化工工艺管道试压方案精选(九篇)

时间：2024-04-18 18:05:04

化工工艺管道试压方案

第1篇：化工工艺管道试压方案范文

关键词：工业管道；安装监督检验；问题；环节；质量控制

《特种设备安全监察条例》规定，在中华人民共和国境内制造、使用的工业管道，国家实行制造资格许可制度和产品安全性能强制监督检验制度。

1.监检内容

监检内容包括工业管道制造过程中，涉及安全性能的项目进行监检和对受检企业工业管道制造质量体系运行情况的监督检查。工业管道的监检工作应在工业管道制造现场且在制造过程中进行。监检是在受检企业质量检验合格的基础上，对工业管道产品的安全性能的监督验证。

2.监检方法

按《锅炉工业管道产品安全性能监督检验规则》将工业管道产品监检项目分A类和B类。对A类项目，监检员必须到场进行监检，并在受检企业提供的相应的见证文件（检验报告、记录表、卡等，下同）上签字确认；未经监检确认，不得流转至下一道工序。对B类项目，监检员可以到场进行监检，如不能到场监检，可在受检企业自检后，对受检企业提供相应见证文件进行审查并签字确认。

A类包括：安装许可、焊接工艺评定、焊接材料、管道组成和支承件和耐压试验、泄漏性试验。B类包括，焊接接头、材料复检代用、补偿器安装、阀门安装及保护装置防腐和隐蔽工程及无损检测。C类包括：技术材料、设备条件人员、条件技术准备、管道吹扫、涂漆、绝热、静电接地、安装支吊架、热处理等。

具体项目和方法如下

2.1 图样及制造工艺：检查工业管道设计单位的设计资格印章，确认资格有效；审查工业管道制造和检验标准的有效性；审查设计变更手续。审查制造工艺：审查焊接工艺评定及记录，确认产品施焊所采用的焊接工艺符合相关标准、规范。审查水压试验和泄漏试验工艺和相关程序要求。

2.2 材料：审查材料质量证明书、材料复检报告；审查主要受压元件材料的选用和材料代用手续。

2.3 焊接：确认焊接试板数量及制作方法：审查产品焊接试板性能报告，确认试验结果；审查焊缝返修的审批手续和返修工艺。

2.4 外观和几何尺寸：检查焊接接头表面质量，检查母材表面的机械损伤情况：检查直线度：检查焊缝布置、形状偏差，并记录实际尺寸。

2.5 无损检测：检查布片（排版）图和探伤报告，核实探伤比例和位置。抽查底片，抽查数量不少于设备探伤比例的：30%，且不少于10张（少于10张的全部检查），检查部位应包括可疑部位及返修片。

2.6 热处理：检查确认热处理记录曲线和热处理工艺的一致性。

2.7 耐压试验：耐压试验时，监检人员必须亲临现场，检查试验装置、仪表及准备工作，确认试验结果。

2.8 安全附件：检查安全附件数量、规格、型号及产品合格证应当符合要求。

2.9 压力试验和泄漏试验：检查的试验结果，应当符合有关规范、标准及设计图样的要求。

3.监检中常见问题

由于某些制造单位的技术力量薄弱，质量意识淡薄，在制造过程中出现一些安全性能问题，现归纳如下：

3.1 设计方面：制造单位不认真审图，没有审图记录，使设计图样有时不符合标准规定，造成产品不符合规程要求。

3.2 制造和检验工艺：制造和检验工艺缺乏内容要求，制造和检验工艺编制和审核无人签字，偏离工艺后没有审批。

3.3 焊接工艺评定方面：①焊接工艺评定时，未先进行抗裂性试验，有的在焊接工艺评定中，材料、焊条的性能只有其标准值，而无实际复检数据。有的不锈钢焊接工艺评定未进行晶间腐蚀试验。②焊评不能覆盖整个工艺。

3.4 材料管理：①材料的存放管理混乱，炉批号或牌号不分，待验与已验不分，合格与不合格不分，一起堆放。②材料的标记，有的材料标记分不清炉批号，标记不移植，大量的切割剩余板材存放在车间没有材料标记，也不办退料手续。材料复检，有的材料无材质证明书原件，复印件没有经销商法人签字和检验专用章。③焊材使用，有些单位焊条领用、回收制度不严格，有的领用的焊条与施焊焊条炉批号都不同，有的一人领用，多人使用。

3.5 无损检测方面：

3.5.1 无损检测委托书内容不全，局部检测时抽查的部位不明确，造成漏检和检测比例不足。检测报告中的布片图不能明确反映检测部位。

3.5.2 射线检测比例不足。

3.6 生产设备方面：有的单位设备完好情况较差，电压表、电流表、压力表不经校验。

3.7 焊工问题：①焊工资格证过期。②焊工资格级别不够。

3.8 水压试验和泄漏试验方面：①水压试验和泄漏试验工艺和相关程序缺乏要求，对压力试验介质、安全防护没有规定，氯离子含量分析没有化验报告。②水压试验和泄漏试验，制造完后未经水压试验和泄漏试验合格，造成缺陷无法返修；③水压试验和泄漏试验的压力低于规定值、保压时间不够。

3.9 外协问题：①外委不对分包商进行评审，不向发证机构备案：②理化委托书中没有规定试验方法的标准；③材料采购时只给出钢号或牌号没有给出具体要求如没有硫、磷含量的规定，造成部分有害元素超标。

4. 质量控制的若干环节

4.1 安装准备

4.1.1开工报告：安装许可证、工程合同图纸方案、焊工探伤资格、管道安装资格、公司代表及各专业责任师确认、开工报告；

4.1.1.1、评定任务书：专业人员编制评定任务书 JB4708-2000 焊接责任工程师确认焊接工艺评定任务书；

4.1.1.2、评审实施记录：焊接工艺参数，线能量，外观质量，无损探伤试验焊接工艺评定、焊接连实验室技术人员、焊接工艺评定、记录；

4.1.1.3、工艺评定：审核批准，评定的先进性、合理性、实用性，焊接试验记录、焊接实验室技术人员整理公司焊接责任师确认，焊接工艺评定记录、报告；

4.1.1.4、编制焊接工艺指导或方案：焊接工艺参数、焊接层数、线能量、预热温度、焊接工艺评定、专业人员。

4.1.2 技术准备

4.1.2.1、设计技术交底、工程特点，特殊技术要求，施工、标准及验收规范、设计图纸，项目技术负责人组织各责任人员参加。设计技术交底记录；

4.1.2.2 施工图纸会审：设计深度能否满足施工生产需要，图纸与其它、设计文件是否齐全、设计图纸，现行的规范等技术文件、项目部工程技术部门组织，各责任人员参加确认。图纸会审记录；

4.1.2.3 施工技术方案及作业指导书的编制：内容完整，工艺可行，选用的标准规范准确，质量安全措施得当，符合工程实际情况、设计图纸，现行的规范等技术文件。专业人员编写，方案由项目经理确认，作业指导书由责任师确认，施工方案，作业指导书。

4.2 制造过程

4.2.1、管子的切割，坡口或螺纹的加工、标记移植，剩余壁厚加工尺寸等有关规范施工班组质检员监督检查加工记录；

4.2.2、管道支吊架的制作：外观检查，组装尺寸及规范、型号、施工图纸，施工规范，施工班组质检员监察检查、施工记录；

4.2.3、管道的预组装：组装尺寸要求，编号、单线图，施工规范。施工班组质检员监察检查、自检记录、管道安装；

4.2.4 与管道安装有关的土建工程、设备工程验收：符合设计要求，满足安装要求施工图纸，施工规范、工艺责任师确认，质检责任师认可、工序交接记录。

4.2.5、清洗脱脂防腐：管道内部脱脂、防腐、设计要求，相关规范，质检责任师认可，工艺责任师确认，施工记录；

4.2.6、管道法兰焊缝连接件安装：安装部位、施工图纸相关规范、施工班组，质检员认可。施工记录；

4.2.7、膨胀指示器、监察管段、蠕胀测点安装：符合设计要求、设计要求，相关规范施工班组，质检员认可。施工记录；

4.2.8、管道安装、预拉伸、预压缩：不锈钢法兰、垫片施工图纸，施工班组，质检员认可。安装记录；

4.2.9、阀门及安全附件安装：规格型号，安装位置，安全阀的开启回座及密封压力，施工图纸，相关规范施工班组，质检员认可，工艺责任师确认。安装调试记录；

4.2.10、补偿器安装：安装位置，安装质量施工图纸，相关规范施工班组，质检员认可，工艺责任师确认安装记录；

4.2.11、管道支架安装：弹簧支吊架安装调整，符合设计要求，施工图纸、施工班组，质检员认可工艺责任师确认。安装记录；

4.2.12、静电接地安装：施工图纸，施工规范、施工班组，质检员认可，工艺责任师确认。测试记录；

4.2.13 焊接系统：管道焊接、焊材烘干，工艺文件。现场焊条保管员，焊接责任师抽查；焊条烘干记录、焊条发放回收、焊材管理制度、焊条发放、回收记录，焊接责任师与质检责任师共同监督检查；

4.2.14、焊接环境管理：风雨雪天环境温度、相对湿度，焊接作业指导书或焊接方案。焊接责任师认可；

4.2.15、焊接实施：焊接工艺参数、预热温度、层间温度焊接作业指导书或焊接方案。焊接责任师与质检责任师共同监督检查。施焊记录；

4.2.16、焊接返修：返修工艺、超次返修、焊接作业指导书或超次返修方案。超次返修须经项目技术负责人批准，焊接责任师确认。返修记录；

4.2.17 焊接合格率：焊缝外观、内在质量，焊接标准规范，质检责任师、无损检测责任师确认。质理评定记录。

4.3 耐压试验、泄漏试验（A类）

4.4 总体验收

4.4.1、管道涂漆：材料合格证、涂漆层数、涂漆质量，施工图纸、标准、规范施工班组、质检员认可，工艺责任师确认；

4.4.2、管道绝热：基层、绝热层、防潮层、保护层施工图纸、标准规范施工班组、质检员认可，工艺责任师确认。施工记录，隐蔽记录工程验收。

第2篇：化工工艺管道试压方案范文

关键词：石油化工管道；安装工程施工；问题；策略

现阶段，我国石油化工工艺管道安装工程施工技术水平的高低直接关系到我国石油质量的好坏，因此提高我国石油化工工艺管道安装工程施工水平是目前我国石油企业发展的重中之重，只有确保石油化工工艺管道安装工程施工的合理性和安全性，才能实现石油企业又好又快发展，实现经济效益和社会效益的最大化[1]。

1石油化工工艺管道安装工程施工管理的流程

首先，石油化工工艺管道安装工程系统十分复杂，而且走向十分繁琐，因此为了使石油化工工艺管道安装工程施工工作能够正常开展，就必须进行前期的技术准备工作。在对石油化工工艺管道安装工程施工系统进行试气试压前，要根据石油化工工艺管道安装工程施工的设计方案进行合理的试压。首先，制定系统的石油化工工艺管道安装工程施工系统试气试压方案，要有明确的图纸和施工工艺流程图表以及配图。掌握各个生产工艺系统的管线材料，石油化工工艺管道安装工程施工的设备材质以及抗压力等级，按照石油化工类型进行分类。其次，检查石油化工工艺管道安装工程施工的安全性和完整性[1]。前期的技术检查工作是必要工作，如果没有确定安全性和完整性，就不能进行试气试压的合理检测，施工人员要对石油化工装置进行科学性检查，然后还要对每根石油化工装置管线进行二次的检查，确保检查其硬件以及软件两个方面。现场作业工作人员还应该检查各种管道的记录是否符合实际，确认登记签收。最后，要准备施工工作，此项工作危险系数较高，主要包括试气试压的设备维护以及保养，系统设备的检查以及安装，盲板、螺丝钉、垫板、阀门以及管件等仪器的前期准备。

2解决石油化工工艺管道安装工程施工管理常见问题的有效策略

2.1规范石油化工工艺管道安装工程施工管理安全工作

在进行整个石油化工工艺管道安装工程施工管理的过程中，应该严格按照国家相应的标准和石油化工工艺管道安装工程施工管理设计图纸和方案进行施工，因此要想解决石油化工工艺管道安装工程施工管理过程中的常见问题，就必须规范石油化工工艺管道安装工程施工管理工程安全工作，并且结合实际情况进行分析和处理，不断优化石油化工工艺管道安装工程施工管理工程的工作效果，实现安全第一的目标。与此同时，在石油化工工艺管道安装工程施工管理过程中，一定要规范石油化工工艺管道安装工程施工管理安全工作，努力提高石油化工工艺管道安装工程施工管理的整体质量和水平，从而防止安全事故的发生[2]。

2.2健全建筑暖通工程管理制度

在整个石油化工工艺管道安装工程施工管理过程中，必须要建立健全石油化工工艺管道安装工程施工管理制度，加强对其进行监督和管理。严格把好建筑暖通工程质量关，严格规范建筑材料，在实际建筑的过程中，如果一旦发现劣质材料就必须退回或者是更换，从而努力提高石油化工工艺管道安装工程施工管理的质量和水平。

2.3提高石油化工工艺管道安装工程施工管理技术水平

要想提高石油化工工艺管道安装工程施工管理技术水平，就必须改善和提高关键的石油化工工艺管道安装工程施工管理技术，只有这样才能确保石油化工工艺管道安装工程施工管理工作顺利进行。这样不仅会影响整个建筑暖通工程质量的水平，同时还会降低整个建筑施工的整体质量。提高建筑暖通工程技术水平需要创新传统的工程技术，真正做到与时俱进、开拓创新，在实践的基础上创新，在创新的基础上时间，从而减少石油化工工艺管道安装工程施工管理水平降低。

2.4提升石油化工工艺管道安装工程施工管理人员自身素质

石油化工工艺管道安装工程施工管理工作人员作为整个施工工作的重要组成部分，在其中发挥了十分重要的作用，因此要想提升施工人员自身素质，需要从以下两方面入手：一方面，施工工作人员要努力转变自身观念，树立终生学习的理念观念，学习和借鉴优秀的建筑暖通知识和经验，从而努力提升自身素质和专业化水平。另一方面，施工单位也要加强和重视对施工人员进行培训，聘请先进的技术人员对其进行讲解和教育，使施工人员能够清楚的认识到自身责任意识和服务意识。

3结语

综上所述，随着我国社会主义市场经济的不断完善和石油企业的不断发展，提高石油化工工艺管道安装工程施工管理水平是当前石油企业发展必不可少的环节，同时也是一项艰巨而又复杂的工作。这就要求石油化工企业各部门要紧密配合，做好前期准备工作以及实验准备工作，只有这样才能确保石油化工工艺管道安装工程施工管理工作顺利开展。科学提高石油化工工艺管道安装工程施工管理水平，提高石油化工工作人员的安全管理的整体质量和水平，同时还能为石油化工操作工作人员营造一个良好的工作环境。与此同时，石油化工工艺管道安装工程施工管理工作人员也要与时俱进、开拓创新，在实践的基础上创新，在创新的基础上实践，从而实现石油化工企业的经济效益和社会效益的最大化。

参考文献：

[1]代振亮.石油化工工艺管道安装工程施工管理中的常见问题与处理对策[J].化工管理,2014(9),256-257.

