站内工艺安装监理实施细则.docx

编号：时间：2021年x月x日书山有路勤为径，学海无涯苦作舟页码：第23页 共23页 塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设三期工程TP-11计转站及集输管网、塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设一期工程TP-5计量阀组站及集输管网工程站内工艺安装监理实施细则河南油田设计院塔河项目监理部二0一一年三月工程编号：TH11-塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设三期工程TP-11计转站及集输管网、塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设一期工程TP-5计量阀组站及集输管网工程站内工艺安装监理实施细则编 制：批 准：河南油田设计院塔河项目监理部二0一一年三月监理实施细则编制报审表工程名称：塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设三期工程TP-11计转站及集输管网、塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设一期工程TP-5计量阀组站及集输管网工程编 制 人： 编制日期： 审 核 人： 审核意见： 审核日期： 监理实施细则审批表工程名称塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设三期工程TP-11计转站及集输管网、塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设一期工程TP-5计量阀组站及集输管网工程致：中国石化股份西北油田分公司塔河项目部 我单位已完成“塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设三期工程TP-11计转站及集输管网、塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设一期工程TP-5计量阀组站及集输管网工程”站内工艺安装监理实施细则的编制，请建设单位审批。项目监理机构：中石化河南油田设计院塔河项目监理部 总 监： 日 期：2011年3月7日建设单位审批意见： 项目部签字： 年 月 日备 注：目     录一、 编制依据二、 专业工程特点三、 监理工作流程四、 监理工作的控制要点及目标值五、 监理工作的方法及措施 一、编制依据：1项目监理机构编制、技术负责人批准及塔河油田项目经理部评审实施的塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设三期工程TP-11计转站及集输管网、塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设一期工程TP-5计量阀组站及集输管网工程监理规划；2.与专业工程相关的标准、设计文件和技术资料；3.施工单位编制、塔河油田项目经理部评审实施的塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设三期工程TP-11计转站及集输管网、塔河油田托普台区奥陶系油藏产能建设一期工程TP-5计量阀组站及集输管网工程施工组织设计。本监理实施细则中的名词和用语，含义参照国家标准GB503192000建设工程监理规范“术语”。二、专业工程特点：1工程地址及现场实际情况工程地点：塔河油田托甫台区块位于塔河油田的西南外扩部分，塔河油田10区的西面，行政隶属新疆维吾尔自治区库车县、沙雅县，位于轮台县城南约85km处，地理坐标为东经83°20-83°39，北纬41°00-41°30。塔河油田托甫台区块位于天山南麓，塔克拉玛干沙漠北部边缘，属干旱沙漠地区。该区域为塔里木河冲积平原，地势较为平坦，局部丘地和波状沙丘，海拔高度950m左右。