『壹』 石油管道的種類 石油管道是什麼
如果你對國內的石油開采略有了解，你一定會對以下的石油管道耳熟能詳：「友誼」石油管道、蘭成渝輸油管道、魯寧石油管道、秦皇島-北京輸油管道……沒錯，以上這些十分出名的大輸油管道就是我們祖國大地上十分重要的幾組石油管道，它們就像我們身體中的幾組脈絡，緊緊地將我國海岸邊的石油資源輸送給內地城市。今天小編就針對石油管道來為大家做一個全面的介紹，讓我們一起來看看石油管道的種類有哪些，又是如何進行檢測的吧!
石油管道簡介
石油管道也被叫做石油管線和管路，它是由油管以及其附件一起組成的，它不僅符合石油工藝流程的需要，還配備有相應的油泵機組等等，在設計安裝完成後成為了一個完整的管道系統，這個系統就承載著完成石油油料接卸以及輸轉等重要任務。常見的石油管道的管道布置有單管系統和雙管系統之分，但是隨著現在客觀環境的復雜化，也出現了獨立管道系統，這種管道系統能在地下敷設，這樣管道經過防腐處理之後就能使用很久並不妨礙交通。
石油管道的種類介紹
一般來說，石油管道有碳素鋼管和耐油膠管兩種，現在我們看到的許多固定的石油管線大多採用的是碳素鋼管，而耐油鋼管則是臨時裝卸輸油設施活動部位時的重要角色。而在碳素鋼管中，還可以根據製造方法的不同分為無縫鋼管和焊接鋼管兩種，而無縫鋼管中也有熱軋和冷拔之分。
石油管道如何檢漏
石油管道的檢漏方法有兩種，一種是直接檢漏法，一種是間接的檢漏法，直接的檢漏法十分簡單，只需要用到管道外的檢測元件就可以直接進行檢測了，即便是微笑的滲漏，檢測元件都能感應出來並且准確定位。而間接的方法則是通過檢測管道運行參數的規律啦進行泄露的狀況發生預測，盡管這種方法的靈敏度比不上直接檢測，但是它對較大的泄露是很奏效的。
說了這么多，不知道大家對石油管道的相關知識是否全面掌握了呢，對於石油的檢測問題，現在還有一種以聲波法為核心的管道運行安全檢測系統，它對管道的異常泄露有著很強的檢測能力哦!
『貳』 石油管道
華北、中部地區原油管道
華北地區有大港油田、華北油田，都敷設有外輸原油管道，華北地區的煉化企業，有地處北京燕山的東方紅煉油廠和大港煉油廠、天津煉油廠、滄州煉油廠、石家莊煉油廠、保定煉油廠、內蒙古呼和浩特煉油廠。原油管道總長度1847.4公里。
華北地區最早修建的原油主幹線是秦皇島至北京的秦京線，為北京東方紅煉廠供應原料油。秦京線1974年4月開工，1975年6月19日投產。管道全長324.6公里，年輸油能力600萬噸。穿越河流11處，鐵路14處，公路40處，跨越河流（永定河1574米）和水渠5處。由洛陽石化設計院（中國石化洛陽石化工程公司）設計，管道三公司和江漢油田建設公司施工。
大港至周李庄輸油管線1968年建設，這條管道是大港油田惟一的一條原油外輸線。起點多次發生變化。總長210.5公里，年輸能力500萬噸。
任丘至滄州原油管道，1976年元月1日開工，4月1日投產，全長109公里，年輸油能力500萬噸，1983年經過改造，年輸油能力770萬噸。以華北油田為源頭的原油管道，還有任滄復線；任滄新線，任京線（任丘至北京）、滄臨線（滄州至臨邑），河石線（河間至石家莊）、任保線（任丘至保定）、阿賽線（阿爾善至賽汗塔拉）。
中部地區油田，分布在湖北和河南兩省境內，有江漢油田、河南油田和中原油田，主要煉油企業有湖北荊門煉油廠和河南洛陽煉油廠。原油管道總長度1347.5公里。
江漢原油管道有潛荊線（潛江至荊門），1970年建成，全長90公里，年輸能力170萬噸。
河南原油管道有魏荊線（魏崗至荊門）和魏荊復線。
中原原油管道有濮臨線（濮陽至臨邑）、中洛線（濮陽至洛陽）及中洛復線。
另外，港口至煉廠原油管道總長度859.3公里。
東北地區原油管道
東北地區是原油生產的主要基地，有大慶油田、遼河油田和吉林油田，原油產量大約佔全國總產量的53.5%，原油管道達3399.6公里。
