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课题_长输天然气管道施工HSE方案

课题_长输天然气管道施工HSE方案



第一篇:课题_长输天然气管道施工HSE方案

长输天然气管道施工HSE方案

一、工程概况

九江绕城高速公路A1标段路线位于长江南岸,鄱阳湖湖口的西岸,以滨湖、滨江平原、岗阜地貌为主,地形起伏平缓,地面高程在13-32米之间,植被发育一般,多为棉田、旱地,电网密布,房屋密集,并有一条天然气管道在K0+712附近与路线斜交。

二、天然气管道安全施工保护方案

1、涵洞设计图(见后面附表)

2、管道保护方案

为保护好天然气节管道的安全运行,设置一道1×1.5米箱涵进行包裹,外部再设置一道4×3.5米盖板通道进行保护,下部结构为涵身基础,上部结构为盖板涵。

3、涵洞施工要点

1)施工期间应对控制点进行保护,定期进行检测,以防点位移动,影响放样进度。熟悉设计文件,对设计标高、基础位置等进一步实地核对。

2)必须在混凝土强度达到设计强度的70%后,方能进行下一步工序。3)台后填土须待上部构造架设完毕;台后填土时,必须同时在两端台后对称夯实。

三、施工组织方案

涵洞通道严格按照交通部颁JTJ041-2000《公路桥涵施工技术规范》的要求进行施工,按《公路工程质量检验评定标准》(JTG F80/1-2004)进行质量控制。

施工前,应根据设计资料,结合现场实际地形、地质情况,对其位置、方向、长度、出入口高程等进行核对。同时做好现场的三通一平及材料的供应工作。将现场实际情况与设计情况核对无误后,根据涵洞的施工图准确测设涵洞中线位置。

将用于涵洞的沙子、石料等原材料,取样合格后,方可进料用于施工,由试验室选定砂浆、砼的配合比。

砼采用集中拌合,运输至现场浇筑。

盖板涵通道施工顺序:施工前准备→测量放样→基坑开挖及处理→浇筑(砌筑)基础→浇筑(砌筑)涵身→预制盖板安装→沉降缝、防水层施工→洞口砌体施工→回填→质量检查验收

队伍安排:计划安排1个涵洞通道劳务队伍进行施工,共20人及相应的机械设备。

工期安排:涵洞2013年1月~2013年2月

四、技术保证措施

4.1 健全规章制度,加强技术交底制度

技术、质量的交底工作是施工过程基础管理中一项不可缺少的重要工作内容,交底采用书面签证确认形式,具体可分为以下几方面:

1、项目经理组织项目部全体人员对图纸进行认真学习,并同设计代表联系进行设计交底。

2、熟悉设计图纸并建立审核反馈制度,依设计意图,对图示各结构以及轴位尺寸标高必须一一验证,并与实地核对,做到准确无误,以免出现返工浪费。

3、工程开工前。必须按分部、分项编写完善的施工组织和施工方案。施工组织设计和施工方案报经监理工程师审核后方可执行。

4、施工组织设计编制完毕并送业主和总监审批确认后,由项目经理牵头,项目总工程师组织全体人员认真学习施工方案,并进行技术、质量、安全书面交底,列出关键分部工程和施工要点。各分管分项工程负责人在安排施工任务同时,必须对施工班组进行书面技术质量、安全交底,必须做到交底不明确不上岗,不签证不上岗。

5、加强施工技术管埋,以施工组织设计为纲领,以施工工艺设计和施工方

案为指导,以三级技术交底、操作规程和工序交接检查为保证,严格各施工工艺的控制与管理。对易产生问题或出现质量通病的部位要加大技术投入和管埋力度,严格遵守操作规程及施工工艺流程。

6、按要求配置施工机械和试验检测设备,提高施工机械化水平、质最监测水平和各种设备的应用效率。4.2技术保证措施

l、安排路基专业化施工作业队伍进行施工;

2、加强测量、试验、检测等基础性技术工作;

3、加强隐蔽工程的质量检查;

4、项目部质检员负责跟踪检查各工序的施工质量,发现问题及时纠正。组织对各个工程部件进行质量检查,发现问题,责成有关施工班组采取补救措施并及时上报总工室。

5、新工人上岗前必须接受岗前培训,在工程开工前,现场技术员、施工员组织一次面问全体作业工人的质量意识教育及技术培训,强化质量意识,同时,有针对性地就各工种的工艺分别对各工种的工人进行培训,做到人人关心,时时留意,处处保证工程质量。

6、不任命或聘用无任职资格的人员担任管理职务和技术职务,严禁无证人员操作任何机械或从事机电工作。

7、所有投入本工程的施工机械在开工前必须经过全面的检测和维护,在施过程中定期维护和保养,以保证其良好的工作性能。测量仪器和实验仪器设备起用前必须政府主管单位的鉴定,并定期进行检测,保址其精度符合工程施工的需要。

五、质量控制措施

l、一般工程质量保证措施

(1)在工程施工期间,为加强管理和认真履行合同义务,按投标书附表所

报名单委派项目经理和项目技术负责人,保证及时到位并常驻现场进行对本标段工程的管理,并保证其岗位的相对稳定。

(2)本工程在质量管理上实行质量保证金制度。设立质量保证基金、专款专用,以确保工程质量。

(3)加强施工技术管理,严格执行以总工程师为首的技术责任制,使施工管理标准化、规范化、程序化。认真审查施工图纸,熟悉设计文件和施工规范,严格按照设计文件和图纸施工。施工人员严格掌握施工标准、质量检查及验收标准和工艺要求。坚持技术交底,发现问题及时解决。

(4)建立质量责任制和保证体系,经理部设专职质检工程师、班组设兼职质检员,明确各级责任。开工前报监理工程师备案。分项施工的现场实行标示牌管理,写明作业内容和质量要求,要认真执行三检制度,即:自检、互检、工序交接检验制度,要根据合同的规定切实作好隐蔽工程的检查工作。

(5)严格学习和执行公路工程施工和验收规范及公路建设强制性标准;严格执行工程监理制度,公司自检合格后及时通知监理工程师检查签认,隐蔽工程必须经监理工程师签认后方能隐蔽。

(6)对现场施工人员加强质量教育,强化质量意识,开工前技术交底,进行应知应会教育,严格执行规程,分项工程开工前必须按合同要求执行先试验再铺开的程序,开工前必须按技术规范规定向监理工程师报送试验报告(包括施工方案、施工方法、施工准备、质保措施等)经监理工程师审核批准后万能铺开施工。

(7)严格施工纪律,把好工序质量关,上道工序不合格不能进行下道工序的施工,否则质量问题由下道工序的班组负责。对工艺流程的每一工作内容要认真进行检查,使施工作业程序化、规范化,见图:质量检查程序框图。

(8)要加强质量监控,确保规范规定的检验、抽检频率,现场质检的原始资料必须真实、准确、可靠,不得追记,接受质量检查时必须出示原始资料。

(9)坚持三级测量复核制,各测量桩点要认真保护,施工中可能损毁的重要桩点要搞好护桩,施工测量放线要反复校核。认真进行交接桩,确保中线、水平尺寸位置正确。

(10)完备的检测手段:根据工程情况及技术规范规定配齐检测和试验仪器、仪表,试验室所有仪器须经计量部门标定,再由所在省交通基建工程质量监督站对其进行资格审查,确定其试验范围后方可进行实验工作。施工过程中定期检查和标定确保计量仪器的精度。试验室无法进行的试验、检测工作,由监理工程师指定的试验室进行。

2、涵洞通道质量保证措施

(1)按照九绕高速公路项目办的要求,为有效控制工程施工质量,预防质量通病,消除重大质量事故和质量隐患,立足“预防为主、先导试点”原则,实行首件工程认可制(即“首件制”),对选定的首件涵洞、通道工程的每道工序作为首件工序。做好事前控制和实施工程控制,对“首件工程”所使用的模板、机械设备设施、原材料和混凝土配合比等实施严格检查验收,并经监理检查签字认可。涵洞、通道主体结构现场施工前,通知监理部和东南公司到现场,参加施工前各项准备工作的检查和验收,合格后方可开始施工。涵洞、通道首件工程完成后,总结施工方法和工艺,对存在的质量技术问题进行改进,按照监理部和东南公司要求完善首件工程并做好后续工程的质量控制。

