地下輸油管道使用年限(鑄鐵管做下水管壽命多長？)

石油管道使用年限

15年左右

我國現有的長輸、集輸管線大部分在運行壽命在15年左右，由于機械、人為等因素造成的損傷大量存在

2000年4月頒布的《石油和天然氣管道安全監督與管道暫行規定》就要求石油天然氣管道必須進行定期檢測，新建管道必須在投產后一年內進行全面檢測，以后視管道狀況，每一到三年檢測一次

高壽命低成本熱鍍鋁石油管道，普通石油環境使用壽命可達1

5-3年

油料管線使用年限規定

15年

我國現有的長輸、集輸油料管線大部分在運行壽命在15年左右

油料管線又稱為輸油管道，是由油管及其附件所組成，并按照工藝流程的需要，配備相應的油泵機組，設計安裝成一個完整的管道系統

蘭渝石油管道壽命多長

蘭渝石油管道壽命有15年

根據查詢相關資料信息顯示，現有的長輸、集輸管線運行壽命有15年，《石油和天然氣管道安全監督與管道暫行規定》要求石油天然氣管道必須進行定期檢測

鑄鐵管做下水管壽命多長？

鑄鐵管做下水管壽命一般在三四年，鑄鐵管不同于其他管道，鐵管極易上銹腐蝕，而作為下水管來說，排放的污水更容易侵蝕鐵管管壁，污水水質復雜帶有腐蝕性，一般情況下不會有人用鐵管作為下水管，一般都是下水專用管道

管道的管道前景

當流體的流量已知時，管徑的大小取決于允許的流速或允許的摩擦阻力(壓力降)。流速大時管徑小，但壓力降值增大。因此，流速大時可以節省管道基建投資，但泵和壓縮機等動力設備的運行能耗費用增大。此外，如果流速過大，還有可能帶來一些其他不利的因素。因此管徑應根據建設投資、運行費用和其他技術因素綜合考慮決定。

管子、管子聯接件、閥門和設備上的進出接管間的聯接方法，由流體的性質、壓力和溫度以及管子的材質、尺寸和安裝場所等因素決定，主要有螺紋聯接、法蘭聯接、承插聯接和焊接等四種方法。

螺紋聯接主要適用于小直徑管道。聯接時，一般要在螺紋聯接部分纏上氟塑料密封帶，或涂上厚漆、繞上麻絲等密封材料，以防止泄漏。在1.6兆帕以上壓力時，一般在管子端面加墊片密封。這種聯接方法簡單，可以拆卸重裝，但須在管道的適當地方安裝活接頭，以便于拆裝。

法蘭聯接適用的管道直徑范圍較大。聯接時根據流體的性質、壓力和溫度選用不同的法蘭和密封墊片，利用螺栓夾緊墊片保持密封，在需要經常拆裝的管段處和管道與設備相聯接的地方，大都采用法蘭聯接。

承插聯接主要用于鑄鐵管、混凝土管、陶土管及其聯接件之間的聯接，只適用于在低壓常溫條件下工作的給水、排水和煤氣管道。聯接時，一般在承插口的槽內先填入麻絲、棉線或石棉繩，然后再用石棉水泥或鉛等材料填實，還可在承插口內填入橡膠密封環，使其具有較好的柔性，容許管子有少量的移動。

焊接聯接的強度和密封性最好，適用于各種管道，省工省料，但拆卸時必須切斷管子和管子聯接件。

城市里的給水、排水、供熱、供煤氣的管道干線和長距離的輸油、氣管道大多敷設在地下，而工廠里的工藝管道為便于操作和維修，多敷設在地上。管道的通行、支承、坡度與排液排氣、補償、保溫與加熱、防腐與清洗、識別與涂漆和安全等，無論對于地上敷設還是地下敷設都是重要的問題。

地面上的管道應盡量避免與道路、鐵路和航道交叉。在不能避免交叉時，交叉處跨越的高度也應能使行人和車船安全通過。地下的管道一般沿道路敷設，各種管道之間保持適當的距離，以便安裝和維修；供熱管道的表面有保溫層，敷設在地溝或保護管內，應避免被土壓壞和使管子能膨脹移動。

