天然气管道防腐报告

天然气管道防腐报告（共6篇）

篇1：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。

篇2：天然气管道防腐报告

（山东实华天然气有限公司 山东青岛）

摘 要：阴极保护技术根据保护电流的供给方式，可分为牺牲阳极法和强制电流法两种保护方法。采用牺牲阳极法的主要优点有：无需外部电源、对外界干扰少、安装维护费用低、无需征地或占用其它建构筑物、保护电流利用率高等。采用管道外防腐绝缘层与阴极保护的联合使用是最经济、最合理的防腐蚀措施。

关键词：长距离；埋地管道；腐蚀原因；防腐绝缘层；阴极保护；联合使用

目前石油、燃气资源的输送主要依靠长距离埋地管道来实现，这些管道埋设于地下，长期受到外部土壤和内部介质的强烈腐蚀而经常发生腐蚀泄漏事故，常常导致管道设备非计划性检修、更换和停产，造成了巨大的直接和间接的经济损失。埋地管线的腐蚀原因主要有：土壤腐蚀、大气腐蚀和生物腐蚀3种。

埋设方式和地形土壤等因素均会对输送石油天然气的资源的管道造成不同程度的腐蚀。防腐技术的应用将能直接降低因腐蚀造成的经济损失。本文首先是介绍了阴极保护系统的设计及管道安装的注意事项，并结合实际工程给出了一套合理的成品油管线阴极保护的施工方案，经计算验证，发现应用效果较佳。

1阴极保护系统设计

1.1阴极保护方法

埋在土壤中的金属管道由于各种原因管道表面将出现阳极区和阴极区，并在阳极区发生局部腐蚀。阴极保护是指将被保护金属（如煤气管道）进行阴极极化，使电位负移到金属表面阳极的平衡电位，消除其化学不均匀性所引起的腐蚀电池，使金属免遭环境介质（如土壤）的腐蚀，即用辅助阳极或牺牲阳极材料的腐蚀来代替被保护管道、设备的腐蚀，从而达到延长被保护管道的使用寿命，提高其安全性和经济性的目的。

阴极保护技术根据保护电流的供给方式，可分为牺牲阳极法和强制电流法两种保护方法。采用牺牲阳极法的主要优点有：无需外部电源、对外界干扰少、安装维护费用低、无需征地或占用其它建构筑物、保护电流利用率高等，因此，特别适合于区域范围较小的埋地钢管的防腐蚀。强制电流法则有保护范围大、适合范围广、激励电势及输出电流高、综合费用低等优点，故适合用于长输管线的防腐。如应用于厂区范围内时，则由于其会产生干扰电流而影响其它管线及建筑物，且还需要征地或占用建筑物，在实施时会带来较大的困难。

1.2设计要点

1.2.1接地电池的设置

电绝缘可以将保护电流限定在一定的范围内，避免相互间的干扰。为了防止绝缘设备遭受雷击及静电火花引起的破坏，在所有安装绝缘设备处各安装一副接地电池。接地电池安装前必须进行检查，在地下水丰富的地方，接地电池容易出现失效、短接的现象。

1.2.2杂散电流的预防措施

杂散电流能使地下管道产生强烈的电化学腐蚀。的行业标准规定，管道附近土壤中电位梯度大于0.5mV/m时认为有干扰的可能，当电位梯度大于2.5mV/m时应考虑采取防护措施。当管道在杂散电流处有1cm2的防腐层破损，且此处有1mA的杂散电流流出时，该处的腐蚀速度将达到12mm/a。在杂散电流干扰严重的地区，可以通过设置排流锌阳极组来减少杂散电流对管道的腐蚀和干扰。

1.2.3穿跨越处的特殊保护

公路和铁路穿越工程，由于承重，需要加设保护套管。理想的套管穿越，是主管道和套管之间两端用软性材料密封和中间安装绝缘支架，管道应与套管保持较好的电绝缘。但在实际工程中，很难做到这一点，出现没有阴极保护电流穿过套管壁流向套管内主管道表面，使得位于套管内的主管道处于自由腐蚀状态，而套管则得到很好保护。因此，在套管内设计安装带状锌阳极保护，在管道上开凿一个合适的焊点，采用铝热焊方式把它焊接到管道上，焊点之间用捆扎胶带固定，每??焊点都要做好防腐处理。带状阳极、输气管道和套管及支撑间，严禁有任何的电接触。

1.3阴极保护设计方案

A（城市）至B（城市）成品油管道工程管道全长为96.8km，管道规格和材质为φ323.9×6.4，L360。管道主要是环氧粉末外防腐层，在穿越段采用三层PE。管道沿线土壤电阻率变化大，最低25.1 Ω？m，最高392.8 Ω？m，一般地段在40～60Ω?m。沿线几处高压输电线路接地与管道距离较近，经过双参比电极法测试，杂散电流的电位梯度为2.8～5.4mV/m。杂散电流干扰严重，管道沿线必须采取锌排流阳极并做牺牲阳极使用。