(2)认真做好图纸审核,还要就现场实际情况与设计图纸进行核对,确定涵洞位置处水流方向是否与设计相符,涵洞基础设计标高是否与现场实际情况相符,在没有问题的情况下方可进行施工。

(3)严格控制不要超挖或欠挖,若地质情况与设计不符或需要变更处必须报知项目部,不得擅作处理。

(4)一定要保证所用片石、块石清洁,且坚决不能使用风化石。(5)施工中亦要在保证质量的基础上保证美观,且应美观的地方一定要下功夫施工,基础及墙身要砌填密实,不得有空洞。

(6)特别注意沉降缝两侧涵身一定要对齐,且不得错缝和犬牙交错,不要在砌体上砸大石块,要注意养护基础及墙身和硷工程。

(7)施工缝处的水泥砂浆薄膜、松动石子或松弱混凝土层应凿除,并应用水冲洗干净;

(8)沉降缝、防水层严格按照设计以及施工规范要求施工,达到无渗漏。发现渗水应及早返修。

(9)钢筋在安装时必须采用钢筋限位,钢筋先划线后绑扎,竖向主筋和横向水平分布钢筋技照设计位置要求绑扎牢固,形成规范施工,严格保证钢筋的保护层厚度。

(10)砌体砌筑完毕后进行覆盖洒水养生,保持砌体表而湿润,常温下的养生时间不少于7天。砌体的砂浆未达到设计强度前,不得承受全部设计荷载。

六、安全保证措施

6.1安全教育培训制度

l、安全教育是提高安全意识,实现安全生产的重要保证,项目必须利用一切机会,采取多种形式,做好安全生产宣传教育工作,要特别重视对施工现场作业人员的安全教育,提高他们的安全意识和自我保护能力。

2、安全生产宣传教育形式包括:电视录像、墙报板报、案例教育、培训、知识竞赛、开会学习、网络学习等。安全生产宣传教育应根据施工特点和需要设置施工警示标志和标语等,应注重实效、不能搞形式主义。

3、为不断提高安全管理水平,项目应积极进行安全生产宣传、教育和培训,抓好作业人员的岗前、转岗、在岗培训,积极安排人员参加业主、总公司和分公司举办的有关安全生产培训。

4、进场人员必须接受安全教育,并签认《安全教育登记表》后才能上岗。三级教育(项目、工区、班组)资料应张贴到受教育者的工作场所。

5、加强对特种作业人员(电工、焊工、架子工、爆破工、机械操作手、司机、起重工等)的安全培训和管理,特种作业人员必须脱产进行安全培训,经考核合格并取得安全行政主管部门颁发的上岗证书后才能上岗。在录用劳务队伍时,劳务队伍须持证上岗,对不具备安全生产条件的劳务队伍,必须按照国家《安全生产法》规定,不予以使用。

6、采用新工艺、新技术、新设备和调换工作岗位时,要对操作人员进行新枝术、新岗位的安全教育。

6.2安全技术交底

项目部对于分部、分项工程施工前,应由专职安全员组织对技术员、施工员、劳务作业队伍进行安全技术交底。安全技术交底形成书面形式,相关人员接受交底并签宁确认。专职安全员把每项技术交底存档,形成台帐。生产过程中,专职安全员经常性对安个隐患提出警告,保证生产安全进行。

6.3安全操作规程

项目部对于生产所用到的机械议备要进行安全操作规程交底,明示设备操作规程。对于特种设备还应严格要求持证上岗。

七、施工过程中的安全防护措施

1)在施工之前和管道管理方取得联系,确定具体管道位置、埋设深度,并

设置醒目标志。

2)在取得管道管理的施工许可后才进行施工,并配合做好施工时管道的监护管理工作。

3)保护施工前,首先在管道中心线左右各10m范围内拉设警戒带,设置围挡并和明显安全警示牌。施工间期严禁5m范围内有危及管道安全的施工行为。在管道中心左右1m位置放石灰线,人工开挖。

4)对所有参加天然气管道保护施工人员进行安全教育,特别强调天然气管道的安全注意事项。

5)施工期间合江输气作业区管理人员和施工负责人全程旁站,所有人员必须听从管道管理人员和现场施工负责人指挥。

6)制定专项安全管理奖罚制度,对于违反安全规定、违章操作的行为严惩不怠;对于施工期间完全遵守安全措施的给予一定物资奖励。

7)夜间施工所用的大功率照明灯具,与管道的最小距离不得小于10m,并要求使用无破损灯线。

8)所有现场施工人员严禁吸烟。9)做好应急预案。

10)机械操作人员执证上岗,严禁无证操作,保证车辆保养完好,遵守各种机车安全操作规程。非施工人员车辆不准进入施工现场,施工现场立好安全警示标志标牌,围好安全警示带。

11)编制天然气管道施工基坑开挖方案,防止开挖过程中造成天然气管道倒塌和破损。

第二篇:天然气长输管道施工技术总结

安徽深燃项目施工技术总结

尊敬的分公司领导,我项目部自今年9月20日正式开工以来,项目部各项工作目前除管道穿跨越工程、试压吹扫工作及地貌恢复工作尚未进行外,其余大部分工作都在有序进行中。现将安徽深燃长丰乡镇天然气管道输配系统工程工序及经验做一下小结,以供参考。

一、测量放线

本工程管道所经位置较偏僻且障碍较多,施工属野外作业,施工时为保证连续施工,必须提前扫除沿途障碍。施工作业带宽度一般由设计单位确定,既要保证施工方便,又要防止造成耕地浪费。故我方按照规定,作业带宽度一般以14-16米为宜,但穿跨越及沟渠埋深处,可考虑16-20米。

放线时应放出曲率半径满足设计的圆滑曲线,在地势起伏处及管道弹性敷设段还需打加密桩,用于指导布管,主线路与管道、光缆等隐蔽工程交叉时,应在交叉出做出明显标志。放线时,应放出施工作业带边界线和中心线三条线,并撒白灰标记。

二、防腐钢管的倒运与布管

管道倒运及布管时应保证不损坏防腐层,吊装时用专用钩夹钩吊管道两端管口,也可以用钢丝绳穿套胶管或用尼龙吊带,钢管堆放时应铺垫沙袋或软垫。布管时,如果地表坚硬或有石块,需对地表进行清理,不能将管道从拖拉机上直接滚下。管道之间应错开一个管口,方便管内清扫、坡口清理及起吊。吊装防腐钢管时,还需注意保护管口不受破坏,以免影响对口及焊接质量。

三、管道的组队及焊接

组对前,可使用自制清管器对进行管内清扫,管口清理使用电动钢丝刷及磨光机。组对时避免强力校正管道错口及保护防腐层,每日施工结束后应将焊好管段进行封口处理,避免杂物进入。管子组对使用挖机和外对口器进行,现场取土方便,可将管道用土推垫高50公分左右,方便继续组对焊接、无损检测和防腐补口等工作。对口时,坡口角度、钝边、对口间隙及错边量应达到设计要求,同时为保证通球扫线,所用弯头曲率半径应大于等于5倍公称直径。

管道焊接采用下向焊接方式,焊条打底,焊丝盖面。焊条采用E6010 3.2纤维素焊条,焊丝采用E7018 2.0焊丝。焊工必须经过专业培训,并通过考试合格后方可上岗。

四、无损检测

焊缝按照SY4056-93和SY4065-93标准执行,进行100%射线探伤和100%超声波探伤。外观检验合格的焊口,在焊缝上游距离焊缝60公分处用白色记号笔进行编号,编号方法为工程地区拼音首字母+施工单位拼音首字母+桩号+焊口序号,此方法标记清晰,有助于单位工程的划分,焊口数量的统计及里程桩的埋设。不合格的焊口应尽早安排返修,返修长度应大于5公分,当返修焊缝总长度大于周长的30%或焊缝表面及内部裂纹大于周长的8%或裂纹间距小于20公分或同一部位返修次数超过两次,应割去重焊。

五、管道防腐绝缘及补口补伤

钢管防腐绝缘层的质量直接关系到长输管道的安全运行及使用寿命,所以防腐绝缘须严格执行国家标准。钢管要有出厂合格证,到场时须对防腐成品管进行检查验收,并用电火花检测仪检查绝缘的可靠性。