管道可能承受許多種外力的作用，包括本身的重量、流體作用在管端的推力、風雪載荷、土壤壓力、熱脹冷縮引起的熱應力、振動載荷和地震災害等。為了保證管道的強度和剛度，必須設置各種支(吊)架，如活動支架、固定支架、導向支架和彈簧支架等。支架的設置根據管道的直徑、材質、管子壁厚和載荷等條件決定。固定支架用來分段控制管道的熱伸長，使膨脹節均勻工作；導向支架使管子僅作軸向移動，

為了排除凝結水，蒸汽和其他含水的氣體管道應有一定的坡度，一般不小于千分之二。對于利用重力流動的地下排水管道，坡度不小于千分之五。蒸汽或其他含水的氣體管道在最低點設置排水管或疏水閥，某些氣體管道還設有氣水分離器，以便及時排去水液，防止管內產生水擊和阻礙氣體流動。給水或其他液體管道在最高點設有排氣裝置，排除積存在管道內的空氣或其他氣體，以防止氣阻造成運行失常。

管道如不能自由地伸縮，就會產生巨大的附加應力。因此，在溫度變化較大的管道和需要有自由位移的常溫管道上，需要設置膨脹節，使管道的伸縮得到補償而消除附加應力的影響。

對于蒸汽管道、高溫管道、低溫管道以及有防燙、防凍要求的管道，需要用保溫材料包覆在管道外面，防止管內熱(冷)量的損失或產生凍結。對于某些高凝固點的液體管道，為防止液體太粘或凝固而影響輸送，還需要加熱和保溫。常用的保溫材料有水泥珍珠巖、玻璃棉、巖棉和石棉硅藻土等。

為防止土壤的侵蝕，地下金屬管道表面應涂防銹漆或焦油、瀝青等防腐涂料，或用浸漬瀝青的玻璃布和麻布等包覆。埋在腐蝕性較強的低電阻土壤中的管道須設置陰極保護裝置，防止腐蝕。地面上的鋼鐵管道為防止大氣腐蝕，多在表面上涂覆以各種防銹漆。

各種管道在使用前都應清洗干凈，某些管道還應定期清洗內部。為了清洗方便，在管道上設置有過濾器或吹洗清掃孔。在長距離輸送石油和天然氣的管道上，須用清掃器定期清除管內積存的污物，為此要設置專用的發送和接收清掃器的裝置。

當管道種類較多時，為了便于操作和維修，在管道表面上涂以規定顏色的油漆，以資識別。例如，蒸汽管道用紅色，壓縮空氣管道用淺藍色等。

為了保證管道安全運行和發生事故時及時制止事故擴大，除在管道上裝設檢測控制儀表和安全閥外，對某些重要管道還采取特殊安全措施，如在煤氣管道和長距離輸送石油和天然氣的管道上裝設事故泄壓閥或緊急截斷閥。它們在發生災害性事故時能自動及時地停止輸送，以減少災害損失。 1.壓力管道金屬材料的特點

壓力管道涉及各行各業，對它的基本要求是“安全與使用”，安全為了使用，使用必須安全，使用還涉及經濟問題，即投資省、使用年限長，這當然與很多因素有關。而材料是工程的基礎，首先要認識壓力管道金屬材料的特殊要求。壓力管道除承受載荷外，由于處在不同的環境、溫度和介質下工作，還承受著特殊的考驗。

（1）金屬材料在高溫下性能的變化

① 蠕變：鋼材在高溫下受外力作用時，隨著時間的延長，緩慢而連續產生塑性變形的現象，稱為蠕變。鋼材蠕變特征與溫度和應力有很大關系。溫度升高或應力增大，蠕變速度加快。例如，碳素鋼工作溫度超過300～350℃，合金鋼工作溫度超過300～400℃就會有蠕變。產生蠕變所需的應力低于試驗溫度鋼材的屈服強度。因此，對于高溫下長期工作的鍋爐、蒸汽管道、壓力容器所用鋼材應具有良好的抗蠕變性能，以防止因蠕變而產生大量變形導致結構破裂及造成爆炸等惡性事故。

② 球化和石墨化：在高溫作用下，碳鋼中的滲碳體由于獲得能量將發生遷移和聚集，形成晶粒粗大的滲碳體并夾雜于鐵素體中，其滲碳體會從片狀逐漸轉變成球狀，稱為球化。由于石墨強度極低，并以片狀出現，使材料強度大大降低，脆性增加，稱為材料的石墨化。碳鋼長期工作在425℃以上環境時，就會發生石墨化，在大于475℃更明顯。SH3059規定碳鋼最高使用溫度為425℃，GB150則規定碳鋼最高使用溫度為450℃。