第3篇：化工工艺管道试压方案范文

【关键词】高硬强韧材料焊接工艺应用

1 前言

连续平压压机生产线（简称连续压机）作为人造板行业最先进的生产设备，是集高科技、精密、尖端、重型机电于一体化的产品。由中国福马机械集团公司牵头的863项目“人造板连续平压和精准控制技术”课题，是首套国产8呎幅宽人造板连续压机生产线。在完成了设计开发及相关试验研究的基础上，由集团公司下属的苏州苏福马机械-🔥js1996注册登录(中国)官方入口承担连续压机生产制造任务，其中热压板是连续压机的关键零部件之一。

热压板是连续压机的主要部件，它体积大、份量重，最大单块板的体积为7000×2650×130mm3，上下压板共10块。材料为14Cr1MoR热轧特厚耐热钢板，表面压淬，表面硬度HB400-450，且硬度梯度≤HB20/mm，中间层硬度约HB300。压板中间有Ф40通孔，通导热油，U型或M型管道连接设计，端面管道需焊接封堵。见附图说明（如图1）。

2 焊接工艺方案研究

热压板材料是公司与沙钢集团共同合作开发的有硬度要求的新型材料，材料主要为14Cr1MoR，主要工艺难点是要预防焊接裂缝，由于焊接后不能进行高温回火除应力，必须控制焊接应力，保证焊接质量，保持大平面表面硬度。在沙钢集团专家们的指导下，我们查阅了大量有关此类材料的物理性能和焊接工艺性能资料，分析研究了该材料的焊接裂纹敏感性和焊接特性，并分析研究了热压板焊接工件的形态结构，制定了多套焊接工艺试验方案，在试验中确认焊接方案，在实施中完善焊接方案，用最终的结果来验证焊接方案。

2.1 碳当量计算和工艺分析

热压板的材料主要为14Cr1MoR，根据沙钢专家提供的数据和低合金耐热钢的化学成分及它的碳当量计算值，依据其化学成分计算出其碳当量平均值Ceq=0.6%>0.52%，说明钢材的淬硬倾向强，属于较难焊接的材料，如果没有特殊的控制措施，很难避免焊接裂纹的出现。同时，我们也研究分析了热压板焊接工件的形态结构，该工件刚性好，其焊接时拘束度较大，也易出现较大的拘束应力。由于此种钢有较强的冷裂倾向，工艺上需注意对氢要严格控制在最低程度，焊前对焊接材料应按有关规定烘干，焊条表面不能有油污和锈存在，焊接坡口两侧50mm范围内清理油、水、锈等污物。因此，在焊接14Cr1MoR钢时必须采取适当的工艺措施和选择合适的焊接材料，才能避免焊接裂纹的出现。

2.2 焊接材料和设备选用

为保证焊条热膨胀系数、焊缝金属成分和性能与母材相匹配，还须具有必要的热强度性，通过资料分析，我们初步选定了相应的电焊条，采用R506、R307焊条和R307焊丝进行了焊接工艺试验。试件使用同样材料、同样焊接尺寸单个焊接部件。试验结果表明，采用R307焊条和焊丝焊接低合金耐热钢，未发现裂纹倾向。使用焊条焊接，焊接角度调整方便，焊渣清理比较麻烦且清理不干净，焊接效率不高，容易产生焊接缺陷；使用二氧化碳气保焊焊丝焊接，无焊渣，少量氧化皮清理方便，焊接效率高，但需要制作小型细长的焊枪头方便焊接角度的调整。

另外，使用普通焊机焊条焊接，在熔焊过程中，大气与高温的熔池直接接触，大气中的氧就会氧化金属和各种合金元素，大气中的氮、水蒸汽等也容易进入熔池，还会在随后冷却过程中在焊缝中形成气孔、夹渣、裂纹等缺陷，恶化焊缝的质量和性能。使用二氧化碳气体保护焊能用二氧化碳气体隔绝大气，以保护焊接时的电弧和熔池率，提高焊接质量。经多次分析讨论试验，确定采用Ф3.2-Ф4的R307L低氢焊丝，设备采用二氧化碳气体保护焊焊机。

2.3 焊前、焊中和焊后的温度控制

焊前预热。预热有利于降低中碳钢热影响区的最高硬度，防止产生冷裂纹，预热还能改善接头塑性，减小焊后残余应力。由于该类耐热钢的淬硬倾向大，如果焊接时冷却速度较大则易形成马氏体组织，导致裂纹的产生，因此焊前预热非常重要。通过试验我们选用的方案是工件加热至温度为200℃，随后保温在180℃的焊前预热方案，确定了相应的预热温度。因焊件太大，整体预热有困难，我们确定在热压板的两侧300mm范围内用自动温控电加热板并通过智能温控系统固定进行局部加热。

焊中温度控制。焊接是一个局部的迅速加热和冷却过程，焊接区由于受到四周工件本体的拘束而不能自由膨胀和收缩，冷却后在焊件中便产生焊接应力和变形。熔池温度直接影响焊接质量，若熔池温度高、熔池较大、铁水流动性好，易于熔合，但过高时，铁水易下淌，成形也难控制，且接头塑性下降，易开裂。熔池温度低时，熔池较小，铁水较暗，流动性差，易产生未焊透，未熔合，夹渣等缺陷。我们将层间温度控制在180-230℃间，焊层厚度控制在2mm左右，每焊一层间隔十分钟左右。当然，熔池温度与焊接电流、焊条直径、焊条角度、电弧燃烧时间、运条方法等有着密切关系，也需要采取一些其它措施来控制好熔池温度。

焊后保温。焊后保温能进一步减缓冷却速度，增加塑性、韧性，并减小淬硬倾向，消除接头内的扩散氢。我们在焊接完成后立即对热压板采取200-250℃温度的保温处理，至2-3小时后，然后缓慢冷却至室温。焊后为保证热压板表面硬度，未采取对焊件进行高温回火的消除应力热处理。

2.4 其它焊接工艺参数和辅助措施

通过反复试验，我们取得了一些数据，并进行了分析研究，对焊接角度和运条方法也积累了一些经验，焊接电压确定在18-21V，焊接电流确定在180-200A，打底时焊接电流可以偏高一些，盖面时焊速要更加平稳。

为提高生产效率，降低生产成本，提高实用性，我们采取了以下一些来提高焊接效率的措施：（1）配备自动温控电加热器来保证焊前预热和焊后保温；（2）除了质量因素上考虑外，使用二氧化碳气保焊也提高了焊接效率；（3）设计一些工装器具保证工人方便操作和安全操作；（4）不间断作业完成一块板的焊接，节省加热费用；（5）高效完成了热压板试件焊接工艺评定，并编制技术文件指导实际焊接生产。

工件完工后，我们对焊后热压板进行了100%UT探伤检验，检测结果达到了JB/T4730-2005《承压设备无损检测》UT二级标准。我们还进行了油压试验，在1.5Mpa压力下，保压30分钟压力下降小于5%。满足了图纸的要求。对热压板的两侧300mm范围内加热保温的表面进行了表面硬度的检测，数据表明基本维持原有状况。

热压板部件试制后，经安装，设备已投入正常运行，设备运行时间已超过二年，该部件导热油管封堵口焊接面在高温、高压、重载的工况下未发现焊接质量问题。

3 结语

试验结果证明，14Cr1MoR热轧特厚耐热钢板选用以上焊接工艺及方法进行热压板导热油管路封堵的焊接，可以不经过高温回火的应力释放，焊接质量稳定，能够满足设计要求的各项技术指标和使用性能。

参考文献：

[1]成大先主编.机械设计手册（第五版）.化学工业出版社出版.

第4篇：化工工艺管道试压方案范文

1 投产范围 6

2 编制依据、原则和定义 6

2.1 编制依据 6

2.2 相关设计文件 6

2.3 编制原则 7

2.4 定义 7

3 管道工程概况 8

3.1 线路概况 8

3.2 天然气组分和供气 9

3.3 站场概况 11

3.4 电气系统概况 22

3.5 通信系统概况 24

3.6 仪表自控系统概况 26

3.7 给排水及消防系统概况 30

3.8 阴极保护系统概况 31

4 投产组织机构概述 33

4.1 机构组建计划 33

4.2 试运投产领导机构及职能 34

4.3 试运投产执行机构及职能 35

4.4 调度指挥工作流程 40

4.5 投产人员配置表 40

5 投产的必要条件 41

5.1 站场及线路 41

5.2 上游气源供气及下游管线接收条件 44

5.3 站场（含阀室）的隔离 44

5.4 其他条件 45

6 投产总体实施计划 45

7 各系统调试投运方案概述 48

7.1 主要工艺设备单体调试投运概述 48

7.2 电气系统调试投运概述 51

7.3 通信系统调试投运概述 54

7.4 仪表自控系统调试投运概述 55

7.5 可燃气/火灾检测报警系统调试投运概述 57

7.6 压缩机组调试和试运概述 58

8 投产前的准备与检查 62

8.1 与管道投产相关的准备 62

8.2 与管道运行相关的准备 63

8.3 通信工具的准备 63

8.4 干线、联络线管道检查 64

8.5 站场各系统检查 64

9 注氮 66

9.1 注氮要求 66

9.2 封存区间和注氮量 67

9.3 氮气置换和检测 68

9.4 注氮封存情况一览表 69

9.5 注氮操作 70

10 置换 73

10.1 置换作业概述 73 10.3 置换顺序 75

10.4 置换要求 79

10.5 置换最低流速计算 79

10.6 天然气置换进度安排 80

10.7 置换操作 83

11 升压 97

11.1 升压要求 97 11.3 升压操作 98

11.4 升压过程中的调试 99

11.5 干线、阀室、站场检漏 99

12 试运行 100

12.1 向下游供气的条件 100 13 HSE管理和规定 101

13.1 试运投产HSE目标 101 13.3 投产HSE保障措施 103

14 应急处理措施 111

14.1 投产应急管理机构 111 14.3 应急抢险原则及注意事项 112

14.4 试运投产应急处理措施 113 15.1 附件一：西二线西段工艺站场投产界面划分 129 15.3 附件三：西二线西段站场、阀室工艺流程图 133

15.4 附件四：西二线西段站场、阀室分布和纵断面图 133

15.5 附件五：西二线西段工艺站场隔离措施位置表 134

15.6 附件六：试运投产主要人员配置表 138

15.7 附件七：试运投产主要人员通讯表 139

15.8 附件八：试运投产所需配备物资表 143

15.9 附件九：西二线西段试运投产参数记录表格 145

15.10 附件十：各系统投产方案 145

投产范围

本方案投产范围包括:

霍尔果斯-中卫干线管道2434km；66座阀室（其中13座RTU阀室）；霍尔果斯首站、红柳联络压气站，7座压气站（除压缩机组区）；5座压气分输站（除压缩机组区与分输区）；5座分输站（仅包括进出站ESD区）；中卫联络站。

中卫—靖边联络线管道347km；13座阀室（其中1座RTU阀室）；盐池清管站；靖边联络站。

本次投产界面划分详细参见附件一--《西二线西段工艺站场投产界面划分》。

编制依据、原则和定义

编制依据

相关资料文件

《中国石油天然气与管道分公司建设项目管理办法（试行）》；

管道建设项目经理部《项目试运投产管理程序》(GJX/KP11)；

管道建设项目经理部《项目试运投产方案编制规定》（GJX/QHSE/ZY7.15.01）；

《西气东输管道工程二线协调工作手册》；

《西二线西段工程运行协调交流》；

《西气东输管道公司运行协调手册》。

编制原则

严格按照国家及行业的有关规程、规范和本工程设计文件编制；

管道干线及联络线投产采用氮气隔离空气和天然气, 在氮气与空气、氮气与天然

气界面处不放置隔离清管器，即“气推气”方式进行置换；

投产顺序：注氮置换升压及检漏压缩机组投入运行；

针对管道实际和地域特点、气源及疏散计划编制；

结合西气东输二线管道工程西段管道建设工程施工的具体情况；

坚持安全第一，确保管道试运投产安全；

统筹安排，协调一致，做好上、下游的衔接；

注意沿线设备、设施的保护，避免设备损伤，确保管道设备运行安全；

组织严密，职责明晰，管理顺畅。

定义

西二线西段：指西气东输二线管道工程（西段）。

项目经理部：指中国石油管道建设项目经理部。

项目部：指中国石油管道建设项目经理部西气东输二线管道工程项目部。

EPC项目部：指管道局西气东输二线管道工程（西段）EPC项目部。

监理：指负责承担西二线西段工程建设监理工作的各监理单位。

施工承包商：指负责西二线西段工程各个标段站场、线路及附属工程的施工单位。

运行单位：是指承担西二线西段管道工程项目运行管理的地区公司。

管道工程概况

线路概况

线路概况霍尔果斯—中卫干线起自新疆伊犁霍城县境内的霍尔果斯首站，由西向东，经过霍城、博乐、精河、乌苏、奎屯、石河子市、玛纳斯、呼图壁、昌吉、乌鲁木齐、吐鲁番、、哈密、瓜州、玉门、嘉峪关，酒泉、张掖、山丹、永昌、武威、古浪，到达宁夏中卫，并在中卫穿越黄河，线路总长2434 Km，管径Φ1219mm，设计压力12Mpa，设计输量300×108m3/a，钢管材质采用X80。

中卫—靖边联络线起于西气东输二线干线中卫联络站，由西向东经宁夏中卫市、中宁县、红寺堡开发区、太阳山开发区、盐池县、陕西定边县，至一线靖边压气站，线路全长为347 Km，管径Φ1016mm，设计压力10Mpa，设计输量100×108m3/a，钢管材质采用X70。

西二线西段平面走向图如下：

管道沿线地温资料

管道埋深处地温

管段里程（Km）冬季平均地温（℃）夏季平均地温（℃）年平均地温（℃）

霍尔果斯－乌鲁木齐 0～650 3.0 18.9 11.2 吐鲁番－哈密 810～1200 9.3 21.6 14.3 中卫—靖边 2434～2781 6.5 18.5 12.2

天然气组分和供气

天然气组分

西二线西段为中亚天然气管道的下游管道，其主力气源为中亚天然气管道来气。中亚天然气管道管输天然气由以下2 部分构成：中石油与土库曼斯坦已签订的购销协议气（170×108Nm3/a）和阿姆河右岸天然气。

土库曼斯坦购销协议气气质组分范围

组分 CH4 C2H6 C3H8 I(n)C4H10

Mol% ≧92 ≦6 ≦3 ≦2 Mol% ≦0.5 ≦2 ≦3 ≦0.5

组分 H2S 硫醇总硫

(mg/m3) ≦7 ≦36 ≦100

阿姆河右岸天然气气质组分 Mol% 92.8538 3.6035 0.4154 0.1624 0.1098

组分 nC5 nC6 nC7 nC8 nC9

Mol% 0.0622 0.0398 0.0235 0.0063 0.0012 Mol% 0.0002 ≤7mg/m3 ≤2 0.8011 0.033

土库曼斯坦天然气的组分 Mol% 92.5469 3.9582 0.3353 0.1158 0.0863

组分 iC5 CO2 N2 H2S

Mol% 0.221 1.8909 0.8455 0.0001

天然气物性参数

土库曼斯坦购销协议气主要物性

物性名称低位发热值（MJ/Nm3） 7.0MPa 压力下烃露点（℃） 7.0MPa 压力下水露点（℃）注：气体的C5+以上的不超过1.0g/m3 的烃露点未指定。

