首站高压管道作业方案1
长距离输气系统各站工艺流程
2018年06月长距离输气系统各站工艺流程姚绪波（大庆油田工程有限公司，黑龙江大庆163712）摘要：针对长距离管道输气系统进行研究，优化各个站的工艺流程，使其满足长距离输气的技术要求。
输气首站、增压站和清管站的输送流程存在差异性。
有必要研究各种的工艺流程，降低各种能量的消耗，提高长距离管道输气的效率。
关键词：长距离；输气系统；工艺流程为了完成长距离管道输气的任务，对长距离输气系统的各站的工艺流程进行优化，选择最佳的输送工艺技术措施，获得最佳的输送量，满足用户的需要。
输气站是各类工艺站场的总称，针对长距离输气站的特点，实现压气、输气、清管、配气等功能，达到长距离输送管道系统的工艺要求。
1长距离输气系统的输气站概述长距离的输气管道系统，从输气首站开始，一般首站建设在天然气田附近，是长距离输气的起始站，如果气田的压力足够大，在输气首站可以不设计压缩机，通过调压处理，使其进入到输送管道系统。
中间站是当天然气的压力降低后，需要给天然气增压处理，实际属于增压站，中间站的位置通过计算获得，用于收发清管器，用于分输、调压和计量。
末站属于干线的末端，可以作为城市的配气站使用，将天然气分配给各个区域，再分输给用户，达到长距离管道输送的终点。
接收清管器，也可以建立地下储气库，实现调峰处理。
长距离输气管道系统的输气站的布局符合长输管道系统的实际，选择最佳的地理位置。
具有工程地质和水文地质条件，具有突出的经济性，周边环境符合输气站的安全标准。
2长距离输气系统各站工艺流程长距离输气系统各种的工艺流程，包括压气工艺流程，越站的工艺流程，气体净化和脱尘工艺流程，清管器收发工艺流程，调压计量工艺流程等，依据各个站的功能，确定优化的工艺流程，满足长距离管道输送的技术要求。
辅助的工艺流程包括给排水工艺流程、通信、监控系统流程等。
2.1输气首站、中间站及末站的工艺流程输气首站实现调压、计量、气体组分分析、发送清管器等功能，对天然气的水露点进行检测，保证天然气顺利进入到输气管道系统。
压气站长输管道
压气站以压力能的形式给天然气提供输送动力的作业站。
分类按压气站在管道沿线的位置分为起点压气站、中间压气站和终点充气站。
起点压气站位于气田集气中心或处理厂附近，为天然气提供压力能，并有气体净化、气体混合、压力调节、气体计量、清管器发送等作业。
中间压气站位于运输管道沿线上，主要是给在输送中消耗了压力能的天然气增压。
终点充气站位于储气库内，主要是将输来的天然气加压后送入地下储气库。
设备压气机组合而成的压气机组是压气站的主要设备。
长输管道采用的压气机有往复式和离心式两种。
前者具有压缩比（出口与进口的压力之比）高及可通过气缸顶部的余隙容积来改变排量的特点，适用于起点压气站和终点充气站。
离心式压气机压缩比低，排量大，可在固定排量和可变压力下运行，适用于中间压气站。
两种压气机均可用并联、串联或串联和并联兼用方式运行。
需要高压缩比，小排量时多用串联；需要低压缩比，大排量时多用并联；压力和输量有较大变化时，可用串联和并联兼用方式运行。
功率不同的压气机可以搭配设置，便于调节输量。
往复式和离心式两种压气机也可在同一站上并联使用。
压气机的选择，除满足输量和压缩比要求，并有较宽的调节范围外，还要求具有可靠性高、耐久性好，并便于调速和易于自控等。
在满足操作要求和运行可靠的前提下，尽量减少机组台数；功率为1000～5000马力的机组，有3～5台压气机，并有1台备用，大功率机组一般没有备用机。
压气机用的原动机有燃气发动机、电动机和燃气轮机等多种（见管道动力机械）。
流程压气站的流程由输气工艺、机组控制和辅助系统等三部分组成。
输气工艺部分除净化、计量、增压等主要过程外，还包括越站旁通、清管器接收及发送、安全放空与紧急截断管道等。
机组控制部分有启动、超压保护、防喘振循环管路等。
辅助系统部分包括供给燃料气、自动控制、冷却、润滑等系统。
图1 为中间压气站工艺流程图。
此站配置有三台燃气轮机驱动的离心式压气机，其中机组2为备用，机组1、3可并联，当需要作串联使用时，则可由机组2与机组3或与机组1串联运行。
高压施工方案
高压施工方案 高压施工方案是一种更加高效和快速的建筑施工方法，它可以大大缩短施工时间，提高施工质量。高压施工方案主要包括施工前准备、施工工具和设备、施工步骤以及注意事项等。
首先，施工前的准备工作非常重要。施工前需要对施工区域进行勘测和测量，确保施工的准确性。同时，需要准备好施工所需要的材料和设备，包括高压水泵、喷枪、压缩机等等。还需要制定详细的施工计划和安全措施，确保施工过程中的安全和顺利进行。
其次，施工工具和设备是高压施工方案的重要组成部分。高压水泵是施工的核心设备，它能够将水喷出高速并形成高压水流。喷枪能够将高压水流喷射到施工区域，对建筑物进行清洗和清理。压缩机则提供给水泵所需的气体动力，以确保水泵正常工作。除此之外，还需要配备清洗剂、胶水和其他辅助工具和材料。
然后，施工步骤是高压施工方案的重要环节。首先，需要对施工区域进行清洗和清理，确保建筑物表面干净。然后，使用高压水泵和喷枪将高压水流喷射到建筑物表面，清洗和清理污垢和污染物。最后，可以使用清洗剂和胶水对建筑物进行处理和修补，确保建筑物的稳固性和美观性。
最后，需要注意一些施工的注意事项。首先，施工人员需要进行专业的培训和操作，确保施工的安全和正常进行。其次，需要保持施工区域的通风和排水畅通，避免水泵和喷枪被堵塞。同时，还需要考虑施工的现场环境和周围的安全问题，确保施工过程中没有安全隐患。
总的来说，高压施工方案是一种高效和快速的建筑施工方法，它可以大大缩短施工时间和提高施工质量。但是在施工过程中需要注意安全和环境问题，确保施工的安全和顺利进行。通过科学的施工计划和专业的工具和设备，可以实现高压施工方案的良好效果。
天然气清管、试_压_、干燥、氮气置换投产施工方案
连云港XX天然气有限公司城市天然气高压输气管线工程清管、试压、干燥、氮气置换投产施工方案编制：审核：批准：编制单位：连云港XX天然气管道工程公司编制日期：二0一一年十一月五日目录1.工程简介 (2)2.编制依据： (2)3.管道清管、测径、试压、吹扫 (2)3.1管道清管控制方法 (2)3.2清管测径 (2)3.3管道试压 (5)3.4通球扫线 (9)3.5组织机构 (9)4.主要材料配备 (13)5.管线通球扫线、试压机具设备配备 (15)6. 管线通球扫线、试压人员配备配备 .................. 错误！未定义书签。
7. 管道清管、测径、试压、扫线 (16)8. HSE管理 (13)8.2清管安全措施 (17)8.3试压安全措施 (17)9. 质量标准及记录 (15)9.1清管、试压记录 ................................................................................................. 错误！未定义书签。