防腐补口补伤时,除锈按设计要求须达到Sa2.5级,采用聚乙烯热收缩套补口方式。

六、管沟开挖

管沟开挖按设计蓝图及并结合现场实际情况进行,管沟边坡按地下水位及土壤类别 情况确定,要能保证不塌方。管沟开挖的深度按要求应达到1.8米。沟底焊接弯头、死口处为方便施工,沟底宽度应每边增加1米,深度增加0.6米。开挖管沟时不可两边堆土,应将机械设备不易同行的一侧作为堆土侧,堆土距离沟边不小于0.5米,以防止塌方和管子落入沟中。

七、管道敷设及管沟回填、标志桩埋设

管道下沟前,管道须进行电火花检测,管沟须进行清理积水和塌方,保证管道在沟内不悬空。管道下沟采用两台机械平稳起吊,吊点避开焊缝,吊具选用尼龙吊带,动作要正确平稳,防止沟上管道出现溜管伤人。一次起吊不要太长,防止管道自重引起的弯曲破坏防腐绝缘层。

管道回填之前,特别注意检查阴极保护测量桩,其引线必须焊接牢固。对于未完工作量如连头处、阳极保护综合测试处须提前做好预留。管沟回填土必须清洁无垃圾杂物,回填土上方留有30公分沉降余量。

为提高施工的连续性,管沟回填后就可以就行里程桩和标志桩的埋设。标志桩和里程桩可以合并,每一公里一个。转角大于5度的拐点须设置转角桩,穿跨越、固定支墩与管道电缆交叉处需设置标志桩。

八、穿跨越工程

本工程的穿跨越段管道壁厚由6.3毫米增至7.1毫米,穿跨越段在施工之前必须进行强度和严密性试验,并用高压电火花检测仪测试其绝缘层是否合格。

对于公路及铁路,一般采用顶管穿越法。对于较大河流,一般采用水平定向钻机穿越法。对于小河流,可进行筑坝、排水开挖穿越,特别是小型公路和少水无水的河流,尽量采用大开挖方式穿越,九、管道分段试压及通球

管道试压应根据水源、排水条件等因素确定试压段,试压前应进行压缩空气通球清管,清管球最好选用带电子装置的电子清管器。若球受阻,可以适当提高运行压力,但严禁超过管道运行压力,无法排除故障时,可降至常压,采用开天窗法处理卡球故障。

试压充水采用水压推球充水,这样可以避免在管线高点开孔安装放空阀而削弱管道强度。试压升压应分阶段进行。对于试压中发现的问题,应将压力泄放至常压方可进行抢修作业,在升压过程中不得进行管道检查,特别在卡球情况下应做好操作人员的安全防范。值得一提的是山区和丘陵地带的输气管线由于水源困难、管道存在静水压力等因素,可采用气压试验代替水压试验。

十、管道整体试压及干燥

分段试压的管道连通后,应进行整体试压和全线吹扫,全线吹扫的吹扫口应选择地势较高,人眼稀少的地方,并进行严密监护,吹扫口及放空管必须有可靠的接地装置,以防静电引起火灾。输气管道投产前,应用吸湿剂对管道进行干燥。

十一、地貌恢复

地貌恢复为长输管道的最后一道工序,一般采用机械配合人工进行沟渠、道路及管沟的恢复,对于地势低洼、河流或沟渠处,还应在雨季来临之前进行水工保护,防止天长日久,水流冲垮管沟,管道暴露在外受损害。

完成了以上工序,也就完成了整个工程的全部施工。在实际施工中,我们应根据现场实际情况,掌握运用当今长输管道设计及施工的最新标准规范,并注意长输管道建设经验的积累和应用,不断提高长输管道的建设施工水平,为公司的发展贡献出自己的一份薄力。

雷江林 2012年12月9日

第三篇:《浅谈天然气长输管道投产》

浅谈天然气长输管道投产

孙 宁

(西气东输甘肃管理处生产运行科)

摘 要 1.建立投产组织机构,明确投产职责。2.精心准备,为投产成功打下坚实基础。

1)投产物资准备。2)技术准备。

3)以QHSE体系为核心,提高员工投产安全意识。

3.建立综合调度系统,精心组织投产,确保投产一次成功。

4.组织管道巡线、设备检漏,确保投产升压安全平稳进行。主题词 天然气长输管道 准备 置换 升压

天然气长输管道投产是一项复杂的系统工程,整个过程需要周密计划、合理安排,所涉及的各个方面需要精心准备、科学实施,从而确保此项工作能够安全、平稳、有序进行,最终达到投产一次成功的目的。笔者有幸参加了西气东输西段管道的投产,在投产过程中积累了一些经验,借此机会浅谈一点个人愚见。

一、建立投产组织机构,明确投产职责

投产前由上级部门组织负责,各基层单位根据本单位实际情况,由主要领导亲自挂帅,各职能部门密切配合,层层实行干部负责制,从上到下形成一个完整的组织机构。根据投产需要,组织机构中的各职能部门必须分工明确,责任到人,以确保在投产过程中能够达到统一指挥,政令畅通,投产实施科学有序。

二、精心准备,为投产成功打下坚实基础 投产能否得以顺利进行,准备工作至关重要。

首先是投产物资准备。投产物资是投产工作的物质基础,它包括生产防爆工具、检测仪器仪表、投产车辆、安全防护用品以及应急救援设备等。根据投产需要,由各专业技术人员根据本专业特点上报投产所需物资计划,经汇总形成本单位投产所需物资计划,然后由采办部门依据计划逐一落实。所采购的物资到位后,由专业人员进行验收核实,以保证投产物资 1 符合投产技术要求。如果发现投产物资不符合技术要求或数量不足,应立即上报主管生产部门,敦促采购部门及时解决。

投产物资到位后,将投产物资及时发放到基层投产一线,实行专管负责。也就是说投产物资发放由专人接收、专人管理,物资接收人对所接收的物资确认无疑后,在投产物资发放明细单上签字,投产物资再出现任何问题,由物资接收人负责。

进行投产物资准备的同时,还要进行技术准备。技术准备是投产工作的有力保障。搞好专业培训,提高员工技术水平。投产前组织各专业技术人员,针对所辖生产设备,对一线员工进行技术培训,使他们熟知设备的性能、工作原理和操作规程。技术培训要理论结合实际,针对现场设备进行实地讲解,培训完毕后对员工进行考核,检验培训效果。对于考核不合格的员工再进行培训,直到合格为止,通过培训使员工技术素质得以提高,防止投产过程中因为不熟悉设备而发生意外。

结合实际制定置换升压投产方案。为了确保投产按计划有条不紊进行,这就需要一个完整、合理的置换升压投产方案作为投产实施的依据和指南。由上级主管生产部门根据全线投产计划,下发全线投产方案,各基层生产单位结合本单位所辖管段实际情况制定具体的置换升压投产方案。方案实施细则包括投产组织机构、置换小组分组情况、人员配置、通讯保障、投产物资明细、QHSE要求、应急救援措施以及站场流程切换等。方案中设备操作落实到人,各置换升压小组实行组长负责制。方案制定完毕后,要组织本单位员工进行认真学习,要贯彻落实到位。

依据置换升压投产方案,在投产前进行实地模拟演练。演练过程中要做到人人会操作设备,人人会使用检测仪器仪表,并且做到统一调度、统一指挥,严格按照设备操作规程、流程切换原则进行演练。对存在的问题要及时解决,例如:设备操作不灵活,个别员工对设备操作规程不清等。通过实地投产模拟演练,防止投产过程中因人为误操作或设备故障而影响投产的意外发生。

在投产过程中由于人和设备是不定因素,有可能发生这样、那样的问题,直接危及投产安全,这就需要制定投产应急预案。天然气长输管道投产过程中可能发生的事故主要是天然气泄漏,从而造成火灾、爆炸、人员中毒、人员窒息等。根据投产过程中可能发生的事故进行分析汇总,然后针对各类事故进行逐一应对,制定符合实际的投产应急预案。投产应急预案中要有施工单位配合投产工作的安排,要人员分工明确,责任落实到人,确保投产过程中发生意外时,能够在第一时间作出反应,果断进行处理,将损失降至最低限。

