苏ICP备112451047180号-6
绵阳2#集输增压工程设计
绵阳2#井产的天然气经水套炉二级加热节流至25.0MPa，经立式重力分离器脱水撬分离、脱水后，通过加气柱为CNG槽车加气。生产初期可采用辅助气源为水套加热炉提供燃烧介质。
2.2设计压力及规模
2.2.1本程站场工艺部分设计压力如下：
1 井口节流阀之前：105.0MPa；
2 井口节流阀至水套炉：105.0Mpa（此管段为设备厂家成套提供，管段采用锻件形式，该部分设备及材料未计入本设计材料表及设备表，以管汇台厂家技术协议上材料表及设备表为准）；
3 水套炉设计压力：60.0MPa；
4 水套炉出口至加气柱：27.5.0MPa；
5 管汇台放空管：32MPa；
6 水套炉及立式重力分离器放空管：16MPa；
7 低压放空管：4MPa；
8 低压排污管：4MPa。
2.2.2建设规模
本工程绵阳2#井设计规模按5.0×104m3/d考虑。
2.3管材及管件
1 管材选择
站内工艺管道设计压力低于4.0MPa管材选用价格经济，壁厚均匀，应用广泛的20#无缝钢管，制管标准执行《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）。站内设计压力等于或高于4MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T14976-2012）或《高压锅炉用无缝钢管》（GB5310-2008）的有关规定，井口至水套炉橇、水套加热炉橇至立式重力分离器脱水橇采用20G无缝钢管，其余高压管道采用06Cr19Ni10高压不锈钢管。高压放空管采用是符合《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2012标准的06Cr19Ni10不锈钢管。
表2.3-1 工艺管线材质表
2 管径计算
计算公式：
式中，d—管线内径，m；
p0—基准状态下的压力，取0.101325MPa；
T—管内天然气运行温度，K；
Z—压缩因子；
qv—气体流量，m3/s；
p—管内天然气运行压力，MPa；
T0—基准状态下的温度，取293.15K；
ω—天然气流速，取15m/s。
3 站内管道壁厚计算：
计算公式：
式中 δ——钢管计算壁厚，mm；
P——设计压力，MPa；
D——管道外径，mm；
——钢管的最低屈服强度，不锈钢取值210MPa；20G/20#无缝钢管取值245MPa；
F——设计系数，取0.5；
——焊缝系数，不锈钢钢及无缝钢管均取1。
C—腐蚀裕量附加值，mm；取1.0 mm，不锈钢管腐蚀余量为0mm。
t—温度折减系数，当温度小于120℃时，t值取1.0。
站内工艺管道管径计算和壁厚计算及选用结果见表2.3-2。
表2.3-2工艺管道管径计算及选用结果表
3设备、材料订货要求
材料和设备必须具有有效的质量证明文件，并应符合下列规定：
1 材料质量证明文件的特性数据应符合相应产品标准的规定。
2 “压力容器产品质量证明书”应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009的规定，且应有“锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书”。
3 计量仪器应在计量鉴定合格有效期内。
4 阀门在安装前应逐个进行检查，外观检查应无裂纹、沙眼等缺陷，铭牌完好无缺，标记齐全正确，同时具有相应的产品合格证和安装使用说明书。
5 本工程集输管道采用20#、20G无缝钢管及06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管，管材材质、交货条件分别符合《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）、《高压锅炉用无缝钢管》（GB5310-2008）和《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T14976-2012）。钢管应进行外观检查，内外表面不得有裂纹、夹渣、折迭和重皮及超过壁厚允许负编差的锈蚀或机械划伤。钢管必须具有完整的材质证明书。
6 管件材质为与管道完全一致，管道所配管件均为无缝管件，符合《钢制对焊无缝管件》（GB/T12459-2005）的相关要求。弯头弯曲半径为R＝1.5D，弯头、三通外观不得有裂纹、夹渣、分层、皱折、过烧等缺陷，管件尺寸偏差和形位公差符合《钢制对焊无缝管件》（GB/T12459-2005）中表13的规定。管件应由供货商按材料表提供的管子打内外坡口。
7 站内法兰、阀门等管道组成件的进货检验应满足《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB 50540-2009）（立式重力气液分离器脱水橇上游设备、管材、管件等）及《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156-2012(立式重力气液分离器脱水橇及其下游设备、管材、管件等)的规定。
8 验收后的设备和材料应妥善保管，不得有任何损伤。
4施工技术要求
本工程立式重力气液分离器脱水橇上游工艺施工应按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB 50540-2009）的要求执行；立式重力气液分离器脱水橇及其下游工艺施工应按《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-2012）的要求执行。
4.1基本要求
1 施工单位，必须具有与工程规模相适应的施工资质；监理单位，必须具有相应的监理资质；安装单位应具有相应级别的特种设备安装许可、压力管道安装工程资质；工程项目必须取得建设行政主管部门批准的施工许可文件后方可开工。
2 承担钢质管道、设备焊接的人员，必须具有锅炉压力容器压力管道特种设备操作人员资格证（焊接）焊工合格证书，且在证书的有效期及合格范围内从事焊接工作。间断焊接时间超过6个月，再次上岗前应重新考试；承担其它材质管道安装的人员，必须经过专门培训，并经考试合格，间断安装时间超过6个月，再次上岗前应重新考试和技术评定。当使用的安装设备发生变化时，应针对该设备操作要求进行专门培训。
3 无损检验人员应按现行《锅炉压力容器无损检验人员资格考核规则》进行考核，取得相应资格。
4 管道施工的安全技术和劳动保护，应按《石油企业工业动火安全规程》（SY5858-2004）的规定执行。在已投入生产的区域内施工时，应按生产区域的特点制定施工安全技术措施。
4.2主要设备安装
1 站内主要设备安装前应根据实际到场的设备基础尺寸和进出口方位、标高仔细核对，无误后方能安装。
2 1工艺设备的规格型号、公称压力、钢级等应符合设计文件及有关规范的要求。设备到现场后应仔细核对尺寸，核实设备的安装方位和设备基础的预埋地脚螺栓，与设备地脚螺栓孔一致后方可进行安装。
3 预埋地脚螺栓的大小和露出长度应符合设计要求，螺纹部分应清理干净，无损坏和锈蚀。
4 设备安装后应在同一平面互成直角的两个以上的方向进行找平。找平时应根据要求用垫铁进行调整，不能用紧固或放松地脚螺栓及局部加压方法进行调整。
5 站场工艺设备的吊装应参照《大型设备吊装安全规程》（SY 6279-2008）的规定执行，并应执行下列规定：
1）设备吊装前，应与当地气象部门取得联系。当阵风风速大于10.8m/s时，不应进行室外吊装作业。