大慶油田從1966年起，年產量達到1066.89萬噸以後，探明的石油資源並未全面開發。1970年7月，周恩來總理和李先念副總理，同餘秋里、康世恩商議，決定提前動用大慶油田的後備資源，並決定集中資金修建大慶原油的外輸管道。1970年8月3日，東北管道建設領導小組開會正式籌備，命名為東北「八三工程」。
東北「八三工程」的起步，是從搶建大慶至撫順的慶撫線開始的，這條管道從黑龍江肇源縣茂興穿越嫩江後，向南經吉林省的松源、農安、長春、公主嶺、梨樹、四平，進入遼寧省的昌圖，經鐵嶺，終至煉廠較為集中的工業城市撫順。末站設在撫順康樂屯，以支線向撫順石油一廠、二廠、三廠供油。慶撫線全長596.8公里，其中直徑720毫米的管線558.6公里，1970年9月開工，1971年8月試運行，10月31日正式輸油。工程總投資2.93億元，年輸油能力2000萬噸。建設長距離、大口徑、輸送「三高」原油的管道，這在中國是第一次。
慶撫線建成以後，指揮部正式組建了勘察設計研究所（以後與管道局設計院合並為管道勘察設計研究院），施工隊伍也全部調入，正式編為管道工程一處、二處、、三處（以後更名為管道一、二、三公司）。此後的續建工程在形成了專業隊伍的情況下，改變了人民戰爭式的做法，1972年開工建設了鐵嶺至秦皇島管道，1973年10月開工建設了大慶至鐵嶺復線，1974年10年開工建設了鐵嶺至大連的管道。在此期間還建成了撫順至鞍山煉廠、石油二廠至遼寧電廠、丹東至朝鮮新義州、盤錦至錦西石油五廠等短距離管道。到1975年9月，5年中建設輸油管道8條，共2471公里，其中主要干線2181公里，形成了以鐵嶺站為樞紐，聯接大慶至撫順、大慶至秦皇島和大慶至大連的3條輸油大動脈，東北管網逐步形成。
東北「八三工程」，為中國管道建設探索出了符合中國國情的組織建設和管理模式，奠定了中國原油管道勘察設計、工程建設和運行管理中各項規范的基礎。
華東地區原油管網
華東地區主要油田為山東勝利油田，是繼大慶油田之後建成的第二大油田。勝利油田投入開發後，陸續建成了東營至辛店（1965年），臨邑至濟南（1972年）兩條管道，直接向齊魯和濟南的兩個煉廠輸油。1974年，東營至黃島管道建成後，原油開始從黃島油港下海轉運；1975年後，開工修建了山東至儀征、東營至臨邑的管道，開成了華東管道網，原油又可從工江儀征油港水路轉運。1978年建成河北滄州至臨邑、1979年建成河南濮陽至臨邑的管道，華東油田和中原油田的部分原油，也進入了華東原油管網。長江北岸的儀征輸油站（油庫）成為華東地區最大的原油轉運基地，除供應南京煉油廠用油外，通過儀征油港轉運長江沿岸各煉油廠。華東地區原油管道總長度2718.2公里。
華東原油管網是從修建臨邑至南京的魯寧線時開始籌劃的，後只修建至江蘇儀征，仍稱魯寧線；魯寧管道的建設，地跨山東、安徽、江蘇3省。這條管道建設中，指揮部提出了「管道為業，四海為家，艱苦為榮，野戰為樂」的響亮口號。魯寧線1975年10月20日正式開工。1978年7月建設投產，全長652.58公里，年輸能力2000萬噸，由管道勘察設計院設計，管道一、二、三公司施工。
東營至辛店（東辛線），1965年元月開工，12月完工投產。全長79.36公里，設計年輸油能力540萬噸，支線7.5公里。
臨邑至濟南（臨濟線），1973年建成投產，全長67.3公里，年輸油能力110萬噸，穿越大型河流3處（黃河、徒駭河、小清河），黃河穿越採用頂管方式施工。
臨邑復線，1991年建成投產。全長69.5公里，年輸油能力150萬噸。復線穿越大小河流41處，干線公路7處，鐵路3處，黃河穿越採用沖砂沉降法施工，臨齊線、臨濟復線由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。
