DQ 复合弯管招标公告（大庆油田工程建设有限责任公司2026）

文件获取开始时间：2026-01-08 18:08:08
文件获取截止时间：2026-01-15 23:59:00
供应商提问截止时间：2026-01-29 09:00:00
截标/开标时间：2026-01-29 09:00:00
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异议提出截止时间：

第一章  招标公告
2026年大庆油田工程建设有限公司DQSP储气库项目所需复合弯管采购招标公告
招标编号：DQYT2601-WZ003
1. 招标条件
本招标项目2026年大庆油田工程建设有限公司DQSP储气库项目所需复合弯管采购招标人为大庆油田工程建设有限公司，已按要求履行了相关报批及备案等手续，资金（资金来源）已落实，具备招标条件。
2. 项目概况与招标范围
2.1本项目概况：大庆油田招标中心有限责任公司受大庆油田工程建设有限公司（简称招标人）委托，就2026年大庆油田工程建设有限公司DQSP储气库项目所需复合弯管采购进行公开招标。
2.2招标范围：复合弯管采购，共32项，限价暂估金额为576.15万元。
2.3本次招标为带量招标：确定中标厂家和价格，确定中标数量。
招标人将选取实质上响应招标文件要求并有履行合同能力的综合评价得分第 1 名为中标人。
2.4招标人有权对中标人进行考察，如发现与招标文件要求或投标文件响应不符的，将取消其中标人资格。
2.5中标结果有效期：自中标通知书发放之日起至投标有效期截止之日止。
2.6交货地点：黑龙江省安达市升平镇用户指定地点。
2.7交货期：合同签订后60日历天内交货。
2.8技术要求：详见附件技术要求。
2.9选商方式：用户依据招标结果选定供应商。
3. 投标人资格要求
营业执照（投标人资格要求）：投标人必须具有有效的营业执照。（投标文件中须提供投标人的营业执照原件扫描件及营业执照在《国家企业信用信息公示系统》www.gsxt.gov.cn网站查询的截图）。
制造商（投标人资格要求）：投标人必须是具有招标货物生产能力的制造商。（投标文件中须提供《制造商声明》原件的扫描件）。
特种设备生产许可：投标人必须提供有效的特种设备生产许可证，许可项目含压力管道元件制造，许可子项目含压力管道管件（无缝管件，级别包含B2级别）。（投标文件中须提供证书原件扫描件及全国特种设备公示信息查询平台https://cnse.samr.gov.cn/查询截图）。
型式试验证书：投标人必须提供有效的弯管的型式试验证书，证书需覆盖复合弯管。（投标文件中须提供证书原件扫描件及全国特种设备公示信息查询平台https://cnse.samr.gov.cn/查询截图）。
承诺书1：投标人须提供技术承诺函，承诺复合弯管的制造及防腐满足技术要求。（提交由法定代表人或其委托代理人签署并加盖公章的技术承诺函）。
承诺书2（投标人资格要求）：投标人须承诺配合招标人指定的驻厂监造单位与第三方飞检或抽样。（提交由法定代表人或其委托代理人签署并加盖公章的承诺书）。
信誉要求（投标人资格要求）：信誉要求：（1）投标人未被“国家企业信用信息公示系统”网站 （www.gsxt.gov.cn）列入严重违法失信企业名单，须提供网站截图。（2）投标人、法定代表人或者负责人未被人民法院在“信用中国”网站 （www.creditchina.gov.cn）列入失信被执行人，须提供网页截图。（3）未被中国石油招标投标网(www.cnpcbidding.com)暂停或取消投标资格的。（4）投标人未被纳入集团公司“三商”黑名单（以开标当日中国石油招标投标网发布的信息为准）。
失信分（投标人资格要求）：投标人累计失信分值达到下述①～④项标准之一的，将被否决。①投标人失信分累计达到8分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足半年；②投标人失信分累计达到9分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足一年；③投标人失信分累计达到10分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足二年；④投标人失信分累计达到10.5分及以上，且最后一次失信开始时间距开标当日不足三年。投标人失信分以开标当日中国石油招标投标网发布的失信行为信息为准，如投标人有失信行为，保留查询截图存档。
其他（投标人资格要求）：招标人有权对中标候选人进行考察，如发现与招标文件要求或投标文件响应不符的，将取消其中标候选人资格。
联合体投标（投标人资格要求）：本次招标不接受联合体投标。
4. 招标文件的获取
4.1本项目在云梦泽智慧平台发布，凡有意参加投标的潜在投标人，请于北京时间公告发布时间至 2026-01-15 23:59:00严格按照下列步骤完成招标文件购买：
登录云梦泽智慧平台(https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/)参与并购买电子招标文件。（具体操作详见云梦泽智慧平台>通知公告>操作说明中的“投标人用户手册”的相关章节，平台的操作问题咨询电话：956100转6）
4.2招标文件每套售价为 200.00元人民币，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，应自负其责。
4.3招标文件下载：潜在投标人在4.1规定的时间内完成参与并购买电子招标文件操作后，即可在“我的项目”中下载招标文件。
4.4本次招标项目实行全流程线上操作，投标人须使用CA完成投标。未办理CA的投标人，需及时进行企业CA注册。鉴于CA注册存在一定周期，请提前办理，避免因办理延误影响本次项目投标。投标人CA办理流程如下：
访问云梦泽平台主页（https://www.ymzec.com），于网页顶部右侧点击【注册】按钮，并按照系统指引完成个人账号注册流程。
个人账号注册完成后登录平台，通过网页顶部用户名显示位置的下拉菜单进入【个人中心】。在个人中心页面，选择【我的企业】下的【认证企业】完成认证操作；若企业已存在，则点击【加入企业】，并等待企业管理员发送授权码以完成加入企业流程。
完成企业认证操作后，选择【进入企业】操作选项，进入企业管理端界面。随后，依次进入【增值服务】模块，选择【签章证书购买】功能，点击【免费领取】（原中石油电子招标平台用户）/【确认购买】（新用户）按钮发起CA申请流程，并按照系统指引完成CA办理相关操作。
注：CA办理咨询电话956100；CA办理操作手册获取路径如下：访问云梦泽平台主页（https://www.ymzec.com），将页面下滑至底部，定位并点击云梦泽【帮助中心】。进入帮助中心后，选择【操作指南】板块，再点击【企业中心用户操作手册】，依手册指引完成企业注册、企业认证及CA办理相关流程。
5. 投标文件的递交
5.1 投标文件递交的截止时间（投标截止时间及开标时间，下同）： 2026-01-29 09:00（北京时间），投标人应在截止时间前通过云梦泽智慧平台（https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/）递交电子投标文件，具体操作步骤见下：
① 在递交电子投标文件前，请确保完成企业证书办理、投标文件的电子签名（具体可参考操作手册中制作投标文件的相关章节）。
② 登录云梦泽智慧平台，进入到投标业务系统的【投标人端】。通过点击顶部导航栏的 “招标投标” 按钮，进入【招标投标系统首页】，再点击 “进入系统” 按钮，进入【投标端业务系统】
③ 找到递交入口，在投标人端的相关项目管理 - 投标 - 进入项目 - 网上投标路径下，找到投标文件递交的操作界面。点击 “递交” 按钮，上传已制作好的投标文件，并确认签名。
特别注意：为避免受网速及网站技术支持时间的影响，建议于投标截止时间24小时之前完成网上电子投标文件的递交。
5.2投标截止时间未成功传送的电子投标文件将不被系统接受，视为主动撤回投标文件。
5.3开标地点（网上开标）：云梦泽智慧平台(https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/)（所有投标人可登录云梦泽智慧平台在线参加开标仪式）
5.4 潜在投标人应在投标截止时间前递交投标保证金（CNY）： 50000 元。投标保证金有效期与投标有效期一致，投标保证金采用钱包、保函、保险形式递交，具体递交步骤见下：
①企业钱包充值：潜在投标人应先使用基本存款账户绑定企业钱包，且使用该基本存款账户向企业钱包充值，使用其他账户进行充值，资金将自动原路退回。
企业钱包充值账户信息：
账户名称：中国石油电子招投标保证金
开户行名称：昆仑银行股份有限公司大庆分行
行号：313265010019
银行账号：26902197555010000027
②投标保证金递交：选择意向参与的招标项目，并在“递交保证金”环节中选择“钱包支付”方式完成递交。递交前，请务必检查企业钱包可用余额是否充足。如余额不足，请按①及时充值。
潜在投标人对招标文件有疑问请咨询招标机构联系人；对平台操作有疑问请咨询技术支持团队：956100转6，请在工作时间咨询。
6. 发布公告的媒介
本次招标公告在在中国石油招标投标网(http://www.cnpcbidding.com)、云梦泽中国石油采购与招标网（https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/index）上发布，依法必须招标项目同时在中国招标投标公共服务平台（http://www.cebpubservice.
com）上发布。
7. 联系方式
招标机构：大庆油田招标中心有限责任公司
单位地址：黑龙江省大庆市让胡路区爱国路51号
联 系 人：李思亮
联系电话：15645999735
 
招 标 人：大庆油田工程建设有限公司
联 系 人：钱巧
联系电话：18245740842
招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。  
 
2026年1月8日
 

公告PDF:2026年大庆油田工程建设有限公司DQSP储气库项目所需复合弯管采购1.0.3.20260108公告.pdf
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第一章招标公告2026年大庆油田工程建设有限公司DQSP储气库项目所需复合弯管采购招标公告招标编号：DQYT2601-WZ0031.招标条件本招标项目2026年大庆油田工程建设有限公司DQSP储气库项目所需复合弯管采购招标人为大庆油田工程建设有限公司，已按要求履行了相关报批及备案等手续，资金（资金来源）已落实，具备招标条件。2.项目概况与招标范围2.1本项目概况：大庆油田招标中心有限责任公司受大庆油田工程建设有限公司（简称招标人）委托，就2026年大庆油田工程建设有限公司DQSP储气库项目所需复合弯管采购进行公开招标。2.2招标范围：复合弯管采购，共32项，限价暂估金额为576.15万元。2.3本次招标为带量招标：确定中标厂家和价格，确定中标数量。招标人将选取实质上响应招标文件要求并有履行合同能力的综合评价得分第1名为中标人。2.4招标人有权对中标人进行考察，如发现与招标文件要求或投标文件响应不符的，将取消其中标人资格。2.5中标结果有效期：自中标通知书发放之日起至投标有效期截止之日止。2.6交货地点：黑龙江省安达市升平镇用户指定地点。2.7交货期：合同签订后60日历天内交货。2.8技术要求：详见附件技术要求。2.9选商方式：用户依据招标结果选定供应商。3.投标人资格要求营业执照（投标人资格要求）：投标人必须具有有效的营业执照。（投标文件中须提供投标人的营业执照原件扫描件及营业执照在《国家企业信用信息公示系统》www.gsxt.gov.cn网站查询的截图）。制造商（投标人资格要求）：投标人必须是具有招标货物生产能力的制造商。（投标文件中须提供《制造商声明》原件的扫描件）。特种设备生产许可：投标人必须提供有效的特种设备生产许可证，许可项目含压力管道元件制造，许可子项目含压力管道管件（无缝管件，级别包含B2级别）。（投标文件中须提供证书原件扫描件及全国特种设备公示信息查询平台https://cnse.samr.gov.cn/查询截图）。型式试验证书：投标人必须提供有效的弯管的型式试验证书，证书需覆盖复合弯管。（投标文件中须提供证书原件扫描件及全国特种设备公示信息查询平台https://cnse.samr.gov.cn/查询截图）。承诺书1：投标人须提供技术承诺函，承诺复合弯管的制造及防腐满足技术要求。（提交由法定代表人或其委托代理人签署并加盖公章的技术承诺函）。承诺书2（投标人资格要求）：投标人须承诺配合招标人指定的驻厂监造单位与第三方飞检或抽样。（提交由法定代表人或其委托代理人签署并加盖公章的承诺书）。信誉要求（投标人资格要求）：信誉要求：（1）投标人未被“国家企业信用信息公示系统”网站（www.gsxt.gov.cn）列入严重违法失信企业名单，须提供网站截图。（2）投标人、法定代表人或者负责人未被人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）列入失信被执行人，须提供网页截图。（3）未被中国石油招标投标网(www.cnpcbidding.com)暂停或取消投标资格的。（4）投标人未被纳入集团公司“三商”黑名单（以开标当日中国石油招标投标网发布的信息为准）。失信分（投标人资格要求）：投标人累计失信分值达到下述①～④项标准之一的，将被否决。①投标人失信分累计达到8分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足半年；②投标人失信分累计达到9分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足一年；③投标人失信分累计达到10分，且最后一次失信开始时间距开标当日不足二年；④投标人失信分累计达到10.5分及以上，且最后一次失信开始时间距开标当日不足三年。投标人失信分以开标当日中国石油招标投标网发布的失信行为信息为准，如投标人有失信行为，保留查询截图存档。其他（投标人资格要求）：招标人有权对中标候选人进行考察，如发现与招标文件要求或投标文件响应不符的，将取消其中标候选人资格。联合体投标（投标人资格要求）：本次招标不接受联合体投标。4.招标文件的获取4.1本项目在云梦泽智慧平台发布，凡有意参加投标的潜在投标人，请于北京时间公告发布时间至2026-01-1523:59:00严格按照下列步骤完成招标文件购买：登录云梦泽智慧平台(https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/)参与并购买电子招标文件。