脱水站施工方案.docx

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脱水站施工方案

第一章工程概况……………………………………………………………………1

第二章编制依据……………………………………………………………………1

第三章项目组织管理………………………………………………………………2

第四章主要工程量…………………………………………………………………2

第五章脱水装置区内置换与投产前置换…………………………………………3

第六章施工前气体检测……………………………………………………………3

第七章更换过滤分离器与部分阀门，更换重沸器主火管与引火管流程………3

第八章民用气改造…………………………………………………………………5

第九章新增阀门碰口与民用气改造碰口…………………………………………8

第十章脱水站醇路清洗……………………………………………………………8

第十一章被破坏地面部分的恢复…………………………………………………9

第十二章自控部分施工…………………………………………………………10

第十三章系统组态………………………………………………………………11

第十四章脚手架搭设……………………………………………………………11

第十五章材料的接收与保管……………………………………………………12

第一章工程概况

**脱水站位于四川省**，是一座集天然气集气、脱水、外输于一体的较大型集输场站，也是**，负责**口井和**线、**气田内部集输南干线等5条天然气集输管道的管理和向**地区供配气的管理工作。

**脱水站设计压力为6.4MPa，设计处理量100×104m3/d；目前井站处理量25×104m3/d，运行压力3.2MPa左右。

目前站内**气接气点为脱水前汇管区，天然气未进行深度脱水，供**民用气水露点不达标；**脱水站过滤分离器安全状况评估等级为4级，采用降压监控使用已达3年；站内个别阀门出现内漏现象；脱水工艺流程醇路系统盐结晶严重，影响脱水效果，导致三甘醇损耗量加大等。

针对以上问题，对**脱水站进行适应性大修。

第二章编制依据

Ø国家现行的法律、法规、定额文件，地区颁发的安全、消防、环保、文物等管理规定

Ø工程施工承包范围

Ø初步设计文件及地勘资料

Ø国家和行业现行主要施工验收规范和质量检验评定标准：

1.《天然气脱水设计规范》（SY/T0076-2008）；

2.《甘醇型天然气脱水装置规范》（SY/T0602-2005）；

3.《气田集输设计规范》（GB50349-2015）；

4.《石油天然气工业管线输送系统用钢管》（GB/T9711-2011）；

5.《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183-2004）；

6.《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB50540-2009）2012年版；

7.《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》（GB50236-2011）；

8.《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2013）；

9.《油气田地面管线和设备涂色标准》（SY0043-2006）；

10.《石油天然气工程制图标准》（SY/T0003-2012）；

11.《阀门检验与安装规范》（SY/T4102-2013）；

12.《压力容器定期检验规则》（SGR7001-2013）；

13.《动火作业安全管理规范》（Q/SY1241-2009；

14.《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》（GB/T50892-2013）；

15.《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》（GB/T50823-2013）；

16.《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343-2012）

17.《自动化仪表工程施工及质量验收规范》（GB50093-2013）;

18.《石油化工仪表供电设计规范》（SH/T3082-2003）。

第三章项目组织管理

1.施工前，对人员进行技术交底和安全交底。

2.施工过程中，现场必须配备警示标牌，人员必须正确佩戴安全劳保用品。

第四章主要工程量

1）脱水装置去内置换与投产前置换。

2）施工前的气体检测。

3）更换过滤分离器及部分阀门，拆除更换重沸器主火管和引火管流程。

4）民用气改造。

5）新增阀门碰口与民用气改造碰口。

6）脱水站醇路清洗。

7）被破坏地面部分的恢复。

8）自控部分施工。

9）系统组态。

10）脚手架平台搭设。

第五章脱水装置区内置换与投产前置换

新观脱水站大修工程停产施工，施工前对脱水装置区全面置换，置换合格后，方可进行施工。

完工后，对脱水装置区全面置换再次置换，进行试运行。

置换时，严格按照以下要求进行：

氮气置换空气时，当氮气置换气中含氧浓度小于2%时（参照QSY/XN2019-2013《天然气管道场站氮气置换作业标准》）为合格，应连续3次（每次间隔5min）进行取样分析，含氧浓度均小于2％时，注氮置换合格。