1.3.1理论计算

根据外加电流的阴极保护的设计规范，需要根据被保护管道的基本数据和选取的阴极保护参数计，算出保护长度、保护电流及所需的保护站数量，在此基础上进行系统设计。基本数据：直径D=323.9mm，壁厚δ=6.4mm，管线全长96.8km。阴极保护参数取值：管道自然电位-0.55V（饱和硫酸铜），管道最低点电位-0.85V（饱和硫酸铜），通电点电位-1.25V（饱和硫酸铜），钢管电阻率ρT=0.166Ω?mm2/m计算结果：将设计参数代入公式计算，得单侧保护长度L=65.93km。根据工程的实际情况，A（城市）至B（城市）全线共设置阴极保护站两个，分别是首站A（城市）和末站B（城市）。管道在穿越段设置带状锌阳极保护，沿线采用牺牲阳极既起到辅助保护，又可以排除管道上杂散电流和静电。

1.3.2牺牲阳极布点的技术和施工要求

牺牲阳极在埋设时，与保护的管道的距离不宜小于0.3m，也不宜大于5m，埋深应与管道埋深相同，并要在冰冻线以下，埋设深度不宜小于1m，且直埋设在潮湿的土壤中，埋设形式可采用立式或卧式，在阳极与保护管道之间，严禁设置其它金属构筑物。牺牲阳极可以通过测试桩与管道连接，目的是为了监测牺牲阳极自身的电化学参数，并且便于检测和掌握阴极保护系统运行后管道被保护状态。阳极的埋设时应提前按比例配制、调匀好填料，装入φ300mm×1000mm的棉或麻布袋中，将经过用铁砂纸打光及表面清洁处理的阳极及时插人填料中心位置并压实，用细原土掺盐分层浇水湿润后回填土。所有的电缆与阳极、铜鼻子的连接采用锡焊，焊接前都要剥去防腐绝缘层，清洁、打光焊接处；在焊接处及电缆的外裸部位必须做好绝缘防腐处理；电缆加PVC保护套管松缓自然埋设，埋深与管道埋深相同。阳极连接管道的电缆颜色应与其它电缆颜色区分开，以便辩认检测。阳极的埋设点必须做永久性标志，永久性标志可以包括周围建筑物。

1.3.3阴极保护系统的运行效果

经过对A（城市）至B（城市）长输管线阴极保护系统工程中的97个测试桩的管道保护电位进行测量，测量结果为-0.95～-1.20V（相对硫酸铜参比电极）。由以上数据可知，A（城市）至B（城市）长输管道对地电位均低于-0.85V（相对硫酸铜参比电极），符合设计和规范的要求。

2阴极保护系统的日常管理

（1）每月测量一次全线管道保护电位，每季度测量一次阳极床接地电阻；（2）每天记录一次阴保间恒电位仪的保护电位、输出电压及输出电流，每月可交换A/B机工作，延长仪器工作寿命；（3）管道电流、电位测试桩注意保护，防止人为破坏，并且每年保养一次；（4）所有测量数据需填写记录表，存档，以便查阅。结束语

本文发现，在阴极保护方法的应用过程中，杂散电流腐蚀一直是阴极保护技术的一个难点，本研究时通过在杂散电流强度超过标准规定的地点都增设阳极来解决这一难题。并结合A（城市）至B（城市）长输管线工程实际案例，经电化学参数测量，验证了阴极保护法的良好防腐效果。

参考文献：

篇3：石油天然气管道防腐保护研究

1 管道防腐保护技术研究

1.1 埋地的石油天然气管道的防腐保护技术

该技术是世界上最常见也最常用的防腐技术, 其中防腐涂层主要分为以下几种:一是石油沥青;二是煤焦油瓷漆;三是聚乙烯胶粘带;四是熔结环氧粉末;五是环氧煤沥青;六是挤出聚乙烯等。

1.1.1 石油沥青作为防腐涂层

该涂料是目前防腐涂料中使用历史最久, 主要优点有:成本低、易操作。但是在长久使用过程中发现, 石油沥青也存在着很多的缺点如:吸水性好、容易老化、应力抵抗力差、不耐热、不抗菌、难以抵抗植物根系破坏等。因此使用石油沥青作为防腐涂层时, 最好是在管道处于无深根的植物及微生物, 且温度适宜的情况下。

1.1.2 煤焦油瓷漆作为防腐涂层

该种瓷漆属于使用比较早期的防腐保护涂料, 能够很好的修补石油沥青的不足, 如能够很好的对细菌腐蚀进行抵抗、具有较强的机械强度、对碱性及化学物的腐蚀有一定的抵御能力。除此之外, 煤焦油瓷漆还具有很好的吸水及抗老化的特性。其缺点是, 瓷漆对土壤产生的应力的抵御能力较差、高温稳定差、阴极防护性差。

1.1.3 挤出聚乙烯作为防腐涂层

该防腐涂层需要使用高密度、高浓度的聚乙烯, 其优点具有较好的防水性、高电阻值、较强的机械性能。其缺点为, 粘着性差、高温喜爱不稳定、土壤产生的应力抵抗能力差。所以此涂层场用于稳口径较小管道处。