9.2管道试压失败报告 ............................................................................................. 错误！未定义书签。
清管、测径、试压、吹扫、干燥、氮气置换投产施工方案1.工程简介连云港XX天然气有限公司城市天然气高压输气管线工程起点为中国石油西气东输连云港分输站、终点为灌云县XX天然气公司城市高压调压站，线路长度约为52km，全线设有截断阀室6座.管道管外径为323.9、材质为L360，管道采用3层PE防腐、补口采用热缩套，管线设计压力为4.0MPa，设计温度为常温，输送介质为天然气.线路沿线地貌主要为主要为水稻田、地势平坦，高程在 2.5m-3.0m，灌溉沟渠纵横，地下水位一般大于0.5m~0.9m.2.编制依据：1、连云港XX天然气有限公司城市天然气高压输气管线工程设计文件2、<<油气长输管道工程施工及验收规范>> （GB50369-2006）3、<<长输天然气管道清管作业规程>> （SY/T6383-1999）4、<<天然气管道运行规范>> （SY/T5922-2003）5、连云港XX天然气管道工程有限公司目前资源状况及同类工程施工经验.3.清管、测径、试压、干燥、氮气置换投产管道清管、测径、试压、吹扫、干燥、氮气置换投产工序施工准备→临时清管设施制作→清管→测径→强度试压→严密性试压→通球扫线→干燥→氮气置换投产3.1 管道清管控制方法3.1.1为避免管道清扫对管线地损伤，管道清扫时采用皮碗式清管器，且预先投放一次性橄榄式海绵清管球.3.1.2 管道试压前，至少进行一次通球清扫并检验合格，质量达规范要求，试压用水必须使用经处理测试合格地清洁水，以降低管道内壁受腐蚀地可能性.3.2清管测径3.2.1管道清管地目地是清扫管内地杂物，排除管道地隐患和缺陷，取得较大地安全度，保证管道运行地安全.定向钻穿越段清管应在回拖之前进行.3.2.2 清管器地选择施工中，清管器既应满足清管要求，又不损伤管线.我们采用皮碗式清管器.每段管道，至少2次清管，直至达到规范要求.3.2.3 管线清管有关参数计算及设备选型3.2.3.1管线清管参数计算1) 管线截面积：（按壁厚Ф508×8.7钢管计算）：S=πR2=π×（0.3239－2×0.0063）2/4=0.07607m2；2) 按0.3MPa压力下清管球行走速度0.5m/s（1.8km/h）计算所需气量：每分钟所需气量：0.07607×0.5×60×3=6.8463m3；3) 按9m3/min供气量，0.3MPa压力下清管球行走速度：每秒钟行走速度：9/（3×0.07607×60）=0.66m/s；每小时行走速度：0.66×3600=2.376km/h；3.2.3.2清管设备选型采用1台螺杆空气压缩机，型号为SEB200A（W）－7，额定工作压力10MPa，排气量9m3/min，能够满足清管要求.3.2.4 清管施工顺序1）清管前在管道两端设置试压场地；2）使用清管器采用信誉度较好地产品，以避免因球体质量造成事故；3）顺序为刚性轴8片双向聚酯盘直板清管器-钢丝刷-钢丝刷+磁-测径-泡沫球.图1 清管施工工序3.2.5启动空压机、顶球运行打开阀门3，启动空压机2向管内充气，同时记录两头压力表读数地变化情况和气体地流量，当压力表地读数高于空压机2地输出压力时，停下空压机2，启动空压机1继续向管内充气.清管器运行速度控制在2～4km/h，工作压力0.05～0.2MPa，如遇阻可提高空压机地工作压力，但最大压力不得超过设计压力.5.无缝钢管Ф60×3.5；6.压力表；7.DN400短管；8.DN400法兰封头；9针形阀图2 发球筒安装示意图图3 收球筒安装示意图1）跟踪仪跟踪启动空压机前，按照通球扫线前确定地跟踪点安排人员蹲守，用通过检测仪检测，一旦清管器通过，立即通知下一班蹲守人员，并做好清管器通过时间地记录，转移到另一蹲守点.2）泄压球运行至收球筒后，开始大量排气，说明清管顺利完成，待气体排尽、压力回零后可打开收球筒，取出清管器，检查清管器皮碗地外型尺寸变化、划伤程度，对磨损较大地皮碗进行更换. 3.2.6测径施工方案清管合格后，使用测径器对管道进行测径.测径程序：1）施工准备管道测径选用皮碗式测径器，在其后部装一个直径为管内径95%地测径板，测径板安装必须牢固.安装测径器打开发球筒快装法兰，将测径器装入发球筒.2）测径检查开启空压机，空压机排量控制在9m3/min以内，确保测径器前进速度在1.2m/s以下，避免过快地发送速度导致测径板地意外损伤.注意排量稳定，速度均衡，推力范围保持在0.2～0.3MPa.3）管道清管、测径合格后，将收发球装置拆除，安装连通阀门，进行穿越段试压准备.4）质量标准、检查方法、记录与结果确认.a 质量标准：清管质量符合设计要求和规范标准要求.b 检查方法管道至少清扫2遍，清扫出口无杂物排出及排出空气目测为无色、透明，则认为清管合格，否则重新进行扫线，直到清管合格为止.c 记录与结果确认清管（测径）完毕，现场监理确认清管（测径）合格，技术员填写清管（测径）记录并请监理签字.3.3 管道试压管道试压按设计要求进行水压实验，单体穿越段管道采用洁净水进行强度和严密性试压.严密性实验压力为4.0MPa；管道强度实验压力为4.0×1.5=6.0MPa.实验地关键是保证管道内压力地稳定和试压过程中避免管道遭受撞击或震动，在试压时必须采取有效措施，严格按规范要求进行.保证水地质量，试压用水需洁净、无腐蚀性，避免管线内壁污染，试压完毕后管线必须进行吹扫.3.3.1试压准备1）试压设备和试压管线50m范围内在升压过程中为试压禁区，管段试压前先划出防护带，并用小旗标明，设专人把守，非试压人员不得进入.2）试压使用地压力表、安全阀及有关设备必须齐全且处于良好地工作状态.压力表精度不小于1.5级，量程为实验压力地1.5倍，表盘直径不小于150mm，最小不大于每格读数0.05MPa.3）管线首端流程安装在管线首端放入清管器，清管器距管口2m，然后在管线首端焊接椭圆型封头，安装清水注入管、注入管控制阀、放空管线及压力表、温度计1套.4）管线末端流程安装在管线末端安装放空及排水管、压力表、温度计套、试压封头.1、主管线；2、试压末端Φ323.9管节，L=3.0m；3、双向清管器DN300；4、封头DN300、PN25MPa； 5、压力表0～10MPa；6、针形阀DN15、PN10MPa； 7、卡箍阀图6 试压末端流程图5）高压泵地选用：选用压力范围为0～25MPa地高压泵2台打压, 另外选用电动潜水泵2台（备用）、电焊机2台、电子定位信号发射器1套、通过指示仪2套.6）试压端场地需修建40m×40m大小地平地作为试压及设备停放地.3.3.2上水系统1）上水前，在穿越段起点旁焊接1个10m3（δ＝8mm钢板）地蓄水池.2）试压用水量计算：Q=πR2L≈60 m3由于用水量较少可采用10T罐车就近拉水地方法,单趟运距20Km，灌入蓄水池内.3）再用上水泵将水从蓄水池打入试压管道内.3.3.3 试压上水1）往管道内上水前先确认试压段两端地封头都已焊好，连通管上地阀门也处在开启位置.2）用上水泵向穿越管道内上水.