向管道内注入氮气的温度不应小于5℃，进气压力应控制在0.1MPa，并且在置换过程中的混合气体应排放至放空系统。

在氮气置换中应注意：

1、置换的管道内气体流速不大于5m/s；

2、置换放空口应设置在宽广的地带，放空区周围严禁火源及静电火花产生；

3、非本工程人员和各种车辆应远离放空区，放空立管口应固定牢靠；

4、置换过程中应在下游或管道末端放空；

5、置换过程中的混合气体排放到放空火炬时，应保证火炬处于熄火和环境温度状态。

氮气置换应符合《天然气管道场站氮气置换作业标准》QSY/XN-2019-2009中的相关要求。

第六章施工前的气体检测

在设备打开作业和动火作业施工前必须用气体检测仪进行气体检测，混合气体中甲烷体积百分比小于0.5%,且连续3次甲烷含量均小于0.5%为合格，合格后方可进行打开和动火作业。

第七章更换过滤分离器及部分阀门，拆除更换重沸器主火管和引火管流程

A.更换过滤分离器

1、搭设长4.5m*宽3.5m*高3.8m脚手架平台，拆除分离器相连接的阀门与管件，保证分离器吊装时有足够空间，确保安全，拆除的阀门与管件吊出装置区，转运至材料临时堆放点妥善安置，以便利旧安装时使用。

2、因装置区设施过多，吊车无法进入，造成吊距达到23m，遂拟定采用50T吊车进行过滤分离器吊装。

3、将脚手架平台拆除后，分离器拆除吊装出装置区，采用15T车辆将过滤分离器转运至材料临时堆放点，用吊车卸下，妥善安置。

4、将新的过滤分离器及利旧部分阀门与管件吊装进装置区，安装前，搭设长4.5m*宽3.5m*高3.8m脚手架平台进行安装，安装完毕，拆除脚手架平台。

5、吊装过程中须有专业人员值守指挥，分离器两端捆绑牵引绳，避免碰撞，吊装时必须严格分离器上固有吊点进行吊装。

6、脚手架搭设注意事项详见第十四章《脚手架搭设》。

B.更换阀门

本次工程需对部分阀门进行更换，并新增部分阀门。

1、更换过滤分离器进气管及放空管****阀门PN6.4MPaDN100手动球阀2只，更换稳压罐PN6.4MPaDN25排污阀1只。

2、将阀门螺栓拆除，将阀门两端原有焊口割除，取出阀门，再进行法兰焊接与阀门安装。

3、去**民用气接气点改为脱水站出口至新龙线支线上接气，为防止管线间窜气，影响正常供气，在民用气碰口点新增PN6.4MPaDN50控制阀1只；压缩空气储罐进口管线上新增PN1.6MPaDN25平板闸阀1只。

4、在设计位置，根据阀门规格，截断原有管线，截断时注意原有管线是否变形，再进行法兰焊接与阀门安装。

5、在更换安装过程中，精密测量后进行切割，不得强行组对，做到横平竖直。

C.拆除更换重沸器主火管和引火管流程

本次施工主要采用50T吊车吊装。

拆除重沸器主火管和引火管之前，先将灼烧炉拆除，然后进行重沸器的拆除和安装，具体施工分以下步骤：

1、搭设长3.5m*宽3.5m*高4.8m脚手架平台，吊车就位，使用吊车将灼烧炉上端稳定，拆除上端螺栓，将灼烧炉上端段用吊车拆除并用15T货车转运至材料临时堆放点放置妥善，并拆除脚手架平台，进行灼烧炉下端拆除。

2、搭设长3m*宽2m*高2.8m脚手架平台，打开重沸器，采用手拉葫芦对盘管进行拆除更换，用吊带固定在盘管一头，手拉葫芦将盘管拉出至1/4位置时，用吊车将盘管稳固，将手拉葫芦位置后移，重复此前操作，将盘管拉出至3/4位置后，由手拉葫芦进行盘管稳固，将吊点固定，再用手拉葫芦完全拉出，用吊车调离装置区，更换垫片。