③ 熱疲勞性能 鋼材如果長期冷熱交替工作，那么材料內部在溫差變化引起的熱應力作用下，會產生微小裂紋而不斷擴展，最后導致破裂。因此，在溫度起伏變化工作條件下的結構、管道應考慮鋼材的熱疲勞性能。

④ 材料的高溫氧化 金屬材料在高溫氧化性介質環境中（如煙道）會被氧化而產生氧化皮，容易脆落。碳鋼處于570℃的高溫氣體中易產生氧化皮而使金屬減薄。故燃氣、煙道等鋼管應限制在560℃下工作。

（2）金屬材料在低溫下的性能變化

當環境溫度低于該材料的臨界溫度時，材料沖擊韌性會急劇降低，這一臨界溫度稱為材料的脆性轉變溫度。常用低溫沖擊韌性（沖擊功）來衡量材料的低溫韌性，在低溫下工作的管道，必須注意其低溫沖擊韌性。

（3）管道在腐蝕環境下的性能變化

石油化工、船舶、海上石油平臺等管道介質，很多有腐蝕性，事實證明，金屬腐蝕的危害性十分普遍，而且也十分嚴重，腐蝕會造成直接或間接損失。例如，金屬的應力腐蝕、疲勞腐蝕和晶間腐蝕往往會造成災難性重大事故，金屬腐蝕會造成大量的金屬消耗，浪費大量資源。引起腐蝕的介質主要有以下幾種。

① 氯化物 氯化物對碳素鋼的腐蝕基本上是均勻腐蝕，并伴隨氫脆發生，對不銹鋼的腐蝕是點腐蝕或晶間腐蝕。防止措施可選擇適宜的材料，如采用碳鋼-不銹鋼復合管材。

② 硫化物原油中硫化物多達250多種，對金屬產生腐蝕的有硫化氫（H2S）、硫醇（R-SH）、硫醚（R-S-R）等。我國液化石油氣中H2S含量高，造成容器出現裂縫，有的投產87天即發生貫穿裂紋，事后經磁粉探傷，內表面環縫共有417條裂紋，球體外表面無裂紋，所以H2S含量高引起應力腐蝕應值得重視。日本焊接學會和高壓氣體安全協會規定：液化石油中H2S含量應控制在100×10-6以下，而我國液化石油氣中H2S含量平均為2392×10-6，高出日本20多倍。

③ 環烷酸 環烷酸是原油中帶來的有機物，當溫度超過220℃時，開始發生腐蝕，270～280℃時腐蝕達到最大；當溫度超過400℃，原油中的環烷酸已汽化完畢。316L（00Cr17Ni14Mo2）不銹鋼材料是抗環烷酸腐蝕的有效材料，常用于高溫環烷酸腐蝕環境。

2. 壓力管道金屬材料的選用

① 滿足操作條件的要求。首先應根據使用條件判斷該管道是否承受壓力，屬于哪一類壓力管道。不同類別的壓力管道因其重要性各異，發生事故帶來的危害程度不同，對材料的要求也不同。同時應考慮管道的使用環境和輸送的介質以及介質對管體的腐蝕程度。例如插入海底的鋼管樁，管體在浪濺區腐蝕速度為海底土中的6倍；潮差區腐蝕速度為海底土中的4倍。在選材及防腐蝕措施上應特別關注。

② 可加工性要求。材料應具有良好的加工性和焊接性。

③ 耐用又經濟的要求 壓力管道，首先應安全耐用和經濟。一臺設備、一批管道工程，在投資選材前，必要時進行可行性研究，即經濟技術分析，擬選用的材料可制定數個方案，進行經濟技術分析，有些材料初始投資略高，但是使用可靠，平時維修費用省；有的材料初始投資似乎省，但在運行中可靠性差，平時維修費用高，全壽命周期費用高。 早在1926年，美國石油學會（API）發布API-5L標準，最初只包括A25、A、B三種鋼級，以后又發布了數次，見表4。表4 API發布的管線鋼級