上水前，在上水端试压封头内预先放置两枚上水机械双向清管器，采用在试压末端安装小口径阀门地方法建立背压，使清管器运行速度始终保持在一定范围内，防止上水端吸入空气.3.3.4 管线试压步骤1）上水排气：采用大排量上水泵推动上水机械双向清管器，向管道内充水，开启排气阀从管线末端排出该段管道内地空气.2）升压：⑴启动试压泵设备升压，升压应均匀平稳.当压力达到强度实验值地30%、60%时，分别停止升压并稳压15min，稳压期间对试压设备及管线进行检查，检查无异常后，继续升压，控制压力增量，使其压力平稳地上升.⑵升压至强度实验压力地70%时，进行双减压操作，测算出试压管段内地空气含量，空气含量不超过2%即可认为含气量合格.⑶在升压过程中，不得撞击和敲打管道，稳压期间安排专人负责巡线，发现管道破裂和异常情况，及时联系汇报.⑷继续升压至强度实验压力，停止升压，并再次检查阀门和管线是否有异常现象.3）强度实验⑴强度实验稳压4h，每间隔0.5h记录一次.⑵强度实验时，若压力出现急剧下降，要及时查找泄漏点，泄压后组织抢修，并重新进行试压.⑶在试压期间，应定时巡查，使试压管段保持在严密监视之下，以管道无断裂、无变形、无渗漏，压降不大于实验压力值地1%为合格.升压期间，试压巡逻人员不得沿管道检查，稳压期间，试压巡检人员应与埋地管道保持10m以外距离.4）管线严密性压力实验⑴管线强度试压合格后，将试压管段地压力降到严密性实验压力.⑵严密性实验稳压不少于24h，每隔0.5h记录一次压力值.⑶压降不大于1%实验压力值为合格.3.3.5 水压实验不合格地处理1）水压实验如不合格，首先查找泄漏原因，然后进行降压排水.2）针对泄漏原因，制定可靠有效地整改措施，并及时进行整改.3）重复进行水压实验过程直至达到合格.3.3.6 试压质量标准、检查方法、记录与结果确认1）质量标准: 压质量符合设计要求和规范标准要求.2）检查方法:试压巡检人员沿线检查管道有无渗漏处.试压设备和试压管道25m范围内为试压禁区.试压禁区设专人把守，禁止非试压人员进入；使用压力表进行压降观测，试压用地压力表必须经过校验，并在有效期内使用.3）记录与结果确认管道沿线检查无异常情况，且压降在允许范围之内，出口排出空气无色、透明且无游离水，经监理确认合格后，填写试压记录并请监理签字.3.4 通球扫线1）管线扫线采用1台空压机通过清管器推水地方式进行.2）采用聚氨脂型清管器进行第一次和第二次扫线，可排出大部分存水；以后各次增加泡沫球，以吸收管道内剩余地游离水.3）通泡沫球时，根据以往地施工经验，通泡沫球地次数不宜少于三次，前两次每次放进5个泡沫球，以提高工效，以后各次视情况减少泡沫球地数量，最后减少到一个泡沫球.4）由于泡沫球行进时不需要太大地压力，因此通泡沫球时应控制好打入管道中地压缩空气地排量，以免泡沫球行进过快而降低除水效率.5）善后河一端安装发球筒，排水点设在浦南门站一端，将排出地水排进附近地沟渠，排出地水应用滤网进行杂物收集.3.5管道干燥施工干燥空气置换湿空气之前，进行多次泡沫清管器清管，尽可能排除游离水；当压缩空气推出地最后一个泡沫清管器吸水量≤1kg时为合格，然后再采用清管器进行1～2次磁性清管器清管.第一步发射泡沫清管器，采用每15min发射一只或多只泡沫清管器地方式进行连续多次清管，根据以往干燥施工经验，每公里管线需使用5个干燥泡沫清管器进行清管；第二步待泡沫清管器清管合格后，再发射钢丝刷+磁铁地聚氨脂皮碗式清管器（三碗）进行1～2次清管，将上次使用泡沫清管器清管过程中可能留在管道内地碎屑清出；第三步使用干燥单元对管道进行持续干空气干燥置换，采用露点检测仪在管段末端进行检测，当检测露点低于要求露点后，进行24个小时地密封，再次对露点进行检测，当检查确定，露点比最低环境温度低5℃为合格.干燥清管可按照以上步骤进行，也可以根据现场情况结合管段末段露点检测情况组合交叉进行.3.5.1施工措施干燥空气和干燥球配合干燥法，大约每15分钟运行轻型、开孔聚氨脂泡沫清管器一次，直到彻底干燥为止.工艺流程如下：⑴打开发球筒快开盲板，投放干燥球，并关闭快开盲板，上紧.⑵利用发球筒旁通口作为进气口，采用两台9Nm3/min空压机送风，通过干燥单元产生干燥空气推动干燥球前行.⑶发球筒上进气口安装一块3.0MPa地压力表.⑷球地启动压力为0.1～0.2MPa，运行速度约4.0～8.0km/h.⑸送风后应注意监视压力变化，做好压力记录.⑹每段发、收球端配置6人以上操作值班，发、收端及沿线阀室设监视点，每个检测点设2人值班.均配置联络通讯措施，经常互报情况，以便处理各类问题负责监视排气情况和球到后报告工作.⑺重复以上步骤直到管道地水露点达到要求地露点温度.3.5.2技术要求⑴采用空压机为气源，通过干燥单元对气体进行除尘、除水、除油过滤，干燥单元地出口气体露点温度低于-30℃，推动干燥球进行干燥，达到干空气置换湿空气及吸收水分地效果，从而达到对管道干燥地作用.⑵接收清管器端，现场配置尘土袋，收集接收清管器上地粉尘，防止粉尘扩散对周围环境造成影响.⑶干燥管段末段设有专业地检测人员，负责对干燥管段地露点进行检测、记录.⑷管段持续进行干燥，采用露点检测仪在管段末端进行检测，并进行24个小时地密封，再对露点进行检测，当检查确定，露点比最低环境温度低5℃为合格.3.6氮气置换施工根据施工地实际情况和理论分析，本工程拟采用“气推气” 方案进行置换施工，即是采用氮气隔离开天然气和空气然后利用天然气推氮气，氮气推空气来达到置换目地.工艺原理如图所示：气体流动方向天然气含量：天然气含量：含氧量：含氧量开100% 0-100% 2% 始下降“气推气”工艺原理3.6.1注氮方案根据所用氮气地来源不同注氮施工可以采用注液氮和注气氮两种不同地方法进行注液氮时采用液氮泵车(带加热气化装置)或液氮槽车加液氮泵(带气化装置)地方法进行注氮注气氮时采用吸附式制氮机现场制氮气后直接注入管道该方法一般用于注氮量较小地工程，本工程注氮量大采用注液氮方案施工.3.6.2线路要求管线各分段清管、试压、干燥工作已完成，管内达到无积水状态，符合技术及规范设计地要求；各穿越段地单独清管、试压工作已按照规范要求完成，验收合格；管线站间全线已贯通，站间接口地探伤合格，并已按照施工图要求防腐；管线“三桩”齐整.3.6.3站场地要求首末站工艺管线，设备、机具、仪表等均安装完毕并进行了单独试压，试压合格；各站场具备紧急地抢险条件，如配备消防车、灭火器、消防水等，各站场工作人员均已到位并已熟悉施工流程；适合地进出场道路和设备摆放场地，在首末站须设临时办公室.3.6.4单位配合整个施工期间，施工单位或业主须安排专业人员、机具，负责管线地故障维修、抢修.