2#集气站说明书A4.docx
《2#集气站说明书A4.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2#集气站说明书A4.docx（16页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
2#集气站说明书A4
目录
1总论2
1.1设计依据2
1.2设计原则2
1.3主要设计规范和标准2
1.4工程概况3
1.5设计范围3
1.6文件构成3
2基础数据5
2.1地理位置5
2.2气象条件5
2.3工程地质5
2.4气体组分6
2.5设计参数6
3工艺流程7
3.1站场主要功能7
3.2工艺流程7
4主要工艺设备和材料9
4.1主要工艺设备9
4.2主要材料选型9
4.3管材9
5施工技术要求10
5.1施工前准备10
5.2管线焊接10
5.3管沟开挖及回填11
5.4管道吹扫试压12
5.5设备、容器的试压13
5.6干燥14
5.7管道、设备的防腐保温及涂色要求14
6存在问题15
1总论
1.1设计依据
1）《延川南煤层气田5亿方产能建设地面工程建设工程勘察设计委托书》中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部2013.02.28
2）《延川南煤层气田5亿方产能建设可行性研究（地面工程）》（FS13009）江汉设计公司2013.06
3）《延川南煤层气田5亿方产能建设安全预评价报告》河南油田工程咨询有限公司2013.11
4）《中国石油化工股份有限公司华东分公司吉县集气站建设项目环境报告表》中辉国际（北京）科技发展有限公司
5）《关于中国石油化工股份有限公司华东分公司吉县集气站建设项目环境报告表的批复》吉县环境保护局2013.12.26
6）《关于延川南煤层气田压缩机选用的函》华东分公司延川南煤层气开发地面工程项目管理部2013.12.25
7）《关于延川南5亿方产能建设地面工程2#集气站、3#集气站设计文件编制催办函》华东分公司延川南煤层气开发地面工程项目管理部2014.11.06
8）现场结合资料及有关生产情况。
1.2设计原则
1）严格执行国家、行业及地方制定的有关规定、标准、规范和法规；
2）坚持“地上地下相结合，近期远期相结合”的原则，在系统配套上适应煤层气田近期开发和远期产能建设的需求。
3）在满足生产前提下，流程设计力求简单、实用；
4）充分利用已建设施，考虑已有管线和设备的衔接。
1.3主要设计规范和标准
1.3.1设计执行的主要标准、规范
《压力管道安全技术监察规程-工业管道》TSGD0001-2009
《压力管道规范-工业管道》（2006版）GB/T20801-2006
《天然气》GB17820-2012
《油气集输设计规范》GB50350-2005；
《工业金属管道设计规范》GB50316-2003（2008年版）
《石油天然气工程总图设计规范》SY/T0048-2009
《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004
《石油化工金属管道布置设计规范》SH3012-2011
《煤层气集输设计规范》MT/T-2010
《用于石油，化工和天然气工业的旋转正位移压缩机》API619
《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011
《油气田地面管线和设备涂色规范》SY/T0043-2006
1.3.2管材及管件标准
《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011
《油气输送用钢制感应加热弯管》SY/T5257-2012
《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005
《钢板制对焊管件》GB/T13401-2005
《钢制承插焊、螺纹和对焊支管座》GB/T19326-2012
《钢制管法兰、垫片、紧固件》HG/T20592～20635
1.3.3施工及验收标准
《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009（2012年版）
《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011