注：1972年API發布U80、U100標準，以后改為X80、X100。

2000年以前，全世界使用X70，大約在40%，X65、X60均在30%，小口徑成品油管線相當數量選用X52鋼級，且多為電阻焊直管（ERW鋼管）。

我國冶金行業在十余年來為發展管線鋼付出了極大的辛勞，目前正在全力攻關X70寬板，上海寶山鋼鐵公司、武漢鋼鐵公司等X70、X80化學成分、力學性能分別列于表5～表9。表5 武鋼X80卷板性能表6 X70級鋼管的力學性能表7 X70級鋼管彎曲性能檢測結果表8 X70級鋼管的夏比沖擊韌性表9 高強度輸送管的夏比沖擊韌性

我國在輸油管線上常用的管型有螺旋埋弧焊管（SSAW）、直縫埋弧焊管（LSAW）、電阻焊管（ERW）。直徑小于152mm時則選用無縫鋼管。

我國20世紀60年代末至70年代，螺旋焊管廠迅速發展，原油管線幾乎全部采用螺旋焊鋼管，“西氣東輸”管線的一類地區也選用螺旋焊鋼管。螺旋焊鋼管的缺點是內應力大、尺寸精度差，產生缺陷的概率高。據專家分析認為，應采用“兩條腿走路”的方針，一是對現有螺旋焊管廠積極進行技術改造，還是大有前途的；二是大力發展我國直縫埋弧焊管制管業。

ERW鋼管具有外表光潔、尺寸精度高、價格較低等特點，在國內外已廣泛應用。 我國的油氣資源大部分分布在東北和西北地區，而消費市場絕大部分在東南沿海和中南部的大中城市等人口密集地區，這種產銷市場的嚴重分離使油氣產品的輸送成為油氣資源開發和利用的最大障礙。管輸是突破這一障礙的最佳手段，與鐵路運輸相比，管道運輸是運量大、安全性更高、更經濟的油氣產品輸送方式，其建設投資為鐵路的一半，運輸成本更只有三分之一。因此，我國政府已將“加強輸油氣管道建設，形成管道運輸網”的發展戰略列入了“十五”發展規劃。根據有關方面的規劃，未來10年內，我國將建成14條油氣輸送管道，形成“兩縱、兩橫、四樞紐、五氣庫”，總長超過萬公里的油氣管輸格局。這預示著我國即將迎來油氣管道建設的高峰期。

我國正在建設和計劃將要建設的重點天然氣管道工程有：西氣東輸工程，全長4176公里，總投資1200億元，2000年9月正式開工建設，2004年全線貫通；澀寧蘭輸氣管道工程，全長950公里，已于2000年5月開工建設，已接近完工，天然氣已送到西寧；忠縣至武漢輸氣管道工程，全長760公里，前期準備工作已獲得重大進展，在建的11條隧道已有4條貫通；石家莊至涿州輸氣管道工程，全長202公里，已于2000年5月開工建設，已完工；石家莊至邯鄲輸氣管道工程，全長約160公里；陜西靖邊至北京輸氣工程復線；陜西靖邊至西安輸氣管道工程復線；陜甘寧至呼和浩特輸氣工程，全長497公里；海南島天然氣管道工程，全長約270公里；山東龍口至青島輸氣管道工程，全長約250公里；中俄輸氣管道工程，中國境內全長2000公里；廣東液化天然氣工程，招商引資工作已完成，計劃2005年建成。在建和將建的輸油管道有：蘭成渝成品油管道工程，全長1207公里，已于2000年5月開工建設；中俄輸油管道工程，中國境內長約700公里；中哈輸油管道工程，中國境內長800公里。此外，由廣東茂名至貴陽至昆明長達2000公里的成品油管線和鎮海至上海、南京的原油管線也即將開工建設。除主干線之外，大規模的城市輸氣管網建設也要同期配套進行。