東營至黃島（東黃線），1973年建設，1974年7日投產，原長248.93公里，由勝利油田設計院設計，勝利油田建設公司施工。管道局接管後，1984年對全線進行了技術改造。管線全長245.32公里，年輸油能力1000萬噸。1986年7月，東黃復線建成後，東黃線隨即掃線停輸。1998年8月23日恢復輸油（東黃線輸勝利油，東黃復線改輸進口油），改造和恢復工程，由原管道勘察設計院設計，管道四公司和勝利輸油公司所屬管道安裝公司施工。
東黃復線，1985年開工，1986年7月17日投產。全長248.52公里，設計壓力6.5兆帕，年輸油能力2000萬噸。這是中國建設的第一條自動化輸油管道，由管道勘察設計院設計，自動化部分與國外公司聯合設計，管道二、三公司施工。
陸上成品油管道
中國最早的長距離的成品油管道是1973年開工修建的格接成品油管道，起自青海省格爾木市，終於西藏自治區拉薩市。1977年10月全部工程基本均完工。管道全長1080公里，年輸送能力25萬噸。
格拉成品油管道由中國人民解放軍總後勤部組織修建，由總後勤部青藏兵站部輸油管線團進行格拉線穿越長江源頭楚瑪爾河、沱沱河、通天河等108處河流，翻越昆侖山、唐古拉山等9座大山。有900多公里管道處於海拔4000米以上（最高處5200多米）的嚴寒地區，有560公里鋪設在常年凍土地帶。凍土層厚度從幾米到上百米，有冰椎、冰丘、爆炸克水鼓丘，還有厚層地下水，熱融滑塌等特殊不良地質現象。難題多，施工難度非常大。格拉線是國內首次採用的順序輸送工藝，順序輸送汽油、柴油、航空煤油和燈用煤油4個品種5種型號的油品。為青藏公路沿線加油站和拉薩供油，軍地兩用。
格拉線通油之後，不僅有利於邊防戰備，也為世界屋脊的西藏注入了生機，創造了經濟繁榮。可以說石油流向哪裡，哪裡的經濟生活就發生質的變化，從而確立了「石油經濟」的西藏的特殊地位。
距離較長的成品油管道還有1995年建成的撫順石化至營口鮁魚圈管道，全長246公里；1999年建成天津濱海國際機場和北京首都國際機場的管道，全長185公里；2000年10月22日開工建設的蘭州至成都至重慶的管道，全長1200多公里，目前正在建設中。
西北地區輸氣管道
靖邊至北京的陝京線，是國家的重點工程，也是早期西氣東輸的骨幹工程，為目前國內建設水平最高的輸氣管道。
靖邊至北京的陝京線，是國內第一條長距離、大口徑和高度自動化的輸氣管道。1996年3月開工，1997年9月10日建成，全長918.42公里，設計壓力6.4兆帕，年輸氣能力不加壓13.2億立方米。投產後二期加壓站（榆林壓氣站）於1999年11月10日建成，年輸氣能力達到22億立方米。三期加壓（黃河西及應縣加壓站）於2000年11月15日建成，年輸氣能力達到33億立方米。
陝京干線起自陝西省靖邊縣長慶氣田天然氣凈化廠首站，終於北京石景山區衙門口北京末站，途經陝西、山西、河北、北京3省一市22個縣，並穿過3條地震帶，翻越呂梁山、恆山、太行山3座山脈，穿越無定河、禿尾河、窟野河、黃河、永定河5條大河。全線穿越河流230處、鐵路21處，大型公路131處。為了適應調峰需要，2000年1月6日建成大張坨地下貯氣庫和118.5公里配套管線工程，調峰能力為500萬立方米/日，年有效調峰量6億立方米。
陝京線各項工程採用了國際公認的先進標准。陝京線由管道設計院與國外公司合作設計，管道一、二、三公司，大慶、長慶、四川油建公司參加施工。
鄯烏線（鄯善至烏魯木齊），1995年9月26日開工，1996年9月30日完工，1997年3月10日正式供氣。全長301.6公里。穿越河流6處、鐵路6處、公路79處。
鄯烏線是國內自動化程度較高的輸氣管道。首次採用環氧粉末噴塗防腐。國內首次採用同溝敷設有通信光纜，長度310.78公里。
