GB50369-2014-标准规范下载简介

GB50369-2014-油气长输管道工程施工及验收规范

2管墩中心（组装管道中心）至管沟中心（线路中心）的距离 应按下式计算：

S≥>Dm+K/2+a+y

白水水库工程水力机械设备采购及安装招标文件（II标）（技术条款）2019.5.20式中：S 管墩（组装管线）中心至管沟（线路）中心的距离（m）； D 钢管的结构外径(m）；

K 沟底加宽余量（m），应按本规范表8.1.4取值； a 管沟边坡的水平投影距（m）： h一沟深(m); 边坡坡度，应按本规范表8.1.2取值； y 安全距离（m），应按表9.1.6取值 1.7 沟下布管时，防腐管首尾应错开摆放，错开距离宜为 00mm。

9.1.8坡地布管时，应采取防止滚管、滑管

9.1.9吊装和布管作业时，采用的吊装设备能力应满足作

9.2.1管端坡口应根据焊接工艺规程加工、检查。

9.2.1管端坡口应根据焊接工艺规程加工、检查。X

9.2.3管端坡口如有机械加工形成的内卷边.应用锉刀或电动砂

10管口组对、焊接及验

10.2管口组对与焊接

10.2管口组对与焊接

10.2.1管口组对的坡口型式应符合焊接工艺规程的规定。 10.2.2不等壁厚对焊管端宜采用加过渡管或坡口过渡处理措 施。壁厚差小于或等于2mm时可直接焊接，天于2mm时，应采 用内削边处理，内坡角度宜为14°～30°。

10.2.1管口组对的坡口型式应符合焊接工艺规程的规定。

10.2.3使用对口器应符合下列要求：

0.2.3使用对口器应符合下列号

外对口器； 2使用内对口器时，应在根焊完成后拆卸和移动对口器，移 动对口器时，管子应保持平衡； 3使用外对口器时，应在根焊完成不少于管周长50%后方 可拆卸，所完成的根焊应分为多段，且应均匀分布。

表10.2.4管道组对规定

10.2.5焊接材料应符合下列要求：

10.2.5焊接材料应符合下列要求：

1焊条应无破损、发霉、油污、锈蚀，焊丝应无锈蚀和折弯，焊 剂应无变质现象，保护气体的纯度和干燥度应满足焊接工艺规程 的要求； 2低氢型焊条焊前应按产品说明书要求进行烘干、保存及使

5焊道上的焊渣，在下一道焊接前应清除十净； 6焊口宜当日焊完，当日不能完成的应至少完成管壁厚的 50%，且不应少于3层； 7在焊接作业中，焊工应对自已所焊的焊道进行自检和修补 工作，每处修补长度不应小于50mm。 10.2.9焊口焊完后应清除表面焊渣和飞溅。 10.2.10对需要后热或热处理的焊缝，应按焊接工艺规程的规定 进行处理。 10.2.11每日作业结束后应将管线端部管口临时封堵。遇水及 沟下焊管线应采取防水措施。 10.2.12焊口应有标志，焊口标志应包括工程名称缩写、标段号， 桩位号、流水号，标志可用记号笔写在距焊口（油、气流动方向下 游)1m处防腐层表面，并应同时做好焊接记录。 1所有带裂纹的焊缝应从管线上切除，焊道出现的非裂纹性 缺陷，可直接返修； 2焊缝返修应使用评定合格的返修焊接工艺规程。焊缝在 同一部位的返修不应超过2次，根部只应返修1次。返修后，宜按 人 原标准检测。

1所有带裂纹的焊缝应从管线上切除，焊道出现的非裂纹性 缺陷，可直接返修； 2焊缝返修应使用评定合格的返修焊接工艺规程。焊缝在 同一部位的返修不应超过2次，根部只应返修1次。返修后，宜按 原标准检测。