《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2013
《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2012
《石油天然气建设工程施工质量验收规范站内工艺管道工程》SY4203-2007
1.4工程概况
延川南煤层气田位于晋陕交界处，以黄河为界将区块分为河东山西省部分和河西陕西省部分，东部在山西省的吉县和乡宁县境内，西部在陕西省的宜川县东南部一带。
区块呈不规则长方形，东西宽22.38km，南北长33.18km，面积701.3km2。
依据气藏工程方案设计推荐方案，延川南煤层气田将分2013年和2014年二年进行滚动开发，计划动用含气面积131.8km2，动用地质储量136.3×108m3，部署新钻开发808口，利用老井100口，新建煤层气产能5.0×108m3/a（预测最大日产气量为158×104m3/d）。
结合气田区域所处的地形地貌特征和可能建站的条件要求，依据煤层气田分年度开发部署方案，对集气站场按二级布站进行设置，共设集气站4座，中心脱水处理站1座。
其中1座集气站与中心脱水站合建为集气中心脱水站。
一期工程新建1#集气站、集气中心脱水站及已建延5集气点增压改造，二期工程新建2#集气站、3#集气站，并对集气中心脱水站进行扩建。
1.5设计范围
2#集气站包括总图平面布置、工艺流程、配管安装及配套的仪控、电气、防腐、通信、机制、建筑、结构、暖通、道路、给排水消防等内容。
1.6文件构成
2#集气站设计文件包括集输、仪控、电气、防腐、通信、机制、建筑、结构、暖通、道路、热工、给排水消防等部分，主要文件构成见表1.6-1。
表1.6-12#集气站文件构成
序号
组成专业
文件号
版次
1
集输部分
DL1-0204GP01
0
2
电气部分
DL1-0204EL01
0
3
防腐部分
DL1-0204CC01
0
4
结构部分
DL2-0204ST00
0
5
给排水消防部分
DL1-0204WS01
0
6
仪控部分
DL1-0204IN01
0
7
建筑部分
DL1-0204AR01
0
8
通信部分
DL1-0204CO01
0
9
道路部分
DL1-0204RO01
0
10
机制部分
DL2-0204MA00
0
11
暖通部分
DL2-0204HV01
0
12
热工部分
DL2-0204TE01
0
本说明书为集输专业施工说明书，其它专业见相关专业施工说明书。
2基础数据
2.1地理位置
2#集气站位于山西省吉县境内的柏山寺乡崂西村东北面。
2.2气象条件
2.2.1气象
气田区域处于黄土高原地带，区域属暖温带大陆性气候，气候变化明显。
据乡宁县气象站2000年～2005年观测资料：
年平均气温:
10℃
最低月平均气温（一月份）:
-6℃
最低气温:
-20℃
最高月平均气温（七月份）:
29℃
最高气温：
40℃
年平均降雨量：
600mm
年最小降雨量：
380.6mm
年最大降雨量：
977.5mm（集中在7～9月）
年平均蒸发量：
1723.7mm，
年最小蒸发量：
1519.6mm，
年最大蒸发量：
1927.1mm；
最大风速；30m/s
冻土层深度：
0.83m
无霜期为150天左右，结冰期为10月下旬至翌年3月中旬。
2#集气站海拔高度为：
1091.75m。
2.2.2水文
气田区域内河流属黄河水系，黄河由北向南贯穿工区，区内较大的河流有山西省境内的鄂河和陕西省境内的白水川、川儿河。
鄂河为气田区域内较大的黄河一级支流，其发源于乡宁县管头镇的断山岭，向西流经管头镇、昌宁镇、于枣岭乡万宝山村直接汇入黄河，常年有水，流量0.07m3/s（2005年6月25日）。
白水川和川儿河由西向东注入黄河。
区域内还有不少中小河流，均呈树枝状，流入黄河，均属季节性河流，雨季水量较大，枯水季节流量较小。
2.3工程地质
场地抗震设防烈度为7度，设计地震分组为第三组，设计基本地震加速度为0.10g。
场地土类型属软弱土，场地类别为Ⅱ类，场地特征周期0.45s，属于可进行建设的一般场地。
2.4气体组分
通过对区块内采气井生产的气体取样进行组分分析，结果显示：
气体成分主要为甲烷，含量为95.71～99.94%，平均含量98.22%，重烃含量低，属于优质煤层气。
煤层气体组分分析结果见表2.4-1。
表2.4-1延川南煤层气组分数据统计表
进站煤层气在工况下含有饱和水份。
2.5设计参数
1）产能规模:
47.7×104Nm3/d。
2）气体进站压力:
0.10~0.5MPa（g）,增压后外输压力:
1.30~1.40MPa（g）。
3）气体进站温度:
5~15℃，外输温度:
30~45℃
3工艺流程
3.1站场主要功能
1）接收和汇集所辖井区各平台来气，进出站处设置截断阀；
2）站内及站外上、下游管线事故状况放空；
3）站内对各平台来气进行分离，然后增压输送至集气中心脱水站；
4）外输计量；
5）外输清管发球；
6）站内生活用气；
7）排污。
3.2工艺流程
1）主要流程
所辖井区各平台来气通过集气总管进入旋流分离器分离后，经压缩机组增压、计量后输送至集气中心脱水站。
主要工艺流程如下图所示：
2）放空流程
放空流程的设置主要有三种：
设备放空、站内管线放空、站外管线放空。
设备放空：
本站旋流分离器、压缩机组上设有手动放空及安全阀放空，能够在检修时以及事故状态下实现放空。
站内管线放空：
站内设备之间管道手动放空，能够在检修时将管道内气体手动放空。
站外管线放空：
进站截断阀前和出站截断阀后均设置了手动放空功能，能够在检修以及事故状态下放空进出站管道内气体。
放空工艺流程如下图所示：
3）排污流程
旋流分离器、压缩机组等设备上都装有排污阀，通过排污管道将收集的污液集中排至已建污水池进行回收，当排污池达到一定液位后，再将废液用罐车拉走，按照环保部门要求回收处理。
排污流程如下图所示：
旋风分离器
4）清管发球流程
站内设置发球筒1具，可向下游外输管道发送清管器。
5）自用气流程
站内生活自用气自旋流分离器出口总管引出，调压后供站内用气点用气。
站内自用气
旋流分离器出口总管cchukouzongguan
以上具体工艺及仪表流程见DWG-0204GP01-02。
4主要工艺设备和材料
4.1主要工艺设备
站内主要工艺设备有旋流分离器、压缩机组、发球筒、放空管等，参数如下：
表4.1-1主要设备参数表
序号
位号
设备
单位
数量
备注
1
D-2401A/B/C
旋流分离器处理量25×104Nm3/d，PN1.0MPa
台
3
新建，二用一备
2
X-2401A/B
往复式压缩机组撬
进口压力：
0.05~0.1MPa（g）
出口压力：
1.4MPa（g）
排量：
20×104Nm3/d
套
2
新建，二用
3
X-2402A/B
螺杆式压缩机组撬
进口压力：
0.05~0.1MPa（g）
出口压力：
1.4MPa（g）
排量：
10×104Nm3/d
套
2
新建，一用一备
4
ST-2401
放空管DN250H=10m
座
1
新建
5
PL-2401
发球筒DN300x250PN1.6MPa
具
1
新建
4.2主要材料选型
站内工艺管道、阀门根据工作介质及压力、温度划分1个材料等级，详见表4.2-1.
表4.2-1材料等级表
材料
等级
介质
设计
压力
设计温度
1.6A1
煤层气、排污物
1.6MPa
-20-80℃
4.3管材
管材选用具体详见材料等级规定SPE-0000GP00-00。
5施工技术要求
5.1施工前准备
5.1.1钢管、管件、阀门的检查
1）管子材料、管道附件、阀门的质量必须符合现行有关标准的规定，并应对制造厂的质量证明书、出厂合格证等进行严格检查，不合格者不得使用。
2）管材必须符合GB/T9711、GB/T8163中的有关要求。
3）钢管圆度允许偏差不应超过外径允许偏差，钢管的每米弯曲不得大于1.5mm。
管子表面检查无裂纹、气孔及超过壁厚负偏差的锈蚀或凹陷。
4）法兰及紧固件应符合有关标准要求，法兰密封面应光洁，不得有径向沟槽、裂纹、气孔及毛刺。
5）三通、弯头、异径接头应符合GB/T12459、GB/T19326，当其壁厚大于3.5mm时，应在端部切出30°-35°的坡口，并留出1-2mm的钝边；或者执行焊接工艺评定的规定。
6）管道弯头的使用应符合工艺设计的有关要求。
7）管材应有出厂质量证明书。
5.2管线焊接
5.2.1焊接要求
焊工必须经考试合格后方可参加焊接，所有焊缝均应以氩弧焊打底。
焊接材料应专门存放并做到防潮及油蚀。
最终选用应以焊接工艺评定为准。
管道焊接应采用多层焊接，施焊时，层间熔渣应清除干净并进行外观检查，烘干后方可进行下一层焊接。
管线焊接时，应保证每条焊缝连续一次焊完，相邻两层焊道起点位置应错开。
焊接引弧应在坡口内进行，严禁在管壁上引弧。
焊接的表面应光滑、平整，无分层、破损、锈、焊渣、油脂、油漆和其它不利于焊接的有害材料。