鄯烏線也是陸上首次按照國際慣例組織施工的大型項目。引入了監理制（監理范圍：從初步設計、施工圖設計、施工、試運、驗收及投運一年的全過程監理）和第三方質量監督制。工程採用了總承包方式，又稱「交鑰匙工程」，也是國際工程市場通用的做法。
新疆塔里木油田，有油藏也有氣藏。氣藏儲藏豐富，開發遠景大，1996年累計探明天然氣儲量305.23億立方米，1996年開始敷設輸氣管道。20世紀末，探明天然氣儲量已達5000多億立方米。已建輸氣管道有塔輪線、輪庫線，西氣東輸至上海的干線也從這里為起點。
塔中至輪南（塔輪線）。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工，全長302.15公里，塔輪線也是中國第一條沙漠氣線，與塔輪輸油管線和通信光纜同溝敷設。
其他地區輸氣管道
河南濮陽至滄州（中滄線）。1985年4月1日開工，1986年4月28日完工，8月7日向滄州化肥廠供氣。全長361.89公里，設計壓力5.1兆帕，年輸氣能力6億立方米。管道穿越鐵路4處、公路38處、河流92處。首站裝有引進的半人馬座T4500型燃氣輪機及兩台離心式壓縮機和配套的附屬設備，是國內輸氣管道第一次採用壓氣設備。1999年19月20日更換新管，10月22日恢復運行。管道技術公司封堵作業處進行作業，原管道勘察設計院設計，管道二、三公司施工。
西北地區原油管道
西北地區是50年代初全國石油勘探的重點地區。1958年在甘肅蘭州建成了中國第一座引進的現代化煉油廠——蘭州煉油廠。1958年12月建成的克拉瑪依至獨山子原油管道，標志了中國長輸管道建設史的起點。西北地區原油管道總長.7公里。
花格線起於青海省西州境內的花土溝油砂山（油田集中處理），終於青海省格爾木市南郊，向格爾木煉油廠供油。1987年9月開工，1990年9月21日正式投產輸油，全長435.6公里，設計壓力6.27兆帕，年輸油能力100萬噸。由管道勘察設計院設計，管道一、三公司施工。1977年分兩期進行改擴建，輸油能力達到200萬噸。花格線採用的明線載波遠程式控制制自動化系統，在國內尚屬首次。花格線也是在高原地區敷設的第一條原油管道，管線最高點大烏斯山，海拔高度342米。
輪庫線（輪南至庫爾勒）是塔里木油田的第一條原油外輸管道，原油輪至庫爾勒後裝火車處運，1991年7月2日開工，1992年7月1日竣工投產。全長191.79公里，年輸能力100萬噸至300萬噸，管道勘察設計院設計，管道二公司施工。在設計施工中採用了多項新技術。例如，運用衛星遙感和衛星定位技術，優化了線路走向；自動化控制使用漢語進行操作，互動式圖象、圖形、語言綜合傳輸對生產單體進行監視管理；利用太陽能和風力發電，作為陰極保護電源等等。
塔輪線（塔中至輪南）是我國的第一條流動性沙漠管線，75％處於塔克拉瑪干大沙漠中。1995年7月1日開工，1996年8月16日竣工投產，年輸油能力100至600萬噸。塔輪線全線302.15公里，同溝敷設有輸氣管道和通信光纜。
庫爾勒至鄯善（庫鄯線），這條管道是國內首次採用高壓力、大站距方案，首次採用鋼級為X65的鋼管。1996年6月開工，1997年6月30日竣工投產。全長475公里，設計壓力8兆帕，設計年輸能力，一期500萬噸，二期1000萬噸，全線採用先進的管道自動化（PAS）系統，管道穿越河流、溝渠、鐵路公路33處，開都河寬736.4米，定向鑽穿越，原管道勘察設計院與義大利斯南普及堤公司聯合設計，管道一、二、三公司，管道電信公司，四川油建，中原油建，洛陽公司等單位共同施工。
馬惠寧線（馬嶺至惠安堡至中寧）全長164公里，年輸油能力350萬噸，1978年8月開工，1979年6月投產。跨越河流、洪溝44處，穿越河流34處，鐵路2處，公路41處，管道勘察設計院設計，管道三公司施工。
『叄』 海洋的輸油管是怎麼建設的！中國的還要跨過印度洋！
