现场情况随时巡视监管，发现不符合安全文明施工要求的地方，坚决要求改正，真正做到安全文明施工。 建设单位监督施工单位和燃气管理方落实管道的巡查工作，做好紧急应对准备。依据已取得施工及影响范围内燃气管道及设施的图纸资料，组织施工人员和燃气工作人员，双方共同进行断面开挖探查，以确定施工现场燃气管道的实际具体位置，明确燃气管道及设施的安全保护范围及安全控制措施。建设单位工程项目联系人为乔理忠:18916169708，负责在整个施工期间各自所辖责任范围内安全保护和协调工作。
7、项目施工单位需采取的各项保护措施及主要责任人
施工单位协助建设单位加强安全文明施工管理，圆满实现工地安全文明施工目标，主要采取预防为主的方针措施。杜绝重伤及以上人身伤亡事故的发生，杜绝重大机械、设备、交通、火灾及误操作事故。杜绝不文明施工行为，创建现场周边良好工作、生活环境。对现场情况随时巡视监管，发现不符合安全文明施工要求的地方，坚决要求改正。真正做到安全文明施工。
施工单位负责日常管理以及现场安全警示牌规划布置，包括警戒绳、水平安全绳、安全网等其他安全措施，因工程施工特殊需要的特殊防护用品和用具，有施工方督促燃气管理方自行配备，配备齐全后在进行施工。燃气管理方的施工人员进入施工现场必须遵守工地安全文明施工管理各项规定，正确佩戴安全帽、规范服装，对不符合要求的行为，施工方有权要求整改。
施工单位负责督促燃气管理方的燃气管道具体保护措施的实施及管道警示标示(“燃气管道，注意保护”)的保护。同时监督燃气管理方落实管道巡查工作，做好紧急应对准备，施工单位工程项目联系人为项目负责人谷达祺:13917550633，协助建设单位负责在整个施工期间各自所辖责任范围内安全保护和协调工作。联系人不得以任何理由拒绝签收其他联系人签发的通知书或联系函，联系人如需变动，应书面通知其他方并签收确认。
8、监理单位的工作职责和任务及相关负责人
监理单位主要负责现场的施工安全，加强安全施工管理，圆满实现工地安全施工目标，主要采取预防为主的方针措施。杜绝重伤及以上人身伤亡事故的发生，杜绝重大机械、设备、交通、火灾及误操作事故。
监理单位负责现场安全警示牌规划布置包括警戒绳、水平安全绳、安全网等其他安全措施的落实到位，监管燃气管理方的施工人员在施工现场必须遵守工地安全文明施工管理各项规定，正确佩戴安全帽及其他防护装备，对不符合要求的行为，监理单位有权要求整改。
监理方对监管保护方案和应急处置措施实施情况进行现场监督，监理单位工程项目联系人为总监代表:15216726360，协助建设单位和施工单位负责在整个施工期间各自所辖责任范围内安全保护盒协调工作。联系人不得以任何理由拒绝签收其他联系人签发的通知书或联系函，联系人如需变动的，应书面通知其他方签收确认。
三、施工技术交底
施工方在工程开工前，由燃气公司对燃气管道进行技术交底，施工方应根据施工现场实际情况和施工方案，将已制定的燃气管道及设施保护方案和应急处置措施，通过技术交底方式落实到相应工作班组负责人和具体作业人。
第11篇：天然气管道输送技术
1.天然气的输送基本分为两种方式：液化输送，管道输送。2.天然气管输系统的输气管线：一般分为矿场集气支线，矿场集气干线，输气干线，配气管线四类。 3.输气站的主要功能：包括调压，净化，计量，清管，增压，冷却。 4.天然气的组成大致可分为三类：烃类组分，含硫组分和其他组分。 5.按油气藏的特点天然气可分三类：气田气，凝析气田气，油田伴生气。 6.按天然气中烃类组分的含量可分为：干气和湿气。 7.按天然气中的含硫量差别可分为：洁气和酸性天然气。 8.分离器的内部构件：进口转向器，除沫板，旋流破碎器，雾沫脱除器。 9.阻止水合物形成的方法：一提高天然气的温度，二是减少天然气中水汽的含量。 10.解除水合物阻塞的措施：一是降压，二是加热，三是注防冻剂。 11.管内气体流动的基本方程：连续性方程，运动方程，能量方程 气体状态方程12.求解等流量复杂管常用：当量管法或流量系数法。 13.管道温度低于0°时，球内应灌低凝固点液体以防止冻结。 14.清管设备主要包括：清管器收发装置，清管器，管道探测器以及清管器通过指示器。 15.提高输气管能力的措施：铺副管，倍增压气站。 16.密度的影响因素：一定质量的天然气压力越大密度越大，温度越大密度越小。 17.天然气的相对密度：是指在同温同压条件下天然气的密度与空气密度之比。 18.天然气的粘度：气体粘度随压力的增大而增大；低压条件下，气体粘度随温度的升高而增大；高压条件下，气体粘度在温度低于一定程度时随温度的增高而急剧降低，但达到一定温度时气体的粘度随温度的升高而增大。 19.天然气含水量：指天然气中水汽的含量。 20.天然气绝对湿度：指单位数量天然气中所含水蒸气的质量。 21.天然气相对湿度：指单位体积天然气的含水量与相同条件下饱和状态天然气的含水量的比值。 22.天然气的水露点：在一定压力下，天然气的含水量刚达到饱和湿度时的温度称为天然气的水露点。 23.天然气的分类：我国将天然气按硫和二氧化碳含量分为一类（硫化氢≤6）二类（硫化氢≤20）三类。一类二类主要用作民用燃料，三类主要用作工业原料或燃料。 24.地形平坦地区输气管道：指地形起伏高差小于200米的管道。 25.输气管道基本参数对流量的影响：a.直径D增大，流量Q就增大。输气管道通过能力与管径的2.5次方成正比；b.站间距L增大，Q就减小。流量与长度的0.5次方成反比；c输气温度T增大，Q就减小。输气量与输气的绝对温度的0.5次方成反比；d.输气量与起终点压力平方差的0.5次方成正比。 26.流体在管道中的流态划分：ReRe2为阻力平方区。 27.输气管道效率系数E：用以表示输气管道流量被减少的程度或输气管道的效率E一般小于1，E越小，表示输气管道越脏，管内沉积物越多，流量也就越小。 28.平均压力的实际应用：1，用来求输气管道的储气能力。2，用来求天然气的压缩系数。3，用来确定管壁的厚度。 29.输气站工艺流程：指在输气站内，把设备，管件阀门等连接起来的输气管路系统。30复杂输气管道分为：平行管，变径管，副管，跨界管。平行管：有相同起点和终点的若干条输气管道称为平行输气管道又叫并联输气管道。 变径管：各段流量相等，全线的压力平方差等于各段压力平方差之和。 副管：多跟并列的副管称为多线副管。 跨接管 ：平行管线之间的连通称为跨接管。 31.年平均输气不均衡系数：其大小取决于用户用气不均衡性的大小，是否有地下储气库和季节性缓冲用气单位等因素。 1.输气站设置原则：1，输气站应尽可能设置在交通，能源，燃料供应，给排水，电信，生活等条件方便的地方，并应当和当地区域发展规划协调一致，以节省建设投资，便于经营管理和职工生活。2，站址选择的结果要保证该站具有良好的技术经济效果，场地的大小既要满足当前最低限度的需要，又要保证为将来发展提供可能。3，站址应选地势开阔，平缓的地方，便于场地排水。4，站址的地貌应该稳定，岩石应该坚实而稳定，地下水位要低，土壤干燥。5，要重视输气站对周围环境的影响，注意三废的治理，进行环境保护，维护生态平衡。 2.输气站的布置原则：1，各区及设备平面布置应满足工艺流程的要求，尽量缩短管道长度，避免倒流，减少交叉。2，分区布置，把功能相同的设备尽量布置在一个装置区。3，输气站与周围环境以及设备间在遵照有关规定，保证所要求的防火间距的前提下，布置应紧凑，同时也要保证有消防，起重和运输车辆通行的道路和检修场地。4，对于有压缩机的输气站，厂房内的压缩机一般成单排布置；若机组数量较多时，也可采用双排布置，以避免厂房过长而使巡回检查操作不便。 5，输气站除了有前面所述的生产区外，还应设置维修间和行政办公地。3.研究含水量的意义（水的危害性）：1，天然气从地层中开采出来如果处理不干净，将和水和酸性离子，形成一种电解质，对金属设备产生电化腐蚀和化学腐蚀。2，天然气中含有水时，烃成分将与水结合形成水化物，堵塞管道，仪表，阀门。3，天然气中含有液态水时，将在管道低洼处分离出来减少流通面积，增大输气阻力。4，天然气中含有液态水燃烧时，水将气化吸热，降低天然气的燃烧值。5，由于上述问题，将增加许多维修管理的工作量，因此会增加许多管理费用。 4.天然气的杂质危害：从气井中产生的天然气，往往含有气体，液体和固体杂质。其主要危害有：1，增加输气阻力，使管线输气能力下降。2，含硫水会腐蚀管线和设备。3，天然气中的固体杂质在高速流动时会冲蚀管壁。4，使天然气流量测量不准。5.城镇燃气加臭剂应符合下列要求：1，加臭剂和燃气混合在一起后应具有特殊的臭味。2，加臭剂不应对人体，管道或与其接触的材料有害。3，加臭剂的燃烧产物不应对人体呼吸有害，并不应腐蚀或伤害与此燃烧产物经常接触的材料。4，加臭剂溶解于水的程度不应大于25%。5，加臭剂应有在空气中能察觉的加臭剂含量指标。 6.储气方法：用于平衡季节性用气不均衡所需的储气量很大，一般采用地下储气和液化储存的方法。用于白天，晚上用气不均衡所需的储气量较小，多采用储气罐或长输管道末端储气。 7.解决气体供求不平衡的措施：1，用机动气源解决季节用气量的不平衡。2，缓冲型用户：如以气为原料的化工厂，橡胶厂每年检修时间安排在冬季用气高峰季节。夏季城市用气少时开足马力生产。3，储气设施：包括地下储气库，储气罐，输气管末端储气等。 阀门按用途分：1，截断阀类：主要用于截断或接通介质流，包括闸阀，截止阀，隔膜网，旋塞网，球阀和蝶阀等。2，调节阀类：主要用于调节介质的流量，压力等，包括调节阀，节流阀和减压阀等。3，止回阀类：用于阻止介质倒流，包括各种结构的止回阀。4，分流阀类：用于分配，分离或混合介质，包括各种结构的分配阀和疏水阀。5，安全阀类：用于超压安全保护，包括各种类型的安全阀。 8.调压器的分类：1，按原理分：直接作用式和间接作用式。2，按用途或使用对象分：区域调压器，专用调压器及用户调压器。3，按进口压力分：高高压，高中压，高低压调压器，中中压，中低压，及低压调压器。
4，按结构可分：浮筒式及薄膜是调压器，
后者又分为重块薄膜式和弹簧薄膜式调压器。5，若调压器后的燃气压为被调参数，则这种调压器为后压调压器。若调压器前的燃气压为被调参数，则这种调压器为前压调压器。 9.清管的目的：1，清除施工时混入的污水，淤泥，石块和施工工具等；2，清除管线低洼处积水，使管内壁免遭电解质的腐蚀，降低硫化氢，二氧化碳对管道的腐蚀；3，改善管道内部的光洁度，减少摩阻损失，增加通过量，从而提高管道的输送效率；4，扫除输气管内存积的硫化铁等腐蚀产物；5，保证输送介质的纯度；6，进行管内检查。
10.天然气的类别：1，油气藏的特点分为a气田气b.凝析气田气c.油田伴生气2，按照天然气中的烃类组分的含量分为a.干气b.湿气
3.按照天然气中含硫量的差别a.洁气b.酸性天然气 11.为什么要用分离除尘设备：从气井出来的天然气常带有一部分的液体和固态杂质，而天然气在长距离输送中由于压力和温度的下降，天然气中会有水泡凝析为液态水，残存的酸性气体和水会腐蚀管内壁，产生腐蚀物质，同时加速管道及设备的腐蚀，降低管道的生产效率。因此，为了生产和经济等方面的要求，必须将这些杂质加以分离，在工程上常采用分离除尘设备。
