DL／T 5818-2021  火力发电厂油气管道施工技术规范

DL/T58182021

2.0.1公称压力nominal pressure

与管道系统元件的力学性能和尺寸特性相关、用于参考的字 母和数字组合的标识邮政标准，它由字母PN和后跟无因次的数字组成。

用于管道系统元件的字母和数字组合的尺寸标识。它由字母 DN和后跟无因次的整数数字组成。这个数字与端部连接件的孔 径或外径（用mm表示）等特征尺寸直接相关。

由管道组成件和管道支撑件等组成，用以输送、分配、混合 分离、排放、计量、控制流体流动。

用于连接或装配成管道的元件，包括管子、管件、法兰、垫 片、紧固件、阀门、滤网及补偿器等

于输送流体的横截面为圆形的管道

2.0.6管件pipe fittings

管道组成件的一个类别，包括弯管或弯头、三通、接管座、 异径管和封头等

pipesupports andhangers

用于承受管道荷载、约束管道位移和控制管道振动，并将荷 载传递承载结构的各种组件或装置的总称，但不包括土建的结构

DL/T58182021

3.0.1管道施工前应有经审批的施工组织设计、施工方案等技术 文件。 3.0.2管道安装前，设计及技术资料齐全，施工图纸应通过会检。 3.0.3施工单位应按照设计图纸进行管道安装，如需修改设计或 采用代用材料时，应经设计单位确认并出具书面文件后执行。 3.0.4全过程实施绿色施工，应符合《建筑工程绿色施工规范》 GB/T50905和《建筑工程绿色施工评价标准》GB/T50640相关 规定。 3.0.5管道施工安全及环境应符合《电力建设安全工作规程第 1部分：火力发电》DL5009.1相关规定。 3.0.6管道预制配管宜在现场组合场或厂房进行，工厂化配管可 按《电站配管》DL/T850执行。 307管道及系统安装应全过程实施洁净化施工

3.0.7管道及系统安装应全过程实施洁净化施工。

DL/T58182021

4管道组成件验收与保管

4.0.1管道组成件应具有制造厂的合格证明书及有效的产品质量 检验证明文件。 4.0.2管道组成件到货后，复查其规格、材质及技术参数，应符 合设计技术要求；管道组成件的化学成分分析结果，应符合现行 国家或行业技术标准，可按照附录B的规定执行。 4.0.3管道组成件到货后，外观检查应符合下列规定： 1表面应光滑无裂纹、缩孔、夹渣、漏焊、粘砂、重皮、尖 锐划痕等缺陷； 2凹陷深度不得超过公称壁厚的负偏差； 3法兰密封面应光洁，不得有径向沟槽，且不得有气孔、裂 纹、毛刺或其他降低强度和莲接可靠性方面的缺陷： 4管道组成内部清洁无杂物、无锈蚀，管道管口应有可靠的 封闭措施； 5阀门应有产品合格证及安装使用说明，标牌完好无缺，标 识清晰完整。 4.0.4管道组成件应要善保管，不得混淆与损坏，其标记应明显 清晰。不锈钢的管道组成件，在运输和储存期间应有防止电化学 腐蚀隔离措施。

4.0.5油气管道阀门的存放应符合产品技术要求。

.1.1管道安装刷 1混凝土柱、梁、墙、楼板预理件及预留孔洞的位置、数量 尺寸应符合设计要求； 2支撑管道的钢结构安装应验收合格； 3地埋管道的沟道位置、标高、坡度、管道垫层等应符合设 计要求； 4需预埋的管道套管规格及接口的位置应符合设计要求。 5.1.2管子与管件安装前检验应符合下列规定： 1合金钢管道组成件在使用前，应100%进行光谱复查，并 做好材质标识： 2管子与管件的表面应无机械损伤、划痕、变形等缺陷； 3管子组合件各部尺寸应符合设计要求，有关开孔位置应正 确、数量应齐全。 5.1.3管道支吊架安装应符合下列规定： 1支吊架安装前应对零部件全面检查，支吊架的类型、材质 应符合设计图纸的要求； 2弹簧组件无明显缺陷，应按设计要求销锁定位，指示标识 清楚完好； 3导向支架和滑动支架的滑动面应洁净、平整，聚四氟乙烯 垫板等活动件与支撑件应接触良好，管道应能自由膨胀： 4管道就位前宜先完成支吊架安装找正，不宜长时间采用临 时吊挂方式。

