煤层气集输工程管线工程集输部分说明书.doc

西安长庆科技工程有限责任公司（长庆勘察设计研究院）说 明 书文件号 燃施-3082/明共20页 第20页 B版1 设计依据1.1工程建设合同1.2遵循的国家现行标准规范1.2.1石油天然气工业输送钢管交货技术条件 第1部分：A级钢管 GB/T9711.1； 1.2.2钢制对焊无缝管件GB/T12459；1.2.3钢制管道外腐蚀控制规范GB/T 21447；1.2.4埋地钢质管道阴极保护技术规范GB/T 21448；1.2.5埋地钢质管道聚乙烯防腐层GB/T23257；1.2.6建筑设计防火规范GB50016；1.2.7石油天然气工程设计防火规范GB50183； 1.2.8现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范 GB50236；1.2.9输气管道工程设计规范GB50251； 1.2.10油气集输设计规范 GB50350；1.2.11油气长输管道工程施工及验收规范GB50369；1.2.12油气管道穿越工程施工规范GB50424；1.2.13钢制管道穿越铁路和公路推荐作法SY/T0325；1.2.14油气田集输管道施工技术规范SY/T0422；1.2.15石油天然气金属管道焊接工艺评定（SY0452）1.2.16钢制管道焊接及验收SY/T41031.2.17石油天然气钢质管道无损检测SY/T4109；1.2.18石油天然气建设工程施工质量验收规范 油气田集输管道工程SY/T4204；1.2.19石油天然气建设工程施工质量验收规范 管道穿跨越工程SY 42071.2.20埋地钢制管道外防腐层修复技术规范SY/T5918；1.2.21天然气管道运行规范SY/T5922；1.2.22油气输送用钢制弯管SY/T5257；1.2.23石油工业动火作业安全规程SY/T5858；1.2.24中华人民共和国石油天然气管道保护法中华人民共和国主席令(第30号)；2 工程概况格瑞克公司煤层气外输管线起点位于沁水县柿庄附近的外输首站，终点位于固县附近的中石油樊4集气站外输端。起点桩号为P36（X=3968332.85,Y=37649779.29），终点桩号为P1（X=3962526.07,Y=37643596.75）。在距离樊4集气站约300m处（X=3962541.02，Y=37643778.92）预留接口1处（预留一个DN250阀门井），在距离樊4集气站约285m处设截断阀门一处（采用DN250阀门井），具体位置详见平面图：燃施-3082/1-B版。管线大致呈南北走向,全线敷设于山西省晋城市沁水县境内，途经山西省晋城市沁水县寺沟、应郭村、下湾、牧圪梁、固县乡，沿途所经地貌单元主要为河流冲积洪地貌。本段线路水平长度9089.2m,实际长度9093.9m，其中管道穿越道路及河流时采用大开挖方式，共穿越河流9次，穿越道路1次。在管道设计压力：2.5MPa，设计输量50104m3/d，输送介质为煤层气，除特殊地段外全线设计埋深1.5m（管底）。管线选取螺旋缝双面埋弧焊钢管，在管线接樊4集气站进口端200m、接格瑞克外输首站出口端200m管线及本工程中三级地区管线规格为L245-273.16.4，其余地区管线规格为L245-273.15.6。采用冷弯弯管23处，热煨弯管5处。冷弯弯管采用螺旋缝焊钢管弯制，壁厚与主干线相同；热煨弯管采用直缝双面埋弧焊钢管煨制。3 沿线自然概况3.1场地地形地貌及地质构造3.1.1 地形地貌该场地属河流冲积洪地貌。拟建管网区在固县端氏河分支河流河谷之中，河谷宽约300500m，地势低平，由上游向下游缓倾，地势逐渐变高，绝对高程介于709.0m-813.04m之间，坡度约为1.00%。3.1.2 地质构造根据有关资料，本区处于沁水盆地，查阅地质构造图系，未发现断裂及其它构造形迹，场地的稳定性受区域稳定的控制。沁水县境内断层与褶皱较发育。东部以褶皱为主，西（南）部断层密集。