阿姆河右岸天然气的主要物性参数

物性名称高热值(MJ/Nm3) 低热值(MJ/Nm3) 7.5MPa 压力下水露点（℃） 4.5～10MPa 压力烃露点（℃）

数值 38.432 34.656 冬季≤-7 ℃ 冬季≤-5 ℃

供气压力、温度及供气量

按设计要求中亚天然气管道与西二线西段的交接压力不低于7.0MPa，交接温度随季节不同而有所变化。按照计划，中亚天然气管道逐年供气量及供气压力、供气温度见表3.1.4，其中供气量是指进入西二线西段霍尔果斯首站的气量。

中亚天然气管道供应西气东输二线管道的压力、温度参数

序号时间供气量（108Nm3）供气压力

（MPa）供气温度（℃） 2 2010年6～9月 18.65（75×108Nm3/a） 8.1 11.9 7.33 12.5 5 2012年 290 7.65 19.8 7 2014年 290 7.65 19.8 站场概况

霍尔果斯-中卫干线设置20座工艺站场，其中独立的压气站9座，独立的分输站5座，分输压气站5座，联络站1座，设置线路截断阀室66座，其中RTU阀室13座。

中卫-靖边联络线设置盐池清管站和靖边联络站，设置线路截断阀室13座, 其中RTU阀室1座。

西二线西段干线、联络线主要站场、阀室设置情况见表

序号名称实际站场配置设计功能投产功能

里程高程

(km) (m)

1 霍尔果斯首站 0 635 燃驱3+1 清管、过滤、增压、分输清管、过滤、增压

2 1#阀室 31 819

3 2#阀室 47 1210 RTU

4 3#阀室 76 2129 RTU 6 5#阀室 142 780 8 6#阀室 205 369

9 7#阀室 230 331 11 9#阀室 287 513

12 10#阀室 317 575 14 11#阀室 377 632

15 奎屯分输站 408 546 过滤、分输只投ESD 17 14#阀室 464 568 预留分输阀 19 玛纳斯分输压气站 528 590 燃驱2+1 清管、过滤、增压、分输清管、过滤

20 16#阀室 559 601

21 17#阀室 590 654

22 昌吉分输站 609 688 过滤、分输只投ESD 24 乌鲁木齐分输压气站 673 1188 电驱3+1 清管、过滤、增压、分输清管、过滤

25 20#阀室 699 1178 27 22#阀室 749 993 29 24#阀室 815 344

30 25#阀室 848 417 32 26#阀室 907 769

33 27#阀室 939 726

34 28#阀室 971 783 RTU 36 30#阀室 1034 690 38 31#阀室 1097 710 40 33#阀室 1155 705 42 35#阀室 1219 662 44 36#阀室 1271 864

45 37#阀室 1297 1084 RTU 47 39#阀室 1349 1529 49 40#阀室 1414 1751

50 41#阀室 1445 1770 52 43#阀室 1510 1537 RTU

53 44#阀室 1541 1417

54 瓜州压气站 1573 1387 电驱3+1 清管、过滤、增压清管、过滤 56 46#阀室 1633 1620

57 47#阀室 1659 1709 59 49#阀室 1716 1772 RTU 61 50#阀室 1766 1552

62 51#阀室 1797 1637 64 53#阀室 1853 1529 RTU

65 54#阀室 1883 1438

66 55#阀室 1911 1434 68 56#阀室 1959 1470

69 57#阀室 1990 1685

70 58#阀室 2021 1840 RTU 72 永昌压气站 2081 2269 电驱3+1 清管、过滤、增压清管、过滤 74 61#阀室 2134 1935 76 武威分输站 2190 1663 过滤、分输只投ESD

77 64#阀室 2222 1675

78 65#阀室 2255 1845 80 66#阀室 2314 1864 82 68#阀室 2365 1686 预留联络线

83 69#阀室 2395 1699

84 70#阀室 2413 1318 RTU 86 中卫联络站 2434 1256 清管、过滤、联络清管、过滤、联络

中卫—靖边联络线

序号名称里程高程配置设计功能投产时的功能

(Km) (m) 2 02#阀室 2462 1201

3 03#阀室 2480 1193

4 04#分输阀室 2496 1267 6 06#阀室 2538 1344

7 07#阀室 2568 1347

8 08#阀室 2599 1559 10 09#阀室 2644 1416 12 11#阀室 2697 1409 14 13#阀室 2758 1351 各站气温参数表

站场名称夏季平均气温(℃) 冬季平均气温(℃) 年平均气温(℃) 极端最高温度(℃) 极端最低温度(℃) 精河压气站 23.5 -17.0 5.5 41.9 -36.4 玛纳斯压气站 24.5 -18.4 6.6 42.8 -37.0

乌鲁木齐压气站 23.1 -18.1 11.3 40.5 -41.5 哈密压气站 26.0 -10.0 9.5 43.9 -35.1

烟墩压气站 24.5 -15.9 7.8 41.7 -30.6

红柳联络压气站 23.0 -8.9 8.0 41.7 -30.6 嘉峪关压气站 23.0 -15.2 7.8 36 -28

张掖压气站 23.0 -9.4 6.0 38.6 -28.2 古浪压气站 21.0 -16.1 8.0 34.7 -29.0

中卫联络站 23.5 -16.0 6.5 41.4 -30.0

工艺系统概况

霍尔果斯首站

该站位于新疆的霍尔果斯，与中亚天然气管道相连，接收进口天然气。该站设计天然气处理能力为8886×104Nm3/d，来气经气质在线分析、计量、过滤、聚结和增压后输往下游。主要流程及功能设置

接收进口天然气，经气质在线分析、计量、聚结、增压、冷却后输往下游；

该站设置向霍城/伊宁市分输；

当站内设备检修或发生事故时，气体可通过旁通管线越过该站输往下游站场；

清管器发送；

压力越站；

压缩机组防喘；

站内循环；

燃料气及自用气处理；

干燥压缩空气供给；

事故状态及维修时的放空和排污。

详情见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

中间分输压气站

西二线西段设置精河、玛纳斯、乌鲁木齐、嘉峪关、张掖5座中间分输压气站，为周边用户供气。

各分输压气站分输量

序号站场名称分输用户设计分输能力

（×104Nm3/d）

1 精河分输压气站博乐 17.1

2 玛纳斯分输压气站石河子 17.1

3 乌鲁木齐分输压气站乌鲁木齐 428.6

4 嘉峪关分输压气站嘉峪关 68.7

酒泉 128.6

5 张掖分输压气站张掖 120

各分输压气站向用户分输调压橇下游设备和管道设计压力均为6.3MPa，分输压力为4.0MPa。各分输压气站主要工艺流程和工艺设施基本相近。

主要功能设置如下

正常输送；

分输；

天然气越站旁通；

清管器接收、发送；

燃料气及自用气处理；

干燥压缩空气供给；

事故状态及维修时的放空和排污；

嘉峪关分输压气站和张掖分输压气站预留CNG阀门。

工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

一般中间压气站

西二线西段设有乌苏压气站、鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、红柳联络压气站、瓜州压气站（电驱压气站）、永昌压气站（电驱压气站）、古浪压气站8座一般中间压气站。除红柳联络压气站外，其余各压气站流程和功能类似。

主要流程及功能设置如下

正常输送；

天然气越站旁通；

清管器接收、发送；

燃料气及自用气处理；

干燥压缩空气供给；

事故状态及维修时的放空和排污。

各压气站均预留DN1000增输扩建球阀。

一般中间压气站压缩机组配置表

序号中间压气站名称站场机组配置备注 2 鄯善压气站 30MW ，2+1 燃驱

3 哈密压气站 30MW ，2+1 燃驱

4 烟墩压气站 30MW ，2+1 燃驱

5 红柳联络压气站 30MW ，2+1 燃驱

6 瓜州压气站 18MW ，3+1 电驱

7 永昌压气站 18MW ，3+1 电驱

8 古浪压气站 30MW ，2+1 燃驱

工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

红柳联络压气站

西二线西段红柳联络压气站，与西气东输一线红柳压气站毗邻建设，站场设计压力12MPa。红柳联络压气站除具有压气站功能外，还具有与西气东输一线联络功能，可接收西气东输一线来气或向一线调气。一线、二线间相互调气时，均进行计量和流量控制，接收西气东输一线来气和向西一线调气共用1套计量设备和流量控制设备。

红柳联络压气站调气流程图

红柳联络压气站功能如下：

正常输送

天然气越站旁通

接收西气东输一线来气

向西气东输一线调气

清管器接收、发送

燃料气及自用气处理

干燥压缩空气供给

工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

分输站

西二线西段设置奎屯分输站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、武威分输站5座分输站，工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

奎屯分输站昌吉分输站吐鲁番分输联络站哈密分输站武威分输站

工作参数进站压力 8.3～10.9MPa 7.9～11.3MPa 8.5～11.7MPa 9.5～11.1MPa 10.4～11.6MPa 分输流量 0.2×108Nm3/a 0.2×108Nm3/a 0.2×108Nm3/a 0.2×108Nm3/a 1.6×108Nm3/a 调压后设计压力 4.0MPa 4.0MPa 4.0MPa 4.0MPa 4.0MPa

主要流程及功能设置分输 √ √ √ √ √

越站 √ √ √ √ √

燃料气及自用气 √ √ √ √ √

放空和排污 √ √ √ √ √

其他与轮南～吐鲁番支干线联络

清管器发送 × × √ × × 计量设备涡轮流量计，1用1备 2台涡轮流量计，1用1备。 2台涡轮流量计，1用1备。 2台涡轮流量计，1用1备。 2台超声波流量计，1用1备。调压设备 2台调压橇，1用1备 2台调压橇，1用1备 2台调压橇，1用1备。 2台调压橇，1用1备站内设置2台调压橇，1用1备

紧急截断系统在进出站管线上设置紧急切断阀（ESD）电动放空阀门由UPS供电站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似。站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似。站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似。

燃料气处理橇燃料气处理橇1套燃料气处理橇1套燃料气处理橇1套燃料气处理橇1套燃料气处理橇1套，

清管器发送设备 × × 管线清管器发送设备1台 × ×

中卫联络站中卫联络站调气流程图

中卫联络站功能设置如下:

正常输送；

天然气越站旁通；

接收西气东输一线来气；

向西气东输一线调气；

清管器接收、发送；

分输；

中卫联络站人员生活依托西气东输一线中卫压气站，不设燃料气处理系统。

工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

盐池清管站

盐池清管站与西一线盐池压气站毗邻建设，站内设有清管器接收、发送设备及分离设备，在正常运行时，天然气越过清管站，直接输送至下游；在投产初期及清管作业时天然气进入清管站站内，经旋风分离器分离后输往下游。盐池清管站预留与西气东输三线联络阀门，且可根据需要，扩建为压气站。工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

靖边联络站

靖边联络站与西一线靖边压气站毗邻建设，站内设置用于调气的过滤、计量、流量控制设备。靖边联络站可通过西一线与陕京线连接管道向陕京线调气，也可向西气东输一线调气。

功能设置如下

天然气越站旁通

向陕京线调气

向西气东输一线调气

清管器接收

工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

阀室

线路截断阀室分为一般线路截断阀室、RTU阀室、线路分输阀室、RTU分输阀室4种类型，工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。

电气系统概况

变电所布置

西气东输二线管道工程(西段) 霍尔果斯—中卫干线共设置19处场站变电所，分110kV、35kV、10kV三种类型：

110kV/10kV/0.4kV变电所：乌鲁木齐分输压气站、瓜州压气站、永昌压气站；上述站场为电驱压气站，本次投产上述三个站场设置一路10kV/0.4kV临时电源和自动化天然气发电机组，110kV/10kV变配电系统不投。

35kV/0.4kV变电所：霍尔果斯首站、精河分输压气站、乌苏压气站、玛纳斯分输压气站、鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、红柳联络压气站、嘉峪关分输压气站、张掖分输压气站10个站场，均为燃驱压气站。

10kV/0.4kV变电所：古浪压气站、奎屯分输站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、武威分输站；其中古浪为燃驱压气站，其余为中间分输站。

霍尔果斯首站、精河分输压气站、乌苏压气站、玛纳斯分输压气站、鄯善压气站、烟墩压气站、嘉峪关分输压气站、张掖分输压气站、古浪压气站为一级负荷，一级负荷站采用两路电源向站场供电，每一电源向全站用电负荷供电。

哈密压气站、红柳联络压气站也为一级负荷，但只能取得一路主供电源，因此配备自动化天然气发电机组作为应急电源。

奎屯分输站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、武威分输站均为二级负荷，采用10kV单电源供电，并配备自动化天然气发电机组作为应急电源。

中卫—靖边联络线上的中卫联络站、盐池清管站及靖边联络站站内新增的部分生活、生产设施直接依托原西气东输一线对应相关站场，且负荷较小，其普通负荷和UPS负荷供电分别由原西气东输一线的相关站场低压配电室低压开关柜中的备用回路和UPS配电箱（需对两站UPS配电箱加以改造）引出，就地设置动力箱进行配电。

干线及联络线上的RTU阀室用电负荷包括自控、通信、阴保等负荷，配备独立的太阳能发电系统供电。

接线方式

站场内110kV变电所接线方式：110kV系统采用内桥接线。

站场内35kV变电所接线方式：35kV系统采用单母线分段。

站场内10kV配电室接线方式：10kV系统用电缆引来，接至变压器，降为400V电压作为低压电源。400V系统采用单母线分段的形式。另外场站设有备用发电机，作为备用电源。

运行、控制模式

西二线西段110kV、35kV变电所控制保护系统为分层布置结构，由间隔层（测量、控制和保护单元）和站控层构成。本次送电投运采用间隔层就地控制模式。

投运场站

根据业主要求西气东输二线管道工程(西段)在10月30日实现投运的变电所如下表：

序号投运场站名称电压等级备注

1 霍尔果斯首站 35kV/0.4Kv(两路)

2 精河分输压气站 35kV/0.4kV(两路)

3 乌苏压气站 35kV/0.4kV(两路)

4 奎屯分输站 10kV/0.4kV(一路)

5 玛纳斯分输压气站 35kV/0.4kV(两路)

6 昌吉分输站 10kV/0.4kV(一路)

7 乌鲁木齐分输压气站 110kV/10kV/0.4kV(两路) 临时10kV/0.4kV(一路)

8 吐鲁番分输联络站 10kV/0.4kV(一路)

9 鄯善压气站 35kV/0.4kV(两路)

10 哈密压气站 35kV/0.4kV(一路)

11 哈密分输站 10kV/0.4kV(一路)

12 烟墩压气站 35kV/0.4kV(两路)

13 红柳联络压气站 35kV/0.4kV(一路)

14 瓜州压气站 110kV/10kV/0.4kV(两路) 临时10kV/0.4kV(一路)

15 嘉峪关分输压气站 35kV/0.4kV(两路)

16 张掖分输压气站 35kV/0.4kV(两路)

17 永昌压气站 110kV/10kV/0.4kV(两路) 临时10kV/0.4kV(一路)

18 武威分输站 10kV/0.4kV(一路)

19 古浪压气站 10kV/0.4kV(两路)