2）吊装作业应有专人指挥，明确分工。参加吊装的施工人员应坚守岗位，并根据指挥命令工作。吊装过程中任何岗位出现问题，应立即向指挥者报告，没有指挥者的命令，任何人不得擅自操作或离开岗位。
3）设备正式吊装前应进行试吊。试吊前参加吊装人员应按岗位分工，严格检查吊耳、起重机械和索具的装设情况，确认符合要求后才可进行试吊。
4）吊装作业前，应在工件上系以牢固的溜绳，防止吊装过程中工件摆动、旋转或碰撞其他建筑物或构筑物。
5）被吊装工件表面的棱角刃面及影响吊装安全的部位，在拴系吊索时应采取有效的防护措施。
6）吊起的工件不得长时间在空中停留。如必须停留时，应采取可靠的安全措施。
7）吊装过程中工件下方、吊车扒杆旋转范围内和受力导向滑轮夹角区域内，不应有人员停留和通过。
8）吊装用滑轮应按使用说明书的要求使用。使用开口滑轮应将钩环锁固，防止钢丝绳脱出。
4.3设备及管道防腐
4.3.1管道及设备防腐
1 本站厂家提供的所有管道和设备防腐均由生产厂家在设备出厂前完成。
2 站内露空管道及设备推荐采用防腐性能优异、适用性广的聚氨酯涂料。涂料配套方案为环氧富锌底漆、环氧云铁中间漆、丙烯酸聚氨酯面漆涂料。涂膜干膜厚度为不小于30μm，涂层结构为二底三面，面漆颜色严格按《油气田地面管线和设备涂色规范》（SY/T0043-2006）执行。
4.3.2管线表面处理技术要求
1 管线外防腐应在安装、焊缝检查、管线试压合格后进行。
2 除锈质量的施工与验收除严格执行规范《涂装前钢材表面处理规范》（SY/T0407-2012）。
3 喷砂除锈质量应达到Sa2级。
4 手工除锈质量应达到St3级。
5 除锈质量的施工与验收除严格执行规范《涂装前钢材表面处理规范》（SY/T0407-2012）外，还必须将影响漆膜质量的油脂、水分、腐蚀氧化皮、各种飞溅物、飞边毛刺、灰尘等异物清除干净，使金属表面的焊缝光滑，无焊瘤、无棱角。处理后的金属表面应及时涂漆，以免再生锈。
4.4管道敷设
1 本工程管道采用低架敷设，穿越车行道采用结构用无缝钢管保护。
2 管道交叉时，交叉的垂直净间距不得小于300mm。
3 管道敷设均应在无损检验、管道强度及严密性试验合格后进行。
4.5管道组装、焊接
1 管道与附件在施工安装前应按设计要求核对材质、规格和型号。
2 阀门等设备与管道对接时不得用加热管道、加偏垫等方法强力对口、纠偏、消除接口端面的空隙等。
3 本工程管道与设备连接采用法兰连接。
4 为了保证焊接质量，焊接前应进行焊接工艺评定，焊接工艺评定应按《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）及《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB 50236-2011）的规定进行；工艺评定合格后，根据焊接工艺试验结果编制焊接工艺评定报告、焊接工艺预规格、检测试验报告等。
5 凡参加管道焊接的焊工，必须经过焊工考试合格方准许参加正式焊接。连续6个月中断焊接的焊工经重新考试或考核合格，才能重新担任原合格项目的焊接作业，焊工资格考试按《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）标准第6章的规定执行。
6 焊前准备、焊接工艺要求应执行《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）中相关规定。
7 在焊接作业指导书规定的范围内进行焊接，焊口焊接完毕，进行外观检查，合格后方可进行下一层焊接。每道焊口必须连续一次焊完。
4.6管道检验
1 参加管道焊缝质量检查的探伤检查人员，必须经过《无损检测人员考试规则》考试合格并取得相应的资格证书，方可参加焊缝质量检查。
2 管道对接焊缝和角焊缝应进行100%的外观检查，外观检查应符合下列规定：
1）焊缝上的焊猹及周围飞溅物应清除干净，焊缝表面应均匀整齐，不应存在有害的焊瘤、凹坑等。
2）对接焊缝允许错边量不应大于壁厚的12.5%，且小于3mm。
3）对接焊缝表面宽度应为坡口上口两侧各加宽0.5mm~2mm。对接焊缝表面余高应为0mm~2mm,局部不应大于3mm且长度不应大于50mm。
4）角焊缝的边缘应平缓过渡，焊缝的凹度和凸度不应大于1.5mm，两焊脚高度差不宜大于3mm。
5）盖面焊道深度不应大于管壁厚的12.5%,且不应超过0.5mm。咬边深度小于0.3mm的，任何长度均为合格。咬边深度在0.3mm~0.5mm之间的，单个长度不应超过30mm，在焊缝任何300mm连续长度内，咬边累计长度不应大于50mm。累计长度不应大于焊缝周长的15%。
6）焊缝表面不应存在裂纹、未熔合、气孔、夹渣、引弧痕迹及夹具焊点等缺陷。
3.焊缝外观检查合格后方允许对其进行无损检测，无损检测应按现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T 4109-2013）的规定进行，超出现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T 4109-2013）行标准适用范围的其他钢种的焊缝应按国家现《承压设备无损检测》（JB/T 4730.1〜4730.6）的要求进行无损检测及焊缝缺陷等级评定。
管道焊缝应进行100%无损检测，检测方法应优先选用射线检测或超声波检测。管道最终的连头段、穿越段的对接焊缝应进行100%的射线检测和100%超声波无损检测。
管道焊缝进行射线检测和超声波检测时，设计压力大于4.0MPa为Ⅱ级合格，设计压力小于或等于4.0MPa为Ⅲ级合格。
4.对于不能进行射线及超声波检测的部位，应进行磁粉检测或渗透检测，按现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T 4109-2013）的规定进行。
5.天然气管道焊接接头抽样检验，若有不合格时，应按该焊工的不合格数加倍检验，若仍有不合格则应全部检验。
6.不能满足质量要求的焊缝缺陷的清除和返修应符合返修焊接工艺规程的规定，返修不得超过两次，返修后的焊缝应按本要求重新进行复验并合格。
4.7管道试压
1.架空管道应在管道支吊装安裝完毕并检验合格后进行强度和严密性试验。无损检测合格后进行压力试验。重力气液分离器脱水橇上游压力试验要求应符程合《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）的有关规定。重力气液分离器脱水橇下游压力试验要求应符程合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）的有关规定。
2.站内管道试压时，应关闭设备的进出口阀门，管道系统吹扫和压力试验时，应用盲板或采用其它与这些设备隔开。
3.压力试验应先进行强度试压，强度试压合格后再进行严密性试压。
4.强度及严密性试验
1、强度试验应以洁净水为试验介质，不锈钢管采用水试压时氯离子含量不得超过50mg/L。特殊情况下，经建设单位（或监理)批准，可用空气作为试验介质。严密性试验宜采用气体进行试验。
2、强度试验充水时，应安装高点排空、低点排水阀门，并应排净空气，使水充满整个试压系统，待水温和管壁、设备壁的温度大致相同时方可升压。
3、用水为介质做强度试验时，升压应平稳缓慢，分阶段进行升压，应符合下列要求：缓慢升压至实验压力的50%，如未发现异状或泄漏，应继续按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至试验压力。
4、升到强度试验压力值后，稳压4h，管道目测无变形、无渗漏，压降小于或等于试验压力的1%。
5、工艺管道严密性试验压力应与设计压力相同。