10.3 焊缝的检验与验收

10.3.1焊缝经外观检查合格后方可进行无损检测。焊缝外观检 查应符合下列规定： 1焊缝外观成型应均匀一致，焊缝及其热影响区表面上不得 有裂纹、未熔合、气孔、夹渣、飞溅、弧坑等缺陷； 2焊缝表面不应低于母材表面，焊缝余高应在0～3mm范 围内，向母材的过渡应平滑； 3焊缝表面每侧宽度宜比坡口表面宽1mm~2mm； 4咬边的最大尺寸应符合表10.3.1中的规定。

表10.3.1咬边的最大尺寸

10.3.2无损检测应符合国家现行标准《石油天然气管道工程全 自动超声波检测技术规范》GB/T50818和《石油天然气钢质管道 无损检测》SY/T4109的规定射线检测及超声检测的合格等级均 应为亚级。 10.3.3输油管道的无损检测方法及比例应符合不列规定： 1采用射线检测检验时，应对焊工当日所焊不少于30%的 焊缝全周长进行射线检测； 2采用超声检测时，应对焊工当日所焊焊缝的全部进行检 查，并对其中10%环焊缝的全周长用射线检测复验； 3对通过居民区、工矿企业和穿越、跨越大中型水域、一二级 公路、铁路、隧道的管道环焊缝，以及所有碰死口焊缝，应进行 100%超声检测和射线检测。 10.3.4输气管道的检测方法及比例应符合下列规定： 1所有焊接接头应进行全周长100%无损检测，无损检测方 法应选用射线检测和超声检测。焊缝表面缺陷应选用磁粉或液体 渗透检测。 2当采用超声检测对焊缝进行无损检测时，应按下列比例采 用射线检测对每个焊工或流水作业焊工组当天完成的全部焊缝进 行复验：一级地区中焊缝的5%，二级地区中焊缝的10%，三级地

区中焊缝的15%，四级地区中焊缝的20%。 3穿越、跨越水域、公路、铁路的管道焊缝，弯头与直管段焊 缝及未经试压的管道碰死口焊缝，均应进行100%超声检测和射 线检测。 10.3.5射线检测复验、抽查中，有一个焊口不合格，应对该焊工 或流水作业焊工组在该日或该检查段中焊接的焊口加倍检查，如 仍有不合格的焊口，应对其余的焊口逐个进行射线检测 10.3.6管道采用全自动焊时，宜采用全自动超声检测，检测比例 应为100%，并应进行射线检测复验。全自动超声检测应符合现 行国家标准《石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范》 GB/T 50818 的规定。

11管道防腐及保温工禾

11.0.1管道无损检测合格后，应及时进行防腐补口 11.0.2钢管、弯管、弯头的防腐和保温，现场防腐补口、补伤施工 应符合设计要求和现行有关标准的规定。管道常用的内外壁防腐 层应符合下列规定： 1石油沥青防腐层应符合现行行业标准《埋地钢质管道石油 沥青防腐层技术标准》SY/T0420的规定； 2硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层应符合现行行业标准《埋 地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》 SY/T0415的规定；I 3环氧煤沥青防腐层应符合现行行业标准《理地钢质管道环 4聚乙烯防腐层应符合现行国家标准《埋地钢质管道聚乙烯 防腐层》GB/T23257的规定； 【5聚乙烯胶粘带防腐层应符合现行行业标准《钢质管道聚乙 烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414的规定； 6熔结环氧粉末外涂层应符合现行行业标准《钢质管道熔结 环氧粉末外涂层技术规范》SY/T0315的规定； 7熔结环氧粉末内防腐层应符合现行行业标准《钢质管道熔 结环氧粉末内防腐层技术标准》SY/T0442的规定； 8液体环氧涂料内涂层应符合现行行业标准《钢质管道液体 环氧涂料内防腐层技术标准》SY/T0457的规定； 9管口预处理应符合现行行业标准《涂装前钢材表面处理规 范》SY/T0407的规定； 10高温直理管道保温应符合现行行业标准《直理式钢质高