面對如此巨大的市場，如此難得的發展機遇，對管道施工技術提出了新的挑戰。在同樣輸量的情況下，建設一條高壓大口徑管道比平行建幾條低壓小口徑管道更為經濟。例如一條輸送壓力為7.5MPa，直徑1 400mm的輸氣管道可代替3條壓力5.5MPa，直徑1 000mm的管道，但前者可節省投資35%，節省鋼材19%，因此，擴大管道的直徑已成為管道建設的科學技術進步的標志。在一定范圍內提高輸送壓力可以增加經濟效益。以直徑1 020mm的輸氣管道為例，操作壓力從5.5MPa提高到7.5MPa，輸氣能力提高41%，節約材料7%，投資降低23%。計算表明，如能把輸氣管的工作壓力從7.5MPa，進一步提高到10～12MPa，輸氣能力將進一步增加33～60%。美國橫貫阿拉斯加的輸氣管道壓力高達11.8MPa，輸油管道達到8.3MPa，是目前操作壓力最高的管道。

管徑的增加和輸送壓力的提高，均要求管材有較高的強度。在保證可焊性和沖擊韌性的前提下，管材的強度有了很大提高。由于管道敷設完全依靠焊接工藝來完成，因此焊接質量在很大程度上決定了工程質量，焊接是管道施工的關鍵環節。而管材、焊材、焊接工藝以及焊接設備等是影響焊接質量的關鍵因素。

我國在70年代初開始建設大口徑長輸管道，著名的“八三”管道會戰建設了大慶油田至鐵嶺、由鐵嶺至大連、由鐵嶺至秦皇島的輸油管道，解決了困擾大慶原油外輸問題。

該管道設計管徑φ720mm，鋼材選用16MnR，埋弧螺旋焊管，壁厚6～11mm。焊接工藝方案為：手工電弧焊方法，向上焊操作工藝；焊材選用J506、J507焊條，焊前烘烤400℃、1小時，φ3.2打底、φ4填充、蓋面；焊接電源采用旋轉直流弧焊機；坡口為60°V型，根部單面焊雙面成型。

東北“八三”會戰所建設的管道已運行了30年，至今仍在服役，證明當年的工藝方案正確，并且施工質量良好。

80年代初開始推廣手工向下焊工藝，同時研制開發了纖維素型和低氫型向下焊條。與傳統的向上焊工藝比較，向下焊具有速度快、質量好，節省焊材等突出優點，因此在管道環縫焊接中得到了廣泛的應用。

90年代初開始推廣自保護藥芯焊絲半自動手工焊，有效地克服了其他焊接工藝方法野外作業抗風能力差的缺點，同時也具有焊接效率高、質量好且穩定的特點，現成為管道環縫焊接的主要方式。

管道全位置自動焊的應用已探索多年，現已有了突破性進展，成功地用西氣東輸管道工程，其效率、質量更是其他焊接工藝所不能比的，這標志著我國油氣管道焊接技術已達到了較高水平。 2.1 管線鋼的發展歷史

早期的管線鋼一直采用C、Mn、Si型的普通碳素鋼，在冶金上側重于性能，對化學成分沒有嚴格的規定。自60年代開始，隨著輸油、氣管道輸送壓力和管徑的增大，開始采用低合金高強鋼（HSLA），主要以熱軋及正火狀態供貨。這類鋼的化學成分：C≤0.2%，合金元素≤3～5%。隨著管線鋼的進一步發展，到60年代末70年代初，美國石油組織在API 5LX和API 5LS標準中提出了微合金控軋鋼X56、X60、X65三種鋼。這種鋼突破了傳統鋼的觀念，碳含量為0.1-0.14%，在鋼中加入≤0.2%的Nb、V、Ti等合金元素，并通過控軋工藝使鋼的力學性能得到顯著改善。到1973年和1985年，API標準又相繼增加了X70和X80鋼，而后又開發了X100管線鋼，碳含量降到0.01-0.04%，碳當量相應地降到0.35以下，真正出現了現代意義上的多元微合金化控軋控冷鋼。

我國管線鋼的應用和起步較晚，過去已鋪設的油、氣管線大部分采用Q235和16Mn鋼。“六五”期間，我國開始按照API標準研制X60、X65管線鋼，并成功地與進口鋼管一起用于管線敷設。90年代初寶鋼、武鋼又相繼開發了高強高韌性的X70管線鋼，并在澀寧蘭管道工程上得到成功應用。

2.2 管線鋼的主要力學性能

管線鋼的主要力學性能為強度、韌性和環境介質下的力學性能。

鋼的抗拉強度和屈服強度是由鋼的化學成分和軋制工藝所決定的。輸氣管線選材時，應選用屈服強度較高的鋼種，以減少鋼的用量。但并非屈服強度越高越好。屈服強度太高會降低鋼的韌性。選鋼種時還應考慮鋼的屈服強度與抗拉強度的比例關系—屈強比，用以保證制管成型質量和焊接性能。