维修及更换管段须符合相关规范地要求；配合充氮置换工作，提供有关技术数据，并对提供地资料负责，所提供地技术数据应包括且不限于以下部分：管材地资料，管线走向及线路正确地坐标，清管及试压记录（包括必要地照片），分段清管使用地清管器地有关资料（尺寸、型号、使用数量、厂家信息），清管试压施工记录等.3.6.5置换前准备3.6.5.1确认管道与站场安装已全部完成，管线前期工作已全部合格，沿线通讯设施可投入使用.实施充氮保护地人员、设备、机具、材料、监测仪器已到现场.3.6.5.2为了保证管道内天然气安全顺利地跟随氮气到达末站，顺利投产，本次置换利用站内流程.置换前所有管线断口要连接完毕，中间所有截断阀开启，中间所有放空关闭，末端阀门微启排气以保证管内有一定地压力.3.6.5.3现场准备：安装压力表、测量设备.开工前解决施工用电，配备氮气车、发电机，所需材料配备到位，设临时办公室.3.6.5.4设备仪器选择⑴液罐车1辆——液氮运输车，10m3/车⑵测氧仪2台——用来测量气体含氧量⑶可燃气体测定仪2台——用来监测天然气浓度3.6.5.5 注氮设备要求1) 本工程采用氮气槽车储存液氮并采用带气化器地氮气泵方式进行注氮施工.2) 气化器地氮气出口处应有准确可靠地温度显示仪表和流量显示仪表.3) 注氮泵和气化器应能根据注氮速度环境温度等因素确保加热装置出口氮气温度和注氮速度3.6.5.6 注氮点地确定根据本工程情况注氮点选择在西气东输分输站，为了减少注氮车机具施工人员地调迁降低工程投资，本工程将：西气东输分输站、西气东输分输站-浦南阀室、浦南阀室-夏禾阀室、夏禾阀室-普安阀室、普安阀室-大洼阀室、大洼阀室-石门阀室、侍庄阀室-连云港XX天然气有限公司灌云调压站、连云港XX天然气有限公司灌云调压站做为一个整体管线置换.3.6.6 注氮总量1) 注氮量主要由下述部分组成，注氮期间地氮气混合量，氮气段通过全线地混气量，沿线站场阀室置换用氮气量，氮气段达到末站时地剩余量，保险富裕量.2) 液氮和氮气地换算：1 t 液氮转化为0.1MPa、 5℃状态下地气体体积为808 m3.3) 综合以往几条管道置换投运方案中提出地注氮量注氮量最少为所要置换管段管容地20%~30%，且通常不得小于一个密封管段.4) 管道置换注氮量M =（20% ~ 30%） × L×（3.14×D2 /4）×ρ其中:M- 注氮地质量kgL- 所置换管段地长度52 kmD- 管子地内径ρ-氮气在20℃，101.32 5kPa 下地密度为1.2504 kg/m3.计算得M 为315~472 kg ，且注入西气东输分输站至夏禾阀室(一个密封段)管道内地氮气不得少于666 kg 考虑到液氮转换为氮气过程中地损耗以及站场阀室地置换所需地氮气量结合此次置换地操作流程此次置换过程注液氮总量为0.8 t.3.6.7 氮气监测点分布注氮过程中由8 个监测点进行氮气监测分别位于西气东输分输站出口沿线6座阀室及灌云末站.3.6.8 置换流程为了尽量缩短管道内气体地混气段，使气体在管道内流动过程中处于紊流状态，氮气置换前夏禾阀室-连云港XX天然气有限公司灌云调压站段管道保持0.2MPa空气压力.首先关闭夏禾阀室球阀，使西气东输分输站至夏禾阀室成为一个密封段，从西气东输分输站氮气注入点注入氮气，排尽空气并且使氮气具有0.2MPa压力.然后同时开启西气东输分输站天然气阀门、夏禾阀室阀门和连云港XX天然气有限公司灌云调压站放散阀，注意观察各场站、阀室流量计、压力表读数以保证管道气体流速一致均应为4m/s，流量应为3.7 m3/s.全线检测点随时观察空气、氮气、天然气流动情况，约历时4小时天然气到达连云港XX天然气有限公司灌云调压站，氮气置换结束天然气投产运营.3.6.10氮气置换施工及检验技术措施1）氮气车出口压力控制在0.5MPa以下，流量控制在10－15N m4/min，氮气出口温度要达到零上5℃以上，如达不到应停止注氮或采用其它辅助方式达到注氮温度要求，氮气浓度99.99％以上.2）为确保混气量最少，置换时天然气氮气空气段流速应控制在3~4 m/s 较为适宜.3）首端装有压力表，每间隔30分钟记录压力表数据，掌握管内运行情况，出现问题及时处理.4）开启关闭阀门一定要平稳缓慢，不得猛开猛关.5）首先进行氮气注入点，场站地氮气置换，然后对管道及其它场站进行氮气置换，全线设8个监控点，监测氮气到达情况，及时准确掌握通过各个站点地情况.6）置换合格标准：用可燃气体测定仪在空管线处测量管内气体地含氧量小于2％.4、施工部署4..1机构组织及分工4.1.1工程领导小组：组长：来亚利安全：韩恩会技术：杨作林、严凤伟、张宝森质量：乜颍、方勇、王红兵4.1.2作业队安排根据本工程特点及工程量情况结合管道地规格，计划组建：一个管道清管施工队；一个试压施工队；一个干燥施工队；一个氮气置换施工队；一个施工保障队；在工程领导小组地统一指挥下开展工作.⑴管道清管施工队：分别负责全线路地清管施工；⑵试压施工队：承担全线路地试压施工；⑶管道干燥队：分别承担管线、场站及中间阀室地干燥施工；⑷氮气置换机组：负责全线管段、场站、阀室地氮气置换工作；⑸施工保障队：负责生产保障任务.4.1.3实施程序联合检查→清管→试压→干燥→（氮气置换）投产运行4.2人员配备配备5.主要材料配备6.机具设备配备7. 工期安排8. HSE管理8.1安全措施（1）以工程经理为组长成立专门安全小组，负责对本工程存在地安全因素进行检查，对施工过程中应实施安全保护而实际未实施地进行督促，甚至可以要求停止施工进行整改.（2）进驻施工现场前由安全负责人组织全员进行安全教育，并记录《安全会议记录》.（3）每天上工地前进行安全教育并记录《安全会议记录》.（4）严格遵守岗位职责，对于发现地异常情况及时上报，并尽可能地作相应安全处理，将事故发生降到最低点.（5）危险操作必须有人监护，并且要派有经验地人员监护.（6）施工人员进入施工现场必须穿工作服、戴安全帽，对违反规定者将给予警告并处罚，由此造成地后果由当事人负责.对进入现场地其他人员也必须戴安全帽并要经过施工单位现场负责人确认安全后方可进入.（7）电焊工要穿戴专用防护服、防护手套，正确使用护眼罩.（8）夜间施工要有充足地照明设备，不得因照明有碍施工顺利进行.8.2清管安全措施（1）操作人员应熟悉本岗位地操作流程、操作规程、安全规程和异常事故处理方法等.（2）依据现场情况在收球区施工现场用彩旗、警示带等设立警示区，有明显地清管、试压警示标志以防其他无关人员误入，晚上要安装有警示灯并要有人值班.（3）清管工作开始前，要检查盲板上地螺栓是否全部拧紧安装正确，加压及开盲板时以及在清管地整个过程中，所有人员不准站在盲板地前面，应侧对着盲板并且要保持一定地距离.