（具体操作详见云梦泽智慧平台>通知公告>操作说明中的“投标人用户手册”的相关章节，平台的操作问题咨询电话：956100转6）4.2招标文件每套售价为200.00元人民币，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，售后不退，应自负其责。4.3招标文件下载：潜在投标人在4.1规定的时间内完成参与并购买电子招标文件操作后，即可在“我的项目”中下载招标文件。4.4本次招标项目实行全流程线上操作，投标人须使用CA完成投标。未办理CA的投标人，需及时进行企业CA注册。鉴于CA注册存在一定周期，请提前办理，避免因办理延误影响本次项目投标。投标人CA办理流程如下：访问云梦泽平台主页（https://www.ymzec.com），于网页顶部右侧点击【注册】按钮，并按照系统指引完成个人账号注册流程。个人账号注册完成后登录平台，通过网页顶部用户名显示位置的下拉菜单进入【个人中心】。在个人中心页面，选择【我的企业】下的【认证企业】完成认证操作；若企业已存在，则点击【加入企业】，并等待企业管理员发送授权码以完成加入企业流程。完成企业认证操作后，选择【进入企业】操作选项，进入企业管理端界面。随后，依次进入【增值服务】模块，选择【签章证书购买】功能，点击【免费领取】（原中石油电子招标平台用户）/【确认购买】（新用户）按钮发起CA申请流程，并按照系统指引完成CA办理相关操作。注：CA办理咨询电话956100；CA办理操作手册获取路径如下：访问云梦泽平台主页（https://www.ymzec.com），将页面下滑至底部，定位并点击云梦泽【帮助中心】。进入帮助中心后，选择【操作指南】板块，再点击【企业中心用户操作手册】，依手册指引完成企业注册、企业认证及CA办理相关流程。5.投标文件的递交5.1投标文件递交的截止时间（投标截止时间及开标时间，下同）：2026-01-2909:00（北京时间），投标人应在截止时间前通过云梦泽智慧平台（https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/）递交电子投标文件，具体操作步骤见下：①在递交电子投标文件前，请确保完成企业证书办理、投标文件的电子签名（具体可参考操作手册中制作投标文件的相关章节）。②登录云梦泽智慧平台，进入到投标业务系统的【投标人端】。通过点击顶部导航栏的“招标投标”按钮，进入【招标投标系统首页】，再点击“进入系统”按钮，进入【投标端业务系统】③找到递交入口，在投标人端的相关项目管理-投标-进入项目-网上投标路径下，找到投标文件递交的操作界面。点击“递交”按钮，上传已制作好的投标文件，并确认签名。特别注意：为避免受网速及网站技术支持时间的影响，建议于投标截止时间24小时之前完成网上电子投标文件的递交。5.2投标截止时间未成功传送的电子投标文件将不被系统接受，视为主动撤回投标文件。5.3开标地点（网上开标）：云梦泽智慧平台(https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/)（所有投标人可登录云梦泽智慧平台在线参加开标仪式）5.4潜在投标人应在投标截止时间前递交投标保证金（CNY）：50000元。投标保证金有效期与投标有效期一致，投标保证金采用钱包、保函、保险形式递交，具体递交步骤见下：①企业钱包充值：潜在投标人应先使用基本存款账户绑定企业钱包，且使用该基本存款账户向企业钱包充值，使用其他账户进行充值，资金将自动原路退回。企业钱包充值账户信息：账户名称：中国石油电子招投标保证金开户行名称：昆仑银行股份有限公司大庆分行行号：313265010019银行账号：26902197555010000027②投标保证金递交：选择意向参与的招标项目，并在“递交保证金”环节中选择“钱包支付”方式完成递交。递交前，请务必检查企业钱包可用余额是否充足。如余额不足，请按①及时充值。潜在投标人对招标文件有疑问请咨询招标机构联系人；对平台操作有疑问请咨询技术支持团队：956100转6，请在工作时间咨询。6.发布公告的媒介本次招标公告在在中国石油招标投标网(http://www.cnpcbidding.com)、云梦泽中国石油采购与招标网（https://www.ymzec.com/bid/web-outportal/index）上发布，依法必须招标项目同时在中国招标投标公共服务平台（http://www.cebpubservice.com）上发布。7.联系方式招标机构：大庆油田招标中心有限责任公司单位地址：黑龙江省大庆市让胡路区爱国路51号联系人：李思亮联系电话：15645999735招标人：大庆油田工程建设有限公司联系人：钱巧联系电话：18245740842招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。2026年1月8日大庆油田建设集团有限责任公司储气库项目部文件钢制无缝热煨弯管管端坡口加工形式大庆油田建设集团有限责任公司储气库项目部按焊接工艺评定和现场实际需求确定复合管管端内径工艺尺寸及钢制无缝热煨弯管管端坡口加工形式。1、复合管管端内径工艺尺寸如下所列：φ457×(20+3)mm内径φ417±0.5mmφ356×(17+3)mm内径φ322±0.5mmφ273×(22+3)mm内径φ222±0.5mm2、钢制无缝热煨弯管管端坡口加工形式如下：附图1：，Φ273×(22+3.0)坡口加工图22.5°（+2°，-1°）3L450QUNS066251.5±0.22.0±0.2附图2:356×（17+3.0）坡口加工图钢制无缝热煨弯管母管22.5*L4500削薄长度L≥60mmNINS066252.0±0.250m1.5±0.2具管体堆焊ER309LMo管端50m范围堆焊ERNiCrMo-3注：双金属复合管356×（13+2.5接管钢制无缝热煨弯管母管规格356×（17+3.0），母管基管管端内坡口，内坡口做削薄处理，削薄长度L≥60mm和内坡角度（台阶角度）≤15°。附图3:457×（20+3.0）坡口加工图钢制无缝热煨弯管母管CL450Q0削薄长度L≥60mmBUNS066252.0±0.250mm1.5±0.2管端50mm范围堆焊ERNiCrMo-3管体堆焊ER309LMo注：双金属复合管457×（16+2.5）接管钢制无缝热煨弯管母管规格457×（20+3），母管基管管端内坡口，内坡口做削薄处理，削薄长度L≥60mm和内坡角度（台阶角度）≤15°。大庆油田建设集团有限责任公司储气库项目部2025年7月26日印发大庆油田设计院有限公司设计证书编号A123001326勘察证书编号B123001326天然气工程室说明书文件号：加-18759/8大庆升平储气库工程（地面工程）站外集输系统项目号：W21）2911GY002-02共1页第1页0版日期：20250830阶段：施工图站外集输系统的集输管道和井场T接部分管子及管件补充说明本工程站外集输系统的集输管道和井场T接部分所使用的管子及管件除需满足材料表中所列出的相关参数以及执行的相关规范外，还需满足以下内容：1、L450Q材质的管子，以及母管为L450Q材质的管子、对焊管件（纯材管件和堆焊三通）和弯管（纯材和堆焊弯管）质量要求补充：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10:2、L290M材质的管子，以及母管为L290N材质的热煨弯管质量要求补充：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于60J、单个试样最小值不低于45J。硬度应不大于245HV10；3、材质为022Cr17Ni12Mo2的管子及对焊管件母管硬度应不大于345HV10。4、本工程所用对焊管件的壁厚应符合GB/T12459-2017附录B的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于30度。编制校对审核审定陈光王继辉晓兰菜的技术说明本次采购计划中的热煨无缝复合特殊度数弯头，是具有曲率半径的弯管，具体要求见本技术说明。EPC项目部按设计文件（加-18759、腐-91259、腐91261）要求，对本项目站外集输钢制热煨无缝复合弯管制作增加技术说明如下：一、管件管端要求序号名称规格管端两侧预留直管段长度备注1热煨无缝复合特殊度数弯头DN4500.5m因为编码问题，实际交货需求为热煨无缝复合特殊度数弯管2DN3500.5m3DN2500.5m二、曲率半径要求序号名称规格曲率半径备注1热煨无缝复合特殊度数弯头DN450R=17D因为编码问题，实际交货需求为热煨无缝复合特殊度数弯管2热煨无缝复合特殊度数弯头DN350R=22D因为编码问题，实际交货需求为热煨无缝复合特殊度数弯管3热煨无缝复合特殊度数弯头DN250R=20D因为编码问题，实际交货需求为热煨无缝复合特殊度数弯管三、防腐要求序号防腐部位喷砂除锈防腐层结构防腐层管端预留长度1热煨无缝复合特殊度数弯管外壁1.碳钢、双金属复合管外壁:喷砂除锈Sa2.5级2.不锈钢外壁：采用磨料进行轻度喷射处理外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130um）+环氧酚醛面漆（W130um），2底2面，总干膜总厚度≥260um。热煨无缝复合特殊度数弯管DN350、DN450，两端预留300mm热煨无缝复合特殊度数弯管DN250，两端预留150mm四、其他要求热煨母管管端内坡口做削薄处理，削薄长度L和内坡角度待设计明确后再进行加工。坡口型式详见《热煨弯管坡口型式要求》。设计证书编号A123001326勘察证书编号B123001326机械室资料图纸目录文件号：腐-91259/目大庆升平储气库工程（地面工程）站外集输系统集输系统、井场管道、阀门防腐绝热通用技术要求项目号：W(21)2911GY002-01共1页第1页0版日期：20250420阶段：施工图序号文件号名称版次自然张数折合1#图纸备注1腐-91259/明说明书0283.52腐-91259/目目录010.125属腐-91257/总分目小计293.625复用设计1腐-91262/目硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管及010.125管件补口通用技术要求小计10.125编制校对审核大庆油田设计院有限公司DAOINCCLPELDDESIGNINSTTTUTECO.LTO设计证书编号A123001326勘察证书编号B123001326机械室说明书文件号：腐-91259/明大庆升平储气库工程（地面工程）站外集输系统集输系统、井场管道、阀门防腐绝热通用技术要求项目号：W21)2911GY002-01共28页第1页0版日期：20250420阶段：施工图目录1概述...21.1设计依据.....21.2工程概况.....31.3设计基础资料：..32遵循的标准和规范..73设计内容.......84防腐绝热结构.....84.1防腐层结构........84.2绝热结构...115技术指标...145.1一般规定.145.2技术要求....156防腐层施工及检验..166.1准备工作....166.2表面处理要求.....176.3防腐层施工要求..186.4防腐层的质量检查...196.5防腐层的修补、复涂及重涂.217防腐层补口补伤要求...227.1三层结构挤压聚丙烯防腐层补口、补伤.227.2其它防腐层补口、补伤....248绝热层施工及检验...248.1施工前要求...248.2管道、管件、法兰及阀门保温施工技术要求...258.3绝热工程的质量检查..279埋地管道防腐层检测及验收.289.1埋地管道防腐层完整性检测289.2验收..2810卫生、安全和环境保护...28编制校对审核审定李级薇曾宪束刘房活祥刚说明书文件号：腐-91259/明共28页第2页0版1概述1.1设计依据1）《大庆升平储气库可行性研究地面工程及HSE组评估意见》，中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司，2021年12月；2）《大庆升平储气库可行性研究地面工程部分复审意见》，中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司，2022年3月；3）《大庆升平储气库工程可行性研究报告地面工程、气源和市场组评估意见》，中国石油天然气集团有限公司咨询中心，2022年5月；4）《关于大庆升平储气库工程可行性研究报告的复评意见》，中国石油天然气集团有限公司咨询中心，2022年7月；5）《大庆升平储气库工程可行性研究报告地面工程、气源和市场组评估意见》，中国石油天然气集团有限公司咨询中心，2023年2月；6）《大庆油田有限责任公司采气分公司（储气库分公司）大庆升平储气库地面工程安全预评价报告（备案版）》，大庆恒安评价检测有限公司，2023年5月；7）《大庆油田有限责任公司采气分公司（储气库分公司）大庆升平储气库职业病危害预评价报告书（备案版）》，大庆恒安评价检测有限公司，2023年5月；8）《关于大庆升平储气库工程地面工程环境影响报告书的批复》，黑龙江省生态环境厅，2023年5月；9）《大庆油田升平储气库市场研究报告》，中国石油规划总院，2023年6月；10）《大庆升平储气库工程可行性研究报告评估论证会专家组意见》，中国国际工程咨询有限公司，2023年6月；11）《大庆升平储气库工程(地面工程)可行性研究报告》，大庆油田设计院有限公司，2023年6月；12）《关于大庆升平储气库工程建设用地预审意见的函》，自然资办函〔2023〕1302号，中华人民共和国自然资源部，2023年7月；13）《国家发展改革委关于大庆升平储气库项目可行性研究报告的批复》，国家发展和改革委员会，2023年11月；14）《大庆升平储气库工程（地面工程）初步设计预审查意见》，大庆油田有限责任公司，2024年4月；15）《大庆升平储气库工程初步设计审查意见》，中国石油天然气股份有限公司油气和新能源分公司，2024年5月；说明书文件号：腐-91259/明共28页第3页0版16）《关于大庆升平储气库项目初步设计的批复》，石油股份油气新能源【2024】178号，2024年9月；17）《大庆升平储气库工程（地面工程）施工图勘察设计合同》，大庆油田建设集团有限责任公司，2025年1月;18）《大庆升平储气库工程（地面工程）施工图设计质量审查意见》，中国石油天然气股份有限公司油气和新能源分公司，2025年4月。1.2工程概况大庆升平储气库位于升深2-1区块，是我国首座火山岩气藏型储气库，单库库容国内最大，具有高温、高压、高CO2分压和高吞吐量等特点，是中俄东线天然气管道季节调峰的配套储气库，功能定位是用于满足目标市场的季节调峰供气和应急供气。升平储气库由集输系统、集注站、双向输气管道三部分组成。注气气源来自中俄东线管道气，采出气返回至中俄东线管道，与国家管网的交接点为大庆分输站，集注站和大庆分输站间通过双向输气管道连接。