1.1.4 熔结环氧粉末作为防腐涂层

改涂料是防腐涂料中粘结力最好的, 还具有对抗环境腐蚀, 以及具有很强的机械性, 对于机械冲击具有很强的抵抗能力, 对于高温也比较稳定等优点。其缺点是, 涂层较薄且对尖锐的物体产生的冲击抵抗力差, 对于石方多的地方使用需要慎重;涂层不防水, 对于潮湿环境容易出现气泡造成腐蚀。

1.1.5 聚乙烯胶粘带作为防腐涂层

改涂料是当前全球较先进防腐涂层之一, 外层围绕着挤塑聚乙烯, 最底层是熔结环氧粉末, 中间则是共聚粘结剂。由此可见, 以上两种涂层能够各自互相补足防腐缺陷, 属于防腐性能较好的涂层。其缺点为, 对土壤产生的应力抵抗能力差, 在温度较高的环境下, 容易发生由于粘结力差以及电阻高出现阴极屏蔽的现象。

1.1.6 环氧煤沥青作为防腐涂层

该涂层的主要成分是环氧树脂及煤焦油, 都是具有防腐能力的材料。主要优点是, 强粘结力、对土壤产生应力抵抗力好、防水、抗微生物腐蚀等。其缺点是, 施工过程中需要固化的时间过于长, 固化过程中确保管道绝对洁净不受污染有一定难度。所以此种防腐方式多使用于防腐层的修复及不规则管道上[1]。

1.2 埋地的钢质管道阴极保护防腐保护技术

1.2.1 外加电流的阴极保护技术

对于外加的电流需要增加负电流对管道进行保护, 并将该管道和外加直流电源的负极进行连接, 而且外部电源还需要提供保护电流, 防止管道腐蚀速度过大。

主要优点是:具有较高的驱动电压, 可以很灵活的对电流输出量进行控制;适用于恶劣腐蚀的环境以及电阻率较高的情况中;对于不溶的阳极材料也能够进行长期的保护;防腐层质量好, 一个阴极保护站能够对几十公里的管道进行保护。主要缺陷有:依赖于外部的电源;容易干扰附近底下金属设施;阴极保护的维护比阳极复杂;成本投入较高。

1.2.2 减少阳极保护技术

该技术主要的原理是对负电位金属的阳极及管道进行点偶连接, 并且对管道及能够提供保护电流金属或者合金进行连接, 目的是让管道的阴极进行极化从而降低腐蚀速度。其优点有:能够高效率的保护电流, 不会出现过保护现象;对无电源的环境及短长度管道适用;不会造成附近地下金属的干扰;施工简易, 维护成本低;方便日常管理。其缺陷有:驱动电压较低, 不便于保护电流的控制;受到土壤的电阻率限制;对与口径较大、暴露在外部、绝缘差等类型管道难以实施;牺牲阳极的寿命直接影响保护时间限制[2]。

2 实际案例

2.1 工程概况

以某并行管段的阴极保护为例, 并行段所涉及的77km管道, 有22 km未达到最小保护要求, 欠保护率达31.17%, 各阴极保护站保护距离都不长, 单边最大保护距离11km, 最短只有2km。究其根源, 一是保护涂层绝缘性能低劣, 不能为阴极保护提供必要的绝缘;二是并行管道共用同一套阴极保护系统, 系统负荷过高影响保护。

2.2 防腐保护方案

鉴于该段管线大部分防腐涂层呈劣等, 而管线防腐大修要求不停输, 短时间内不太可能全面大修。因此首先通过阴极保护系统整改来改善该段管线的防腐蚀保护, 然后视阴极保护整改结果安排管道防腐大修计划。整改设计主要针对该并行管段欠保护区, 确定整改方案。在整改过程中, 采用集中式浅埋阳极地床, 包括并行段阴极保护电位测试以及阳极地床接地电阻测试, 不同绝缘性能的管道共用一套阴极保护系统, 由于极化差异的存在, 尽管均压线中有电流流过, 可以影响对管内电流分布, 相当于将两条管线并联起来, 但这部分分流由于不是从界面漏入的电流, 所以不会对它本身的阴极极化产生影响, 并不能真正起到平衡极化电位的作用。因此如果并行管道共用一套阴极保护系统, 其防腐涂层绝缘性能不应存在较大差异。在存在较大差异时, 应考虑分别进行保护。经过对该并行管道整改, 管道保护得到有效改善, 全线100%得到保护[3]。

3 结语

综上所述, 由于我国保守估计有7万多公里的输送管道, 并且40%的管道使用超过了20年, 很多管道已经老化, 容易出现事故, 最为严重与常见的事故就是管道的腐蚀。因此为更好的维护人民的生命财产安全经济保障, 石油天然气管道防腐技术必须引起重视, 从前期安装到后期管理都需要进行技术上的改进, 形成健康科学的管理网络, 杜绝一切隐患, 确保石油天然气管道安全。