乌鲁木齐分输压气站、瓜州压气站、永昌压气站本次投产时，采用10kV单路临时电源加一台备用自动化天然气发电机组的供电方式。

中卫联络站、盐池清管站及靖边联络站站内新增的部分生活、生产设施直接依托原西气东输一线对应相关站场。

通信系统概况

西气东输二线管道工程通信系统采用光通信作为主用通信方式，通过与西气东输一线、西部管道等多条管线的光通信系统相连，将SCADA数据、话音、图像等数据信息通过多条光传输路径，传至北京油气调控中心、廊坊备用调控中心和西部管道公司总部。采用租用公网数据电路与VSAT卫星相结合的方式作为SCADA数据传输备用通信方式，将SCADA数据信息传至北京油气调控中心。

管道沿线有人值守的工艺站场、管理处设置用于日常管理的行政、调度电话、办公自动化网络系统（MIS）、会议电视以及用于巡线抢修的移动通信设施；有人值守的工艺站场设置工业电视及激光对射系统、有线（卫星）电视接收系统。

光通信系统

西气东输二线管道西段光通信系统共新建光端站2座、光分路站8座，光接入站22座。

光通信系统站型站数

序号站场名称站型站数备注 2 霍尔果斯首站光端站 1座新建，有人站 2.5G

3 压气站光分路站 4座新建，有人站 2.5G

4 压气站光接入站 8座新建，有人站 155M 接入西气东输/西部管道系统

5 分输站光分路站 2座新建，有人站 2.5G

6 分输站光接入站 3座新建，有人站 155M 接入西气东输/西部管道系统

7 RTU阀室光分路站 2座新建，无人站 2.5G

8 RTU阀室光接入站 11座新建，无人站 155M 接入西气东输/西部管道系统

备用通信系统

红柳联络压气站和中卫联络站利用西气东输一线已有的卫星通信作为SCADA数据的备用通信方式。鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、瓜州压气站、永昌压气站、吐鲁番分输联络站和哈密分输站 7座工艺站场SCADA备用通信将采用卫星通信方案。其它11座有人工艺站场的SCADA备用通信将采用租用公网方案，话音通信备用信道利用公网PSTN电路。

调度通信系统

西气东输二线管道工程霍尔果斯-中卫调度通信系统依靠光通信电路，依托西部管道公司的软交换调度系统中心设备，在有人站场、RTU阀室设IP调度电话，组成调度通信系统，用于生产调度指挥。在鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、瓜州压气站、永昌压气站、吐鲁番分输联络站和哈密分输站采用卫星通信方式，其余各有人工艺站场利用公网电话作为调度备用电话。

行政电话交换系统

西气东输二线管道工程霍尔果斯-中卫行政电话系统（包括传真）依靠光缆电路和地面公网。依托西部管道话音软交换系统，在有人站工艺站场设置远端IAD设备，组成行政电话交换系统，用于日常行政管理。中卫联络站IAD设备纳入西气东输管道分公司中心软交换系统。

工业电视与站场安全防范系统

本工程在各有人工艺站场设工业电视、激光对射系统，用来监视压缩机厂房、工艺装置区和站场环境安全，工业电视系统与激光对射系统联动，使站内人员及时发现外来入侵。

会议电视系统

西气东输二线管道工程会议电视系统采用光通信信道连接，接入西部管道公司总部主会场的多点控制单元（MCU），在各有人工艺站场的分会场设会议电视终端，新疆管理处和甘肃管理处利用原有的会议电视终端。中卫联络站会议电视终端设备接入西气东输管道分公司会议电视系统。

有线（卫星）电视系统

在各有人值守工艺站场设有线电视系统，就近接入当地有线电视网，在有线电视无法接入的站场设立卫星电视接收系统。

应急通信

应急通信为管道巡线抢修和站场巡检提供移动话音通信，其中管道巡线话音通信采用卫星移动电话方式，站场巡检话音通信采用防爆无线对讲机。同时配备2辆应急卫星通信车，当灾情发生时作为应急抢险通信。

综合业务网络

按照西部管道网络融合的创新理念，针对承载层实施网络融合，即话音、会议电视、MIS办公网络及其他应用，在同一个基于IP的宽带平台网络上实现融合。中卫联络站利用已有的MIS办公网络，纳入西气东输管道分公司已有办公网络。

仪表自控系统概况

西二线西段调度控制中心设在中石油北京调度控制中心，并建立一套计算机控制系统，完成全线的调度、管理和运行。在各站设站控制系统、远控线路截断阀室设置RTU系统，完成站场和阀室工艺设备的控制和运行。通过广域网的方式将各站控制系统、阀室RTU连接起来。在调度控制中心通过建立的计算机控制系统分别控制首站、压气站、分输调压计量站和远控线路阀室的工艺设备，将实现顺序启站、顺序停站和紧急停站。在控制中心授权的状况下，在站控和阀室RTU才能够控制和运行本站的工艺设备。

站控制系统

在首站、压气站、分输压气站和分输站设置站控制系统（SCS），站控制系统完成站内的计量、调压、流程切换和压缩机的启停等控制。

站控制系统的功能

接受和执行控制中心的控制命令，进行控制和调整设定值，并能独立工作；

过程变量的巡回检测和数据处理；

向控制中心上传数据和报警信息；

提供工艺站场的运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图形显示，报警、存储、记录和打印；

压力或流量的控制；

故障自诊断，并把信息传输至地区公司，西段即西部管道地区公司；

压缩机及主要工艺设备的顺序控制；

监视各站场变电和配电系统的状态；

监视工艺站场和站控制室火灾、可燃气体和安全状况。

站控制系统操作方式

调控中心控制：通常，根据调控中心下达的启/停命令，压力/流量设定值等，站控系统自动完成具体的操作。亦可切换到对各单体设备进行控制。

站控制：启/停命令，压力/流量设定值等由站操作员通过操作员工作站，由站控制系统自动完成。调度控制中心对站的自动控制进行监视。

就地控制：在现场对各种设备进行手动控制。调度控制中心对其进行监视。

站控系统与调控中心之间的通信方式

各站控制系统与北京调控中心设一主一备的通信信道。通信介质为光缆、卫星和公网，光缆信道为主信道；西段站场采用卫星或公网作为备用信道。各站控制系统与廊坊备用调控中心设一主一备的通信信道，主备通信信道均采用光缆信道。

安全仪表系统

安全仪表系统主要由检测仪表、控制器和执行元件三部分组成，主要用于使工艺过程从危险的状态转为安全的状态。保障输气管道能够在紧急的状态下安全的停输，同时使系统安全地与外界截断不至于导致故障和危险的扩散。安全仪表系统包括：ESD系统；超压保护系统；安全联锁保护程序。

ESD系统

ESD系统完成本站的紧急停车，同时接受控制中心下达的ESD命令。紧急停车（ESD）系统是保证管道及沿线站场安全的逻辑控制系统。ESD系统命令优先于任何操作方式。

分输站：分输站ESD系统程序分为一个级别。调控中心或站场操作人员根据危险程度大小确定是否触发ESD程序。ESD程序一旦触发（ESD按钮动作或ESD命令发出），其结果是切断站场与管道进出口的连接，并打开站场放空阀门。

压气站：除设置站控系统ESD外，随压缩机组成套提供的压缩机组ESD系统。该系统用以完成压气站压缩机组安全的逻辑控制，它将由独立的控制单元构成，通过网络和硬线与SCS和UCP连接。

根据危险程度的不同，压气站ESD系统分三级：

第一级：压缩机组自身运行异常、越限，执行ESD单独停车；

第二级：触发所有运行的压缩机组ESD保护停车，关闭压缩机组进出口截断阀，自动放空机组及其管路内天然气；

第三级：由站控或中心触发站场ESD保护停车，关闭进出站阀，自动放空站内天然气并切断电源（消防系统电源除外），启动消防系统。对压气站而言，同时执行压缩机组ESD保护停车。

超压保护系统

在西气东输二线管道的压力分界点设置超压保护系统完成对下游的安全保护。

超压保护系统在故障出现时能及时关闭上游压力源、避免对下游设备造成影响。超压保护的信号进安全仪表系统。主要包括以下情况：

联络站的压力分界点的超压保护系统；

分输站、分输压气站压力控制系统超压保护；

自用气、燃料气系统超压保护。

安全联锁保护程序

压缩机组入口设置3台压力变送器（信号进安全仪表系统），采用3选2的方式，超低报警自动触发机组单独停机程序；

在压气站出站设置3台压力变送器（信号进安全仪表系统），采用3选2的方式，压力超高报警自动触发机组单独停机；

在压气站出站设置3台温度变送器（信号进安全仪表系统），采用3选2的方式，温度超高报警自动触发机组单独停机；

排污罐入口压力超高保护；

越站旁通阀超压保护。

数据通信系统

站控制系统数据通信设备采用冗余的通信服务器RCI。它基于IEC60870-5-104协议，实现中心与站场之间的逢变则报通信方式。站场的通信服务器RCI向下直接与站场设备进行数据通信，向上与调控中心主通信服务器MRCI和实时数据库进行数据通信。

压缩机控制单元

压缩机控制单元（UCS）随压缩机机组成套提供。压缩机控制单元（UCS）是一个完整独立的控制系统，它可以独立、连续地控制、监视和保护压缩机机组和相关的辅助系统。压缩机机组的启停控制和ESD操作，也可以由站控制系统和控制中心进行远程的控制、操作和运行。压缩机控制单元（UCS）作为站自动控制系统的一个子系统，采用网络的形式与站控制系统相连，进行数据交换，并接受SCADA系统的监控和管理。UCS设有独立的安全仪表系统，该系统通过硬线与SCS连接，并与SCS的安全仪表系统具有联锁关系。站控制系统的ESD控制命令可通过机组安全仪表系统直接到达被控机组，并使其按预定的顺序动作。

压缩机控制系统包括机组的检测和控制仪表及机组控制系统/盘（UCS/UCP）。压缩机控制系统主要包括：主要有启动/停车顺序控制系统、压缩机防喘振控制系统、速度控制及保护系统、负荷控制系统、机械故障诊断及分析系统、联锁保护、安全仪表系统、火灾和可燃气体检测系统等组成。

阀室RTU

重要位置的线路截断阀室和清管站设置RTU

RTU的功能

采集阀室的温度、压力和阴极保护等参数；

监视线路截断阀的状态；

控制线路截断阀的关；

监视阀室电源状态。

RTU操作方式

一般情况下由调度控制中心操作控制。

自动远控：所有的阀室操作控制由调度控制中心操作控制，具体由RTU执行完成。

就地控制：单体设备可以由站操作员或工程师人员通过便携式计算机进行操作，具体由RTU执行完成。调度控制中心对RTU的自动控制进行监视。

RTU与调控中心的数据传输

RTU提供2路以太网接口与光端机相连，通过光信道的配置，分别将数据传送到相邻的上、下两座工艺站场的站控制系统的局域网中，再通过这两座站场的SCS将数据上传到北京、廊坊主备调控中心。

给排水及消防系统概况

给水系统

由于水源不同，各站场的给水设施和工艺功能不尽相同，其中霍尔果斯首站、精河分输压气站、乌苏压气站、奎屯分输站、玛纳斯分输压气站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、瓜州压气站、张掖分输压气站以地下水作为水源；乌鲁木齐分输压气站、嘉峪关分输压气站、武威分输站、古浪压气站、中卫联络站以站外给水管网作为依托水源；永昌压气站以站外给水管网和地下水作为水源；位于无水区的鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、红柳联络压气站以外运水作为水源，外运水从各自供水点运来以后，储存在水箱内。

排水系统

站场的综合办公楼、综合设备间、压缩机厂房和变配电间等建筑单体的组织排水主要为生活污水及设备场地冲洗水。各排放点按照标准坡度敷设就近排入站场排水管网。

消防系统各站（鄯善、哈密、烟墩、红柳4座压气站除外）均设室外消防给水系统。各压气站（鄯善、哈密、烟墩、红柳4座压气站除外）的压缩机厂房设室内消火栓系统。燃气压缩机组设火灾自动报警系统和自动气体灭火系统。鄯善、哈密、烟墩、红柳4座位于无水区压气站的控制室、UPS室、燃气发电机房设置火灾自动报警系统和FM200管网气体灭火系统；沿线各阀室、各站工艺装置区、配置相应类别、数量的便携式灭火器材。

阴极保护系统概况

线路阴极保护系统概况西气东输二线西段阴极保护站分布表

阴保站编号场站名称里程(km) 阴保站间距(km)

CPS-1 霍尔果斯首站 0.0 0.0

CPS-2 精河分输压气站 173.3 173.3

CPS-3 乌苏压气站 349.8 176.5

CPS-4 玛纳斯分输压气站 528.2 178.4

CPS-5 乌鲁木齐分输压气站 673.3 145.1

CPS-6 吐鲁番分输联络站 781.3 108.0

CPS-7 鄯善压气站 876.1 94.8

CPS-8 哈密压气站 1064.6 188.4

CPS-9 烟墩压气站 1246.0 181.4 CPS-11 瓜州压气站 1573.3 191.3

CPS-12 嘉峪关分输压气站 1743.6 170.2

CPS-13 张掖分输压气站 1933.9 190.3 CPS-15 古浪压气站 2285.0 203.9 站场区域阴极保护系统概况

西二线西段所有工艺站场采用强制电流阴极保护系统,该系统由阴极保护站和相应测试系统共同组成。

阴极保护站

阴极保护站主要由恒电位仪、阳极地床、参比电极、分流器和连接电缆等构成。

恒电位仪为被保护管道提供稳定的极化电位，并能够根据外部环境需要调解输出的保护电流，使被保护管道始终处于相对恒定的有效保护状态中，根据西二线西段各工艺站拟保护埋地管道的实际情况，选择多路恒电位仪，每回路额定输出功率为1500W（30A/50V）的四回路恒电位仪，分别对埋地的工艺装置区、压缩机区、放空区、生活区等管线进行保护。

阳极地床采用柔性阳极，与被保护管道同沟敷设，在多条管道的管沟里，敷设多条阳极带，并对被保护管道进行均压跨接，保证各条管道之间电位均衡。

参比电极作为恒电位仪工作的基准信号源，为恒电位仪参照测量回路反馈的基准信号，有针对性地调解自身的输出以满足外界的需要。

分流器的作用在于结合现场局部状况，有针对性地分配辅助阳极输出回路的保护电流，使之满足保护管道的实际需要。

测试系统

为了解站内管道的保护效果，掌握阴极保护设施的运行状况，在站场内适当位置设置保护电位测试点，每个测试点预埋设一支长效Cu/CuSO4参比电极或新型极化探头，并在测试点位置处靠近管道预埋一只金属试片，试片涂敷后人为裸露一缺陷点。以确保能够进行无IR降测试，保证保护电位测试数据的真实性。所有测试点引到防爆区外的测试桩或测试箱里。另外，西二线区域阴极保护工程中，为了进一步保证测试数据的准确性，在干旱地区工艺站场内的通电点和测试点位置处应设置注水管，定期注水，保持恒电位仪反馈信号的准确性和日常管理中电位测试数据的准确性。

投产组织机构概述

根据西二线西段管道投产的总体部署和统一安排，成立管道投产协调领导小组，召开试运投产协调会，研究解决需要统筹协调的相关事项。

针对管道建设的实际，结合输气管道投产的经验，在投产前成立投产指挥部，全面负责试运投产指挥、管理及协调。投产总调度室设在北京油气调控中心，统一指令、收集汇总信息，进行调度安排。试运投产执行机构下设外事协调组、站场组、压缩机组、线路组、电信自消组、物资保障组、线路注氮组、HSE组、投产保驾组。