集输系统：采用台井汇集集气进站和部分单井管线串接进站方案。本次新建集输系统集输管道总长度为33km；采用注采异管方案，注气管道设计压力36.0MPa，采气管道设计压力为13.5MPa；注气管道选用材质为L450QPSL2无缝钢管，采气管道主要为L450QPSL2/316L双金属复合管，局部长度较短的采气管道采用31803不锈钢管道（归入井场）。管顶的埋深≥1.8m。集注站：在升平储气库中心区域集中建设集注站1座。具有清管、分离、预冷、增压和脱水等功能。主要由进站阀组区、分离及预冷区、增压装置、脱水装置、空压站、放空系统、总图、厂区系统管网等组成。双向输气管道：升平集注站至大庆分输站双向输气管道为注采双向输送。管道总长度21.22km，管道规格D1016，设计压力12.0MPa，管顶最小埋深-1.8m，选用材质为L485M直缝埋弧焊钢管。管道从中俄东线大庆分输站出站后，向西北方向敷设，整体沿明沈公路敷设至升平储气库。管线主要穿越G203国道（明沈公路）1处，穿越升平新干渠1处。1.3设计基础资料1.3.1地理位置和自然条件大庆升平储气库行政归属为安达市升平镇，位于安达市南约16公里。区块属升深2-1区块，主要居住区有升平镇、白家屯、高明礼窝棚、胡井安、新立屯等。所在区域宽3.7km、长4.6km。2口先导试验井位于区块的西北角。说明书文件号：腐-91259/明共28页第4页0版区块中心的西侧2.5km建有明沈公路，北侧2.8km建有安达～大同～肇源公路，东侧40km建有滨洲铁路，南侧距采油八厂的升一联合站6.5km。该区块大地地貌类型属第四纪晚更新世冲(淤)积平原，地面主要为农田。升平储气库周边天然气管网发达，连接庆齐和庆哈管道的徐深9-红压管道、中俄东线黑河至长岭段管道均从库区西侧穿过，中俄东线黑河至长岭段管道从库区西侧穿过。国家管网大庆分输站位于升平储气库南侧约20km处，大庆分输站建有输往双合首站的中俄东线大庆至哈尔滨支线（目前已建成，尚未投产）。升平储气库周边气网情况见下图1.3-1。图1.3-1升平储气库周边气网情况示意图1.3.2气象、水文、地质和地震（1）该地区属大陆性季风气候，冬季长，寒冷干燥，夏季短，温热多雨，冻土深达2.0m～2.2m。历年平均气温为5℃，极端最高气温36.2℃，极端最低气温-36.6℃。年平均风速为3.7m/s，年均相对湿度66%，年降雨量555.9mm，年蒸发量1531.4mm，年平均积雪日数158天。（2）该升平区块内河流、湖泊不发育，局部有低洼积水区，范围较小。主要降水类型为大气降水，降水量四季差异较大，降水集中在4-9月占全年降水量94％，尤其是7、8两月，是降水高峰，占全年总降雨量的69.6%。（3）区域内主要地貌为冲积平原，地形较平坦，微地貌大多为耕地，局部为草地、盐￥一县祥DM320-8Wb9-J3KW郑￥貋品毒DV200-e3Wb9-aotKwDN000-SWb9-SI'SSKW排a-红庄县郑县红匝枢福保↓靠子一直北DWNO0-e3Wb9-122'KWDMJO0-SWb9-333KW红-皆皆县膳中建一长钖￥瞓困璩皆皆半器S挥区山查区县星5县江普区国率甚回G年品事说明书文件号：腐-91259/明共28页第5页碱地及沼泽地。管道沿线海拔154.50m～175.50m，相对高差5m～21m。该地区为季节性冻土区,场地地基土的标准冻结深度为2.10m。（4）拟建双向输气管道经过区域地下水埋藏较浅，地下水类型为第四系松散孔隙潜水。主要补给来源为大气降水，地下水位年变幅1.00m左右。管线经过冲积平原地区低洼地段地下水位一般1.20～2.90m，局部地段有地表水，管沟开挖成沟将存在一定难度，需采取一定的抽排水措施。根据本工程单出图工点试验成果并结合当地工程经验，地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。（5）根据双向输气管道的地质报告，所在区域一般地段土壤视电阻率为8.29～33.91(Ω.m)，管道沿线土壤对钢质管道为强~中等腐蚀性。1.3.3气源条件（1）注气天然气组成俄气气源与储气库群的交接点在大庆分输站，俄气组成见表1.3.3-1。表1.3.3-1俄气气源注入气组分组分C1C2C3l-C4n-C4l-C5n-C5C6+CO2N2Mol%85.0654.7931.5140.1990.4090.0810.0940.0390.0047.802（2）采出气天然气组成初期采气，升平储气库的采出气组成与升深气田天然气组成相同，5个注采周期后，采出气的组成与注入气组成逐步接近。采出天然气不含H2S。表1.3.3-2升平储气库多周期注采后采出气组分变化统计表组分Mol%周期C1C2C3l-C4n-C4l-C5n-C5C6+CO2N2年注气量108m314~32.636~40.6垫底气91.891.480.110.060.010.000.000.002.843.61第1周期末~第5周期末91.67~85.471.59~3.580.15~1.000.06~0.150.02~0.260.00~0.050.00~0.060.00~0.022.79~1.683.71~5.63第6周期末~第10周期末86.87~86.403.92~4.631.14~1.440.16~0.190.30~0.390.06~0.080.07~0.090.03~0.041.49~1.105.96~6.64表1.3.3-3不同周期采出气CO2分压表序号周期CO2含量采气管道CO2分压MPa1第1周期末2.790.362第2周期末2.560.333第3周期末2.240.294第4周期末1.940.255第5周期末1.680.226第6周期末1.490.197第7周期末1.330.17说明书文件号：腐-91259/明共28页第6页序号周期CO2含量采气管道CO2分压MPa8第8周期末1.220.169第9周期末1.140.1510第10周期末1.100.14对于湿天然气，二氧化碳分压小于0.021MPa时，为弱腐蚀环境，不需要腐蚀控制；二氧化碳分压在0.021～0.21MPa时，为中等腐蚀环境，宜采用腐蚀控制；二氧化碳分压大于0.21MPa时，为强腐蚀环境，结合以上结果，考虑到储气库经过多周期注采后，采出气组分不断变化。本项目前5个周期采气工况下集输管道位于CO2强腐蚀环境内。（3）采出水组成地质与气藏工程提供的升平储气库采出水组成见表1.3.3-4，水量为0.01~0.31m3/104m3天然气。因为升平储气库发育一定规模的底水，经过模拟注入干气对采出水含量影响不大，不同周期采出水含量变化趋势基本不变。表1.3.3-4升平储气库典型采出水组成pH值重碳酸根(mg/L)氯离子(mg/L)硫酸根(mg/L)钙离子(mg/L)镁离子(mg/L)钾钠总量(mg/L)硼(mg/L)总矿化度(mg/L)30606.110607692402018.29560.421.3.4双向输气管道主要穿越情况统计本工程沿线顶管穿越升平新干渠1处；二级以下等级公路、井排路、乡村道路及机耕道等穿越63处，其中顶管穿越G203国道（明沈公路）1处，顶管穿越沥青路、水泥路4处，开挖加盖板穿越砂石路、土路58处；穿越已建地下管道47处，其中顶管穿越已建管道2处，开挖穿越已建管道45处；穿越地下光（电）缆18处。表1.3.4-1本工程主要穿越统计表（施工图汇总表）序号单出图名称起止桩号桩间长（m）通过方式行政区划1升平新干渠顶管穿越DSZ004～DSZ005116.2泥水平衡顶管法穿越大庆市肇州县2国道（明沈公路）顶管穿越DSZ021～DSZ022113.7泥水平衡顶管法穿越大庆市肇州县1.3.5110kV及以上电力线统计为满足新建储气库工程用电需求，新建110kV供电线路2回：电源1引自220kV同北一次变电站的110kV侧母线（需将变电站扩建1回110kV侧出线间隔）；电源2引自220kV中本一次变电站的110kV侧母线（需将变电站扩建1回110kV侧出线间隔）。新建110kV供电线路，采用单塔单回线路架设方式，总长度为65.15km，其中供电线路1（电源1引自220kV同北一次变电站）的长度为34.75km，供电线路2（电源引自220kV中本变电站）的长度为26.4km。双向输气管道起于中俄东线大庆分输站，止于升平集注站，线路整体宏观走向由南向北。说明书文件号：腐-91259/明共28页第7页0版2遵循的标准和规范2.0.1国家标准及规范《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清除原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级》GB/T8923.1-2011《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第2部分:已涂覆过的钢材表面局部清除原有涂层后的处理等级》GB/T8923.2-2008《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第3部分：焊缝、边缘和其他区域的表面缺陷的处理等级》GB/T8923.3-2009《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的评定试验第3部分：涂覆涂料前钢材表面的灰尘评定（压敏粘带法）》GB/T18570.3-2005《工业设备及管道绝热工程设计规范》GB50264-2013《工业设备及管道绝热工程施工质量验收标准》GB/T50185-2019《工业设备及管道绝热工程施工规范》GB50126-2008《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》GB/T50538-2020《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257-2017《连续热镀锌和锌合金镀层钢板及钢带》GB/T2518-2019《连续电镀锌、锌镍合金镀层钢板及钢带》GB/T15675-2020《色漆、清漆和色漆与清漆用原材料取样》GB/T3186-2006《管道外防腐补口技术规范》GB/T51241-2017《涂装作业安全规程涂漆工艺安全及其通风》GB6514-2023《涂装作业安全规程安全管理通则》GB7691-2003《色漆和清漆拉开法附着力试验》GB/T5210-2006《色漆和清漆划格试验》GB/T9286-2021《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2014《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》GB/T19285-20142.0.2行业标准及规范《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计标准》SH/T3022-2019《石油化工设备和管道绝热工程设计规范》SH/T3010-2013《石油化工绝热工程施工技术规程》SH/T3522-2017《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》SY/T7036-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》SY/T7041-2016说明书文件号：腐-91259/明共28页第8页《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》，SY/T0447-2014《钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》，SY/T0414-2017《埋地钢质管道液体环氧外防腐层技术标准》，SY/T6854-2012《穿越管道防腐层技术规范》，SY/T7368-2023《石油天然气工程管道和设备涂色规范》，SY/T0043-2020《涂装前钢材表面处理规范》，SY/T0407-20243设计内容本文件适用于集输系统、井场管道、阀门的防腐保温通用技术要求，设计范围如下：（1）防腐层结构（2）绝热层结构（保温结构和防烫结构）（3）防腐层施工及检验（4）绝热层施工及检验4防腐绝热结构4.1防腐层结构4.1.1集输系统管道、管件防腐层结构表4.1.1-1集输系统管道、管件外防腐结构（含穿越段套管内集输系统管道）序号防腐部位喷砂除锈防腐层及补口结构1井场至集注站的埋地注气、采气管道、管件外壁（30~110℃）直管段、冷弯管管道外壁碳钢、双金属复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级不锈钢外壁：喷砂除锈Sa2.5级⑴外防腐：采用挤压聚丙烯防腐层三层结构(3PP)加强级。管端预留长度应满足焊接及检测的要求，管道及管件焊缝需采用PAUT检测时，管端预留长度为150mm。不采用PAUT检测时，管道及管件公称直径小于500mm的管端预留长度：100mm～110mm；公称直径大于等于500mm的管端预留长度：140mm～150mm。聚丙烯层端面应形成小于或等于30°的倒角。聚丙烯层端部外宜保留不超过20mm的环氧粉末涂层。防腐层厚度见表4.1.1-2。⑵直管段之间、直管段与冷弯管之间补口：采用“无溶剂环氧底漆+固定片式辐射交联聚丙烯热收缩带”。无溶剂环氧底漆厚度≥200µm。热收缩带与聚丙烯层搭接宽度≥100mm，周向搭接宽度应≥80mm，热收缩带厚度≥2.5mm。注：⑴需要焊后热处理的预制防腐管，管端预留长度600mm～610mm，或者根据焊接工艺评定确定。经设计同意，也可按类似工况的管端预留长度进行调整。根据管端实际预留长度，埋地的预制防腐管补说明书文件号：腐-91259/明共28页第9页口采用2个或多个固定片式辐射交联聚丙烯热收缩带搭接补口，搭接要求同表4.1.1-1。后同。⑵管道及管件包括直管段、弯管、弯头、三通、变径管等，后同。续表4.1.1-1集输系统管道、管件外防腐结构（含穿越段套管内集输系统管道）序号防腐部位喷砂除锈防腐层及补口结构1井场至集注站的埋地注气、采气管道、管件外壁(30~110℃)热煨弯管及管件外壁碳钢、双金属复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级不锈钢外壁：采用磨料进行轻度喷射处理⑴外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)：2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度应满足焊接及检测的要求,管道及管件焊缝需采用PAUT检测时，管端预留长度为150mm。不采用PAUT检测时，管道及管件公称直径小于500mm的管端预留长度：100mm～110mm；公称直径大于等于500mm的管端预留长度：140mm～150mm。