3、更换垫片后，进行盘管安装。

4、对现场使用的吊装带及绳卡等吊具、索具进行复验，不得使用无质量证明书或试验不合格的吊索具，吊装带在使用前应对外观进行检查，若发现破损，应立即更换。

第八章民用气改造

A.管沟开挖

本次**脱水站大修工程需对民用气接气点进行改造，将去**民用气接气点改为脱水站出口至**支线上接气，需新增管线，管沟开挖按以下步骤施工：

1.在按照设计图纸在管道中心处放出管道中心线。

2.因现场情况复杂，采用人工开挖。

3.清沟

1）直线段管沟保证顺直畅通，曲线段管沟保证圆滑过渡，无凹凸和折线。

2）土方段管沟清除塌方。

4.管沟清理

1）管道下沟前，全面检查管沟成型质量情况，清理沟内塌方、石块等。

2）需要回填细土段管沟沟底不得有积水，否则要将积水排净。

3）对管沟清理平整后，进行复测，以保证达到设计深度。

B.管道安装

去**民用气接气点改为脱水站出口至**线支线上接气，为防止管线间窜气，影响正常供气，在民用气碰口点新增PN6.4MPaDN50控制阀1只；压缩空气储罐进口管线上新增PN1.6MPaDN25平板闸阀1只。

1管道焊接时严禁强力组对，站内工艺管线采用氩弧焊打底，手工焊填充、盖面的焊接工艺。

焊条、焊丝采用低氢型焊条。

2.管道开口不应在管道焊缝位置，且应避开焊缝热影响区。

3.管道、管道附件、设备等连接时，不得强力组对。

4.安装前应对阀门、法兰与管道的配合进行检查。

5.坡口加工应符合规范《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012年版）》GB50540-2009第5.1.5条规定。

6.钢管对接时，错边量应符合《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012年版）GB50540-2009第6.2.5条规定。

7.直管段上两对接焊口中心面间的距离不得小于钢管1倍公称直径且不得小于150mm。

8.管道对接焊缝距离弯管（不包括压制、热推或中频弯管）起点应大于100mm，且不得小于管子外径。

9.管道安装允许偏差值应符合《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009第6.2.12规定。

C.防腐

站内埋地管道及管件均采用聚乙烯胶粘带特加强级防腐，其性能指标应符合《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》（SY/T0414-2007）的要求。

