天然气输气管道工程（城口段）阀室工程说明书

说明书项目号：文件号：第页0版编制校对审核审定工程概况本工程为万源-城口天然气输气管道工程（城口段），线路全长57.4km，沿途经过重庆市城口县双河乡、沿河乡、坪坝镇、高燕镇。管线设计输量8000×104Nm3/a，设计压力4.0MPa，管径DN200，选用无缝钢管，材质L245N；城口段新建城口末站1座，庙子河坝清管站1座、熊家截断分输阀室和三湾（坪坝）截断分输阀室各1座。熊家截断分输阀室为RTU阀室。上游干线来气经干线截断阀后直接输往下游，且在干线截断阀上、下游均设置放空管道接至放空立管，并预留分输用户接口。最大输气能力：8000×104m3/a；设计压力：4.0MPa：设计温度：-15℃～60℃设计依据1）《万源-城口天然气输气管线工程（城口段）勘察设计合同》，山东中石大工程设计有限公司和重庆燃气集团股份有限公司，2021年08月；2）重庆市政府办公厅《关于协调城口、巫溪天然气管道建设有关情况的报告》的领导批示抄告单，重庆市人民政府办公厅，2020年10月9日；3）《万源-城口天然气管道工程项目申请报告》，重庆燃气设计研究院有限责任公司，2021年04月；4）《万源-城口天然气管道工程可行性研究报告》（0版），重庆燃气设计研究院有限责任公司，2021年06月；5）《重庆市发展和改革委员会关于万源-城口天然气输气管线工程（城口段）项目核准的批复》，渝发改能源[2021]562号，2021年5月13日；6）《用地预审与选址意见书》(用字第500229202100002号)，城口县规划和自然资源局；7）《关于<万源-城口天然气输气管线工程工程联络函>的复函》，重庆燃气集团股份有限公司工程中心，2021年7月21日；8）《万源-城口天然气输气管线工程（城口段）初步设计B版》，山东中石大工程设计有限公司，2021年08月。遵循的主要标准规范（1）《输气管道工程设计规范》GB50251-2015（2）《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004（3）《工业金属管道工程施工规范》GB50235-2010（4）《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》GB50540-2009（5）《钢质管道焊接及验收》GB/T31032-2014（6）《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2020（7）《承压设备无损检测》NB/T47013.1～47013.13-2015（8）《现场设备、工业管道焊接工程施工规范》GB50236-2011（9）《石油天然气工程管道和设备涂色规范》SY/T0043-2020（10）《涂装前钢材表面处理规范》SY/T0407-2012（11）《阀门检验与安装规范》SY/T4102-2013（12）《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2017（13）《高压化肥设备用无缝钢管》GB/T6479-2013（14）《钢制对焊管件参数与类型》GB/T12459-2017（15）《钢制对焊管件技术规范》GB/T13401-2017（16）《钢制对焊管件规范》SY/T0510-2017（17）《混凝土和钢筋混凝土排水管》GB/T11836-2009（18）《压力管道规范工业管道第1部分：总则》GB/T20801.1-2020（19）《压力管道规范工业管道第2部分：材料》GB/T20801.2-2020（20）《压力管道规范工业管道第3部分：设计和计算》GB/T20801.3-2020（21）《压力管道规范工业管道第4部分：制作与安装》GB/T20801.4-2020（22）《压力管道规范工业管道第5部分：检验与试验》GB/T20801.5-2020（23）《压力管道规范工业管道第6部分：安全防护》GB/T20801.6-2020（24）《压力管道安全技术监察规程—工业管道》TSGD0001-2009（25）《油气长输管道工程施工及验收规范》 GB50369-2014站内管线设备编号说明4.1站场功能区域编号见表4.1-1。