地表植被主要为胡杨、红柳、骆驼刺、伴生有黑刺、罗布麻等。局部区域胡杨茂密，给油田开发尤其是油田地面工程建设带来很多困难。2本专业主要工程量：工程包含两个单位工程，分别是新建TP-11计转站及集输管网，TP-5计量阀组站及集输管网。主要内容如下：(一) TP-11计转站：负责周边单井的集中计量，油气加热、油气分离缓冲、原油增压外输、伴生气调压、计量、放空、外输等及200方事故罐1座；（二）TP-11计转站外集输管网系统组成主要有三个方向的管线（1）、TP-23井至新建TP-11计转站单井及配气管线，其中集油管线采用无缝钢管89×4 材质20# 管线长度4260m；配气管线采用无缝钢管48×3.5 材质20# 管线长度4260m；（2）、TP102X拉油流程切改集油管线采用无缝钢管89×4 材质20# 管线长度15320m；配气管线采用无缝钢管76×3.5 材质20# 管线长度1392m；（3）、TP-11计转站至10-2计转站反输燃料气管线114×4 20 SMLS管线长度20.5KM；油管线采用无缝钢管219×6 20 SMLS 管线长度20.45KM；伴生气管线168×5.6 L245 NCS SMLS 管线长度20.45KM.（三）TP-5为新建计量阀组站一座，负责周边1口单井（TP212X）的集输，并预留7口井的接头，各单井来油经计量、加热后输送至TP-1计转站；TP212X井切改进TP-5站，集油管线采用无缝钢管89×4 材质20# 管线长度120m；TP-5至TP-1站场间集输管线采用无缝钢管219×6 材质20# 管线长度6250m.3工程特点：工程内容多，时间紧；安装设备多，管道压力高，施工质量要求高。三、监理工作流程监理工作流程详见下图： 仔细审核施工方组织设计及专项方案（项目监理机构）熟悉内外施工环境（承包方、监理机构）依据上述核准，开展现场施工工作（承包方）报审组织设计及专项方案（承包方）检查督促施工工艺、方法（项目监理部）进入下一道工序施工（承包方）有不妥处不符组织设计或专项方案符合要求符合要求 四、监理工作控制要点及目标值通过采取现场巡查、平行检验和旁站等监理行为，重点抓好原材料进场、安装、焊接、吹扫、试压和防腐等重要环节，实现以下目标：1工期控制目标：不突破合同工期，在监理及施工合同约定的工期内达到工程竣工验收；2质量控制目标：单位工程合格率100%，单位工程优良率85%以上；3 HSE管理目标：严格执行石化总公司十大安全禁令，建立健全安全管理体系和环保体系及组织，做到无事故、无伤亡、不破坏环境、参建人员安全、健康，建设环境与场所环保、卫生。五、 监理工作的方法及措施（一）工程准备阶段1.施工单位资质审查 ，主要审查内容： 施工资质经营范围是否满足工程要求。 施工技术标准、质量保证体系、质量控制及检验制度是否满足工程设计技术指标要求。 考察施工企业生产能力是否满足工程进度要求。起重设备是否符合特种设备安全管理条例氩弧焊机、交流电弧焊机、焊条烘箱、焊条恒温桶焊具是否符合焊接设备相关标准。切割机、打磨机、冲击钻等机具是否符合相关电动工具标准。射线发射机是否符合相关无损检测设备标准。喷砂成套设备是否符合相关设备标准。2.焊工素质的审查 ：所有焊工必须持证上岗，且在其认可范围施焊。焊工上岗前，还必须经现场考试并合格。 检查数量：全数检查(现场人员和工厂加工人员)。检查方法：检查焊工合格证及其认可范围、有效期。焊工考试：编制考试方案，项目监理部报建设单位批准，在现场组织考试。3.图纸会审及技术准备。 按监理规划中图纸会审程序，在工程开工前熟悉图纸，依据设计文件及其相关资料和规范，把施工图中错漏、不合理、不符合规范和国家建设文件规定之处解决在施工前。 4 .施工组织设计方案审查 督促施工单位在收到施工图后，按施工合同编制施工组织设计方案，经其上级单位批准报监理。 经审查后的施工组织设计（方案），在施工中。如需要变更施工方案、方法时，必须将变更原因、内容报监理和建设单位审查同意后方可变动。 (二).原材料及成品进场验收 原材料及成品的控制是保证工程质量的关键，是控制要点之一，所有原材料及定型产品（包括定型设备）的品种规格、性能等应符合相关现行国家产品标准和设计文件要求，应全数检查产品的质量合格证明文件、中文标志及检验报告等主控项目。 