1合金钢管道组成件在使用前，应100%进行光谱复查， 故好材质标识： 2管子与管件的表面应无机械损伤、划痕、变形等缺陷； 3管子组合件各部尺寸应符合设计要求，有关开孔位置应 确、数量应齐全。

5.1.3管道支吊架安装应符合下列规定：

1支吊架安装前应对零部件全面检查，支吊架的类型、材质 应符合设计图纸的要求； 2弹簧组件无明显缺陷，应按设计要求销锁定位，指示标识 情楚完好； 3导向支架和滑动支架的滑动面应洁净、平整，聚四氟乙烯 垫板等活动件与支撑件应接触良好，管道应能自由膨胀； 4管道就位前宜先完成支吊架安装找正，不宜长时间采用临 时吊挂方式。

DL/T58182021

DL/T58182021

5.1.4油气管道布置应符合下列规定

DL/T58182021

7管道与套管间，应采用非燃烧材料填塞。 5.1.7管道焊口不应强力组对，不应采用热膨胀法组对。焊件组 对时应将待焊件垫置牢固，防止在焊接中产生变形和对设备产生 附加应力。 5.18管子和管件的坡口及内、外壁10 mm~15 mm范围内的油

5.1.8管子和管件的坡口及内、外壁10mm~15mm范围内的温 漆、垢、锈等，在对口前应清除干净，直至显示金属光泽。 5.1.9管子对口应平直，除角变形有特殊要求外，在距离焊口中 心200mm处测量，其折口的允许偏差如图5.1.9所示：

5.1.8管子和管件的坡口及内、外壁10mm~15mm范围内的泪

当管子公称尺寸DN<100mm时，a?1mm 当管子公称尺寸DN≥100mm时，a→2mm

5.1.9管子对口角变形折口偏差示意图

5.1.10管道法兰安装应符合下列规定： 1法兰型式、规格、尺寸应符合设计要求； 2螺栓及螺母的螺纹应完整，无伤痕、毛刺等缺陷，螺栓与 螺母应配合良好，无松动或卡涩现象； 3法兰连接时应保持法兰间的平行，其偏差不应大于法兰 外径的1.5/1000，且不大于1.5mm，不得用强紧螺栓的方法消除 歪斜； 4法兰平面应与管子轴线相垂直，垂直度偏差在距法兰 200mm处测量，应小于等于1.5mm，平焊法兰内侧角焊缝不得 漏焊，且焊后应清除氧化物等杂质。 5.1.11 法兰垫片安装应符合下列规定：

5.1.11法兰垫片安装应符合下列规定：

1法兰的垫片材料应符合设计要求。无要求时，按照附录A 的规定选用。

DL/T 58182021

2金属垫片与法兰应接触良好，表面应无裂纹、毛刺、锈蚀 等缺陷，其硬度宜低于法兰硬度。 3金属及缠绕式垫片不应有径向划痕、松散等缺陷。 5.1.12法兰连接螺栓安装时，螺栓穿装方向应一致，紧固应对称 均匀、力矩符合设计要求。螺栓紧固后应露出螺母2个～3个螺距 5.1.13阀门安装应符合下列规定： 1 阀门型号、规格应符合设计要求，不应采用铸铁阀门； 2 阀门安装前应进行严密性检验，水压试验压力为公称压力 的1.1倍或工作压力的1.25倍，在试验压力下的持续时间不得少 于5min; 3阀门安装方向应与介质流向一致； 4安全阀安装前应由有资质的检定单位进行检定并提供检 定报告。

表5.1.14管道安装的允许偏差值（mm

注：DN为管子公称尺寸。

DL/T58182021

进行，经验收后方可填埋，水压试验前需填埋的管段焊口应经 接质量检查、验收合格

接质量检查、验收合格。 5.1.16有防静电接地要求的管道应设防静电接地系统。所有连 接法兰应设跨接线，跨接线两端应采用线鼻子压接，或直接采 用金属带两端开口型式。管道上的每对法兰间的跨接电阻应小于 0.032。 5.1.17不锈钢管道应采用同材质的过渡接地。 5.1.18油气管道油漆标识应符合《发电厂保温油漆设计规程》 DL/T5072相关规定。 5.1.19油气管道防腐保温施工应在通油、通气前完成并验收 合格。 5.1.20系统投运前应完成阀门挂牌、管道介质名称及流向标识工 作，其中穿墙、穿楼面以及操作台进出管段上应有完整的介质名 称及流向标识。