6、气压试验用的压力表须经过检验合格，精度等级应不低于1.6级，量程为试验压力的1.5~2.0倍，压力表不得少于2块，试压时必须在试压管段的两端各安装1块压力表，稳压时间应在管段两端压力平衡后开始计算。
7、试压过程中若有泄漏，不得带压修理。缺陷消除后应重新试验。管道压力试验合格后，应进行吹扫。
8、在制造厂内已完成吹扫和压力试验的设备，应附有检验试验报告，现场不宜进行再次吹扫和压力试验。
9、本工程各段强度及严密性试验要求详见下表：
表4.7-1各压力等级试压表
4.8管道吹扫
1.本工程站内工艺管道试压合格后，宜采用氮气进行吹扫处理。
2.吹扫前应编制吹扫方案和应急预案，经审查批准后，向参与吹扫人员进行交底，以确保施工人员安全。
3.吹扫口应设置在开阔地带并加固，吹扫时应设安全区域，吹扫出口附近严禁站人。
4.管道吹扫时应符合下列规定：
1）吹扫可利用储气罐进行间断性吹扫，吹扫压力不得大于系统容器和管道的设计压力。
2）吹扫流速不小于20m/s。
3）吹扫时间：管长低于20m的吹扫5min，大于20m时可吹扫10-15min。
4）检查合格的方法是在排气口用白布或涂有白漆的靶板检查，5分钟内检查无铁锈、灰尘、水分和其他污物即为合格。
5）在排气对着的管口用铁皮挡着，使用氮气要防止窒息。
6）不参与吹扫的设备应隔离。
7）吹扫的顺序应按主管、支管依次进行，吹扫时，管道吹出的赃物不得进入设备，设备吹出的赃物不得进入管道。
8）在设备和管道吹扫后，应对系统的死角和重要部位进行复位检查，彻底清除污物。设备和管道吹扫合格后，不得再进行影响设备和管道内清洁的其它工作。
4.9干燥
1.输送天然气的管道吹扫试压后，应进行管道系统干燥。干燥前，应进行试压后扫水检验。站场内管道系统扫水检验以站场最低点排气口没有明水排出视为合格。
2.站场管道干燥采用干空气干燥。干燥要求执行《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）的有关要求。
4.10置换
本工程站内管道试压完成后应采用氮气对管道内空气进行置换，放空气体测定的含氧量小于2%为合格。之后用天然气置换氮气，分析置换末端置换气中甲烷含量与天然气进口含量一致时为合格。
置换空气和试运投产应符合《天然气管道运行规范》SY/T5922-2012。管沟开挖、管道下沟及管沟的回填。
4.11其他
其余施工技术要求按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）及《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156-2012的有关规定执行。
5生产安全
5.1生产安全
为保障相关人员生命安全，确保安全平稳采气，维护国家财产安全是本工程建设的一项重要内容，本管道输送天然气为易燃易爆物品，因而安全和工业卫生防护至关重要，设计施工和运行管理中必须做到：
1 严格执行国家有关安全生产的标准、规定和规范。
2 遵循“以人为本、预防为主、防治结合”的原则。
3 质量控制
为使人为的不安全因素降到最低，对材料质量和施工安装质量严格把关。
1）严把材料质量关
（1）选用材料经检验合格才能使用。
（2）工程施工所用管道组成件等，应符合国家现行有关产品标准的规定，且必须具有生产厂质量检验部门的产品合格文件。
2）人员素质控制
（1）施焊焊工必须是合格的持证焊工。
（2）承担燃气钢质管道焊接的人员，必须具有锅炉压力管道特种设备操作人员资格证（焊接）焊工合格证书，且在证书的有效期及合格范围内从事焊接工作。
（3）间断焊接时间超过6个月，再次上岗前应重新考试。
（4）承担其他材质燃气管道安装的人员，必须经过专门培训，并经考试合格，间断安装时间超过6个月，再次上岗前应重新考试和技术评定。
4 制度控制
1）施工单位，必须具有与工程规模相适应的施工资质；监理的单位，必须具有相应的监理资质。工程项目必须取得建设行政主管部门批准的施工许可文件方可开工。
2）参与工程项目的各方在施工过程中，应遵守国家和地方有关安全、文明施工、劳动保护、防火、防爆、环境保护和文物保护等有关方面的规定。
3）施工人员应严格按照有关规范作业，确保工程质量。
4 加强与线路相连的输、配气站操作管理，应防止工艺流程设备和线路出现超压。
5 施工前应事先制定出几套意外事故发生时的应急方案和措施，并逐层落实到各岗位人头，便于紧急情况下起用。施工作业队伍应以安全为首要原则，必须确保周围环境的安全。因此，在开工前，施工单位应按照石油工业行业要求编制出施工过程中的HSE应急方案和措施，制定出严格的、切实可行的防火防爆措施，并做好警示、安全监督、安全保障工作，杜绝其他意外安全事故的发生。
6 在施工过程中，施工单位、业主和生产管理者应共同做好防火、防爆工作，发生天然气意外泄漏时必须立即切断气流和快速疏散人畜撤离。
7 凡进行有天然气外泄的工作，如维修、放空等工作时，应有严格的、切实可行的防火、防爆措施；指定安全值班负责人负责安全工作；设立安全警戒岗，不准无关人员靠近危险场所。采取安全、正确的操作措施，并设专人负责控制气源截断阀，遇异常情况须紧急切断气源，将天然气泄漏量控制在最低限度。
5.2防火
1 天然气火灾的防止
对职工进行安全防火教育培训，使职工能掌握正确的防火、灭火知识技能，设立安全防火监督岗，执行以防为主，防治结合的消防方针。
在发生火灾时，首先关闭来气闸门，切断流向火源的天然气，从根本上控制火势或使燃烧中止。在未切断气源前，不要急于灭火，以防灭火后气体继续外泄发生第二次着火爆炸事故。扑救初期天然气火灾可使用自来水和配备的干粉灭火器等。
2 施工和试运行期间的事故防范
1）在运行和维修期间应建立严格的操作规程和制度；定期对职工进行安全和防护方面的教育、培训。
2）在维修、抢修现场配备适当的现场急救设施和急救人员。
3）在新旧管道更换时，必须制订严密、切实可行的施工组织预案和防范处理措施，避免旧管道中硫化铁粉末遇空气自燃。
4）在割开旧管道前，必须用氮气置换管道、设备内的天然气，当排空口排出的气体中已无天然气组分时为置换合格，方可点火切割。
5）试运行投产前必须先用氮气置换管道内的空气，当排空口排出的气体中含氧量低于2%以下（或置换量不小于3倍内容积）为置换合格，方可进行下一环节天然气置换氮气的工作。
6验收
1 工程建成后应按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）、《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB 50236-2011）、《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）和（93）中油基字第288号文《石油天然气工业基本建设工程竣工验收实施细则》进行验收。
2 工程竣工验收的基本条件应符合下列要求：
1）完成工程设计和合同约定的各项内容。
2）施工单位在工程完工后对工程质量自检合格，并提出《工程竣工报告》。
3）工程资料齐全。
4）有施工单位签署的工程质量保修书。
5）监理单位对施工单位的工程质量自检结果予以确认并提出《工程质量评估报告》。
6）工程施工中，工程质量检验合格，检验记录完整。
3 竣工资料的收集、整理工作应与工程建设过程同步，工程完工后应及时做好整理和移交工作。整体工程资料包括下列内容：
1）工程依据文件：
（1）工程项目建议书、申请报告及审批文件、批准的设计任务书、初步设计、技术设计文件、施工图和其他建设文件；
（2）工程项目建设合同文件、招投标文件、设计变更通知单、工程量清单等；