站内立管出入土部位，从地下100mm至地面以上200mm范围内采用带配套底漆的特加强级聚乙烯胶粘带进行防腐。

补口补伤均采用聚乙烯胶粘带。

埋地管道及设施的防腐施工及质量检验要求执行《油气田及管道站场外腐蚀控制技术规范》（Q/SY1186-2009）的要求。

站场露空设备、管道采用涂装附着力强、耐候性优异、抗紫外线性能好、防腐性能好、不易褪色、装饰性好、使用寿命长的氟碳涂料防腐。

涂装结构为环氧富锌底漆（厚度≥80m）-环氧云铁防锈漆（厚度≥90m）-氟碳面漆（厚度≥80m），防腐层总厚度≥250m。

站内露空管道及设备外防腐涂料应满足《石油化工设备和管道涂料防腐蚀设计规范》（SH/T3022-2011）附录D的要求。

D.管沟回填

1.电火花检漏

下沟前，使用带环形圈电火花检漏仪检漏，检漏电压按设计及规范规定的电压。

发现漏点，标记明显，留待补伤人员补伤。

特别注意管墩与管子接触部位，用吊管机吊起后，擦干泥土进行检漏，防止漏检。

2.管道下沟

1）管道下沟起吊点距管道环焊缝不小于2m，起吊高度以1m为宜，管线起吊点间距不超过15m。

2）起吊用具采用尼龙吊带，严禁直接使用钢丝绳，避免管道碰撞沟壁，以减少沟壁塌方和防腐层损伤。

3）管道下沟时，轻轻放至沟底，不得排空挡下落,避免与沟壁刮碰，严禁损伤防腐层。

4）曲线段管道下沟时，使吊点位于管沟弧形的顶点附近，以保证管道下沟过程中不碰撞沟壁。

5）石方段下沟时，在靠管线一侧的起始段铺设保护屏，如防石屏或类似的材料，保证管子下沟时不与沟壁接触。

6）在容易塌方的地段下沟时，与挖沟结合，边挖沟、边下沟、边回填。

以免管沟坍塌，造成不必要的返工。

7）管道下沟后，管道与沟底表面贴实且放到管沟中心位置。

回填后管顶覆土厚度符合设计要求，不得出现浅埋。

8）管道下沟完成后，及时进行数据采集工作，保证数据的准确性。

3.回填

管道回填时应先用软土回填，软土厚度应符合有关管道施工标准的规定，然后再进行二次回填。

管道主体安装检验合格后，沟槽应及时回填。

回填前，必须将槽底施工遗留的杂物清除干净。

管沟回填时，先回填0.3m软土或细砂，不得损伤管道防腐层；其它土层回填按0.30m厚分层夯实；回填土应高出原地面0.2~0.3m。

不得选用垃圾、木材及软性物质回填。

管道两侧及管顶以上0.5m内的回填土，不得含有碎石、砖块等杂物，且不得采用灰土回填。

距管顶0.5m以上的回填土中的石块不得多于10%，直径不得大于0.1m，且均匀分布。

沟槽回填时，应先回填管底局部悬空部位，再回填管道的两侧。

沟底遇有废弃构筑物、梗石、木头、垃圾等杂物时必须清除，并应铺一层厚度不低于0.15m的砂土或素土，整平压实至设计标高。

E.吹扫试压

1、管道投产前须进行吹扫、试压。

2、管道安装完毕后，对新安装管线、设备进行分段吹扫，吹扫次数不少于两次，直到管内的泥土、杂物排除干净为止。

管道吹扫、试压方案必须制定防火措施并报技术、安全部门审批。

站内吹扫试压前需取下流量计、调压阀等设备，用钢管连通，用压缩空气进行吹扫。

吹扫时应设立吹扫口，吹扫口应在放散条件好的开阔地带，末端应固定，吹扫口流速在20m/s以上，直到管内无污物排出为合格。

3、吹扫结束后，用清水对站场新安装管线设备进行强度试验以及严密性试验，管道强度试压合格后进行严密性试压，试验压力为设计压力。

4、试压前将压力等级不同的管道、不与管道一起试压的设备、阀门、仪表隔离。

5、试压的排放口不得设在人口稠密区、公共设施集中区，排放应符合环保要求。

6、试压时，升压应缓慢，当压力升到试验压力的30%和60%时，应暂停升压，进行检查，无异常情况方可继续升压。

检查的重点部位为弯头、三通、仪表接头以及计量等部位。

7、试压过程中发现的管道缺陷应卸压后进行修补并重新按前述要求检验，然后重新试压至合格为止。

第九章新增阀门碰口与民用气改造碰口

本次**脱水站大修工程含DN153处，DN254处，DN504处，DN1004处，DN2003处。

1、新旧管道在碰口焊接作业前须满足下列要求：

（1）对原管道切割前，为防止因动火发生事故，先关闭原管道上下游的截断阀（确保该阀无内漏），再通过放空管线对该段管道内的天然气进行放空直至表压为零，放空天然气点火燃烧。