⑵直管段与热煨弯管之间补口：采用“无溶剂环氧底漆+固定片式辐射交联聚丙烯热收缩带”。无溶剂环氧底漆厚度≥200µm。热收缩带与聚丙烯层搭接宽度≥100mm，周向搭接宽度应≥80mm，热收缩带厚度≥2.5mm。表4.1.1-2挤压聚丙烯防腐层三层结构(3PP)防腐结构钢管直径（mm）喷砂除锈环氧涂层（μm）胶粘剂层（μm）防腐层最小厚度（mm）加强级（G）DN≤100Sa2.5级≥150≥170≥2.5100＜DN≤250≥2.7250＜DN＜500≥2.9500≤DN＜800Sa2.5级≥3.2DN＞800≥3.74.1.2井场管道、管件防腐层结构表4.1.2-1井场管道、管件防腐结构序号防腐部位表面处理防腐层结构1不保温管道及管件外壁地上不保温管道、管件外壁碳钢、双金属复合板/复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级环氧富锌底漆(≥60μm)+环氧云铁中间漆(≥100μm)+交联氟碳面漆（≥80μm）：1底1中2面，干膜总厚度应≥240μm。不锈钢外壁：表面不处理不防腐注：管道及管件包括直管段、弯管、弯头、三通、变径管等，下同。说明书文件号：腐-91259/明共28页第10页续表4.1.2-1井场管道、管件防腐结构序号防腐部位表面处理防腐层结构1不保温管道及管件外壁埋地不保温管道、管件外壁碳钢、双金属复合板/复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级⑴预制条件允许情况：直管段、冷弯管、热煨弯管、外防腐、补口结构同表4.1.1-1。⑵预制条件不允许情况：直管段、冷弯管、热煨弯管、补口处外防腐采用（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构—无溶剂环氧防腐层漆膜厚度不小于600µm→聚丙烯胶粘带（顺缠一道(搭接50%~55%)，胶带单层厚度≥1.1mm。总厚度≥2.8mm。预制条件允许情况：不锈钢外壁—喷砂除锈Sa2.5级。预制条件不允许情况：不锈钢外壁—采用磨料进行轻度喷射处理2立管出土段进、出地面部分（地下至地面以上200mm范围内管道）碳钢、双金属复合板/复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级⑴外防腐采用（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构—无溶剂环氧防腐层漆膜厚度不小于600µm→聚丙烯胶粘带（顺缠一道（搭接50%~55%），胶带单层厚度≥1.1mm。总厚度≥2.8mm。⑵耐候防护：再在管道出入地面上下各250mm范围内管段防腐层表面缠一层铝箔胶带进行耐候防护（顺缠一道（搭接50%~55%），胶带单层厚度≥0.8mm）。不锈钢外壁：采用磨料进行轻度喷射处理3保温、防烫管道、管件外壁保温、伴热、防烫管道、管件外壁碳钢、双金属复合板/复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)：2底2面，总干膜总厚度≥260μm。不锈钢外壁：采用磨料进行轻度喷射处理表4.1.2-2穿路套管防腐结构序号防腐部位喷砂除锈防腐层结构1穿路套管外壁Sa2.5级无溶剂环氧防腐层（4遍），防腐层厚度≥400μm。2穿路套管内壁说明书文件号：腐-91259/明共28页第11页表4.1.2-3需防腐的埋地阀门等异形件防腐结构序号防腐部位喷砂除锈防腐层结构1需防腐的埋地阀门、法兰及其连接构件埋地部位或其他需防腐的埋地异形件外表面不除锈，清除表面油污。采用粘弹体防腐材料+聚丙烯胶粘带结构复合结构：埋地阀门和异型件及其与管道连接处采用涂抹粘弹体防腐膏平滑过渡后，外表面顺缠一层粘弹体防腐胶带（搭接宽度宜为自身宽度的10%且不小于20mm，单层胶带厚度≥1.8mm）→再反缠一层聚丙烯胶粘带（搭接宽度50%~55%，单层胶带厚度≥1.1mm）。粘弹体胶带与阀门连接管道搭接不小于100mm。聚丙烯胶粘带覆盖粘弹体胶带并与连接管道防腐层搭接不小于100mm。4.2绝热结构4.2.1集输系统管道、管件保温结构表4.2.1-1穿越段套管内集输系统管道保温结构序号敷设方式介质温度绝热层结构保温层保护层1穿越段套管内DN150~DN450穿越段套管内管道保温采用硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温预制管。输送介质最高温度＜80℃或≥80℃时，保温管结构分别按GB/T50538-2020图4.0.1-1和图4.0.1-3执行。T=30-110℃保温层厚度如下：管道外径＜DN100时，保温层厚度40mm；DN100≤管道外径＜DN400时，保温层厚度50mm；DN400≤管道外径≤DN450时，保温层厚度60mm；保护层采用聚乙烯夹克，保护层厚度如下：40≤DN＜150保护层厚度≥1.4mm；150≤DN≤350保护层厚度≥1.6mm；DN＞350保护层厚度≥1.8mm。T=30-95℃、T=20-70℃保温层厚度如下：管道外径＜DN150时，保温层厚度40mm；DN150≤管道外径＜DN400时，保温层厚度50mm；DN400≤管道外径≤DN450时，保温层厚度60mm。注：集输系统穿越段保温管道外防腐采用3PP加强级。4.2.2井场管道绝热结构绝热结构主要包括保温、防烫结构。以下管道管径、介质温度暂按初设要求执行。说明书文件号：腐-91259/明共28页第12页表4.2.2-1井场管道、管件绝热结构序号敷设方式介质温度绝热结构保温层/防烫层保护层1埋地⑴预制条件允许情况：DN40及以上单管直管段、弯管、弯头--保温采用硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温预制管。保温层厚度如下：保护层采用聚乙烯夹克，厚度：DN40≤直径≤DN100，保护层厚度≥1.4mm；DN100＜直径≤DN350，保护层厚度≥1.6mm。DN350＜直径，保护层厚度≥1.8mm。T=40~120℃管道外径＜DN100时，保温层厚度40mm；DN100≤管道外径＜DN400时，保温层厚度50mm；DN400≤管道外径＜DN600时，保温层厚度60mm。⑵预制条件不允许情况及DN40以下单管直管段、弯管、弯头--保温采用硬质聚氨酯管壳/板材。保温层厚度如下：聚丙烯胶粘带：顺缠一道(搭接50%~55%)，(反缠一道（搭50%~55%)，胶带单层厚度≥1.1mm，总厚度≥4.4mm。T=40~120℃管道外径＜DN100时，保温层厚度40mm；DN100≤管道外径＜DN450时，保温层厚度50mm；DN450≤管道外径＜DN600时，保温层厚度60mm。2地面⑴管道保温采用憎水型复合硅酸盐板材/管壳。保温层厚度如下：保护层采用0.5mm厚镀锌铁皮。T=40~120℃保温采用憎水型复合硅酸盐管壳。管道外径＜DN25时，保温层厚度40mm；DN25≤管道外径＜DN100时，保温层厚度50mm；DN100≤管道外径＜DN350时，保温层厚度60mm；DN350≤管道外径＜DN600时，保温层厚度70mm。T=-5~40℃管道外径＜DN150时，保温层厚度40mm；DN150≤管道外径＜DN400时，保温层厚度50mm；DN400≤管道外径＜DN600时，保温层厚度60mm。⑵管道防烫采用憎水型复合硅酸盐板材/管壳。保温层厚度如下：保护层采用0.5mm厚镀锌铁皮。T=-5~120℃防烫层厚度30mm。3立管出土段进、出地面部分(地下至地面以上200mm范围内管道)保温采用硬质聚氨酯泡沫塑料管壳/板材。保温层厚度同埋地管道。⑴聚丙烯胶粘带：顺缠一道(搭接50%~55%)，(反缠一道（搭接50%~55%)，总厚度≥4.4mm。⑵聚丙烯胶粘带保护层外采用0.5mm厚镀锌铁皮。注：⑴输送介质最高温度＜80℃或≥80℃时，预制防腐保温管结构分别按GB/T50538-2020图4.0.1-1和图4.0.1-3执行。说明书文件号：腐-91259/明共28页第13页⑵井场保温、防烫管道、管件外防腐见表4.1.1-1，均采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)：2底2面，总干膜总厚度≥260μm。4.2.3补口结构（1）硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管及管件的补口结构包括防腐层补口—保温层补口—防护层补口。补口处防腐保温结构见表4.2.3-1。表4.2.3-1补口处防腐保温结构（预制直埋保温管及管件之间补口）序号管径范围补口处防腐保温结构1见具体设计文件防腐层补口除锈喷砂除锈Sa2.5级。防腐层保温管补口处防腐层：环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)：2底2面，总干膜总厚度≥260μm。2保温层补口采用聚氨酯泡沫模具现场发泡或硬质聚氨酯泡沫管壳捆扎，保温材料采用硬质聚氨酯泡沫塑料，保温层厚度同管体，密度≥60kg/m3。3防护层补口采用热缩带式补口（固定片型辐射交联聚乙烯热收缩补口带）。热收缩带规格：收缩后，热收缩带与两侧预制直埋保温管聚乙烯防护层搭接宽度≥100mm，周向搭接宽度＞80mm。厚度≥2.5mm基材≥1.0mm胶层≥1.5mm固定片管径＜DN200mm，宽度≥50mm，长度等于热收缩带收缩前宽度。（2）非预制直埋保温管及管件之间、非预制与预制直埋保温管及管件之间的补口结构包括防腐层补口—保温层补口—防护层补口。补口处防腐保温结构同非预制直埋保温管及管件本体，详见表4.1.1-1和表4.2.2-1。4.2.4阀门、法兰等绝热结构4.2.4.1地上阀门、法兰等绝热结构需保温且需经常拆卸检修的地上法兰、阀门等部位，采用可拆卸式金属盒保温。保温盒内部保温材料采用憎水型复合硅酸盐保温板材，保温层厚度同所连接的管线，保护层采用0.5mm厚镀锌铁皮。需防烫且需经常拆卸检修的采气树，采用可拆卸式金属盒防烫。防烫盒内部防烫材料采用憎水型复合硅酸盐保温板材，保温层厚度同所连接的管线，保护层采用0.5mm厚镀锌铁皮。说明书文件号：腐-91259/明共28页第14页表4.2.4-1地面阀门、法兰绝热结构安装位置保温/防烫结构保温层/防烫层保护层需保温且需经常拆卸检修的地上法兰、阀门保温采用可拆式金属保温盒，保温材料采用憎水型复合硅酸盐板材，保温层厚度同连接管线保温层厚度。保护层采用0.5mm厚镀锌铁皮。需保温的地面压力变送器、压力表（不含读数部分）采气树防烫采用阀门保温盒，防烫材料采用憎水型复合硅酸盐板材，厚度30mm。保护层采用0.5mm厚镀锌铁皮。注：需绝热（保温、防烫）的阀门、法兰规格、具体位置见工艺相关文件。4.2.4.2埋地阀门、法兰等保温结构需保温的埋地法兰、阀门保温采用硬质聚氨酯泡沫塑料保温板材，保温层厚度同所连接管道。保护层采用聚丙烯胶粘带表4.2.4-2埋地阀门、法兰绝热结构序号安装位置保温结构保温层保护层1需保温的埋地法兰、阀门保温材料采用硬质聚氨酯泡沫塑料保温板材，保温层厚度同所连接管道。聚丙烯胶粘带：顺缠一道(搭接50%~55%)，(反缠一道（搭50%~55%)，胶带单层厚度≥1.1mm，总厚度≥4.4mm。5技术指标5.1一般规定5.1.1应按设计要求的防腐绝热材料品种进行购料。5.1.2所用防腐保温材料应具备产品合格证及检测报告等产品质量证明文件，并应有通过计量认证的检验机构出具的检验报告，其质量应符合本设计文件4部分的规定。5.1.3涂料底漆、中间漆、面漆、固化剂、稀释剂等应互相匹配，并由同一供方供应。且生产厂或供货商应对所提供的底、面漆的配套性负责。底漆、中间漆、面漆颜色应有所区别。5.1.4材料包装上应标明产品名称、型号、净含量、生产单位、生产批号、生产日期和有效期。并附有出厂合格证及产品说明书。产品说明书内容应包括材料的适用范围、技术性能指标、储运要求、各组分的配合比例、涂料配置后的适用期、施工方式、施工环境、参考用量及其他注意事项。5.1.5运输过程中应采取必要的防护措施以避免材料的损伤。严禁剧烈碰撞，应防止雨淋、日光曝晒和包装件损坏，运输过程中不得与酸、碱等腐蚀性物品及柴草、纸张等易燃品混说明书文件号：腐-91259/明共28页第15页0版装，并应符合运输部门有关规定。5.1.6应按产品说明书所要求的条件存储材料，并在保质期内使用。5.1.7每种涂料使用前应经通过国家计量认证的第三方质量检验机构检验，每批到货的涂料产品应按现行国家标准《色漆、清漆和色漆与清漆用原材料取样》GB/T3186的规定进行抽样检验，检验结果应符合SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》第4.1.3~第4.1.5条的相应规定，抽样检查可不包括试验周期30d及以上的检验项目。当对涂料质量有怀疑或发生争议需要仲裁时，可对全部性能进行复验，复验应由通过计量认证的检验机构完成。5.1.8保温材料及其制品到达现场后应按SH/T3522-2017《石油化工绝热工程施工技术规程》的要求进行抽样检查；当对产品的内在质量有疑义时，应抽样送具有国家认证的检测机构检验。5.2技术要求5.2.1外防腐材料及其性能要求（1）挤压聚丙烯防腐层(3PP)防腐层材料性能指标、基材表面处理、预制防腐管管端预留长度、质量检验等要求应符合SY/T7041-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》的规定。（2）挤压聚丙烯防腐层(3PP)防腐层补口处无溶剂环氧防腐层的性能要求应满足SH/T3022-2019《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计标准》的规定。其余部位外防腐用无溶剂环氧防腐层的性能要求应满足SY/T6854-2012《埋地钢质管道液体环氧外防腐层技术标准》的规定。（3）固定片式辐射交联聚丙烯热收缩带的性能要求应不低于SY/T7041-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》的规定。（4）聚丙烯胶粘带的性能要求应满足SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》中表5.1.4-1~表5.1.4-2的规定。（5）铝箔胶带的性能要求应满足SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》中表5.1.4-10的规定。（6）粘弹体防腐材料及防腐体系的性能要求应满足SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》中表5.1.4-5~表5.1.4-7的规定。（7）环氧富锌底漆、环氧云铁中间漆、交联氟碳面漆、环氧酚醛底漆/面漆的性能要求应满足SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》表4.1.3-1、表4.1.3-3、表4.1.4-2、表4.1.5-1的规定。