（4）根据施工经验，当清管器即将到达末端地时候，会有少量地水喷溅出来，并且会有较大地声音.现场施工人员应特别注意安全，这时应使现场所有无关人员立即远离，并且要站到管道侧面，切不可站到管口正前方.（5）只要首端开始启动空压机，所有施工人员都要提起警惕，尤其是末端人员要时刻注意末端管口情况并且要保持高度地警戒，不要使自己和其他人员受到伤害.8.3试压安全措施（1）操作人员应熟悉本岗位地操作流程、操作规程、安全规程和异常事故处理方法等；（2）依据现场情况在试压现场设警示区，有明显地试压警示标志,设置警示牌和警示灯,以防其他无关人员误入.在升压过程中，距试压设备和试压段管线50m以内为试压区域，试压区域内严禁有非试压地人员，试压巡线人员应与管线保持6m以上地距离.（3）高压连接部分应使用硬连接并预先经过高压实验,短接管长度必须考虑火焊切割和电焊焊接热量地影响.（4）试压设备、人员要在管道侧面，严禁正对试压封头.（5）升压过程中，管道正上方严禁有人停留，也不得巡线，待压力稳定后才可巡线.（6）升压以及稳压过程中，试压管道要停止其它一切作业.（7）实验区域（管道左右30M，管头前方100M）范围内只允许与试压有关地工作人员进入.。
定向钻穿越管道试压及清管方案
定向钻穿越管道试压及清管方案刘耀武【摘要】定向钻穿越管线的施工较为复杂。
试压前使用清管器进行两次清管，清管介质采用压缩空气，清管器采用皮碗清管器，其外径比管内径大5%~8%。
开口端排除空气无色透明且无水迹为合格。
穿越管道回拖完成后，再进行一次严密性试验，稳压24 h，压降不大于1%为合格。
试压完成后，割除试压头，进行清管、测径、通泡沫球及干燥处理。
第一次及第二次通球结束后，抽干净集水坑的污水，将收球筒分割开，根据收球筒内杂物的情况来判断通球扫线的质量是否满足要求。
第三次以空气为动力，通球后利用收球筒上的排污口来判断通球扫线的质量，最后一次清扫应无泥沙、焊渣等杂物带出。
【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2014(000)004【总页数】2页(P68-69)【关键词】定向钻穿越;试压;清管;施工工序;方案【作者】刘耀武【作者单位】河南油田油建工程建设有限责任公司【正文语种】中文定向钻穿越工程的施工较为复杂，在测量放线、布管作业、试压、清管、坡口加工及管道组装时易出现一些工程问题，因此一定要关注这些环节中的技术要领。
关注和重视这些问题，并采取相应的技术方案，对于提高工程的施工质量与速度，并达到安全、高效、环保的目的，具有重要的作用与意义。
近年河南油田实施了某水平定向钻穿越工程。
该工程施工试压工艺流程如图1所示。
根据设计要求及规范规定，并结合工程实际编制清管试压方案，报监理批准后实施。
技术要求如下：（1）试压前使用清管器进行两次清管，清管介质采用压缩空气，清管器采用皮碗清管器，其外径比管内径大5%～8%。
开口端排除空气无色透明且无水迹为合格。
（2）通球程序：刚性轴8片双向聚酯盘直板清管器→钢丝刷→钢丝+磁→测径→泡末球。
（3）测径合格要求：测径板无损坏、无变形。
（4）按设计要求及设计规范进行管道干燥与保护处理。
（5）试压前在管道两端焊接与管道同径和材质的专用的试压头，试压头上有各类控制阀门和压力表，24h压力记录仪、压力天平及管汇。
长输天然气管道分段、通球、清管、试压方案
—商州输气管道工程线路工程II标段整体通球、清管、试压方案编制：审核：批准：陕西化建西安—商州输气管道工程II标段2010年8月2日目录第一章：工程概况3页第二章：编制依据3页第三章：试压方案指导思想3页第四章：施工组织4页第五章：清管、试压施工方案6页第六章：清管、试压安全保证措施13页第七章：分段清管和试压计划14页第八章：附件15页—商州输气管道工程II标段整体通球、清管、试压方案一、工程概况:西安至商州输气管道工程II标段，由蓝田县蓝桥乡蓝桥西街4#阀室东侧桩号FS151至商州四合村末站FS621，线路总长约62.8km，管道规格φ273×5.6(6.5)材质L290，设计压力为4.0MPa。
整体为东南走向，因二标段管线沿线敷设情况较为复杂，管道经过地段地势起伏较大，管道先后翻越牧护关隧道山脉、黑龙口山、麻街岭山、构峪山、笔架山到达商州未站，全线路最高点在牧护关隧道山顶桩号FS288—FS289里程59+584高程为1326米；最低点位于陈塬街办新西村笔架山西侧山脚下桩号FS597 里程100+462高程为718米，最高点与最低点高差为608米，根据管道高程相差太大的实际情况，II标段管道清管、强度及严密性试验采用气压试验，根据现场实际施工进度情况西商线II标段共分四段进行通球、清管、试压。
二、编制依据1、中国市政工程华北设计研究总院《线路及穿越施工技术要求》、《设计说明书》、《—商州输气管道线路工程II标段平面图、纵面图》，本工程施工图设计说明；2、GB50369—2006《油气长输管道工程施工及验收规范》3、GB50424—2007《油气输送管道穿越工程施工规范》4、国家有关技术规范标准及有关法律性文件。
三、试压方案指导思想1、第一段：麻街镇中流村桩号FS520 里程89+051 —洪门河乡桩号FS435里程74+508,此段管道长度14.6km,本段地区等级FS520-FS508为二级地区,FS508-FS435为三级地区,试验时就高不就低按三级地区进行试验。
10千伏高压电缆敷设施工方案(完整版)
10千伏高压电缆敷设施工方案审批：审核：编制：西安联诚电力有限公司二〇一六年五月十一日一、 施工内容电缆型号为10kV 恺装3*240.电缆敷设根据现场情况分为保护管敷设和地面沟道敷设两部分。
全长计划500米，电缆敷设完毕后，首端取自现场10KV 架空线路杆式高压断路器下口，末端接入高压电缆分界箱式高压开关柜，提供两台箱式变压器的负荷，所有电缆头压接完毕经过试验后通电运行。
二、 电缆走向本次电缆敷设走向依据现场外线图制定。
根据现场实际勘察为准，基本走向为变电站——1号钢管塔下。
三、电缆敷设1、电缆敷设工艺流程图如下：2、电缆进场检查验收：电缆进场后，必须对电缆进行详细的检查验收，检查电缆的外观、规格型号、电压等级、长度、合格证、耐热阻燃的标识。
3、电缆敷设准备3.1、技术准备。
认真研究电气施工图，掌握电缆的分布走向情况，在过路面、转弯等管道交叉处进行详细勘察。
3.2、人员、机具准备。
敷设电缆需要大量的人员，电缆敷设前，根据电缆的数量及电缆敷设进度安排，提前做好人员的准备工作，保证敷设电缆时人员满足施工要求，同时对进场人员进行安全技术培训。
施工电缆前准备充分敷设电缆用的机具，如电缆放线架、绞磨、电缆滑轮、通讯联络工具等。