所有原材料及定型成品进场实行“两检”、“四对”。“两检”：就是检验进场原材料及成品合格证，检验材料质量证明书。“四对”：逐一核对进场原材料及成品型号、规格、材质、数量。1.钢材和钢制品 所有钢材、钢制产品的品种、规格、性能等应符合现行国家产品标准和设计文件要求。进口钢材产品的质量应符合设计文件和合同规定标准的要求，所有材料都要有制造厂商和产品合格证和材料质量证明书。 站内油气水三相混合、原油管线、地面排污管线、埋地穿心伴热排污管线当DN200管线采用20#无缝钢管，执行GB/T8163-2008标准；DN200管线采用L290高频电阻焊直缝钢管，执行GB/T9711.1-1997标准；  站内伴生气管线、放空管线采用20#无缝钢管执行GB6479-2000标准； 站内燃料气、热、回水管线采用20#无缝钢管，执行GB/T8163-2008标准；管件：冲压弯头、冲压三通、异径管符合GB/T12459-2005标准。 阀门符合相应标准。2.遇下列情况之一的钢材，应进行抽样复验其化学成分及机械性能，复验结果应符合现行国家相应产品标准和设计文件要求。 设计文件有复验要求的钢材国外进口钢材。钢材混批。 对质量有疑义的钢材。 钢板厚度及允许偏差应符合其产品标准的要求。3 阀门试验 严格按照石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范（SY0402-2000）规定执行；4焊接材料 ：焊接材料必须具有制造厂的质量证明书，其质量不得低于现行的国家标准中的规定。 检查焊条外观不应有药皮脱落、焊芯生锈等缺陷、焊剂不应受潮结块，按要求抽查 1%且不少于 10 包；施工现场的焊接材料贮存场所及烘干；氧乙炔焊采用的氧气纯度不低于98.5%，乙炔的纯度和气瓶的剩余压力符合GB6819溶解乙炔中规定。5法兰、垫片及紧固件 所有管法兰、垫片及紧固件都应有制造厂家的产品合格证和材料质量证明书。6管件存放：阀门、法兰、管件应按公制、英制分类、分组、分级、分开存放，与相应的公制、英制钢管配套使用。7涂装材料：设备及金属管道防腐涂料和防火涂料(经过具有资质的检测机构检测并符合国家现行有关标准的规定)的型号、颜色及有效期应与其证明文件相符。开启后，不应存在结皮结块、凝胶等现象，(三)设备及金属管道安装、焊接工程。1   设备安装1.1  设备基础：预制的混凝土设备整体基础及支腿基础应符合土建专业设备基础施工图中规定，位置、大小、标高应与设计文件相符，支腿基础数量、大小、标高与设备设计文件相符。  每个混凝土设备基础静电接地极不少于一根，并且不得影响设备的安装就位。静电接地极应符合相应标准中规定。预埋地脚螺栓的材质、大小，数量、方位、露头尺寸应符合土建专业设备基础设计文件中的规定要求，露头螺纹应有有效的保护1.2   设备就位 设备初就位，纵横坐标位置、方位与标高应符合设计文件规定与要求；中心坐标误差为设备直径的5，且不大于20mm，纵横坐标误差不大1，且不大于4mm，方位误差不大于0.5度。1.3  设备找正 立式设备：初平误差不大于5mm，精平误差不大2mm。垂直度误差不大于设备高度的1，且不大于5mm。卧式设备：初平误差不大于5mm，精平误差不大于2mm。有热膨胀的卧式容器和换热器滑动侧地脚螺栓及支座长圆孔应不妨碍设备膨胀滑动，滑动面应平滑并涂润滑脂，设备及管道施工完毕后，再松动滑动侧螺栓，留出0.51mm间隙。1.4   设备电器： 设备电器安装应符合相关标准、规范及设备设计文件中的规定与要求，电机的旋转方向搅拌器的旋转方向一致。设备及设备电器接地应良好，接地电阻不得大于10。1.5   设备试运转： 按相关规范执行，空运转时间不少于30分钟，带负荷运转时间不少于4小时；在试运转的过程中，不得有不正常的噪声85db（A）和震动、发热等不良现象。2    管道安装2.1   一般规定：必须符合石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范（SY0402-2000）规定；管道法兰、焊缝及其他连接件的安装位置应便于检修，并不得紧贴墙壁、楼板或管架。