温管道保温预制施工及验收规范》SY/T0324的规定。 11.0.3防腐层的外表面应平整，无漏涂、褶皱、流尚、气泡和针孔 等缺陷；防腐层应能有效地附着在金属表面；聚乙烯热收缩套 （带）、聚乙烯冷缠粘胶带，以及双组分环氧粉未补伤液、补伤热熔 11.0.4管道锚固墩、穿越段管道、阴极保护测试线焊接处的防 腐，检查合格后方可进行下一道工序。阴极保护测试线焊接处的 防腐材料应与管道防腐层相匹配并与测试线外皮粘接良好 11.0.5管道出、人土的防腐层应高出地面100mm以上，应在地 面交界处的管外采取包覆热收缩套或其他防护性措施。热收缩套 搭接处应平缓，无破损和漏点。

及时下沟时，应采取措施防止滚管。一个作业（机组)施工段，沟上

12.1.3管道应使用吊管机等起重设备进行下沟，不得使用推土

机或撬杠等非起重机具。吊具应使用尼龙吊带或橡胶辊轮吊篮， 不得直接使用钢丝绳。当采用吊篮下沟时，应使用吊管机下沟，起 吊高度以1m为宜，吊管机使用数量不宜少于3台。管道下沟吊 点间距应符合表12.1.3的规定。

表12.1.3 管道下沟吊点间距

12.1.4管道下沟时，应由专人统一指挥作业，应采取切实有效的 措施防止管道滚沟，

措施防止管道滚沟 12.1.5管道下沟过程中，应使用电火花检漏仪检查管道防腐层 检测电压应符合设计及现行有关标准的规定，如有破损或针孔应 及时修补。

层。管道应放置到管沟中心位置，距沟中心线的偏差应小于 150mm。管道壁和管沟壁之间的间隙不应小于150mm。管道应 与沟底充分结合，局部悬空应用细土填塞密实。 12.1.7管道下沟后应对管顶标高进行测量，直线段应每100m 测一点，曲线段可对曲线的始点、中点和终点进行测量。

12.2.1一般地段管道下沟后应及时回填，回填前应排除沟 水，山区易冲刷地段、高水位地段、人口稠密区及雨季施工等 即回填

12.2.3管沟回填前宜完成阴极保护测试引线焊接，并引出地面

1回填土应平整密实； 2石方戈壁或冻土段管沟应先回填细土至管顶上方 300mm，后回填原土石方。细土的最大粒径不应大于20mm，原土 石方最大粒径不得大于250mm；一 3黄土塬地段管沟回填应按设计要求做好垫层及夯实； 4／陡坡地段管沟回填宜采取袋装土分段回填。 12.2.5下沟管道的端部，应预留出50倍管径且不小于30m管 段暂不回填。 12.2.6管沟回填土宜高出地面0.3m以上，覆土应与管沟中心 线一致，其宽度为管沟上开口宽度，并应做成有规则的外形。管道 最小覆土层厚度应符合设计要求。 12.2.7沿线施工时破坏的挡水墙、田、排水沟、便道等地面设 施应及时恢复。 12.2.8设计上有特殊要求的地貌应根据设计要求恢复。

12.2.10对于回填后可能遭受洪水冲刷或浸泡的管沟，应采取压 实管沟、引流或压砂袋等防冲刷、防管道漂浮的措施。 12.2.11管沟回填土自然沉降密实后，应对管道防腐层进行地面 检漏，且应符合设计规定。一般地段自然沉降宜为30天，沼泽地 段及地下水位高的地段自然沉降宜为7天。

13管道穿越、跨越工程

13.1管道穿越、跨越工程

13.1.1管道穿越、跨越工程的施工应分别符合现行国家标准《油 气输送管道穿越工程施工规范》GB50424和《油气输送管道跨越 13.1.2采用套管穿越的管道，当设计要求安装牲阳极时，应在 穿入套管前完成，安装后应测量管道电位是否达到保护电位要求。 输送管的绝缘支撑架应安装牢固，绝缘垫位置正确。绝缘支撑架 不得与阳极相连。 13.1.3输送管穿入套管前，应进行隐蔽工程检查，套管内的污物 应清扫干净。输送管防腐层检漏合格后方可穿人套管内，穿人后 应用500V兆欧表检测套管与输送管之间的绝缘电阻，其值应大 于2M2。检测合格后应按设计要求封堵套管的两端口。 13.2穿越地下设施、管道、线缆 13.2.1管道穿越其他埋地管道、线缆时，应按国家有关规定及设 计要求实施