（3）建设工程规划许可证、施工许可证、质量监督注册文件、报建审核书、报建图、竣工测量验收合格证、工程质量评估报告。
2）交工技术文件：
（1）施工资质证书；
（2）图纸会审记录、技术交底记录、工程变更单（图）、施工组织设计等；
（3）开工报告、工程竣工报告、工程保修书等；
（4）重大质量事故分析、处理报告；
（5）材料、设备、仪表等的出厂的合格证明，材质书或检验报告；
（6）施工记录：隐蔽工程记录、焊接记录、管道吹扫记录、强度和严密性试验记录、阀门试验记录、电气仪表工程的安装调试记录等；
（7）竣工图纸：竣工图应反映隐蔽工程、实际安装定位、设计中未包含的项目、燃气管道与其他市政设施特殊处理的位置等。
3 检验合格记录
1）测量记录；
2）隐蔽工程验收记录；
3）沟槽及回填合格记录；
4）防腐绝缘合格记录；
5）焊接外观检查记录和无损探伤检查记录；
6）管道吹扫合格记录；
7）强度和严密性试验合格记录；
8）设备安装合格记录；
9）储配与调压各项工程的程序验收及整体验收合格记录；
10）电气、仪表安装测试合格记录；
11）在施工中受检的其他合格记录。
4 工程竣工验收由建设单位主持，可按下列程序进行：
1）工程完工后，施工单位完成验收准备工作后，向监理部门提出验收申请。
2）监理部门对施工单位提交的《工程竣工报告》、竣工资料及其他材料进行初审，合格后提出《工程质量评估报告》，并向建设单位提出验收申请。
3）建设单位组织勘察、设计、监理及施工单位对工程进行验收。
4）验收合格后，各部门签署验收纪要。建设单位及时将竣工资料、文件归档，然后办理工程移交手续。
5）验收不合格应提出书面意见和整改内容，签发整改通知，限期完成。整改完成后重新验收。整改书面意见、整改内容和整改通知编入竣工资料文件中。
5 工程验收应符合下列要求：
1）审阅验收材料内容，应完整、准确、有效。
2）按照设计、竣工图纸对工程进行现场检查。竣工图应真实、准确，路面标志符合要求。
3）工程量符合合同的规定。
4）设施和设备的安装符合设计的要求，无明显的外观质量缺陷，操作可靠，保养完善。
5）对工程质量有争议、投诉和检验多次才合格的项目，应重点验收，必要时可开挖检验、复查。
目 录
1.概述 3
1.1工程概况 3
1.2基础资料 4
1.3设计依据 4
1.4设计原则 4
1.5设计范围 5
1.6遵循的标准与规范 5
1.7主要工程量 5
2.工艺设计 7
2.1工艺流程简述 7
2.2设计压力及规模 7
2.3管材及管件 7
3设备、材料订货要求 9
4施工技术要求 10
4.1基本要求 10
4.2主要设备安装 10
4.3设备及管道防腐 11
4.4管道敷设 11
4.5管道组装、焊接 12
4.6管道检验 12
4.7管道试压 13
4.8管道吹扫 14
4.9干燥 15
4.10置换 15
4.11其他 15
5生产安全 15
5.1生产安全 15
5.2防火 16
6验收 17
7附件 18
7.1附件一：绵阳二号井基本情况 20
7.2附件二：气质报告 22
1.概述
1.1工程概况
绵阳2#井位于绵阳市涪城区城郊乡奓口庙村3组，井场四周为平原地貌，交通便利。
图1：井口位置图
1.2基础资料
1.2.1测试资料
1.2基础资料
1.2.1测试资料
4月27日8:00至4月28日19:10，采用油嘴控制试采，油压34↑53.6MPa，套压34.5↑54.8MPa，产气55000m3，无液体排出。
4月28日19:10至5月9日8:00井口关井压力恢复，油压53.6↑65MPa，套压54.8↑66.5MPa。
1.2.2气质资料
1.3设计依据
1）四川省天然气有限责任公司提供的本工程的《绵阳2#井地面集输增压工程委托书》。
2）四川省天然气有限责任公司编制的《绵阳2#井地面集输增压工程项目策划书》。
3）中石化西南油气分公司川西采气厂提供的《四川盆地川西坳陷梓潼凹陷永兴高点绵阳2井完井试气总结报告》，2014.05
4）中石化西南油气分公司基本建设处《关于绵阳2#井开展CNG槽车拉运的函》，2013.5.14
5）四川省天然气有限责任公司提供的关于绵阳2#井区域的勘察测量报告。
6）其他相关资料。
1.4设计原则
1）工程设计严格执行国家、行业的有关标准、规范；
2）采用成熟、先进的技术和设备、合理的工艺流程，以安全、可靠、实用、经济作为总体原则；
3）工程设计规模满足工程设计委托书的要求，并兼顾远期的总体规划；
4）合理选用设备及管材，确保长期安全、平稳生产，方便管理；
5）尽可能节约用地，少占或不占良田好地；
6）优化工艺流程，尽量节省投资。
1.5设计范围
绵阳2#井单井集气及CNG合建站1座，其中包含整个合建站场总图、工艺、建筑、结构、自控、供配电、给排水、消防、暖通专业设计。
1.6遵循的标准与规范
1《油气集输设计规范》（GB50350-2005）；
2《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；
3《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）；
4《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-2012）；
5《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T 14976-2012）；
6《高压锅炉用无缝钢管》（GB/T5310-2008）；
7《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）；
8《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（GB50236-2011）；
9《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）；
10《钢制对焊无缝管件》（GB/T12459-2005）；
11《油气田地面管线和设备涂色规范》（SY/T0043-2006）；
12《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2013）；
13《车用压缩天然气》（GB 18047-2000）。
1.7主要工程量
1.7.1主要工程量见表1.7.1
表1.7.1主要工程量表
2.工艺设计
2.1工艺流程简述
4月28日19:10至5月9日8:00井口关井压力恢复，油压53.6↑65MPa，套压54.8↑66.5MPa。
1.2.2气质资料
1.3设计依据
1）四川省天然气有限责任公司提供的本工程的《绵阳2#井地面集输增压工程委托书》。
2）四川省天然气有限责任公司编制的《绵阳2#井地面集输增压工程项目策划书》。
3）中石化西南油气分公司川西采气厂提供的《四川盆地川西坳陷梓潼凹陷永兴高点绵阳2井完井试气总结报告》，2014.05
4）中石化西南油气分公司基本建设处《关于绵阳2#井开展CNG槽车拉运的函》，2013.5.14
5）四川省天然气有限责任公司提供的关于绵阳2#井区域的勘察测量报告。
6）其他相关资料。
1.4设计原则
1）工程设计严格执行国家、行业的有关标准、规范；
2）采用成熟、先进的技术和设备、合理的工艺流程，以安全、可靠、实用、经济作为总体原则；
3）工程设计规模满足工程设计委托书的要求，并兼顾远期的总体规划；
4）合理选用设备及管材，确保长期安全、平稳生产，方便管理；
5）尽可能节约用地，少占或不占良田好地；
6）优化工艺流程，尽量节省投资。