参考文献

[1]陈迺昌.聚脲在石油天然气管道防腐中的应用[J].上海涂料, 2010, 06:34-38

篇4：天然气管道防腐报告

关键词：天然气管道；管道腐蚀；土壤腐蚀；腐蚀电流；大气腐蚀；细菌腐蚀

中图分类号：TU996 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）02-0019-03

1 天然气管道输送过程中管道腐蚀的分析

1.1 管道腐蚀的成因

1.1.1 土壤腐蚀和管道腐蚀。其一，作为具有液、固、气三相的多孔性胶质体，土壤空隙充满水和气，水中所含的一定量的盐使得土壤含有离子导电性。天然气管道所经的土壤，物化性质各不相同，加之管道每一部分的金相结构各异，容易导致管道形成电化学电流，即腐蚀电流，产生土壤腐蚀。其二，一般而言，长输埋地的管道表面多包裹着防腐层，用以隔离管道和腐蚀介质，防止土壤腐蚀。然而，由于施工过程当中防腐层可能被碰撞损坏，防腐层随着管道使用时间的增加而老化龟裂、剥离，都容易导致土壤当中的腐蚀介质浸入管体的外壁，造成腐蚀。

1.1.2 大气腐蚀和细菌腐蚀。其一，大气当中的水蒸气容易在管道的金属表面凝结成水膜，水膜溶解了空气中的气体和其他杂质，会起到电解液作用，造成金属表面的化学腐蚀。此外，气候条件同样是影响大气腐蚀的因素之一，在非潮湿的环境中，污染物基本上没有腐蚀的效应。然而，空气湿度一旦超过80%，腐蚀的速度将迅速上升。因此，敷设在地沟等潮湿环境当中的管道容易被腐蚀。其二，硫酸盐还原菌、铁细菌、氧化菌等是管道细菌腐蚀常见的类别。最具代表性的是在pH6～8 碱性、透气性差的土壤当中繁殖的厌氧性硫酸盐还原菌，多分布于沼泽淤泥、河、湖、海当中。

1.2 管道腐蚀的形态

1.2.1 点蚀。点蚀又被称作孔蚀，指的是管道金属上的局部腐蚀形态，呈点状、针状、小孔状。对于进行各类气体、液体输送的管道系统而言，点蚀形态的破坏性与隐患最大，并且不易检查。油气“冒、跑、滴、漏”事故的祸根都源于点蚀，容易造成突然严重事故。为了防止点蚀现象的发生，在进行管道防腐处理之前，应当对金属表面和焊缝边的尖角、毛刺、凹陷进行处理，保证管道金属表面光滑。

1.2.2 均匀腐蚀。管道金属的表面发生的大面积较为均匀的腐蚀，即为均匀腐蚀，一般发生在大部分或者全部暴露的管道金属表面。例如，管道金属表面和腐蚀介质的接触所产生的腐蚀。

1.2.3 丝状腐蚀。丝状腐蚀的发生位置多为管道保护膜下方，是一种较为特殊的腐蚀，又被称作漆下腐蚀、膜下腐蚀。为了防止此状态的腐蚀，应当使用透水率比较低、致密性好、附着力强的涂层进行管线的防腐涂层处理。

2 天然气管道防腐的传统办法

2.1 管道外层防腐

将涂料密致均匀地涂敷在经过除锈处理的管道金属表面，使之和各类腐蚀性的介质隔绝开来，是管道防腐较为常用的方法之一。防腐涂层更为倾向于使用物理性能、介电性能良好，化学性能稳定、温度适应的范围比较宽的复合结构或者复合材料，管道外层防腐一般分为内壁防腐与保温涂层。内壁是为防止管道内的腐蚀，降低摩擦的阻力，提升输量，进行管子内壁的涂料薄膜敷设。为确保涂层和管壁牢牢粘结，应事先进行管道内壁的表面处理。保温涂层一般针对热输原油或者燃料油的中小口径管道，为减少管道向附近的土壤散热而在管道外部增加防腐和保暖复合层。常用的保温材料为质地松软的硬质聚氨脂泡沫塑料，适用的温度为－185℃～95℃。为提升该材料的温度，一般在隔热层外加敷高密度的聚乙烯层，从而形成复合型材料结构，防止地下水渗到保温层。

2.2 电化学阴极防腐保护及其数据的管理分析

管道的缺陷与破损导致管道金属暴露在腐蚀环境中，造成大阴极小阳极现象，加速腐蚀速度，容易造成穿孔。依据提供的极化电流方法上的差异，阴极保护分为牺牲阳极的阴极保护、外加电流的阴极保护。其一，牺牲阳极的方法，采用的是腐蚀电位比所被保护的管道金属的腐蚀电位更加负的合金或者金属和管道金属组成电偶电池，依据负电性金属进行不断的溶解而产生的电流，保证管道金属的阴极极化。由于低电位的金属所在的电偶电池为阳极，偶接之后腐蚀速度上升，因此这一方法称作“牺牲阳极”。其二，利用外部的直流电源向管道金属直接通阴极电流，使其阴极极化，实现管道进入免蚀区进行保护，是外加电流的阴极