组织机构见下图：

机构组建计划

组织机构组建时间责任主体

试运投产领导机构管道投产协调领导小组 2009年9月15日天然气与管道分公司

投产指挥部 2009年9月15日管道建设项目经理部

试运投产执行机构西二线投产试运各专业组 2009年9月15日西二线EPC项目部

西二线管道运行单位 2009年9月15日西部管道、西气东输一线

投产总调度室 2009年9月15日投产指挥部

试运投产领导机构及职能

管道投产协调领导小组

组长：马志祥（天然气与管道分公司副总经理）

副组长：吴宏（管道建设项目经理部总经理）、孙波（中亚天然气管道-🔥js1996注册登录(中国)官方入口总经理）、凌霄（西部管道分公司总经理）。

成员：闫宝东（北京油气调控中心副总经理）、陈向新（管道建设项目经理部副总经理）、李文东（管道局副局长）、闵希华（西部管道分公司副总经理）、孟凡春（中亚天然气管道-🔥js1996注册登录(中国)官方入口副总经理）、张永祥（中国石油国际事业-🔥js1996注册登录(中国)官方入口副总裁）。

职责：

协调上游天然气气源、天然气入境、输气计划制定、下游用户及分输等各相关方工作衔接配合，协调试运投产中重大事项的解决，指导试运投产工作，投产指令。

投产指挥部

总指挥：吴宏（管道建设项目经理部总经理）

副总指挥：闫宝东（北京油气调控中心副总经理）、陈向新（管道建设项目经理部副总经理）、张强（西部管道公司副总经理）、王小平（西气东输管道公司副总经理）

成员：葛书义、张鹏、钱亚林、邹永胜、李锴、郭宝山、唐善华、庞贵良、郝兴国

职责：

接受管道投产协调领导小组的指导和工作安排，全面负责西二线西段管道试运投产组织管理、安全管理、监督检查及外部协调等工作，组织协调解决试运投产过程中出现的问题，并向领导小组汇报。审批投产期间各组上报的各种临时性问题的解决方案并负责各组间的关系协调。

投产总指挥对投产指挥部负责，是试运投产的最高指挥员，下达试运投产命令并指挥投产运行工作，统管试运投产所有执行机构，在紧急情况下可直接指挥命令处理应急情况。

试运投产执行机构及职能

建设单位和运行单位职责概述

试运投产执行机构由项目建设单位和管道运行单位人员组成。其中项目建设单位（简称为建设单位）包括管道建设项目经理部、西二线监理总部和西二线西段EPC项目部；管道运行单位（简称为运行单位）包括北京油气调控中心、西部管道公司、西气东输管道公司。

建设单位负责组织项目试运投产方案以及试运投产应急预案的编制，调控中心及运行单位配合，投产前3个月完成报专业公司审批。

建设单位负责组织项目调度及投产人员进行专项培训，培训费用由建设单位承担。专项培训的培训方案、人员、时间安排及考核目标等由建设单位确定。培训内容应至少包括设计原理、投产方案、设备操作等内容，以满足试运投产的需要。专项培训应在项目试运投产2个月前完成。

运行单位负责组织项目调度及运行人员基本技能培训及考核、取证工作，培训费用由运行单位承担。基本技能培训及考核取证工作应在项目试运投产4个月前完成。

运行单位运行人员应在培训完成后尽快有计划分批进入现场，熟悉站场工艺流程及隐蔽工程，参与试运投产工作。

调控中心负责组织编制项目运行操作规程，现场运行单位负责组织编制站场设备操作维护规程、作业指导书、生产报表、生产记录等与生产运行相关文件。建设单位在投产前3个月组织供货厂商等相关单位配合完成相关资料的提供。

建设单位负责试运投产前相关专项验收手续和协议的办理，包括压力容器安装告知及许可、防雷防静电验收、消防验收、土地使用手续及其他与地方有关的各项取证工作。协助专业公司协调上游单位准备投产所需气源的入境，包括气质和气量。协助运行单位完成试运投产及运行期间相关手续和协议的办理，包括安全生产许可证、压力容器注册以及管道保护、供电、给排水、通讯、消防、应急等相关协议的签订工作。办理过程中地方部门检查出的问题，由建设单位组织承包商进行整改至合格。

建设单位和运行单位根据专业公司批复的试运投产方案落实投产前的各项准备工作。投产运行操作所需工具、办公设备及家具、岗位标识等由建设单位会同运行单位协商确定采购的具体事宜及投产后移交办法。建设单位负责组织投产应急预案的演练，落实保驾队伍及物资、装备的准备，运行单位配合。

建设单位负责组织投产条件检查，运行单位参加，对于建管分离的项目，要求检查意见以正式文件形式向建设单位反馈备案。建设单位根据检查意见组织整改，并将逐条整改情况以正式文件形式反馈运行单位备案。

建设单位在项目具备试运投产条件后向专业公司申请投产，同时将运行单位检查意见逐条整改情况作为申请文件的附件。

专业公司根据投产方案及现场条件，向调控中心、建设单位同时下达调度通知单，明确投产时间及相关事项。

建设单位负责项目试运投产的组织和指挥，下达试运投产指令，运行单位配合，要求项目投产必须在调控中心实现中央控制。试运投产期间，在调控中心的操作由建设单位负责指挥，调控中心配合；在站场的现场操作由建设单位组织，运行单位配合。投产保驾工作由建设单位负责。

西二线西段试运投产以管道进天然气作为试运投产开始，天然气到达靖边联络站升压检漏完成并试运行72小时后作为试运投产结束。

试运投产72小时之后，在专业公司的主持下，建设单位组织有关参建单位向运行单位进行移交，交接运行管理权、交接工程实体及相关资料。

投产总调度室

调度长：高发连

副调度长：王卓军、赵小川、周晓莹

调度：梁志敏、高义、常海军、尚凡昆、何鑫、姜勇、王武艺、李健、王彦超、赵涛、常松博、田中利

职责：

投产调度室接受投产指挥部指令，负责试运投产过程的具体指挥、协调各站场操作管理，实施命令，收集分析整理试运投产情况并向投产指挥部汇报。负责监控与参数记录，负责与现场的沟通联系，及时发现问题并对一些具体问题进行分析和上报。

外事协调组

组长：幺惠全

副组长：赵罡、王维、袁运栋、王洲、张磊、李浩

成员：何志强、韩朋科、段承、徐东、张绍平、闫邵彤

职责：

负责组织运行单位对试运投产临时征地等外部相关协议的签订；负责与地方各级政府及相关部门和单位的工作协调，及时处理各种纠纷，保证试运投产顺利进行。在投产前，负责与公安、消防、救护等地方相关部门的接口工作。

站场组

组长：任东江

副组长：姜永涛、韩建强、郭晓峰、梁宏、庞贵良、刘树学、于永超、侯俊夕、林久新、王健康、孙茂树

成员：董铁军、薛义、荣殿才、陈玉伟、庞桂良。

职责：

负责站场试运投产条件的检查；负责编制《西二线西段试运投产工艺系统实施细则》和培训工作；配合设备厂家人员在站场的工作，参与工艺设备的调试；负责投产期间站场的置换、升压、检漏的操作、巡检和运行记录等工作；负责站场放空、点燃火炬等操作；负责组织站场设备各项技术参数测定和故障排查与处理；监督、确认保驾人员在站场的保驾抢修工作。负责发现漏点后的及时上报工作，监督、确认保驾人员在站场的保驾抢修工作。

压缩机组

组长：梁立力

副组长：

成员：项目经理部、监理、压缩机组厂家等

职责：

投产前，负责协调运行单位和压缩机厂家技术人员对霍尔果斯首站和红柳联络压气站压缩机组投运前的调试与条件检查，负责组织设备供应厂家编制《西二线西段压缩机组试运投产方案》。试运投产结束后，组织压缩机厂家技术人员对燃气轮机和压缩机启动和运行及 72小时无负荷运转，压缩机组带负荷运转后60天保驾。

线路组

组长：秦梓州

副组长：王建国、周普旭、冯伟、赵万里、杨永和

成员：王新刚、刘向榆、王连君、缴增甫、刘建、张嘉昌、刘昕、易丰江

职责：

负责实施线路工程试运投产条件的检查，编制《西二线西段试运投产置换升压实施细则》，配合设备厂家人员对线路截断阀的调试工作，负责组织安排气头跟踪和置换、升压、检漏、巡检和运行记录等工作，负责线路放空操作，负责发现漏点后的及时上报工作，监督、确认保驾人员在线路的保驾抢修工作。

电信自消组

组长：李旭东

副组长：胡柏松、徐福财、王文玉、邢八一、何志强、梁建青

成员：吴昌汉、黄忠胜、金俊文、王维斌、张涛、古宏俊、纪克齐、黄迎春、韩才书、徐高松、张桂林

职责：

负责检查电气、通信、自动化、可燃气/火灾检测报警系统和消防系统是否符合试运投产条件；负责本系统调试投运方案编制和培训工作；负责组织本系统单机试运、技术参数测定和系统调试投运工作；负责本系统投产期间单项及全系统联调技术参数测定和故障排查与处理工作；负责可燃气/火灾检测报警系统标定工作。

线路注氮组

组长：杨发富

副组长：潘会彬、李志忠、赵同庆

成员：任佳博、李鹏、康义

职责：

协调与注氮相关的各项工作。注氮前，负责参与注氮方案编制工作与完成注氮口连接的各项准备工作。注氮期间，负责组织注氮分包商实施分段注氮作业以及注氮作业结束后的清理工作。负责监督、控制并记录注氮量、注氮压力、注氮纯度及注氮过程中注入管道内的氮气温度。投产进气前，负责监控线路封存氮气的压力。在置换期间，负责组织注氮分包商进行补充注氮作业。

物资保障组

组长：宋伟杰

副组长：杨明新、张振

成员：龚志勇、曹刚、田进波、高勇、韩刚

职责：

负责组织国内外设备供货厂商对运行单位人员和投产人员的培训，负责试运投产过程中所需设备材料、工器具、备品备件等物资保障。负责协调安排国内外设备供货厂商技术人员按投产进度到达现场，指导安装调试并及时处理设备故障；负责投产期间生产和生活物资的供应保障工作。

HSE组

组长：莫春山

副组长：吴锡和、肖德刚、李建、屈满祥、赵广锋

成员：唐彪、刘炯、周化刚、张新羽、高军、闫峻、徐华龙、李湛江、郑朝明

职责：

负责编制《西二线西段试运投产HSE管理实施细则》，组织完成试运投产应急预案演练；负责与沿线地方政府、公安、消防、交警、医疗部门联系协调，包括编制沿线主要公安、消防、交警、医疗部门的联系方式。负责编制试运投产HSE实施细则和培训工作；负责投产HSE管理物资准备。试运投产期间，按照项目经理部的要求做好试运投产人员的健康保障和应急救护安排。负责投产期间现场的安全保卫、环境保护工作。负责在事故状态下现场的组织与协调工作。

投产保驾组

组长：杨忠惠

副组长∶姜永涛、韩朋科、付明福、赵斌、吕峰、樊茂滨

成员：贺剑君、谢志斌、张永学、徐晓佳、牛健壮、韦青荣、蔡辉、辛建明、马永骧、陈永

职责：

负责组织投产站场及线路保驾队伍，负责落实保驾抢修必备的设备、机具、备件和材料；负责编制《西二线西段试运投产保驾抢修实施细则》；负责组织实施演练；负责组织各施工分包商对施工标段内设施在投运过程中巡视、检查工作；负责故障排查并完成整改工作；按照投产指挥部的统一安排，处理投产过程中出现的线路施工、站场安装、设备故障等问题，保证试运投产的顺利进行；保驾任务的时间从试运投产准备期间开始，到进入正常生产结束。投产期间发现各系统出现故障，由设备厂家或相应承包商在接到上级通知第一时间到达现场进行处理。

调度指挥工作流程

投产人员配置表

序号机构名称项目经理部监理公司 EPC项目部运行单位备注

1 投产总调度室 1 1 7 6 此运行单位为北京调控中心

2 站场组霍尔果斯首站 2 2 8 8

精河分输压气站 0 1 3 5

乌苏压气站 0 1 3 5

奎屯分输站 0 1 3 3

玛纳斯分输压气站 0 1 3 5

昌吉分输站 0 1 3 3

乌鲁木齐压气站 0 1 3 5

吐鲁番分输联络站 0 1 3 5

鄯善压气站 0 1 3 5

哈密压气站 0 1 3 5

哈密分输站 0 1 3 3

烟墩压气站 0 1 3 5

红柳联络压气站 2 2 8 8

瓜州压气站 0 1 3 5

嘉峪关分输压气站 0 1 3 5

张掖分输压气站 0 1 3 5

永昌压气站 0 1 3 5

武威分输站 0 1 3 3

古浪压气站 0 1 3 5

中卫联络站 0 1 4 4

盐池清管站 0 1 3 3 3 线路组 1 2 52 18

4 氮气置换组 0 3 6 3

5 电信自消组 0 3 141 3 由设备厂家、施工安装单位组成

6 外事协调组 2 3 12 3 8 投产保驾组 0 3 50 3 保驾单位管理人员50人，施工保驾人员若干。总计 12 45 378 145

注：上表中的人员配置应由各单位报投产指挥部批准。

投产的必要条件

投产所需工程全部完工，线路、阀室和站场的试压、干燥符合规范要求，投产前工程预验收全部合格。

站场及线路

管线与阀室

西二线西段线路焊接完成,试压合格；站间完成清管、测径作业及干燥作业，并符合相关标准,通过投产前预验收合格；管道干燥应使被干燥的管道内的空气露点低于-20 ℃(常压下的露点)，空气中的水含量低于0.822g/m3。管道干燥程度用电子露点仪测定，达到设计规定的露点为合格；