第12篇：中国石油、天然气管道建设项目
《2012上半年中国石油、天然气管道工程项目大全》
项目名称： 天津市南港石化化工品仓储物流及配套项目 项目名称： 天津南港工业区80万立方油库工程项目 项目名称： 天津南疆储运基地油库项目
项目名称： 天津市港马输气管道建设工程项目 项目名称： 天津市南疆燃料油库改建工程项目 项目名称： 天津市大港原油商业储备基地工程项目 项目名称：石楼-昌平-顺义成品油管道工程项目 项目名称：北京广仟达加油站改造工程项目
项目名称： 中国航油天津南疆储运基地油库项目 项目名称： 中华民营经济园天然气配套工程二期项目 项目名称： 上海市中转油库二期扩建油罐基础工程项目 项目名称： 重庆市30万立方米国家战略成品油库项目 项目名称： 中国石油重庆销售华龙加油站迁建工程项目 项目名称：廖家凼加油站（危化品码头）工程项目
项目名称：秦皇岛市天然气输配工程项目
项目名称：唐山市液化天然气储罐及配套设施项目 项目名称：玉田县城镇天然气管道输送工程项目 项目名称：唐山机务段古冶油库改造工程项目
项目名称：江苏中南汇石化仓储有限公司石化仓储建设项目 项目名称：江苏35万立方米高级润滑油仓储项目 项目名称：昆山市2011年中压天然气管线工程项目
项目名称：中国石油天然气股份有限公司江苏苏州长彝路加油站迁建项目 项目名称：长庆油田-呼和浩特石化-华北石化原油管道工程项目 项目名称：长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程项目 项目名称：唐山液化天然气外输管道工程项目 项目名称：高邑县城东工业区天然气利用工程项目 项目名称：鹿泉-行唐天然气管道工程项目
项目名称：应县-张家口天然气输气管道工程项目第三期工程项目 项目名称：迁西县天然气管道输送工程项目 项目名称：泰兴市天然气利用工程项目 项目名称：江苏省新建润滑油仓储项目
项目名称：国储油南京禄口机场油库扩建工程项目 项目名称：南通市燃料油及轻油码头扩建工程项目
项目名称：连云港港徐圩港区30万吨级原油码头工程项目
项目名称：泰州港靖江港区新港作业区联合安能液体石化码头及配套设施工程项目 项目名称：扬中市成品油码头工程项目
项目名称：扬州港仪征港区公共液体化工码头二期工程配套仓储罐区项目 项目名称：浙江省舟山市洋山石油储运项目三期工程项目 项目名称：浙江省宁波市大榭岛油库扩建改造工程项目 项目名称：海西天然气管网工程罗源至福鼎段工程项目
项目名称：海西天然气管网工程（南靖-龙岩段）项目
项目名称：金丽温省级天然气管道金衢配套管道工程浦江支线及东阳支线项目 项目名称：温岭永安油库码头改建工程项目
项目名称：舟山岙山油库码头及配套油罐管线建设项目 项目名称：宁波大榭中油二期油品码头工程项目 项目名称：宁波油品码头及柴油储罐等建设项目
项目名称：宁波市溢油应急抢险码头储油罐等建设项目 项目名称：小田湾油品码头工程项目
项目名称：仪征-长岭原油管道复线工程仪征至九江段工程项目 项目名称：安徽省淮南年产20亿立方米煤制天然气项目 项目名称：濮院储油库原地扩建项目 项目名称：合肥市燃料油油库项目 项目名称：石油储存及配套码头项目
项目名称：海西宁德工业区长腰岛1000万方储油库工程基地项目 项目名称：江西省天然气管网一期工程第一批支线项目 项目名称：江西省天然气管网一期工程第二批支线项目
项目名称：江西省天然气管网二期工程（南昌、九江段）项目
项目名称：江西省天然气管网二期工程（上饶、鹰潭段）项目 项目名称：黄岛、董家口至岚山原油管道工程项目 项目名称：中国石油山东销售分公司烟台油库新建项目 项目名称：山东液化天然气（LNG）工程项目 项目名称：日照-仪征原油管道及配套工程项目
项目名称：烟台港西港区至淄博重质液体化工原料输送管道工程项目 项目名称：中油燃料油黄岛油库工程项目 项目名称：辛一站天然气净化装置项目 项目名称：燃料油码头罐区扩建工程项目
项目名称：威海港威海湾港区石化码头一期工程油品库区项目
项目名称：日照港岚山港区中区两万吨级成品油及液体化工码头工程项目 项目名称：河南省义马气化厂产品结构调整技术改造项目 项目名称：宜都-松滋-公安-石首输气管道工程项目 项目名称：十堰市浙江路CNG加气站项目
项目名称：恩施州川气东送气源利用项目恩施天然气利用工程项目 项目名称：武汉石化-武汉天河机场航煤管道工程项目 项目名称：仪征-安庆-九江原油管道工程项目 项目名称：十堰市CNG加气站工程项目
项目名称：湘潭-娄底-邵阳供气管道工程项目
项目名称：长沙市天然气利用工程星沙储配站工程项目
项目名称：佛山市2011年市政燃气管道工程项目 项目名称：湛江市25万m3燃料油库区建设项目 项目名称：广东揭阳普宁乌石加油站建设项目 项目名称：四会市管道燃气工程项目
项目名称：揭阳市揭东县液化气储罐续建项目
项目名称：珠海市油气仓储项目
项目名称：中石油西气东输二线香港支线项目 项目名称：普宁市中宏天然气汽车加气站工程项目
项目名称：佛山市三水区天然气利用工程（白金三期等17个项目）市政管道工程项目 项目名称：清远市联升空气液化有限公司扩建项目 项目名称：振戎洋口能源仓储项目一期工程项目
项目名称：湛江港-廉江国储库-廉江高桥原油管道工程项目 项目名称：广州白云机场油库扩建工程项目
项目名称：珠海中燃桂山油库多点系泊码头技术改造工程项目 项目名称：中石化南宁屯里油库项目
项目名称：钦州港中国石油广西石化3#、4#、5#、6#液体散货泊位项目 项目名称：广西钦州中石油国际储备库配套码头项目 项目名称：海南凤凰机场油库扩建项目
项目名称：中石化海南炼化30万吨级原油码头改造工程项目 项目名称：洋浦成品油保税库项目配套码头工程项目
项目名称：中卫-贵阳联络线工程项目 项目名称：贵州省谷立油库增容工程项目
项目名称：中缅天然气管道工程项目、中缅原油管道工程项目 项目名称：玉溪-富宁成品油管道工程项目 项目名称：云南天然气管道工程项目
项目名称：西安市临潼区天然气门站扩容改造工程项目 项目名称：四川泸州石油分公司泸州油库工程项目 项目名称：九龙山气田天然气集输干线工程项目 项目名称：彭州成品油库工程项目 项目名称：四川省安县自备储油库项目 项目名称：吕梁市加气站工程项目
项目名称：山西燃气产业集团有限公司管网工程EPC总承包项目 项目名称：山西燃气产业集团有限公司天然气输气管道工程项目 项目名称：柳林煤层气CNG加气母站工程项目 项目名称：运城-平陆天然气输气管道工程项目
项目名称：左权-榆社-武乡-沁县-沁源煤层气输气管道工程项目 项目名称：临汾东芦油库付油区改造工程项目 项目名称：山西省长冶油库改造工程项目
项目名称：甘肃省40亿立方米/年煤制天然气工程项目 项目名称：兰州市天然气管网改建工程管道穿越黄河项目 项目名称：青海省格尔木市液化天然气（二期）工程项目
项目名称：新疆庆华煤制天然气项目区至伊霍线伊宁首站SNG管线工程项目 项目名称：徐矿集团新疆40亿Nm3/年煤制天然气项目
项目名称：中煤能源新疆准东年产40亿标方煤制天然气工程项目
项目名称：独山子-乌鲁木齐-鄯善原油管道工程（独山子-乌鲁木齐段）项目 项目名称：华电集团准东西黑山煤矿综合开发基地年产40亿立方天然气项目 项目名称：内蒙古自呼伦贝尔年产40亿Nm3天然气项目
项目名称：内蒙古3×24万吨/年民用LNG清洁能源项目
项目名称：内蒙古苏里格第五天然气处理厂及外输管道工程项目 项目名称：鄂尔多斯市煤干馏尾气LNG资源综合利用项目 项目名称：北方石油乌审旗200×104Nm3/dLNG建设项目 项目名称：长庆气田-呼和浩特输气管道东胜改线工程项目 项目名称：黑龙江省大庆市输油管线改线工程项目
项目名称：大庆-锦西原油管道工程（大庆-铁岭段）项目 项目名称：大庆市油田伴生气天然气利用项目
项目名称：扶余-新木油库输油管线穿越松花江支流段管线更新地面工程项目 项目名称：蛟河市管道天然气工程建设项目
项目名称：白石山林业局及白石山镇天然气供气工程建设项目 项目名称：吉林省长白朝鲜族自治县城市管道燃气工程项目 项目名称：抚松县松江河城区管道燃气工程建设项目
项目名称：锦州20-2天然气分离厂搬迁工程新建终端项目 项目名称：辽宁大唐国际阜新煤制天然气管道输送工程项目 项目名称：沈-抚输油管道延长线工程项目
项目名称：锦州利新石油化工燃料油库二期工程项目 项目名称：营口市煤气公司管网改造工程项目 项目名称：营口-盘锦联络管道工程项目
项目名称：营口港仙人岛原油储库一期工程项目
项目名称：大连港长兴岛10万吨级原油码头工程项目
《2011年中国石油、天然气管道工程新建项目大全》目录
项目名称：大港油田板南储气库项目 项目名称：津港路大配套管线工程项目
项目名称：赛达大道高压天然气管道工程项目
项目名称：中海油煤制天然气北线管道一期工程项目 项目名称：南疆-唐山及武清支线成品油管道工程项目 项目名称：港北高压输气管道工程项目
项目名称：天津滨海南港石油仓储有限80万立油库项目 项目名称：天津市成品油库项目
项目名称：中国航油上海储备基地项目 项目名称：綦江-重庆成品油管道工程项目 项目名称：相国寺储气库及管道工程项目
项目名称：开县中和当阳配气站至兴合脱硫站天然气输配工程项目 项目名称：伏牛溪油库21万方石油商业储备及配套改造项目 项目名称：重庆市新增液体化工原料储罐工程项目
项目名称：重庆松藻易高瓦斯提纯及液化利用项目
项目名称：重庆北碚工业园供气（云丰-蔡家输气管道工程）工程项目 项目名称：重庆市南坪南路（四海）加油站项目 项目名称：高邑县煤改燃气工程项目
项目名称：黄骅市储油物流项目
项目名称：中海油煤制天然气北线管道一期工程项目 项目名称：华北油田苏桥储气库群建设工程项目
项目名称：冀东南堡油田1号构造1-5井组（NP1-5P）和1-29井组（NP1-29P）海上集输工程项目
项目名称：秦京线丰润占压段管道改线工程项目
项目名称：内蒙古大唐国际克旗日产1200万立方米煤制天然气项目配套长输管道工程（路由调整）项目
项目名称：石家庄市东部三市供气管道项目
项目名称：鹿泉市城市天然气管道工程项目
项目名称：河北省太行大街（正无路至衡井公路）天然气输气管道项目 项目名称：陕京三线输气管道工程项目 项目名称：内蒙古大唐国际克旗日产1200万立方米煤制天然气项目配套长输管道工程路由调整 项目名称：高邑-清河天然气管道输送工程项目
项目名称：任丘市北部门站及LNG调峰储配站项目 项目名称：河北霸州康仙庄LNG项目
项目名称：靖江-江阴段成品油管道工程项目 项目名称：苏北成品油管道及配套油库工程项目 项目名称：泰州-戴南天然气管道输送建设工程项目 项目名称：如东-江都输气管道建设工程项目
项目名称：中石化江苏南通桥北加油站、城山加油站改造项目 项目名称：常州市魏村油库迁建（一期）项目