（8）环氧煤沥青涂料的性能要求应满足SY/T0447-2014《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层说明书文件号：腐-91259/明共28页第16页0版技术标准》中表3.2.2-1、表3.2.2-2的规定。5.2.2绝热材料及其性能要求⑴憎水型复合硅酸盐管壳/板材的性能要求应满足GB50264-2013《工业设备及管道绝热工程设计规范》的规定，其中密度满足上限要求。⑵复合硅酸盐保温涂料的性能要求应符合GB/T17371-2008《硅酸盐复合绝热涂料》表1中A等级的规定。⑶硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋防腐保温及管件、硬质聚氨酯泡沫塑料管壳/板材的性能要求应满足GB/T50538-2020《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》和GB50264-2013《工业设备及管道绝热工程设计规范》的规定。5.2.3绝热层捆扎材料及性能要求保温结构、防烫结构的捆扎材料采用镀锌钢带。镀锌钢带的规格及性能要求（执行标准）应满足GB/T2518-2019《连续热镀锌和锌合金镀层钢板及钢带》的要求。5.2.4保护层及其性能要求镀锌铁皮的性能要求应满足GB/T2518-2019《连续热镀锌和锌合金镀层钢板及钢带》、GB/T15675-2020《连续电镀锌、锌镍合金镀层钢板及钢带》的要求。5.2.5现场存放的防腐管/保温管两端应做好防水密封措施（由预制厂或施工单位完成）。6防腐层施工及检验6.1准备工作6.1.1涂装施工人员应经过技术培训合格后方可上岗。6.1.2施工单位应按设计要求准备好防腐涂料，备齐施工所需的设计文件，编写施工方案并进行会审。6.1.3所用材料使用前必须按有关标准进行抽检，各项技术指标必须符合本设计文件中第4部分的规定。6.1.4涂料供应方必须提供涂料施工使用指南，指南中应包括下列内容：（1）涂装前的基材处理要求。（2）防腐蚀涂层施工工艺。（3）涂料和涂层的检测手段及维护预案。6.1.5施工机具应安全可靠，并满足工艺要求。6.1.6防腐施工现场必须有完善、有效的消防措施。说明书文件号：腐-91259/明共28页第17页0版6.1.7防腐施工人员应配备防护工作服、防护（防毒）面具、防护鞋及防护手套等。施工现场还应备有防护药品。6.1.8当存在以下情况之一，且无有效防护措施时，不应进行施工：（1）雨、雾、雪、风沙天。（2）风力达到5级及以上。（3）相对湿度大于85%。（4）基材表面温度低于露点温度+3℃或材料要求的涂装温度。6.2表面处理要求6.2.1（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构的埋地管道外壁表面处理按SY/T6854-2012《埋地钢质管道液体环氧外防腐层技术标准》、SY/T0414-2017《钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》中的规定执行。6.2.2地上管道和绝热管道外壁（1）表面处理前应对不需要喷砂的表面进行妥善的保护。（2）表面处理之前，应对管道表面锐角、毛刺、焊接残留物等表面缺陷清理干净，被涂敷表面应光滑平整，局部凹凸和焊缝高度均不宜超过2mm。（3）表面处理前应对管道表面的浮锈、油脂、污物和积垢等进行清除。（4）基材表面应采用喷砂除锈，用于表面处理的磨料应能产生规定的锚纹深度，磨料在使用过程中应始终保持清洁、无油污、无污染并干燥。基材除锈等级应达到GB/T8923.1-2011《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清除原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级》中规定的Sa2.5级。只有在喷（抛）射处理无法到达的局部边角位置方可采用动力或手工工具进行表面处理，除锈等级应达到St3级。（5）表面处理的施工操作应执行SY/T0407-2024《涂装前钢材表面处理规范》中相关要求。（6）基材表面锚纹深度应符合涂料说明书的要求，若没有规定，表面锚纹深度宜为40~75μm。（7）喷(抛)射除锈后，应用清洁、干燥、无油污的压缩空气将表面吹扫干净，除去浮灰和磨料残渣。清洁度等级应达到GB/T18570.3-2005《涂敷涂料前钢材表面处理表面清洁度的评定试验第3部分：涂敷涂料前钢材表面的灰尘评定（压敏黏带法）》规定的3级。（8）除锈后的金属表面应尽快进行涂装施工，如果被涂敷表面被污染或返锈，应重新进行表面处理。（9）喷砂作业应远离或采取有效措施隔离喷漆作业处和新喷漆的表面。说明书文件号：腐-91259/明共28页第18页0版6.2.3预制防腐管表面处理三层结构挤压聚丙烯防腐层(3PP)外表面处理按SY/T7041-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》中的规定执行。6.3防腐层施工要求6.3.1在防腐层施工开始前，应进行工艺试验，确定防腐层施工工艺参数，防腐层质量应达到6.4的要求。6.3.2（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构防腐层施工（1）无溶剂环氧防腐层按照SY/T6854-2012《埋地钢质管道液体环氧外防腐层技术标准》进行施工并检验合格后，先去除无溶剂型环氧防腐层表面的灰尘和潮气，再进行聚丙烯胶粘带的施工。（2）聚丙烯胶粘带施工宜采用专用机具缠绕，缠绕时拉伸后的胶带宽度宜小于拉伸前的95%，施工时聚丙烯胶粘带宜先原位缠绕1圈再螺旋缠绕至规定厚度，最后再原位缠绕1圈，其余施工要求按SY/T0414-2017《钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》执行。6.3.3管道出入土段防腐层施工（1）采用三层结构挤压聚丙烯防腐层(3PP)的埋地立管：土壤界面管段埋地外防腐层应延伸至地上约200mm，外防腐层及补口结构、厚度见表4.1.1。（2）采用（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构的埋地立管：无溶剂环氧防腐层应涂敷至地面以上约200mm与地上管线防腐层搭接。涂敷无溶剂环氧防腐层前，应对地上管线搭接区域的防腐层进行打磨，并清除表面的灰尘和潮气。聚丙烯胶粘带宜由下向上缠绕至地坪以上约200mm，施工应符合6.3.2节的要求。（3）室外管道同时应在地面上下各250mm范围内缠一层铝箔胶带进行耐候防护，厚度≥0.8mm。6.3.4环氧煤沥青防腐层的防腐层施工要求环氧煤沥青防腐层的施工技术要求按SY/T0447-2014《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》中的规定执行。6.3.5地上管道外壁的防腐层施工要求（1）所采用的全部涂料都要用生产厂原有的、有清楚标识而且尚未开盖的容器来提供。涂料应在规定的温度下保存。不得使用超过储存期的涂料。（2）涂料在配制及涂敷前应进行充分搅拌或机械振动，使其混合均匀，并根据生产厂家使用说明书的要求进行熟化后方可使用。说明书文件号：腐-91259/明共28页第19页0版（3）应根据涂料使用说明书进行涂料的混合，如果必要，应按规定进行稀释或过滤。稀释剂的品种和用量必须遵循涂料生产厂家的要求。（4）涂覆表面在喷涂前应清洁、干燥、无尘。应在被喷涂表面返锈或再次污染前进行底漆涂装。如果被涂覆表面被污染或返锈，应重新进行表面处理。（5）若在施工过程中发现涂料出现胶凝、结块等现象时，应停止使用。（6）涂敷作业应按产品使用说明书和预先确定的施工方案进行，涂敷应均匀。一般情况下，涂敷方式采用喷涂，不便于喷涂的局部区域可采用刷涂。边角、焊缝、缝隙或小面积修补可采用刷涂。焊缝、边角及表面凹凸不平部位的防腐蚀涂层应重涂或增加涂敷遍数。（7）涂装间隔时间应符合产品说明书中的规定，若涂装间隔超过规定时间，应对涂层表面进行处理(如打毛)后才能进行下道涂层的施工。如果两次涂装间隔时间过长，涂层表面已经被污染，则涂装下一道涂层前应先清除表面杂质。（8）每遍涂层表干后，方可进行下一道涂层施工。（9）漆膜在干燥的过程中应保持周围环境的清洁，防止被灰尘、雨、水、雪等物污染。（10）每天所需涂料用量应根据当天的工作量进行配置，并在生产厂家所规定的使用期限内使用完毕。6.3.6（粘弹体防腐材料+聚丙烯胶粘带结构）防腐层施工采用粘弹体防腐材料+聚丙烯胶粘带结构时，宜先采用粘弹体膏对阀门、异型件的不规则部位、与管道连接处进行填充，形成圆滑过渡表面后，外表面再缠绕粘弹体胶带，缠绕时应保持胶带平整，粘弹体防腐胶带搭接宽度宜为自身宽度的10%且不小于20mm（单层胶带厚度≥1.8mm）。粘弹体胶带检测合格后再反缠一层聚丙烯胶粘带（搭接宽度50%~55%，单层胶带厚度≥1.1mm），聚丙烯胶粘带施工要求见6.3.1。6.3.7预制防腐管防腐层施工三层结构挤压聚丙烯防腐层(3PP)的工艺评定、防腐层涂覆等要求按SY/T7041-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》中的规定执行。6.3.8防腐层施工的其它要求见SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》、GB50726-2023《工业设备及管道防腐蚀工程技术标准》、SY/T7041-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》。6.4防腐层的质量检查6.4.1（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构防腐层质量检查（1）无溶剂环氧防腐层的质量检查应符合SY/T6854-2012《埋地钢质管道液体环氧外防腐层技术标准》的要求。说明书文件号：腐-91259/明共28页第20页0版（2）聚丙烯胶粘带施工完成24h后，应检测聚丙烯胶粘带对无溶剂环氧和背材的剥离强度，检测结果应符合SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》表5.1.4-1的要求。每班至少检测1次，若不合格加倍抽检，如仍有不合格时，则该班次为不合格。6.4.2管道出入土段防腐层质量检查（1）（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构的质量检查按5.4.1执行。（2）（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带复合结构+铝箔胶带）各部分防腐层的厚度应满足表3.0.1-1的要求。（3）防腐层出入地面的长度，应满足表3.0.1-1的要求。6.4.3环氧煤沥青防腐层的质量检查环氧煤沥青防腐层的检查要求按SY/T0447-2014《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》中的规定执行。6.4.4地上管道外壁的防腐层质量检查防腐蚀工程必须进行工序检查及竣工验收，每道工序检查合格后才能进行下道工序的施工。检查结果必须有记录和质检单位签证。（1）表面处理检查金属表面处理的除锈质量等级应符合本设计文件的规定。基材表面除锈等级、清洁度应分别按照GB/T8923.1-2011和GB/T18570.3-2005的规定进行检查和评定。基材表面锚纹深度检验宜采用锚纹深度（粗糙度）测量仪或锚纹深度测试纸进行测量。对检查中发现的达不到本设计文件要求的部位，应重新处理，直至合格。基体表面处理工程检查的数量应符合下列规定：表面处理面积小于或等于10m2，应抽查3处；当基体表面处理面积大于10m2时，每增加10m2，应多抽查1处，不足10m2时，按10m2计，每处测点不得少于3个，每处检查面积不小于0.01m2。（2）涂层外观检查用目测或5倍~10倍放大镜检查涂层外观，要求涂层表面应平整、光滑、色泽一致，不应有流挂、起皱、脱皮、返锈、漏涂、鼓泡、龟裂、发黏等缺陷存在。（3）厚度检查宜采用涂层测厚仪测定防腐层总干膜厚度，防腐层总干膜厚度应符合本设计文件的规定。每一检测结果超过规定厚度的3倍为不合格。涂层厚度的检查数量应符合下列规定：管道每80m抽测5处，不足80m时抽测3处，每处测点不得少于3个。（4）漏点检查说明书文件号：腐-91259/明共28页第21页0版所有涂覆表面应进行漏点检测，宜采用低压湿海绵检漏，检漏电压不超过100V，无漏点为合格。（5）附着力检查干膜厚度小于150μm的防腐层，宜采用现行国家标准GB/T9286-2021《色漆和清漆划格试验》规定的划格法对防腐层附着力进行检测，0级为合格；干膜厚度大于或等于150μm的防腐层，宜采用现行国家标准GB/T5210-2006《色漆和清漆拉开法附着力试验》规定的拉拔法进行检测：底漆为环氧类涂料的防腐层附着力≥8MPa，环氧酚醛涂料的防腐层附着力≥8MPa，其它涂料的检测值按SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》要求执行。检查数量：每100m2应抽测一处，不足100m2时仍抽测1处，每处测试3个数据，3个测试数据均应符合要求。（6）防腐层质量检查的其它要求见SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》。6.4.5（粘弹体防腐材料+聚丙烯胶粘带结构）防腐层质量检查（粘弹体防腐材料+聚丙烯胶粘带结构）防腐层质量检查按SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.3.9的规定执行。6.4.6预制防腐管质量检查三层结构挤压聚丙烯防腐层(3PP)的质量检查按SY/T7041-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》中的规定执行。6.5防腐层的修补、复涂及重涂6.5.1防腐层破损点和损伤部位应按下述要求进行修补：（1）修补使用的材料和涂层结构应与原主体防腐层相同。（2）修补前应将疏松或有缺陷的防腐层清理干净，搭接范围内防腐层应清洁、干燥，如已露基材，基材应除锈至GB/T8923.2-2008《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第2部分:已涂覆过的钢材表面局部清除原有涂层后的处理等级》中规定的PSa2.5级或PSt3级。（3）原防腐层的修补边缘应打磨成斜面，修补防腐层和原防腐层的搭接宽度应不小于50mm。（4）修补处防腐层固化后，应按照本说明书中5.4条相关规定对修补处进行防腐层厚度及漏点检查。