鋼在經反復拉伸壓縮后，力學性能會發生變化，強度降低，嚴重的降低15%，即包申格效應。在定購制管用鋼板時必須考慮這一因素。可采取在該級別鋼的最小屈服強度的基礎上提高40-50MPa。

鋼材的斷裂韌性與化學成分、合金元素、熱處理工藝、材料厚度和方向性有關。應盡可能降低鋼中C、S、P的含量，適當添加V、Nb、Ti、Ni等合金元素，采用控制軋制、控制冷卻等工藝，使鋼的純度提高，材質均勻，晶粒細化，可提高鋼韌性。采取方法多為降C增Mn。

管線鋼在含硫化氫的油、氣環境中，因腐蝕產生的氫侵入鋼內而產生氫致裂紋開裂。因此輸送酸性油、氣管線鋼應該具有低的含硫量，進行有效的非金屬夾雜物形態控制和減少顯微成份偏析。管線鋼的硬度值對HIC也有重要的影響，為防止鋼中氫致裂紋，一般認為應將硬度控制在HV265以下。

2.3 管線鋼的焊接性

隨著管線鋼碳當量的降低，焊接氫致裂紋敏感性降低，為避免產生裂紋所需的工藝措施減少，焊接熱影響區的性能損害程度降低。但由于焊接時管線鋼經歷著一系列復雜的非平衡的物理化學過程，因而可能在焊接區造成缺陷，或使接頭性能下降，主要是焊接裂紋問題和焊接熱影響區脆化問題。

管線鋼由于碳含量低，淬硬傾向減小，冷裂紋傾向降低。但隨著強度級別的提高，板厚的加大，仍然具有一定的冷裂紋傾向。在現場焊接時由于常采用纖維素焊條、自保護藥芯焊絲等含氫量高的焊材，線能量小，冷卻速度快，會增加冷裂紋的敏感性，需要采取必要的焊接措施，如焊前預熱等。

焊接熱影響區脆化往往是造成管線發生斷裂，誘發災難性事故的根源。出現局部脆化主要有兩個區域，即熱影響區粗晶區脆化，是由于過熱區的晶粒過分長大以及形成的不良組織引起的，多層焊時粗晶區再臨界脆化，即前焊道的粗晶區受后續焊道的兩相區的再次加熱引起的。這可以通過在鋼中加入一定量的Ti、Nb微合金化元素和控制焊后冷卻速度獲得合適的t8/5來改善韌性。

2.4 西氣東輸管道工程用鋼管

西氣東輸管道工程用鋼管為X70等級管線鋼，規格為Φ1 016mm×14.6～26.2mm，其中螺旋焊管約占80%，直縫埋弧焊管約占20%，管線鋼用量約170萬噸。

X70管線鋼除了含Nb、V、Ti外，還加入了少量的Ni、Cr、Cu和Mo，使鐵素體的形成推遲到更低的溫度，有利于形成針狀鐵素體和下貝氏體。因此X70管線鋼本質上是一種針狀鐵素體型的高強、高韌性管線鋼。鋼管的化學成分及力學性能見表1和表2。 現場焊接的特點

由于發現和開采的油氣田地處邊遠地區，地理、氣候、地質條件惡劣，社會依托條件較差，給施工帶來很多困難，尤其低溫帶來的麻煩最大。

現場焊接時，采用對口器進行管口組對。為了提高效率，一般是在對好的管口下放置基礎梁木或土堆，在對前一個對接口進行焊接的同時，開始下一個對接準備工作。這將產生較大的附加應力。同時由于鋼管熱脹冷縮的影響，在碰死口時最容易因附加應力而出問題。

現場焊接位置為管水平固定或傾斜固定對接，包括平焊、立焊、仰焊、橫焊等焊接位置。所以對焊工的操作技術提出了更高、更嚴的要求。

當今管道工業要求管道有較高的輸送壓力和較大的管線直徑并保證其安全運行。為適應管線鋼的高強化、高韌化、管徑的大型化和管壁的厚壁化出現了多種焊接方法、焊接材料和焊接工藝。