13.1.1管道穿越、跨越工程的施工应分别符合现行国家标准《油 气输送管道穿越工程施工规范》GB50424和《油气输送管道跨越 工程施工规范》GB50460的有关规定。 13.1.2采用套管穿越的管道，当设计要求安装牲阳极时，应在 穿入套管前完成，安装后应测量管道电位是否达到保护电位要求。 输送管的绝缘支撑架应安装牢固，绝缘垫位置正确。绝缘支撑架 不得与阳极相连。

13.2.1管道穿越其他埋地管道、线缆时，应按国家有关规定及设 计要求实施

管道清管测径、试压及于

人 14.1一般规定 14.1.1石油天然气长输管道在下沟回填后应清管、测径及试压 清管、测径及试压应分段进行。 14.1.2河流大中型穿跨越和铁路、高速公路、二级及以上公路穿 越的管段应单独进行试压。 14.1.3分段试压合格后，连接各管段的连头焊缝应进行100% 超声检测和射线检测，不再进行试压，预制件及连头管段应在安装 之前预先试压。经单独试压的线路截断阀及其他设备可不与管线 一同试压。 14.1.4试压中如有泄漏，应泄压后修补，修补合格后应重新试 压。 14.1.5管道清管、测径及试压施工前，应编制施工方案，制定安 全措施，考虑施工人员及附近公众与设施安全。清管、测径及试压 作业应统一指挥，并配备必要的交通工具、通信及医疗救护设备。 14.1.6试压介质的选用应符合下列规定： 1输油管道试压介质应采用水，在高寒、陡坡等特殊地段，经 设计校核可采用空气作为试压介质，但管材必须满足正裂要求 试压时必须采取防爆安全措施。 2输气管道位于一、二级地区的管段宜用水作试压介质，在 高寒、陡坡等特殊地段可采用空气作试压介质。 3输气管道位于三、四级地区的管段应采用水作试压介质。 4管道试压水质应使用洁净水。 14.1.7试压装置，包括阀门和管道应经试压检验合格后方能使

14.1.7试压装置，包括阀门和管道应经试压检验合格

装置与主管连接口应进行全周长射线检测，合格级别应与主管线 相同。

14. 2 清管、测径

14.2.1分段试压前，应采用清管球（器）进行清管，清管介质应用 空气。清管次数不应少于2次，以开口端不再排出杂物为合格。 14.2.2分段清管应设临时清管器收发装置，清管器接收装置应 选择在地势较高且50m内没有建筑物和人口的区域内，并应设置 警示标志。

14.2.3线路截断阀不应参加清管

14.3.1水压试验应符合现行国家标准《液体石油管道压力计 GB/T16805的有关规定

14.3.2分段水压试验的管段长度不宜超过35km，应根据该段 的纵断面图，计算管道低点的静水压力，核算管道低点试压时所承 受的环向应力，其值不应大于管材最低屈服强度的0.9倍，对特殊 地段经设计允许，其值最大不得大于0.95倍。试验压力值的测量 应以管道最高点测出的压力值为准，管道最低点的压力值应为试 验压力与管道液位高差静压之和

14.3.3试压充水宜加入隔离球，并应在充水时采取背压措施，以

开孔排气。压力试验宜在24小时后进行，以缩小温度差异。

开孔排气。压力试验宜在24小时后进行，以缩小温度差异。 14.3.4输油管道分段水压试验时的压力值、稳压时间及合格标 准应符合表14.3.4的规定

表14.3.4输油管道分段水压试验时的压力值、稳压时间及合格标准

14.3.5输气管道分段水压试验时的压力值、稳压时间及合格标

14.3.6 架空输气管道采用水压试验前，应核算管道及其支撑结 构的强度，必要时应临时加固，防止管道及支撑结构受力变形。 14.3.7试压宜在环境温度5℃以上进行，当不能满足时，应采取 防冻措施。