区内主要构造有：（1）沁水复式向斜：位于苏庄、郑庄一带，属近南北走向构造，由二迭系石千峰组上部棕色长石砂岩与紫红色页岩、泥岩互层及三迭系下部长石砂岩夹页岩、泥岩互层构成褶皱带，呈北偏东复式向斜，两翼发育一系列次级褶皱，褶皱线一般长26km，两翼倾角一般为510。（2）晋东南山字型构造前弧西翼：区内走向北西300，为一系列近于平行的断层、褶皱及与其垂直分布的断裂组成。断层长30km，落差0900m，走向北西，倾向南西，倾角1540，破碎带宽1.55m。（3）山字型脊柱：位于郑村、固县、柿庄一带向北延伸到安泽、长子、屯留境内，由二迭系、三迭系地层形成的南北向褶皱群组成，长56km，北部最宽25km，向南变窄，两翼倾角612，局部20（见沁水县构造体系图）。3.2地层分布及岩性特征 根据勘探资料，该场地现地表下4.0米范围内地基土层共分二层，均为第四系全新统冲积洪积物（Q4al+pl），主要岩性为黄土状粉土、卵石，各土层分布及岩性特征自上而下分述如下： 黄土状粉土（Q4al+pl）：褐黄色，稍湿，稍密，局部上部包含有植物根系，局部夹少量砂卵石,具有中等压缩性，具有轻微-强烈湿陷性，摇震反应中等,干强度低,韧性低,无光泽反应。该层局部分布，层顶埋深0.0米（绝对高程800.32-711.20米）；层底埋深0.3-8.0米（绝对高程792.32-710.70米）, 层厚0.3-8.0米。卵石（Q4al+pl）:杂色，稍密，夹碎石，包含粉细砂、圆砾、角砾、粉土，母岩成分主要由砂岩及灰岩组成，微风化，磨圆度较好，呈亚圆形-次圆形，颗粒级配较好，最大粒径50mm，骨架颗粒空隙主要由粉细砂、圆砾、角砾、粉土充填。该层遍布整个场地，层顶埋深0.0-8.0米（绝对高程813.04-709.00米），层底埋深2.8-9.0米（绝对高程809.04- 705.00米），层厚大于4.0米，本次勘察未揭穿该层。3.3 气象及水文条件3.3.1 气象沁水区内属于南暖温带轻半干旱气候区，四季分明，冬长夏短，季风强盛，沁水县年均气温10.337.8，年平均降水量640毫米。本区属于季节性冻土区，标准冻土埋深0.61米。3.3.2 水文条件根据钻孔资料，该场地地下水初见水位为现地表下0.1-3.8米，绝对高程773.29-708.02米，地下水稳定水位为现地表下0.1-3.9米，绝对高程773.19-707.92米；地下水赋存于第层卵石层中，为潜水，本次勘察期间为平水期，水位年变幅0.5-1.0米，地下水主要由大气降水、地表水渗入及侧向径流补给，排泄方式为垂直向下渗透、侧向径流排泄及人工汲取。3.4 地下水对建筑材料腐蚀性评价根据岩土工程勘察规范GB50021-2001（2009年版）附录G.0.1、油气田及管道岩土工程勘察规范GB50568-2010附录A，并根据场地水质分析报告表，综合判定该场地的地下水对混凝土结构及钢筋混凝土结构中的钢筋均具微腐蚀性，对钢结构具弱腐蚀性。3.5地基土腐蚀性评价：根据物探资料（详见物探报告），视电阻率值s2040m，根据油气田及管道岩土工程勘察规范GB50568-2010附录A，判定该场地土对钢结构具微-中腐蚀性，综合评价该地基土对钢结构具中腐蚀性。3.6地质灾害现状评估根据山西省沁水县地质灾害调查与区划报告，工作区位于崩塌、滑坡、潜在泥石流高易发区。地貌上以低山丘陵区为主，地面标高690810m，相对高差约120m，地表分割零碎，呈波状起伏，区内沟壑纵横，侵蚀较强烈。煤层气管线主要延端氏河支流的柿庄河分布。区内出露地层主要为二叠系、三叠系和第四系。根据野外初步调查，区内共有地质灾害隐患点4处。其中崩塌隐患点2处，潜在泥石流2处。主要受降雨、动力压力、河流向源侵蚀作用等因素影响，稳定性较差。崩塌隐患点B1：位于管线北端现采气供应站一带，地理座标：X=3968548，Y=19649690。