GB50369-2014-标准规范下载简介：

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GB50369-2014-油气长输管道工程施工及验收规范

设计压力的1.5倍，稳压时间应为5min，无泄漏为合格。试压后 应清除残余水，应使用500V兆欧表进行电绝缘检测，绝缘电阻应

4.2.5线路阀门安装前，应进行外观检查、阀门启闭检查及水压 试验,其检验要求应符合表4.2.5的规定。

表4.2.5线路阀门安装前的检查、试验规定

GB/T 36952-2018 平板显示器(FPD)偏光膜表面耐划伤性的测试方法5.1.1设计单位与施工单位在现场进行控制（转角)桩、沿线路设

5.1.1设计单位与施工单位在现场进行控制(转角)桩、沿线路设

5.1.1设计单位与施工单位在现场进行控制（转角)桩、沿线路设 置的临时性、永久性水准点的交接后，施工单位应进行测量放线， 将桩移到施工作业带的边缘。

5.2.1设计代表在现场向施工单位交接设计控制（转角）桩时，应 核对桩号、里程、高程、转角角度。交桩后，施工单位应采取措施， 保护控制（转角）桩，对已经丢失的桩应复测补桩。

5.2.1设计代表在现场向施工单位交接设计控制（转角）桩日

5.2.2平原地区宜采用与管道轴线等距平行移动的方法移桩

图5.2.2），移桩位置应在管道组装焊接一侧，且宜在施工带边界 线内1m的位置，转角桩应按转角的角平分线方向移动，平移后的 桩可称为原桩的副桩。山区移桩困难时可采用引导法定位，即在 控制(转角)桩四周植上4个引导桩,4个引导桩构成的四边形对 角线的交点为原控制（转角）桩的位置。

图5.2.2平行移桩方法

5.3.1测量放线应根据设计控制（转角）桩或其副桩进行。需要 更改线路位置时，应经设计代表的书面同意后，方可更改。 5.3.2管道测量放线应放出线路轴线（或管沟开挖边线）和施工 作业带边界线。在线路轴线（或管沟开挖边线）和施工作业带边界 线上应加设百米桩，桩间应做标记，且施工期间标记应保持完好状 态。

5.3.3管道水平转角较大时,应增设加密桩。弹性敷设管段或冷

弯管管段，其水平转角应根据切线长度、外矢矩等参数在地面 出曲线。采用预制弯管的管段，应根据曲率半径和角度放出日 弹性敷设可通过“工兵法”“坐标法”或“总偏角法”等方法进 量放样，做法应符合本规范附录A的规定。

道施工测量成果表所标明的变坡点位置、角度、曲率半径等参数放 线。

面弹性敷设管道的曲率半径应大于管子在自重作用下产生的挠度 曲线的曲率半径,其曲率半径应按下式计算：

式中:R 管道弹性弯曲曲率半径（m）； D 钢管的外径（cm）; 管道的转角（）。

5.3.6在河流、沟渠、公路、铁路穿跨越段的两端，地下管近

览、光缆穿越段的两端，线路阀室两端及管线直径、壁厚、材质、防 窝层变化分界处应设置临时标志桩，其设置位置应在管道组装焊 接一侧,施工作业带边界线以内1m处。

5.1.1施工作业带清理前应对施工作业带横断面布置（图 6.1.1)进行设计

6.1.1施工作业带清理前应对施工作业带横断面布置（图

6.1.1)进行设计

图6.1.1施工作业带横断面布置图

6.1：2施工作业带占地宽度应和管道的直径、开挖土方的类型 和体积、所使用的机械以及管道安装方法相适应。穿越、跨越河 流、沟渠、公路、铁路、拖管车调头处、地下水丰富及管沟挖深超 过5m的地段，应根据实际需要，增加占地宽度。林区、山区非 机械化施工及人工凿岩地段根据地形、地貌条件，可减少占地宽 度。 施工作业带占地宽度，一般地段宜按下列公式计算：

L=C+B,十y十Dm+Z+1 C= B :h: A

Bi=B2十2h/i B,= Dm +K

式中：L 施工作业带占地宽度（m）； C 土堆宽度(m); B1 管沟上口宽(m); B2 管沟底宽（m）； A h 管沟深度(m）; 坡度,i=tanα; 信 α 管沟开挖放坡角度（°） Dm 钢管的结构外径（包括防腐、保温层的厚度）（m）； 沟底加宽余量；X 安全距离（m）,应按本规范表9.1.6取值； Z一施工作业侧宽度（m），根据管径大小及作业方式等因 素,取值范围为8m～14m。 6.1.3在施工作业带范围内，对于影响施工机具通行或施工作 业的石块、树木等地上障碍物应清理干净，沟、坎应予平整，有积 水的低洼地段应排水。施工作业带清理时，应减少或防止水土 流失。 6.1.4清理和平整施工作业带时，应保护标志桩，损坏时应及时 恢复

6.2.1施工便道应平坦，应具有足够的承载能力，应能保证施工 车辆和设备的行驶安全。施工便道路面宽度宜大于4m，并与公路 平缓接通，每2km宜设置1个会车处，弯道和会车处的路面宽度 宜大于10m，弯道的转弯半径宜大于18m。 6.2.2施工便道经过河流、沟渠时，可采取修筑临时性桥涵或加