14.3.8试压合格后：应将管段内积水 净，山区清扫时以采 取背压等措施，清扫出的污物应排放到规定区域，清扫应以不再排 出游离水为合格

14.4.1分段气压试验的管段长度不宜超过18km。

14.4.2试压用的压力表应经过校验，并应在有效期内。压力表 精度不应低于1.6级，量程应为被测最大压力的1.5倍～2倍，表 盘直径不应小于150mm,最小刻度应能显示0.05MPa。试压时的 压力表不应少于2块，并应分别安装在试压管段的两端。稳压时 间应在管段两端压力平衡后开始计算。试压管段的两端应各安装 1支温度计，且应避免阳光直射，温度计的最小刻度应小于或等于 14.4.3试压时的升压速度不宜过快,压力位缓慢上升，每小时升 压不得超过1MPa。当压力升至0.3倍和0.6倍强度试验压力 时，应分别停止升压，稳压30min，并应检查系统有无异常情况，如 无显堂情况可继续升压

14.4.4检漏人员在现场查漏时，管道的环向应力不应超过

规定的最低屈服强度的20%；在管道的环向应力首次开始从钢材 规定的最低屈服强度的50%提升到最高试验压力，直到文降至设 计压力为止的时间内，试压区域内严禁有非试压人员，试压巡检人 员应与管线保持6m以上的距离。试压设备和试压段管线50m以 内为试压区域。

14.4.5油、气管道分段气压试验的压力值、稳压时间及

表14.4.5油、气管道分段气压试验的压力值、稳压时间及合格标准

14.5.1输气管道试压、清管结束后应进行管道干燥。

15.0.1管道连头所用钢管、弯管等材料的材质、壁厚应符合设计 要求。不参与试压的连头管段安装前应进行试压。 15.0.2连头处宜设置在地形、地质条件较好的地段。连头处应 设人行安全通道。作业面应平整、清洁无积水，沟底比设计深度 加深500mm~800mm。 15.0.3现场切割防腐管时，宜采用机械方法，也可采用火焰或等 离子弧方法。 15.0.4吊装时，吊具应固定牢靠，设专人指挥、监护 15.0.5 连头时应采用外对口器，不应强力组对。 15.0.6 连头处的管道焊接应严格执行连头焊接工艺规程，应在 焊接完成后进行100%超声检测和100%射线检测。 15.0.7裂纹缺陷不应返修，其他缺陷只应返修1次。 15.0.8检测完成后，应按要求进行防腐补口、补伤，经业主（或监 理确认合格后，应及时进行管沟回填。

16.1截断阀室及阀门安装

16.1.1截断阀室的土建工程应符合国家现行相关标准的规定。 16.1.2阀室工艺管道安装应符合现行国家标准《石油天然气站 内工艺管道工程施工规范》GB50540的有关规定。 16.1.3阀门安装前应熟悉阀门安装说明书，应按相关标准及制 造厂家的说明书检查、安装阀门。入 16.1.4阀室内埋地管道和阀门应在回填土前进行电火花检漏， 防腐绝缘合格后方可回填 16.1.5管道穿越阀室墙体或基础的缝隙应按设计要求封堵严 密。 16.1.6埋地管道和阀门周围应用细土回填，并分层夯实。 16.1.7施工结束前应恢复地貌和清理现场。 16.1.8阀室安装后应单独进行吹扫、试压 16.2阴极保护工程 16.2.1 线路阴极保护工程施工及验收应符合现行国家标准《理 地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448的有关规定。 16.2.2栖牲阳极的安装应符合下列要求： 1袋装牺牲阳极使用时应确保回填材料密实。当阳极和填 包料分开供应时，阳极理设应置于填包料的中心位置，导线应留有 充分的余量。操作中不应损伤导线和接头。 2带状牺牲阳极理设应符合设计要求。 3临时保护用的带状牺牲阳极应通过测试桩与管道连接，投

防腐绝缘合格后方可回填

1袋装牲阳极使用时应确保回填材料密实。当阳极和填 包料分开供应时，阳极理设应置于填包料的中心位置，导线应留有 充分的余量。操作中不应损伤导线和接头。 2带状牺牲阳极埋设应符合设计要求。 3临时保护用的带状牺牲阳极应通过测试桩与管道连接，投 产前应与管道断开。