电缆进场检查验收电缆敷设准备电缆敷设固定电缆头制作安装电缆 标识3.3、现场准备。
检查并清理杂物。
清理电缆敷设沿途的障碍，为放电缆创造很好的外部条件。
4、电缆敷设本次施工电缆全长计划为500米，工程量巨大，且穿越的路面较多，根据现场走向情况，主要为电缆沟道敷设。
1、施工具备的条件：1.1施工图及电缆清单经过专业及综合会审。
1.2电缆材料、工机具等准备齐全。
1.3土建施工基本完工，移交验收合格。
1.4主体设备及就地设备已确定位置就位。
2、电缆敷设、接线作业流程：电缆材料及工机具准备具准备电缆支架安装电缆敷设电缆整理、固定电缆做头电缆接线电缆试验电缆防火封堵3、施工程序和方法：1) 电缆牵引头及网套本电缆工程电缆敷设方案拟使用电动卷扬机牵引和电缆敷设机相结合的敷设方法。
供电线路运维及检修工程实施方案及组织模式
供电线路运维及检修工程实施方案及组织模式一、成立AA线路运维中心AAlOKV东集线，10KV水首站线，35KV羊塔五线线路运维中心设经理1名,工程师2名，线路运行班1个。
AA线路运维中心设在线路出线变电所附近。
图：AA线路运维中心组织机构图二、职责（一）经理（工程师）职责：1、负责本线路技术监督工作。
负责输电线路设备（绝缘子、导地线、金具及防雷设备）机电或电气试验、检验（技术鉴定）等工作。
2、配合上级生产技术管理部门组织技术经验交流活动，组织制定、修订标准、技术政策等工作。
3、组织输电线路特、重大事故调查、分析，协助上级生产管理部门制定“预防事故措施”。
4、组织新技术、新设备、新材料、新工艺的审查、鉴定和推广工作。
5、负责搜集国内外线路运行及带电作业情报，为上级生产管理部门和基层单位提供有关技术信息。
6、组织开展带电作业基础理论研究，并负责带电作业人员培训、考核、签证，以及带电作业工器具验收试验、抽样试验和预防性试验工作。
7、协助上级生产管理部门做好输电线路专业年度工作总结及专题报告。
（二）线路运行维护队职责：1、认真贯彻执行国家、行业和上级颁发的有关输电线路法律法规、标准及技术文件、Q/HSE管理体系等。
2、正确实施线路运行工作，及时掌握线路危急、严重缺陷，组织处理输电线路运行中出现的重大问题。
3、按时对线路进行巡视，掌握输电线路运行情况和设备状况。
做好设备评级管理，指导群众护线工作。
4、参加各类线路事故调查，负责填报《输电线路故障（一类障碍、事故）技术调查分析表》，并组织审核、制定“预防事故措施”，定期组织事故演习。
5、组织编写现场运行技术规程、管理制度等，建立线路运行技术资料档案，并负责上报线路变更情况。
6、定期组织线路运行分析和经验交流活动，做好本单位输电线路专业年度工作总结。
7、参加新技术、新设备、新材料、新工艺的审查和推广工作。
8、参与本单位年度技术改造和大修计划的制定并上报,参加工程设计审查、竣工验收及生产准备工作。
管道清管、试压、干燥施工技术方案
1 工程概况绵阳至江油天然气输气管线建设项目三标段,同时包括绵阳至江油天然气输气管线（二期）建设项目（元坝至德阳输气管线并行段)。
第三标段新建长输管道起于江油市方水乡拱桥沟北侧,自西南向东北与元坝—德阳输气管道江油试验段同沟敷设，经小石桥、九岭镇中和村、在中和村西侧穿越涪江、继续敷设,经龙凤镇石庙子沟、曹家坝、止于鲁班村东北侧，线路全长9.72km，设计压力4。
0 MPa。
第三标段全程采用D323.9×8mm L245N无缝管。
元德天然气输气管线，线路全长9.82km，设计压力10。
0 MPa。
一般线路、公路穿越管选用管材D711×14.9mm L485M直缝埋弧焊钢管，铁路、涪江和水磨河穿越段直管采用D711×20mm L485M直缝埋弧焊钢管.第三标段水域大中型穿越2处，其中定向钻穿越涪江885m，定向钻穿越水磨河318m,宝成铁路穿越85。
2mm，成绵乐高铁穿越89。
5m，S205公路穿越一次72m。
第三标段包括阀室2＃、3#2座。
由于目前为投标阶段，根据业主、设计提供的线路资料，该段线路起伏不大,距离较短9。
82km，计划将整个标段作为一个试验段,对主线路和伴行线路分别进行整体通球、吹扫、测径、水压试验和干燥。
上水点可在三标段起点或末端选用合适水源作为上水点。
收发球筒和试压头分别按照主线路和伴行线路制作2套.2施工规范《油气长输管道工程施工及验收规范》 GB 50369—2014《油气输送管道穿越工程施工规范》 GB 50424-20073分段清管、测径、试压、排扫水工作程序图3—1 清管试压施工流程图4准备工作4。
1项目部编制清管、试压及干燥施工方案，按照清管、试压及干燥方案的要求成立清管试压机组，并将施工方案报监理部审批。
4.2 检查管段的敷设情况：检查管段内的管线焊接、无损检测、补口、回填应该完成，并应符合设计和验收规范的要求。
4.3 落实清管、试压、干燥所用设备、人员、交通工具、通讯器材及必要的生活、安全保障设施。
密闭输送输油首站工艺流程
密闭输送输油首站工艺流程 下载提示：该文档是本店铺精心编制而成的，希望大家下载后，能够帮助大家解决实际问题。文档下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用，谢谢!本店铺为大家提供各种类型的实用资料，如教育随笔、日记赏析、句子摘抄、古诗大全、经典美文、话题作文、工作总结、词语解析、文案摘录、其他资料等等，想了解不同资料格式和写法，敬请关注! Download tips: This document is carefully compiled by this editor. I hope that after you download it, it can help you solve practical problems. The document can be customized and modified after downloading, please adjust and use it according to actual needs, thank you! In addition, this shop provides you with various types of practical materials, such as educational essays, diary appreciation, sentence excerpts, ancient poems, classic articles, topic composition, work summary, word parsing, copy excerpts, other materials and so on, want to know different data formats and writing methods, please pay attention!