为了防止投产过程中因施工遗留问题而出现意外,有必要在投产前对管道、设备进行全 面检查。检查主要包括沿线管道有无占压情况,水工保护是否符合要求,设备操作是否灵活,各生产设备是否处于备用状态。对于主要阀门还要进行维护保养,防止施工过程中遗留的杂质在投产运行时损伤阀门密封面,从而缩短阀门使用寿命。检查过程中发现问题立即通知投产领导小组,采取相应措施,要将隐患消灭在萌芽状态,否则后果不堪设想。

以QHSE体系为核心,提高员工投产安全意识。投产前要组织员工认真学习投产期间QHSE要求,宣贯本着以人为本、健康至上的思想,紧密联系投产实际,例如:严禁携带火种进入生产区,严禁手机在进入生产区时开机,严禁可燃气体检测仪不能正确使用以及投产期间交通安全等。教育员工树立安全意识,对于因为安全意识淡薄可能造成的后果要有深刻认识。要求员工牢记安全是生命,健康是保障。

三、建立综合调度系统,精心组织投产,确保投产一次成功

投产准备就绪后,以上级调度中心为核心,各基层单位成立综合调度系统。综合调度系统主要负责投产期间的各种问题的收集,对存在问题给予协调解决,监督上级调度令的执行情况,生产运行参数的收集,计算气头到达各站场时间,置换气头的跟踪以及设备操作情况等。

投产期间各基层单位综合调度系统要与上级调度中心、相邻基层单位、生产站场保持联系,随时掌握置换投产情况。各置换小组按计划在气头到达前6小时到位,在指定放气点进行检测,掌握气头到达情况,检测到气头后立即向调度中心、主管领导、本单位综合调度汇报。综合调度系统实行24小时值班,气头每到一处要及时记录在案,并向调度中心、主管领导报告,及时将气头到位情况向下游站场通报。调度系统要派专人跟踪气头,组织一线员工认真操作,所检测气头准确,汇报及时,记录清晰。

四、组织管道巡线、设备检漏,确保投产升压安全平稳进行

管道置换投产工作完毕后,立即进入升压投产阶段。各基层单位根据实际情况编制升压方案,组织一线运行维护人员,各施工单位、工程监理配合,对沿线管道进行巡线,对输气站场、截断阀室设备进行检漏。随着管线压力的逐步升高,检漏工作必须严细认真。例如设备各部分的连接处、法兰盘面、法兰连接处、仪表引压管连接处、仪表截断阀门连接处以及阀门内漏情况等。发现泄漏,立即记录并上报主管生产部门进行分析,施工原因造成的,由施工单位解决,设备问题的由设备厂家解决。问题解决后由运行维护人员进行验收,施工单位、工程监理签字确认。升压投产期间,要高度树立安全生产意识,不可麻痹大意,严格按 照升压方案进行作业,保证管道升压投产顺利进行。

总之,天然气长输管道投产具有点多、线长、连续的特点。投产能否一次成功,需要精品管道工程作保障,各级领导的高度重视,各职能部门的通力合作,高素质一线队伍的努力。随着我国石油天然气管道事业的发展,天然气长输管道的投产运行技术将日益成熟。借这方寸之地与业内人士共同探讨,希望为天然气长输管道的发展出一份微薄之力。

第四篇:天然气集输管道施工

天然气集输管道施工

及验收规范

1、总则

1.0.1为了提高天然气集输管道工程施工技术水平,保证工程质量,降低工程成本,特制定本规范。

1.0.2本规范适用于新建天然气集输管道工程的施工及验收,其适用范围如下:

1.0.2.1设计压力:1.6~16MPa 1.0.2.2设计温度不大于80℃

1.0.2.3输送介质为净化及未净化天然气 1.0.2.4碳素钢、普通低合金结构钢 1.0.3天然气集输管道应包括下列各类管道

1.0.3.1由气井采气树至常温集气站或低温集气站之间的采气管线、集气支线。

1.0.3.2由常温集气站或低温集气站到净化厂或外输站之间的集气干线。

1.0.3.3净化厂到用户门站之间的输气管线 1.0.4本规范不适用于下列工程的施工及验收 1.0.4.1城市天然气管道

1.0.4.2总跨≥100m或单跨≥50m的跨越管道 1.0.4.3宽度≥40n的河流穿越管道 1.0.5天然气集输管道压力等级分为二级 1.0.5.1中压管道:设计压力为1.6≤PN≤10MPa 1.0.5.2高压管道:设计压力为10<PN≤16MPa

1.0.6天然气集输管道工程所用的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材等必须有质量证明书或合格证,并符合设计要求。用于输送酸性天然气管道的钢管、阀门、管件、坚固件、焊材还应符合SYJ12《天然气地面设施抗硫化物应力开裂金属材料要求》的规定。

1.0.7天然气集输管道工程形式前必须经过图纸会审、设计及施工技术交底。

1.0.8天然气集输管道施工及验收除应符合本规范外,还应符合设计要求修改设计或材料改代应征得设计单位同意。

1.0.9天然气集输管道施工中的安全技术、劳动保护应符合国家现行的有关标准或规范的规定。

2、钢管

2.0.1钢管使用前应进行外观检查并符合以下规定: 2.0.1.1钢管表面裂纹、折迭、重皮等缺陷;

2.0.1.2钢管表面不得有超过避厚负偏差的锈蚀或机械划伤。2.0.2钢管外径及避厚尺寸偏差应符合国家钢管制造标准 2.0.3高压钢管的检查及验收还应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》金属管道篇第2.2.4至2.2.16条的规定。

3、阀门

3.0.1阀门的外观检查,应无裂纹、砂眼等缺陷,阀杆、阀兰密封面应光滑不得有划痕,阀杆丝扣应无毛刺或击痕。3.0.2阀门安装前应逐个进行强度和严密性试验。3.0.3阀门强度和严密性试验应符合以下规定:

3.0.3.1施工前阀门应具有制造厂的强度及气体严密性试验的全格证,阀门强度试验及用清洁水进行,PN≤16MPa的阀门,强度试验压力为公称压力的1.5倍,当升压至强度试验压力时稳压5min不渗漏或无压降为合格;

3.0.3.2奥氏体不锈钢阀门水压试验时,清洁 水内氯离子含量应小于25PPm。

3.0.3.3试验合格的阀门,应及时排尽内部积水及污物,密封面应除防锈油,关闭阀门,封闭出入口,并填写阀门试验记录。

3.0.4阀门传动的装置和操作机构应清洁,动作灵活、可靠、无卡涩现象。

3.0.5球阀安装前应按下列要求进行调试。

3.0.5.1球阀壳体水压强度试验,必须在半开状态下进行。3.0.5.2球阀壳体水压强度试验,压力为公称压力的1.5倍,稳压5min,无渗漏为合格。

3.0.5.3球阀严密性试验,首先将球体转到关闭位置,然后将水充入体腔内,直至检查孔有水流出为止,随后升压至公称压力进行检查,稳压30min,若充水口不见水流出,同时压力不下降,即为合格,用同样方法试另一侧。

3.0.6电动、气动、气液联动阀门安装前,除按说明书要专业户作强度和严密性试验外,安装后应作动作,联动等性能试验。

4、管件及紧固件

4.0.1公称压力大于1.6MPa小于10MPa的管件及紧固件,技术要求应符合GB897《双头螺栓》、GB899《双头螺栓》bm=1.5d、GB900《双头螺栓》bm=2d、GB170《I型六角螺母牙A和B级》的要求。

4.0.2公称压力大于1.0MPa小于等于10MPa的高压管件及紧固件,技术要求应符合JB450《Pg100~320㎏f/㎝2化工、石油工业用锻造高压阀门、管件和紧固件技术条件》的有关规定。

4.0.3管件及紧固件使用前应核对制造厂的质量说明书,并确认下列项目符合国家或行业技术标准:

4.0.3.1化学成分; 4.0.3.2热处理后的机械性能 4.0.3.3合金钢管件金相分析结果 4.0.3.4高压管件及紧固件的无损探伤结果

4.0.4管件及紧固件外观检查应符合相关要求及规定。4.0.4.1法兰密封面应平整光滑,不得有行刺及径向沟槽,法兰螺纹部分应完整无损伤,凹凸面法兰应能自然嵌合,凸面的高度不得低于凹槽的深度,平焊法兰,对焊法兰的尺寸允许偏差应符合相关要求及规定;