管道施工焊接方法

國外管道焊接施工經歷了手工焊和自動焊的發展歷程。手工焊主要為纖維素焊條下向焊和低氫焊條下向焊。在管道自動焊方面，有前蘇聯研制的管道閃光對焊機，其在前蘇聯時期累計焊接大口徑管道數萬公里。它的顯著特點就是效率高，對環境的適應能力很強。美國CRC公司研制的CRC多頭氣體保護管道自動焊接系統，由管端坡口機、內對口器與內焊機組合系統、外焊機三大部分組成。到目前為止，已在世界范圍內累計焊接管道長度超過34000km。法國、前蘇聯等其他國家也都研究應用了類似的管道內外自動焊技術，此種技術方向已成為當今世界大口徑管道自動焊技術主流。

我國鋼質管道環縫焊接技術經歷了幾次大的變革，70年代采用傳統焊接方法，低氫型焊條手工電弧焊上向焊技術，80年代推廣手工電弧焊下向焊技術，為纖維素焊條和低氫型焊條下向焊，90年代應用自保護藥芯焊絲半自動焊技術，到今天開始全面推廣全位置自動焊技術。

手工電弧焊包括纖維素焊條和低氫焊條的應用。手工電弧焊上向焊技術是我國以往管道施工中的主要焊接方法，其特點為管口組對間隙較大，焊接過程中采用息弧操作法完成，每層焊層厚度較大，焊接效率低。手工電弧焊下向焊是80年代從國外引進的焊接技術，其特點為管口組對間隙小，焊接過程中采用大電流、多層、快速焊的操作方法來完成，適合于流水作業，焊接效率較高。由于每層焊層厚度較薄，通過后面焊層對前面焊層的熱處理作用可提高環焊接頭的韌性。手工電弧焊方法靈活簡便、適應性強，其下向焊和上向焊兩種方法的有機結合及纖維素焊條良好的根焊適應性在很多場合下仍是自動焊方法所不能代替的。

自保護藥芯焊絲半自動焊技術是20世紀90年代開始應用到管道施工中的，主要用來填充和蓋面。其特點為熔敷效率高，全位置成形好，環境適應能力強，焊工易于掌握，是管道施工的一種重要焊接工藝方法。

隨著管道建設用鋼管強度等級的提高，管徑和壁厚的增大，在管道施工中逐漸開始應用自動焊技術。管道自動焊技術由于焊接效率高，勞動強度小，焊接過程受人為因素影響小等優勢，在大口徑、厚壁管道建設的應用中具有很大潛力。但我國的管道自動焊接技術正處于起步階段，根部自動焊問題尚未解決，管端坡口整形機等配套設施尚未成熟，這些都限制了自動焊技術的大規模應用。 長期管內的油泥、銹垢固化造成原管徑變小；

長期的管內淤泥沉淀產生硫化氫氣體造成環境污染并易引起燃爆；

廢水中的酸、堿物質易對管道壁產生腐蝕； 管道內的異物不定期的清除造成管道堵塞； 1、化學清洗：化學清洗管道是采用化學藥劑，對管道進行臨時的改造，用臨時管道和循環泵站從管道的兩頭進行循環化學清洗。該技術具有靈活性強，對管道形狀無要求，速度快，清洗徹底等特點。

2、高壓水清洗：采用50Mpa以上的高壓水射流，對管道內表面污垢進行高壓水射流剝離清洗。該技術主要用于短距離管道，并且管道直徑必須大于50cm以上。該技術具有速度快，成本低等特點。

3、PIG清管：PIG工業清管技術是依靠泵推動流體產生的推動力驅動PIG（清管器）在管內向前推動，將堆積在管線內的污垢排出管外，從而達到清洗的目的。該技術被廣泛用于各類工藝管道、油田輸油輸汽管道等清洗工程，特別是對于長距離輸送流體的管道清洗，具有其他技術無法替代的優勢。

蚌埠市地下管線管理辦法

第一章總則第一條為了加強地下管線管理，合理開發、利用和保護地下空間資源，保障地下管線安全運行，根據《中華人民共和國城鄉規劃法》、國務院《建設工程質量管理條例》和有關法律、法規，結合本市實際，制定本辦法。第二條本辦法適用于本市市區實施城市化管理區域內地下管線的規劃、建設、運營、維護等活動。