该崩塌隐患点长约70m，高约10-16m，岩性以第四系黄土为主，侵蚀强烈，稳定性较差，在煤层气管线的开挖施工过程中对人员和施工设备有一定威胁。崩塌隐患点B2：位于樊村采气供应站一带，地理座标：X=3962626，Y=19643720。该崩塌隐患点长约60m，高约12-30m，岩性以二叠系砂、页岩互层为主，岩石风化较强烈，稳定性较差，在煤层气管线的开挖施工过程中对人员和施工设备有一定威胁。潜在泥石流沟1：位于工作区沙门口村一带，该沟长约7900m，标高8001200m，相对高差400m，汇水面积约17.08km2,拟布的煤层气管线将穿越该泥石流沟口。该沟谷汇水面积较大，若发生泥石流将对拟布的煤层气管线形成严重破坏。潜在泥石流沟2：位于工作区牧圪梁村一带，该沟长约920m，标高750880m，相对高差130m，汇水面积约1.52km2,沟口距拟布的煤层气管线约15m，若发生泥石流将对煤层气管线产生较大破坏。由于工作区位于崩塌、滑坡、潜在泥石流高易发区，本次仅对工作区地质灾害进行了初步调查与评估。依据国务院地质灾害防治条例等法律规定，为保护建设用地及周边地质环境，避免工程建设本身遭受地质灾害危害、防止工程建设可能引发地质灾害对工程建设本身及周边环境的影响，保障本工程的正常建设，建议对本项目建设场地进行专门的地质灾害危险性评估工作。4 管线设计4.1管线概况本段线路水平长度9.0892km,实际长度9.0939km。中线成果见表7-1。4.2设计参数 管道设计压力：2.5MPa；管道运行压力1.22.2MPa；设计埋深：1.5m(管底)，管沟挖深1.7m；输送介质：煤层气；4.3 管材选择及弯管选取管线选取螺旋缝双面埋弧焊钢管，在管线接樊4集气站进口端前200m、接格瑞克外输首站出口端前200m管线及三级地区规格为L245-273.16.4，其余地区管线规格为L245-273.15.6。（1）直管段管道壁厚计算公式：=+C式中 计算壁厚（cm）； P设计压力（MPa）； D钢管外径（cm）；s钢管最小屈服强度（MPa）； F设计系数； 焊缝系数； t温度折减系数； C管道腐蚀余量（取C=1mm）。（2）弯头、弯管采用与主材相同的材料，弯头、弯管的管壁厚度计算：式中： b弯头或弯管的管壁计算厚度（mm）； 弯头或弯管所连接的直管段管壁计算厚度（mm）； m弯头或弯管的管壁厚度增大系数； R弯头或弯管的曲率半径（mm），取R6D； D弯头或弯管的外直径（mm）。计算数据如下：地区等级直埋管段热煨弯管计算值选取值计算值选取值二级4.245.64.406.4三级4.796.44.926.44.4管线转角4.4.1弹性敷设管道平面和竖向转角处，在地形条件允许的情况下，优先采用弹性敷设，弹性敷设还应符合下列条件：（1）平面和竖向同时发生转角时，不宜采取弹性敷设，以避免形成空间曲线，使管道悬空。（2）在相邻的反向弹性敷设曲线之间，以及弹性曲线和人工弯管之间，均应采用直管段连接，直管段长度不小于2m。（3）弹性敷设的曲率半径应满足：R1000D对于垂直面上的管道弹性敷设曲率半径尚应满足下式：式中：R管道弹性弯曲曲率半径(m)； D管道外径(cm)； 管道转角()；通过计算，本工程垂直面上管道弹性敷设的最大角度为8（不包括8）。4.4.2冷弯弯管管道不能采用弹性敷设时，则考虑用R=40D的冷弯弯管或R=6D的热煨弯管。本工程冷弯弯管适用于830（不包括30）的转角，30及30以上均采用热煨弯管。本工程不允许采用虾米弯和斜口连接。