整理附录4库鄯管道减压站更换XV1101阀动火实施方案.docx
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整理附录4库鄯管道减压站更换XV1101阀动火实施方案
中油西部管道塔里木输油气分公司
库鄯管道减压站更换XV1101阀动火实施方案
审批人：
张建坤
审核人：
聂玉江
编制人：
姜海斌、胡江锋、王树辉、李军
编制单位：
塔里木输油气分公司
编制时间：
2008年5月20日
1工程概况……………………………………………………………………………3
1.1工程概述…………………………………………………………………………3
1.2动火原因、地点部位及时间……………………………………………………4
1.3主要工程内容及工作量…………………………………………………………4
1.4动火级别…………………………………………………………………………10
2组织机构及职责……………………………………………………………………9
3动火施工…………………………………………………………………………13
3.1全线停输、流程确认…………………………………………………………14
3.2泄压作业……………………………………………………………………14
3.3高压封堵……………………………………………………………………14
3.4泄压排油……………………………………………………………………15
3.5封堵效果观察………………………………………………………………15
3.6低压封堵……………………………………………………………………15
3.7切割管线管段及动火焊接…………………………………………………15
3.8无损检测……………………………………………………………………17
3.9解除封堵……………………………………………………………………17
3.10充油排气、恢复流程………………………………………………………18
3.11污油回注……………………………………………………………………19
3.12防腐、恢复地貌………………………………………………………………19
3.13电缆安装、阀门调试…………………………………………………………19
3.14预计作业工时…………………………………………………………………19
3.15施工机具、设备、备件及所需材料…………………………………………20
4施工附图…………………………………………………………………………21
4.1减压站工艺流程图（附图1）………………………………………………21
4.2减压站XV—1101阀门更换站外封堵点平面布置示意图（附图2）………21
4.3减压站XV—1101阀门更换动火现场平面布置图（附图3）………………21
4.4减压站XV—1101阀门更换站外封堵点动火示意图（附图4）……………21
4.5库鄯管道站场、部分截断阀里程、高程表（附表1）……………………20
5保障措施………………………………………………………………………21
5.1动火作业的防护技术措施……………………………………………………22
5.2动火作业事故预案及应急措施………………………………………………24
5.3质量保证措施…………………………………………………………………25
5.4人员健康保证措施……………………………………………………………26
5.5现场环境保护措施……………………………………………………………26
6基础工作…………………………………………………………………………27
6.1编制依据及验收标准………………………………………………………27
6.2动火记录与竣工资料…………………………………………………………27