本辦法所稱地下管線，是指建設于地下的供水、排水、燃氣、熱力、電力、通信、交通信號、視頻監控、路燈、廣播電視等管線及其附屬設施，以及用于集中敷設上述管線的綜合管廊。

企事業單位內部管線、軍事專用管線、輸油管道、危險化學品管道等建設管理，按照有關規定執行。第三條地下管線建設和管理應當遵循規劃引領、統籌建設、綜合管理、信息共享、安全運行的原則。第四條市、區人民政府負責地下管線的統籌管理工作。

市住房城鄉建設部門負責地下管線的建設管理、信息管理、綜合協調等工作。

市自然資源和規劃部門負責地下管線規劃管理工作。

市發展改革、經濟信息、財政、應急管理、公安、交通、人防等部門依據各自職責，共同做好地下管線建設管理工作。

市開發區管理機構按照職責做好地下管線建設管理工作。第五條市地下管線建設管理機構負責編制地下管線年度建設計劃并監督實施；負責地下管線建設的管理；負責地下管網地理信息系統的建設、管理、維護等工作。

各區人民政府應當明確相應管理機構，負責地下管線管理工作。第六條地下管線產權或者管理單位（以下簡稱“管線單位”）對所屬地下管線的安全運行負責，應當加強日常巡查與維護，保持管線設施完好、安全；地下管線破損、老化、缺失的，應當及時修復。第七條鼓勵地下管線科學技術的研究和創新，推廣新技術、新材料、新工藝，提升地下管線質量，延長地下管線使用年限。第八條任何單位和個人有權對損毀、侵占、偷盜、破壞地下管線的行為進行勸阻、舉報。

市住房城鄉建設部門應當建立舉報受理制度，對舉報及時進行調查、處理。第二章規劃管理第九條市自然資源和規劃部門組織編制城市總體規劃階段的地下管線綜合規劃。地下管線綜合規劃應當與地下空間、道路交通、軌道交通、人民防空等規劃相銜接。

各地下管線行業主管部門會同市地下管線建設管理機構、市自然資源和規劃部門編制地下管線專項規劃，報同級人民政府批準。第十條地下管線的走向、位置、埋深應當遵守下列規定：

（一）沿道路建設地下管線，走向應當平行于規劃道路中心線，避免干擾交叉；

（二）除特殊規定外，同類地下管線應當合并建設，架空線路應當進入地下；

（三）新建地下管線避讓已建成的地下管線，臨時地下管線避讓永久地下管線，非主要地下管線避讓主要地下管線，小口徑管道避讓大口徑管道，壓力管道避讓重力管道，可彎曲的管道避讓不宜彎曲的管道；

（四）新建地下管線不得擅自穿越、切割城市規劃用地；

（五）臨城市道路的建筑，其專用地下管線不得占壓道路規劃紅線。第十一條新建、擴建、改建地下管線的，建設單位應當按照規劃程序向自然資源和規劃部門申請辦理規劃許可手續。與道路工程同步建設的地下管線工程，應當與道路工程同步辦理。第十二條地下管線建設單位應當取得相關區域的既有地下管線現狀資料后進行工程設計；未取得地下管線現狀資料的，不得組織工程設計和施工。

既有地下管線分布復雜或者現狀資料不符合地下管線現狀的，建設單位應當委托有相應資質的單位進行現場探測。探測單位提供的地下管線現狀資料應當真實、準確、完整。第十三條從事地下管線規劃編制和工程設計的單位，應當具備相應資質，按照規劃要求和相關規范進行設計。第十四條地下管線工程開工前，建設單位應當委托具備資質的測繪單位進行規劃定位放線，并向自然資源和規劃部門申請驗線，驗線合格后方可開工建設。第十五條地下管線工程竣工后，建設單位應當向自然資源和規劃部門申請規劃核實。未經核實或者核實不符合要求的，不得組織竣工驗收。第三章建設管理第十六條各地下管線行業主管部門應當指導管線單位，根據城市地下管線的專項規劃和城市道路年度建設計劃，制定各專業管線年度建設計劃，定期將年度建設計劃報送市住房城鄉建設部門。市住房城鄉建設部門根據建設計劃統籌安排，并對實施情況進行監督管理。

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