管道沿线阀室工程完工,试压合格，与管线连头，各类阀门及管线安装完毕，其相应通信、自控检测、数据远传等装置经调试达到设计要求；

管道线路测试桩、转角桩、标志桩及伴行路等配套设施完成施工并达到设计要求，里程标注清晰醒目；

阴极保护系统安装、调试完毕，各测试点数据达到设计要求，在投产前已经投入运行；

阀室内各种设备及各种线缆接头应有正确的编号和标志牌。

站场工艺与设备

站内的工艺设备系统安装完毕，试压、干燥合格，符合设计要求；

完成工艺阀门、过滤器、收发球筒、清管指示器等单体设备调试和保养；

按设计要求完成安全阀保护值设定并确认无误；

压力容器检测校验合格，按规定办理注册登记与使用许可手续；

站场内各种设备及各种电缆接头应有正确的编号，站内工艺管道应有正确流向标识；

站内给排水系统、暖通系统安装、调试完毕，符合设计要求，具备投用条件；

投产所需备品备件在投产前配置到位；

设备专用工具在投产前配置到位。

电气系统

已经签订供、用电协议；

各站场的变配电工程按设计要求安装、调试完毕，经有关部门验收合格，投入使用；

防雷防静电接地系统施工完毕，接地电阻符合设计要求，并出具测试报告，并经过地方有关部门验收合格，投入使用；

各站场生产用电设备完成单机调试并供电正常；

站场阴极保护在投产前已经投入运行。

消防与可燃气/火灾检测报警系统

可燃气/火灾检测报警系统安装、调试完毕，并检定合格投入使用，经地方消防部门检定验收合格；

站场各种消防设施配备齐全；消防系统安装、调试完毕，并经地方主管部门验收合格，投入使用；

与地方的消防依托协议已经签订。

仪表、自控系统

站场、阀室所有检测、计量仪表及控制单元完成检定、调试，各报警设定值准确无误；

完成各项联锁保护功能及应用程序的测试并合格，特别是ESD系统安装、调试完毕,逻辑功能动作正常；

完成各项保护及调节参数初步设定；

站控室设备及系统安装调试完毕，逐一完成数据采集和控制测试；

阀室RTU安装调试完毕，逐一完成数据采集和控制测试；

调度室中控设备及系统安装调试完毕，完成各项功能测试，具备中控工作水平。

通过各主备信道完成数据采集、远程控制、控制切换等系统联调测试，系统运行正常；

SCADA系统安装完毕，前期调试已经完成，具备使用条件，在压缩机组具备正常启动运行情况下，北京调控中心能够实现对压缩机组的远程控制。

通信系统

与当地通信部门的通信协议已签署；

各个站场、阀室新建的光通讯设备安装、调试完毕，达到设计要求; 光传输系统、软交换系统、工业电视监控系统运行稳定、可靠。北京油气调控中心、廊坊控制中心与站场的通信测试完毕，系统通信正常；通信设备及线路连接正确，系统运行稳定、可靠，与自控系统联调确认完毕；

投产的各类通信设备（固定电话、手机、卫星电话、防爆对讲机等）配备到位。

保驾抢修

确定保驾抢修组织机构，完成保驾抢修物资准备，保驾抢修队伍和设备机具在指定地点待命；完成《西二线西段试运投产应急救援预案》和《西二线西段试运投产保驾抢修实施细则》编制与审核，试运投产事故应急演练完成。

上游气源供气及下游管线接收条件

与上游、下游单位已签订供、用气合同和计量交接协议。

上游天然气管道供气条件

中亚天然气管道的天然气已经到达霍尔果斯末站，能够顺利进入西二线西段霍尔果斯首站

供气流量

有足够量的天然气储备，能够满足连续供气的要求；

置换期间对供气流量要求是50-330×104Nm3/d；

升压期间对供气流量要求是53.57×104Nm3/h。

供气压力和温度

置换开始的供气压力为2.0 MPa,温度为20℃；

升压结束的供气压力为7.0MPa，温度为20℃。

天然气气质、天然气烃露点、天然气水露点符合设计要求。

向下游管道供气条件

根据设计要求靖边联络站在不低于4.0MPa的条件下，即可向陕京管道调气。

站场（含阀室）的隔离

投产前未能完工，达不到投产条件的分输站、压气站、压气分输站都必须要与拟投产部分之间采取严格的隔离措施，保证投产、置换、升压以及运行期间的安全，各项隔离措施按照批准后的正式设计文件进行施工。

压缩机组不运行的压气站站场和分输压气站站场，为安装压缩机而预留的管线接头和为分输提供的预留管线接头必须增加相应设计压力等级的隔离措施，在试运投产前完成施工作业。

如果计量撬座、调压撬座等设备在投产时不能投入使用，必须按照设计压力等级采取有效的隔离措施，确保投产部分和不投产部分安全有效隔离，在试运投产前完成施工作业。

所有分输站如果投产时ESD下游管道不能投入使用，在ESD阀后增加相应设计压力等级的隔离措施，在试运投产前完成施工作业。

在投产期间有施工作业的站场，投产区域与施工区域之间设置物理隔离措施，隔离措施符合设计单位提供的正式设计文件要求。

其他条件

投产方案经专业公司审查通过，各系统调试投运方案（实施细则）经西二线项目部审查通过，各种记录表格编制完成；

运行单位人员的培训工作结束，运行人员取得上岗许可证；

运行单位的HSE体系已建立；

运行单位生产运行管理制度健全；

全线及站场设备运行操作规程编制审查完毕；

投产期间管道巡护、场站看护人员应配备到位。

投产总体实施计划

各系统调试投运方案概述

主要工艺设备单体调试投运概述

主要工艺设备单体

包括气液联动执行装置、电动执行机构、各类阀门、收发球装置、旋风分离器、过滤分离器等。

第5篇：化工工艺管道试压方案范文

[论文摘要] 石油化工装置是以石油裂解加工为主体生产各种燃油和化工原料的生产装置。装置内的各种工艺介质多为易燃、易爆和有毒性的物质。因此，在石油化工装置施工过程中，各类工艺管道的安装质量必须严格控制，严禁其泄漏，否则将造成严重后果。本文旨是根据石油化工装置工艺技术的危险因素，安全设计方面进行深入的探讨。

目前我国石油的生产是越来越大，可是石油化工装置是以石油裂解加工为主体生产各种燃油，以及是以化工原料为主体的生产装置的，装置内存在着各种工艺介质很多都是有毒性的物质，易燃、易爆的物质和。也就是说，在石油化工装置施工过程中，各类工艺管道的安装质量必须严格控制，严禁其泄漏，否则将造成严重后果。工艺管线安装过程中，为检验焊缝的质量及法兰连接处的密闭性，管线的试压工作是十分重要和必不可少的一道关键工序。

实际上，从标本兼治的理念来看，设计成品的质量对安全生产有着不可忽视的影响。石油化工装置设计安全是预防火灾爆炸事故发生，实现安全生产的一项重要工作。那么要如何保证装置设计安全呢，当然就要严格、正确地执行相关法规、标准规范，特别是强制性标准。

一．石油化工装置管线试压工艺技术研究

1.技术准备。大型石油化工装置工艺管线系统多，走向错综复杂，为了使试压工作正常进行，必须预先做好充分的技术准备。试压前，应根据工艺流程图编制试压方案，理清试压流程，按要求确定试压介质、方法、步骤及试压各项安全技术措施等。

2.管线的完整性检查。管线的完整性检查是管线试压前的必要工作，没有经过完整性检查确认合格的系统一律不得进行试压试验。完整性检查的依据是管道系统图、管道平面图、管道剖面图、管道支架图、管道简易试压系统图等技术文件。完整性检查的方法一是施工班组对自己施工的管线按设计图纸自行检查，二是施工技术人员对试压的系统每根管线逐条复检，三是试压系统中所有管线按设计图纸均检查合格后，申报质监、业主进行审检、质检。完整性检查的内容分硬件和软件两部分。

3.物资准备。管线试压介质一般分为两类：一类是气体，一类是液体。气体一般采用空气、干燥无油空气和氮气等。液体一般采用水、洁净水和纯水等。因此，如果管线没有特殊的要求，试压介质一般多采用水。试压工作是一种比较危险的工作。因此，在此项工作开始前应进行充分的物资准备工作。主要包括试压设备的维护保养、安全检查和进场布设；各种试压用仪器、仪表的校验、检查和安装；试压临时管线及配件的安装布置；试压用盲板、螺栓、螺母、垫片等材料的准备；设备、仪表、阀门、管件、安全阀、流量计等隔离措施的实施；试压中各种安全技术措施所需物资的供应及现场的布置等工作。

4.压力试验。承受内压管线的试验压力为管线设计压力的1.5倍；当管道的设计温度高于试验温度时，试验压力应符合下式Ps=1.5δ1/δ2δ1/δ26.5时，取6.5值；当Ps在试验温度下，产生超过屈服强度应力时，应应将试验压力降至管道压力不超过屈服强度时的最高试验压力。气压试验管道的试验压力为设计。对于气压作强度试验的管线，当强度试验合格后，直接将试验压力降至气密性试验的压力，稳压30分钟，以无泄漏、无压降为合格。检验采用在焊口、发兰、密封处刷检漏液的方法。

5.试压安全技术规定。管线试压是非常危险的，应做好各项安全技术措施。液压试验管段长度一般不应超过1000米，试验用的临时加固措施应经检查确认安全可靠，并做好标识。试验用压力表应在检定合格期内，精度不低于1.5级，量程是被测压力的1.5～2倍，试压系统中的压力表不得少于2块。液压试验系统注水时，应将空气排尽，宜在环境温度5℃以上进行，否则须有防冻措施。合金钢管道系统，液体温度不得低于5℃。试验过程中，如遇泄漏，不得带压修理，缺陷消除后，应重新试压。试压合格后应及时卸压，液体试压时应及时将管内液体排尽。系统试验完毕后，应及时拆除所有临时盲板，填写试压记录。试压过程中，试压区域要设置警戒线，无关人员不得入内，操作人员必须听从指挥，不得随意开关阀门。转贴于

二．石油化工装置管道工艺技术

1.塔和容器的管线设计

依据工艺原理合理布置。分馏塔与汽提塔之间的管线布置。通常分馏塔到汽提塔有调节阀组，调节阀组应靠近汽提塔安装，以保证调节阀前有足够离的液柱。分馏塔与回馏罐之间的管线布置。当分馏塔的塔顶压力用热旁路控制时，热旁路应尽量短且不得出现袋形，调节阀应设在回流罐的上部。汽液两相流的管道布置时，管道上的调节阀应尽量靠近接收介质的容器布置，减少管道压降，避免管道震动。如图3所示。由此可见，管线不可随意布放。

2.泵的管线设计

泵入口偏心异径管的使用。泵吸人管道设计是确保泵经常处于正常工作状态的关键。当泵人口管系统有变径时，要采用偏心大小头以防变径处气体积聚，偏心异径管的安装方式一般采用项平安装，当异径管与向上弯的弯头直连的情况下可以采用底平安装。这种安装方式可以省去低点排液。

布置泵的人口管线时要考虑到几个方面的因素：

①泵的人口管支架的设置。如泵的进口在一侧，则泵的入口管支架应是可调式，且人口管及阀门位置在泵的侧前方。

②气阻。进泵管线不得有气阻，这一点很容易被忽视，某些布置虽符合工艺流程图，但在局部会产生气阻现象，从而严重影响泵的运行。

③管道柔性。泵是同转机械，管道推力作用在管嘴上会使转轴的定位偏移，因此管道设计要保证泵嘴受力在允许数值内。塔底进泵的高温管线尤其需要考虑热补偿。

3.冷换设备的管线设计逆流换热

①冷换设备冷水走管程由下部进入，上部排出。这样供水发生故障时，换热器内有存水，不致排空。如作为加热器时用蒸汽加热，蒸汽从上部引入，凝结水由下部排出。

②安装净距。为了方便检修，换热器进出口管线及阀门法兰。均应与设备封头盖法兰保持一定距离，为方便拆卸螺栓净距一般为300mm。

③热应力。换热器的固定点一般是在管箱端，凡连接封头端管嘴的管道必须考虑因换热器热胀而位移的影响。重沸器返回线各段管线长度的分配要恰当，可以防止设备管嘴受力过大。回线各段管线长度的分配要恰当，可以防止设备管嘴受力过大。

三．总结

设计方法和手段的不断进步能有效地提高设计质量。作为设计者，会受生理和心理等因素的影响，容易出现偏差，技术的进步，极大地补偿了人的缺陷。当前，计算机辅助设计CAD正在广泛应用，它使设计工作更高效、更优质，使一些易出差错的环节不复存在。掌握CAD设计手段是现阶段设计者的基本要求，也是设计者知识水平不断更新提高的体现。

参考文献

[1]怀义.石油化工管道安装设计[M].北京：中国石化出版社．

孙秀敏.张敏.石油化工装置设计与安全[M]--甘肃科技.2009.25(3).

田卉.石油化工装置工艺管道设计探讨[J].化学工程与装备.2008(3).

第6篇：化工工艺管道试压方案范文

关键词油改煤工程；煤气化装置；空分装置；工艺先进；施工管控

中图分类号TE62 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）68-0078-03

中石化安庆化肥油改煤工程是用煤代替轻质油作为原料的化肥生产改造工程，选用英荷壳牌公司粉煤气化工艺技术，是国家“双高一优”重点项目和中国石化“十五”重点建设工程。中石化安庆化肥油改煤工程该工程主要由煤气化装置、净化装置、空分装置和公用系统等组成，生产出的粗合成气供给下游配套部分作为生产合成氨的原料。该工程由中石化安庆分公司承接煤气化装置、空分装置的安装工程施工，施工总产值达1.2亿元。

1 油改煤工艺的先进性

中国石油化工-🔥js1996注册登录(中国)官方入口安庆分公司化肥原料结构调整及炼油化工资源优化工程，是以采用Shell（壳牌）粉煤气化工艺技术生产粗合成气为核心，进行原料结构和产品结构的调整。即将原料结构由轻油和炼厂干气改造为煤，将产品结构由“氨-尿素”拓展为“氨-尿素-工业氢气”。

1.1 装置系统整体布置及设计的先进性

整个油改煤装置布置及设计有如下优点：

1）装置内所有设备全部国产化，既降低了成本又加快了民族工业的发展；

2）装置所有设备均布置在界区内，满足有关标准规范的要求；

3）设备的布置与物料流向保持一致，既经济、安全，又便于操作和检修；

4）空压机空气吸入口布置在界区内的东北侧，该方向为全年最大风向的上风向，减少了原料空气被污染的可能性；

5）自动化水平高：全部新建和改造工艺装置的仪表及控制系统引入主控室后采用DCS控制系统对全部装置进行集中监控。装置中的常规控制、顺序控制和操作联锁由DCS完成，安全联锁由ESD完成。

1.2 煤气化装置系统布置及设计的先进性

根据煤气化工艺的特点及其特殊要求，在满足工艺生产要求的前提下，按照不同的功能区，对煤气化部分的设备进行了布置，尽量减少占地面积。装置布置符合工艺流程、安全生产和环境保护的要求，达到节省施工材料、便于施工的目的，最大限度地降低了工程投资。中间渣场位于整个装置西侧（下风向），比邻马路，方便运输且减小了对人口聚居地环境的污染。

Shell（壳牌）煤气化是以干煤粉为原料、纯氧作为气化剂、进料采用氮气加压输送、液态排渣的工艺，属加压气流床气化，具有以下优点：

1）煤种适应范围广；

2）碳转化率高（超过99%）；

3）冷煤气效率高（达80%~83%）；

4）有效气成份（CO+H2）高（接近90%）；

5）煤耗及蒸汽耗量低、氧耗低；

6）运行维护费用低，并且有利于环保。

1.3 空分装置系统布置及设计的先进性

该工程的空分属大型空分装置，采用全低压、透平膨胀、氮水预冷、分子筛吸附、内压缩(液氧)工艺流程。具有如下优点：

1）采用分子筛净化空气流程，空气损失少，氧气提取率高；

2）在水冷塔中利用污氮冷却循环水，降低了空气预冷系统所需要的冷量；

3）冷冻水循环使用，节约了能源；

4）利用污氮再生分子筛，充分利用了现有资源；

5）充分回收蒸汽冷凝液，降低了能耗。

2 安庆化肥油改煤工程施工质量控制要点分析

2.1 工程的主要特点

2.1.1 新工艺，无经验可循

煤气化装置采用壳牌粉煤气化技术，对施工单位而言，许多工艺设备和仪表设备尚属首次接触，没有施工经验可以借鉴。例如磨煤机的施工，磨煤机机组重达280t，高10m，需现场组装，要达到其技术精度十分困难，仪表的顺控调试系统太大，需要反复调试。