表3.4-1 冷弯弯管明细表序号里程（km+m）角度()曲率半径备注11+192.41521Rh=40D水平21+949.31924Rh=40D水平32+851.92026Rh=40D水平42+979.3957Rh=40D水平53+347.21110Rh=40D水平64+139.11045Rh=40D水平74+187.31734Rh=40D竖向84+201.22046Rh=40D水平94+444.51605Rh=40D水平104+803.31704Rh=40D水平114+966.42413Rh=40D水平125+197.51225Rh=40D水平136+047.41458Rh=40D水平146+195.8812Rh=40D水平156+446.11818Rh=40D水平166+953.91646Rh=40D水平177+002.4944Rh=40D竖向187+263.01359Rh=40D竖向197+303.81505Rh=40D竖向207+548.41727Rh=40D水平217+633.9813Rh=40D竖向227+996.62308Rh=40D水平238+485.42736Rh=40D水平4.4.3热煨弯管管线转角大，管线在平面和竖向都有转角以及管道受地形限制，管线转角采用R=6D的热煨弯管，本段管线用热煨弯管要求符合油气输送用钢制弯管SY/T5257。本工程线路用热煨弯管在2.5范围内选用。即30、45、50、55、60等。管线热煨弯头采用L245-273.16.4直缝埋弧焊钢管煨制。热煨弯头明细表见表3.4-2。表3.4-2 热煨弯管明细表序号里程（km+m）角度()曲率半径备注10+525.54048Rh=6D折算角度4021+429.42920Rh=6D折算角度3033+093.33040Rh=6D折算角度3043+523.25120Rh=6D折算角度5057+764.93156Rh=6D折算角度304.5总体情况管线弯曲角度在8范围内，一般采用弹性敷设；管线弯曲角度在830时，管线采用冷弯弯管以改变方向，冷弯弯管采用螺旋缝焊钢管弯制，壁厚与主干线相同；管线弯曲角度在 30及30以上时，采用热煨弯管以改变方向，热煨弯管采用直缝双面埋弧焊钢管煨制，管线接樊4集气站进口端前200m、接格瑞克外输首站出口端前200m管线，及三级地区管线规格为L245-273.16.4，其余地区管线规格为L245-273.15.6。地区等级及管材选取见表：表3.2-1 。3.2-1 地区等级统计表序号里程地区类别管道规格线路水平长度(m)备注10+00.00+200.0二级地区L245-273.16.4200樊4集气站出站后200m20+200.00+696.0二级地区L245-273.15.649630+696.01+271.6三级地区L245-273.16.4575.641+271.68+889.2二级地区L245-273.15.67617.658+889.29+089.2二级地区L245-273.16.4200格瑞克外输首站进站前200m4.5管道防腐及阴极保护管线沿线土壤对钢结构具中腐蚀性，本工程全线管线采用三层PE加强级防腐。详细做法见防腐部分 “腐-3082/目-B版”。4.6水工保护 为了确保管道通过各种地区的安全，根据管道工程建设的特点，管道沿线将修建一定数量的水工保护设施。水工保护设施分为设计、施工、管理三步进行实施，以便节省工程投资，同时切实作好管道的保护工作。水工保护主要的类型包括：堡坎、挡墙等水工保护设施。在管沟回填中必须确保挡土坎两侧回填土的密实度，以免挡土坎与两侧的回填土开裂、回填土沉降而形成集水、潜流等。纵断面图设计中所表示的挡土坎位置均为图例，挡土坎具体设置位置及尺寸应根据斜坡的具体情况和管道的埋深参照本要求具体确定。详细做法见“建施-3082/目-B版”。4.7线路附属物4.7.1固定推力支墩为满足管道入土端和出土端管线稳定要求，线路在河流穿越处两端、线路进出站前后30m50m处、各设置35T固定推力支墩一个。本段管线共设2个固定推力支墩。4.7.2线路标志为了确保管道安全，便于维护和管理，在输气管道沿线设置管道标志。主要有里程桩、转角桩、阴极保护测试桩及其它永久性标志桩。里程桩沿线路走向从起点至终点每隔1km设置一个，并不间断。阴极保护测试桩每1km设置1个。管道在水平面上发生转角设置转角桩。 在管道穿跨越河流、管道与其他各种地下管道、电（光）缆的交叉处、管道壁厚发生变化处设置相应标志桩。