6.3施工影像资料的收集、整理和存档工作……………………………………27
7附录………………………………………………………………………………27
中油西部管道塔里木输油气分公司
库鄯管道减压站更换XV1101阀动火实施方案
1．工程概况
1.1工程概况
塔里木输油气分公司库鄯输油管道觉罗塔格减压站距库尔勒输油站339.5公里，其主要作用是通过减压阀节流，消耗管道最高点至鄯善末站间的多余落差位能，是库鄯输油管道重点要害部位。
目前，该站进站XV-1101电动球阀内漏，使得即使在停输期间站内压力仍然高达6Mpa以上，对该站的正常维修检修带来很大困难，对安全生产造成了严重威胁。
减压站收发球筒上的闸阀XV-1102、XV-1202关闭不严，使收发球筒长期带压，对收发球作业和安全生产带来严重隐患。
为了解决上述问题，需对这三个阀门进行整治，该项目已经获得中国石油股份公司管道分公司批准：
对XV-1101电动球阀进行更换、对XV-1102、XV-1202进行大修。
2008年2月21日，西部管道有限责任公司也在[西管规划字【2008】39号]第一批大修理项目计划中予以了安排，拟定于2008年实施。
此外，减压站地处库鄯输油管道340#桩，与管道高点落差751.3米，对进站阀XV-1101阀更换及XV-1102、XV-1202维修作业必须在减压站上游站外来油管道进行单侧封堵作业，阻断上游管道原油进入站内，封堵作业方式采用外侧高压机械封堵，内侧低压囊式封堵。
为确保XV-1102、XV-1202阀维修阀门安全，需要放空站内原油。
在对减压站进站阀XV-1101阀更换时，需要在站内管线上进行一级动火。
为确保阀门更换及维修的顺利实施，特编制此动火实施工方案，XV1102及XV1202阀维修方案见附件《塔里木输油气分公司XV-1102及XV-1202阀维修方案》。
1.2、动火原因、地点部位及时间
1.2.1动火原因及动火部位
为保证库鄯管道的安全平稳运行，需对减压站进站球阀更换，更换阀门需要进行一级动火作业。
本次动火共计有1处动火，2个动火点：
其中拆除XV-1101阀时，分别在该阀上下游有两个切割点（切割点以新更换阀门袖管安装长度及原阀门两端直管段长度确定），安装时有两个焊接点。
动火点位置详见动火点示意图。
1.2.2动火时间
根据运行、工程进展和设备到货情况，动火时间初步拟定于2008年6月15日进行，共计70小时。
1.3主要工程内容及工作量
1.3.1动火前期工作
1.3.1.1断管试验
负责此次减压站更换XV-1101阀改造动火的塔里木输油气分公司鄯善维修抢修中心在正式断管连头之前按所需断除管道相同规格、材质作断管试验，试验方式为离线锯割，试验设备为闸刀式锯管机。
1.3.1.2动火点保温层拆除，现场障碍物清理等
动火作业单位提前将预备安装主管道XV-1101阀的保温层彻底拆除，将XV-1101阀阀门两端保温铁皮2米拆除，并将管道表面防腐材料清理干净，拆除影响阀门更换作业施工的巡检过桥等障碍物。
1.3.1.3开孔及盘式封堵实验
动火作业单位提前对减压站所需封堵管道做等壁厚开孔及封堵实验，开孔尺寸分别为DN600、DN50、DN300。
封堵实验管道规格为φ610×7.1/mm，材质为X65，实验管道长度≥10米，实验压力4.0Mpa；φ610×7.1/mm封堵实验平台如下图所示：
1.3.1.4囊式封堵实验
动火作业单位提前对减压站所需封堵管道做囊式封堵实验，实验管道规格为φ610×7.1/mm，材质为X65，实验管道长度≥10米，实验压力0.5Mpa；φ610×7.1/mm封堵实验平台同上。
1.3.1.5库鄯管道12#阀室严密性实验
塔里木输油气分公司利用鄯善计量系统动火作业管道停输的机会，已先后进行了两次12#阀室严密性实验，实验结果表明：
1、库鄯管道12#阀室关闭严密；