打权划 5.2.3燃油管道应在最高点设置放气管，在最低部位设置排油 管，排油出口离地面应有一定的高度，排出口不得朝向设备或建 筑物，不得随意对地排放，严禁排入地沟或全厂排水系统。

5.2.4油库区油管道安装应符合下列规定：

1管道通过混凝土或砖砌体墙壁处，应有预埋套管并进行防 火封堵； 2 卸油管道安装的坡向、坡度应符合设计要求； 3 卸油装置内加热管道应留有足够的热膨胀补偿； 4卸油装置范围内的设备及管道的布置不得妨碍油车的

DL/T58182021

通行； 5 卸油装置的卸油接口应便于操作，卸油时应严密不漏； 6 进、回油管道与油罐连接的金属软管应参加油罐的灌水 试验。 5.2.5厂区油管道安装应符合下列规定： 1管道系统的固定支架、滑动支架、导向支架符合设计要 求，不得阻碍管系自由膨胀。 2蒸汽吹扫管道应留有足够的热补偿；吹扫管道与燃油管 道接口处应装有两个关断阀、一个止回阀。 3沟道内放油、伴热及吹扫疏放水管道坡度及阀门布置在 便于操作、检修位置。

5.2.6锅炉房油管道安装应符合下列规定：

1燃油操作台管道布置应符合设计要求，管线走向合理，便 于维护检修，设计有保温的燃油管道应预留足够的保温空间。 2燃油操作台不宜采用焊接式阀门，如设计有焊接式阀门 时，系统设置应考虑有阀门更换时的隔离和吹扫措施。 3炉前燃油母管及至各燃烧器的分支管安装时应按设计图 纸施工，若无设计现场应进行二次设计，并履行审批程序后方可 实施。管道布置应与锅炉本体膨胀方向协调，阀门布置，便于操 作，同一用途的阀门位置力求一致，吹扫阀应靠近油管。 5.2.7油系统伴热装置安装应符合下列规定： 1重油、原油伴热装置安装应符合设计要求； 2伴热蒸汽管支架应在燃油管道水压试验前焊接完成： 3伴热管安装时应考虑自身的热补偿，并留有适当的疏水 坡度； 4管道的保温应在燃油管和伴热管水压试验全部完成后

DL/T58182021

5.2.9油管道法兰密封垫片材料应符合设计要求；无要求时，控 照附录A的规定选用，

1天然气系统管道布置应符合现行国家标准《建筑设计防 规范》GB50016的规定。 2进厂天然气气源紧急切断阀前总管和厂内天然气供应系 统管道上应设置放空管。放空阀、放空竖管的设置和布置原则按 《输气管道工程设计规范》GB50251的规定。 3天然气管道与其他建筑、管道之间的净距应符合设计要求。 4厂内天然气系统应设置用于气体置换的吹扫和取样接头 及放散管等。放散管设置应符合《燃气电站天然气系统安全生产 管理规范》GB/T36039的规定。 5地理天然气管道应设置转角桩、交叉和警示牌等永久性 标志。架空敷设的天然气管道应有明显警示标识，跨越道路处有 限高标识；天然气直埋管线埋设的最小覆土厚度应符合设计要 求，穿越车行道路时应采用外套管保护，套管内径应比天然气管 道外径大100mm以上。

1天然气管道与其他管道交义时，垂直净距不应小于0.3m； 当小于0.3m时，两管间交叉处应设置坚固的绝缘隔离物，交叉 点两侧各延伸10m以上的管段，应确保管道防腐层无缺陷。 2天然气管道与电力电缆、通信光（电）缆交叉时，垂直净 距不应小于0.5m，交叉点两侧各延伸10m以上的管段，应确保 管道防腐层无缺陷。参考依据《输气管道工程设计规范》GB50251 执行。 3管沟开挖应符合设计要求，管沟尺寸允许偏差应为0mm~ 100mm，沟底标高允许偏差应为一100mm～0mm，沟底宽度允

DL/T58182021

许偏差应为0mm~100mm。 4管道下沟前，应清理沟内塌方和硬土块，排除管沟内积 水：管道垫层按设计要求施工。 5直理管道应按设计要求进行防腐，回填前应进行100%电 火花检漏试验，并进行隐蔽工程验收及签证。 6吊装有防腐层的管道、设备时应有防止损坏防腐层的 措施。 5.3.3天然气管道的阴极保护装置施工应在管道水压试验前完成。