项目名称：中国石化川气东送金坛地下盐穴储气库项目 项目名称：江苏成品油仓储设施及石油库建设项目 项目名称：海西天然气管网工程长乐至罗源段工程项目 项目名称：金丽温省级天然气管道金衢段配套管道工程项目 项目名称：宁波-台州-温州成品油管道工程项目 项目名称：甬台温天然气输气管道工程项目
项目名称：东港至普陀山二期海底输水管道工程项目 项目名称：中信港口投资有限公司小田湾油品仓储项目 项目名称：舟山市油库三期工程项目
项目名称：册子岛二期2座10万立方米原油储罐工程项目
项目名称：中国石化镇海炼化分公司港务储运部增建原油罐项目 项目名称：宁国油库新建项目
项目名称：芜湖市力克油库扩建项目
项目名称：岳西县城供水原水管道工程项目
项目名称：合肥市滨湖新区天然气管道利用工程项目 项目名称：福建省60万立方米商业油库项目
项目名称：莆田市港城新区污水处理厂工程尾水排海管道工程项目 项目名称：兰郑长成品油管道江西支线工程项目 项目名称：江西成品油管道二期工程项目 项目名称：弋阳县曹溪加油站建设项目
项目名称：山东省天然气液化储备调峰基地项目 项目名称：青岛市液体化工码头增设管线项目
项目名称：日照港油库扩建项目
项目名称：东营港-中海沥青（滨州）原油/成品油长输管线工程项目 项目名称：招远-龙口输气管道工程项目
项目名称：烟台港西港区至淄博输油管道工程项目 项目名称：山东省日照市岚山石油仓储中心项目 项目名称：菏泽市4500Nm3/h焦炉煤气制LNG项目 项目名称：威海市油品库区项目
项目名称：蓬莱市北海域港栾家口港区75万m3原油库区工程项目 项目名称：锦州-郑州成品油管道工程项目 项目名称：安阳-洛阳天然气管道工程项目
项目名称：西气东输二线南阳至信阳天然气管道工程项目 项目名称：“西气东输二线”平舞漯支线工程项目 项目名称：中油淮海销售有限公司油库工程项目 项目名称：河南省新密市LNG气化站项目 项目名称：中原油田文96地下储气库项目
项目名称：河南省LNG调峰站建设项目
项目名称：西气东输二线管道工程十堰支干线-忠武线联络线工程项目 项目名称：武汉-赤壁天然气输气管道工程项目 项目名称：孝昌-潜江天然气输气管道工程项目
项目名称：黄陂-麻城（红安）天然气输气管道工程项目 项目名称：武汉-广水成品油管道工程项目
项目名称：丹江口市天然气利用管道等工程项目 项目名称：黄冈-大冶天然气管道工程项目
项目名称：兰州-郑州-长沙成品油管道工程阳逻支线工程项目 项目名称：兰郑长成品油管道潢川支线工程项目
项目名称：川气东送湖北省接收站工程（武汉接收站、宜昌接收站、大冶接收站和黄梅接收站）项目
项目名称：川气东送湖北省接收站工程仙桃和荆州接收站项目 项目名称：武汉石化供气管道建设工程项目
项目名称：川气东送管道配套工程江汉盐穴天然气储气库工程项目 项目名称：武汉石化供气管道工程项目 项目名称：长沙-郴州（湘潭-郴州段）、湘潭-娄底成品油管道及油库配套设施建设工程项目 项目名称：湖南湘潭-娄底成品油管道工程项目
项目名称：长沙-郴州（湘潭-郴州段）成品油管道工程项目
项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施-郴州油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—湘潭油库工程项目 项目名称：湘潭-娄底成品油管道油库配套设施—双涟油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—耒阳油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—大浦油库工程项目 项目名称：长沙-郴州成品油管道油库配套设施—长沙油库工程项目 项目名称：中国石油天然气股份有限公司长沙油库项目
项目名称：新化县城市煤气管道等工程项目
项目名称：邵阳市LNG储备站工程项目 项目名称：长沙天然气利用工程储配站项目
项目名称：广东海事局珠海船舶溢油应急设备库建设项目 项目名称：珠海经济特区华南联合石油有限公司三期工程项目 项目名称：珠三角成品油管道二期建设工程项目 项目名称：湛江港-廉江原油管道建设工程项目 项目名称：湛江港-铁山港原油管道工程项目
项目名称：广东省天然气管网二期管道工程荔湾海气配套管线项目 项目名称：广东省天然气管网项目二期工程高明-肇庆联络线项目 项目名称：中石油深圳LNG项目
项目名称：马鞭洲原油罐区扩容及配套工程项目
项目名称：广州市天然气利用工程三期工程（西气东输项目） 项目名称：惠州市区燃气管道建设工程项目
项目名称：中科合资广东炼油化工、管道建设等一体化项目 项目名称：中山-广州天然气管道项目
项目名称：中山至江门天然气输气管道工程（中山段）项目 项目名称：珠海市烯烃项目配套油库工程项目 项目名称：新兴县城市管道天然气利用工程项目 项目名称：广西液化天然气（LNG）项目
项目名称：北海市新增预冷、脱戊烷塔及LPG、轻油罐区改扩建项目 项目名称：南宁-柳州成品油管道工程项目
项目名称：北海至南宁成品油管道工程项目 项目名称：柳州油库建设工程项目
项目名称：海南液化天然气（LNG）站线项目
项目名称：海口市白沙门污水处理厂扩建工程排海管道工程项目 项目名称：洋浦成品油保税库项目配套码头工程项目 项目名称：贵阳-桐梓成品油管道工程建设项目 项目名称：昆明-玉溪成品油管道工程项目
项目名称：安宁-昆明-曲靖成品油管道工程项目
项目名称：安宁-楚雄-大理-保山（含大理-丽江支线）成品油管道项目 项目名称：安宁-玉溪-蒙自-文山（含玉溪-普洱支线）成品油管道项目 项目名称：秧田冲油库建设工程项目
项目名称：延安市年产20×104t液化天然气建设项目
项目名称：汉中甲醇汽（柴）油调制中心（含成品油库）项目 项目名称：鄂东气田渭北地区煤层气10亿立方米/年处理厂项目 项目名称：陕西省9.4×108Nm3/a小颗粒煤制气工程项目 项目名称：咸阳市城市天然气输配三期工程项目 项目名称：陕西省神渭管道输煤工程项目
项目名称：兰成渝输油管道成都-乐山支线成品油管道工程项目
项目名称：平武县天然气供气管线及附属设施灾后重建工程（一期）项目 项目名称：绵阳市天然气储配站建设工程项目
项目名称：川渝地区天然气管网调整改造工程北外环集输气管道二期工程（南部-德阳）项目
项目名称：北外环集输气管道二期项目 项目名称：广元-朝天输气管道工程项目
项目名称：川东北至川西输气联络线管道工程苍溪段工程项目 项目名称：成都液化气储配库二期工程项目 项目名称：成都市十陵加气母站项目
项目名称：合川天然气处理厂建设工程项目 项目名称：中原油田普光分公司净化厂中期项目
项目名称：大竹县工业集中区天然气供气和城市燃气调峰装置工程项目 项目名称：绵阳市农科区天然气配气站项目
项目名称：四川省皂角铺油库扩容改造工程项目
项目名称：中国石油四川绵阳销售分公司股权企业绵阳交通加油技改项目 项目名称：四川达州金龙加油加气站建设项目
项目名称：四川达州要木瓜铺油气合建站（南）建设项目 项目名称：四川达州要木瓜铺油气合建站（北）建设项目
项目名称：和顺-长治、和顺-寿阳-太原煤层气输气管道、寿阳煤层气加气母站工程项目 项目名称：榆林-济南输气管道路由调整工程项目 项目名称：山西省煤炭地下气化工程项目
项目名称：山西省临县-柳林-临汾天然气（煤层气）利用工程项目 项目名称：和顺-长治、和顺-寿阳-太原煤层气输气管道工程项目 项目名称：山西大同SNG项目
项目名称：甘南供气管道建设工程项目
项目名称：西气东输二线工程酒泉市供气支线工程项目 项目名称：中银管道反输改造工程项目 项目名称：石空-兰州原油管道工程项目 项目名称：兰州-天水输气管道工程项目
项目名称：西气东输二线工程张掖市供气支线项目 项目名称：青海100×104Nm3/d液化天然气工程项目 项目名称：青海省涩宁兰输气管道平安分输站建设项目
项目名称：昆仑能源（青海）100×104Nm3/d液化天然气工程项目 项目名称：新疆昌吉自治州年产16亿立方米煤制天然气项目 项目名称：王家沟-乌石化原油管道工程项目
项目名称：塔河油田至库车重油外输管道扩建项目
项目名称：西气东输三线伊宁-霍尔果斯煤制气支线工程项目 项目名称：喀什-泽普石油基地输气管道工程项目 项目名称：沙雅县天然气供气复线工程项目 项目名称：中国石油南疆天然气利民工程项目
项目名称：新疆西气东输二线向北疆供气管道工程项目 项目名称：呼图壁储气库项目
项目名称：和田河气田处理站扩建工程项目
项目名称：淖毛湖撬装式LNG汽车加气站建设项目
项目名称：宁夏化肥装置利用焦炉气替代天然气项目焦炉气长输管线工程项目 项目名称：宁夏石化成品油外输管道工程项目
项目名称：内蒙古乌海市海南区焦炉煤气综合利用节能减排项目
项目名称：长庆-呼和浩特石化原油管道工程项目 项目名称：包头市天然气利用工程管网系统项目
项目名称：呼和浩特-包头-鄂尔多斯成品油管道工程项目 项目名称：包头市日处理20×104Nm3天然气液化项目 项目名称：鄂尔多斯年产60万吨LNG清洁燃料项目
项目名称：鄂尔多斯市清洁汽车燃料配套工程LNG液化工厂项目 项目名称：长庆气田-呼和浩特市天然气输气管道复线工程项目 项目名称：内蒙古LNG工厂15万Nm3/d技改增能项目
项目名称：阿穆尔-黑河油品储运与炼化综合体项目 项目名称：中俄原油管道漠河-大庆段工程项目 项目名称：大庆市输油管线改线工程项目
项目名称：大庆市南八天然气处理厂及系统配套工程项目 项目名称：北I-2天然气处理厂及系统配套工程项目
项目名称：鸡西市煤焦气化及城市燃气输配系统工程项目 项目名称：吉林省九台市天然气利用工程项目
项目名称：吉林市5000Nm3/h沼气CNG（压缩天然气）项目 项目名称：吉林-长春成品油管道工程项目 项目名称：大庆-锦西原油管道工程项目 项目名称：大连市三源加油站改扩建项目
项目名称：辽河油田天然气利用工程（气代油）项目 项目名称：营口港仙人岛原油储库一期工程项目
项目名称：铁大线浑南经济开发区输油管道改线工程项目
项目名称：大连-沈阳输气干线、大连支线和抚顺支线天然气管道工程项目 项目名称：秦皇岛-沈阳天然气管道锦州石化供气支线工程项目
项目名称：辽宁大唐国际阜新日产1200万Nm3煤制天然气项目 项目名称：沈阳市建设清洁粉煤气化及综合配套系统建设项目 项目名称：大连长兴岛光汇油库一期工程（1区）建设项目 项目名称：大连长兴岛原油油库一期工程项目
第13篇：天然气管道防腐报告
景县天然气综合利用一期
工程防腐施工方案
河北建设集团有限公司 2010年12月7日
一、工程概况
景县天然气综合利用一期工程，长输管线线路总长度约45km，管道管径Ф273，设计温度0℃-25℃，钢管材质为L360NB螺旋缝埋弧焊管为线路主管，热煨弯管、重要穿越处等特殊地段及站内管道采用L360NB直缝埋弧焊钢管。
二、编制依据
GB50251—2003 《输气管道工程设计规范》
SY0401—98 《输油输气管道线路工程施工及验收规范》 GB50028—93 《城镇燃气设计规范》