2、关闭12#阀室后，通过减压站向下游泄压，可使减压站进站压力降至2MPa以下。
1.3.1.6盘式封堵三通及平衡三通的安装与焊接。
进行盘式封堵三通及平衡三通的安装与焊接时，必须将管道压力降低至运行压力二分之一，为满足焊接的要求，管道需正常停输16小时。
1.3.1.7焊接三通的试压
在开孔前需对已完成焊接三通进行压力试验，试验压力为管道运行压力，检验三通的焊缝、卡环调整孔有无渗漏，并稳压10-15分钟。
如果试验介质为水，压力表指针回落不允许超过试验压力的10%。
1.3.1.8囊式封堵法兰短节的焊接及夹板阀的安装。
在需要进行囊式封堵的管道上焊接一个法兰短节，在法兰短节上安装夹板阀，并在夹板阀上安装液压开孔机。
对短节及夹板阀、开孔机等进行整体试压，然后，实施带压开孔作业。
以上开孔点焊接时应遵循以下要求：
1、焊接工艺采用J507碱性焊条传统手工上向电弧焊焊接工艺，根焊、热焊、填充、盖面，焊接层数以三通上下护板环形焊缝及横焊缝填充饱满均匀为准。
507碱性焊条烘干温度为350ºC-400ºC，保温时间1-2h；
2、焊接完成后应对焊口进行100％外观检查，检查结果应符合下列要求；
A.焊缝药渣及飞溅物应清除干净，不得存在有电弧灼伤母材的缺陷。
B.焊缝整齐均匀、焊接接头过渡平滑、无裂纹、无未焊透、气孔、夹渣、烧穿及其他缺陷。
C.封堵三通两端环形焊缝根焊、热焊、填充以及盖面均为角焊，焊接时焊道两端母材熔合应饱满、均匀，焊缝高度以大于管道母材12.5％为准。
上下护板结合面横焊缝填充应饱满，焊缝宽度在坡口上口边缘每侧加宽为1—2mm。
D.平衡管路三通焊接时，支管鞍形接触面应提前打磨出焊接坡口，与主管道连接时焊道高度不高于支管母材。
支管焊接完成后进行鞍形弧板的焊接，内外焊道两端母材熔合应饱满、均匀，焊接接头过渡平滑，无裂纹、无未焊透、气孔、夹渣、烧穿及其他缺陷；
1.3.1.9开孔作业
1.3.1.9.1需要提前开孔的部位有3个，分别是：
1、盘式封堵：
DN6001个；DN501个。
2、囊式封堵：
DN3001个。
具体情况见下表：
序号
开孔名称
开孔机型号
孔径
数量
位置代号
备注
1
封堵孔
1200J-XL
DN600
1
A
盘式封堵
2
压力平衡孔、抽油孔
TDW860型
DN50
1
B
盘式封堵
3
送取囊孔
1200J-XL
DN300
1
C
囊式封堵
其中A点距离减压站站外防洪堤约30米。
开孔结束后，关闭夹板阀及各控制阀门，拆除开孔机。
1.3.1.10排油口及抽排油设备安装
从盘式封堵口至XV-1101阀之间的管段共设立两个排油口，分别位于盘式封堵的B点及收球筒排油口，以避免减压站上游管道内存油。
在站外B点排油口位置安放一台隔膜泵，并连接好排油软管，作为抽排油专用。
1.3.1.11现场大型车辆准备及管理
A、到达动火现场指定位置的车辆全部配戴防火帽；
B、消防车二台，义务消防员若干名；
C、30T油槽车3辆，用以运输动火管段排油，预计排油量60吨左右，另防止发生12#阀室及封堵不严情况时排油使用；
D、QY16、QY35吊车各一台。
1.3.1.12动火期间输油生产的安排
A、做好动火作业库鄯线全线停输工作；在动火作业开始前，合理安排输油生产，尽量降低轮南输油站与库尔勒输油站库存，做好库鄯管道与西部原油管道输油生产的衔接工作。
B、提前三天，将塔里木输油气分公司动火安排，以书面形式函告西部管道公司。
若当月有装车计划，还应提前函告铁路部门及乌鲁木齐原油协调办。
1.3.1.13封堵作业坑的开挖
为确保开孔封堵现场有足够的作业空间，便于机具的摆放及设备的作业，需要对开孔封堵作业坑开挖进行明确。
开挖一个贯通高压盘式封堵及低压囊式封堵的作业坑，作业坑总长度约10米。
1.3.1.14封堵现场道路的整治