海洋管道工程 海洋管道工程
offshore pipeline engineering
在海底鋪設輸送石油和天然氣管道的工程。海洋管道包括海底油、氣集輸管道，干線管道和附屬的增壓平台，以及管道與平台連接的主管等部分。其作用是將海上油、氣田所開采出來的石油或天然氣匯集起來，輸往系泊油船的單點系泊或輸往陸上油、氣庫站。海洋油、氣管道的輸送工藝與陸上管道相同。海洋管道工程在海域中進行，工程施工的方法則與陸上管道線路工程不同。
沿革 20世紀50年代初期，人們開始在淺海水域中尋找石油和天然氣。隨著海洋油氣田的開發，首先出現了海洋輸氣管道。天然氣必須依靠海洋管道外輸，淺海中采出來的原油則可由生產平台直接裝入油船。在深海中采出來的原油，大型油船停靠生產平台會威脅到平台安全，因此出現了海中專用於停靠大型油船的單點系泊。這樣，就要有連接各生產平台與單點系泊之間的輸油管道。70年代，在海域中開發了大型油氣田以後，開始建設了大型海洋油氣管道，把開採的油氣直接輸往陸上油氣庫站。
特點 主要特點是：①施工投資大。在一般海域中鋪設一條中等口徑的海洋管道需要一支由鋪管船、開溝船和10餘只輔助作業的拖船組成龐大的專業船隊。此外，還需要供應材料、設備和燃料的船隻等。租用專業船隊的費用是海洋管道施工中的主要費用，由於這一費用較高，致使海洋管道施工費用比陸上同類管道要高1～2倍。②施工質量要求高。不論是在施工期間或投產以後，海洋管道若發生事故,其維修比陸上管道維修困難得多,因此，海洋管道施工要確保質量。③施工環境多變。海況變化劇烈而迅速，如風浪過大，施工船隊難以保持穩定。在這種情況下，往往須將施工的管道下放到海底，待風浪過後再恢復施工。④施工組織復雜。海洋管道施工中，管道的預制，船隊的配件、燃料和淡水的供應等，都需要依靠岸上的基地；船隊位置和移動方向的確定，也是依靠岸上基地的電台給予緊密配合。因此海洋管道施工具有海陸聯合組織施工的特點。
勘察 包括路由選擇和勘測、海浪和水流調查。
路由選擇和勘測 尋找一條較平坦、地質條件又穩定的海下走廊是保證管道長期穩定的基礎。首先是在詳細的海圖上選出幾條走向。其次沿著各條走向用聲納測深儀實測海底地形；用覆蓋層探測儀和側向聲納掃描儀，描繪出幾十米深的縱斷面工程地質圖，探明海底泥層的構成、岩性、斷層位置以及有無埋設其他管道等。然後將所取得的幾條走向資料進行對比，以確定最優的路由。路由確定後，沿著確定的路由從海底中取出土樣，測定土壤的抗剪切力、緻密度和比重等，以便用這些數據來確定管道施工方案。
海浪和水流調查 海洋管道施工受到海浪的直接干擾，因此，必須詳細勘察施工海域內不同季節海浪的發生周期、持續時間、方向、浪高、波長以及頻率等；並須取得多年的資料作為選擇施工用的船型、安排施工季節和進度的依據。海浪勘測可採用海浪記錄儀。
水流會影響管道施工時的安全和管道投產後的穩定性。施工前應沿著路由實測海水流速的垂直分布和流向等，並收集多年各季度的實測資料，從而對管道的穩定性、振動進行核算。管道在水下承受多種作用力，尤其是水流的作用力，其中包括水平推力和上舉力。在垂直方向上,只有管道的重量大於上舉力和浮力時,管道才能穩定。當管道裸露鋪設在起伏不平的海床上，水流流過管道的懸空段時,管道容易產生振動,甚至導致斷裂。測出海底處海水流速，就可以計算出最大允許懸空段的長度。增加管道重量仍難克服水流對管道的作用力時，應採取開溝埋設或其他穩管措施。
施工作業 海洋管道施工包括海上定位、鋪設管道和開溝等項作業。
海上定位 指導鋪管船沿著路由方向移動和確定在海域中施工船隊位置的作業。海上定位的方法是在岸上設置兩座以上已知其經緯度的定向電台，定向電台發射微波定向信號。作業船上安裝有無線電定向儀，可以精確地測定船與岸上各電台間的夾角，從而准確地測出船所在的位置。在近海作業時可以用微波發射信號；在遠海作業時一般用 200米的無線電長波發射信號。這兩種方法均能達到鋪管作業定位所需要的精度。