保护。

对阴极保护进行数据管理和分析，具体做法如下：提供阴极保护全面的数据管理、分析、评价，例如阴极保护站、检测桩、绝缘法接头、牺牲阳极等。对检测桩的检测数据进行管理和分析，以提供对于密间隔管地电位、杂散干扰、Smart Logger、阴极保护效果等数据管理，提供密间隔管地电位的电流方向上的自动判断、分析评价以及交直流干扰等的分析评价。阴极保护站的相关检测包含防雷设备日常记录、恒电位仪日报、阳极地床检测数据的管理和分析以及相关的统计计算。

2.3 管道的运行和防腐管理系统化、数据化

建立起以管道的日常安全运行为目标，集管道的基础信息、专业检测数据、运行数据和常规评价于一体的管道的运行和防腐管理系统，提升管道腐蚀评价效率，进行及时有效的维修，防止事故的发生，提升管道运行的安全性。从生产运行和数据管理的角度去考虑，天然气管道的运行和防腐管理系统化数据化需要考虑三方面的需求。具体为数据库的需求，以实现数据管理；数据腐蚀的评价需求；GIS系统的展示需求。其一，在建设数据库方面，需依据国家规定的行业标准进行管道腐蚀和防护的数据库建立，提供管道的材质和规格等基础的信息，管道沿线的土壤信息，阴极保护等管道保护的信息。进行数据录入以实现数据管理，依据数据模板上传、导入、统计和查询数据。其二，在实现数据库管理的基础之上，结合相关的评价标准和模型建立起综合的评价运用系统。在系统的建设上，包含有土壤腐蚀、覆盖层、阴极保护的评价以及剩余强度分析等。其三，利用地理的信息技术，开发出基于地理信息的系统腐蚀、防护的数据化展示系统，实现对于腐蚀和防护系统的数据可视化和形象展示。

3 管道防腐技术的提升与优化

3.1 外层防腐涂料的新开发研制仍旧是我国亟待解决的问题

尽管多数涂料已经实现了国产化，但和国外技术相比仍有较大的差距，应该加大研究力度，避免不必要的管道腐蚀情况。例如，聚乙烯存在环境应力开裂的问题，环向大分子取向导致的非取向方向开裂

的问题，热收缩套的温控和收缩不同步等问题。

3.2 腐蚀管道的快速而准确定位技术，需要进一步优化提升

进行管道运行和防腐系统的数据化管理，有助于及时发现并评价管道的安全隐患，但我国目前所使用的管道防腐检查技术和国外相比，仍存在较大差距，该技术和我国经济的发展战略需求不同步，应加速研究的步伐。

3.3 关注阴极保护的关键参数，确保阴极保护的准确到位

在阴极保护当中，对于金属的构筑物完全达到保护与否，需要借助于参比电极测量金属的保护电位。为达到所需的保护电位，需要通过变更保护电流的密度来实现。因此，保护电位与保护电流是阴极保护两大关键的参数。保护电位指采取阴极保护时管道金属停止腐蚀时需要的电位值。要达到腐蚀的完全停止，需将管道金属的电位极化到和表面最为活跃的阳极点初始电位。在具体操作上，要兼顾保护的效率和程度，给出保护电位的范围，允许管道金属在保护状态下仍然以不大的速度进行均匀的腐蚀。保护电流则指的是被保护的结构单位面积中所需要的保护电流，其密度大小受金属表面状态、温度等环境条件、管道金属的种类等多种因素的影响，应当进行切合实际的分析。

4 结语

天然气管道的腐蚀是造成天然气管道事故的一个主要原因，采取适宜的措施进行防腐十分必要。根据实践表明，采取管道外层防腐、电化学阴极防腐保护及其数据的管理分析以及管道的运行和防腐管理系统化数据化措施进行管道防腐，效果良好。天然气管道输送过程中管道的防腐是值得长期研究、探讨的课题，可以发挥重要的工程应用价值，应当予以重视。

参考文献

[1] 王朝晖，旭光．管道阴极保护的探讨[J]．管道技术与装备，2004，（1）．

[2] 张玉宝，王强，琴图雅．管道内防腐技术现状及发展[J]．中国新技术新产品，2010，（6）．

[3] 苏建国，龙媛媛，高峰，杨为刚，刘超．油田埋地管道管体腐蚀不开挖检测技术现状与应用[J]．中国特种设备安全，2008，（10）．

篇5：关于四支路天然气管道的报告

气管道存在问题的报告

重庆城市建设发展有限公司大渡口区钓鱼嘴P1安置房工程项目部：

我司承建的大渡口钓鱼嘴片区4号路工程由于K1十540~K1十780段右侧为DN426燃气管道没有撤除，现处于停工状态。以前为了配合业主大项目的实施,工期保证,我方增大成本采取临时相关的保护施工,当时是说半年内撤出,但现在时间已近两年之间。保护措施已经不能保障燃气管道的安全,形成严重的安全隐患。公安局通知燃气管道没撤除不能爆破。若继续施工路基将造成高切坡局部塌方的可能；现在岩体风化裸漏太久,春季到来,春雨即发,岩体极易垮塌, DN426燃气管线极易断裂引爆，此段路基无法按施工设计图开挖成型并存在边坡垮塌隐患，排水管网及其他后续工程无法实施。为保证工程总体进度及工程安全，请建设单位尽快落实该段DN426燃气管道的撤除，以免影响工程整体施工进度。