5.3.4安全阀、泄放阀布置应符合设计要求；安全阀的泄放管直 径不应小于安全阀的出口管径：泄放阀口径与放空管直径应相等

5.3.4安全阀、泄放阀布置应符合设计要求；安全阀的泄放管直

5.4.1氨区液氨储存罐至蒸发器管道及阀门宜采用不锈钢材质。 5.4.2液氨管道系统阀门应采用法兰连接；如不能采用法兰连接 时，也可采用焊接连接，但应采取相应的加强严密性的措施。所 有接触液氨、氨气的管道、阀门及仪器上不能使用铜、铜合金、 镀锌、镀锡等材料。

.4.3氨区管道布置应符合下列规定：

5.4.3氮区管道布置应符合下列规

1氨管道不得穿越或跨越与其无关的建（构）筑物、生产工 艺装置或设施；除使用氨气管道的建（构）筑物外，均不得采用 建（构）筑物支撑式敷设。 2氨管道不应和电力电缆、热力管道敷设在同一管沟内。 3 氨管道不得与除伴热蒸汽管道以外的其他蒸汽管道同体 保温。 4管道宜采取地上布置，管道布置应满足便于操作及维修 规划布置应整齐有序。

5.4.4氮管道系统的内部吹扫应在管道所有强度试验合格后进

行。吹扫应采用蒸汽或无油压缩空气，吹扫方向应与系统介质流 向一致。

DL/T58182021

5.4.5管道吹扫结束后，应及时恢复系统并充惰性气体置换。

5.5.1氢气管道系统材料选用应符合下列规定： 1氢气管道应采用无缝钢管，对氢气纯度要求高的管道宜采 用不锈钢管； 2氢气系统的各种阀门应选用气体专用阀门，确保严密不 漏，用于电解液系统的阀门和垫圈，不得使用铜材和铝材； 3用螺纹连接时，螺纹连接处应采用聚四氟乙烯带作填料； 4垫片材质应采用聚四氟乙烯材料。

5.5.2氢气管道的敷设应符合下

1管道置采用架空敷设，不应采用封闭管沟敷设，管道应 避免高低起伏，其坡度应大于0.003，放水门应装在管道的最低 位置。 2管道沿墙、柱架空敷设，支架应为不燃烧体，其高度不应 妨碍交通并便于检修；架空管道不应与电缆、导电线路、高温管 线敷设在同一支架上。 3接至用氢设备的支管应设切断阀，氢气放空管在排气口 处应设阻火器。 4敷设在铁路或不便开挖的道路下面时，应加设套管。套管 的两端伸出铁路路基、道路路肩或延伸至排水沟沟边均为1m。 套管内的管段不应有焊缝；套管的端部应设检漏管。 5除与设备、阀门连接处采用法兰或螺纹连接外，其他均应 采用氩弧焊。 6氢气管道与其他管道平行敷设时，氢气管道应布置在外侧 并在上层。架空敷设时，与其他热力管道的净距不小于250mm

5.5.3放空管安装应符合下列规定：

1放空管应设阻火器，阻火器应设在管口处。放空管应采取 防静电接地，并在避雷保护区内。

DL/T58182021

2室内放空管出口，应高于屋脊1m以上；在墙外的放空管 应超出地面4.0m以上，且避开高压电气设备，周围并设置遮栏 及标示牌；室外设备的放空管应高于附近有人操作的最高设备 2.0m以上。排放时周围应禁止一切明火作业。 3有防止雨雪侵入、水汽凝集、冰冻和外来异物堵塞的措施， 4放空阀应能在控制室远方操作或放在发生火灾时仍有可 能接近的地方。

5.4氢气管道接地施工应符合下列

1室外架空敷设氢气管道的防雷电波侵入建筑物的接地应 符合设计要求，接地必须可靠。 2室内外架空敷设氢气管道，每隔20m～25m设置防雷电 感应接地；冲击接地电阻不应大于202。理地氢气管道在进出建 筑物处应与防雷电感应的接地装置相连。 3接地的设备管道等均应设接地端头，接地端头与接地线 间的连接应牢靠。 4对有振动、位移的设备和管道，其连接处应加挠性连接线 过渡。 5氢气管道系统的接地电阻应符合设计要求。设计无要求 时，接地电阻不应大于102。 5.5.5管道防腐应符合设计要求。 5.5.6寒冷地区的氢气管道，应采取防冻措施。 5.5.7制氢系统启动前，管道系统内空气应用氮气置换完毕。置 换用的氮气纯度应大于98%，含氧量小于0.5%；二氧化碳气体纯 度应大于95%。