6.2.2施工便道经过河流、沟渠时，可采取修筑临时性

6.2.3在沼泽、水田、沙漠等地区修筑施工便道时，应采取加强路 基的措施。 6.2.4施工便道经过地下管道、线缆、沟渠等地下构筑物或设施 时，应采取保护措施。

7. 1 装卸 7.1.1防腐管装卸不得损伤防腐层，应使用不损伤管口的专用吊 具，弯管应采取吊管带装卸 7.1.2所有施工机具和设备在行车、吊装、装卸过程中,其任何部 位与架空电力线路的安全距离应符合 1. 2 的规定。

7.1.1防腐管装卸不得损伤防腐层，应使用不损伤管口的专 具，弯管应采取吊管带装卸

7.1.2所有施工机具和设备在行车、吊装、装卸过程中，其任

表7.1.2施工机具和设备与架空电力线路的安全距离

7.2.2，装车前,应核对防腐管的防腐等级、材质、壁厚,不宜将不 同防腐等级、材质、壁厚的防腐管混装。 7.2.3运输防腐管时，捆扎牢固，对防腐层采取保护措施。防腐 管与车架或立柱之间、防腐管之间、防腐管与捆扎绳之间应设置橡 皮板或其他软质材料衬垫，捆扎绳应套橡胶管或其他软质管套。 弯管运输应采取保护措施，保温管的运输应使用配备装有柔性垫 板的运管车。

7.2.4阀门宜原包装运输，应固定牢固，

材料应按产品说明书的要求妥善保管。存储过程中应进

7.3.2材料存放场地应平整、无石块，地面不应积水。存放

应保持1%～2%的坡度，并应设有排水沟。应在存放场地内修筑 汽车与吊车进出场的道路，场地上方应无架空电力线。《 7.3.3成品管的存放和堆置高度应保证管子不会发生损伤和永

应保持1%～2%的坡度，并应设有排水沟。应在存放场地内修筑 汽车与吊车进出场的道路，场地上方应无架空电力线。《

7.3.3成品管的存放和堆置高度应保证管子不会发生损伤和永 久变形，采取防止滚落的措施。不同规格、材质的防腐钢管应分开 堆放。每层防腐管之间应垫放软垫，最下层的管子下宜铺垫两排 枕木或砂袋，管子距地面的距离宜大于200mm。

7.3.4阀门宜原包装存放，存放时应采取防水措施

7.3.5焊材、防腐补口材料等应存放在库房中，其中防腐补口材 料应存放在通风干燥的库房，焊条长期存放时的相对湿度不宜超 过60%。

7.3.6易燃、易爆物品的库房应按相关标准配备消防灭火器材。

8.1.1管沟的开挖深度应符合设计要求。侧向斜坡地段的管沟 深度，应按管沟横断面的低侧深度计算。 8.1.2管沟边坡坡度应根据土壤类别力学性能和管沟开挖深度 确定,深度在 5m以内管沟的最陡边坡坡度应按表8.1.2 确定。

表8.1.2 深度在5m以内管沟的最陡边坡坡度

8.1.3深度超过5m的管沟边坡开挖时，应根据实际情况，采取 放缓边坡、支撑或阶梯式开挖措施 8.1.4管沟沟底宽度应根据管道外径、开挖方式、组装焊接工艺

8.1.3深度超过5m的管沟边坡开挖时，应根据实际情况，采取 放缓边坡、支撑或阶梯式开挖措施， 8.1.4管沟沟底宽度应根据管道外径、开挖方式、组装焊接工艺

放，下层应放置在靠近管沟一

放，下层土应放置在靠近管沟一侧

8.2.4爆破开挖管沟宜在布管前完成。爆破作业应由有爆破资 质的单位承担。爆破作业应制定安全措施，规定爆破安全距离，不 应威胁到附近居民、行人，以及地上、地下设施的安全。对于可能 受到影响的重要设施，应事前通知有关部门和人员，采取安全保护 措施后方可爆破

8.2.5开挖管沟时，应保护地下文物，当发现文物时应保护现场

8.2.6在穿越道路、河流、居民密集区等地段进行管沟开挖

采取适当的安全措施，设置警告牌、信号灯、警示物等。

8.3.2管沟中心线、沟底标高、沟底宽度、变坡点位移的允许偏差

8.3.3石方段管沟沟壁不得有欲坠的石头，沟底不应有石块

8.3.3石方段管沟沟壁不得有欲坠的石头，沟底不应有石块

9.1.1应按设计图纸规定的钢管材质、规格和防腐层等级布管。 布管前宜测量管口周长、直径，进行匹配组对。 9.1.2堆管场地应平坦，无石块、积水和坚硬根茎等损伤防腐层 的物体。防腐管下宜设置两条土或土袋。 9.1.3堆管的位置应靠近管线，且应远离架空电力线。管堆之间 的距离不宜超过500m。 9.1.4沟上布管前每根管子应设置管墩，平原地区管墩的高度宜为 0.4m～0.5m，山区应根据地形变化设置，管墩宜用袋装软质材料。 9.1.5沟上布管时，管与管首尾相接处宜错开一个管径。吊管机 布管吊运时，宜单根管吊运。进行双根或多根管吊运时，应采取有 效的防护措施。 9.1.6沟上布管及组装焊接时，应符合下列要求： 合表 9. 1. 6 的规定

表9.1.6管道边缘与管沟边缘的安全距离

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

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JT/T 1325-2020 行驶温度记录仪技术要求和检验方法，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

DB33T 271-2015 黄花梨生产技术规程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