标题：密闭输送输油首站工艺流程 密闭输送输油首站是石油工业中至关重要的环节之一，它承载着原油从生产地点到加工厂或储存设施的关键任务。在这篇文章中，我们将深入探讨密闭输送输油首站的工艺流程，以及其中涉及的关键步骤和技术。 1. 背景介绍 1.1 密闭输送输油概述 密闭输送输油是一种在封闭管道中输送原油的方法，以确保其在运输过程中不泄漏或受到污染。这种方法在现代石油工业中被广泛采用，因为它不仅安全可靠，而且效率高， 成本低廉。 1.2 首站的重要性 首站是密闭输送输油过程中的起始点，它的作用至关重要。首站需要执行一系列的工艺步骤，以确保原油在进入管道之前达到规定的质量标准，同时确保管道系统的安全运行。 2. 工艺流程详解 2.1 接收原油 首先，原油从生产地点输送至首站。在首站，工作人员将接收到的原油样品进行检测，并记录其基本信息，如密度、粘度、水含量等。 2.2 分离和过滤 接下来，原油经过分离和过滤过程。这个步骤的目的是去除原油中的杂质和水分，确保输送过程中不会损坏管道或加工设备。 2.2.1 分离 通过采用物理方法，如离心分离或重力分离，将原油中的水分和杂质与原油分离开来。这确保了输送过程中的原油质量。 2.2.2 过滤 经过分离后的原油进入过滤系统，通过滤网或滤芯去除残留的固体杂质，确保原油的纯度。 2.3 质量检测 在经过分离和过滤后，首站将对原油进行质量检测。这包括对原油的密度、粘度、硫含量等进行检测，并与标准进行对比，确保原油达到要求的质量标准。 2.3.1 密度检测 使用密度计或其他仪器对原油的密度进行测量，以确保其符合预定的密度范围。 2.3.2 硫含量检测 硫含量是影响原油质量的重要因素之一，因此需要使用硫含量检测仪器对原油中的硫含量进行检测。 2.4 加压输送 一旦原油通过了质量检测，它将被加压送入密闭管道，开始其输送过程。这需要精密的管道系统和控制设备，以确保原油安全、高效地输送至目的地。 3. 技术和设备 3.1 管道系统 密闭输送输油首站所使用的管道系统是关键的技术设备之一。这些管道需要具备耐腐蚀、高压、高温等特性，以应对复杂的输油环境。 3.2 控制系统 控制系统用于监测和控制输送过程中的各项参数，如压力、流量、温度等。它确保了输送过程的安全稳定。 3.3 检测仪器 质量检测过程中所使用的各种检测仪器也是不可或缺的技术设备。这些仪器需要具备高精度、高灵敏度，以确保对原油质量的准确检测。 4. 安全与环保 密闭输送输油首站在工艺流程中需要严格遵循安全和环保标准。通过采用先进的技术和设备，加强对原油质量的监测，以及建立完善的应急预案，可以最大程度地减少事故的发生，并保护环境的安全。 结论 密闭输送输油首站的工艺流程是石油工业中不可或缺的一部分。通过严格执行各项工艺步骤，采用先进的技术和设备，以及强化安全与环保意识，可以确保原油安全、高效地输送至目的地，为石油工业的发展做出贡献。
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石嘴山市天然气首站出站管道变更 作 业 方 案
石嘴山市星泽燃气有限公司 二O一三年五月 1
石嘴山市天然气首站出站管道变更作业方案 石嘴山市天然气工程2003年8开工建设，2004年11月银川-大武口DN350 PN4.0长输管道建成投产试运行。银川首站调压计量撬块为临时装置，占用土地为原宁夏长宁天然气有限公司土地。现长宁公司工艺改造需利用该地块，通知我公司出站管道接口改接到哈纳斯天然气有限公司DN250出站管道，并将撬块迁出。 我公司DN350 PN4.0Mpa管道与哈纳斯DN250 PN6.3Mpa管道在银川站西侧围墙外平行敷设，本次作业利用DN250弯头（材质L360，壁厚8mm）、DN350×250（材质L360，壁厚8mm）变径及1米DN250（材质L360，壁厚6.3mm）直管段将上述两管道连接即可。 一、作业编制依据 1、《石嘴山市天然气工程初步设计》； 2、《石嘴山市天然气银川首站迁建工程施工图设计》； 3、SY0401-98《输油输气管道线路工程施工及验收规范》； 4、GB50251-2008《输气管道工程设计规范》； 5、 4056-93《石油天然气钢制管道对接焊缝射线照相及质量分级》； 6、SY/T5922-2003《天然气管道运行规范》； 7、QSY 64-2007《输油气管道动火管理规范》。 二、作业部门、单位 1、公司总工办、安全生产科、办公室相关人员、大武口分公司抢险维修队； 2
2、监理：胜利油田胜利建设监理有限责任公司（化工石油工程监理甲级）； 3、施工：管道局石油天然气管道第四工程公司（化工石油设备管道安装工程专业承包一级）； 4、无损检测：郑州石油天然气华龙无损检测有限公司（无损检测工程专业承包一级）； 5、防腐：河南八达防腐安装有限公司（防腐专业承包一级）。 三、准备工作 1、中石油长宁输气分公司通知哈纳斯天然气公司停用DN250高压管道并置换完毕； 2、作业方案报集团公司、市城管局、西夏区安监局审批。 3、大武口分公司提前10日办理路面开挖手续并在哈纳斯管道出站处开挖作业坑（作业坑跑道坡度不大于30。），明确所需DN250弯头度数及接点直管段长度，预定DN350×250变径（PN4.0Mpa）；预制管道连接件； 4、调度中心提前三日与长宁公司调度室联系实施停、供气等事宜；提前一日申请升压对长输管道充气； 5、后勤组提前三日通知各工业、商业用户、汽车加气站停止用气。各分公司分别对辖区内的停气用户下发《用户停气通知单》，停气通知单要求对方签字确认； 6、组织作业人员学习本作业方案，明确工作任务。施工作业前进行机具设备的维护和保养，确保设备完好率达到100%。设备提前到场， 3