管道里程桩、转角桩、标志桩具体参数有：工程名称、标志形式、里程等。 当各类线路标志设置间距小于10m时，可合并设置。管道里程桩、转角桩、标志桩应设置在管道正输方向的左侧，距管道中心线1.3m处。5 施工技术要求5.1 概述5.1.1 为保证输气管道施工质量和管道长期安全运行而编制本说明，本说明仅适用于本工程部分。5.1.2 除设计图纸中另有要求外，均按本说明执行。本说明未叙述的内容均按上述规范执行。5.1.3施工单位必须具有当地主管部门批准或认可的施工许可证。5.1.4施工应按建设程序进行，具备下列条件方可开工：（1）设计及其它技术文件齐全，施工图纸已经建设单位审定；（2）施工方案经过批准，技术交底和必要的技术培训已经完成；（3）材料、劳动力、机具基本齐全，施工现场环境符合要求。5.1.5施工时应注意专业、工序之间的衔接，避免返工，造成浪费，影响工程进度及质量。5.2管子、弯管及其它材料的检验5.2.1 管子、弯管及其它工程材料，必须具有制造厂的合格证明书，否则应按相关标准、规范进行检验，不合格者严禁使用。5.2.2 弯管 冷弯弯管：采用预制管段进行现场冷弯弯管制作，冷弯弯管的曲率半径不得小于40倍管径，与管径相同长度的弯曲角不应超过1.5，弯曲段的椭圆度应小于2.5%。每个现场冷弯两端应有不小于2m长的直管段，其上不能有环向焊缝。在正式弯管前应做弯曲试验，以确认弯曲后的管材力学性能和防腐绝缘性能。 热煨弯管：热煨弯管应符合油气输送用钢制弯管SY/T5257、石油天然气工业输送钢管交货技术条件第1部分：A级钢管GB/T9711.1，采用直缝双面埋弧焊钢管煨制制作，弯管曲率半径为R=6D（1.6386m）。加工成型后的弯管屈服强度应不低于管材标准规定的最低屈服强度。弯管的任何部位不得出现褶皱或虾米弯、裂纹和其它机械损伤。5.3 测量放线5.3.1 放线前施工单位必须按设计图纸进行现场核对，根据设计图纸进行放线，打百米桩及转角桩并撒白灰线。在地形起伏地段还需打加密桩。5.3.2 当管道沿线与地下构筑物或其它隐蔽工程交叉时，放线时应在交叉范围两端作出明显标志。5.3.3 管道施工作业带宽度：作业带宽度14m。5.4 管沟开挖5.4.1 一般要求 （1） 管沟开挖前应作好青苗赔偿、施工占地范围内的土地处理、树木移栽、坟墓迁移、水田扎埂放水、安全宣传等工作。 （2）开挖前应向操作人员做好管沟断面、堆土位置、地下隐蔽工程分布情况及施工交底技术要求等工作，并应指定专人负责。（3）管沟开挖前应将控制桩移到堆土一侧的占地边界以内，堆土时不得将控制桩埋掉，堆土距沟边不得小于0.5m 。（4）管沟开挖深度应按河流冲击地貌管线设计埋深1.5m(管底)确定，管底应设200mm厚的细砂回填；（5）管线在卵石开挖时的平均最陡边坡坡率为1：1.2, 土层的平均最陡边坡坡率为1：0.8。5.4.2 当管沟通过农业耕作区时，管沟开挖时应先将表层耕植熟土堆向一侧保存起来，再进行管沟开挖。回填时应先回填原土，再将表层耕植熟土回填到原地形表面。当管沟通过陡坎、斜坡时要防止管沟土壤被水冲刷流失，可按图纸要求设置截水墙或护坡等措施。5.4.3 管沟开挖允许偏差严格执行油气田集输管道施工技术规范SY0422中表12.4.2的要求。5.4.4 加套管穿越公路时，其套管埋设深度应符合设计要求，穿越公路时套管两端应伸出公路路基或排水沟边线外2米。套管内的管段应按间距不大于2.0m设一处绝缘支撑，使管道与套管之间电绝缘，支撑本身应为绝缘体，具体做法详见建施-3082/目-B版。5.4.5公路、河流穿越施工前应取得其主管部门的同意，并签定有关协议。施工地段两端应设置警戒标志，在主管部门配合下统一指挥，确保施工质量及安全；施工过程中严密注视路基的变化，随时做好加固、抢修准备；尽量利用车辆运行间隔时间进行，顶管施工应防止套管“抬头”、“扎头”和左右摇摆，其误差在50m长度内不大于0.08m。