2.2.2 工程量大，施工难度大

1）油改煤工程煤气化装置的核心为磨煤框架和煤气化框架，该框架为混凝土与钢结构相混合的框架结构形式，截面尺寸不一，对接和安装难度大。框架内的大型设备、各类管线密集，部分设备重量特别重。其核心设备气化炉、废热锅炉和传导段总重1 200t，分四段到货，三段吊装，安装于煤气化框架EL35~EL82标高内，吊装空间狭窄，吊装难度大；

2）煤气化装置管道主要材质有碳钢、不锈钢、铬钼钢、双相钢、铝材、镍基合金等，钢材种类多，且特殊材质的焊接量较大，焊接难度大。装置中介质为氧气的管线较多，该部分管线焊接时其焊道内部要求平滑，全部管线管件要求进行脱脂，施工难度大；

3）空分装置主要包括冷箱及压缩机厂房区域。冷箱结构为箱型密封结构，冷箱内安装有分馏塔、粗氩塔、精氩塔、冷凝器等三台塔器设备，均需要现场组焊。其附属管线全部集中在冷箱内，各种管线和阀门均通过活动支架安装在冷箱内。施工空间狭小，各专业深度交叉，施工技术要求高，焊接难度大；

4）工艺管线内部清洁度要求极高，尤其是汽化炉的水汽系统管线，安装时要求先与汽化炉接管断开进行系统冲洗，系统管线冲洗合格后再与汽化炉接管进行焊接，最后再反复进行冲洗，直至汽化炉内换热管的流速达到设定要求为止。氮气反吹系统大，管道吹扫器多，如何保证管线内部清洁度是施工的重点和难点。

2.2 施工质量控制要点

2.2.1 实施全面质量管理，完善质量保证举措

1）施工前明确质量目标

开工之前，建设单位、监理单位及施工单位达成共识，根据工程特点，明确了项目质量目标。

2）确保全面质量管理落地实施

项目部建立健全了项目质量保证体系，明确岗位职责，严格落实质量责任制。根据工程实际情况编制了施工组织设计/质量计划、施工方案/作业指导书等针对性和操作性强的施工技术文件，制定并完善一系列项目质量管理制度，规范施工技术质量管理。加大图纸汇审、技术交底的力度，不断优化施工技术方案。做好施工现场材料及施工过程的标识管理，确保工程材料和施工过程的可追踪性。严格执行工序交接检查制度、质量控制点联合检查制度和隐蔽工程验收制度，加强过程监控，保证工程最终质量。通过采取这些措施，带动了整个工程质量的全面提高。

3）安全文明施工管控举措

项目成立伊始就树立了“安全第一”意识，建立健全了HSE管理体系，成立了HSE管理委员会，制定了安全生产规章制度并针对工程特点编制了《HSE实施程序》与《HSE管理规定》，在施工管理过程中，严格执行相关规定。

2.2.2 重视对关键工序、关键分部工程、关键分项工程的过程控制

在施工中，重视对关键工序、关键分部工程、关键分项工程的过程控制，主要对煤气化装置钢结构、设备的安装；工艺管线的焊接与安装；空分装置压缩机机组的安装；电气、仪表施工等四个重要过程进行重点管控。

1）煤气化装置钢结构、设备的安装

（1）钢结构安装

项目部提前做好技术准备，针对钢结构框架安装高度高、安装单件重量重、脚手架搭设难和安全风险大的特点，专门成立以项目经理为首的《安庆油改煤大件吊装》QA/QC领导小组，优化、采用钢结构深度预制成框整体吊装的施工方案，利用1 250t履带吊进行吊装，其最大单件吊装质量达280t。针对框架梁和立柱截面和厚度大，焊接难度高，焊接工作量大的特点，项目部采用CO2气体保护焊，用焊丝焊接，加快焊接速度，且施工质量完全符合设计要求，成型良好。

（2）设备安装

煤气化装置共包含动静设备463台，主要分布于煤气化框架EL0~EL82标高内，部分设备质量非常大、位置高，且所在区域设备、管线林立，吊装非常困难。针对这些难点，项目部编制大型设备吊装方案，确定大型设备的吊装顺序，以保证设备吊装施工有计划、安全而合理地进行；同时编排详细的大型吊车使用计划，减少吊车的进退场次数，达到合理利用大型吊车的目的。

（3）磨煤机的安装

煤气化装置中有两台ZGM123G型立式中速辊式磨煤机，磨煤机连同附件重210t，机体为散件到货，现场组装。由于该磨煤机是煤气化装置的主要动设备，也是施工单位首次现场组装及安装，装配精度要求高，施工难度大。为保证安装质量，项目部成立了磨煤机安装QC活动小组，就磨煤机的安装难点一一进行讨论、分析、汇总，形成初步方案交于磨煤机厂家代表及业主专业工程师共同探讨确定施工方案，并在施工过程中不断完善。

2）工艺管线的焊接与安装

（1）煤气化装置工艺管线焊接

针对煤气化装置工艺管线特殊材质多、焊接工作量大、焊接质量要求高、焊接难度大等特点，项目部施工前组织专业工程师进行探讨、研究并编制施工方案，对有特殊要求的管线安装编制相应的特殊施工措施（如氧气管线施工方案、氧气管线试压方案等），并在施工中不断完善。

（3）空分冷箱铝镁管线焊接

针对空分冷箱铝镁管线焊接难度大的特点，项目部积极开展技术攻关和QC小组活动，采用焊口内加衬圈的焊接工艺，并采用99.999%的氩气，同时配备上海威特力焊接设备制造-🔥js1996注册登录(中国)官方入口的新型逆变式交直流方波脉冲氩弧焊机WSME-500，选用安庆石化厂的专用仓库作为铝管的预制场地，并先后派焊工到杭氧公司进行焊工技能培训与考核，取得铝材焊接上岗资质后进行焊接。

3）空分装置压缩机机组的安装

空分装置压缩机机组为空分装置的核心设备，是施工单位首次施工的最大压缩机组。由于机组主机重量大，辅机多，所有的设备及壳体、隔板、气封、转子、轴承等部件均为散件到货，现场装配复杂，施工周期长。而且机组制造工艺不很成熟，需要边安装边改进，给安装和试车带来了风险。针对这些难点，施工单位多次派专家从施工技术方案准备、各类专用胎具制作、安装条件的落实与实施等方面进行指导，制定了切实可行的施工方案。在施工中严格控制每道工序，按照技术文件的要求精心装配，并多次请专家到现场检查与指导，最终使机组安装质量达到预期的目标，试车一次成功。

4）电气、仪表施工

（1）施工质量管理

根据各装置电气、仪表的不同要求，项目部编制了煤气化装置电气、仪表施工方案，空分装置电气、仪表施工方案，仪表调试方案，调节阀试压及泄漏量试压方案，仪表脱脂方案，核料位计（密度）仪表安装方案和预案等针对性强的施工方案。在施工过程，严格执行领料限额制及签名制度，并从调试开始起就建立施工台帐，使质量控制责任落实到人。

（2）放射性核料位（密度）仪表安装

由于放射源安全直接关系到环境安全、身心健康和社会稳定，项目领导多次开会宣传放射源安全管理的重要性，要求项目每一位职工从运输、保管、安装、投用等各个环节上予以重视，做好放射源的安装和调试工作。

（3）仪表控制系统安装、调试

油改煤工程中各主项均属于煤化工连续生产装置，是全厂性化工生产用公用工程装置，其特点是生产规模大、自动化水平高，生产连续性强，因此电气设备的控制及联锁显得更为重要，顺控调试较为困难。为此，施工单位选派最优秀的专业施工队伍负责此项工作，编写合理的施工方案，并加大过程控制力度。

（4）电伴热带安装

根据工艺要求需对部分管道、设备进行电伴热，主要采用EMK和HSB两种伴热带来实现，采用PT-100测温，利用SIEMENS PLC （S7-300）来实现温度控制。该电伴热带采用德国进口产品，施工中和验收合格后的产品防护非常重要。为此，项目部编制电伴热带安装方案并进行多次施工技术交底。从材料进场检验到施工，都严格按照相关技术规范来执行。

3 结论

安庆化肥油改煤工程于2006年8月29日顺利中交，并于同年12月13日产出合格的合成氨。该工程以技术进步为先导，以节能降耗为中心，通过原料结构和产品结构的调整，通过流程优化和采用先进的节能降耗措施，大幅度降低了合成氨和尿素生产成本，同时拓展了产品结构、增强了企业的抗风险能力，达到了提高工厂整体经济效益的目的。

参考文献

[1]卢光飞.结合实际探讨油改煤技术的应用[J].城市建设理论研究，2011(22).

[2]SH3532-95 石油化工换热设备施工及验收规范.

[3]SH3521-2007《石油化工仪表工程施工技术施工规程》.

第7篇：化工工艺管道试压方案范文

关键词：毛乌素沙漠大管径质量控制

中图分类号：F253文献标识码： A

1.前言

大管径工业输水管道施工工艺繁琐，温度、湿度对焊接质量影响较大，毛乌素沙地地区冬季漫长而寒冷，春季多风，夏季炎热，焊接质量容易出现未焊透，圆缺等问题，本文以实际工程为例，对毛乌素沙地煤化工大管径工业输水管道焊接施工工艺及质量控制措施进行总结介绍。

2.工程概况

本项目厂址坐落在陕西省榆林市榆横煤化学工业区，靠近国土资源部、国家发改委确定的首批19个规划开发的大型煤炭矿区之一的榆横矿区，煤源为厂址西北55公里处的榆横矿区大海则井田。项目以低灰、低硫、中高发热量的优质化工用煤为原料，建设甲醇醋酸系列深加工及综合利用的现代化煤化工生产装置。总投资400多亿元。主要建设规模是甲醇360万吨/年DMTO120万吨/年、聚丙烯60万吨/年、聚乙烯60万吨/年─产能均为世界级经济规模，具有明显的市场竞争力。项目已于2011年8月开工建设，计划2014年底建成投产。

中煤陕西榆横煤化工项目地下管网工程全场分为一循供回水系统（CWS1/CWR1）、二循供回水系统（CWS2/CWR2）、三循供回水系统（CWS3/CWR3）、原水系统（RW）、生产及低压消防水系统(IW)、高压消防水系统(FW)、生活给水系统(PW)、回收水系统(BW)、回用水系统(RUD)等九大施工系统。地下管网工程全长80多公里，管径最大为2020×18mm，材质为Q235B。

气候：温带半干旱大陆性季风气候，常年干旱少雨。冬季漫长而寒冷，春季多风，夏季炎热雨水集中，秋季凉爽。四季分明，无霜期较长，日照充足。其主要气象数据如下：

极端最高气温 38.9℃

极端最低气温 -28℃

夏季平均风速 2.5m/s

冬季平均风速 1.8m/s

冻土深度 144cm

3.大口径工业输水管道施工质量对策措施

毛乌素沙地的大管径管线施工工程环境艰苦、作业条件差，施工质量控制难点主要有：1、管沟深，且易塌方，大管径工业输水管道安装组对困难；2、冬季寒冷，春季风沙大，对施工质量影响较大。3、夏季炎热，焊接施工作业条件差，作业人员劳动强度大。4、场区大，没达到五通一平，施工组织制定难度大。5、所有管线存在同沟不同深，造成开挖极其困难。6、中国五环、中国天辰、中石化、中国华电、中国成达多家单位同时施工，交叉作业。

对此，必须采取针对性的质量控制措施，加强事前控制，严格工序质量，及时检查验收总结，才能确保整个工程的质量目标。

3.1施工准备阶段质量控制对策

施工准备阶段的质量预控对项目整体质量控制的基础和前提，对工程质量控制具有事半功倍的作用。对毛乌素沙地大管径工业输水管道施工在质量方面应重点控制的内容有：1、审批施工组织设计。重点审查施工方案是否合理、质量保证体系及制度是否具有针对性和操作性、施工设备是否满足工艺要求，对冬季气温低、大风等不利天气应有针对性的措施预案。2、审查焊接工艺评定报告。施工准备阶段应完成焊接工艺评定，根据焊接工艺评定报告编制焊接作业指导书。对于大口径管材采取纤维素下向焊焊条打底焊接，半自动填充盖面。现场施焊表明，工业输水管道纤维素型向下焊工艺具有质量好、速度快、操作简单等优点。焊接工艺上采用了专用的向下焊焊条，电弧吹力大、稳定、穿透力强，焊缝成形美观。[1] 熔滴过渡较细，熔池熔渣流动性好，熔渣少，易脱渣，因此适用于单面焊双面成形焊接。全位置向下焊每人每台班可焊接2020mm18mm管 2个焊口，而以往全位置向上立焊仅焊接1.2个焊口；提高了焊接速度且焊材消耗降低 21．4％。 3、审查作业人员资质及技术水平。焊接作业人员必须具备相应的资质并进行考核评定，焊接作业人员身体状况良好，身体素质能适应当地焊接作业的劳动强度，施工前进行技术交底。4、对进场设备、材料进行检查验收。进场的设备原材料需满足设计要求，验收合格后才能运送至作业点，工业输水管道吊装严格执行吊装操作工序时不得碰损工业输水管道。

3.2施工阶段质量控制对策

施工阶段的质量控制关键在于检查落实各工序质量，严格工序验收制度，坚持上道工序未验收合格不得进入下道工序。施工到工程停检点，提前48小时通知监理、业主等有关方，经各方联合检查验收合格后才能进行下道工序。检验批、分项、分部工程完工后，或下道工序施工前，必须经监理检查确认，未经监理检查确认合格，不得进入下道工序作业。1、对工业输水管道组对进行检查确认。大管径工业输水管道在在沙地施工难度大，组对检查操作是否符合工序要求，组对前清理管内的沙土及杂物，检查坡口形式、角度及各项尺寸是否符合要求；组对时吊管作业必须用尼龙吊带防止工业输水管道或管口碰伤。2、焊接工序质量检查控制。榆林地区冬季寒冷，春季多风，夏季炎热，除严格执行焊接工艺操作要求外，还应充分考虑气候条件对作业人员，焊接参数的影响，合理安排当天的作业人员。焊接前需检查焊机，焊材是否受潮。焊接过程中严格执行焊接工艺要求，管口两侧采取保护措施，以防止飞溅灼伤防腐层；每层焊道焊完后，应用砂轮机或钢丝刷将飞溅、焊渣和焊接缺陷缺陷清除。[2]3、加强焊接环境的控制。在下列任何一种焊接环境下，若无有效的防护措施，严禁施焊：雨雪天气；大气相对湿度大于90%；环境温度低于-15℃或焊接规程中规定的温度。在下列风速要求下，若无防风蓬防护，严禁施焊。纤维素焊条E6010手工电弧焊，风速大于8米/秒；药芯自保护焊丝E71T8-Ni1J半自动焊，风速大于8米/秒。

3.3施工验收阶段质量控制对策

大口径工业输水管道焊接施工验收主要根据设计及规范要求进行相应的检验试验，对不合格的焊缝进行返修，对合格工程进行验收。大口径工业输水管道焊接质量检查主要进行外观检查、无损检测、强度试压、严密性试验等项目。