4.0.4.2螺栓及螺母的螺纹应完整、无伤痕、无毛刺等缺陷,螺栓与螺母应配合良好,无松动或卡涩现象。

4.0.4.3高压螺栓、螺母的检查应按下列规定进行,其硬度值、机械性能应符合GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》的要求:

(1)螺栓、螺母应每批各取两根(个)进行硬度检查,若有不合格,须加倍检查,如仍有不合格则应逐根(个)检查;

(2)螺母硬度不者不得使用;

(3)硬度不合格的螺栓应取该批中硬度值最高、最低各一根校验机械性能,若有不合格,再取其硬度最接近的螺栓加倍校验,如仍有不合格,则该批螺栓不得使用;

4.0.4.4集输管道所用弯管应选用热煨弯、高频弯、热冲压弯等工艺制造,公称直径150~500㎜,其弯曲半径应大于或等于4倍公称直径,公称直径为600~700㎜,其弯曲半径应大于或等于5倍公称直径,阀室管道所用弯头的弯曲半径应为1.5倍公称直径;

4.0.4.5用于输送有应力腐蚀介质的碳素钢、合金钢管道的弯管,弯曲半径应大于5倍公称直径,冷弯弯曲后应进行应力消除;

4.0.4.6钢板卷制的热冲压弯管其内径应和相应的管道内径一致;

4.0.4.7高频加热弯制的弯管,其表面硬度值应符合原母材硬度值的要求;

4.0.4.8弯管内外表面应光滑、无裂纹、疤痕、折皱、鼓包等缺陷;

4.0.4.9弯头端面坡口尺寸应符合本规范的相关要求及规定; 4.0.4.10弯管及异径管制尺寸偏差应符合相关要求及规定; 4.0.4.11焊接三通应符合以下规定:(1)主管按支管实际内径开孔,孔壁应平整、光滑、孔径偏差为±0.5㎜;

(2)支管端面和主管开孔处表面应严密吻合;

(3)主、支管组焊时,支管内径必须对正主管开孔口,错口不应大于0.5㎜;

(4)高压三通支管倾斜度应不大于其高度的0.6%;且不大于1㎜;中压三通支管倾斜度应不大于其高度的1%;且不大于3㎜;

(5)三通焊缝检验应按三通设计图的规定进行。

5、管沟开挖及复测

5.0.1管沟开挖前必须由设计单位进行管道设计平面图、管道纵断面图及设计说明书的设计交底和现场交桩。

5.0.2管道穿越公路、铁路、河流、沟渠等除测量纵断面之外,当穿越复杂地形时,还应补测平面、横断面。

5.0.3在管道埋深合格的条件下,根据土质类别、地形起伏,每公里管线纵向转角总度数,山区管线应小于等于900°,一般地形应小于等于600°;小于等于3°的纵向转角在测量时可以调整到两端纵向转角内。

5.0.4管沟开挖应符合下列要求:

5.0.4.1管沟开挖应根据管沟纵断面测量成果表进行开挖中心线及沟边线;

5.0.4.2管沟开挖应保留控制桩及沟边灰线;

5.0.4.3管沟开挖前应清除各种障碍物,并进行青苗处理; 5.0.4.4管沟开挖前,施工员必须向有关人员进行管沟的挖深、横断面、沟壁坡度、弃土位置、施工便道、地下隐蔽障碍物、管沟中心线、挖深偏差等技术交底;

5.0.4.5管道施工临时占地宽度应根据管道直径、土质类别、挖方量、开挖方法确定,丘陵地形管道施工临时占地宽度不宜超过以下规定:

DN≤200㎜

占地宽度≤12m 200<DN≤400㎜

占地宽度≤18m 400<DN≤700㎜

占地宽度≤20m

平原地区采用机械挖沟上组焊管道时,其临时占地宽度应小于20m。

5.0.4.6管沟深度小于等于3m时,管沟沟底宽度应符合相关要求及规定;

5.0.4.7沟壁不加支撑,管沟开挖深度小于5m,其管沟沟壁坡度应符合相关要求规定;

5.0.4.8旱耕地管沟开挖时,应将耕地表面耕植土、下层土壤及岩石等分别弃土;

5.0.4.9水田管沟开挖时,应根据临时占地宽度扎埂、排水,然后开挖,并有排水措施;

5.0.4.10石方地段管沟爆破开挖时,应取得当地有关部门爆破许可证,有安全措施,根据爆破安全规程进行爆破及开挖;

5.0.4.11管沟开挖完工后,应进行验收,沟底平直、转角、无塌方、无积水,在任意20m管沟内,管沟开挖允许偏差应符合相关要求及规范;

5.0.4.12管沟复测的管沟纵断面测量成果表内容必须符合管道设计说明书、线路平面图、管道防腐结构、管壁厚度、材质、埋深及转角数等设计要求。

6、弯管、钢管下料及管口加工

6.0.1弯管及钢管下料必须符合管沟纵断面测量成果表的要求,其转角必须符合以下规定:

6.0.1.1转角为3°~5°两直管用斜口连接; 6.0.1.2转角大于5°配置相应度数的预制弯管。

6.0.2弯管和斜口下料允许偏差为±2㎜,直管下料允许偏差为±L/100(L为下料长度),应检查两端管口的圆度,并符合要求。

6.0.3管道穿越铁路、公路、河流,其穿越长度小于等于10m时,下料时中间不宜出现环形焊缝。

6.0.4焊缝的位置应避开应力集中区,并便于焊接和热处理,一般应符合下列规定:

6.0.4.1不应在焊缝及其边缘上开孔;

6.0.4.2螺旋焊缝钢管对接时,两丁字焊缝最小距离应大于100㎜。

6.0.5管口宜采用机械切割、气割等方法,采用切割加工的坡口,必须除去坡口表面的氧化皮,并打磨平整。

6.0.6管口打磨后,钝边应经过平板检查,平板同钝边最大间隙应小于1㎜。

6.0.7当钢管(薄件)壁厚小于等于10㎜,厚度差大于3㎜,或者钢管壁厚大于10㎜,厚度差大于薄件厚度的30%或者5㎜超过,坡口形式必须符合相关要求及规定。

6.0.8直管段两相邻环焊缝间距应大于管子外径的1.5倍,且不小于150㎜。

7、组对及焊接

7.1.1管口的坡口形式和组对尺寸应符合焊接工艺评定及下列规定:

7.1.1.1上向焊管口组对形式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定。

7.1.1.2下向焊坡口组对型式应符合相关要求及规定,坡口尺寸应符合相关要求及规定。

7.1.2管口组对前,应将管内浮锈,泥沙杂物清除干净;下班时,必须用盲板将待焊管口封好。

7.1.3壁厚相同的管口组对时,应将内壁对齐,并符合以下规定:

7.1.3.1Ⅰ、Ⅱ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不行大于1.5㎜。

7.1.3.2Ⅲ级焊缝的管口其错边量不应超过管壁厚度的15%且不得大于1.5㎜。

7.1.4壁厚不同的管口组对应符合以下规定: 7.1.4.1有缝弯头同直管组对应内壁对齐; 7.1.4.2无缝弯头同直管组对应外壁对齐;

7.1.5管口组对时,应采用外对口卡具组对,组对时应将坡口及坡口内外两侧不小于20㎜范围的底漆、垢锈、毛刺清理干净。

7.2焊接工艺评定

7.2.1对首次使用的焊接钢材,在确认材料的可焊生之后,其焊接工艺评定应符合SYJ4052-92《油气管道焊接工艺评定方法》的规定。

7.2.2焊工施焊应以焊接工艺说明书为依据,焊接工艺说明书应以经评定合格并审查批准的焊接工艺评定报告为依据。

7.2.3从事管道焊接的焊工,必须持有本单位焊工考试委员会发给的管道焊工考试合格证;焊工施焊的钢材种类、焊接方法、焊接位置、有效期等均应与焊工本人考试合格证相符。

7.3焊接

7.3.1下列管道焊缝应进行氩弧焊封底,封底后的焊缝应及时进行填充焊:

7.3.1.1穿跨越铁路、河流、四级以上公路的管道焊缝及穿跨越河道等地段的焊缝;

7.3.1.2含硫天然气管道焊缝及设计压力≥6.4MPa的净化天然气管道焊缝;