DL/T58182021

6.1.1管道系统压力试验前应具备下列条件： 1管道系统按设计要求安装完毕； 2焊接工作结束并检验合格； 3试验方案审批完成； 4管道上应设置必要的临时加固、约束、支撑装置； 5不参加试压的部件应已有效隔离； 6试验用压力表应校验合格，并在有效期内，其精度不得低 于1.0级，表的量程应为试验压力的1.5倍～2倍，压力表不得少 于2块； 7本规范压力除非特别说明均指表压。 6.1.2当采用水作试验介质时，试验用水应清洁、无油，且对管 道系统材料的腐蚀性小。对于不锈钢管道，氯离子含量不应超过 0.2mg/L。 6.1.3压力试验水温不得低于5℃，并且高于相应材料的脆性转 变温度；环境最低温度不宜低于5℃，当环境温度低于5℃时， 应采取防冻措施。 6.1.4压力试验升降压速度应符合试验方案要求。试验压力小于 设计压力时，升压速度不应超过0.3MPa/min，当压力升至试验压 力的10%左右或1.0MPa时，做初步检查（系统设计压力≤1.0MPa 时，可一次升压到设计压力）；如未发现泄漏，可继续升压至设计 玉力，再次检查应无泄漏和异常现象；继续升压到试验压力。超

DL/T58182021

6.1.5试验过程中发现泄漏或其他缺陷时，不得带压处理；消除 缺陷后应重新进行试验

1燃油管道安装完毕后，应经强度试验及严密性试验检查 合格。 2燃油系统管道应按供油管道、卸回油管道分别进行试压， 不同压力等级管道系统应有效隔离。 3供油管道系统试压范围应包括供油泵出口、厂区油管道、 锅炉房燃油管道。 4卸回油管道系统试压范围应包括卸油泵进口管道、油罐 至供油泵进口母管以及不参加供油管道系统试压的管道。 5强度试验压力应为设计压力的1.5倍，且不得小于0.2MPa。 强度试验持续稳压时间不得小于4h。 6强度试验完成后，可降至严密性试验压力下全面检查，其 值不应小于设计压力，持续稳压时间不得小于4h，直至检查合格 方可泄压。 6.2.2天然气管道压力试验应符合下列规定： 1天然气管道安装完毕后，应经强度试验、严密性试验检查 合格。 2天然气系统管道应按调压站前管道、调压站管道、厂区管 道、燃气轮机本体的燃料供应管道分别进行试压，不同压力等级 管道系统应有效隔离。 3强度试验采用水做介质，压力应为设计压力的1.5倍，且 不得小于0.2MPa，试验稳压时间不应少于4h。 三进急一生水做个质进

6.2.2天然气管道压力试验应符合下列规定：

1天然气管道安装完毕后，应经强度试验、产密性 合格。 2天然气系统管道应按调压站前管道、调压站管道、厂区管 道、燃气轮机本体的燃料供应管道分别进行试压，不同压力等级 管道系统应有效隔离。 3强度试验采用水做介质，压力应为设计压力的1.5倍，且 不得小于0.2MPa，试验稳压时间不应少于4h。 4严密性试验应在强度试验合格后进行，先以水做介质进 行严密性试验，试验压力应为设计压力的1.05倍；全面检查合格 后再以空气作介质进行严密性试验，试验压力应为设计压力的

DL/T58182021

1.05倍，试验稳压时间不应少于24h，试压期间用发泡 无泄漏。

6.2.3液氨管道压力试验应符合下列规定

验应付合下列规定： 1管道安装完毕后应进行强度试验和严密性试验检查合格。 2强度试验应采用清水作介质，试验压力应为设计压力的 1.5倍，试验稳压时间不应少于20min。 3强度试验合格，吹扫完成后，应采用干燥洁净的压缩空全 进行严密性试验，试验压力应为设计压力的1.05倍。严密性试验 应符合下列规定： 1）压力应逐级缓升，当压力升至规定试验压力的10%， 且不超0.05MPa时，保压5min，然后对所有焊接接 头和连接部位进行初次泄漏检查，如发现泄漏，应在 泄压后进行修补并重新试验； 2）经初次泄漏检查合格后再继续缓慢升压至试验压力 的50%进行检查，如无泄漏及异常现象，继续按试验 压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至达到试 验压力，保压10min后，用发泡剂检查应无渗漏； 3）系统开始试压时需将液位指示器两端的阀门关闭，待 压力稳定后再逐步打开两端的阀门： 4）系统达到试验压力，稳压6h后开始记录压力参数， 保压24h。 4试验结束后，应及时恢复系统与设备连接，并进行充氮 置换。 6.2.4氢气管道安装完毕后，应进行强度试验、严密性试验和泄 漏性试验，试验介质和压力应符合表6.2.4的规定。 6.2.5对于气体管道，当整体试压条件不具备时，可采用分段水 压试验，未参与水压试验的焊口应进行100%无损检验（超声波 或射线检验），检验合格后整体进行严密性试验