SY/T0015.1—98 《原油和天然气输送管道跨越工程设计规范》SY/T4079—1995 《石油天然气管道穿越工程施工及验收规范》 SY/T0019—97 《埋地钢质管道牺牲阳极保护设计规范》 SY6516—2001 《石油工业电焊焊接作业安全规程》 SY4052 《油气管道焊接工艺评定方法》 SY/T0061—92 SY/T0407—97
《埋地钢质管道外壁涂敷有机覆盖层技术规定》 《涂装前钢材表面预处理规范》
SY/T0413—2002 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层技术标准》 SY/T4109-2005 GB50235—97 GB50236—98
《石油天然气钢质管道无损检测》 《工业金属管道工程施工及验收规范》
《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》
SY/T4071－1993 《管道向下焊接工艺规程》 SY/T4103-2006 《钢制管道焊接及验收》 SY50369－2006 《长输管道线路工程施工及验收规范》
三、施工机械以及人员
机械：
拖拉机 1台
W-3.0/5型空压机、1台 柴油机 1台 喷砂罐 1个 烤 枪 3套 剥离器 2个 电火花检漏仪 1台 人 员：
司 机 1名 机械操作员 1名 喷砂除锈 2名 现场防腐操作 2名
四、管口防腐
1、采用喷砂除锈方法对管口露铁表面进行除锈，并达到规范要求的除锈等级。喷砂除锈用砂为标准粒径的石英砂，潮湿的石英砂需经过炒制或晾晒处理。按要求将管口两侧防腐涂层200mm范围内的油污、泥土及其它污物清理干净。
2、喷砂除锈时，喷枪与管道轴线基本垂直，喷枪匀速沿管道轴线往复移动。包覆收缩套前，用环行加热器对防腐管预留头部分进行烘烤加热，加热温度符合产品说明书的有关规定。
五、热缩带（套）补口补伤
施工工艺：补口准备---管口清理---管口预热—管口表面处理—加热、测温—热缩带安装—自检
1、补口准备 1.1热收缩套(带)边缘应平直，表面应平整、清洁、无气泡、疵点、裂口及分解、变色。周向收缩率不应小于15%；基材在200±2℃下经5min自由收缩后，其厚度及性能应符合规定：基材厚度应≥1.2mm，胶层厚度均应≥0.8mm。
1.2采用专用的石英砂作为喷砂除锈用材料。砂子颗粒应均匀，粒径在1～2mm，无泥土草棍等杂物。喷砂工作压力为0.4MPa～0.6MPa。
1.3除锈前应预热钢管。除锈等级应达到《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923标准规定。
1.4除锈后的钢管应在规定的时间内防腐，否则需要重新进行表面处理。
1.5加热用火焰枪热量充足，液化气钢瓶压力足够大。2管口清理
2.1将焊口及两侧涂层150mm范围内的油污、泥土等清理干净。2.2防腐层端部有翘边、生锈、开裂等缺陷时，应进行修口处理，一直切除到防腐层与钢管完全沾附处为止。防腐层端部坡角小于30°。
2.3将200mm宽，厚3mm的尼龙带捆绑于距涂层边缘150mm处，避免喷砂除锈时，损坏管子防腐层。
3管口预热
3.1当管口表面有水气（露水或霜）时，用火焰加热器进行加热以清除管道表面的水份，加热温度宜为30～40℃。
3.2加热完毕后，测量管子表面上下左右4个温度值，达到要求后，方可进行喷砂除锈。
4管口表面处理
4.1喷砂时喷枪应与管道轴线基本垂直，喷枪应匀速沿管道轴线往复移动。4.2喷砂时应将两侧涂层150mm范围内一并打磨起毛。 4.3当金属表面呈现金属本色、没有黑色或红色斑点时，即可停枪检查。除锈质量应达到标准要求。
4.4喷砂时应注意安全防护，不得损伤补口区以外防腐层。4.5除锈完毕后应将焊口及焊口两侧涂层上的粉尘清除干净。管口表面处理与补口间隔时间不宜超过2h。如果有浮锈，应重新除锈。
5加热、测温
5.1点燃火焰枪，调好火焰长度和温度，以火焰不冒黑烟为宜。5.2管口加热时，在管道两侧两人对称进行，加热应均匀，特别是钢管底部与侧面的温度应一致。
5.3加热后用感温变色条或点温计测量管顶、管侧、管底4点温度，4点温度差不大于±5℃。或当把感温变色条的感温色区域贴在管道或涂层表明时，变色条若很快变色，就说明温度已达到要求，可安装热收缩套（带），否则应继续加热，直至符合预热温度要求。
6热收缩套（带）安装
6.1预热温度达到要求后，应迅速安装热收缩套（带）。其搭接满足厂家规定要求。
6.2调好火焰喷枪，对热收缩套（带）接头进行加热。首先对环向接缝加热，戴耐热手套挤压“水槽”将空气赶出，火焰应呈轴向摆动。然后沿管道环向快速摆动火焰，火焰就从中间向两端逐渐移动，一边收缩一边用轮碾压排挤空气，必要时用加热后的螺丝刀从热收缩片的端部插入，将气泡引出，特别是环向接缝处空气要排干净。
6.3在加热时火焰不可对准一点长时间喷烤，以免烧坏烤焦聚乙烯基层，防止发生碳化现象。
6.4待热收缩套（待）收缩完毕、全部紧紧贴合后，接缝有粘胶均匀溢出时，即可认为热收缩套（带）安装收缩完毕。
7补口检查验收 7.1补口处应光滑平整、无皱祈、鼓包，涂层两端坡角处与热收缩套（带）贴合紧密，不留空隙，表面不应有烧焦碳化现象。
7.2同向环向缝及固定片接缝均应被粘胶充满溢出。
7.3表面检查合格后，用火花检漏仪进行检漏，检漏电压按设计要求调节，如有针孔，可用补伤片修补并重新检漏，直到无漏点为合格。
六、质量保证体系
为了确保安装工程的质量达到“合格”等级特采取以下质量措施： 1认真贯彻“百年大计，质量第一”方针，严格按照和甲方所签定的合同中规定的有关质量规程、规范、标准、设计图及国内现行的有关质量标准为准。
2强化现场项目法施工中的质量保证和管理要求，建立以该项目中的总工为首的质量保证体系。严格执行公司有关质量管理标准和管理制度。
3加强组织领导，建立质量信息网络，现场项目部组织质量管理和创优领导小组，建立专职现场质量监理机构，包括施工管理人员在内、质量检查员和班组质量自检员在内的质量监督管理网络。
4在重点部位和关键项目上，设置质量控制点，在质量控制点上重点检查和监督，以确保整体工程质量 。
5按甲方和有关要求，严格执行隐蔽工程验收制度和技术复核。对管沟的标高、坐标、进行技术复核。
6各单位工程中的分部工程，在开工前均应用书面技术交底书的要求，向施工班组技术交底。书面交底书中必须要有工程质量标准，要求具体化，签字手续齐全，分项工程完工后，按上要求验收。
7按照计量法及实验设备管理要求，加强对计量工作的管理，所有计量器具均应检定合格，方能进行使用，没有进行检定的计量器具不得使用。
8加强对该工程的原材料、半成品、设备的管理，所有进入现场的原材料、半成品、成品、设备等不合格设备材料，坚决不得用到工程上去。
9做好施工过程中的技术、质保材料的收集、汇编和整理，对质量记录、资料的完整性、有效性负责。同时甲方应明确有关各种质量记录规格、格式、分类，用编目、装订等要求，以便交竣工后的质量记录和整理移交。
10发生质量事故应本着公司有关规定和“三不放过”的原则进行处理，并报甲方共同研究处理。由于土建，调试运行等原因发生的质量事故应由甲方组织联合调查组进行调查处理，并应将报告发给乙方。
11工程完工后验收，我方在完成三级验收自评的基础上，甲方及时组织有关人员对分项、分部、单位工程进行验收和评定工作。交接验收、中间验收及单位工程验收记录条款内容必须经甲方认可。
七、安全保证体系
1加强组织领导，建立现场安全保证体系，在该项目部施工现场成立以项目经理为首的安全领导小组，定期召开安全工作会议，在现场执行领导干部安全值日制度。
2现场设专职安全员，各施工班组设班组安全员，健全建立现场安全保证体系，定期进行安全大检查，坚持各班组星期一的“安全日”活动，自觉接受甲方在安全，文明施工方面的监督、检查、指导。
3贯彻执行甲方，公司有关安全生产管理方面的规章制度，推行安全目标责任书，分解指标落实到班组，确保工程安全目标的实现。
4认真组织和学习各专业的安全操作规程，强调和落实各级各类人员安全生产责任制，建立以安全施工责任制为核心的安全施工管理制度。
5根据现场情况编制，组织实施现场安全技术措施计划，在现场临时用电方面，在条件许可情况下尽力推行三相五线制供电。
6根据现场施工情况，在埋地管道、电缆、光缆、地下文物等，采用危险点预控方案，编制预控措施计划，并组织实施。
7继续执行单位工程开工安全许可证制度，在安全保证前提下方可允许开始施工。
8施工前各专业，各工种的施工管理人员必须向施工同伴组进行书面安全技术交底。施工人员必须遵守各专业的安全操作规程，不得违章作业。 9在按施工程序进行施工时，尽量减少立体交叉作业。必须进行交叉作业时，应采取相应的隔离和有力措施。
10加强现场安全检查，继续推行安全隐患整改通过单制度，执行安全否决权。
11对于甲方组织的安全施工大检查，安全工作会议，我方应及时派员参加并认真贯彻落实。
12做好现场文明施工，做到材料堆放整齐，道路畅通，现场施工作业整洁，废料垃圾的堆放。
13发生安全事故应及时上报，并按公司和甲方有关制度及时组织调查处理。 14做好冬季施工的安全和消防工作。 15防火措施
⑴在施工现场要做好消防措施，每个防火点要放置灭火器，并设专职的消防负责人。
⑵在电焊作业区，严禁放有易燃或爆炸物品，当高空作业时，在焊件下部需用铁板或石棉板，搭设安全保护棚，以防止焊接时由于金属熔滴落下，而引起火灾或烧伤其他人员。
⑶现场的易燃、易爆物品应远离火源，并防置一定的灭火器。 ⑷乙炔瓶、氧气瓶放置要有一定的安全距离。
第14篇：原油天然气管道管理办法
中国石油华北油田公司体系文件 原油天然气管道管理办法
文件编号：QG/HBYT344-2012
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码：1/8 1 范围
本办法规定了公司所属油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道管理，及商品油气输送管道完整性管理等。
本办法适用于公司油气管道运行管理部门、单位。 2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本办法的引用而成为本办法的条款。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办法，然而，鼓励根据本办法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中，其最新版本适用于本办法。
GB 17820《天然气》
SY/T 5536《原油管道运行规程》 SY/T 5922《天然气管道运行管理规范》 SY/T 7513《出矿原油技术条件》 《石油天然气管道保护法》 3 术语及定义 本程序采用下列定义
中国石油华北油田公司2012-06-27发布
2012-06-27实施