1.5设计范围
绵阳2#井单井集气及CNG合建站1座，其中包含整个合建站场总图、工艺、建筑、结构、自控、供配电、给排水、消防、暖通专业设计。
1.6遵循的标准与规范
1《油气集输设计规范》（GB50350-2005）；
2《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；
3《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）；
4《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-2012）；
5《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T 14976-2012）；
6《高压锅炉用无缝钢管》（GB/T5310-2008）；
7《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）；
8《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（GB50236-2011）；
9《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）；
10《钢制对焊无缝管件》（GB/T12459-2005）；
11《油气田地面管线和设备涂色规范》（SY/T0043-2006）；
12《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2013）；
13《车用压缩天然气》（GB 18047-2000）。
1.7主要工程量
1.7.1主要工程量见表1.7.1
表1.7.1主要工程量表
| 序号 | 位号 | 设备名称及参数 | 单位 | 数量 | 备注 |
| 1 | 撬-1 | 水套加热炉撬 | 台 | 1 | |
| 热功率：120kW | |||||
| 设计压力：60MPa | |||||
| 燃料气压力：0.1~0.3MPa | |||||
| 2 | 撬-2 | 立式重力气液分离器脱水撬 | 台 | 1 | |
| PN27.5MPa DN400 | |||||
| 进气：≤25.0MPa，排气：≤25.0MPa | |||||
| 带分离罐、脱水装置 | |||||
| 功率：35kW | |||||
| 处理量：3000Nm3/h | |||||
| 3 | 加-1/2 | 加气柱HQHP-JQJ-70-Ⅱ-L | 台 | 2 | |
| 双枪加气柱 | |||||
| 4 | 罐-1 | 污水罐 | 台 | 1 | |
| PN=常压 V=20m3 | |||||
| 5 | 安-1 | 背包式式井安阀 | 台 | 1 | |
| PN105.0MPa DN65 | |||||
| 6 | 放空管 | 放空立管 | 根 | 1 | |
| H=10m DN100 |
2.工艺设计
2.1工艺流程简述
2.2设计压力及规模
2.2.1本程站场工艺部分设计压力如下：
1 井口节流阀之前：105.0MPa；
2 井口节流阀至水套炉：105.0Mpa（此管段为设备厂家成套提供，管段采用锻件形式，该部分设备及材料未计入本设计材料表及设备表，以管汇台厂家技术协议上材料表及设备表为准）；
3 水套炉设计压力：60.0MPa；
4 水套炉出口至加气柱：27.5.0MPa；
5 管汇台放空管：32MPa；
6 水套炉及立式重力分离器放空管：16MPa；
7 低压放空管：4MPa；
8 低压排污管：4MPa。
2.2.2建设规模
本工程绵阳2#井设计规模按5.0×104m3/d考虑。
2.3管材及管件
1 管材选择
站内工艺管道设计压力低于4.0MPa管材选用价格经济，壁厚均匀，应用广泛的20#无缝钢管，制管标准执行《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）。站内设计压力等于或高于4MPa的天然气管道，应符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T14976-2012）或《高压锅炉用无缝钢管》（GB5310-2008）的有关规定，井口至水套炉橇、水套加热炉橇至立式重力分离器脱水橇采用20G无缝钢管，其余高压管道采用06Cr19Ni10高压不锈钢管。高压放空管采用是符合《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2012标准的06Cr19Ni10不锈钢管。
表2.3-1 工艺管线材质表
| 序号 | 管段 | 材质 | 备注 |
| 1 | 井口节流阀至水套炉管线 | 锻件 | 由管汇台厂家成套提供 |
| 2 | 水套炉至立式重力分离器管线 | 20G无缝钢管 | |
| 3 | 分子筛至加气柱管线 | 06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管 | |
| 4 | 自用气管线 | 06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管 | |
| 5 | 管汇台放空管线 | 06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管 | |
| 6 | 水套炉及立式重力分离器放空管线 | 06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管 | 与其相连接的阀门采用耐低温的不锈钢阀门 |
| 7 | 自用气放空管线 | 06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管 | 与其相连接的阀门采用耐低温的不锈钢阀门 |
| 8 | 排污管线 | 20#无缝钢管 |
计算公式：
式中，d—管线内径，m；
p0—基准状态下的压力，取0.101325MPa；
T—管内天然气运行温度，K；
Z—压缩因子；
qv—气体流量，m3/s；
p—管内天然气运行压力，MPa；
T0—基准状态下的温度，取293.15K；
ω—天然气流速，取15m/s。
3 站内管道壁厚计算：
计算公式：
式中 δ——钢管计算壁厚，mm；
P——设计压力，MPa；
D——管道外径，mm；
——钢管的最低屈服强度，不锈钢取值210MPa；20G/20#无缝钢管取值245MPa；
F——设计系数，取0.5；
——焊缝系数，不锈钢钢及无缝钢管均取1。
C—腐蚀裕量附加值，mm；取1.0 mm，不锈钢管腐蚀余量为0mm。
t—温度折减系数，当温度小于120℃时，t值取1.0。
站内工艺管道管径计算和壁厚计算及选用结果见表2.3-2。
表2.3-2工艺管道管径计算及选用结果表
| 位置 |
流量 Nm3/d |
设计 压力 （MPa） |
操作压力 （MPa） |
计算内径 d（mm） |
选择管径 D（mm） |
计算壁厚 （mm） |
选用壁厚 （mm） |
|
水套炉至 分离器脱水撬 |
50000 | 27.5 | 25 | 12.7 | 32 | 3.6 | 5 |
|
分离脱水撬 至加气柱 |
50000 | 27.5 | 25 | 12 | 32 | 3.6 | 5 |
| 管汇台放空管线 | 50000 | 32 | / | / | 76 | 11.6 | 12 |
| 水套炉放空管线 | 50000 | 16 | / | / | 89 | 6.7 | 8 |