鋪管作業 海洋管道鋪設作業是由陸上管道穿越河流、湖泊水域的施工方法發展起來的。鋪管作業主要有三種方法：鋪管船鋪設、牽引法鋪設和用捲筒船鋪設。作業過程中選擇何種方法是根據管徑大小、海水深淺、海況和距岸遠近等條件確定的。近年來海洋油氣田探勘接近千米深的海域，海洋管道施工技術正向這一深度發展。70年代末期已能在600米深的海域中鋪設管道。
①鋪管船鋪設。這種方法最為常用。50年代在開發淺海區油氣田時，多採用人工開出一條能通行淺水船的河道，並在一種用浮箱拼裝而成的鋪管駁船上，把管子組裝起來，當駁船向後移動時，焊接好的管段即滑入水中。這種鋪管駁船逐步發展成為大型鋪管船。1956年第一艘較大型的鋪管船投入使用。船上可以堆放管材，設有吊運管子的起重設備和管段的組裝線，還有託管架作為管段下海的滑道。這種鋪管船錨定技術較完善，可在30米深的海域作業。此後，鋪管船不斷地發展，出現了具有自航能力，可鋪設更大口徑的管道，能在較深的海域作業的自航式鋪管船。1965年在開發大西洋的北海油氣田時，這種類型的鋪管船因抗風浪能力差，不能適應北海區的海況，作業經常被中斷,經過改革船體結構,製成半潛式鋪管船，加強了抗風浪能力。70年代初期「喬克陶Ⅰ」號半潛式鋪管船在澳大利亞的巴斯海峽投入使用，證明半潛式鋪管船穩定性好，並能在120～180米深海中進行鋪管作業。1979年半潛式「卡斯特羅」號鋪管船，在建設由非洲阿爾及利亞經突尼西亞穿過突尼西亞海峽通向歐洲義大利的輸氣管道時,成功地在608米深的海域中鋪設了500毫米管徑的管道。
鋪管作業過程是將管子經陸上預制廠加上水泥加重層後，用船運到鋪管船上，將管子逐段組裝焊接，焊好的管段在鋪管船向前移動時，從船尾部的託管架上滑入海中。整個鋪管作業的過程中，管段下滑的長度必須與船的位移量同步，同時，鋪管船必須處於較穩定的狀態。為此,在鋪管船的前後左右布置有4～6個船錨,調節錨纜的松緊可穩定船隻；調節錨纜的長短可移動船位。管段自託管架的尾部滑向海底時，懸吊在海水中形成一個由上拱彎轉為下彎曲的S形,使管段受到復雜的彎曲應力的作用,此外,還受到浪涌和水流的沖擊力的作用。為了使管段不產生永久變形，須用託管架保持上拱彎盡可能大的彎曲半徑，並使下彎曲處處於容許彎曲應力的范圍以內。因此船上有能力足夠的張力機夾住管段，使之不能自由滑動，並且使管段下滑同船的位移距離一致。
『肆』 長輸油管道焊接安裝具體需要哪些機械設備
摘要 噴燈（預熱焊縫）、電焊機、對口器（內、外皆可）、手砂輪機、梯子（上下管溝用）、發電機、空壓機、吊管機、挖掘機（開地溝）、推土機（修施工便道）。這就是最起碼的配置了，挖掘機、推土機可以租用。
『伍』 石油管道工程安裝資質如何申請辦理
經營范圍包含，化工廠拆除、煙囪拆除、電廠拆除、鍋爐廠房拆除、固舊廢棄物拆除等，公司具有多種資質可以使用，石油化工施工總承包一級資質、市政施工總承包一級資質、建築施工總承包一級資質、防腐保溫一級資質、鋼結構、建築施工總承包資質、壓力管道GA1/GB1/GB2/GC1/GD1等可以提供
『陸』 石油管道監控系統具體該怎麼實施安裝監控
華瑞通科技的石油管道監控系統專門針對石油管道巡檢，在立桿（或者鐵塔）上架設遠距離全天候雲台攝像機（熱成像系統）實時監測地面輸油管道，主用與人為破會管道，近距離管道破裂超溫預警，在預警平台上融合震動感測器 位移感測器等感測器實現管道系統視頻數據監測
『柒』 中石油安全管理中 原油管道安裝需不需要吹掃 隔離
要不要求跟實際幹活不發生關系吧！管線安裝完成了必須經過吹掃！不為別的就是怕有些垃圾損壞設備
『捌』 石油天然氣管道安裝
