脱水站施工方案.docx
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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
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