| 自用气管线 | 480 | 4 | 3.6 | 3 | 32 | 1.4 | 5 |
3设备、材料订货要求
材料和设备必须具有有效的质量证明文件，并应符合下列规定：
1 材料质量证明文件的特性数据应符合相应产品标准的规定。
2 “压力容器产品质量证明书”应符合《固定式压力容器安全技术监察规程》TSGR0004-2009的规定，且应有“锅炉压力容器产品安全性能监督检验证书”。
3 计量仪器应在计量鉴定合格有效期内。
4 阀门在安装前应逐个进行检查，外观检查应无裂纹、沙眼等缺陷，铭牌完好无缺，标记齐全正确，同时具有相应的产品合格证和安装使用说明书。
5 本工程集输管道采用20#、20G无缝钢管及06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管，管材材质、交货条件分别符合《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）、《高压锅炉用无缝钢管》（GB5310-2008）和《流体输送用不锈钢无缝钢管》（GB/T14976-2012）。钢管应进行外观检查，内外表面不得有裂纹、夹渣、折迭和重皮及超过壁厚允许负编差的锈蚀或机械划伤。钢管必须具有完整的材质证明书。
6 管件材质为与管道完全一致，管道所配管件均为无缝管件，符合《钢制对焊无缝管件》（GB/T12459-2005）的相关要求。弯头弯曲半径为R＝1.5D，弯头、三通外观不得有裂纹、夹渣、分层、皱折、过烧等缺陷，管件尺寸偏差和形位公差符合《钢制对焊无缝管件》（GB/T12459-2005）中表13的规定。管件应由供货商按材料表提供的管子打内外坡口。
7 站内法兰、阀门等管道组成件的进货检验应满足《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB 50540-2009）（立式重力气液分离器脱水橇上游设备、管材、管件等）及《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156-2012(立式重力气液分离器脱水橇及其下游设备、管材、管件等)的规定。
8 验收后的设备和材料应妥善保管，不得有任何损伤。
4施工技术要求
本工程立式重力气液分离器脱水橇上游工艺施工应按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB 50540-2009）的要求执行；立式重力气液分离器脱水橇及其下游工艺施工应按《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB 50156-2012）的要求执行。
4.1基本要求
1 施工单位，必须具有与工程规模相适应的施工资质；监理单位，必须具有相应的监理资质；安装单位应具有相应级别的特种设备安装许可、压力管道安装工程资质；工程项目必须取得建设行政主管部门批准的施工许可文件后方可开工。
2 承担钢质管道、设备焊接的人员，必须具有锅炉压力容器压力管道特种设备操作人员资格证（焊接）焊工合格证书，且在证书的有效期及合格范围内从事焊接工作。间断焊接时间超过6个月，再次上岗前应重新考试；承担其它材质管道安装的人员，必须经过专门培训，并经考试合格，间断安装时间超过6个月，再次上岗前应重新考试和技术评定。当使用的安装设备发生变化时，应针对该设备操作要求进行专门培训。
3 无损检验人员应按现行《锅炉压力容器无损检验人员资格考核规则》进行考核，取得相应资格。
4 管道施工的安全技术和劳动保护，应按《石油企业工业动火安全规程》（SY5858-2004）的规定执行。在已投入生产的区域内施工时，应按生产区域的特点制定施工安全技术措施。
4.2主要设备安装
1 站内主要设备安装前应根据实际到场的设备基础尺寸和进出口方位、标高仔细核对，无误后方能安装。
2 1工艺设备的规格型号、公称压力、钢级等应符合设计文件及有关规范的要求。设备到现场后应仔细核对尺寸，核实设备的安装方位和设备基础的预埋地脚螺栓，与设备地脚螺栓孔一致后方可进行安装。
3 预埋地脚螺栓的大小和露出长度应符合设计要求，螺纹部分应清理干净，无损坏和锈蚀。
4 设备安装后应在同一平面互成直角的两个以上的方向进行找平。找平时应根据要求用垫铁进行调整，不能用紧固或放松地脚螺栓及局部加压方法进行调整。
5 站场工艺设备的吊装应参照《大型设备吊装安全规程》（SY 6279-2008）的规定执行，并应执行下列规定：
1）设备吊装前，应与当地气象部门取得联系。当阵风风速大于10.8m/s时，不应进行室外吊装作业。
2）吊装作业应有专人指挥，明确分工。参加吊装的施工人员应坚守岗位，并根据指挥命令工作。吊装过程中任何岗位出现问题，应立即向指挥者报告，没有指挥者的命令，任何人不得擅自操作或离开岗位。
3）设备正式吊装前应进行试吊。试吊前参加吊装人员应按岗位分工，严格检查吊耳、起重机械和索具的装设情况，确认符合要求后才可进行试吊。
4）吊装作业前，应在工件上系以牢固的溜绳，防止吊装过程中工件摆动、旋转或碰撞其他建筑物或构筑物。
5）被吊装工件表面的棱角刃面及影响吊装安全的部位，在拴系吊索时应采取有效的防护措施。
6）吊起的工件不得长时间在空中停留。如必须停留时，应采取可靠的安全措施。
7）吊装过程中工件下方、吊车扒杆旋转范围内和受力导向滑轮夹角区域内，不应有人员停留和通过。
8）吊装用滑轮应按使用说明书的要求使用。使用开口滑轮应将钩环锁固，防止钢丝绳脱出。
4.3设备及管道防腐
4.3.1管道及设备防腐
1 本站厂家提供的所有管道和设备防腐均由生产厂家在设备出厂前完成。
2 站内露空管道及设备推荐采用防腐性能优异、适用性广的聚氨酯涂料。涂料配套方案为环氧富锌底漆、环氧云铁中间漆、丙烯酸聚氨酯面漆涂料。涂膜干膜厚度为不小于30μm，涂层结构为二底三面，面漆颜色严格按《油气田地面管线和设备涂色规范》（SY/T0043-2006）执行。
4.3.2管线表面处理技术要求
1 管线外防腐应在安装、焊缝检查、管线试压合格后进行。
2 除锈质量的施工与验收除严格执行规范《涂装前钢材表面处理规范》（SY/T0407-2012）。
3 喷砂除锈质量应达到Sa2级。
4 手工除锈质量应达到St3级。
5 除锈质量的施工与验收除严格执行规范《涂装前钢材表面处理规范》（SY/T0407-2012）外，还必须将影响漆膜质量的油脂、水分、腐蚀氧化皮、各种飞溅物、飞边毛刺、灰尘等异物清除干净，使金属表面的焊缝光滑，无焊瘤、无棱角。处理后的金属表面应及时涂漆，以免再生锈。
4.4管道敷设
1 本工程管道采用低架敷设，穿越车行道采用结构用无缝钢管保护。
2 管道交叉时，交叉的垂直净间距不得小于300mm。
3 管道敷设均应在无损检验、管道强度及严密性试验合格后进行。
4.5管道组装、焊接
1 管道与附件在施工安装前应按设计要求核对材质、规格和型号。
2 阀门等设备与管道对接时不得用加热管道、加偏垫等方法强力对口、纠偏、消除接口端面的空隙等。
3 本工程管道与设备连接采用法兰连接。
4 为了保证焊接质量，焊接前应进行焊接工艺评定，焊接工艺评定应按《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）及《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB 50236-2011）的规定进行；工艺评定合格后，根据焊接工艺试验结果编制焊接工艺评定报告、焊接工艺预规格、检测试验报告等。