燃氣規范上沒有制定入戶高度，所以以那個高度入戶是可以的。關在櫃子里也沒多大問題，再安裝一個可燃氣體報警器就可以了。沒問題的
『玖』 天然氣管道施工規范哪有
天燃氣管道施工技術要求
1 本技術要求是對所採用規范的補充說明。除本技術要求外，均按《城鎮燃氣輸配工程施工及驗收規范》中的有關條款執行。本技術要求必須下發到每個參與施工的施工單位。
2 採用的標准和規范
1）《城鎮燃氣設計規范》GB50028-93（2002年版）；
2）《城鎮燃氣輸配工程施工及驗收規范》CJJ33-2005）；
3）《建築設計防火規范》GB16-87(2002年版)；
4）《原油和天然氣輸送管道穿跨越工程設計規范 穿越工程》SY/T0015.1-98；
5）《石油天然氣輸送管道穿跨越工程施工及驗收規范》SY/T4079-95；
6）《埋地用鋼骨架聚乙烯復合管燃氣管道工程技術規程》CECS 131:2002；
7）《燃氣用埋地聚乙烯（PE）管道系統第1部分：管材GB15558.1-2003；
8）《聚乙烯燃氣管道工程技術規定》CJJ63-95；
9）《燃氣用埋地孔網鋼帶聚乙烯復合管》CJ/T 182-2003；
10）《燃氣用鋼骨架聚乙烯塑料復合管件》CJ/T 126-2000；
11）《給排水管道工程施工及驗收規范》GB50268；
12）《鋼製法蘭尺寸》GB/T9113；
13）《關於處理石油管道和天燃氣管道與公路相互關系的若干規定》（試行）（78）交公路字698號，（78）油化管道字452號）。
3 施工隊伍應具備的條件
3.1 進行城鎮燃氣輸配工程施工的單位，必須具有與工程規模相適應的施工資質。
3.2 承擔燃氣鋼質管道、設備焊接的人員，必須具有鍋爐壓力容器壓力管道特種設備操作人員資格證（焊接）焊工合格證書。
4 施工作業帶
為了避免或減少對原有地物、地貌的破壞及對交通的干擾，施工作業帶以少佔地為原則。特殊地段，其佔地寬度可根據管溝深度、工程地質的實際情況和施工方法適當加寬，但必須得到業主的認可。繁華街區段，由於施工作業面較窄，在施工區域內，有礙施工的建築物、構築物、道路、溝渠、管線、電桿、樹木等，應在施工前，由業主、施工方和有關部門協商解決，必須時，可減少施工作業帶寬度。
4.1 地下隱蔽物清查
施工方在開工前應對施工作業帶內所有與管線有關的地下管線及構築物進行核查。為確保萬無一失，必要時開挖探坑核實，並得到主管部門的確認。
4.2 施工作業帶清理
施工方應清除作業帶內需拆除的障礙物，如莊稼、樹木、混凝土路面、臨建圍牆及花壇等，在保證正常施工和安全的前提下，可適當減少拆除工作量。施工方應向業主提交一份對各種情況提供保護措施的施工組織設計，包括管 線、電（光）纜、架空線路、公路、水渠以及其它地上或地下建構築物，經業主和各主管部門同意後方可施工。
4.3 施工現場安全防護
在車行道、人行道施工時，應在管溝沿線四周設置安全護欄，並應設置明顯的警示標志；在繁華路段和城市主要道路施工，宜採用封閉式施工方式；在施工路段沿線，應設置夜間警示燈，對無路燈的路段沿線，應設置照明燈，對不可斷路面，應有保證車輛、行人安全通行的措施，施工工地應有晝夜巡視的安全員，施工中使用吊車起吊時，應注意溝槽上方高壓線等設施。
5 管道敷設 5.1 一般規定
5.1.1聚乙烯和聚乙烯鋼骨架復合管敷設應符合國家現行標准《聚乙烯燃氣管道工程技術規程》CJJ63－95的規定。管道施工前應制定施工方案。確定連接方法、連接條件、焊接設備及工具、操作規范、焊接參數、操作者的技術水平和質量控制方法。
5.1.2管道連接前應對連接設備按說明書進行較核，在使用過程中應定期檢查。 5.1.3管道連接前，應核對預連接的管材、管件規格、壓力等級，檢查管材表面，不宜有磕、碰、劃傷。傷痕深度不應超過管材壁厚的10％。
5.1.4連接完後的接頭應自然冷卻，冷卻過程中不得移動接頭、拆卸加緊工具或對接頭施加外力。