由于开孔封堵区域位于减压站站外戈壁滩上，需要提前对作业现场的道路、场地进行平整，提供车辆、机具进出作业现场的专门通道。
1.3.1.15对XV-1101阀进行严密性试验。
1.3.2施工准备
1.3.2.1现场进行清理，保证作业现场干净、整洁。
准备好施工用具。
现场划出施工界线，树立警示标牌等。
施工设备试运转检查，确保各施工机具完好无误，处于最佳状态。
1.3.2.2对现场及周边环境进行调查分析，以便在紧急情况下进行人员疏散。
1.3.2.3在动火切口点的下方提前设置集油槽，集油槽内铺上一层塑料布（要覆盖住槽面），集油槽底部及动火切口点铺垫约50mm细土，旁边准备6至8个接油桶，用来在抽油不畅时往外清油。
1.3.2.4进行测量放线、定位，提前3天拆除保温层，因本工程管线处于地面上，管道距离地面净距离约900mm，满足为管线下部的作业空间要求（具体要求为切管和焊口下方处应保证不少于700mm以上的深度作为作业坑，作业坑长度应保证不少于2000mm，宽度不少于1500mm）。
1.3.2.5施工队伍进入现场后，施工机具摆放整齐，接通电源，对所有设备进行检查。
1.3.2.6确定锯管机位置，就位后做空行试验。
1.3.2.7断管设备架设、安装、调试。
1.3.2.8所有施工设备、机具等就位等待断管及动火焊接。
1.3.3动火点的主要工作量
a使用WACHS液压锯管机在DN500输油主管道断管2道；
b黄油墙封堵DN500管道2道；
c清理管口残油及污物；
d安装GroveB520×16〞电动球阀1具；
e焊接GroveB520×16〞电动球阀两端焊口2道。
1.4动火级别
依据中国石油天然气股份有限公司企业标准《输油气管道动火管理规范》Q/SY64-2003中4.1规定：
在φ273mm以上（包括φ273mm）管径的输油气管道干线和输油气站场油气管道上的动火均为一级动火。
本次动火中XV-1101电动球阀的安装需在库鄯来油主管道上断管以及焊接作业属上述规定范畴，为一级动火。
2.组织机构及职责
塔里木输油气分公司动火施工组织机构及负责人如下：
2.1指挥组
组长：
张建坤
副组长：
聂玉江郭晓峰蒋金生西部管道公司安全监督员
成员：
王文辉孙胜戈刘图征王树辉胡江锋姜海斌
现场总指挥：
聂玉江
职责：
负责组织本单位对动火方案的审批和上级单位对方案批复的落实，全权负责动火期间与动火有关的生产运行指挥和现场施工的安排、调整和实施工作；
负责动火期间重大决策的制定和下达；
负责其它有关动火的事宜。
2.2运行调度组
组长：
华毅
成员：
黄一勇李金亮胡江锋
职责：
负责动火期间调度指挥，工艺流程确认；
下达停输命令、流程操作令、达到动火方案规定要求；
配合工程施工组达到安全规定条件；
恢复生产的流程操作。
2.3工程施工组
组长：
王树辉
成员：
郇泽君李军张小军孙震东惠天鹏
职责：
动火现场开孔、封堵、排油、收油、断管、黄油墙砌筑、组对、焊接、堵孔等全过程的施工组织及实施；
对施工作业人员进行技术交底和过程监督；
负责恢复输油后的安全抢修保障。
负责作业坑现场的开挖及回填，负责施工管件的防腐工作。
现场动火施工组分工
工序
实施
单位
操作人
监护人
负责人
1
作业坑开挖
施工队
孙震东
郇泽君
2
防腐层清除
鄯善维修抢修中心
冯彦军
易凯
孙震东
郇泽君
3
开孔
鄯善维修抢修中心
佟志仁
冯彦军
王惠祥
孙震东
李军
4
抽油设备安装
鄯善维修抢修中心
冯彦军
王惠祥
程前
孙震东
郇泽君
5
排油
鄯善维修抢修中心
冯彦军
易凯
惠天鹏
李军
6
泄压作业
鄯善维修抢修中心
吕军敏
纪中和
惠天鹏
李军
7
高压盘式封堵
鄯善维修抢修中心
佟志仁
冯彦军
孙震东
李军
8
排油
鄯善维修抢修中心
吕军敏
纪中和
惠天鹏
李军
9
泄压作业
鄯善维修抢修中心