7.3.1.3同阀门焊接的焊缝。

7.3.2管道焊接宜采用上向焊、下向焊、气体保护焊等工艺,其电流、焊接速度、焊条直径、焊接层数,必须符合焊接工艺说明书的规定。

7.3.3使用焊条时,应根据不同牌号的焊条说明书所规定烘烤温度、时间,进行烘烤,并在保温筒内保温,重复烘烤焊条的次数不得超过两次。

7.3.4定位焊的长度、厚度及定位焊缝之间的距离应以接头固定不移动为基础,定位焊的工艺所用焊材应符合焊接工艺说明书的规定。

7.3.5每道焊缝必须连续一次焊完,相邻焊道的起点位置应错开20~30㎜。

7.3.6管道施焊环境应符合下列规定:

7.3.6.1当焊接环境出现下列任何一种情况时若无有效防护措施严禁施焊;

(1)手工电弧焊风速大于等于8m/s;(2)气体保护焊风速大于等于2m/s;(3)相对温度大于90%;(4)雨雪环境。

7.3.6.2当焊件温度在-5℃时,应在始焊处100㎜范围内预热到15℃左右。

7.3.7焊接时,严禁在焊件表面或非施焊处引弧,并注意起弧、收弧处的质量,收弧时应将弧坑填满。

7.3.8每条焊缝焊完后,应在管顶离焊缝100㎜处打上焊工代号钢印。

7.4焊前预热及焊后热处理

7.4.1为降低焊接接头的残余应力,防止产生裂纹,改善焊缝和热影响区金属的组织与性能,应根据焊接工艺评定、结构刚性及要求的使用条件,综合参考进行150~200℃焊前预热和600~650℃焊后热处理,焊后热处理应以热处理工艺依据。

7.4.2焊后热处理的加热速度、恒温时间及冷却速度应符合下列规定:

7.4.2.1加热速度:升温到300℃后,加热速度不应超过220×25÷δ℃/h且不大于220℃/h(Δ为壁厚㎜);

7.4.2.2恒温时间:碳素钢每毫米壁厚恒温时间为2~2.5min,合金钢每毫米壁厚恒温时间为3min,且不小于30 min;

7.4.2.3冷却速度:恒温后的冷却速度不应超过275×25÷δ℃/h,且不大于275℃/h,冷却到300℃后,即可在空气中冷却。

7.4.3当环境温度低于0℃时,预热温度应比有关要求预热温度适当提高。

7.4.4要求焊前预热的焊件,在焊接过程中的层间温度不应低于预热温度。

7.4.5要求焊后热处理的焊缝必须经无损探伤合格。7.4.6预热的加热范围,以对口中心线为基准,每侧不应小于管壁的3倍;热处理的加热范围,每侧不应小于焊缝管壁的3倍。

7.4.7焊缝接头经热处理后,应测硬度,并作好记录及标记,焊缝及热影响区的硬度值其极限值分为二级:Ⅰ级应小于或等于HB200;Ⅱ级应小于或等于HB225。

7.4.8当设计没有明确要求时,经热处理焊缝硬度检查数量应符合以下规定:

7.4.8.1管径小于等于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数的5%;

7.4.8.2当管径大于57㎜时,检查数量为热处理焊缝总数的10%;

7.4.8.3焊缝硬度值的检查,每条焊缝打一处,每处打三点(焊缝,热影响区和母材)。

7.4.9热处理后的焊缝其硬度值超过规定时,该焊缝应重新进行热处理,每条焊缝热处理次数不能超过两次。

7.5焊缝检验

7.5.1焊缝表面质量的外观检查应在焊缝无损探伤,热处理、硬度和严密性试验之前进行,其表面质量应符合下列规定:

7.5.1.1焊缝宽度应每边超出坡口1~2㎜,宽度差≤3㎜; 7.5.1.2咬边深度不得大于0.5㎜,在任意300㎜连续焊缝中,咬边长度不得大于50㎜;

7.5.1.3焊缝表面不得有裂纹、凹陷、气孔、夹渣和熔合性飞溅等缺陷;

7.5.1.4焊缝余高:上向焊h≤1+0.1C,且局部不大于3㎜,长度不大于30㎜,下向焊h=0~1.6㎜,且局部不大于3㎜,长度不大于50㎜,自动焊h=0~3㎜(h为焊缝余高,C为焊缝宽度)。

7.5.2焊缝无损探伤应由有相应级别的合格证的持证人员进行。

7.5.3管道焊缝无损探伤比例应按设计要求进行当设计没有规定时,每个焊工所焊的焊缝无损探伤数量及合格等级应符合相关要求及规定。

7.5.4管道焊缝射线探伤应符合GB/T12605《钢管环缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》的规定,超声波探伤应符合GB11345《钢焊缝手工超声波探伤方法和探伤结果的分级》的规定。

7.5.5对于设计压力小于16等于Mpa的管道,其焊缝经X射线抽查若发现不合格时,应对被抽查焊工所焊的焊缝加倍探伤;若仍有不合格则应对该焊工所焊的全部剩余焊缝进行无损探伤。

7.5.6不合格的焊缝应进行返修,返修后应按原规定进行检查,每处焊缝返修不得超过两次,如超过两次,必须经单位技术负责人审批,提出措施才能返修,但最多不得超过三次。

7.5.7焊缝经无损探伤后,应在离焊缝中心100㎜管顶部打上探伤工代号。

7.5.8无损探伤资料,施工单位应保管七年。

7.5.9穿跨越河流、铁路、公路的管道焊缝应经100%射线探伤,合格等级达到Ⅱ级。

7.5.10经清管试压后的管段,其相互连接的死口焊缝应经100%射线探伤并符合设计要求。

8、管道工厂防腐及现场补口补伤

8.0.1 管道防腐及补口补伤,其结构、等级及所用防腐材料除应符合设计要求外,还应符合相应的施工及验收规范。

8.0.2石油沥青防腐施工应符合SYJ4020《埋地钢质管道石油沥青防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.3环氧煤沥青防腐层施工应符合SYJ4010《埋地钢质管道环氧煤沥青支施工及验收规范》的规定。

8.0.4胶粘带防腐层施工应符合SY4014《埋地钢质管道 聚乙烯胶粘带防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.5包覆防腐层施工 符合SYJ4013《埋地钢质管道包横征暴敛聚乙烯防腐层施工及验收规范》的规定。

8.0.6 管道现场防腐,补口补伤应符合SY4058《埋地钢质管道外防腐层和保温层现场补口补伤施工及验收规范》的规定。

8.0.7现场防腐层钢管堆放、装卸、拉运必须用软垫子保护接触面。

8.0.8集输管道阴极保护施工应符合SYJ4006《长输管道阴极保护施工及验收规范》的规定。

9、管段下沟、回填

9.0.1管段下沟之前,其防腐层必须完好无损并经电火花检验。

9.0.2管段下沟之前,沟底应清理平整,石方沟底应填厚细土,水田沟底应无积水。9.0.3管段下沟之后应及时回填,并注意将悬空处填实石方地带管沟回填应分为两次进行,第一次回填细土至管子顶部900㎜并适当夯实,应使管道防腐层得到保护,第二次回填其他土质及地貌恢复;最大悬空长度应符合其相关要求及规定。

9.0.4管道下沟回填时,应及时输隐蔽工程验收手续。9.0.5管道回填之后应及时砌筑堡坎、护坡及埋设里程桩等。

10清管及试压

10.0.1管道安装完毕后必须进行清管、强度和严密性试验。10.0.2管道清管试压必须依据清管试压技术措施进行,其措施应经有关部门批准。

10.0.3管段清管试压可分段进行,分段长一般以10~15公里为宜。

10.0.4管道试压介质应为空气或水,强度试验宜以水为介质,强度试验后应进行严密性试验。

10.0.5以空气为介质的管道强度试验压力应为1.25倍设计压力,以水为介质的人口稠密地区强度试压应为1.5倍设计压力。严密性试验压力应为设计压力。

10.0.6管道以空气为介质试压时,升压应均匀缓慢进行,每小时升压不得超过1Mpa,当强度试验压力大于3Mpa时,分三次升压,分别在30%、60%的压力时各稳压半小时之后对管道进行检查,若未发现问题,可继续升至强度试验压力,稳压6小时,压降率不大于1%为合格;然后将压力降至设计压力进行严密性实验,稳压24小时后对全线进行详细检查,无渗漏、压降率不大于1%为合格。