6.5.2防腐层外观、厚度或漏点检测不合格时，应按本设计文件5.3和5.4的要求重新防腐。说明书文件号：腐-91259/明共28页第22页0版6.5.3防腐层附着力检查不合格时应按下述要求重新进行防腐：（1）必须将要重新防腐的部位的防腐层全部清理干净，应除锈至GB/T8923.2-2008《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第2部分:已涂覆过的钢材表面局部清除原有涂层后的处理等级》中规定的PSa2.5级。（2）按照本设计文件6.3部分规定的方法进行防腐施工。（3）重新防腐后按照本设计文件6.4部分的规定进行质量检查。7防腐层补口补伤要求7.1三层结构挤压聚丙烯防腐层补口、补伤7.1.1补口施工准备：（1）开工前，应编制补口施工工艺规程（APS），并按施工工艺规程进行工艺评定试验（PQT）验证。（2）补口施工工艺流程（APS）应根据设计要求，热收缩带使用说明书、标准规范要求和补口施工经验等进行编制。（3）补口施工工艺规程（APS）应通过工艺评定试验（PQT）进行验证。7.1.2补口要求（1）补口施工可以采用人工或机具安装方式。应采用无污染的加热方式对钢管表面补口部位进行加热，大口径管道宜采用机具加热方式。加热不应造成钢管表面污染，不应损坏管体防腐层。（2）应对焊口进行清理，环向焊缝及其附近的毛刺、焊渣、飞溅物、焊瘤等应清理干净。补口处的污物、油和杂质应清理干净；防腐层端部有翘边、生锈、开裂等缺陷时，应进行清理。（3）在进行表面磨料喷砂除锈前，应使用无污染的热源将补口部位的钢管预热至露点以上至少5℃的温度。（4）补口部位的喷砂除锈应采用适宜的磨料，粒度均匀，且应干燥、清洁、无杂质。补口部位的表面除锈等级应达到GB/T8923.1-2011规定的Sa2.5级，锚纹深度应达到40μm～90μm。除锈后应清除表面灰尘，表面灰尘度等级应不低于现行国家标准GB/T18570.3规定的3级。（5）补口部位钢管表面处理与补口施工间隔时间不宜超过2h，表面返锈时，应重新进行表面处理。说明书文件号：腐-91259/明共28页第23页0版（6）补口搭接部位的聚丙烯层应打磨至表面粗糙，粗糙程度应符合热收缩带使用说明书的要求。（7）按热收缩带产品说明书的要求控制预热温度。加热后应采用接触式测温仪或经接触式测温仪校准的红外线测温仪测温，应至少分别测量补口部位钢管表面、聚丙烯防腐层表面周向均匀分布4个点的温度，结果均应符合产品说明书的要求。用红外测温仪测温时，应根据校准结果对测量的数据进行修正。（8）应根据产品使用说明书和补口施工工艺规程的要求调配底漆并均匀涂刷，底漆的干膜厚度应不小于200μm。（9）热收缩带加热，宜控制火焰强度，缓慢加热，不应对热收缩带上任意一点长时间烘烤。收缩过程中用指压法检查胶的流动性，手指压痕应自动消失。（10）收缩后，热收缩带与聚丙烯层搭接宽度应不小于100mm。应采用固定片固定，周向搭接宽度应不小于80mm。7.1.3补口质量检验补口质量应检查外观、漏点及剥离强度等三项内容，检验宜在补口安装24h后进行：（1）外观检查：补口的外观应逐个目测检查，热收缩带表面应平整；无皱折、无气泡、无空鼓、无烧焦炭化等现象；热收缩带周向应有胶粘剂均匀溢出。固定片与热收缩带搭接部位的滑移量不应大于5mm。（2）漏点检验：每一个补口均应用电火花检漏仪进行漏点检查，检漏电压15kV，以无漏点为合格。若有漏点，应重新补口并检漏，直至合格。（3）剥离强度检验：补口后热收缩带的剥离强度参考GB/T23257-2017附录K规定的方法进行检测。检测时的管体温度宜为15℃～25℃。对钢管和聚丙烯防腐层的剥离强度都应不小于50N/cm并80%表面呈内聚破坏，当剥离强度超过100N/cm时，可以呈界面破坏，剥离面的底漆应完整附着在钢管表面。每100个补口至少抽测一个口，如不合格，应加倍抽测。若加倍抽测仍有不合格时，则对应的100个补口应全部返修。7.1.4补伤要求：（1）对小于或等于30mm的损伤，采用辐射交联聚丙烯补伤片修补，补伤片的性能应达到对热收缩带的规定，补伤片对聚乙烯的剥离强度应不低于50N/cm。（2）修补时，先除去损伤部位的污物，并将该处的聚丙烯层打毛。然后将损伤部位的聚乙烯层修切成圆形，边缘应倒成钝角。在孔内填满与补伤片配套的胶粘剂，然后贴上补伤片，补伤片的大小应保证其边缘距聚丙烯层的孔洞边缘不小于100mm。贴补时，应边加热边用辊子滚压或戴耐热手套用手挤压，排出空气，直至补伤片四周胶粘剂均匀溢出。说明书文件号：腐-91259/明共28页第24页0版（3）对大于30mm的损伤，先除去损伤部位的污物，并将该处的聚丙烯层打毛，并将损伤部位的聚丙烯层修切成圆形，边缘应倒成钝角。在孔内填满与补伤片配套的胶粘剂，然后贴上补伤片。最后，在修补处包覆一条热收缩带，包覆宽度应比补伤片的两边至少各大50mm。（4）对于直径不超过10mm的漏点或损伤，且损伤深度不超过管体防腐层厚度的50％时，可用生产厂提供的配套的聚丙烯粉末或热熔修补棒修补。7.1.5补口、补伤的质量检查及其它要求按SY/T7041-2016《钢质管道聚丙烯防腐层技术规范》执行。7.2其它防腐层补口、补伤7.2.1（无溶剂环氧防腐层+聚丙烯胶粘带）复合结构防腐层的补口补伤处防腐层结构、施工要求与直管段相同，应符合6.3.2的规定。无溶剂环氧防腐层相互搭边应不小于50mm，聚丙烯胶粘带与主管防腐层搭边应不小于100mm。聚丙烯胶粘带缠绕施工时，宜先原位缠绕2圈再螺旋缠绕，缠绕完成再原位缠绕2圈。7.2.2环氧煤沥青防腐层的补口补伤要求按SY/T0447-2014《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》中的规定执行。7.2.3其余管道外防腐层补口补伤材料与管本体相同，其防腐等级不得低于管本体的要求。7.2.4防腐层补口补伤的其他要求见SY/T7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》。8绝热层施工及检验8.1施工前要求8.1.1绝热工程施工前应做好以下准备工作：（1）设计文件及有关技术文件齐全，施工图已经会审。（2）施工组织设计或施工方案已批准，技术及安全交底已经完成，（3）施工人员进行安全教育和技术培训，且经考核合格。（4）已办理绝热工程开工手续。（5）已制定相应的安全应急预案。（6）绝热用材料已按以下要求进行到货检验：a有有效的合格证及批量试验报告单，性能应符合本设计文件的规定；b品种规格应符合设计要求；c表面应平整、光滑，尺寸误差应符合产品标准；说明书文件号：腐-91259/明共28页第25页d同规格每10箱抽查2箱，如不合格再抽检2箱。又有40%不合格则该批材料部合格。（7）绝热层、防护层材料及其制品所使用的辅助材料应准备齐全。8.1.2绝热工程施工前，应具备以下条件：（1）管道防腐已完成并检验合格。（2）施工现场已有完备的安全设施、消防用具及劳保用品。8.1.3施工前应清除管道外表面的污垢和油灰，并保证表面干燥。8.2管道、管件、法兰及阀门保温施工技术要求8.2.1埋地预制保温管道及管件施工技术要求（1）保温结构埋地硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋防腐保温及管件的保温层及防护层厚度见具体设计文件。（2）补口结构及施工要求补口结构及施工要求见腐-91262《硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管及管件保温层补口通用技术要求》。（3）埋地保温管现场安装完后，必须对保温材料裸露处进行防水密封处理。8.2.2其余管道及管件保温施工技术要求（1）保温结构地上单管保温采用憎水型复合硅酸盐管壳/板材，保护层采用镀锌铁皮；埋地单管保温采用硬质聚氨酯泡沫塑料管壳，保护层采用聚丙烯胶粘带，保护层总厚度≥4.4mm。保温层厚度见具体设计文件。（2）保温层施工①先将保温管壳/板材对扣在需保温管道外壁上，然后用镀锌钢带进行绑扎。保温捆扎材料规格宜按表8.2-1选用。表8.2-1保温捆扎材料规格序号材料标准规格使用范围1镀锌钢带GB/T2518-2019《连续热镀锌和锌合金镀层钢板及钢带》12×0.5（宽×厚）D1≤100020×0.5（宽×厚）D1＞1000注：表中D1表示保温层外径。②不得采用螺旋式缠绕捆扎，硬质绝热材料的绑扎间距不应大于300mm，软质绝热材料的绑扎间距不应大于200mm，每块绝热制品上的捆扎不得少于2道，对有震动的部位应加强捆扎。说明书文件号：腐-91259/明共28页第26页0版③保温层表面应进行找平和严缝处理，同层应错缝，接缝宽度不应大于5mm。如果表面成型不好可以用复合硅酸盐涂料抹面，抹面厚度不宜超过10mm。接缝处的缺口可用复合硅酸盐涂料填充。（3）保护层施工①地上保温管道保护层为镀锌铁皮，安装要求如下：保护层纵缝采用搭接，搭接尺寸不得少于30mm，搭接缝宜采用自攻螺钉固定，螺钉间距为150mm～200mm。环缝采用R4半圆扣合，搭接时一段应压出凸筋，搭接尺寸不得少于50mm。②埋地保温管道外护层采用聚丙烯胶粘带，安装要求如下：顺缠一道，搭接50%~55%，再反缠一道，搭接50%~55%，单层胶带厚度≥1.1mm，保护层总厚度≥4.4mm。（4）地上管道的保温层、保护层补口结构和材料以及施工要求与管道本体相同。（5）当天施工完的保温层宜当天完成保护层的施工，否则应采取临时防潮防雨措施。（6）已完成保护层施工的管道，不得踩踏或在其上堆放物品；不可避免时应采取临时防护措施。（7）管道保温施工的其它要求应符合SH/T3522-2017《石油化工绝热工程施工技术规程》、GB50126-2008《工业设备及管道绝热工程施工规范》的规定。8.2.3地面可拆卸式保温盒施工技术要求（1）需保温且需拆卸检修的地上法兰、阀门等部位，采用可拆卸式金属保温盒保温。需保温的地上压力变送器、压力表采用可拆卸式金属盒保温（不含读数部分）。保温盒内部保温材料采用憎水型复合硅酸盐保温板材，保温层厚度同所连接的管线，保护层为镀锌铁皮。（2）保温施工要求：①可拆卸式金属保温盒在预制时应制作成对称的两半，里层加设铁丝网，保温板置于铁丝网及保护层之间。②法兰保温盒应为圆形由两半组成。阀门保温盒为两个上方下半圆形，上至阀杆密封处，下至阀体最低点，安装时两端与管道保温保护层铁皮搭接长度不小于30mm。③金属保护盒下料尺寸的确定应保证其最低保温层厚度不小于管道主体的保温厚度。里层加设铁丝网时，应在保温层压实后，将尖钉倒扣铁丝网，使保温制品紧贴在金属保护层上。④可拆卸式保温盒安装时，法兰保温盒圆弧接口和阀门保温盒上、下接口用30～35mm的插条连接，插条以外的接口采用联合角与平口插接。保温盒两端与管道保温保护层搭接20mm。保温施工完毕后，在铆钉和铁皮连接处用防水密封胶密封。说明书文件号：腐-91259/明共28页第27页0版⑤法兰或法兰连接的阀门应留设螺栓拆卸距离。⑤可拆卸式法兰保温盒、阀门保温盒结构示意图见SH/T3522-2017《石油化工绝热工程施工技术规程》图10.3.7~图10.3.8。⑦需保温的阀门或法兰的保温施工应在强度试验和泄漏型试验后进行。（3）阀门、法兰的可拆卸式保温盒施工的其它要求应符合SH/T3522-2017《石油化工绝热工程施工技术规程》的规定。8.2.4埋地阀门、法兰保温施工技术要求埋地阀门、法兰保温采用硬质聚氨酯泡沫塑料板材，保温层厚度同连接管道。保护层采用聚丙烯胶粘带，顺缠一道，搭接50%~55%，再反缠一道，搭接50%~55%，单层胶带厚度≥1.1mm，保护层总厚度≥4.4mm。8.3绝热工程的质量检查8.3.1绝热工程必须进行工序检查及竣工验收，每道工序检查合格后才能进行下道工序的施工。8.3.2绝热层、保护层的检查数量应符合下列规定：（1）管道每50m抽查3处，当工程量不足50m的保温工程宜应抽查3处，每处检查布点不应少于3个，同一管道的长度超过500m时，取样检查处的间距可适当增大。（2）可拆卸式绝热层的检查数量为每50个或不足50个均应抽查3个。（3）当质量检查中有一处不合格时，应在不合格处附近加倍取点复查，仍有1处不合格时，应认定该处为不合格。8.3.3管道绝热结构固定件及绝热层的质量检查，应符合下列要求：（1）绝热层的支承件不得外露，位置设置应正确，其安装间距和宽度应符合设计要求。（2）绝热层安装厚度应符合设计要求，施工过程中随时对厚度检查。竣工后采用针形厚度针或钢针垂直刺入绝热层，直达绝热壁面深度，测量读数精确到1mm，安装厚度应符合设计要求。（3）拼缝应规则，错缝应整齐，表面应平整，保温层拼缝宽度不得大于5mm；（4）绝热层应捆扎牢固，并应无松脱，铁丝头应扳平嵌入绝热层内。捆扎间距符合设计文件要求，间距均匀，外观平整。每块绝热制品上的捆扎件不少于2道，不得螺旋式缠绕捆扎。8.3.4保护层应符合下列规定：（1）保护层的环向、纵向接缝必须上搭下，金属保护层环向接缝和纵向接缝应相互垂直；（2）保护层的外观应无松脱、翻边、豁口、翘缝和明显的凹坑，外观应整齐美观；说明书文件号：腐-91259/明共28页第28页0版（3）金属保护层的搭接应均匀严密、整齐美观。金属保护层环向搭接尺寸不得少于50mm，纵向搭接尺寸不得少于30mm。（4）保护层的平整度应用1m长靠尺和楔形塞尺进行检查，金属保护层的允许偏差为3mm，包缠型保护层的允许偏差为4mm。（5）金属保护层的椭圆度（长短轴之差）不得大于8mm。8.3.5绝热层和保护层的质量检查其它要求参照GB/T50185-2019《工业设备及管道绝热工程施工质量验收标准》中的有关规定执行。9埋地管道防腐层检测及验收9.1埋地管道防腐层完整性检测线路管道下沟前，应用电火花检漏仪对管线外防腐层全部进行检漏，工艺直管防腐层和补口防腐层检漏电压为15kV。热煨弯管管体防腐层检漏电压4kV。如有漏点应进行修补至合格，并填写记录。根据《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2014）的相关规定，管沟回填土自然沉降密实后，需对管道进行地面检漏。对全段埋地管道防腐层进行地面检漏，并对所有发现的漏点进行修补至合格。可采用交流电流衰减法（PCM）或交流地电位梯度法（ACVG）相结合的方式进行检测，检测方法应符合《埋地钢质管道腐蚀防护工程检验》（GB/T19285-2014）的相关规定。检测的主要项目包括防腐层破损点的准确位置和相关信息（里程、参照物情况描述），对检出的漏点应在地面做出清晰的标识，并做好相应记录。9.2验收工程竣工验收执行《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2014）。10卫生、安全和环境保护作业场所符合职业健康和安全环保的要求，安全应急预案必须已制定并批准。施工前应有完备的动火施工安全保证措施，经相部门批准后方可施工。