按要求配备到位； 7、此次作业管道水容积约1800m3，需要4吨液氮。于作业前联系好液氮槽车与设备，在首站发球筒底部排污口处安装好注氮管道（连接管道提前预制安装）； 8、准备对讲机（提前充满电量）等工器具、材料（见工器具及材料表），分发各作业小组组长； 9、作业车辆分组，确定乘坐人员。 四、作业步骤 各小组按照方案分配工作就位，并做好各项准备工作。公司调度室通知长宁公司调度室，本次作业正式开始，停止输送天然气。 1、长输管道天然气放散及氮气置换： （1）接点作业处设置警戒线、摆放灭火器等消防器材； （2）长宁公司撬块上汇管与我公司撬块汇管间共有三道阀门Q1、H1、Q1001关闭，调压计量撬块流量计后Q1104A阀、Q2104B阀关闭，切断气源； （3）关闭1号阀室Q1001气液联动阀，检查Q1101、Q1301是否处于完全关闭状态； （4）开启Q4104A及J4104B阀，通过首站放散管放散；开启1#阀室Q1201阀、J1202阀，通过1#阀室放散管放散；两放散管将首站撬块至1#阀室间长输管道内天然气完全放散； （5）通过首站调压计量撬块压力表、1#阀室压力表监测压力，当确认首站至1#阀室间管道内天然气全部放空后，关闭首站Q4104A阀、 4
J4104B阀； （6）关闭Q4102、QF104及气液联动阀Q4103。开启首站发球筒上排污阀QF107阀、WF101阀开始注氮置换（液氮气化吸热，防止冻伤）。注氮置换过程中1#阀室Q1201阀、J1202阀处于开启状态，此处放散立管为放散点； （7）在1#阀室旁通管进口压力表处进行甲烷含量监测。确认管道中无天然气后停止注氮作业； （8）关闭1#阀室Q1201阀、J1202阀。 2、管道接点作业： （1）关闭哈纳斯DN250管道出长宁站、进哈纳斯站的阀门。在该管道上截取AB管段（使用爬行切割机和手动切割器），A、B两端分别封堵黄油墙，确认封堵严密无泄漏； （2）在原DN350管道上截取CD段，两端分别封堵黄油墙，确认封堵严密无泄漏； （3）用甲烷检测仪检测各个断面处及作业坑内天然气浓度，确定无天然气后实施接点作业； （4）清理B、C两处管道外防腐层，用角磨机打磨除锈，修整管道断面坡口，监理确认坡口角度，保证符合焊接要求； （5）用预先制作的连接件连接B、C两点，用纤维素焊条E6010实施焊接； （6）焊接完成后对焊口进行X射线探伤（废弃端A处不做探伤），确保焊口质量合格； 5
（7）探伤检测合格后，对焊接处用聚乙烯冷缠带进行外防腐； （8）C端用6mm盲板焊死，并做防腐处理。 3、管道置换、恢复供气： （1）调度室通知长宁公司调度室接点作业完毕，申请开通天然气对银川站至1#阀室间管道进行天然气置换； （2）由长宁公司银川站工作人员开启出站阀门，将天然气送入管道； （3）开启1#阀室Q1201阀、J1202阀，通过放散立管放散； （4）在1#阀室旁通管进口压力表处进行甲烷含量监测（在此处用集气筒收集天然气并测定甲烷含量），确认管道中天然气浓度达90%后关闭Q1201阀、J1202阀； （5）通知长宁公司调度室置换完成，出站阀门开启度可加大。阀门调整由长宁公司银川站工作人员操作； （6）观察1#阀室气液联动阀上游压力略高于下游压力时开启气液联动阀，全线供气贯通； （7）各分公司通知各自辖区内用户恢复正常用气（提请各工商业、汽车加气用户注意恢复用气安全）。 4、撬块注氮置换、拆除 （1）再次检查出站气液联动阀Q4103及Q4101阀，确保其处于关闭状态； （2）开启发球筒上QF104阀，将撬块内储存的天然气通过站内放散立管进行放散。放散完毕后关闭QF104阀； （3）通过进站汇管上QF113阀门注入氮气； 6
（4）取下出站管道D处封堵的黄油墙，开启Q4101及Q4103阀，经D处放散；在此处检测无天然气后，置换完成； （5）在长宁公司汇管后阀门Q1下游插堵盲板。 （6）用手动割管器将长宁公司与我公司撬块间管道切断（具体位置由长宁公司确定）； （7）在长宁公司工作人员监护下拆除原供气撬块及工艺管道（从各法兰连接处分段拆除，用吊车吊装至南侧围墙外装车；埋地管道开挖后用爬行切割器在西侧围墙内1米处切割）。 五、安全措施及注意事项 1、本次作业管道为高压管道，管道切割、焊接点位于长宁银川站西侧围墙外；放散点两处，分别为长宁银川站放散立管、1#阀室放散立管；注氮点两处，分别位于发球筒、进站汇管处； 上述五处为重点监控部位。放散组、注氮组及安全监管组必须密切关注放散、注氮情况，谨慎操作，确保注氮、放散安全。 2、向作业人员进行方案交底，使每个人明白各自工作内容和安全职责； 3、重点监控部位配置足量的灭火器、消防锹、消防钩等灭火器材；向作业人员配发劳动防护用品； 4、各个输气站严密监控进出站天然气压力，如果压力降速率较大，及时通知作业领导组，报告输气参数情况； 5、所有作业人员严格服从作业领导组的指挥，严格按照作业方案步骤及有关操作规程进行操作，有疑问时及时向作业领导组汇报，严禁擅自改变作业内容和作业步骤； 7
6、在银川首站至1号阀室间管道附近的居民聚集区进行安全知识宣传，避免发生意外； 7、现场作业人员穿戴完整的消防服，其他作业人员着全套红色工装并佩带袖标； 8、作业前的准备工作应全部就绪，确保无误； 9、作业现场必须严格遵守安全管理规定，所有车辆不得进入警戒区；严禁在站场、阀室及警戒作业区吸烟，不得将火种带入现场；作业现场应设醒目的安全警示牌； 10、作业使用的黄油墙作为防爆隔墙。黄油墙采用干滑石粉和黄油按3：1的比例制成的油泥。防爆隔墙距动火点（管线端口）不小于400mm，防爆隔墙的长度不小于300mm，并用方木夯实，并用冷水浸泡过的毛毡或草袋子铺在管口两侧，组织焊接产生的热量传递； 11、天然气进入管道后，如发现严重漏气必须在500米范围内严禁一切火源，并立即关闭上、下游阀门，切断气源，无关人员撤离现场，组织力量进行抢修； 12、为预防突发事故，应临时配备一台救护车、一台消防车和防毒面具等。 六、事故预案 1、管道爆裂，天然气大量泄露的处理 （1）正确分析判断事故发生管段的位置，并迅速派人到现场勘察，及时向领导小组汇报； （2）现场指挥通知距离事故点最近的人员迅速关闭上、下游阀室线路截断阀，同时通知抢修队进行抢修；