10.0.7以水为介质进行管道强度试验时,应尽量排除管道内部空气,升压要求、稳压时间、压降率等均按相关规定执行。

10.0.8阀室、小型穿越、跨越,可连管道一起进行清管试压。10.0.9管道分段试压时,在其两端应安装压力表和温度计各2支,压力表应经校验合格,其精度应不低于1.5级,温度计分度值应小于1℃。

10.0.10管道清管应在试压之前进行,使用清管球或清管器时,其直径应比管道内径有一定的过盈量,清管时必须使管内的泥土、杂物清除干净。

10.0.11以气体为介质的强度和严密性试压稳压时间内的压降率按下式计算:

△P=100(1-P2T1╱P1T2)% 式中:△P—压降率,% P1—稳压开始时首端和未端试验介质平均压力Mpa P2—稳压终了时首端和未端试验介质平均压力,Mpa T1—稳压开始时首端和未端试验介质平均绝对温度K T2—稳压终子时首端和未端试验介质平均绝对温度K

11、工程竣工验收

11.0.1集输管道工程竣工后,建设单位应根据本规范和设计要求,组织施工单位和设计单位共同对集输管道进行检查和验收。11.0.2天然气管道工程竣工后,施工单位应提供下列技术资料。

11.0.2.1管道敷设竣工图;

11.0.2.2管材、管件出厂质量说明书; 11.0.2.3施工图修改通知单; 11.0.2.4施工变更联络单; 11.0.2.5材料改代联络单;

11.0.2.6焊接工艺及技能评定试验报告; 11.0.2.7防腐绝缘(保温)施工记录; 11.0.2.8无损探伤报告; 11.0.2.9隐蔽工程记录; 11.0.2.10阀门试压记录; 11.0.2.11管道试压记录;

第五篇:天然气长输管道的知识范文

关于天然气长输管道知识普及

随着我国天然气勘探开发力度的加大以及人民群众日益提高的物质和环保需要,近年来天然气长输管道的发展十分迅速。随着管道的不断延伸,管道企业所担负的社会责任、政治责任和经济责任也越来越大。因此,对于天然气长输管道知识普及显得尤为重要。

一、线路工程

输气管道工程是指用管道输送天然气和煤气的工程,一般包括输气线路、输气站、管道穿(跨)越及辅助生产设施等工程内容。

线路工程分为输气干线与输气支线。输气干线是由输气首站到输气末站间的主运行管线;输气支线是向输气干线输入或由输气干线输出管输气体的管线。

线路截断阀室属于线路工程的一部分,主要设备包括清管三通、线路截断球阀、上下游放空旁通流程、放空立管等,功能是在极端工况或线路检修时,对线路进行分段截断。阀室设置依据线路所通过的地区等级不同,进行不同间距设置。

阀室系统包括手动阀室和RTU阀室两大类。

二、工艺站场

输气站是输气管道工程中各类工艺站场的总称。一般包括输气首站、输气末站、压气站、气体接收站、气体分输站、清管站等站场。

输气站是输气管道系统的重要组成部分,主要功能包括调压、过滤、计量、清管、增压和冷却等。其中调压的目的是保证输入、输出 的气体具有所需的压力和流量;过滤的目的是为了脱除天然气中固体杂质,避免增大输气阻力、磨损仪表设备、污染环境等;计量是气体销售、业务交接必不可少的,同时它也是对整个管道进行自动控制的依据;清管的目的在于清除输气管道内的杂物、积污,提高管道输送效率,减少摩阻损失和管道内壁腐蚀,延长管道使用寿命;增压的目的是为天然气提供一定的压能;而冷却是使由于增压升高的气体温度降低下来,保证气体的输送效率。根据输气站所处的位置不同,各自的作用也有所差异。

1、首站

首站就是输气管道的起点站。输气首站一般在气田附近。

2、末站

末站就是输气管道的终点站。气体通过末站,供应给用户。因此末站具有调压、过滤、计量、清管器接受等功能。此外,为了解决管道输送和用户用气不平衡问题,还设有调峰设施,如地下储气库、储气罐等。

3、清管站

清管站是具有清管器收发、天然气分离设备设施及清管作业功能的工艺站场。

4、压气站

压气站是在输气管道沿线,用压缩机对管输气体增压而设置的站。

5、分输站

在输气管道沿线,为分输气体至用户而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

6、气体接收站

在输气管道沿线,为接受输气支线来气而设置的站,一般具有分离、调压、计量、清管等功能。

三、自动控制系统

随着电子计算机、仪表自动化技术、通信技术及信息技术的发展,目前已广泛采用“监控与数据采集系统(Supervisory Control And Data Acquisition,简称SCADA系统)”来完成对天然气管道输送的自动监控和自动保护,并已成为管道自动控制系统的基本模式。

正常情况下调度控制中心负责全线自动化控制和调度管理,在调度控制中心故障或发生战争、自然灾害等情况下后备控制中心接管全线SCADA系统监控。

管道SCADA系统对各站实施远距离的数据采集、监视控制、安全保护和统一调度管理。调度控制中心可向各站控系统发出调度指令,由站控系统完成控制功能;调度控制中心通过通信系统实现资源共享、信息的实时采集和集中处理。

第一级为中心控制级:对全线进行远程监控,实行统一调度管理。在正常情况下,由调度控制中心对全线进行监视和控制。沿线各站控制无须人工干预,各工艺站场的SCS和RTU在调度控制中心的统一指挥下完成各自的监控工作。

第二级为站场控制级:在首站、各分输站、压气站、末站,通过

站控SCS系统对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁保护。在无人值守的清管站设置远程终端装置(RTU),对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制。站场控制级控制权限由调度控制中心确定,经调度控制中心授权后,才允许操作人员通过SCS或RTU对各站进行授权范围内的操作。当通信系统发生故障或系统检修时,用站控系统实现对各站的监视与控制。

第三级为就地控制级:就地控制系统对工艺单体或设备进行手/自动就地控制。当进行设备检修或紧急切断时,可采用就地控制方式。

SCADA 系统配置及功能:

1、调度控制中心

配置硬件部分包括各类服务器和工作站等,软件部分包括操作系统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包(收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等)。

主要功能包括:数据采集和处理;下达调度和操作命令;显示动态工艺流程;报警和事件管理;历史数据的采集、归档和趋势显示;报表生成和打印;标准组态用软件和用户生成的用软件的执行;时钟同步;具有对输气过程实时模拟及对操作人员进行培训的能力;压力和流量调节;输气过程优化;仪表和系统的故障诊断和分析;网络监视及管理;主备通信通道的自动切换;贸易结算管理;全线紧急关断;管线泄漏检测。

2、后备控制中心

配置硬件部分包括各类服务器和工作站等,软件部分包括操作系

统软件、SCADA系统软件、数据库管理、报警和事件管理和专用软件包(收发球跟踪、模拟仿真软件及气体管理系统(GMS)软件等)。

主要功能包括:数据采集和处理;下达调度和操作命令;显示动态工艺流程;报警和事件管理;历史数据的采集、归档和趋势显示;报表生成和打印;标准组态用软件和用户生成的用软件的执行;时钟同步;压力和流量调节;仪表和系统的故障诊断和分析;网络监视及管理;主备通信通道的自动切换;全线紧急关断;管线泄漏检测。

3、输气管理处监视终端

管理处分别设置2个监视终端,只能实现数据监视,不能进行控制。

监视终端主要功能如下:动态工艺流程显示;报警和事件显示;历史数据的趋势显示;仪表的故障诊断和分析显示。

4、站控系统

各站场均设置SCS,设置不同数量的工作站、站控系统PLC、ESD系统PLC。

站控系统完成以下主要功能:数据采集与传输功能、控制功能、显示功能、打印功能、ESD关断功能和数据管理等其它功能。

5、远控终端 RTU 全线设置远控线路截断阀室RTU,RTU可实现如下主要功能:数据采集和处理;逻辑控制;接收调度控制中心发送的指令;向调度控制中心发送带时间标签的实时数据;自诊断功能;故障报警。

6、流量计量和贸易管理

1)贸易计量

贸易交接流量计选用气体超声流量计或气体涡轮流量计,涡轮流量计的口径一般小于DN100。气体超声流量计在5%Qmax~ Qmax之间(Qmax为流量计固有最大流量范围)保证测量准确度优于±0.5%。气体涡轮流量计在20% qmax~qmax的范围内保证测量准确度优于±0.5%;气体涡轮流量计在qmin~20% qmax的范围内保证测量准确度优于±1%。计量系统采用独立的流量计算机作为流量累加单元,并将数据传给SCS系统。