埋地管道的防腐及隐蔽工程应符合设计文件和规范规定。管道安装的坡向、坡度应符合设计要求，坡度偏差不超过设计值的1/3。管道穿越墙壁、楼板、屋面、道路时穿越位置和保护措施应符合设计文件规定。法兰连接的质量：两法兰应平行并保持同轴，法兰的平行偏差小于外径的1.5 ，且不大于2mm。法兰螺孔应跨中安装。螺栓连接：每对法兰使用相同规格型号的螺栓，安装方向一致，紧固匀称，松紧适度。螺栓的外露长度不大于2倍螺距。2.2管道安装允许偏差：坐标：架空不大于15mm，埋地不大于60mm。标高：架空不大于15mm，埋地不大于25mm。水平度：管子长度的2，且不大于50mm。 垂直度：管子长度的5，且不大于30mm。2.3  阀门、安全阀安装 阀门的型号、规格应符合设计文件要求，安装位置，进出口方向正确，连接牢固、紧密，启闭灵活。手轮、手柄应朝向合理，便于操作。安全阀的最终调试必须符合设计文件要求和下列规定：a.垂直安装；b.在系统和调试时开启和回座压力符合设计文件规定；c.在工作压力下无泄漏；d.最终调试后，重作铅封。2.4支、吊架安装应符合设计文件要求和规范规定。2.5静电接地安装法兰及其他接头及 管道系统必须静电接地，符合图纸要求。2.6   管道焊接工程 2.6.1  施工单位焊接技术人员应根据不同的钢管母材、焊材的化学成分、机械性能、焊接性能制订相应的焊接工艺卡，焊接工艺卡中所选用的焊接工艺评定必须合格并经技术监督部门监检确认。焊接工艺卡制订后，应发至每一个合格焊工手中，每一道工序严格遵照执行。实施焊前预控，中间检查，焊后跟踪。2.6.2  一般规定钢管材质、焊接材料（焊条、焊丝、焊剂等）和牌号、规格均应符合现行国家标准的规定。钢管材质、焊接材料（焊条、焊丝、焊剂等）和牌号、规格均应符合设计文件和焊接工艺卡的规定。焊条和焊剂的烘干应符合产品说明书和焊接工艺卡中规定。管子的对接焊缝中心到管子弯曲起点的距离不应小于管子外径，且不小于100mm；管子对接焊缝与支、吊架边缘之间的距离不应小于50mm。同一直管段上两对接焊缝中心间的距离：当公称直径大于或者等于150mm时不应小于150mm，公称直径小于150mm时，不应小于管子的外径。不宜在焊缝或焊缝边缘上开孔，当不可避免时应按GB50235-97进行无损检测。焊缝的坡口形式和尺寸应符合设计文件和焊接工艺卡中的规定。2.6.3  焊前准备焊件的切割和坡口的加工宜采用机械方法、等离子弧，氧乙块焰等方法，在采用热加工方法后，必须除去坡口表面的氧化皮、熔渣，及影响焊接质量的表面层，并将凹凸不平处打磨平整。焊件组对前应将坡口及内外侧表面不小于10mm范围内的油、漆、垢、锈、毛刺及镀锌层等清除干净，且不得有裂纹、夹层等缺陷。 除设计文件规定需要冷拉伸或者冷压缩的管道外，焊件不得进行强力组对。管子或管件对接焊缝组对时，内壁应平齐，内错过量不宜超过管壁厚度的10%，且不应大于2mm。不等厚对接焊件组对时，薄件端面应位于厚件端面之内。当内壁错边里超过2mm及外错边量超过3mm时，应按GB50236-98第6.2.6条对焊件进行削边加工不锈钢焊件坡口两侧各100mm范围内，在施焊前应采取防止焊接飞溅物沾污焊件表面的措施。2.6.4   焊接工艺要求：焊条、焊丝的选用，应按照母材的化学成分、力学性能、焊接接头的抗裂性、焊前预热、焊后热处理、使用条件、及施工条件等到因素统一确定。2.6.5  定位焊缝应符合以下规定：焊接定位焊缝时，应采用与根部焊道相同的焊接材料和焊接工艺。定位焊缝的长度、厚度和间距应能保证焊缝在正式焊接过程中不开裂。严禁在坡口之外的母材表面引弧、试验电流，并防止电弧擦伤母材。焊接时应当采用合理的施焊方法和施焊顺序。在施焊过程中保证起弧和收弧的质量，收弧时应将弧坑填满。多层焊的层间接头应错开。 除工艺或者检验要求外每条焊缝宜一次连续焊完，当因故中断焊接时，应根据工艺要求采取保暖缓冷或后热等防止产生裂纹的措施，两次焊接前应检查焊层表面，确认无裂纹的，方可按原工艺要求继续施焊。