16.2.3强制电流系统的安装应符合下列要求： 1整流器外壳应接地可靠 2辅助阳极应按设计要求埋设，回填料应保证阳极周围均句 且没有空隙，回填时应避免损伤阳极和电缆。 3电缆与整流器的连接应牢固并导电良好， 4主电缆与阳极引线之间的连接应牢固且导电良好,连接点 应进行防水密封。 5直理式阳极电缆应防止电缆外皮的绝缘损伤；所有电缆应 留有足够的松弛余量，并应按设计要求回填。

16.2.4阴极保护测试桩的连接和跨接应符合下列要求：

1管道和测试导线的连接处应十燥、清洁，测试导线与管道 的连接应牢固且导电良好。 2与其他构筑物跨接或跨接绝缘接头的电缆连接应牢固，导 电良好，并应按设计要求进行防腐绝缘。跨接连接应便于进行测 试。 3绝缘接头安装前应进行绝缘电阻测试，安装后应检测其电 绝缘的有效性。Y 16.2.5阴极保护投入运行前，应做好自然电位测试；运行后应做 好保护电位和保护电流测试。测试记录应完整

16.3.1里程桩、转角桩、标志桩应进行检查验收，表面应光滑平 整，无缺棱掉角，尺寸充许偏差应为土10mm，混凝土强度应达到设 计要求。油漆涂刷应均匀一致。理设位置和深度应符合设计要求。 16.3.2单程桩、转角桩、标志桩的设置以及标记内容与格式应符 合设计要求和现行行业标准《管道干线标记设置技术规定》 SY/T6064的有关规定。

时不得损伤管道母材，焊后应打磨棱角、毛刺，清除焊渣和表面锈 蚀，除锈等级应符合现行行业标准《涂装前钢材表面处理规范》 SY/T0407中规定的Sal级，并应按设计要求防腐绝缘。锚固墩 及其以外2m范围内的管道防腐层经电火花检漏合格后方可浇筑 混凝土，混凝土应加强养护。 16.3.4警示牌应采用反光涂料涂刷。 16.3.5警示带敷设应符合下列规定： 1敷设警示带使用的材料、规格、颜色、用语、字体等应符合 设计要求； 2警示带应平整的敷设在管道的正上方，距管顶的距离宜为 .5m，敷设时字面应向上；一 3警示带的敷设应连续，不应出现漏接。 16.4线路保护构筑物 16.4.1线路保护构筑物应在管道下沟后及时进行施工，并宜在 雨季(洪水)到来之前完成。对于影响施工安全的地方应预先施 工。 16.4.2线路保护构筑物施工应符合现行行业标准《油气输送管 道线路工程水工保护施工规范》SY/T4126的有关规定。

17.0.1施工单位完成合同规定范围内全部工程项目，并经验收 合格后，应及时与建设单位办理交工手续。 17.0.2工程交工验收前，施工单位应按照规定向建设单位提交 技术文件。

A.1.1纵向弹性曲线放线应按下列步骤执行：

1按设计的纵断面图，在实地根据断面地形特点和里程，找 到曲线上的起点M、中点O和末点N及其他控制点的实地位置 (图 A. 1. 1) :

2 这些点位上应打好桩，各桩上应注明标高、挖深； 3 管沟开挖； 4 成沟后应将沟底修成平缓圆弧段

1在实地应确定切线T的端点M、O、N的位置： 2将切线T等分若干段，每段宜为10m或20m，依次编分点 号1、2、3、4;

图A.2.2“坐标法”放样

2把切线T=MO或T=NO作为X轴，过M点或N点的 曲线半径R=MO'或R=NO作为Y轴，计算出1、2、3n各点的

直角坐标（X；、Y，）值，在现场用钢尺从切线起点M或N沿MO或 NO方向量出各点的间距X，（一般取整数，如10m、20m），插测针 做标记，再过此点做垂线量出Y；值，直到P点，然后用绳索连按 M、1、2、n、P、n'..·2'、1'、N各点成弧形曲线;； 纵坐标值可按下式计算：