吕军敏
纪中和
惠天鹏
李军
10
低压囊式封堵
鄯善维修抢修中心
佟志仁
冯彦军
孙震东
李军
11
锯管机安装
鄯善维修抢修中心
冯彦军
王惠祥
孙震东
郇泽君
12
切管
鄯善维修抢修中心
冯彦军
王惠祥
孙震东
郇泽君
13
管口清理
鄯善维修抢修中心
易凯
王惠祥
孙震东
郇泽君
14
砌筑黄油墙
鄯善维修抢修中心
冯彦军
王惠祥
孙震东
郇泽君
15
油气检测
鄯善维修抢修中心
徐震
陈琨
徐震
郇泽君
16
组对
鄯善维修抢修中心
吕军敏
冯彦军
王惠祥
惠天鹏
李军
17
动火焊接
鄯善维修抢修中心
外聘
惠天鹏
李军
18
无损检测
无损检测机构
徐震
郇泽君
19
充油排气
鄯善维修抢修中心
吕军敏
冯彦军
惠天鹏
李军
20
防腐
鄯善维修抢修中心
冯彦军
纪中和
易凯
孙震东
李军
21
打压试验
鄯善维修抢修中心
冯彦军
王惠祥
孙震东
郇泽君
22
阀门离线调试
鄯善维修抢修中心
杨斌、张宏宇
魏磊
张小军
23
阀门在线调试
鄯善维修抢修中心
杨斌、张宏宇
魏磊
张小军
2.4安全、消防保卫组
组长：
孙胜戈
成员：
陈达卫徐震黄克明田学让
职责：
负责作业现场的安全检查、可燃气体浓度检测，监督检查动火操作是否符合安全规定；
监督检查动火点、作业场地是否符合国家和管道公司相关安全规定；
进行施工安全措施交底、进行安全教育，意外事故防范和安全撤离教育，现场安全监护、QHSE管理和与地方外部救援等事宜；
监督检查进入现场人员穿戴劳动保护及防火服情况，指挥员佩戴胸签；
实行对动火区域的烟火管制；
维护施工现场秩序、车辆管理、现场保卫；
负责现场消防器材配备和消防指挥。
2.5信息、后勤组
组长：
王德龙
成员：
艾立群傅国洲刘业鄯善后勤
职责：
动火期间的后勤保障及人员住宿。
动火作业期间的的通讯报道、对外信息发布。
3.动火施工
此次减压站动火施工顺序为：
全线停输→排油、泄压作业→高压盘式封堵→减压站内排油作业→低压囊式封堵→锯管→砌筑黄油墙→管口清理→油气检测→动火焊接→无损检测→充油排气
动火施工期间的所有操作程序控制，严格有关要求执行，每道作业程序应有相应的人员逐项检查、监督并签字确认。
各检查表见附录。
3.1全线停输、流程确认。
明确动火时间后，由分公司领导小组下达库鄯管道全线正常停输命令，全线停输完毕后，由各站级调度人员现场确认本站阀门位置状态正确，调控中心调度在操作员工作站上对全线阀门状态进行确认。
减压站调度现场确认阀门XV-1101、XV-1102、XV-1103、1213、1113、XV-1201、XV-1202、XV-1203处于全关状态。
3.2泄压作业。
利用高程差降低减压站进站压力。
关闭减压站上游的12#线路截断阀室，打开鄯善输油站进站阀并确认鄯善输油站原油进罐（进流量计）流程畅通，然后打开减压站XV-1101、XV-1201、XV-1003、1301阀。
以上操作完毕后，由调控中心调度远程设定减压阀PV-1001的开度，通过减压阀向下游泄压，直至减压站进站压力维持不变后关闭减压阀，停止向下游管道排油泄压。
3.3减压站上游高压盘式封堵。
安装STOPPLEII管道封堵器以及平衡管路，准确计算封堵头下放尺寸，并进行封堵作业。
在DN50开孔处安装排油软管，将封堵点至减压站埋地管道内原油通过气动隔膜泵将原油打入油罐车内，并始终保持DN50钢制闸阀处于常开状态；
3.4泄压排油
减压站上游高压盘式封堵完成后，关闭减压站出站阀XV-1201，打开减压阀PV-1001，使减压站内压力保持平衡。
通过收球筒对减压站站内高压管线进行泄压，待收球筒压力降低为零后，打开收球筒的排油阀向减压站污油罐排油，同时打开收球筒的进气阀进气，通过罗茨油泵将污油罐内原油输送至油罐车。