2.6.6 焊接检验工程使用的母材及焊接材料使用必须按焊接工艺卡上规定进行检查，不合格者不得使用。坡口形式和尺寸应符合焊接工艺卡规定要求。坡口表面不得有夹层、裂纹、加工损伤、毛刺及火焰切割熔渣等缺陷。组对后应检查组对件的形状、位置、错边量、角变形、组对间隙，确认符合焊接工艺卡规定要求。焊接前检查坡口及坡口两侧的清理质量，其清理宽度及清理后的表面符合焊接工艺卡上的规定要求。 焊接前应查施焊环境、施焊工装设备、焊接材料的干燥及清理，确认符合焊接工艺卡的规定。在未满足焊接工艺卡规定要求前，不得施焊。2.6.7焊接中间检查定位焊缝焊完后应清除渣皮进行检查，对发现的缺陷应去除后才可施焊。对焊接有线能量规定的焊缝，施焊时应测量电弧电压、焊接电流、及焊接速度，并作记录，焊接线能量应符合焊接工艺卡上规定要求。当对焊缝层次有明确规定时，应检查焊接层数，其层次数与每层厚度应符合焊接工艺卡规定要求。多层焊接每层焊完后应立即对层间进行清理，并进行外观检查，发现缺陷消除后方可进行下一层的焊接。对中断焊接的焊缝，继续焊接前应清理并检查，消除发现的缺陷并满足规定的预热温度方可继续施焊。焊缝施焊后应在焊缝附近做焊工标记。如焊缝检验中发现同一焊工标记经常出现缺陷，应发监理通知及时处理，重新考核该焊工或者更换焊工，以避免焊接缺陷发生。 2.6.8 焊接后检查焊缝外观质量： a不允许的表面缺陷：裂纹；表面气孔；表面夹渣；咬边；未焊透，角焊缝厚度不足。b根部收缩：0.2+0.02 且0.5mm。 长度不限。c角焊缝焊脚不对称：差值1+0.1a 。d余高：1+0.1b 且最大为3mm。    注：a为母材厚度，b为焊缝宽度，为设计焊缝厚度。 焊缝内部质量：焊缝的探伤应符合石油天然气钢质管道无损检测（SY/T4109-2005）的规定执行。a.站内工艺管道（设计压力4.0P6.4 Mpa）的焊缝应100进行超声波探伤，合格级别为II级，每个焊工所焊的各类焊缝按15的比例进行射线探伤复验，合格级别为II级。b.站内工艺管道（设计压力1.6P4Mpa）的焊缝应100超声探伤，合格级别为级；每个焊工所焊的各类焊缝按5%的比例进行射线探伤复验，合格级别为III级。对不能进行上述探伤的焊缝，按每个焊工所焊的各类焊缝按20%的比例进行射线探伤，合格级别为II级（取消超探）。c.站内工艺管道（设计压力P<=1.6Mpa）的焊缝应50超声探伤，合格级别为级；对于站内工艺管道存在壁厚及管径不能满足超声波检测范围内的管道：每个焊工所焊的各类焊缝按20%的比例进行射线探伤，合格级别为级（取消超探）。d.穿越站场道路的管道焊缝、试压后连头的焊缝应进行100%射线照相检查，合格级别为级。且不应计算在抽样射线照相的比例内。e.对不能进行超声波和射线探伤的管道及部位焊缝，按石油天然气钢质管道无损检测SY/T4109-2005进行100%渗透或磁粉探伤，无缺陷为合格。f.外输管道所有焊缝均做100%超声波探伤，合格级别为级，然后5%射线探伤复验，合格级别为级。2.6.9   管道焊接工程交工验收 对有无损检验的要求的焊缝，应标明焊缝编号、无损检验方法、局部无损检验焊的位置、底片编号、焊缝补焊位置及施焊焊工代号。 焊缝施焊记录及检查、检验记录应符合相关标准的规定。(四) 管道系统试压与吹扫1  管线安装完毕后，在试压前应进行吹扫，并应在吹扫前制定吹扫方案。吹扫方案应经建设单位和监理单位审核确认。不允许吹扫的设备与管道应与吹扫系统隔离。管道吹扫前，不应安装孔板、法兰连接的调节阀、重要阀门、节流阀、安全阀、仪表等，对于焊接的上述阀门和仪表，应采取经傍路或卸掉阀头及阀座加保护套等措施。吹扫的顺序应按主管、支管、疏排管依次进行，吹洗出和脏物不得进入已合格的管道。吹扫前应检验管道的支架、吊加架的牢固程度，必要时予以加固。清洗排放的脏液不得污染环境，严禁随地排放。吹扫时应设置禁区。当吹扫出的气体无铁锈、尘土、焊渣、水等脏污时为合格，吹扫气体在管道内流速应大于20m/s。2管道试压2.1吹扫合格后进行压力试验，压力试验前应具备下列条件：试验范围内的管道安装工程除涂漆、绝热外，已按设计文件全部完成，安装质量符合设计文件及相关规定。