（2）放空后，对原管道内残留的天然气进行氮气置换合格后，才能进行动火切割，切割后需对原管道进行封堵，避免因天然气泄漏造成火灾等安全事故。

（3）采用丙酮对焊口及周围进行清洗，去除硫、污物和粉尘。

2、新旧管道碰口时进行焊前预热。

3、新旧管道碰口时与旧管道原对接焊口中心面间的距离不得小于钢管1倍公称直径，且不得小于150mm。

4、施工作业期间需随时对可燃气体进行监测，避免因天然气泄漏造成安全事故。

第十章脱水站醇路清洗

由于**脱水站内醇路系统盐结晶严重，影响脱水效果，并造成三甘醇损耗量加大，需对脱水工艺流程中醇路进行清洗，具体操作方案如下。

1检修内容及方案

（1）脱水装置醇路清洗应在设备检修维护完成后进行；

（2）停产时，关闭自过滤分离器来的天然气管道控制阀、干气出站总控制阀。

关闭三甘醇储罐至三甘醇循环泵间控制阀门及三甘醇补充罐间控制阀门；

（3）将脱水装置内三甘醇排至三甘醇低位储罐后用泵抽出，抽至最低液位时，管内剩余液体由排净阀倒空储罐溶液，罐内排出的三甘醇暂时储存在站场已有容器设施中；

（4）采用氮气对脱水装置输送天然气管道进行吹扫置换，置换合格指标为取样分析气体中CH4体积百分比＜0.5%。

（5）首先分别对三甘醇再生系统中与三甘醇溶液接触的所有设备采用碱液进行清洗，由三甘醇低位储罐注入闸阀注入碱液，用泵送碱液对三甘醇再生系统、醇路管线及吸收塔等设备进行循环清洗，清洗完成后排出碱液，从三甘醇低位储罐注清水清洗，清洗后PH值在7~7.5之间视为清洗合格。

循环清洗流程：

三甘醇低位储罐→三甘醇再生器重沸器→三甘醇再生器缓冲罐→贫富液换热器→三甘醇循环泵→稳压罐→干气贫液热交换器→吸收塔→贫富液换热器→三甘醇富液闪蒸罐→三甘醇富液溶液预过滤器→三甘醇富液活性炭过滤器→三甘醇富液溶液后过滤器→三甘醇重沸器再生器。

清洗后废液排至脱水站污水池，集中拉运处理。

（6）清洗完成后，对三甘醇脱水装置内的所有设备及管线进行吹扫、干燥及置换。

干燥合格指标为管道末端出口处空气露点达到-20℃，干燥合格后保持工段内压力为50kPa～70kPa；对工段进行氮气置换时，应控制流速为3.5m/s～4m/s，调节控制注氮温度不低于5℃，置换合格指标为取样分析气体中O2体积百分比＜2%。

2.操作规程：

（1）《西南油气田分公司天然气净化厂设备维护检修规程》

（2）《天然气净化厂开停工推荐做法》

（3）《净化工段操作规程》

第十一章被破坏地面部分的恢复

由于本次工程管道施工会对站内部分碎石地面造成一定破坏，在管道施工完工后，需对被破坏地面进行恢复。

恢复时，在被破坏地面上铺设20㎜厚1-3碎石并将开挖过程中翻出的泥土清理干净。

第十二章自控部分施工

1、对重沸器电子点火系统进行检修，更换点火针及配套高压电缆；更换火焰检测器，并在点火控制器取出火焰检测信号接入站控系统；成套设备厂家现场服务对点火系统进行检测、调试，整理点火控制系统柜内接线，并测绘电气接线图。

2、对灼烧炉点火系统进行检修，更换点火针、控制器；在灼烧炉现有视镜口设置火焰检测器1套，火焰检测信号接入站控系统。

3、将出脱水装置天然气管线上在线水露点分析仪信号接入站控系统。

4、更换重沸器上损坏的温度变送器。

5、在重沸器精馏柱出口管线设置一体化温度变送器1台，信号接入站控系统，与进重沸器燃料气流量调节阀组建成闭环控制回路，形成PID调节，以控制精馏柱出口管线温度。

6、更换空压装置干燥机控制电磁阀（4只）、进口管线及出口管线过滤器（3只）及干燥机分子筛。

7、厂家现场服务对脱水装置切断阀、调节阀进行检修，检修项目如下：

1）检测、调试脱水装置气动切断阀（6套）、气动调节阀（7套），包含阀体及执行机构、气动三联件、过滤减压器的检测、调试、清洗。

2）更换切断阀、调节阀气源部分气动三联件（2套）、过滤减压器（2套）。

3）更换天然气流量调节阀阀门定位器（1台）、气动加速器（1台）。

4）更换进天然气脱水装置放空切断阀电磁阀，共计2只。

5）更换进脱水装置天然气切断阀配套电磁阀，共计2只。

6）气动执行机构、调节阀增设气动管路板，将气源三联件、电磁阀安装在气动管路板上（共6台），同时更换部分执行器上使用时间较长的快速接头、卡套式接头、三通接头、尼龙管。