异种钢相焊时，宜采用与强度较高钢材相适应的焊接工艺。
焊接工应作焊接工艺评定，其记录方法、工艺规程制定、试验取样、试验方法以及焊工培训和考核方法必须严格按《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2012执行。
管道焊接应满足《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011的要求。
焊接工艺评定报告完成后必须交有关部门进行审查，待批准后方可按其工艺方法进行现场施工。
5.2.2焊接预热和焊后热处理
5.2.2.1一般要求
（1）焊接接头的焊前预热和焊后热处理应根据设计要求和焊件结构的刚性，在焊接工艺中确定热处理工艺。
（2）预热应在焊口两侧及周向均匀进行，应防止局部过热，预热宽度应为焊缝两侧各100mm。
（3）对有预热要求的焊接，在焊接过程中的层间温度不应低于其预热温度。
（4）热处理加热范围应为焊口两侧各大于焊缝宽度的3倍，且不小于25mm，加热区以外的100mm范围应予保温。
（5）热处理后的焊缝应符合规范要求，否则应对焊缝重新进行热处理。
一道焊缝热处理次数不能超过两次。
5.2.2.2特别要求
（1）当环境温度低于0℃时，无预热要求的钢种，在始焊处100mm范围内，应预热到15℃以上。
（2）若焊接工艺评定对预热有其他要求，应以焊接工艺评定为准。
5.2.2.3管道焊口检验与验收
站内管道对接和角焊缝应按照GB50540的要求进行100％外观检查，合格后方允许对其进行无损检测，无损探伤及验收合格等级要求及检测比例应不低于GB50540和SY4203的规定，具体要求为：
1）站内油气管线的无损探伤检测检查的比例及验收合格等级见下表：
设计压力
管道壁厚
检测方法
检测比例
检测等级
1.6MPa
＞5mm
超声波
100%
Ⅱ
射线
20%
Ⅱ
＜5mm
射线
100%
Ⅱ
2）无损探伤检测执行标准《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2013。
3）分段试压后连头、站内道路穿越段的焊缝应进行100%射线检测和100%超声波照相检查，Ⅱ级合格。
4）对不能进行超声波检测和射线探伤的部位焊缝，应进行磁粉检测或渗透检测，具体按《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2013进行。
5）焊缝的无损检验是全周长进行检验。
6）射线检测应存档5张底片，超声波应留下探伤记录，以利归档。
对不合格焊缝的返修，应制定返修工艺；同一部位的返修次数最多2次。
5.3管沟开挖及回填
1）管沟开挖前应查明地下是否有已建管线、电缆、光缆或其它构筑物，以采取相应的保护措施。
2）管沟开挖应按管底标高加深100mm。
单管敷设时，管底宽度应按管道公称直径加宽300mm，但总宽不小于500mm；多管道同沟敷设时，管沟底宽应为管廊宽加500mm。
3）管道下沟前，应对管沟进行复测，达到设计要求后方可下沟。
4）管沟尺寸允许偏差应符合下列规定：
（1）管沟中心线偏差为±50mm。
（2）管底标高允许偏差为0～-150mm。
（3）沟底宽度允许偏差为±100mm。
5）管道下沟前，应清理沟内塌方和硬土（石）块，排除管沟内积水。
如沟底被破坏（超挖、雨水浸泡等）或为岩石沟底，应用砂或软土铺垫。
6）管道应在不受外力的条件下，紧贴沟底放置到管沟中心位置，悬空段应用细土或砂塞填。
7）管沟回填应符合下列规定：
管道周围200mm范围内，回填土使用细土。
回填土分层夯实，每层200-300mm厚。
5.4管道吹扫试压
5.4.1吹扫试压前的要求
1）管道系统安装完毕后，在投入生产前，必须进行吹扫和试压，清除管道内部的杂物和检查管道及焊缝的质量。
2）检查、核对已安装的管道、设备、管件、阀门等，并必须符合设计文件要求。
3）埋地管道应在下沟回填后进行强度和严密性试验；架空管道应在管道支架安装完毕并检验合格后进行强度和严密性试验。
4）试压用的压力表必须经过校验合格，并且有铅封。
其精度等级不得低于1.5级，量程范围为最大试验压力的1.5～2倍。
试压用的温度计分度值应不小于1℃。
5）制定吹扫试压方案时，应采取有效的安全措施，并应经业主和监理审批后实施。
6）吹扫前，系统中节流装置孔板必须取出，调节阀、节流阀、流量计必须拆除，用短节、弯头代替连通。
7）水压试验时，应安装高点排空、低点放净阀门。