设计证书编号A123001326勘察证书编号B123001326机械室资料图纸目录文件号：腐-91261/目大庆升平储气库工程（地面工程）站外集输系统集输系统管道防腐保温项目号：W(21)2911GY002-01共1页第1页0版日期：20250420阶段：施工图序号文件号名称版次自然张数折合1#图纸备注1腐-91261/明说明书060.752腐-91261/目目录010.125属腐-91257/分目小计70.875复用设计1腐-91259/目集输系统、井场管道、阀门防腐绝热010.125通用技术要求2腐-91262/目硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管及管010.125件补口通用技术要求小计20.25编制校对审核大庆油田设计院有限公司DAOINOLPELDCESIGNINSTITUTECO.LTD设计证书编号A123001326勘察证书编号B123001326机械室说明书文件号：腐-91261/明大庆升平储气库工程（地面工程）站外集输系统集输系统管道防腐保温项目号：W21）2911GY002-01共6页第1页0版日期：20250420阶段：施工图目录1设计依据及内容22设计内容....43防腐保温结构.....43.1防腐层结构..43.2保温结构...54其他要求....6编制校对审核审定级藏曾完来刘庆活祥刚说明书文件号：腐-91261/明共6页第2页1设计依据及内容1.0.1根据加工专业、给排水专业提供的设计条件表，对集输系统管道进行防腐保温设计，具体内容如下：表1.0.1-1加工专业--设计范围序号所属井场起点终点管道名称直径φ(mm)长度L(m)运行温度敷设方式备注1A+B井场A井场集注站采气管道（双金属复合管道）457449130～110℃埋地外防腐，等级公路穿越段套管内需要保温。注气管道(碳钢管道)32544912B井场B井场A井场到集注站管道采气管道（不锈钢）3565130～110℃埋地外防腐。T接管道。注气管道(碳钢管道)273513SPKH10井场SPKH10井场集注站采气管道（双金属复合管道）356273430～110℃埋地外防腐。注气管道(碳钢管道)273273430～95℃外防腐。4D井场D井场SPKH10井场到集注站管道采气管道(不锈钢）32516730～110℃埋地外防腐，T接管道。注气管道(碳钢管道)16816730～95℃5C井场C井场集注站采气管道（双金属复合管道）457261630～110℃埋地外防腐。注气管道(碳钢管道)273261630～95℃外防腐。6SPKH13井场SPKH13井场C井场到集注站采气管道（不锈钢）1683030～110℃埋地外防腐。T接管道。注气管道(碳钢管道)893030～95℃7SPKH28井场SPKH28井场SPKH22井场注采同管（双金属复合管道）27393430～110℃埋地外防腐。说明书文件号：腐-91261/明共6页第3页续表1.0.1-1加工专业--设计范围序号所属井场起点终点管道名称直径φ(mm)长度L(m)运行温度敷设方式备注8SPKH22井场F井场SPKH28到F井场管道注采同管（双金属复合管道）273140130～110℃埋地外防腐。9F井场F井场集注站采气管道（双金属复合管道）457160630～110℃埋地外防腐。注气管道(碳钢管道)325160630～95℃外防腐。10E井场E井场F井场到集注站管道采气管道（不锈钢）3258530～110℃埋地外防腐，T接管道。注气管道(碳钢管道)1688530～95℃11无气田集气干线集注站采气管道(碳钢管道)27318230～30℃埋地外防腐。12无升深二集气站F井场到集注站管道集气管道（双金属复合管道）11437620～70℃埋地外防腐保温，T接管道，全线保温。注：集注站新建1条管道，与已建升深一到升平阀室集气干线管道（气田集气干线）连接。表1.0.2-1给排水专业--设计范围序号管道名称直径φ(mm)长度L(m)运行温度敷设方式备注1穿路套管Φ323.9×7.1埋地防腐1.0.2沿线土的腐蚀性评价（1）拟建双向输气管道经过区域地下水埋藏较浅，地下水类型为第四系松散孔隙潜水。主要补给来源为大气降水，地下水位年变幅1.00m左右。管线经过冲积平原地区低洼地段地下水位一般1.20～2.90m，局部地段有地表水，管沟开挖成沟将存在一定难度，需采取一定的抽排水措施。根据本工程单出图工点试验成果并结合当地工程经验，地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋混凝土结构中钢筋具微腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。（2）根据双向输气管道的地质报告，所在区域一般地段土壤视电阻率为8.29～33.91(Ω.m)，管道沿线土壤对钢质管道为强~中等腐蚀性。1.0.3其它基础资料见腐-91259《集输系统、井场管道、阀门防腐绝热通用技术要求》。说明书文件号：腐-91261/明共6页第4页2设计内容本文件适用于集输系统管道的防腐保温，设计范围如下：（1）防腐层结构（2）保温结构（3）其他要求3防腐保温结构3.1防腐层结构集输系统管道、管件防腐层结构表3.1-1集输系统管道、管件外防腐结构（含穿越段套管内集输系统管道）序号防腐部位喷砂除锈防腐层及补口结构1井场至集注站的埋地注气、采气管道、管件外壁（30~110℃）直管段、冷弯管管道外壁碳钢、双金属复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级不锈钢外壁：喷砂除锈Sa2.5级⑴外防腐：采用挤压聚丙烯防腐层三层结构(3PP)加强级。管端预留长度应满足焊接及检测的要求，管道及管件焊缝需采用PAUT检测时，管端预留长度为150mm。不采用PAUT检测时，管道及管件公称直径小于500mm的管端预留长度：100mm～110mm；公称直径大于等于500mm的管端预留长度：140mm～150mm。聚丙烯层端面应形成小于或等于30°的倒角。聚丙烯层端部外宜保留不超过20mm的环氧粉末涂层。防腐层厚度见表4.1.1-2。⑵直管段之间、直管段与冷弯管之间补口：采用“无溶剂环氧底漆+固定片式辐射交联聚丙烯热收缩带”。无溶剂环氧底漆厚度≥200µm。热收缩带与聚丙烯层搭接宽度≥100mm，周向搭接宽度应≥80mm，热收缩带厚度≥2.5mm。热煨弯管及管件外壁碳钢、双金属复合管外壁：喷砂除锈Sa2.5级不锈钢外壁：采用磨料进行轻度喷射处理⑴外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)：2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度应满足焊接及检测的要求,管道及管件焊缝需采用PAUT检测时，管端预留长度为150mm。不采用PAUT检测时，管道及管件公称直径小于500mm的管端预留长度：100mm～110mm；公称直径大于等于500mm的管端预留长度：140mm～150mm。⑵直管段与热煨弯管之间补口：采用“无溶剂环氧底漆+固定片式辐射交联聚丙烯热收缩带”。无溶剂环氧底漆厚度≥200µm。热收缩带与聚丙烯层搭接宽度≥100mm，周向搭接宽度应≥80mm，热收缩带厚度≥2.5mm。热煨弯管及管件外壁说明书文件号：腐-91261/明共6页第5页注：⑴需要焊后热处理的预制防腐管，管端预留长度600mm～610mm，或者根据焊接工艺评定确定。经设计同意，也可按类似工况的管端预留长度进行调整。根据管端实际预留长度，埋地的预制防腐管补口采用2个或多个固定片式辐射交联聚丙烯热收缩带搭接补口，搭接要求同表4.1.1-1。后同。⑵管道及管件包括直管段、弯管、弯头、三通、变径管等，后同。表3.1-2挤压聚丙烯防腐层三层结构(3PP)防腐结构钢管直径（mm）喷砂除锈环氧涂层（μm）胶粘剂层（μm）防腐层最小厚度（mm）加强级（G）DN≤100Sa2.5级≥150≥170≥2.5100＜DN≤250≥2.7250＜DN＜500≥2.9500≤DN＜800Sa2.5级≥3.2DN＞800≥3.7表3.1-3穿路套管防腐结构序号防腐部位喷砂除锈防腐层结构1穿路套管外壁Sa2.5级无溶剂环氧防腐层（4遍），防腐层厚度≥400μm。2穿路套管内壁3.2保温结构3.2.1穿越段套管内集输系统管道、T接管道保温结构表3.2.1-1穿越段套管内集输系统管道、T接管道保温结构序号敷设方式介质温度绝热层结构保温层保护层1穿越段套管内管道、T接管道DN150~DN450穿越段套管内管道保温采用硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温预制管。输送介质最高温度＜80℃或≥80℃时，保温管结构分别按GB/T50538-2020图4.0.1-1和图4.0.1-3执行。T=30-110℃保温层厚度如下：管道外径＜DN100时，保温层厚度40mm；DN100≤管道外径＜DN400时，保温层厚度50mm；DN400≤管道外径≤DN450时，保温层厚度60mm。保护层采用聚乙烯夹克，保护层厚度如下：40≤DN＜150保护层厚度≥1.4mm；150≤DN≤350保护层厚度≥1.6mm；DN＞350保护层厚度≥1.8mm。T=30-95℃、T=20-70℃保温层厚度如下：管道外径＜DN150时，保温层厚度40mm；DN150≤管道外径＜DN400时，保温层厚度50mm；DN400≤管道外径≤DN450时，保温层厚度60mm；注：集输系统穿越段保温管道、T接管道指(升深二集气站至F井场到集注站管道)F井场到集注站保温管道外防腐采用3PP加强级。3.2.2补口结构说明书文件号：腐-91261/明共6页第6页硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管及管件的补口结构包括防腐层补口—保温层补口—防护层补口。补口处防腐保温结构见表3.2.2-1。表3.2.2-1补口处防腐保温结构序号管径范围补口处防腐保温结构1见具体设计文件防腐层补口除锈喷砂除锈Sa2.5级。防腐层保温管补口处防腐层采用环氧酚醛底漆(≥150μm)+环氧酚醛面漆(≥150μm)：2底2面，总干膜总厚度≥300μm。2保温层补口采用聚氨酯泡沫模具现场发泡或硬质聚氨酯泡沫管壳捆扎，保温材料采用硬质聚氨酯泡沫塑料，保温层厚度同管体，密度≥60kg/m3。3防护层补口采用热缩带式补口（固定片型辐射交联聚乙烯热收缩补口带）。热收缩带规格：收缩后，热收缩带与两侧预制直埋保温管聚乙烯防护层搭接宽度≥100mm，周向搭接宽度＞80mm。厚度≥2.5mm基材≥1.0mm胶层≥1.5mm固定片管径≥DN200mm，宽度≥100mm，长度等于热收缩带收缩前宽度。管径＜DN200mm，宽度≥50mm，长度等于热收缩带收缩前宽度。4其他要求作业场所符合职业健康和安全环保的要求，安全应急预案必须已制定并批准。防腐保温材料技术指标、施工及检验、补口补伤等要求见站外集输系统部分腐-91259《集输系统、井场管道、阀门防腐绝热通用技术要求》、腐-91262《硬质聚氨酯泡沫塑料预制直埋保温管及管件补口通用技术要求》。DQSP储气库项目 采购最高限价表序号采购计划编号物资编码（15位）物资名称规格型号技术要求及质量标准计量单位采购数量含税单价含税金额备注11000444759A53060103000057复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 87° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L1.母管L450Q材质质量要求：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10，附试验报告。2.热煨弯管应符合《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》（GB/T35067-2018）规定要求；3.防腐要求：外壁喷砂除锈：Sa2.5级；外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)，2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度为150mm。4.防腐漆性能要求应满足SY/T 7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.壁厚符合 GB/T 12459-2017 附录 B 的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于 30 度个1353094.00 353094.00 21000444759A53060103000058复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 74° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1268136.56 268136.56 31000444759A53060103000059复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 72° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1264673.00 264673.00 41000444759A53060103000060复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 67° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1256006.00 256006.00 51000444759A53060103000061复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 64° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个2250804.18 501608.36 61000444759A53060103000082复合特殊度数弯头DN450 20mm 3mm 59°对焊GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L1.母管L450Q材质质量要求：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10，附试验报告。2.热煨弯管应符合《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》（GB/T35067-2018）规定要求；3.