特此报告！亟盼回复！

中冶建工集团有限公司

大渡口钓鱼嘴安居二支路及4号路市政道路工程一标段项目部

二○一五年三月十七日

抄送：重庆市政建设工程监理有限公司第十监理部

关于4号路K1十540~K1十780段采取支护后机械

开凿的报告

重庆城市建设发展有限公司大渡口区钓鱼嘴P1安置房工程项目部：

我司承建的大渡口钓鱼嘴片区4号路工程由于K1十540~K1十780段右侧为DN426燃气管道没有撤除，现处于停工状态。DN426燃气管线段形成的临时高切坡,春季到来,春雨即发,岩体极易垮塌。

根据国务院2001年第313号令《石油天然气管道保护条例》第十三条的规定在管道中心线两侧各五十米至五百米范围内进行爆破，应当事先征得管道企业同意，在采取安全保护措施后方可进行。为了保证边坡稳定,天然气管道的安全,申请做临时喷锚支护,参照4号路设计边坡支护结构形式施作,对本段临时边坡及时支护。实际支护工程量按变更增加工程量计算。

根据国务院2001年第313号令《石油天然气管道保护条例》第十二条的规定，在天然气管道中心线两侧或者管道设施场区外各50米范围内禁止爆破。距管道距离小于50m范围不采取任何爆破作业，采用机械开凿进行开挖和破碎岩石的施工方法。由于我司投标前考虑爆破开挖土石方,由于甲方原因,钉子户和燃气管道两年多没有撤除,如果为了满足绿地开盘工期需要,管道不能撤牵的情况下只能临时支护后采取机械开凿。机械开凿工程量申请业主及监理,过控单位核定,计量计价。

特此报告！亟盼回复！

中冶建工集团有限公司

大渡口钓鱼嘴安居二支路及4号路市政道路工程一标段项目部

二○一五年三月十七日

抄送：重庆市政建设工程监理有限公司第十监理部

关于4号路由于钉子户和燃气管道未撤出停工损失的报告

重庆城市建设发展有限公司大渡口区钓鱼嘴P1安置房工程项目部：

我司承建的大渡口钓鱼嘴片区4号路工程由于建设方钉子户和燃气管道没有撤除，2014年7月5日至今处于停工状态。

从2014年7月5日至今停工期间给我单位造成巨额的经济损失，详见下表如下: 以上费用请贵单位尽快确认，以免对后续施工和将来结算工作带来麻烦。

为尽量减少贵我双方不必要的经济损失和工期压力，希望贵单位尽快组织协调切实解决钉子户和燃气管道撤迁的实际问题，早日复工。

特此报告！亟盼回复！

中冶建工集团有限公司

大渡口钓鱼嘴安居二支路及4号路市政道路工程一标段项目部

二○一五年三月十七日

篇6：天然气管道工程监理质量评估报告

告

编制： 审核： 审批：

目监理部

日 期：2013年09月10

前

言

pppppp受山西燃气产业集团有限公司的委托，pppppp线路单位工程的施工监理工作。监理部于2012年6月开始对本工程进行施工阶段监理，经建设单位、设计单位、施工单位、监理单位的共同努力，于2013年9月初工程达到基本竣工条件，下面对该工程进行工程质量评估。

一、工程概况

1、本段管道属于00000000000000，起自AC000号桩（X= 4279775.917；Y= 19500739.628里程：0km＋000m）至AC177号桩（X= 4307539.893；Y= 19504889.624 里程：33km+699.5 m），从瓦塘分输站到保德首站。线路水平实际长度35.952km。本段管道管径为Φ508*7.1/Φ508*8.7，材质未X60，防腐层为3PE加强级，线路共设置线路截断阀室1座（3#阀室）。管道大开挖穿越沟渠、河流共计15处、大开挖加套管穿越公路共计35处，开挖加盖板穿越公路1次；顶管穿越公路3处。管道沿线设计压力为6.3MPa。

2、本工程管沟开挖主要采用机械开挖，局部人工开挖；管道焊接采用纤维素手工焊打底，焊条型号E6010/E8010，药芯丝半自动焊填充盖面，焊丝为E71T8-Ni1/E71T8-K6；连头返修工艺采用纤维素焊条手工打底，J507焊条填充盖面；管道防腐在防腐厂完成，现场采用热缩套、热缩片进行补口、补伤。