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3.1 油气集输管道：指公司管理的从单井到计量站、转油站、联合站的输油管道和单井到集气站、处理站的输气管道。
3.2 内部油气输送管道：指公司管理的联合站（气处理站）之间的输油输气管道。
3.3 商品油气输送管道：指公司管理的与用户直接交接的输油管道，与长输天然气管道及主要用户相关联的输气管道。输油管道主要有岔转站至华北石化交接站、任二联（任一联）至华北石化交接站、阿一联至赛汉末站；输气管道主要有永北东线、永北复线、苏大输气线、河石输气线、34#阀室至北部门站输气线、34#阀室至西部门站输气线、34#阀室至河间门站输气线、37#阀室至苏桥站双向输气线。
3.4 油气集输与处理生产管理：是指油气井产出的油、气、水，经计量站（集气站）、接转站（输气站）、联合站（气处理站）至外输合格原油（天然气）全过程的生产运行管理。
3.5 管道完整性管理：管道管理者为保证管道的完整性而进行的一系列管理活动。具体指管道管理者针对管道不断变化的因素，对管道运营中面临的风险因素进行识别和评价，不断改善识别到的不利影响因素，采取各种风险减缓措施，将风险控制在合理、可接受的范围内，最终达到持续改进、减少和预防管道事故发生，经济合理地保证管道安全运行的目的。
3.6 油气管道运行管理单位：主要指油气生产单位、华港燃气集团等单位。 4 职责
4.1 运销部是商品油气输送管道的归口管理部门。 4.1.1 负责商品油气输送管道完整性管理的推广指导。
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4.1.2 负责商品油气输送管道运行技术管理。
4.2 基建工程部是油气集输管道和内部油气输送管道的归口管理部门。 4.2.1 负责公司所属油气管道，包括油气集输管道、内部油气输送管道和商品油气输送管道设施新建项目、改造项目建设的管理。 4.2.2 负责油气集输管道和内部油气输送管道的运行技术管理
4.3 生产运行处负责公司生产应急保障系统的统一组织、调度、指挥；负责应急抢险队伍的协调与组织。
4.4 规划计划处负责油气管道设施新建项目、改造项目、管道完整性管理推广项目的前期工作与投资的计划下达。
4.5 质量安全环保处负责原油、天然气对外贸易和内部计量交接计量器具的检定、计量人员培训、发证；参与原油、天然气计量交接纠纷处理。负责油气管道危害因素辨识与风险评价的实施、负责油气管道的安全管理。 4.6 油田保卫部（社会治安综合治理办公室）负责对预防和清理油气管道违章占压建筑工作的监督、检查、考核和指导。
4.7 各油气管道运行管理单位负责油气管道生产管理、管道完整性管理推广的具体实施。 5 管理内容 5.1 油气管道投产
5.1.1 商品油气输送管道投产由公司成立的项目部或运销部组织实施。 5.1.2 油气集输管道和内部油气输送管道投产分厂级和公司级项目。厂级项目由油气生产单位组织实施；公司级项目由公司成立的项目部或基建工程部组织实施。
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5.1.3 原油管道投产准备：
a）管道投产要针对管道自身特点编制好投产方案，投产方案根据项目性质分别由主管部门审定。
b）成立投产机构，统一领导和协调全线的试运投产工作，并按设计图纸和有关验收规范进行预验收。
c）生产管理组织机构健全，岗位人员培训合格，特殊工种操作人员应取得相关部门颁发的操作证书。
d）制定好各岗位生产管理制度、操作规程以及编制生产报表。 e）做好投产前协议的签订工作，如交接协议、供电协议等，落实满足投产需要的油源。
f）对重新启用的原油管道应进行管道腐蚀状况调查和剩余强度评价。 g）全线的清管和整体试压应在管线投油前进行，投产前应对全线进行线路巡查，检查管道沿线标志及伴行公路情况，要对管线全线设备状态及管道阴极保护系统运行情况进行检查。
h）要做好干线清扫工作，清管采用机械式清管器，可采用空气或清水做清扫介质，站间的清管次数不应少于三次，清管污物不应进入管网系统，污物的排放处理应符合环保要求。
原油管道投产依照SY/T5536《原油管道运行规程》执行。 5.1.4 天然气管道投产准备
a）前期准备工作可参考原油管道投产准备前四项条款。
b）投产前要进行工程预验收，管线在投入使用前应进行干燥，干燥宜在严密性试验结束之后进行，干燥后保证管线末端管内气体在最高输送压力
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下的水露点比最低环境温度低5℃。
c）输气站试运应在站内工艺管线试压合格后进行，先进行单体试运，再进行整体试运，系统需连续平稳运行72h为合格。
d）管线内的空气置换应在强度试压、严密性试验、吹扫清管、干燥合格后进行；置换管线内空气应采用氮气或其他无腐蚀、无毒害性的惰性气体作为隔离介质，置换过程中管道内气流速度不应大于5m/s，当置换管线末端放空管口气体含氧量不大于2%时即可认为置换合格。
天然气管道投产依照SY/T5922《天然气管道运行规范》执行。 5.2 油气管道运行管理
5.2.1 运销部负责商品油气输送管道运行参数技术指导。
5.2.2 基建工程部负责油气集输管道、内部油气输送管道的运行技术管理和参数报表收集分析工作。
5.2.3 各油气管道运行管理单位具体组织日常生产运行，按油气输送计划编制管道运行方案，保持各站工况的协调，保证输送任务的完成。定时收集各站运行参数，了解运行情况。及时对管道运行进行分析，并对存在问题提出调整措施。填报日常运行报表，定期向上级主管部门汇报管道运行情况，接受指导和指示。
5.2.4 进入内部油气输送管道和商品油气输送管道的原油要符合SY/T 7513《出矿原油技术条件》、天然气要符合GB 17820《天然气》标准。 5.2.5 油气管道清管
5.2.5.1 各油气管道运行管理单位负责清管方案的编制工作。
5.2.5.2 运销部负责组织商品油气输送管道清管方案的审定。
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5.2.5.3 基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道清管方案的审定。
5.2.5.4 各油气管道运行管理单位负责按审定的清管方案进行管道清管和管理工作。
5.3 油气管道保护和日常维护
5.3.1 各油气管道运行管理单位负责对所辖油气管道进行日常管理和维护。 5.3.2 油气管道保护执行《石油天然气管道保护法》。
5.3.3 各油气管道运行管理单位组织专业人员管理，定期进行巡检，雨季或其他灾害发生时要加强巡线检查。
5.3.4 各油气管道运行管理单位要定期对穿越管段稳管状态、裸露、悬空、移位及受流水冲刷、剥蚀情况进行检查，出现问题及时恢复，保证油气管道运行安全，管道沿线的标志桩、测试桩、里程桩应齐全完整；定期检查站场绝缘、阴极电位、沿线保护电位，定期检查管道的防腐绝缘层状况，对达不到要求的应及时进行修复。
5.3.5 管道清理占压依照QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》执行。
5.4 油气管道设施建设项目管理
5.4.1 油气管道设施建设项目包括油气集输管道、内部油气输送管道、商品油气输送管道设施的新建和改造。
5.4.2 各油气管道运行管理单位负责所辖油气管道设施新建和改造项目可行性研究报告建设方案的编制。
5.4.3 规划计划处负责组织油气管道设施建设项目可行性研究报告的审查
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和立项批复。
5.4.4 基建工程部负责组织油气管道设施建设项目的方案审查。运销部负责组织商品油气管道设施建设项目的技术方案审查。
5.4.5 油气管道设施新建和改造项目分厂级和公司级管理，厂级项目由油气生产单位组织实施，公司级项目由公司项目部或基建工程部组织实施。 5.5 管道应急管理 5.5.1 应急方案编制
5.5.1.1 运销部负责《原油长输管道突发事件专项应急预案》、《天然气长输管道突发事件专项应急预案》的编制及修订工作。
5.5.1.2 各油气管道运行管理单位负责各自辖区管道的应急预案编制工作。 5.5.2 应急演练依照QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》执行。 5.5.3 应急处理由公司应急办公室或油气管道运行管理单位负责组织实施。 5.6 计量交接协议及纠纷
5.6.1 运销部负责公司级计量交接协议的签订。
5.6.2 各油气管道运行管理单位组织签订厂级及厂级以下计量交接协议。 5.6.3 运销部负责组织厂级（含厂级）以上商品油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。
5.6.4 各油气管道运行管理单位组织厂级以下油气计量交接纠纷的调查、协调、处理。
5.7 管道完整性管理
5.7.1 运销部负责组织商品油气输送管道完整性管理推广和实施。 5.7.2 基建工程部负责组织油气集输管道和内部油气输送管道完整性管理
QG/HBYT 344-2012
页码：8/8
推广和实施。
5.7.3 各油气管道运行管理单位负责管道完整性管理的具体实施。 5.7.4 管道完整性管理内容
管道完整性管理的核心内容包括数据采集与整合、高后果区识别、危害识别与风险评价、完整性评价、维修与维护、效能评价等6个环节。
6 相关文件
6.1 QG/HBYT 077-2008 《应急管理程序》
6.2 QG/HBYT 292-2009 《输油气管道违章占压建筑物管理办法》
编写部门：运销部 基建工程部
编 写 人：赵学岭 刘福贵 钱剑星 刘义敏
审 核 人：王立清 李惠杰 审 批 人：黄
刚
第15篇：天然气管道施工合同
天然气管道施工合同
甲方：定西中石油昆仑燃气有限公司 乙方：甲方：靖远县金地燃气有限公司
本着平等互利的原则，按国家《劳动法》《经济合同法》等相关的法律法规，经甲乙双方共同协商，达成市政居民燃气管道土石方平场工程承包合同，协议如下：
一、工程承包内容：土方开挖、运输、回填、弃土、场地平整、清淤除表、恢复原貌等全部工程内容，（土方开挖约30公里，宽40公分，深1.3米）
二、工程地点：定西市安定区
三、安全：在施工过程中，一切安全事故由乙方自行负责。（地埋光缆、高压线路、自来水及下水管道）
四、工程技术要求：乙方按设计图纸和现行施工规范规定及公司（甲方）的技术要求施工，安全施工交底，进行组织施工。土方运输过程中的一切费用由乙方自行负责。
五、乙方应认真按照标准规范和要求施工，随时接受燃气公司及工程监理的检查和检验，工程质量达不到约定的标准部分，经甲方发现，应要求乙方重新施工，因乙方原因达不到约定标准，由乙方承担重新施工费用，工期不予顺延。