5 凡参加管道焊接的焊工，必须经过焊工考试合格方准许参加正式焊接。连续6个月中断焊接的焊工经重新考试或考核合格，才能重新担任原合格项目的焊接作业，焊工资格考试按《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）标准第6章的规定执行。
6 焊前准备、焊接工艺要求应执行《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）中相关规定。
7 在焊接作业指导书规定的范围内进行焊接，焊口焊接完毕，进行外观检查，合格后方可进行下一层焊接。每道焊口必须连续一次焊完。
4.6管道检验
1 参加管道焊缝质量检查的探伤检查人员，必须经过《无损检测人员考试规则》考试合格并取得相应的资格证书，方可参加焊缝质量检查。
2 管道对接焊缝和角焊缝应进行100%的外观检查，外观检查应符合下列规定：
1）焊缝上的焊猹及周围飞溅物应清除干净，焊缝表面应均匀整齐，不应存在有害的焊瘤、凹坑等。
2）对接焊缝允许错边量不应大于壁厚的12.5%，且小于3mm。
3）对接焊缝表面宽度应为坡口上口两侧各加宽0.5mm~2mm。对接焊缝表面余高应为0mm~2mm,局部不应大于3mm且长度不应大于50mm。
4）角焊缝的边缘应平缓过渡，焊缝的凹度和凸度不应大于1.5mm，两焊脚高度差不宜大于3mm。
5）盖面焊道深度不应大于管壁厚的12.5%,且不应超过0.5mm。咬边深度小于0.3mm的，任何长度均为合格。咬边深度在0.3mm~0.5mm之间的，单个长度不应超过30mm，在焊缝任何300mm连续长度内，咬边累计长度不应大于50mm。累计长度不应大于焊缝周长的15%。
6）焊缝表面不应存在裂纹、未熔合、气孔、夹渣、引弧痕迹及夹具焊点等缺陷。
3.焊缝外观检查合格后方允许对其进行无损检测，无损检测应按现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T 4109-2013）的规定进行，超出现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T 4109-2013）行标准适用范围的其他钢种的焊缝应按国家现《承压设备无损检测》（JB/T 4730.1〜4730.6）的要求进行无损检测及焊缝缺陷等级评定。
管道焊缝应进行100%无损检测，检测方法应优先选用射线检测或超声波检测。管道最终的连头段、穿越段的对接焊缝应进行100%的射线检测和100%超声波无损检测。
管道焊缝进行射线检测和超声波检测时，设计压力大于4.0MPa为Ⅱ级合格，设计压力小于或等于4.0MPa为Ⅲ级合格。
4.对于不能进行射线及超声波检测的部位，应进行磁粉检测或渗透检测，按现行行业标准《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T 4109-2013）的规定进行。
5.天然气管道焊接接头抽样检验，若有不合格时，应按该焊工的不合格数加倍检验，若仍有不合格则应全部检验。
6.不能满足质量要求的焊缝缺陷的清除和返修应符合返修焊接工艺规程的规定，返修不得超过两次，返修后的焊缝应按本要求重新进行复验并合格。
4.7管道试压
1.架空管道应在管道支吊装安裝完毕并检验合格后进行强度和严密性试验。无损检测合格后进行压力试验。重力气液分离器脱水橇上游压力试验要求应符程合《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）的有关规定。重力气液分离器脱水橇下游压力试验要求应符程合《汽车加油加气站设计与施工规范》（GB50156-2012）的有关规定。
2.站内管道试压时，应关闭设备的进出口阀门，管道系统吹扫和压力试验时，应用盲板或采用其它与这些设备隔开。
3.压力试验应先进行强度试压，强度试压合格后再进行严密性试压。
4.强度及严密性试验
1、强度试验应以洁净水为试验介质，不锈钢管采用水试压时氯离子含量不得超过50mg/L。特殊情况下，经建设单位（或监理)批准，可用空气作为试验介质。严密性试验宜采用气体进行试验。
2、强度试验充水时，应安装高点排空、低点排水阀门，并应排净空气，使水充满整个试压系统，待水温和管壁、设备壁的温度大致相同时方可升压。
3、用水为介质做强度试验时，升压应平稳缓慢，分阶段进行升压，应符合下列要求：缓慢升压至实验压力的50%，如未发现异状或泄漏，应继续按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至试验压力。
4、升到强度试验压力值后，稳压4h，管道目测无变形、无渗漏，压降小于或等于试验压力的1%。
5、工艺管道严密性试验压力应与设计压力相同。
6、气压试验用的压力表须经过检验合格，精度等级应不低于1.6级，量程为试验压力的1.5~2.0倍，压力表不得少于2块，试压时必须在试压管段的两端各安装1块压力表，稳压时间应在管段两端压力平衡后开始计算。
7、试压过程中若有泄漏，不得带压修理。缺陷消除后应重新试验。管道压力试验合格后，应进行吹扫。
8、在制造厂内已完成吹扫和压力试验的设备，应附有检验试验报告，现场不宜进行再次吹扫和压力试验。
9、本工程各段强度及严密性试验要求详见下表：
表4.7-1各压力等级试压表
| 检验项目 | 强度试验压力（MPa） | 严密性试验压力（MPa） | |
| 设计压力（MPa） | 1.6 | 2.4 | 1.6 |
| 4 | 6 | 4 | |
| 27.5 | 41.25 | 27.5 | |
| 60 | 90 | 60 | |
| 105 | 157.5 | 105 | |
| 升压步骤 |
升压阶段间隔30min, 升压速度不大于0.1MPa/min |
— | |
| 稳压时间（h） | 4 | 24 | |
| 合格标准 | 管道目测无变形、无渗漏，压降小于或等于试验压力的1% | 压降小于或等于试验压力的1% | |
| 试验介质 | 洁净水 | 洁净水 | |
4.8管道吹扫
1.本工程站内工艺管道试压合格后，宜采用氮气进行吹扫处理。
2.吹扫前应编制吹扫方案和应急预案，经审查批准后，向参与吹扫人员进行交底，以确保施工人员安全。
3.吹扫口应设置在开阔地带并加固，吹扫时应设安全区域，吹扫出口附近严禁站人。
4.管道吹扫时应符合下列规定：
1）吹扫可利用储气罐进行间断性吹扫，吹扫压力不得大于系统容器和管道的设计压力。
2）吹扫流速不小于20m/s。
3）吹扫时间：管长低于20m的吹扫5min，大于20m时可吹扫10-15min。
4）检查合格的方法是在排气口用白布或涂有白漆的靶板检查，5分钟内检查无铁锈、灰尘、水分和其他污物即为合格。
5）在排气对着的管口用铁皮挡着，使用氮气要防止窒息。
6）不参与吹扫的设备应隔离。
7）吹扫的顺序应按主管、支管依次进行，吹扫时，管道吹出的赃物不得进入设备，设备吹出的赃物不得进入管道。
8）在设备和管道吹扫后，应对系统的死角和重要部位进行复位检查，彻底清除污物。设备和管道吹扫合格后，不得再进行影响设备和管道内清洁的其它工作。
4.9干燥
1.输送天然气的管道吹扫试压后，应进行管道系统干燥。干燥前，应进行试压后扫水检验。站场内管道系统扫水检验以站场最低点排气口没有明水排出视为合格。
2.站场管道干燥采用干空气干燥。干燥要求执行《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）的有关要求。
4.10置换
本工程站内管道试压完成后应采用氮气对管道内空气进行置换，放空气体测定的含氧量小于2%为合格。之后用天然气置换氮气，分析置换末端置换气中甲烷含量与天然气进口含量一致时为合格。