5.4.6 管沟开挖的其它具体技术要求应符合油气田集输管道施工技术规范SY0422的要求。5.5 管道加工及组装5.5.1 管道加工及组装除应符合油气田集输管道施工技术规范SY 0422中的有关要求外，还应符合下列要求。（1）管道坡口加工宜采用机械方法，若采用等离子弧切割和气割等热加工方法，切割面应平整，不得有裂纹，坡口平面应与管子中心线垂直，偏差应小于1.6mm。毛刺、熔渣、氧化铁、铁屑等应清除干净。（2）管道切割宜采用机械方法， 若采用等离子弧切割和气割等热加工方法，必须将切割面的淬硬层清除，清除厚度应不小于12mm。（3）凡是大于2mm的凹坑、凹痕必须将管子受伤部分整段切除，禁止嵌补或将凹坑敲击整平。（4） 在作业、拖运及安装过程中均应采取预防损伤管子的措施，避免凿伤或划伤管子和外绝缘防腐层。对管子外表面出现的槽痕和划伤等有害缺陷必须修正消除。5.5.2 管道组装（1）布管时应按设计选用的管子壁厚，根据预制厂的编号按序排列，注意首尾衔接，相邻两管口应呈锯齿形错开。管沟边缘距管外壁间安全距离不得小于500mm。（2）组装前，应将管子进行清扫，管内不得有杂物；焊接管段下班前应用临时盲板封堵管端，以防杂物进入管内。（3）管子组装对口，应使两对接面的错口值最小。若因尺寸上的变化引起的任何较大错口，应使其均匀地分在管子的外圆周上，不得用锤击强行校正对口。（4）为了防止焊缝出现裂纹及减少内应力，不得采用任何方式的强行组对。（5）管道敷设改变方向时，应按设计要求采用弹性敷设、冷弯弯管或热煨弯管等形式连接。（6）现场冷弯弯曲率半径大于或等于40D，禁止切割使用。热煨弯管使用最小角度为30，严禁使用斜接口。5.6管道焊接、检验5.6.1焊接方式管道焊接推荐采用半自动焊接以及手工焊两种焊接方式结合，同时严格依照油气长输管道工程施工及验收规范（GB50369-2006）等相关的规定、规范要求执行。对死口和修补焊采用手工下向焊工艺。5.6.2焊接材料根据本工程所选用管道的性能、施工条件及焊接工艺，焊条推荐采用符合AWS标准的进口焊条，根焊采用满足碳钢用手工电弧焊焊条AWS A5.1的E6010纤维素焊条，填充焊、盖帽焊采用满足低合金钢用药芯焊条AWS A5.29的E71T8-K6药芯焊丝。焊条应具有产品合格证、质量证明书和产品说明书。5.6.3焊接管道焊接前，应进行焊接工艺试验和焊接工艺评定，制定焊接及缺陷修补的焊接工艺规程。焊接工艺评定按石油天然气金属管道焊接工艺评定（SY/T0452-2002）执行。焊接工艺报告完成必须交有关部门进行审查，批准后方可按其工艺方法施工。1）施工单位根据管材、焊条及供应商提供的现场焊接工艺技术要求进行焊接性能试验，根据经评定合格并审查批准的焊接工艺评定报告编制焊接工艺说明书。2）管道焊工必须经考试合格后方可参加焊接，其对焊接工艺说明书所规定的内容，必须严格遵循。3）焊接设备的性能应满足焊接工艺要求，并具有良好的工作状态和安全性能，适合于野外工作条件。4）焊条应具有出厂合格证明书，并在使用前按说明书的要求进行保存。在使用过程中保持干燥，电焊条的药皮应无脱落和显著裂纹。5）在下列任何一种环境中，如未采取有效防护措施不得进行焊接：a、雨天或雪天；b、大气相对湿度超过90%；c、药皮焊条手工焊时，风速超过8m/s；药芯焊丝自保护焊时，风速超过11 m/s；d、环境温度低于焊接规程中规定的温度。6）焊前应将焊缝两侧各100mm范围内的水膜去除，坡口处及附近不得有任何油污、锈迹。7）焊道层间间隔时间及温度应符合审定的焊接工艺规程的要求。8）两相邻层间焊道的起点位置应错开2030mm，焊接引弧应在坡口内进行，严禁在管壁上引弧。9）每个焊口焊完后，应在气流方向上方距焊口100mm左右处标出焊工代号，并做好记录。5.6.4焊接检验焊接接头检验严格按照现场设备、工业管道工程焊接施工及验收规范（GB50236-98）、石油天然气钢质管道无损检测（SY/T4109-2005）等规定执行。