DL/T58182021

表6.2.4氢气管道的试验介质和试验压力

注：1表中，指氢气管道设计压力。

2试验介质不应含油。 3以空气或氮气做强度试验时，应制定安全措施。 4 以空气或氮气做强度试验时，应在达到试验压力后稳压时间不小于5min，以 无变形、无泄漏为合格。以水做强度试验时，应在达到试验压力后稳压时间不 少于10min，以无变形、无泄漏为合格。 5严密性试验达到规定试验压力后，稳压时间不少于10min，然后降至工作 压力，对焊缝及连接部位进行泄漏检查，以无泄漏为合格。 6洲温性试验时间为24h，泄漏率以平均每小时小于0.1%为合格。

6.2.6压力试验合格标准

1强度试验时，管道应无破裂、无渗漏及明亚奶 缝、法兰无泄漏和湿润现象。 2严密性试验时，压降不大于1%试验压力，且不大于0.1MPa; 当压降超过以上规定时，应查明原因，消除泄漏并应重新试验， 直至合格。 6.2.7试验结束后，应及时拆除临时加固、约束、隔离、支撑装

62.8压力试验合格后应及时办

DL/T 58182021

7.0.1管道吹扫应有经过批准的技术措施，不参加吹扫的部件应 米取防护措施。 7.0.2不同管道的吹扫介质需分别选用，常用介质为蒸汽和无油 压缩空气。 7.0.3天然气、燃油管道安装结束，经强度试验和严密性试验合 格后方可进行管道吹扫。 7.0.4系统吹扫时应隔断所有热工系统，关闭所有正式压力表入 口阀门；待吹扫合格后再单独对热工管道和压力表管道进行单独 吹扫。 7.0.5蒸汽吹扫次数不应少于2次，且两次间隔时间应以管壁冷 却至常温为宜，直至吹出介质目测洁净为合格。 7.0.6天然气管道吹扫应采用不含油的空气或不助燃气体，气体 流速不小于20m/s，吹扫至出口无杂质为合格。 7.0.7天然气管道的清管和吹扫应符合下列规定： 1管径DN100以下的管道只进行吹扫； 2管径DN100及以上的管道必须进行清管和吹扫，清管次 数不得少于两次； 3用水清管，以出口水质和入口水质目测透明度一致为 合格； 4吹扫压力不应大于工作压力，管线应分段吹扫，吹扫应反 复数次； 5清管、吹扫后，管道内应无杂质、无污水。 .0.8氢气管道泄露性试验合格后，应采用干燥、洁净的压缩空 气或氮气进行吹扫。吹扫时，应在排气口设置贴有白布或涂刷白

综合管廊标准规范范本DL/T58182021

DL/T 58182021

DL/T 58182021

色涂料的木质靶板，气流流向与介质流向一致，吹扫5min后， 检查靶板应无铁锈、尘土、水分及其他杂物。 7.0.9管道吹扫结束后，应及时拆除临时管道，封闭被吹扫管道， 并办理签证

8.0.1检查签证及施工记录应包括下列内容

装修软件DL/T58182021

阀门严密性试验记录； 2 电火花试验记录； 3 埋地管道隐蔽工程签证； 4 管道安装记录； 5 管道系统强度试验签证； 6 管道系统严密性试验签证； 7 管道系统泄漏性试验签证； 8 管道系统吹扫签证。 8.0.2 试验及检测报告应包括以下文件： 1 合金钢部件光谱分析报告； 2 安全阀整定、检定报告； 3 焊口无损检测报告； 4 接地电阻检测报告。 8.0.3 施工单位应提交下列项目文件： 1 单位工程开工报告； 2 质量验收范围划分表及验收签证记录； 设计变更闭环文件； 4 代用材料技术文件； 5 管道、管件、阀门及管道附件等的出厂产品质量证明文件： 管道施工方案、压力试验方案及管道吹扫方案； 缺陷报告及处理单。

DL/T58182021