7）更换脱水装置部分阀门附件（包括排气消音器、气动接头等）。

8、将新白线天然气计量信号接入站控系统。

9、放空系统厂家现场技术服务，对放空系统进行检修，并协助站控系统厂家恢复控制室远程点火及监视功能。

10、站控系统厂家现场服务对站控系统进行点检、调试，主要检测内容如下：

1）SCS系统、SIS系统硬件维护、检测；

2）SCS系统、SIS系统软件维护、检测；

3）SCS系统、SIS系统I/O通道及回路检测；

4）SCS系统、SIS系统软件组态调整、报表清理、报警状态信息检查清理。

5）点检工作量见下表：

表4.1-1点检工作量表

需要点检的系统AIAODIDORS485

SCS系统5192773

SIS系统5/1617/

11、更换电气控制柜中TEG循环泵变频器2台。

12、本工程将更换脱水装置过滤分离器，自控专业将同时更换过滤分离器上配套压力表、差压表、就地磁浮子液位计。

具体操作规范见附件。

第十三章系统组态

系统组态由中石化工建设有限公司派专业人员到现场进行系统组态及专业培训。

具体方案见附件。

第十四章脚手架搭设

由于过滤分离器拆除更换以及重沸器的拆除更换需用到脚手架平台，搭设方案如下：

1、地基处理

 基坑回填土按照设计要求分层夯实，压实系数0.94，分层取样试验合格后方可进行下一步回填土。

土方回填完后表面用石子覆盖并夯实，厚度为10cm，基础上、底座下设置通长脚手板垫板，长度不少于两跨，厚度不小于50mm，布设必须平稳，不得悬空。

（并在四周距脚手架外立杆50cm处设排水沟和积水坑，排水沟用砂浆硬化。

2、立杆 

立杆顶端高出结构栏杆至少1.5m。

立杆接头除顶层顶步外，其余各层各步接头必须采用对接扣件连接，立杆与大横杆采用直角扣件连接。

接头交错布置，两个相邻立柱接头避免出现在同步同跨内，并且在高度方向至少错开50cm；各接头中心距主节点的距离不大于步距的1/3。

立杆在顶部搭接时，搭接长度不小于1m，必须等间距3个旋转扣件固定，端部扣件盖板边缘至搭接纵向水平杆杆端的距离不小于100mm。

3、大横杆 

大横杆置于小横杆之下，立柱的内侧，用直角扣件与立杆扣紧，采用至少6m 且同一步大横杆四周要交圈。

大横杆采用对接扣件连接，其接头交错布置，不在同步同跨内；相邻接头水平距离不小于50cm，各接头距立柱距离不大于纵距的1/3，大横杆在同一步架内纵向水平高差不超过全长的1/300，局部高差不超过5cm。

4、小横杆 

每一立杆与大横杆相交处（主节点）都必须设置一根小横杆，并采用直角扣件扣紧在大横杆上，该杆轴线偏离主节点不大于15cm。

小横杆间距与立杆纵距相同，且根据作业层脚手板搭设的需要，在两立柱之间等距离设置1根小横杆，最大间距不超过90cm。

小横杆伸出外排大横杆边缘距离不小于10 cm，伸出里排大横杆距离结构外边缘15cm。

上下层小横杆在立杆处错开布置，同层的相邻小横杆在立杆处相向布置。

 5、纵、横向扫地杆 

纵向扫地杆采用直角扣件固定在距离底座上皮20cm的立柱上，横向扫地杆则用直角扣件固定在紧靠纵向扫地杆下方的立柱上。

6、剪刀撑 

本工程双排落地脚手架采用剪刀撑与横向斜撑相结合的方式，随立柱、纵横向水平杆同步搭设，用通长剪刀撑沿架高连续布置，全部采用单杆通长剪刀撑。

剪刀撑宽度不应小于4跨，且不应小于6m，斜杆与地面的夹角在45°-60°之间。

斜杆相交点处于同一条直线上，斜杆与立杆交结点部要插到垫板处。

为保证剪刀撑的顺直，同时充分考虑剪刀撑的安全作用，剪刀撑采用对接扣件连接（保证钢管和对接扣件的质量）。

 本工程除在每一拐角处设置横向斜撑外，中间每隔6 跨设置一道。

横向斜撑在同一节间，由底至顶层呈之字形连续布置，斜杆采用通长杆件，使用旋转扣件固定在与之相交的立杆或横向水平杆的伸出端上。

第十五章材料的接收与保管

大型管材进场后在配电房对