当α较小时，纵坐标值也可按下式计算：

Y=X²/[R(1+cosα)

3“总偏角法”放样（图A.2.3）应按下列步骤执行：

A.2.3“总偏角法”放样(图A.2.3)应按下列步骤执行

图A.2.3“总偏角法”放样

1地势不太开阔或曲线半径很大时，可用偏角和弦长来测设 线； 2理论计算应符合下列原则： 1)计算偏角和弦长。设M点到1点的弧长为e，n点到N 点的弧长为9，其他各点间弧长为S（一般取一整数，如 10m、20m），则各弧长所对圆心角应按下列公式计算：

di=3437.8(e/R） d²=3437.8(g/R) d=3437. 8(S/R)

2019年注册道路专业案例真题（上午）相应于弧长e、9、S的弦长应按下列公式计算：

a=2Rsin(d/2) a2=2Rsin(d2/2) a=2Rsin(d/2)

a=2Rsin(d/2) 2)曲线上各点的总偏角。因半径R很大，弧长d同所对应 的弦长a可以看作相等。切线和弦的夹角等于弦所对圆 心角的一半，可以从图中得出曲线上各点的总偏角为： ZOM1=di/2 /OM2=d1/2+d/2 /OM3=di/2+d 设部信 +.....+d/2+d2/2=α/2 有了各点的总偏角和各点间的弦长,弦长可用弧长代替,可在 实地测设。 3实地测设方法应按下列步骤执行： 1)将仪器安置在M点，使游标读数为00'后视O点，然后 松开上盘使游标读数为di/2.并沿M1方向在地面上量 出一段相应于e弧的弦长a.得1点位置； 2)再松开上盘，使游标读数为d/2十d/2，同时把尺子零点 对准1点，以1点为圆心，以相应于弧长S的弦长a为半 径摆动钢尺，它与视线相交的点即为2点的位置； 3)用同样方法定出地面上其他各点，最后定出N点，看其 是否与原有N点相符，不相符时，应重新测设。若N点 与原有N点相符，连接M、1、2、..n、N各点可为管道 的弹性敷设曲线。

A.3.1管道弹性敷设应符合下列规定：

A.3.1管道弹性敷设应符合下列规定：

叠加曲线，应首先控制水平角的曲线GTCC-086-2018 电气化铁路接触网汇流排-铁路专用产品质量监督抽查检验实施细则，再控制纵向角的曲线，水平 与纵向的两曲线应相叠加，确定叠加曲线。 2应保证管道弹性敷设贴沟底，严格按照设计要求放线，管 沟深度应符合设计要求。 3弹性敷设段管段应独立下沟，严禁组焊成一条“长龙”下 沟。

1为便于在执行本标准条文时区别对待,对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1）表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁” 2)表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜反面词采用“不宜”； 4)表示有选择,在一定条件下可以这样做的,采用“可” 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合...· 的规定”或“应按…执行”。

《油气输送管道穿越工程施工规范》GB50424 《油气输送管道跨越工程施工规范》GB50460 《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540 《石油天然气管道工程全自动超声波检测技术规范》 GB/T50818 《液体石油管道压力试验》GB/T16805 《埋地钢质管道阴极保护技术规范》GB/T21448 《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》GB/T23257 《钢质管道熔结环氧粉末外涂层技术规范》SY/T0315 《直埋式钢质高温管道保温预制施工及验收规范》SY/T0324 《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414 《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》 SY/T0415 《理地钢质管道石油沥青防腐层技术标准》SY/T0420 《钢质管道熔结环氧粉末内防腐层技术标准》SY/T0442 《埋地钢质管道环氧煤沥青防腐层技术标准》SY/T0447 《钢质管道液体环氧涂料内防腐层技术标准》SY/T0457 《钢质管道焊接及验收》SY/T4103 《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109 《天然气输送管道十燥施工技术规范》SY/T4114 《油气输送管道线路工程水工保护施工规范》SY/T4126 《管道干线标记设置技术规定》SY/T6064 《石油大然气建设工程交工技术文件编制规范》SY/T6882