3、***************位工程各参建单位

1）、施工单位：***********88

2）、检测单位：*********************

3）、监理单位：*************************** 4）、设计单位：**********************

4、项目监理机构组成及主要人员变动情况

根据本工程的具体情况和监理规划，我公司成立了****线项目监理部，设总监理工程师1名，副总监理工程师2名，QHSE专职管理人员1人，管线安装组长2名，站场专职监理工程师3名，管线专职监理工程师4名，无损检测工程师1名，资料员1名，文控1名。

5、施工合同履行情况

各施工单位均已按施工合同的约定基本完成瓦塘—保德天然气输气管道工程合同内的工程内容。

二、施工概况

***管道单位工程自2012年 6 月 26日开工至今，已完成管道铺设、线路水工保护、阀室施工、瓦塘分输站站场施工也基本完成，整段线路已顺利投产。

三、质量评估依据

1、设计文件；（包括设计图纸、设计变更、补充通知单、技术核定单等）

2、石油天然气工程质量检验评定标准，施工验收规范及相应的国家，地方现

行标准；

3、试验，检验所遵循的技术标准，规程，规范；

4、国家，行业现行有关石油化工工程（或其它工程）质量管理办法，规定；（1）《城镇燃气设计规范》GB50028-2006（2）《输气管道工程设计规范》GB50251-2003（3）《油气输送管道穿越工程设计规范》GB/50423-2007（4）《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB50470-2008（5）《管道干线标记设置技术规定》SY/T6064-94（6）《关于处理石油管道和天然气管道与公路相互关系的若干规定》（试行）（78）交公路字698号，（78）油化管道字452号（7）《原油、天然气长输管道与铁路相互关系的若干规定》

（87）油建字第505号铁基（1987）780号。

（8）《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/T9711.2-1999（9）《钢质管道穿越铁路和公路推荐作法》SY-T 0325-2001（10）《混凝土和钢筋混凝土排水管》GB/T 11836-2009（11）《油气输送用钢制弯管》SY/T5257-2004（12）《埋地钢制管道聚乙烯防腐层技术标准》GB/T23257-2009（13）《埋地钢制管道双层熔结环氧粉末外涂层技术规范》

Q/CNPC 38-2002（14）《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》 GB/T 8923（15）《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ 33-2005（16）《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006（17）《油气输送管道穿越工程施工规范》GB50424-2007（18）《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2002（19）《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97（20）《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-98（21）《无损检测 金属管道熔化焊环向对接接头射线照相检测方法》GB/T12605-2008（22）《钢焊缝手工超声波探伤方法的探伤结果分级》GB/T11345-1989（23）《液体石油管道压力试验》 GB/T16805-2009（24）《建筑工程统一验收标准》GB50300-2001；（25）《建筑工程质量检验评定标准》GB50301－2001；

四、安全管理方面

在安全管理方面监理部严格按照相关规范、规定及业主有关HSE方面的管理规定，进行执行监督。开工前严格要求各施工单位上报HSE作业计划书、SHE作业指导书以及现场施工应急预案，并要求施工单位现场施工严格照有关上报文件执行。监理部也设立了一名专职QHSE工程师，定期组织相关人员对各施工现场进行HSE专项检查，发现问题及时要求施工单位进行整改。从开工至今整个施工过程中未发生一起伤亡事故、重大环境污染事故。

五、施工质量方面

1、开工准备及审查：各施工单位开工前，严格要求施工单位上报公司资质等开工资料齐全，并及时对相关质量管理体系、施工组织设计、应急预案等进行详细审查，提出相关意见；在另一方面按照相关上报资料组织对施工单位人员配备情况，施工机具状况，生活区HSE，工作区HSE等进行专项检查，要求做到符合规范要求，方可批准开工。

2、管沟开挖及管沟回填

（1）测量放线 ：本工程管沟开挖严格按照施工图设计要求进行放线，沿线打桩，监理要求施工单位开挖前撒灰线，并复核尺寸。监理人员并及时对管沟位置按要求进行抽检。

（2）管沟开挖：在管沟开挖时，要求施工单位严格遵循施工作业指导书进行施工，现场监理定期到场对现场开挖施工进行巡检，及时查看现场是否具备QSHE管理环境，管沟成形后，施工单位质检员及时对管沟尺寸进行自检，自检合格后通知监理到场验收，验收符合GB50369油气长输管道工程施工及验收规范。

（3）管沟回填：管沟回填前，监理工程师组织施工单位技术员及检测单位有关人员对管道焊缝检测情况及结果进行核实；合格后进行防腐补口、补伤，经15KV电火花检漏合格后方可进行管道下沟；检查沟底应平整、无塌方、积水及杂物符合要求。

（4）管沟回填先采用细土回填至高出管顶300mm，铺设警示带，最后采用原土回填，并恢复原貌，符合要求

2、管道安装

（1）原材料进场检验：管子、管件、焊条及焊丝，进场时均有产品合格证及质量证明文件。进场均经报验合格，同意用于拟定部位。

（2）管道组对及焊接质量

管子，管件的皮口形式和尺寸符合设计要求及规范规定，采用V型坡口角度60~70°，组对间隙2㎜；焊接组装前，其内外表面油污毛刺、溶渣清理干净，清理范围大于10mm。