1）焊缝在强度试验和严密性试验之前均须作外观检查和无损探伤检查，并在外观检查合格后方可进行无损探伤检查。2）从事无损检测的人员必须持有国家有关部门颁发的并与其工作相适应的资格证书。3）本工程管道射线检测及超声波检测合格级别均为II级。4）无损探伤的数量按以下要求执行：所有焊缝应进行全周长100%无损检测，射线照相和超声波探伤是首选无损探伤检验方法。当超声波探伤仪对焊缝进行无损探伤时，应采用射线照相对每个焊工当天完成的全部焊缝中任意选取不少于15%的焊缝进行复验，且不得少于一个焊口。不能进行超声波或射线探伤的部位焊缝，应进行渗透或磁粉探伤，无缺陷为合格。5）管道穿越河流及穿越公路的的管道焊缝，弯管与直管段焊缝以及未经试压的管道碰死口焊缝，均应进行100%超声波检测和100%射线检测。6）超声波和X射线照相检查的焊口应是焊口的整个圆周。7）对不合格的焊缝应进行质量分析和修补。确定处理措施并及时进行修补。同一部位只能修补一次，否则应将焊缝切除,返修后按原标准检测。8）严格按照里程长度将所有环焊缝、弯头、三通的位置记录准确无误，作为投产后检测的原始数据资料。5.7 管道下沟及回填5.7.1管道下沟前管沟应符合下列规定：(1)将管沟内的塌方、石块、雨水、油污、积雪以及影响管道敷设的杂物清除干净。(2)管道下沟前要用高压电火花检漏仪检测防腐层有无破损，并及时对破口进行修补，具体要求见防腐设计。(3) 管道下沟后应与沟底吻合，紧贴沟底，在不受外力的情况下妥善就位，不得有悬空段，否则必须填实。管道放置在管沟中心，允许偏差不得大于100mm； (4)管道下沟检查完毕立即回填，应防止防腐层被擦伤。严禁地表水在管线附近汇集。严禁采用“二次回填”的方式。管沟回填宜选择在大气温度520进行。5.7.2 管道在下沟前应认真检查管道，发现有折弯或压瘪等缺陷，应割除更换。管道在下沟过程中，避免损坏防腐层。当管沟弯曲半径不够时，应及时处理好管沟，严禁憋管下沟，降低管线使用寿命。5.7.3 回填时应将管沟两侧各5m范围内的陷穴、溶洞回填夯实（主要指斜坡地带），以免垮塌影响管道的安全。5.7.4 河谷、阶地、冲洪积平原和坡度小于15%的较平坦地段均采用分层压实回填，压实系数 0.85；坡度大于15%的斜坡地段的管沟，除具体设计要求外，均采用管顶0.5m加水夯实回填，压实系数 0.9；然后分层压实回填（或夯实回填），压实系数 0.93。5.7.5回填土应高出地面约300mm，作为沉降裕量，沉降后的回填土不得低于自然地坪。对不允许自然沉降的地区，必须分层夯实。5.7.6在岩石、砾石区的管沟，沟底深挖200mm，用细砂将深挖部分垫平后方可下管，管沟回填时，应先用细砂回填至管顶以上300mm，方可用土，砂或粒径小于100mm的碎石回填并压实。回填土应高出地面约300mm。5.7.7管道下沟回填后，应及时砌筑护坡、堡坎等构筑物，并清理现场，恢复地貌及田坎、排水系统等，做到符合当地水利设施和水土保持的要求。5.8管道的清扫、试压及干燥5.8.1管道清扫（1） 管道试压前，应对管道清管，清管次数不少于两次。以无杂物和明显泥土为合格。（2） 分段清管应设临时清管收发装置和放空口，并不能使用集气站站内设施。清管接受装置应设在地势较高的地方，50m内不得有居民和建筑物。（3）清管时的最大压力不得超过管线设计压力。（4）清管器应适用于管线弯管的曲率半径。（5）采用水压试验的管段在试压后用清管器进行排水，排水达到管内壁和清管器都无明水的程度，然后自然通风，放置12天，再用临时盲板把管口焊死，防止异物进入管内。（6）管线建成后应进行至少一次全线通球清管，每个部分通球成功要求做到：清管器由发球筒进入管道系统到收球筒离开管道系统；清管器在管道内部运行时，管道内任何部分的压力不得大于最高工作压力（2.2MPa）。5.8.2管道试压（1）一般要求a管道经焊接检验及清扫后，应经行强度试验和严密性试验。强度试验介质以洁净水为宜，若水源困难或地形条件限制，亦可采用压缩空气为介质。