1、外观检查：工业输水管道焊缝表面不得有裂纹、未熔合、气孔及夹渣，焊缝上的熔渣和两侧的飞溅物应清除，焊缝表面凹陷、咬边深度应小于0.5 mm，连续长度应不大于100 mm，且其总长度应不大于焊缝全长的10％，并应符合下列要求：

a）焊缝宽度宜每边超过坡口边缘2 mm；

b）焊缝余高宜为0 mm～2 mm，最大不大于4 mm。

2、无损检测：无损检测包括焊缝表面和焊缝内部的无损检测, 用于检测压力工业输水管道的表面及内部质量。焊缝外观检查焊缝表面质量的检验应在无损检测以及耐压试验之前进行。所有焊缝的表面质量均应采用标准样板、量规及硬度计等进行。外观合格的焊缝表面不得有裂纹、气孔、弧坑和夹渣等缺陷, 并不得有熔渣与

飞溅物, 咬边和焊缝余高应符合相关要求。焊缝内部无损检测所采用的方法、检测比例应符合有关施工规范、标准以及设计要求的规定。[3]无损检测合格之后及时进行防腐，以免风沙过大将焊口填埋。

3,、管沟回填

管沟回填作为必检点，及时通知业主监理进行验收，电火花测试，工业输水管道轴线检测，尤其对连接各大场区的管线端点进行GPS检查，及时改正，以免后续连接时造成坐标偏差。

4、工业输水管道强度试压，严密性试验：

工业输水管道强度试压，严密性试验是在工业输水管道焊接完成一个区段内全部焊缝无损检测合格后，根据批准的试压方案进行的检查项目。工业输水管道试压前必须对下列资料和条件进行审查确认：a、焊缝工序无损检测全部合格，相关焊接资料完整齐全；b、试压用的检测仪表的量程、精度等级、检定标记符合要求；c、有经批准的试压方案，并经技术交底。d、试压应采用洁净水做试压介质或符合设计要求并准备充足。[4]

工业输水管道试压过程中严格按试压要求进行注水和升压、稳压，详细检查记录试压情况。

4.常见问题及处理措施

发生的常见质量问题主要有：（1）工业输水管道吊装中管口碰损或防腐层被破坏。主要原因是吊装操作工人技术不熟练，工序不规范，以及榆林地区冬季寒冷夏季炎热等原因，对此，应对吊装操作人员进行专门技术培训及技术交底，考评上岗，在后续施工中得到有效控制。（2）焊缝外观检测中焊缝和热影响区表面有气孔、凹坑和夹渣缺陷问题：主要原因是个别焊工未严格执行焊接作业指导书要求，对此及时进行技术交底，对身体素质及技术不合格的人员进行工种调配，该问题得到有效控制。（3）管线坐标偏差，造成管廊施工时将管线破坏，与场区管线连接出现高程不一致。施工过程中采用GPS定位，将各管线的坐标确定，用木块做标记，并写好节点号。

5、结束语

大管径工业输水管道施工条件环境差，作业条件艰苦，对作业人员身体素质要求高，质量控制难度较大，只有事前做好充分的质量预控，施工过程中严格落实规范操作及技术交底，强化工序质量验收制度，施工分项验收严格验收标准及时总结经验教训，工程质量才能得到保证。

质量控制必须做到以下几方面：a、必须进行焊接工艺评定，编制焊接工序作业指导书；b、焊接作业人员必须进行培训考评合格后才能上岗：c、严格控制管线的的轴线以及进场区管线的坐标。

参考文献：

[1]柳金海.金属管道焊接工艺便携手册[M].北京：机械工业出版社,2005:315.

[2]孟凡忠. 纤维素焊条焊接长输管道易产生的缺陷与改进措施 [J].焊接.2003(10):47.

第8篇：化工工艺管道试压方案范文

关键词：空分机械设备空分设备工艺过程空分施工图预算

中图分类号： U673.38 文献标识码： A 文章编号：

空分装置设备的描述

空分装置又称空气分离装置（制氧机），他的生产原料是从空气中生产氧、氮、氩及其其它稀有气体的装置。空气是多种气体的混合物，空气的主要成分是氧和氮，并含有少量的氢、氖、氦等稀有气体以及二氧化碳、乙炔、水蒸气等。空分装置是用人工制冷的方法使空气液化，然后根据各组分沸点的不同，在精馏塔内进行精馏获得出氧、氮、氩等气体，所以习惯上又称制氧机。要想生产出这些气体并非一个精馏塔、它需要很多机械设备的组成，这些机械设备需要由管道、阀门连接在一起组成一个有机整体。

空分装置在国民经济中的作用

空分装置自20世纪以来，随着生产和高技术的发展，使用领域不断扩大。由于大型空分装置可以制取廉价的氧气、氮气等，从而在化工、石油化工、冶金、医药及其它部门得到了广泛应用。在化工、石油化工生产中，氧气主要用于合成氨原料气的氧气、硝酸、硫酸、尿素、甲醇等。

在冶金行业中，使用氧气也可以加快熔炼速度和提高产量，减少燃料的消耗。此外氧气还用于医疗卫生、城市污水处理等方面。

液氧在囯防工业中，它是现代火箭的助燃剂，也是自制造炸药的原料。液氧气化后可供高空飞行人员呼吸氧气用。

氮气是氮肥的主要原料，也是制造合成氨、氰氨化钙、石油氮、硝酸的主要原料。

氮气由于它的惰性及其在液态下的低温特性，广泛用于化工、冶金、原子能。电子、玻璃及食品等工业部门。

液氮可作为火箭燃料的压送剂，液氮在科学研究、金属低温处理、食品冷冻、冷藏、冷冻运输、冷冻医疗、保存生物等领域广泛地低温冷却剂。

空分机械设备的特点

空分设备中最主要的是空分塔（又称空分分馏塔或冷箱）。操作温度在-50℃―-198℃度左右。为了防止外部热量从周围环境入侵、减少冷量损失，必须将低温下工作的冷箱内设备管道、阀门、管件等在密闭容器内（冷箱）填充热导率较低的膨胀珍珠岩（珠光砂）。矿渣棉及玻璃纤维等绝热材料加以绝热。为了减少冷损、提高保冷效果，可在冷箱内充490-980Pa干氮气。空气中的乙炔和碳氢化合物等杂质进入空分设备，积聚到一定程度会引起设备爆作，影响正常的运行和安全生产。因此必须根据各类设备特点，采用不同的净化方法予以消除。空气中的水分、二氧化碳等杂质进入空分设备，需设置加温系统对设备定期进行全面加温处理。

空分设备在低温环境下工作，低温设备对材料的要求是在低温下具有足够的强度、韧性和良好的焊接加工性能等。低温韧性材料在低温下易发生脆性破坏，因此设计上常用低温韧性较好的黄铜、紫铜、铝合金、铝镁合金、不锈钢等材料制造深冷设备。其中铝镁合金、不锈钢材料较为广泛用于深冷设备中。

空分设备分类

1．按流程所需的压力分为低压低于1MPAa）、中压（1-4MPa）、高压（16-20MP）三种类型。

2．按产品种类分为气体设备（气氧、气氮设备）、液体设备（液氧、液氮设备）二种。

3．按产品产量（指氧气产量）分大型10000Nm3以上、中型小于10000Nm3-6000Nm3以上、小型小于6000Nm3以下三种

空分设备在生产中的基本工艺过程

在空分设备中，从原料气到分离成产品并输送给所有用户，必须经过空气压缩、净化、℃液化精馏及产品输送等基本过程。

空分装置（制氧）生产的基本工艺过程

（一）．生产工艺

（二）.空分设备系统的构成

1．空气净化系统，空气过滤器、干燥器、吸附器、循环液氧泵；

2．空气压缩系统，空气压缩机

3．换热系统，主换热器或可逆式换热器、冷凝蒸发器、液化器、过滤器、空冷塔、水冷塔；

4．制冷系统，膨胀机；

5．分离系统，分馏塔；储存系统，球罐、液氧液氮储罐；

6．产品输送系统，氧气压缩机、氮气压缩机；控制系统，电器控制系统、仪表控制系统；

施工图预算编制的依据及程序

(一).预算编制的依据

1．空分装置安装说明书及设计说明书：

2．空分装置安装方案：

3．冷箱钢结构安装施工方案：

4．设备安装规范及设备单体试验方案：

5．精馏塔运输及吊装方案：

6．精馏塔（上塔、下塔）组对及焊接施工方案：

7．工艺管道预制安装及脱脂清洗施工方案：

8．管道系统试压及吹扫试验方案：

9．冷箱内管道裸冷试验及加温试验方案：

10．绝热材料填充方案：

11．施工图：

12．.空分成套设备供货清单：

（二）.施工图预算编制程序

空分设备的安装工程施工图预算的编制方法和程序，同其他化工设备施工图预算编制差异不大。空分塔内有分段安装的精馏塔很多其它附属设备、冷箱钢结构、不同材质的管道、阀门、各种设备支架、管道支架等。这些设备的安装首先要遵循有关定额的工程量计算规则计算。最主要的还是熟知整个空分设备的工艺流程及施工图。

定额的有关规定

(1) 设备安装工程量的计算。空分塔内（冷箱内）所有设备、基座、支架、冷箱钢结构、梯子平台、冷箱内工艺管道、阀门等一律按图纸或设备厂家设计的铭牌重量为准，以吨为计量单位。(或按设备厂家装箱单)。

（2）冷箱内填充的珠光砂及其密闭材料的重量均以吨为计量单位。

（3）定额内管件是按成品件考虑的，如需现场制作各种管件，可执行（工艺管道）册管件制作相应子目另行计算费用。

（4）冷箱板焊接用焊接材料的重量，按冷箱板及钢结构重量的1.5%计算计入安装重量以吨为计量单位。

（5）脚手架搭拆费，执行全統定额第十五册说明第十二条第1款第（1）条，按人工费20%计取。

（6）空分塔安装的超高费，全統定额已综合考虑了超高因素，不再计取费用。

（7）空分塔(上塔与下塔)组对焊接、预热、焊后热处理及焊缝无损探伤等，应根据制作厂设计规定，执行十五册定额另行计算。

（8）冷箱内工艺管道焊接的无损探伤、着色等，按施工图或设备厂有关规定执行，探伤数量按实际发生计取费用。（扣除不合格数量）。

（9）空分塔冷箱板、钢结构油漆一般出场是已经刷好，如在运输过程中有损伤需要现场处理时，按实际工程量执行全統定额十三册计算费用。

（10）冷箱内设备需要现场试压时，按设备容积执行相应的定额另计安装工程费用。

（11）冷箱地面组、，管道预制需搭设临时平台，执行全統定额第十一册第六章，另计安装费。

（12）冷箱内工艺管道脱脂需采用侵泡形式，侵泡脱脂槽制作，按实际用料及材质计取材料费及制作费。

（13）冷箱内工艺管道焊接需充氩保护确保焊接质量，按定额氩气用量的1.7系数计算氩气费用。

（14）裸冷试验，空分装置安装试验阶段，就意味着各专业进入调整开车阶段。装置进人联动试车的开始，这个阶段一般由建设单位（甲方）操作，施工单位（乙方）配合，它是考核安装质量的关键步骤。裸冷试验是降低温度（设计规定温度）区域，进行人工检查设备、管道、阀门、焊缝及所有自控点在低温状态下工作状态，并对容易泄露的部位进行冷态环境下紧固，俗称冷紧；在二次裸冷的全过程中施工单位（乙方）将多次配合进行检查漏点及冷紧。此项工作定额缺项，此费用可一次性于建设单位（甲方）签订包干费用，或现场签证计算费用。

2．目前空分装置冷箱部分每吨安装费在5000元/吨―5600元/吨(空分塔部分)左右。

3．分装置外其它设备、工艺管道的安装，均按相应的定额子目、套用相应定额及有关定额说明执行，计取安装费用。

第9篇：化工工艺管道试压方案范文

关键词：水力喷射打孔定向挖潜水力压裂

一、问题的提出

某油田属低渗油田，储层非均质严重，平面剩余油分布不均衡，转向压裂角度不可控制，剩余油定向挖潜难度大。为此，开展水力喷射定向挖潜技术研究，探索高含水井剩余油挖潜新手段。

二、水力喷射打孔定向挖潜技术原理

水力喷射打孔结合压裂定向挖潜技术原理是选取高含水油井，首先应用高强化学堵剂永久性封堵高含水层位人工裂缝，然后通过高压软管喷射高压流体驱动钻头对套管及水泥环开窗后，应用高压射流喷射钻进，在油层中钻出多个直径30-40mm、长度20-100m的垂直于井筒的径向孔道，通过后续压裂工艺和参数优化，实现裂缝在孔道深部起裂，在井间构建多条平行裂缝，实现剩余油定向挖潜。

三、试验井选取及方案优化

1.试验井概况

依据水力喷射打孔技术原理，选取油层厚度较大，目的层发育相对稳定，油层动用相对较差、剩余油较富集的油井进行试验，选取了2个区块3口油井。

2.方案设计优化

2.1打孔设计优化

打孔方向：依据剩余油描述结果，油井打孔方向指向剩余油富集方位。

打孔部位：考虑厚油层层内水洗特征，油井打孔主要集中在水洗效率较低部位。

打孔长度：根据油水井井距、连通关系及连通水井水淹半径情况，合理设计打孔长度。

布孔方式：为了验证打孔孔道导流能力，布孔采取同向多孔与同向单孔两种布孔方式。

2.2封堵方案设计

为实现对高含水油井高含水层有效封堵，优选了成胶强度高、有效期长的改性高分子丙烯酰胺封堵剂，成胶强度达到480×104mPa·s，有效期3年以上，承压25.0 MPa以上，封堵率达到99.5%。根据封堵层位厚度通过数值模拟，确定堵剂用量为50-70m3，实现目的层有效封堵。

2.3压裂方案设计

根据孔眼内形成多裂缝机理研究发现，使压裂裂缝能够在孔眼内部起裂的关键因素在于压裂施工排量，采用阶梯式排量可以实现压裂裂缝能够在孔眼内部起裂，因此压裂采取变排量施工，前期采用小排量压裂，后期采用大排量压裂施工。

四、试验井效果分析

截止目前，实施水力喷射打孔结合压裂3口井。

1.水力喷射打孔技术能够实现定方位、定深度、定长度打孔

从试验井水力喷射打孔结果看，该技术实现了定方位、定深度、定长度打孔。水力喷射打孔管柱深度误差在-0.1m到+0.1m，打孔方位误差在-1.9°到+1.8°，打孔长度误差在-0.5m到+0.5m。

2.水力喷射打孔初步实现了诱导压裂裂缝走向的目的，但主裂缝方向仍受地应力控制

从试验井打孔后压裂监测结果看，水力喷射打孔后，实现了在打孔孔眼深部起裂，形成了与主裂缝平行的分支缝，增加了新的渗流通道，增大了渗流面积，扩大了水驱波及体积，但起裂位置不可控。

3.水力喷射打孔结合压裂技术能够起到增产作用，建立了新的渗流通道

从试验井试验效果看，水力喷射打孔结合压裂技术能够起到增产效果，建立了新的渗流通道。3口油井措施后平均单井日增液6.1t，日增油1.9t，累计增油875t。

参考文献

化工工艺管道试压方案精选(九篇)

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