为确保减压站内原油排放彻底，现场还需打开减压阀下游排油阀、发球筒排油阀及进气阀进行排油操作。
阀门操作完毕后，应将阀门切换至“OFF”状态，并悬挂醒目的“禁止操作”安全警示牌。
3.5观察盘式封堵效果
排油完毕后，对封堵下游管道进行观察20分钟，确认封堵是否严密并进行囊式封堵。
3.6减压站上游低压囊式封堵
3.6.１打开夹板阀，向管道内（朝向下游）送进一个密封囊，并外接好氮气系统。
3.6.２向密封囊内充氮气，直至囊压升至P囊=0.08MPa（表压）为止。
打开放空阀，确认中间管段压力归零后，接泵排出或泄放中间管段的介质。
通过开孔点B和减压站发收球筒快开盲板处观察封堵是否关闭严密，现场准备抽油软管、气动隔膜泵、罗茨油泵及油罐车，以便于随时进行抽油作业。
3.7切割管线及动火焊接
3.7.1断管作业
3.7.1.1断管作业前必须确认站外封堵严密无泄漏，关闭XV-1102、XV-1103、XV-1105及PV-1001减压阀。
关闭减压站进站阀XV-1101，并拆除该阀的电动执行器、动力及仪表接线。
为防止管内残油落地，切管时在切口下方地面应铺放一层塑料布以及放置集油盆。
3.7.1.2依据加装袖管新阀尺寸复核断管切割尺寸并定点画线。
3.7.1.3使用液压锯管机对XV-1101电动球阀进行断管作业，其切割顺序为先下游，后上游，切割作业时使用冷却液对刀具进行冷却。
3.7.1.4将已切除的XV-1101电动球阀吊放至开阔地带并支放稳固，清理管道内油污并擦拭出钢管金属本色。
3.7.2黄油墙砌筑
在已切除的XV-1101电动球阀两端管口处采用干滑石粉和黄油按3：
1的比例调制成的油泥作黄油防爆隔离墙以阻隔管道内油气与外界空气混合，防爆隔离墙距动火点（管线端口）净距离不小于600mm，防爆隔离墙长度不小于600mm，并用冷水浸泡过的毛毡捆绑在管口两侧，阻止焊接产生的热量传递。
然后使用油气浓度测试报警仪对现场及管口进行测试，保证在安全范围内实施动火作业。
3.7.3管口处理
使用氧气乙炔及角向磨光机对XV-1101电动球阀位置按照新换阀门所需安装尺寸对管口进行切割修理；
3.7.4组对
复查原XV-1101球阀位置两端已断开管口黄油防爆隔离墙密封情况，防止墙体松垮塌落，确认牢固严密后将新更换XV-1101球阀吊放至阀门基座位置，使用外对口卡具配合起重设备对阀门与管道进行调整组对。
组对合格后，再次对管口及周围环境油气浓度进行检测，合格后，对管口进行预热并实施焊接作业；
3.7.5焊接
此次大修管道材质均为X65，焊接工艺为乌极氩弧焊（根焊），E8010-G焊条普通手工电弧焊热焊、填充、盖面，焊接层次为四层：
根焊（1遍）——热焊（1遍）——填充（1遍）——盖面（1遍）
根焊采用乌极氩弧焊焊接工艺；热焊、填充及盖面焊焊接工艺为碱性焊条普通手工电弧焊，使用E8010-G焊条，规格Φ4.0mm。
为确保焊接质量,避免产生缺陷，焊条应提前进行烘干并在使用过程中连续保温。
E8010-G碱性焊条烘干温度为350-400ºC，保温时间1-2h；对于下向焊纤维素焊条烘干温度80-100ºC，烘干时间0.5-1h。
（纤维素焊条包装良好不受潮湿可不烘干）。
焊接过程中在根焊及其他层间焊接完成之后，应对焊口进行仔细打磨，重点部位为焊道与母材夹角位置及焊接接头处，检查是否存在夹渣、气孔及裂纹。
焊接完成后应对焊口进行100%外观检查，检查结果应符合下列要求：
A焊缝药渣及飞溅物应清除干净，不得存在有电弧灼伤母材的缺陷。
B焊缝错边量不得超过壁厚的10%，且不大于1.6mm。
个别点位错边量大于1.6mm小于2.0mm连续长度不大于30mm。
C焊缝宽度在坡口上口每侧加宽为1-2mm。
D焊缝表面余高应为0-1.
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