防腐要求：外壁喷砂除锈：Sa2.5级；外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)，2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度为150mm。4.防腐漆性能要求应满足SY/T 7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.壁厚符合 GB/T 12459-2017 附录 B 的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于 30 度个1242137.18 242137.18 71000444759A53060103000062复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 51° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1228268.36 228268.36 81000444759A53060103000063复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 47° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1220478.09 220478.09 91000444759A53060103000064复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 45° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1212368.55 212368.55 101000444759A53060103000065复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 38° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1183985.19 183985.19 111000444759A53060103000066复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 37° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L1.母管L450Q材质质量要求：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10，附试验报告。2.热煨弯管应符合《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》（GB/T35067-2018）规定要求；3.防腐要求：外壁喷砂除锈：Sa2.5级；外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)，2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度为150mm。4.防腐漆性能要求应满足SY/T 7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.壁厚符合 GB/T 12459-2017 附录 B 的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于 30 度个1179930.43 179930.43 121000444759A53060103000067复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 36° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1175875.66 175875.66 131000444759A53060103000068复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 33° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1163711.36 163711.36 141000444759A53060103000069复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 22° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1108001.38 108001.38 151000444759A53060103000070复合特殊度数弯头 DN450 20mm 3mm 7° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个151998.76 51998.76 161000444759A53060103000071复合特殊度数弯头 DN350 17mm 3mm 87° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L1.母管L450Q材质质量要求：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10，附试验报告。2.热煨弯管应符合《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》（GB/T35067-2018）规定要求；3.防腐要求：外壁喷砂除锈：Sa2.5级；外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)，2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度为150mm。4.防腐漆性能要求应满足SY/T 7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.壁厚符合 GB/T 12459-2017 附录 B 的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于 30 度个1287556.01 287556.01 171000444759A53060103000083复合特殊度数弯头DN350 17mm 3mm 75°对焊GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1203692.96 203692.96 181000444759A53060103000084复合特殊度数弯头DN350 17mm 3mm 65°对焊GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1205398.00 205398.00 191000444759A53060103000072复合特殊度数弯头 DN350 17mm 3mm 51° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1177806.40 177806.40 201000444759A53060103000073复合特殊度数弯头 DN350 17mm 3mm 47° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L1.母管L450Q材质质量要求：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10，附试验报告。2.热煨弯管应符合《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》（GB/T35067-2018）规定要求；3.防腐要求：外壁喷砂除锈：Sa2.5级；外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)，2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度为150mm。4.防腐漆性能要求应满足SY/T 7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.壁厚符合 GB/T 12459-2017 附录 B 的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于 30 度个1165612.00 165612.00 211000444759A53060103000074复合特殊度数弯头 DN350 17mm 3mm 38° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1138174.60 138174.60 221000444759A53060103000075复合特殊度数弯头 DN350 17mm 3mm 36° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1132077.40 132077.40 231000444759A53060103000076复合特殊度数弯头 DN350 17mm 3mm 26° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个191911.74 91911.74 241000444759A53060103000077复合特殊度数弯头 DN250 22mm 3mm 84° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L1.母管L450Q材质质量要求：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10，附试验报告。2.热煨弯管应符合《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》（GB/T35067-2018）规定要求；3.防腐要求：外壁喷砂除锈：Sa2.5级；外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)，2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度为150mm。4.防腐漆性能要求应满足SY/T 7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.壁厚符合 GB/T 12459-2017 附录 B 的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于 30 度个1153971.80 153971.80 251000444759A53060103000078复合特殊度数弯头 DN250 22mm 3mm 80° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1147454.06 147454.06 261000444759A53060103000085复合特殊度数弯头DN250 22mm 3mm 75°对焊GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1139306.88 139306.88 271000444759A53060103000086复合特殊度数弯头DN250 22mm 3mm 68°对焊GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1110236.80 110236.80 281000444759A53060103000087复合特殊度数弯头DN250 22mm 3mm 58°对焊GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个1103641.58 103641.58 291000444759A53060103000088复合特殊度数弯头DN250 22mm 3mm 48°对焊GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L1.母管L450Q材质质量要求：夏比冲击试验温度-20℃，每组三个试样平均值不低于73J、单个试样最小值不低于55J。硬度应不大于248HV10，附试验报告。2.热煨弯管应符合《石油天然气工业用耐腐蚀合金复合弯管》（GB/T35067-2018）规定要求；3.防腐要求：外壁喷砂除锈：Sa2.5级；外防腐：采用环氧酚醛底漆(≥130μm)+环氧酚醛面漆(≥130μm)，2底2面，总干膜总厚度≥260μm。管端预留长度为150mm。4.防腐漆性能要求应满足SY/T 7036-2016《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》5.壁厚符合 GB/T 12459-2017 附录 B 的最小壁厚要求；采用带折边异径管，且半锥角不大于 30 度个190749.74 90749.74 301000444759A53060103000079复合特殊度数弯头 DN250 22mm 3mm 38° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个174883.72 74883.72 311000444759A53060103000080复合特殊度数弯头 DN250 22mm 3mm 33° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个170870.55 70870.55 321000444759A53060103000081复合特殊度数弯头 DN250 22mm 3mm 26° 对焊 GB/T 35067 GB/T 9711 L450Q PSL2 316L个157841.58 57841.58 金额合计：5761458.70 最高限价构成：包含货款、13%增值税、坡口加工费、运费、装卸费、包装费、运输费、满足图纸要求产生的费用以及货物落地用户单位指定地点前所发生的一切费用，买方不再另行支付其它费用。

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投标 / 标书制作要点（原创）

本DQ 复合弯管涉及「招标公告」，投标方需重点关注：① 营业执照经营范围须含招标公告或对应服务类目；② 提供同类项目业绩证明；③ 报价方案与售后响应须明确；④ 紧盯投标截止与开标节点，建议提前完成标书制作与盖章。当地项目常要求本地化服务能力与快速响应，务必在投标文件中凸显。

标书制作联系冯经理：17551026086