六、工程量的计算：以施工图纸挖方工程量计算（挖方综合单价以包括土方开挖、运输、回填、弃土、场地平整、清淤除表、恢复原貌等全部内容）。施工中发生工程量增减工程时，经公司确认后调整合同价格，签订补充协议。
七、价格：本工程采用以挖方工程量为计算基础的综合单价包干（挖方综合单价包括土方开挖、运输、展铺警示带、细土过筛、回填震压、恢复原貌等全部内容）综合人民币150元/米。
八、施工中由地方因素影响的由甲方负责协调。
九、文明施工：符合市容市貌，文明施工要求标准，违反相关规定，后果由乙方自行负责。
十、工期：以90个工作日完成全部承包的工程（因乙方原因，工期每耽误一天，甲方将对承包方处以1万元的罚款）若发生人力不可抗拒的自然因素或特殊原因，工期可以延期，但应由甲方签证。若因甲方的原因造成停工，其停工损失按有关规定计算，由甲方负责承担一切经济损失。
十一、付款方式：乙方接到甲方进场的书面通知即进行施工，每一标段工程竣工通过验收后，甲方付给乙方此标段工程90%的工程款（双方完成工程结算后7日内支付）。三个月内甲方付清乙方的余款。
十二、结账方式：乙方以机械油料费和工人工资表方式向甲方结算。
十三、保证金：在双方签订合同时，乙方交10000元保证金给甲方，工程验收合格后退还（无息）。十
四、违约责任：在执行合同过程中，如有单方违约，应由违约方承担未违约方的一切经济损失，另由违约方支付违约金人民币10000元给未违约方。如有争议按《国家劳动法》和《经济合同法》执行。
十五、本合同一式四份，甲乙双方各执两份，甲乙双方签字即生效，付清工程款后自动失效。（以票据为准）
甲方：
乙方：
甲方代表：
乙方代表：
年
月
日
第16篇：我国天然气管道（定稿）
我国已建成的天然气管道，主要有川渝地区输气管网、陕京线（陕西靖边－北京）、靖西线（靖边－西安）、陕宁线（靖边－宁夏）、涩宁兰线（青海涩北－西宁－兰州）、塔轮线（新疆塔中－轮南）、轮库线（轮南－库尔勒）、鄯乌线（鄯善－乌鲁木齐）、中济线（河南中原油田－山东济南）、中沧线（中原油田－河北沧州）、沧淄线（河北沧州－山东淄博）、海南线（海南东方－洋浦－海口）等。其中，1996年开工、1997年建成的陕京线，全长918公里，是我国第一条长距离、大口径和高度自动化的输气管道。2000年开工、2001年建成的涩宁兰线，全长953公里，是我国在青藏高原上建设的第一条长距离、大口径输气管道。除天然气管道外，我国还建设了一些煤气管道，其中1993年建成投产的哈依煤气管道（哈尔滨－依兰），全长249公里，是我国和亚洲最长的煤气管道。
我国目前在建的天然气管道，主要是全长900公里的陕京二线、干线全长719公里的忠武线（重庆忠县－湖北武汉）和西气东输线（新疆轮南－上海），它们均为中国石油投资建设。其中，最引人注目的是西气东输线。这条管线全长4000多公里，横贯了我国从西到东的9个省份，于2001年底开工建设，预计将于2004年底实现全线贯通，建成后将是我国和亚洲最长的天然气管线。
第17篇：石油天然气管道规格型号
管线管按生产工艺不同分为多种，但油气输送管道主要使用的有无缝钢管(Seamle)、直缝高频电阻焊管(High_frequencyElectric Resistance Welding,)、直缝埋弧焊管(Longitudinally Submerged Arc welding,)、螺旋缝埋弧焊管(Spirally Submerged Arc Welding）等4种。
GB/T9711.1-1997《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/T9711.2-1999《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第二部分：B级钢管》，GB/T9711.3-2004《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第三部分：C级钢管》(ISO3183-1996/1999) ，API SPEC 5L《管线钢管规范》等标准。：包含无缝钢管、连续炉焊钢管、电阻焊钢管、激光焊钢管、直缝埋弧焊钢管、熔化极气体保护电弧焊钢管、双缝埋弧焊钢管、双缝熔化极气体保护电弧焊钢管、螺旋缝埋弧焊钢管等11种。有两种产品技术等级，对应不同技术要求等级。PSL1，具有10个钢号：A25，A，B，X42，X46，X52，X56，X60，X65，X70。外径规格范围：Ø10.3mm~ Ø2032mm PSL2，具有9个钢号：B，X42，X46，X52，X56，X60，X65，X70，X80。对碳当量、切口韧性、屈服强度最大值、抗拉强度最大值都做了强制性规定。外径规格范围：Ø114.3mm~ Ø2032mm
API SPEC 5L（44）是美国石油学会管线钢管规范，API于1926年首次发布，每5年审查、修订一次，在多年的时间里经过了反复修改、补充和完善，具有很强的基础性、先进性、通用性和安全性，在世界范围内认可。但是该规范是一个基础性规范，对钢管提出了基本技术要求，还可以在该规范的基础上提出附加订货技术条件，以保证钢管的质量要求；如果选用API SPEC 5L作为重要油气输送管线钢管的制造规范时，应选用PSL2钢管系列。
GB/T 9711.1-1997 (ISO 3183-1:1996) 钢管种类：包含无缝钢管、连续炉焊钢管、电阻焊钢管、直缝埋弧焊钢管、熔化极气体保护电弧焊钢管、双缝埋弧焊钢管、双缝熔化极气体保护电弧焊钢管、螺旋缝埋弧焊钢管等11种。材料：L175，L210，L245，L290，L320，L360，L390，L415，L450，L485，L555。外径规格范围：Ø10.3mm~ Ø2032mm GB/T 9711.1-1997 对钢管的化学成分、力学性能等提出了基础性要求。
GB/T 9711.2-1999 (ISO 3183-2:1999 钢管种类：包含无缝钢管、高频焊接钢管、埋弧焊钢管、熔化极气体保护电弧焊和埋弧焊复合焊钢管共4种。材料：正火或形变正火L245NB，L290NB，L360NB，L415NB，淬火加回火L360QB，L415QB，L450QB，L485QB，L555QB，形变热处理L245MB，L290MB，L360MB，L415MB，L450MB，L485MB，L555MB。外径规格范围：Ø10.3mm~ Ø2032mm GB/T 9711.2-1999 对钢管化学成分、力学性能、止裂韧性、焊接性能等都提出了较高要求。
GB/T 9711.1 （ISO3183-1）主要参考了API5L第40版，是我国管线管基础性规范。GB/T 9711.2（ISO 3183-2）对钢管的质量和试验要求总体上要高于GB/T9711.1，可作为重要油气管线钢管的制造标准，尤其是韧性和NDT要求较高的场合。重要油气输送管线的钢管制造标准选用GB/T 9711.2，但如所选钢管用在海上、低温和酸性环境须选用GB/T9711.3 (ISO 3183-3)。做为基础性规范对钢管提出了基本技术要求，在该标准的基础上提出附加订货技术条件，以保证钢管的质量要求。
第18篇：天然气管道巡查制度
天然气管道巡查制度
1、目的
为规范管道安全巡查人员的行为，以及巡查发现管道周围存在的不安全行
为及事故隐患能及时有效的得到处理，按照巡线工作 “早发现、早沟通、早预防”的原则，确保公司的天然气管道安全运行，特制定本制度。
2、范围
适用于***********天然气有限责任公司的天然气管线、附属设施及阀室的安全巡查管理。
3、职责
3.1 健康安全环保部负责本制度的编写和修订,并对管道安全巡查的执行情况进行检查监督和考核,不定期的进行管道安全巡查和管道安全大检查，牵头组织公司力量解决管道安全问题。
3.2 生产运行部是管道安全巡查的直接实施部门,负责管道的日常安全巡查工作和对管道安全巡查人员的管理,对危害管道安全的行为有现场制止、报告及采取防范措施的职责。对管道附近的施工负责安排人员进行现场监护管理。
3.3 工程技术部负责审批外单位穿跨越管道和影响管道安全的施工技术方案，提供、现场确定管线位置、埋深等技术参数，配合生产运行部搞好管道的施工监督管理工作。
3.4专职管道安全巡查人员负责管道的日常巡查，发放宣传资料，制止可能危害管道安全的施工，记录并报告现场发现的问题；根据工作安排进行现场监护。
4、工作程序
4.1 管道安全巡查的频率
专职管道安全巡查人员每天至少一次进行管道的安全巡查工作,站场每天一 次抽查,生产运行部每周组织一次线路安全巡查；公司由健康安全环保部牵头、每月组织一次线路巡查和检查工作。 4.2 安全巡查人员的巡查报告
4.2.1站场应对巡查人员进行正规化管理。专职管道安全巡查人员在起点站开始巡查时，必须在起始点向站长或站场巡查人员报告，报告内容包括开始巡查的时间、预计到达目的地时间或特殊区段的碰头汇报时间等。
4.2.2巡查人员到终点站，应提交当天的巡查记录（见附录一：管道安全巡查检查记录表），报告巡查发现的问题，获取站长的指示。生产运行部应考虑设立巡查人员巡查记录的提交收集地点，定期收集巡查人员的巡查记录，检查其记录情况并指导其改进。 4.3 现场巡查 4.3.1巡查准备。所有进行管道安全巡查人员的人员在进行管道安全巡查时，必须根据天气状况先穿戴好劳保用品，背上背包,携带《石油天然气管道保护条例》、通讯工具、记录表格和圆珠笔等。
4.3.2在管线巡查过程中应做好危害识别，注意道路交通安全，乘坐车辆应系好安全带，并做好防毒蛇、防中暑、防跌倒等预防措施。在下大暴雨时和发山洪时，应停止危险区域巡查工作，等大雨过后，应立即组织线路检查。 4.3.3生产运行部在雨季应增加巡查人员和加强巡查的密度。 4.4 重点线路巡查
4.4.1 生产运行部应建立重点检查区域台帐(附录二:管道重点巡查区段统计和巡查人员安排表)，发放给相关人员进行重点管理，并上报到健康安全环保部留存。重点检查区域应确定专职巡查人员和站场负责人员，重点检查区域包括埋深较浅的稻田、鱼塘和蕉林区、河流穿越区、人员稠密区和施工活动频繁区等，这些地区交通不方便，有可能受到耕作、清塘和其他施工损坏管道。
4.4.2专职管道安全巡查人员和站场巡查人员应非常清楚自己巡查线路的重点巡查区域，巡线时应坚持重点巡查和徒步检查，并将重点巡查区域的巡查情况填写在巡查记录上。
4.4.3 对已经发现的在管道附近100米外的施工纳入重点巡查区域。对于可能交叉通过管道或在管道中心线5米范围内的施工应提前告知健康安全环保部和工程技术部，以便采取对应措施。
4.4.4 站场每周至少一次对重点巡查区域进行检查。
4.4.5 生产运行部应对“管道重点巡查区段统计和巡查人员安排表”每月更新一次并报告到健康安全环保部及时更新。 4.5 外界施工活动预防管理