焊缝及其他待检部分尚未涂漆和绝热。试验用压力表已经校核，并在计量检验有期内，其精度不得低于1.5级。表的满刻度值应为被测值的1.52倍，压力表不得少于两块，分别置于管道的两端。符合压力试验要求的液体已经准备好。按试验的要求管道已经加固。待试验的管道与无关的系统已经用盲板或者采取其他措施隔开。待试压管道上的安全阀、爆破板及仪表元件已经拆下或者加以隔离。试验方案已经过批准，并已进行技术交底2.2 液压试验应遵守下列规定：（站内除伴生气、燃料气管道之外的管线）液压试验应用清洁水。试验前，注液体时应排尽空气。试验时环境温度不宜低于5，当环境温度低于5时，应采取防冻措施。 a.外输泵出口至第一个截断阀之前的管线：强度试压9.6Mpa，严密性试压6.4Mpa；b.外输泵出口第一个截断阀之后的管线：强度试压6.0Mpa，严密性试压4.0Mpa；c.单井来液进站第一个截断阀后至油气分离缓冲罐进口油气混输管线：强度试压3.75Mpa，严密性试压2.5Mpa； d. 油气分离缓冲罐出口至外输泵进口管线：强度试压2.4Mpa，严密性试压1.6Mpa；e.站内其它管道：强度试压2.4Mpa，严密性试压1.6Mpa。 液压试验应缓慢上升，待到强度试验压力后，稳压10min，检查无漏无压降为合格。然后将压力降至设计压力，进行严密性试验，稳压30min，经检查无渗漏无压降为合格。原油外输管道试压过程应缓慢升压，压力分别升至试验压力的30%和60%时，各稳压30 min。检查管道无问题后，继续升至强度试验压力，稳压2小时，检查无漏无压降为合格。然后降至严密性试验压力，稳压6小时，管道无渗漏，压降不大于试验压力的1%为合格。2.3试验结束后，应及时拆除盲板，膨胀节限位装设施，排尽积液。排液时应防止产生负压，并不得随地排放。当试验过程中发现泄漏时不得带压处理。消除缺陷后，应重新试验。2.4气试压：站内伴生气、燃料气管线采用压缩空气进行试压，并用发泡剂进行检漏，试压应分段进行，升压应缓慢，系统可先升到0.5倍强度试验压力，进行稳压检漏，无异常无泄漏时再按强度试压压力的10%逐级升压，每级应进行稳压并检漏合格，直至升至强度试验压力，经检漏合格后再降至设计压力进行严密性试验，经检查无渗漏为合。试压过程中有泄漏时，不得带压修理。卸压、缺陷修补后应冲新进行试压，直至合格。 站内伴生气管线、站内放空管线：强度试压2.875Mpa，严密性试压2.5Mpa； 燃料气管线：强度试压1.84Mpa，严密性试压1.6Mpa.(五)   设备及管道涂漆1.管道及其绝热保护层的涂漆应符合国家现行标准油气田地面管线和设备涂色规范（SY/T0043-2006）的规定。保温管道和设备可保持保护层本色，但管道应涂刷色环标志，色环颜色应符合以上规定，标准设备，如机、泵、阀门等可保持出厂颜色。2.涂料应具有产品合格证（表明生产日期及有效期）、出厂质量证明书或检验证明、使用说明书及本批产品检验报告等文件。3 焊缝及其标记在压力试验前不应涂漆。4管道安装后不易涂漆的部位应预先涂漆.。5 涂漆前应清除被涂表面的铁锈、焊渣、毛刺、油、水等污物；应符合涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级（GB8923-88）及涂装前钢材表面预处理规范（SY/T0407-97）的规定。6 涂料的种类、颜色、涂敷的层数和标记应符合设计文件的规定。7涂层质量应符合下列要求：涂层应均匀，颜色应一致。漆膜应附着牢固，无剥落、皱纹、气泡、针孔等缺陷。涂层应完整、无损坏、流淌。涂层应符合设计文件的规定。涂刷色环时，应间距均匀，宽度一致。(六) 设备及管道绝热(保温|、保冷)1设备及管道绝热工程的施工及质量应符合现行国家标准工业设备及管道绝热工程施工及验收规范（GBJ126-89）。2 管道绝热工程的施工应在设备及管道涂漆后进行。施工前，设备及管道外表面应保持干燥。冬季施工应有防冻、防雨雪措施。3绝热材料应有制造厂的质量证明书或分析检验报告，种类、规格、性能应符合设计文件的规定。4管道绝热层施工，除伴热管道外，应单根进行。第 23 页 共 23 页