首站设置在线色谱、H2S和水露点分析仪,用于对天然气气质和参数进行检测。

其他计量站场设置在线色谱分析仪,用于对天然气气质和参数进行检测。

调度控制中心配置气体管理系统(GMS),对现场天然气流量、温度、压力数据进行计算,并为贸易管理系统提供数据。

2)自用气计量

站场安装站内自用气处理橇,自用气计量采用涡轮流量计。站场自用气包括放空火炬点火用气、天然气发电机用气和生活用气。

7、气体管理系统(GMS)气体管理系统(GMS)为气量/能量贸易管理系统,可自动进行天然气交接、销售及输送的管理,为公司财务提供所需的数据,提供用户查询所需的数据,完成贸易结算所需的功能并将数据存档。

气体管理系统(GMS)软件结构分为以下几个部分:实时数据和

历史数据库管理平台、管道运行计划、管理和财务信息系统、气体计量系统等。

8、模拟仿真系统

为准确地评价管道的过去、解释管道当前发生的事件、预测管道的未来等任务。川气东送管道采用实时模拟仿真软件,为操作、调度人员提供调度和操作参考,并可为操作员的培训提供平台,以保证输气管道安全、平稳、高效、经济运行。

模拟仿真软件根据管道的实际情况组态形成管道的模型。根据需要计算所得出的结果,如管线的泄漏报警、天然气组份跟踪、各管段流量、管储气量、压力分布状态、清管器在管道中的位置等,由模拟仿真软件写入到SCADA的实时数据库中,并在操作员工作站上显示,作为操作员对管道运行调度的参考。

模拟仿真系统组成包括:实时瞬态、水力特征、气体组分跟踪、仪表分析、管充管理、管道效率、清管器跟踪、工艺预测、SCADA培训等。

四、通讯系统

通信系统是为长输管道的生产调度、行政管理、巡线抢修、生活后勤等提供多种通信业务,开通远程监控及会议电视等视频业务,同时为管道SCADA系统的数据传输提供可靠信道,为数字化管道提供通信支撑。由于目前建设的长输管线工艺自动化程度高、维护人员少,要求通信系统技术先进,稳定可靠,传输质量高,尽量减少日常维护工作量,并能适应今后通信发展需求。

一般管道通信部分包括:光传输系统、电视监控系统及周界安防系统、会议电视系统、程控电话交换系统、局域网办公自动化(OA)系统、巡线抢修及应急通信系统和公网备用通信系统等七部分。

通信实现方式一般采用光纤通信、DDN公网通信、GPRS无线通信及卫星通信等。

五、供配电系统

1、站场供配电

压气站等电力负荷大的站场,建设110 kV 或35kV变电所来提供电力。其它电力负荷较小的站场一般报装10 kV外电线路,由10 kV /0.4 kV变压器变压提供电能供给。

为确保输气生产的正常运行,选择自动化天然气发电机组作为应急自备电源电源。外电断电的情况下,发电机组应为站内一、二级负荷提供电源。天然气发电机组额定电压选择:交流380/220V,50Hz,3相,4线。运行方式为市电与发电自动切换。

2、阀室系统供配电(1)RTU 阀室供电

RTU 阀室供电主要有外部电源接入、太阳能电源系统和小容量燃气发电装置等三种方式。

根据RTU阀室所处地理位置,分别设置太阳能电源系统和小容量燃气发电装置,为RTU阀室内的自控、通信、防腐及照明提供电源。采用太阳能电源供电阀室主要依据RTU阀室所在位置相近气象

条件,确定当无光照日小于等于11天的平原地带及无阳光遮拦处采用太阳能电源。阀室利用1000Ah阀控密封铅酸蓄电池作为备用电源,后备时间约为48小时,并通过SCADA系统实现远程监测和控制,所有告警信号通过公用报警接点传至SCADA系统。

外部电源供电的RTU阀室采用1回10kV高压外电源,站内建1座10/0.4kV变配电室,单台室内干式变压器,为满足一级用电负荷要求,配置保证在外电源失电的情况下采用冗余UPS不间断电源,不间断时间按3天考虑蓄电池配置。同时,对电源装置具备就地和远方监控功能。

(2)手动阀室供电

手动阀室电力需求主要是满足线路截断阀室执行机构电子控制单元,电力负荷很小,都是采用小型太阳能电池板配合密封铅酸蓄电池供电,在具备光照的情况下,太阳能电源对铅酸蓄电池进行浮充,由铅酸蓄电池保持执行机构电子控制单元正常工作电压。

六、管道防腐

1、线路管道防腐

(1)线路管道一般采用外防腐层与阴极保护相联合的保护措施。管线外防腐涂层采用三层PE,阴极保护采用强制电流阴极保护,沿线按保护距离要求设置阴极保护站。

阴保设计参数如下:

自然电位:-0.55V(相对饱和硫酸铜参比电极)

汇流点电位:-1.15V(相对饱和硫酸铜参比电极)

管线最小保护电位:-0.85 V(相对饱和硫酸铜参比电极)

管线保护电流密度:5μA/m2

设计寿命:30年

输气外防腐涂层:三层PE(2)外补口基本情况:

 一般管段三层PE 的补口和煨制弯头的补口选用无溶剂液体环氧涂料+热收缩补口带。

 定向钻穿越段的加强级3 层PE 补口选用无溶剂液体环氧涂料+定向钻专用热收缩补口带。(3)线路管道内涂层

一般主干管线内表面采用双组份液体环氧涂料,干膜厚度≥65μm。

为了提高长输管道阴极保护系统的工作性能和对管道的有效保护,可采用独立的阴极保护监测系统,沿线在关键位置设置智能测试桩,在RTU阀室设置电位采集器。智能测试桩使用GPRS 通讯方式,采用长寿命电池供电,采用低功耗技术完成GPRS 通讯无线电位采集功能,自动GPRS 连线及数据发送。RTU 阀室电位采集器采用光缆进行数据发送。阴极保护监测中心设在主调控中心。

2、阀室工艺管道防腐

阀室流程与干线相连部分采用强制电流阴极保护;阀室放空系统设绝缘接头,采用牺牲阳极的阴极保护方式。

(1)地上天然气管线、放空管线、放空立管的外表面

底漆:环氧富锌底漆,2道,80~100m

中间漆:环氧云铁中间漆,1道,100m

面漆:丙烯酸聚氨酯面漆,2道,80~100m

总干膜厚度≥260m(2)埋地管线的外表面

底漆:环氧富锌底漆,2道,80~100m

面漆:无溶剂液体环氧涂料,1道,500m

总干膜厚度≥580m

3、站场工艺管道防腐

管道工艺站场,一般增压站场采用强制电流的阴极保护方式;其它站场采用牺牲阳极的阴极保护方式,进出站管道设绝缘接头。

(1)地上工艺管道的外表面 底漆:环氧富锌底漆,2道,80m 面漆:环氧硅氧烷面漆,1道,125m 总干膜厚度≥205m(2)埋地工艺管线的外表面 底漆:环氧富锌底漆,2道,80m 面漆:无溶剂液体环氧涂料,1道,500m 总干膜厚度≥580m

七、气体的储存

燃气用气量不断发生变化,有月不均匀性、日不均匀性和时不均匀性,但起源的供应量不可能完全按用气量的变化而随时改变,特别是长距离输气管道,为求得高效率和最好的经济效益,总希望在某一最佳输量下工作。这样,供气与用气经常发生不平衡。为了保证按用户的要求不间断的供气,必须考虑输气生产与使用的平衡问题。

解决用气和供气之间不平衡问题的途径有三:  改变气源的生产能力和设置机动气源;  利用缓冲用户发挥调度的作用;  利用各种储气设施。

前两点由于受到气源生产负荷变化的可能性和变化幅度以及供气的安全可靠性和技术经济合理性要求的限制,不可能完全解决供需的不平衡问题。由于储气设施和储气方法的灵活性,利用各种储气设施是解决用气不均匀性的最有效的方法之一。气体储存根据储存方式分为:地下储存、储气罐储存、液态或固态储存以及储气管道末端储存等。

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