严密性试验以压缩空气为介质。b试压充水宜加入隔离球，以防止空气存于管内。隔离球在试压后取出。应尽可能避免在管线高点开孔排气。c由于地形起伏变化，压力表读数受到高差静水压力的影响较大，试验压力应以最高点压力为准。d冬季试压时，应采取措施，对管道进行吹扫，防止水结冻，冻裂管道。e试验用压力表应经过校验，并应在有效期内，其精度满足油气田集输管道施工技术规范SY0422的关要求。（2）强度试验压力：强度试验压力二级地区为1.25倍设计压力，即3.13MPa；三级地区为1.4倍设计压力，即3.5MPa。（3）严密性试验压力为设计压力，及2.5 MPa。（4）试压要求试压的顺序是先进行强度试压，稳压时间不小于4h，试压时以管道不破裂、无渗漏为合格。管道强度试压合格后，再进行严密性试压。严密性试压稳压时间不小于24h，不泄露为合格。5.8.3管道干燥（1）干燥前，应多次用清管器清扫管内残余水，注入吸湿剂后，再次清管。然后用干燥的空气将吸湿剂的挥发物吹扫干净，直至管内空气水露点比输送条件下最低环境温度低5。（2）应在清管接收装置端测量管内空气水露点， 2小时复测一次，复测结果合格后，封闭该管线。（3）吸湿剂在运输、储存和使用过程中应妥善管理，并采取安全措施，防止火灾和人员中毒。吸湿剂的残液应按环保规定处理，不可随意排放污染环境。6 竣工验收6.1 工程竣工后，由建设单位组织监理单位、施工单位和设计单位共同对管线按设计要求进行检查和验收。6.2 工程竣工后，施工单位应提供下列技术资料：（1）管道敷设竣工图、穿越工程竣工图；（2）设计文件联络单、变更单；（3）施工变更单；（4）材料、设备合格证书或检验报告；（5）予热及热处理报告； （6 ）焊接工艺试验报告。包括焊口预热记录、焊缝外观检查及返修记录.（7）防腐保温工程检验报告；（8）无损检测报告；（9）隐蔽工程记录；（10）管道清管、试压、吹扫、干燥及保护记录；（11）阴极保护装置验收报告；（12）三桩埋设统计表；（13）线路保护构筑物竣工报告；（14）埋地管道防腐层地面检漏报告；（16）管道埋深检查报告；（17）工程质量评定报告；5.3 工程验收完毕后，由施工单位将上述资料整理装订成册，交建设单位签字存档。7 主要工程量表7-1 线路工程主要工程量表序号项目名称单位数量备注一线路长度1线路实长m9093.9二管道组装焊接及检验1273.15.6-L245 螺旋缝双面埋弧焊钢管m8098.32273.16.4-L245螺旋缝双面埋弧焊钢管m995.6进出站场200m及三级地区三冷弯弯管制作、组装焊接1273.16.4 Rc=40D 螺旋缝双面埋弧焊钢管个1每根按12m考虑2273.15.6 Rc=40D 螺旋缝双面埋弧焊钢管个22每根按12m考虑四热煨弯管预制、组装焊接1273.16.4 Rh=6D 直缝双面埋弧焊钢管个5五穿越工程（大开挖）1穿越公路处12穿越河流处9六水工保护1浆砌石挡墙m3302草袋素土挡墙m3603草袋素土堡坎m3120七线路附属工程1绝缘固定支墩 30t个22里程桩个93转角桩个224标志桩个345警示牌个106阴极保护测试桩个97钢筋混凝土套管节68压重块块208八征地1临时占地m212731.5九管沟土石方1管沟土方量m3334668 附表表8-1 管道中线成果表桩号转角（）里程（km+m）坐 标地面高程（m）备注纵坐标X（m）横坐标Y（m）P100 00 000.037643596.753962526.07710.08P2172 17 42128.637643694.363962609.80711.53P3139 12 15525.537643958.233962906.29715.91P4176 37 57918.737643964.183963299.46717.93P5172 43 091070.237643957.583963450.82719.99P6195 20 531192.437643