置换空气和试运投产应符合《天然气管道运行规范》SY/T5922-2012。管沟开挖、管道下沟及管沟的回填。
4.11其他
其余施工技术要求按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）及《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156-2012的有关规定执行。
5生产安全
5.1生产安全
为保障相关人员生命安全，确保安全平稳采气，维护国家财产安全是本工程建设的一项重要内容，本管道输送天然气为易燃易爆物品，因而安全和工业卫生防护至关重要，设计施工和运行管理中必须做到：
1 严格执行国家有关安全生产的标准、规定和规范。
2 遵循“以人为本、预防为主、防治结合”的原则。
3 质量控制
为使人为的不安全因素降到最低，对材料质量和施工安装质量严格把关。
1）严把材料质量关
（1）选用材料经检验合格才能使用。
（2）工程施工所用管道组成件等，应符合国家现行有关产品标准的规定，且必须具有生产厂质量检验部门的产品合格文件。
2）人员素质控制
（1）施焊焊工必须是合格的持证焊工。
（2）承担燃气钢质管道焊接的人员，必须具有锅炉压力管道特种设备操作人员资格证（焊接）焊工合格证书，且在证书的有效期及合格范围内从事焊接工作。
（3）间断焊接时间超过6个月，再次上岗前应重新考试。
（4）承担其他材质燃气管道安装的人员，必须经过专门培训，并经考试合格，间断安装时间超过6个月，再次上岗前应重新考试和技术评定。
4 制度控制
1）施工单位，必须具有与工程规模相适应的施工资质；监理的单位，必须具有相应的监理资质。工程项目必须取得建设行政主管部门批准的施工许可文件方可开工。
2）参与工程项目的各方在施工过程中，应遵守国家和地方有关安全、文明施工、劳动保护、防火、防爆、环境保护和文物保护等有关方面的规定。
3）施工人员应严格按照有关规范作业，确保工程质量。
4 加强与线路相连的输、配气站操作管理，应防止工艺流程设备和线路出现超压。
5 施工前应事先制定出几套意外事故发生时的应急方案和措施，并逐层落实到各岗位人头，便于紧急情况下起用。施工作业队伍应以安全为首要原则，必须确保周围环境的安全。因此，在开工前，施工单位应按照石油工业行业要求编制出施工过程中的HSE应急方案和措施，制定出严格的、切实可行的防火防爆措施，并做好警示、安全监督、安全保障工作，杜绝其他意外安全事故的发生。
6 在施工过程中，施工单位、业主和生产管理者应共同做好防火、防爆工作，发生天然气意外泄漏时必须立即切断气流和快速疏散人畜撤离。
7 凡进行有天然气外泄的工作，如维修、放空等工作时，应有严格的、切实可行的防火、防爆措施；指定安全值班负责人负责安全工作；设立安全警戒岗，不准无关人员靠近危险场所。采取安全、正确的操作措施，并设专人负责控制气源截断阀，遇异常情况须紧急切断气源，将天然气泄漏量控制在最低限度。
5.2防火
1 天然气火灾的防止
对职工进行安全防火教育培训，使职工能掌握正确的防火、灭火知识技能，设立安全防火监督岗，执行以防为主，防治结合的消防方针。
在发生火灾时，首先关闭来气闸门，切断流向火源的天然气，从根本上控制火势或使燃烧中止。在未切断气源前，不要急于灭火，以防灭火后气体继续外泄发生第二次着火爆炸事故。扑救初期天然气火灾可使用自来水和配备的干粉灭火器等。
2 施工和试运行期间的事故防范
1）在运行和维修期间应建立严格的操作规程和制度；定期对职工进行安全和防护方面的教育、培训。
2）在维修、抢修现场配备适当的现场急救设施和急救人员。
3）在新旧管道更换时，必须制订严密、切实可行的施工组织预案和防范处理措施，避免旧管道中硫化铁粉末遇空气自燃。
4）在割开旧管道前，必须用氮气置换管道、设备内的天然气，当排空口排出的气体中已无天然气组分时为置换合格，方可点火切割。
5）试运行投产前必须先用氮气置换管道内的空气，当排空口排出的气体中含氧量低于2%以下（或置换量不小于3倍内容积）为置换合格，方可进行下一环节天然气置换氮气的工作。
6验收
1 工程建成后应按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》（GB50540-2009）、《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB 50236-2011）、《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）和（93）中油基字第288号文《石油天然气工业基本建设工程竣工验收实施细则》进行验收。
2 工程竣工验收的基本条件应符合下列要求：
1）完成工程设计和合同约定的各项内容。
2）施工单位在工程完工后对工程质量自检合格，并提出《工程竣工报告》。
3）工程资料齐全。
4）有施工单位签署的工程质量保修书。
5）监理单位对施工单位的工程质量自检结果予以确认并提出《工程质量评估报告》。
6）工程施工中，工程质量检验合格，检验记录完整。
3 竣工资料的收集、整理工作应与工程建设过程同步，工程完工后应及时做好整理和移交工作。整体工程资料包括下列内容：
1）工程依据文件：
（1）工程项目建议书、申请报告及审批文件、批准的设计任务书、初步设计、技术设计文件、施工图和其他建设文件；
（2）工程项目建设合同文件、招投标文件、设计变更通知单、工程量清单等；
（3）建设工程规划许可证、施工许可证、质量监督注册文件、报建审核书、报建图、竣工测量验收合格证、工程质量评估报告。
2）交工技术文件：
（1）施工资质证书；
（2）图纸会审记录、技术交底记录、工程变更单（图）、施工组织设计等；
（3）开工报告、工程竣工报告、工程保修书等；
（4）重大质量事故分析、处理报告；
（5）材料、设备、仪表等的出厂的合格证明，材质书或检验报告；
（6）施工记录：隐蔽工程记录、焊接记录、管道吹扫记录、强度和严密性试验记录、阀门试验记录、电气仪表工程的安装调试记录等；
（7）竣工图纸：竣工图应反映隐蔽工程、实际安装定位、设计中未包含的项目、燃气管道与其他市政设施特殊处理的位置等。
3 检验合格记录
1）测量记录；
2）隐蔽工程验收记录；
3）沟槽及回填合格记录；
4）防腐绝缘合格记录；
5）焊接外观检查记录和无损探伤检查记录；
6）管道吹扫合格记录；
7）强度和严密性试验合格记录；
8）设备安装合格记录；
9）储配与调压各项工程的程序验收及整体验收合格记录；
10）电气、仪表安装测试合格记录；
11）在施工中受检的其他合格记录。
4 工程竣工验收由建设单位主持，可按下列程序进行：
1）工程完工后，施工单位完成验收准备工作后，向监理部门提出验收申请。
2）监理部门对施工单位提交的《工程竣工报告》、竣工资料及其他材料进行初审，合格后提出《工程质量评估报告》，并向建设单位提出验收申请。
3）建设单位组织勘察、设计、监理及施工单位对工程进行验收。
4）验收合格后，各部门签署验收纪要。建设单位及时将竣工资料、文件归档，然后办理工程移交手续。
5）验收不合格应提出书面意见和整改内容，签发整改通知，限期完成。整改完成后重新验收。整改书面意见、整改内容和整改通知编入竣工资料文件中。
5 工程验收应符合下列要求：
1）审阅验收材料内容，应完整、准确、有效。
2）按照设计、竣工图纸对工程进行现场检查。竣工图应真实、准确，路面标志符合要求。
3）工程量符合合同的规定。
4）设施和设备的安装符合设计的要求，无明显的外观质量缺陷，操作可靠，保养完善。
5）对工程质量有争议、投诉和检验多次才合格的项目，应重点验收，必要时可开挖检验、复查。