5.1.5管道應在溝底標高和管基質量檢查合格後，方可下溝。
5.1.6管道安裝時，管溝內積水應抽凈，每次收工時，敞口管端應臨時封堵。 5.1.7不得使用金屬材料直接捆紮和吊運管道，管道下溝時應防止劃傷、扭曲和強力拉伸。
5.1.8對穿越公路、河流及城市主要道路，應減少介面，且穿越前對連接好的管段進行強度試驗和嚴密性試驗。
5.1.9管材、管件從生產到使用之前的存放時間，黃色管道不得超過1年。若超過存放時間，必須重新抽樣檢驗，合格後方可使用。
5.1.10鋼塑過渡接頭金屬端與鋼管焊接時，過渡接頭金屬端應採取降溫措施，但不得影響焊接接頭的力學性能。該部分防腐嚴禁採用明火加熱的防腐材料。
5.1.11法蘭或鋼塑過渡接頭連接完成後，其金屬部分除銹達Sa2.5或St3級，塗刷硼鋇酚醛防銹漆2道，調和漆2道。
5.1.12管道閥門安裝口徑大於DN100的閥門等管路附件時，應設置支撐。
5.1.13聚乙烯燃氣管道用戶引入管應在距建築物外牆0.7m以外設鋼塑過渡接頭；調壓箱接管應在距箱體0.7m以外設鋼塑過渡接頭。支線鋼塑過渡接頭應安裝在距干線2m以外。
5.1.14地下燃氣管道埋設的最小覆土厚度（路面至管頂）應符合下列規定：
1）埋設在車行道下時，不得小於0.9m；
2）埋設在非車行道（含人行道）下時，不宜小於0.6m；
3）埋設在庭院（指綠化地及載貨汽車不能進入之地）內時，不得小於0.3m。
4）埋設在水田下時不得小於0.8m。 5.2 鋼骨架聚乙烯管道敷設
5.2.1施工現場斷管時，其截面積應與管道軸線垂直，截口應進行塑封（與母材相同材料）熱風焊。嚴禁使用未封口的管材。
天然氣是指自然界中天然存在的一切氣體，包括大氣圈、水圈、和岩石圈中各種自然過程形成的氣體（包括油田氣、氣田氣、泥火山氣、煤層氣和生物生成氣等）。
而人們長期以來通用的「天然氣」的定義，是從能量角度出發的狹義定義，是指天然蘊藏於地層中的烴類和非烴類氣體的混合物。在石油地質學中，通常指油田氣和氣田氣。其組成以烴類為主，並含有非烴氣體。
拓展資料：
管道特點：
1）輸氣管道系統是個連續密閉輸送系統。
2）從輸送、儲存到用戶使用，天然氣均處於帶壓狀態。
3）由於輸送的天然氣比重小，靜壓頭影響遠小於液體,設計時高差小於200米時，靜壓頭可忽略不計，線路幾乎不受縱向地形限制。
4）不存在液體管道水擊危害。
5）發生事故時危害性大，波及范圍廣。管道一旦破裂，釋放能量大，撕裂長度較長，排出的天然氣遇有明火，還易釀成火災。
根據建設部建標[2000]284號文的要求，標准編制組在深入調查研究，認真總結國內外科研成果和大量實踐經驗，並在廣泛徵求意見的基礎上，全面修訂了本規范。
本規范修訂的主要技術內容是：
全面修訂原規范；
鋼質管道的壓力由0.8MPa提高到了4.OMPa；
新增球墨鑄鐵管道、聚乙烯管道和鋼骨架聚乙烯復合管道的施工及驗收規定；
新增鋼質管道聚乙烯膠粘帶、煤焦油瓷漆、熔結環氧粉末及聚乙烯防腐的施工及驗收規定；
增加燃氣管道穿(跨)越工程的施工及驗收規定；
新增室外架空燃氣管的施工及驗收規定；
新增燃氣管道附件及設備安裝的施工及驗收規定；
新增液化石油氣氣化站、混氣站的施工及驗收規定。
『拾』 請專業人士回答：石油化工管道安裝方面，有的保溫管道帶有膨脹節
石油化工管道安裝應該執行GB50517-2010石油化工鋼制管道施工質量驗收規范。具有膨脹節的管道，同時帶有多根伴熱管線，請參見國標中的8.4節伴熱管安裝和8.7節補償裝置安裝。你可以從網上搜索到的。
由於管道中的膨脹節設計中嚴格計算其受熱狀態的預拉伸量，你所述的DN1200管道大都是煙道、主風管線，一般不宜保溫；但在寒冷地區，為了節能考慮，需要保溫的話，要留有充分的伸縮性，且注意拌熱管之間要有一定間隔距離。