2）本工程Φ508管道焊口总数3453道，现场监理按要求对焊缝进行了外观检查，检查合格后及时下发了检测指令；焊缝检测后监理部无损检测工程师及时督促检测单位出具检测结果，若有返修口及时向施工单位下发了返修指令。监理部无损检测工程师也及时按要求对检测单位焊缝评定结果进行复查，待管道下沟前所有焊缝均按要求达到了合格。

（4）管道吹扫与压力试验

本工程采用压缩空气进行吹扫，吹扫完毕后进行压力试验，试验介质为压缩空气，强度试验压力为7.875MPa，稳压4小时，无泄漏，无异响，无变形，强度试压合格；严密性试验压力为6.3MPa，稳压时间24小时，压力降不大于1%试验压力值，且不大于0.1MPa严密性试验合格。

3、管道防腐

本工程管道Φ508管道焊缝补口采用辐射交联聚乙烯热收缩套；防腐质量符合要求。以上绝缘材料均有产品合格证及使用说明书，施工技术及施工方法均符合生产厂说明书的规定。

管道下沟前由施工单位对管道进行了电火花检测，下沟后由检测单位进行全线电火花检测，所有漏点，经施工单位补伤后重新检测合格。

4、水工保护：瓦塘至保德段水工保护形式涉及草袋子截水墙、浆砌石过水面、浆砌石截水墙、草袋子堡坎、草袋子挡土墙、草袋子护坡、浆砌石堡坎、浆砌石挡土墙、混凝土连续浇筑，共计1054道，数量较多、形式多样。现场监理工程师严格按照设计图纸对每一个水保基槽进行验收测量，合格后方可进行施工。在施工过程也及时采取测量、破坏试验等抽检方式进行过程监督，确保水保施工质量。

在质量管理方面，我监理部除按监理规划、监理细则及业主的相关规定要求进行监督管理外；还执行了本公司推行的不符合项监督管理办法，对现场施工质量、安全进行监督，严格结合设计及规范发现现场不符合项，及时利用平台系统或纸质版下发给施工单位进行整改；在另一方面现场监理也会及时对不符合项进行跟踪，督促施工单位整改，确认合格后方可闭合，严格将质量等问题消灭在萌芽中。

六、投资控制情况

在投资控制方面，监理部首先要求各监理工程师熟读图纸，严格要求施工单位按照设计图纸进行施工，存在设计变更段时，及时组织设计到场进行查看，是否具备变更条件。在施工单位申报管材物资计划时，严格按照设计图纸施工量进行具体审核，在施工过程中也严格监督，避免出现不必要的管材浪费。在进行现场签证单签证时及时和业主一块对所涉及工程进行一项项核实，确保工程预算的准确性。

七、进度控制方面

在进度控制方面，监理部在开工时，要求施工单位上报施工总进度计划，在施工过程中要求施工单位定时上报施工月进度计划、周进度计划，现场监理工程师及时根据进度计划对现场施工进度进行核实，出现偏差时，及时要求施工单位采取措施进行纠偏，避免耽误工期。监理部也根据现场施工进度情况，及出现的进度问题及时召开现场施工进度协调会，对监理部能协调解决的问题及时进行沟通解决，对不能协调的进度问题及时上报业主协调解决。

八、对工程质量的综合评估意见

该单位工程按合同及设计图纸要求，已基本完成施工，工程质量符合设计及施工规范要求，按《石油天然气建设工程施工质量验收规范 通则》SY 4200-2007-石；《建筑工程统一验收标准》GB50300-2001;《建筑工程质量检验评定标准》GB50301－2001进行评定。

1、**********8，共有分部工程5个分别是：

1、****站-3#阀室线路分部工程；

2、线路3#阀室分部工程；

3、3#阀室-保德首站线路分部工程；

4、AC002-AC003处S249省道顶管穿越分部工程；

5、AC061-AC062处S249省道顶管穿越分部工程；另有*****水工保护及水土保持分部工程1个；3#阀室自动化仪表分部工程1个；****8-3#阀室通信（不含3#阀室）分部工程1个；3#阀室-****通信（不含首站）分部工程1个；3#阀室阴极保护分部工程1个。目前所有分部工程仅阀室外加电流阴极保护、防雷接地、线路通信测试未施工完毕，其他分部工程基本均按设计图纸及规范施工完毕，仅部分施工内容未要求进行施工，需进行整改：

1、三桩埋设共计221个，均未按要求采用素混凝土进行护桩，喷漆涂字也大多有错误，转角位置也有较多错误；

2、阴极保护测试桩刻字不全，且有几处测试不合格；

3、线路水毁有几处未整改完全。

2、安全和主要使用功能核查及抽查结果，均符合要求，无影响运行安全、质量问题，同意验收。

综上所述，本工程已完工项目质量符合设计规范要求，质量合格，同意验收。

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