8）试压前，应将压力等级不同的管道、不宜与管道一齐试压的系统、设备、管件、阀门及仪器等隔开，按不同的试验压力进行试压。
9）每一个试压系统至少安装两块压力表，分别置于试压段高点和低点。
5.4.2吹扫
1）吹扫气体在管道中流速应大于20m/s。
2）管道吹扫出的脏物不得进入设备，设备吹扫出的脏物也不得进入管道。
3）系统试压前后应进行吹扫。
当吹出的气体无铁锈、尘土、石块、水等脏物时为吹扫合格。
吹扫合格后应及时封堵。
5.4.3管线试压
1）试压介质为洁净水。
当环境温度低于5℃时，应有防冻措施。
2）强度试压试验介质为水，严密性试压和泄漏性试验介质采用空气。
3）试验压力
（1）强度试验压力为设计压力的1.5倍。
（2）严密性试验压力与设计压力相同。
（3）管线设计压力以工艺管道仪表流程图、管线安装图的标注为准，具体如下:
6.3A1等级的管道设计压力为6.3MPa;1.6A1等级的管道设计压力为1.6MPa。
4）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。
水压试验时升压应缓慢，分阶段进行，升压次数按GB50540的规定，升压阶段间隔30分钟，升压速度不大于0.1MPa/min，达到强度试验压力后，稳压4h，检查无变形无漏，压降小于或等于试验压力的1%为合格。
5）试压中有泄漏时，不得带压修理。
缺陷修补后应重新进行试压，直至合格。
6）试压合格后，先排净管道内的试压用水，再用0.6～0.8MPa压力的空气进行扫线，以使管内干燥无杂物。
7）严密性试验应在强度试验合格后进行；用气体作为试验介质时，稳压24h不泄漏为合格。
5.4.4泄漏性试验
泄漏性试验应在压力试验合格后进行，其试验压力为设计压力。
泄漏性试验应逐级缓慢升压，当达到试验压力，并停压10分钟，应采用刷中性发泡剂等方法，巡回检查阀门填料函、法兰或螺纹连接处、放空阀、排气阀、排净阀等所有密封点无泄漏。
泄漏性试验合格后，应及时缓慢泄压。
5.4.5阀门试压
阀门的强度和密封试验应符合下列规定：
1）试压用压力表精度不低于1.5级，并经校验合格。
2）公称直径小于或等于50mm且公称压力小于或等于1.6MPa的阀门，从每批中抽查10%,且不少于1个；若有不合格，再抽查20%；若仍有不合格，应逐个检查试验此批阀门。
公称直径大于50mm或公称压力大于1.6MPa的阀门应全部进行试压。
3）阀门用清水进行强度和密封试验，强度试验压力应为工作压力的1.5倍，稳压不小于5min，壳体、垫片、填料不渗漏、不变形、无损坏，压力不降为合格。
密封试验压力为工作压力，稳压15min，不内漏、压力不降为合格。
4）阀门试压合格后，应排除内部积水（包括中腔），密封面应涂保护层，关闭阀门，封闭阀门，封闭主入口，并填写《阀门试压记录》。
5.5设备、容器的试压
设备、容器的试压按供货商的技术要求进行。
5.6干燥
5.6.1干燥要求
除排污管道外，其它天然气管道、放空管道等气体介质管道试压后必须进行干燥。
干燥方法采用干空气干燥法。
5.6.2验收标准
干燥后的管道内应完全为干燥空气。
干燥末期，管道出口处的空气露点达到-20℃后，继续用露点低于-40℃的干空气对管段进行低压吹扫，直到管道后半部分被较低露点的干空气完全置换，即可进行密闭实验。
当管道末端出口处的空气露点达到-20℃时，关闭干燥管道两端阀门，将管道置于微正压（50kPa-70kPa）的环境下密闭8h-12h后检测管线露点。
密闭试验后露点升高不超过5℃，且不高于-20℃为合格。
干燥验收合格后，应向管道内注入压力为50kPa-70kPa的干空气或氮气，其露点不低于-40℃干空气或氮气的露点，并保持管道密闭。
5.7管道、设备的防腐保温及涂色要求
5.7.1防腐要求
外购设备由厂家做好内外防腐；管道的防腐做法及材料见防腐专业设计文件。
5.7.2保温要求
设备和管线防腐保温要求及做法见防腐专业设计文件。
进站集气总管及旋风分离器存液部分需要电伴热，直至排污口阀门，并保温至地下0.83m。
5.7.3涂色要求
设备管道涂色要求见《油气田地面管线和设备涂色规范》SY/T0043-2006。
6存在问题
由于流量计、阀门等尚未订货，缺少相关尺寸、重量、管口高度及方位、螺栓孔位置等资料，待设备订货后，再根据设备具体资料进行相关的补充设计，施工方需根据现场到货情况进行核实，未尽事宜可在满足相关规范的情况下根据现场实际情况进行调整。
升级会员 