4.5.1预防性协调与沟通。巡查人员在进行线路巡查，发现在管道100米外有施工时，就应询问施工人员其施工是否可能扩展到管道保护范围，如果可能，应告知管道保护法规的要求，获取联络人员的联系电话，确定进一步协调解决的方式和步骤，并将此情况报告生产运行部。施工活动距离管道间距不同,其管理措施及相关要求可见下表:
施工活动距离管道间距与管理措施要求 施工活动距离 管理措施 其他要求 距管道中心线 安排专人，现场1.如果有动火作业必须健康安全环保部＜5米 全天安全监护 同意批准。
2.动土作业应确定管道、光缆位置走向、埋深等基础数据，必须人工开挖不允许机械开挖。
3.审批施工方案，签定安全生产协议。
距管道中心线 专职巡查人员每1.不允许爆破作业 5米—50米 天查看，报告其2.在管道周围应建立隔离区域，设置警戒施工进度 标识
距管道中心线 询问施工人员其告知管道保护法规的要求，获取联络人员50米－100米 施工进度及可能的联系电话, 报告生产运行部
的扩展范围
4.5.2危害告知。生产运行部应派人到现场提前了解情况，做好如下工作： 1) 讲清楚天然气管道的潜在危害、后果及法律责任 2) 发放《石油天然气管道保护条例》 3) 告知我方管道保护的要求
4) 交换相互的联系方式和联系人员
4.5.3 方案审批。对于穿跨越管道的施工或在管道中心线5米范围内的施工，应要求施工单位编制细致可行的施工技术方案，得到工程技术部的审批认可。 4.5.4 签定安全生产协议。对于穿跨越管道的施工或在管道中心线5米范围内的施工，由健康安全环保部与对方签定“安全生产协议”，确定施工时间，并告知生产运行部。如有可能时应要求施工单位缴纳安全生产保证金。
4.5.5 施工过程管理。生产运行部应加强管道周围施工活动的监督管理。
4.5.5.1安排监护人员。施工单位在管道附件的施工时，由生产运行部安排监护人员进行监督，必要时工程技术部派人配合；对于有重要影响的施工如动火作业，健康安全环保部也应安排人员进行现场安全管理。对于公司没有同意的施工应坚决制止。
4.5.5.2 施工进度报告。巡查人员或现场监护人员应向施工单位了解施工进展，每天报告施工单位的进度情况及对管道的潜在影响，并在日报上反映报告，以便于公司相关部门制定措施。
4.6巡查发现问题的处理及报告 4.6.1 危害行为报告。巡查人员或公司任何人员发现有危害管道安全的行为时，都应立即进行制止，并报告生产运行部。同时巡查人员应向危害活动的实施人员发放“《石油天然气管道保护条例》宣传手册”，讲清其危害后果，劝阻其停止危害活动。巡查人员在上报前应了解：
1) 施工单位名称 2) 施工内容
3) 负责人员姓名 4) 联系电话
5) 危害实施情况
4.6.2对于巡查人员劝阻不能制止其危害活动时，应报告生产运行部值班调度，值班调度应安排站场管理人员赶往现场查看情况，并收集、获取现场的危害活动证据，制止其危害行为。
4.6.3 当站场管理人员也不能制止其危害活动时，由生产运行部负责人报告健康安全环保部，由健康安全环保部牵头，协调公司资源进行处理。
4.6.4 对于可能造成管道破裂泄露的严重违法行为，应立即报警“110”进行处理
4.7 巡查记录
4.7.1巡查人员对管道巡查发现的问题，应在当天填写在“管道安全巡查检查记录表”上，生产运行部应在每天的日报中反映报告。
4.7.2 巡查人员应定期整理“安全巡查记录”,生产运行部应进行检查其填写的严谨性和真实性。
4.8 教育培训 生产运行部每月应组织一次专职管道安全巡查人员的安全学习和业务培训，包括公司规章制度、线路危害识别和风险预防、记录填写等方面的内容，提高巡线人员的安全意识、巡查技能和责任心，确保巡线工作能做到“早发现、早沟通、早预防”。培训活动应建立记录。
4.9 考核
4.9.1生产运行部每月至少一次对巡查人员的工作态度及职责履行情况进行检查。
4.9.2生产运行部应对外聘的管道安全巡查人员进行监督考核，根据本制度的要求制订细致的考核办法。对于巡查工作不细致和不按要求的时间、地点巡查，或巡查发现的问题不及时报告，以及发现的问题不进行劝阻、推委职责的，应进行经济考核。
4.9.3对于已造成管道损坏事实、存在严重问题的管道安全巡查人员，应报告综合管理部给予辞退。
5 记录
5.1 管道安全巡查检查记录表
5.2管道重点巡查区段统计和巡查人员安排表
6 附录
附录一 管道安全巡查检查记录表
附录二 管道重点巡查区段统计和巡查人员安排表
第19篇：管道检测合同范本
篇1：cctv合同(污水管道检测合同) 委托方（甲方） 受托方（乙方）
合同签订地点：湖南省长沙市
根据《中华人民共和国经济合同法》和有关法律法规，经甲、乙双方协商一致签订本合同。 第一条 工程范围：
1、高新区：xx路、xx路、xx路、xx路、xx路、xx路、xx路、xx路。。。 第二条 工程内容：
主要包含排水管道cctv检测、疏通。 第三条 执行技术标准： 第四条 提交工作成果
1、cctv报告各2套；第五条 工程费用：
（一）、工程数量：
根据现场实际工作量计算;
（二）、价格：
1、根据2009版《上海排水管道设施养护维修定额》，主管道cctv检测综合单价（包括检测、疏通）以118元/米计算。决算总价根据单价*工程量计算。
2、结算时按检测单价乘以工作量（实际工程量与业主提供图纸工程量（单位工程长度）相差10%（含）以内的，以测量数据为准，超过10%的，工程量根据双方核定认可为准）。第六条：付款方式
1、为保证工程正常进行，在工程完成50%工程量时，甲方需支付乙方总工程费用的30%作为预付款。
2、工程完工后提交检测报告给甲方时，甲方再支付乙方总工程费用的50%，
3、余款在决算完毕后30天内全部付清。
备注：由于检测工程量不确定，最终检测费用按实际工程量结算。 第七条
（一）、甲方的义务
1、在排水管道进行检测前提供被检测管道的图纸。
2、允许乙方施工时临时占道、派一名专人协助乙方施工，允许乙方24小时内任意时段作业等。对乙方进场人员的工作提供便利条件。
3、配合协调工程施工，办理施工许可证，确保工程顺利进行。
4、按合同规定支付工程款。
（二）、乙方的义务
1、自收到甲方的合同之日起，根据甲方的技术要求及相关资料于5工作日内组织队伍进场作业。
2、乙方应当按合同工期确保工程项目完成。
3、乙方应当按照《检测规程》要求确保工程质量满足要求。
4、乙方应严格按照国家、上海市及相关管理部门的相关安全法律法规施工。第八条 项目完成工期
该项目工期至乙方完成甲方指定的所有任务之日止。
第九条 对乙方成果的所有权、使用权和著作权归双方共同所有。 第十条 甲方违约责任
1、合同签订后，甲方无正当理由单方中止正在施工的任务，甲方应向乙方支付违约金￥10000元，大写人民币壹万圆整。并承担乙方相应的损失。
2、非属乙方违约原因，甲方未能按期支付乙方工程费用，向乙方支付违约金。第十一条 乙方违约责任
1、合同生效后，如乙方擅自中途停止或终止任务的，乙方应向甲方支付违约金10000元，大写人民币壹万圆整。
2、乙方因成果质量不符合合同约定的要求造成后果时，乙方应对因此造成的直接损失负赔偿责任，并承担相应的法律责任。第十二条 由于不可抗力，致使合同无法履行时，双方应按有关法律规定及时 协商处理。
第十三条 本合同执行过程中的未尽事宜，双方应本着实事求是友好协商的态 度加以解决。双方协商一致的，签订补充协议。补充协议与本合同 具有同等效力。
第十四条 因合同执行过程中双方发生纠纷，可由双方协商解决或由双方主管 部门调解，若达不成协议，双方同意就本合同产生的纠纷向合同签 订地的合同仲裁委员会申请仲裁。当事人双方不在合同中约定仲裁 机构的，事后又没有达成书面仲裁协议的，可向有管辖权的人民法 院起诉。
第十五条 附则
1、本合同由双方代表签字，加盖双方公章或合同专用章即生效。全部工程完毕和工程费用结算完成后，本合同终止；
2、本合同壹式肆份，甲乙双方各持贰份；
委托方单位名称（盖章）受托方单位名称（盖章） 法定代表人法定代表人或委托代理人（签字）： 或委托代理人（签字）： 经办人（签字）： 经办人（签字）：
合同订立时间：2015年 1 月 6 日篇2：cctv合同(污水管道检测合同) 委托方（甲方）诸暨市经济开发总公司 受托方（乙方）上海柳创工程建设有限公司 合同签订地点：浙江省诸暨市
根据《中华人民共和国经济合同法》和有关法律法规，经甲、乙双方协商一致签订本合同。 第一条 工程范围：
1、外商投资园区 ：万松路、灵源路、望云西路、兴业一路、兴业二路、兴业三路、兴业五路、西二环路（望云西路-五泄江桥）、协和西路（至泵站止）。
2、北片工业区：二环北路（四根支管）、建工路（千禧路-创业路）、千禧路（二环北路-建工路）。
第二条 工程内容：
主要包含排水管道cctv检测、疏通。 第三条 执行技术标准： 第四条 提交工作成果
1、cctv报告各2套；第五条 工程费用：
（一）、工程数量：
根据现场实际工作量计算;
（二）、价格：
1、根据2009版《上海排水管道设施养护维修定额》，主管道cctv检测综合单价（包括检测、疏通）以118元/米计算。决算总价根据单价*工程量计算。
2、结算时按检测单价乘以工作量（实际工程量与业主提供图纸工程量（单位工程长度）相差10%（含）以内的，以测量数据为准，超过10%的，工程量根据双方核定认可为准）。
第六条：付款方式
1、为保证工程正常进行，在工程完成50%工程量时，甲方需支付乙方总工程费用的30%作为预付款。
2、工程完工后提交检测报告给甲方时，甲方再支付乙方总工程费用的50%，
3、余款在决算完毕后30天内全部付清。
备注：由于检测工程量不确定，最终检测费用按实际工程量结算。 第七条
（一）、甲方的义务
1、在排水管道进行检测前提供被检测管道的图纸。
2、允许乙方施工时临时占道、派一名专人协助乙方施工，允许乙方24小时内任意时段作业等。对乙方进场人员的工作提供便利条件。
3、配合协调工程施工，办理施工许可证，确保工程顺利进行。
4、按合同规定支付工程款。
（二）、乙方的义务
1、自收到甲方的合同之日起，根据甲方的技术要求及相关资料于5工作日内组织队伍进场作业。
2、乙方应当按合同工期确保工程项目完成。
3、乙方应当按照《检测规程》要求确保工程质量满足要求。
4、乙方应严格按照国家、上海市及相关管理部门的相关安全法律法规施工。第八条 项目完成工期
该项目工期至乙方完成甲方指定的所有任务之日止。
第九条 对乙方成果的所有权、使用权和著作权归双方共同所有。 第十条 甲方违约责任
1、合同签订后，甲方无正当理由单方中止正在施工的任务，甲方应向乙方支付违约金￥10000元，大写人民币壹万圆整。并承担乙方相应的损失。
2、非属乙方违约原因，甲方未能按期支付乙方工程费用，向乙方支付违约金。第十一条 乙方违约责任
1、合同生效后，如乙方擅自中途停止或终止任务的，乙方应向甲方支付违约金10000元，大写人民币壹万圆整。
2、乙方因成果质量不符合合同约定的要求造成后果时，乙方应对因此造成的直接损失负赔偿责任，并承担相应的法律责任。
第十二条 由于不可抗力，致使合同无法履行时，双方应按有关法律规定及时 协商处理。
第十三条 本合同执行过程中的未尽事宜，双方应本着实事求是友好协商的态 度加以解决。双方协商一致的，签订补充协议。补充协议与本合同 具有同等效力。
第十四条 因合同执行过程中双方发生纠纷，可由双方协商解决或由双方主管 部门调解，若达不成协议，双方同意就本合同产生的纠纷向合同签 订地的合同仲裁委员会申请仲裁。当事人双方不在合同中约定仲裁 机构的，事后又没有达成书面仲裁协议的，可向有管辖权的人民法 院起诉。
第十五条 附则
1、本合同由双方代表签字，加盖双方公章或合同专用章即生效。全部工程完毕和工程费用结算完成后，本合同终止；
2、本合同壹式肆份，甲乙双方各持贰份；委托方单位名称（盖章）受托方单位名称（盖章） 法定代表人法定代表人或委托代理人（签字）： 或委托代理人（签字）： 经办人（签字）： 经办人（签字）：
合同订立时间：2010年 8 月 20 日篇3：管道合同样本
农业开发中心塑料管材采购合同 合同编号：
甲 方： （采购人） 乙 方：（中标人）
甲方对农业开发工程pvc—u管材pe管材管件进行采购，于2007年1月9日通过询价招标，确定乙方为pvc—u管材管件中标人。为了保护供需各方合法权益,根据《中华人民共和国合同法》等相关法律、法规的规定，并严格遵循项目采购文件的相关规定,经甲乙双方协商一致，订立本合同。 第一条：合同标的
乙方根据甲方需求提供下列货物pvc—u管材管件：
pvc—u dn110*3.2 数量40028米，pvc—u dn125*3.1 数量3028米， 第二条：合同总价款
本合同项下货物总价款为（大写）人民币，
本合同价款是货物设计、制造、包装、仓储、运输、验收合格之前及保修期内备品备件发生的所有含税费用。
本合同价款还包含乙方应当提供的伴随服务/售后服务费用。 本合同执行期间根据甲方实际使用的pvc—u管材管件，按照投标人投标报价的货物单价结算。 第三条 权利保证
乙方应保证买方在使用该货物或其任何一部分时不受第三方提出侵犯其专利权、版权、商标权或其他权利的起诉。一旦出现侵权，乙方应承担全部责任。 第四条 质量保证
1、乙方所提供的货物的技术规格应与招标文件规定的技术规格相一致；若技术性能无特殊说明，则按国家有关部门最新颁布的标准及规范为准。
2、乙方应保证货物是全新、未使用过的原装合格正品，并完全符合合同规定的质量、规格和性能的要求。乙方应保证其提供的货物在正确安装、正常使用和保养条件下，在其使用寿命内具有良好的性能。货物验收后，在质量保证期内，乙方应对由于设计、工艺或材料的缺陷所发生的任何不足或故障负责，所需费用由乙方承担。 第五条 包装要求
1、除合同另有规定外，乙方提供的全部货物均应按标准保护措施进行包装。该包装应适应于远距离运输、防震、防锈和防野蛮装卸，以确保货物安全无损运抵指定地点。由于包装不善所引起的货物损失均由乙方承担。
2、每一包装单元内应附详细的装箱单和质量合格凭证。第六条 交货和验收
2、乙方交付的货物应当完全符合本合同或者招投标文件所规定的货物、数量和规格要求。乙方不得少交或多交货物。乙方提供的货物不符合招投标文件和合同规定的，甲方有权拒收货物，由此引起的风险，由乙方承担。
3、货物的到货验收：按该批次甲方指定的型号和数量，以货物卸货入库完毕甲方验收合格后的数量为准，验收包括：型号、规格、数量、外观质量、及货物包装是否完好。
4、乙方应将所提供货物的装箱清单、用户手册、原厂保修卡、随货资料及配件等交付给甲方；乙方不能完整交付货物及本款规定的单证和配件等的，视为未按合同约定交货，乙方负责补齐，因此导致逾期交付的，由乙方承担相关的违约责任。
5、甲方应当在到货后的2个工作日内对货物进行验收。验收合格的，由甲方签署验收单并加盖单位公章。
6、甲方所购货物超过实际使用量的，超过部分退还乙方，但甲方需承担乙方由此产生的合理的运输费。
7、货物和系统调试验收的标准：按行业通行标准、厂方出厂标准和乙方投标文件的承诺（详见合同附件载明的标准，并不低于国家相关标准）。第七条 伴随服务／售后服务
1、乙方应按照国家有关法律法规规章和“三包”规定以及合同所附的“服务承诺”提供服务。
2、除前款规定外，乙方还应提供下列服务： （1）货物的现场监督；
（2）就货物的安装、维护等对甲方人员进行免费培训。
3、服务或售后服务约定：
（1）乙方应为甲方提供免费培训服务，并指派专人负责与甲方联系售后服务事宜。主要培训内容为货物的基本结构、性能、主要部件的构造及处理，日常使用操作、保养与管理、常见故障的排除、紧急情况的处理等，如甲方未使用过同类型货物，乙方还需就货物的功能对甲方人员进行相应的技术培训，培训地点主要在货物安装现场或由甲方安排。 （2）所购货物的保修和系统维护，不得少于1年；具体保修期按按照乙方投标服务承诺执行，自甲方在货物质量验收单上签字之日起计算，保修费用计入总价。
（3）保修期内，乙方负责对其提供的货物进行维修和系统维护，不再收取任何费用，但不可抗力（如火灾、雷击等）造成的故障除外。
（4）若货物故障在检修8个工作小时后仍无法排除，乙方应在48小时内免费提供不低于故障货物规格型号档次的备用货物供甲方使用，直至故障货物修复。
（5）所有货物保修服务方式均为乙方上门保修，即由乙方派员到货物使用现场维修，由此产生的一切费用均由乙方承担。
（6） 保修期后的货物维护由双方协商再定。 第八条 货款支付
1、本合同项下所有款项均以人民币支付。
2、乙方必须按照甲方指定的时间和地点供货。乙方每次供货到甲方指定地点后，需请甲方到现场验收货物（品牌、规格型号、外观和各种证明、手续等）。 甲方如对货物质量产生疑问，有权将货物抽样送法定质检机构检验（随机抽取5个品种型号）。若法定质检机构质检出货物合格，则质检费用由甲方承担；若法定质检机构质检出货物不合格，则质检费用由乙方承担，并在2个工作日内负责调换该批次合格商品，两次送检均不合格的将退回全部货物，并全额扣除履约保证金。
当乙方按甲方指定时间和地点全部供货完毕且所提供货物经甲方验收合格或法定质检机构出具质量合格报告后，按进度支付，货物供应完成60％支付50％货款，全面完成经水压试验（水压试验时乙方需派代表现场监督）合格验收后一月内支付40％，甲方安装使用乙方所提供的管材、管件运行正常，一年保修期满后，无质量问题支付10%。 第九条 违约责任
1、甲方无正当理由拒收货物，由甲方向乙方偿付合同总价的1%违约金。
2、甲方未按合同规定的期限向乙方支付货款的，每逾期1天甲方向乙方偿付欠款总额的5‰滞纳金，但累计滞纳金总额不超过欠款总额的5% 。
3、如乙方不能按期或者按批次交付货物，有权扣留全部履约保证金；同时乙方应向甲方支付合同总价5％的违约金。
4、乙方逾期交付货物的，每逾期1天，乙方向甲方偿付逾期交货部分货款总额的5‰的滞纳金。如乙方逾期交货达15天，甲方有权解除合同，解除合同的通知自到达乙方时生效。
5、乙方所交付的货物品种、型号、规格不符合合同规定的，甲方有权拒收。甲方拒收的，乙方应向甲方支付货款总额5%的违约金。
6、在乙方承诺的或国家规定的质量保证期内（取两者中最长的期限），如经乙方两次维修或更换，货物仍不能达到合同约定的质量标准，甲方有权退货，乙方应退回全部货款，并按第3款处理，同时，乙方还须赔偿甲方因此遭受的损失。
7、乙方未按本合同的规定和“服务承诺”提供伴随服务/售后服务的，应按合同总价款的10%向甲方承担违约责任。
8、乙方在承担上述4-7款一项或多项违约责任后，仍应继续履行合同规定的义务（甲方解除合同的除外）。甲方未能及时追究乙方的任何一项违约责任并不表明甲方放弃追究乙方该项或其他违约责任。
第十条 合同的变更和终止
除《政府采购法》第49条、第50条第二款规定的情形外，本合同一经签订，甲乙双方不得擅自变更、中止或终止合同。 第十一条 合同的转让
乙方不得擅自部分或全部转让其应履行的合同义务。 第十二条 争议的解决
1、因货物质量问题发生争议的，应当邀请国家认可的质量检测机构对货物质量进行鉴定。货物符合标准的，鉴定费由甲方承担；货物不符合质量标准的，鉴定费由乙方承担。
2、因履行本合同引起的或与本合同有关的争议，甲、乙双方应首先通过友好协商解决，如果协商不能解决争议，则通过向起诉方所在地法院诉讼或者起诉方所在地仲裁委员会仲裁。
3、在仲裁期间，本合同应继续履行。第十三条合同生效及其他
1、本合同自签订之日起生效。
2、本合同一式伍份，
3、本合同应按照中华人民共和国的现行法律进行解释。甲方（印章）： 乙方（印章）：
甲方代表（签字）: 乙方代表（签字）： 地址：
电话：地址： 电话： 日 期： 年月日
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第20篇：砂、石检测试验员岗位职责
砂、石检测试验员岗位职责
1、砂、石检测试验员主要负责砂、石试样的检测工作，并将数据输入到电脑中。
2、砂、石检测试验员每天提前10分钟到岗，做好检测准备工作。
3、砂、石检测试验员每天负责收集保存《原材料抽样单》，并对照《原材料抽样单》将所取的砂、石试样进行检测。
4、砂、石的检测过程应严格按照现行国家标准及《试验室管理手册》中的“普通混凝土用砂检验实施细则”及“普通混凝土用碎石或卵石检验实施细则”进行操作，试验结果记录到《砂子物理性能检测原始记录》或《石子物理性能检测原始记录》中。
5、砂、石检测试验员在检测完成后应关闭所有仪器设备的电源，将所有仪器设备归回原状态，并将仪器设备及试验残渣打扫干净。
6、检测完毕后应将各仪器设备的使用状况记录到《设备使用记录表》中。
7、砂、石检测试验员应严格按照现行国家标准处理数据，严禁弄虚作假或伪造数据。
8、砂、石检测试验员处理完数据并签名后将《砂子物理性能检测原始记录》或《石子物理性能检测原始记录》交到试验室副主任处校核签名。试验室副主任校核并签名后砂、石检测试验员应将检测结果输入到电脑中。
9、检测过程或检测结果出现异常时，砂、石检测试验员应及时上报到试配组长、生产控制组组长及试验室副主任处。
10、砂、石检测试验员每天至少三次目测现场所有砂、石的质量情况，发现异常立即通知生产控制组组长、试配组组长及试验室副主任处。
11、砂、石检测试验员负责所有砂、石检测仪器及设备的卫生及保养工作（如日常清洁、添加润滑油等）。
12、砂、石检测试验员负责砂、石检测室的卫生工作，每星期打扫两次。
13、由于生产需要，砂、石检测试验员负责砼抗渗检测及8:00-18:00的粉煤灰检测工作。
14、根据生产需要，协助其他组长、组员检测砂、石含水率，并将检测结果及时通知生产试验员。
15、砂、石检测试验员应积极学习最新国家标准，努力提高自己的操作水平。
16、砂、石检测试验员在每月5号以前对上个月的试验结果进行统计绘图，统计完毕后交到试配组长处，试配组长应会同生产组长对统计图进行检查、分析，并将结果上报给试验室副主任、副总经理处，然后由质检组长交到试验室副主任校核签名后由资料室归档保存。