表4.1-1站场功能区域编号编号站场功能区域1阀组区、放空区4.2设备代码表4.2-1设备代码设备阀门代号设备阀门名称ESDV紧急截断阀4.3阀门及设备编号4.3.1阀门的编号按“阀门代码－站场单元代码－功能区代码－单元号－流水编号”编制，如：ESDV02011101②③④=5\*GB3⑤注：①阀门代码（见表4.2-1）站场单元代码，熊家阀室为0201③站场功能区代码（见表4.1-1）④单元号（工艺回路编号按一位数字表示，1~9）=5\*GB3⑤流水编号（编号按两位数字表示，01~99）。4.4管线编号按“区号－单元号－管道顺序号－管道公称直径（mm）×壁厚（mm）－设计压力－流体代码”编制。020101-DN200*6.3-PN40-NGXX（0201）XX（01）－XX（DN200*6.3）－XX（PN40－NG）②③④⑤注：①站场单元代码，熊家阀室为0201②管道顺序号（编号按两位数字表示，01~99）③管道公称直径（mm）×壁厚（mm）④设计压力（MPa）⑤流体代号（天然气：NG；放空：VT）施工技术要求5.1管线压力及规格5.1.1管线的设计压力站内管线设计压力为4.0MPa，详见管道特性表（0201储00表）。5.1.2管道规格（1）管线阀室DN200的主干线属于长输管道，设计压力为4.0MPa的管线为GA1类压力管道。阀室内DN100工艺管线属于工业管道，设计压力为4.0MPa的管线为GC1类压力管道。除放空管线外，站内管线≤DN200选用L245N无缝钢管。钢管执行标准《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB9711-2017PSL2，与其配套的管件材质同管道材质。放空管线采用Q345E，执行标准为《高压化肥设备用无缝钢管》GB/T6479-2013，与其配套的管件材质同管道材质。（2）管件管件与管线采用相同材质，弯头、三通等管件均选用钢制对焊无缝管件，其性能及验收应符合《钢制对焊管件参数与类型》GB/T12459-2017、《钢制对焊管件技术规范》GB/T13401-2017的要求；清管三通选用优质钢制对焊管件，符合《优质钢制对焊管件规范》SY/T0609-2016的要求。主管道与支管道的连接不能采用标准三通的，采用锻制对焊支管座，材质同主管材质，性能及验收应符合《钢制承插焊、螺纹和对焊支管座》GB/T19326-2012的要求。（3）法兰、垫片、紧固件与阀门配套的法兰、垫片及紧固件由阀门供货厂家提供。天然气管道法兰应选用带颈对焊法兰（WN），法兰密封面型式选用突面（RF）；与阀门和设备对接的法兰，其密封面型式应与阀门和设备法兰的密封面型式相匹配。当连接尺寸相同而压力等级不同的法兰相连接时，应按高等级的法兰选用。法兰、垫片及紧固件性能及验收应符合《钢制管法兰第2部分：Class系列》GB/T9124.2-2019《钢制管法兰连接用紧固件第2部分：Class系列》GB/T9125.2-2020的相关要求。5.2施工单位及人员要求施工单位必须具有相应的施工资质，并具有相同工程施工的业绩。焊接施工前，进行焊接工艺评定。压力管道焊接及检测人员必须执证上岗。5.3材料的检验及验收所用的材料和设备必须具有有效的质量证明文件，并应符合下列规定：（1）材料质量证明文件的特性数据应符合相应产品标准的规定。（2）进口产品应有进口许可证及商检证明。（3）管道与附件在施工安装前应进行下列检查和验收：①管道应按照要求核对材质、规格和型号，技术性能符合《石油天然气工业管线输送用钢管》（GB/T9711－2017PLS2）的要求。②管道施工前，应按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》GB/T50540-2009的要求对钢管、管件、阀门、螺栓、螺母等所有管道组成件进行检查，不合格者不能使用。5.4主要设备安装5.4.1阀门等的基础必须待设备到货核实安装尺寸（底座、地脚螺栓）后，方可进行土建基础施工。5.5管线安装与敷设5.5.1进出阀室以及阀室内主管线为埋地敷设，阀组区内管线采用地面管墩、支架支撑方式敷设，放空管线采用埋地敷设。管线安装一般应在设备就位后，先安装与设备有关的管线，然后安装工艺管线。5.5.2管线以焊接形式连接，在管线与设备连接处采用法兰连接。5.5.3过路套管施工：（1）套管内的管段不应有焊缝。管子底部不得贴于套管内底，套管内采用绝缘支撑。（2）套管两端先采用沥青麻刀封堵，并在端口用防水水泥砂浆密封严实。防水水泥砂浆为一般水泥砂浆加3%～5%的防水剂制成。沥青麻刀打入套管内长度为150mm，防水砂浆厚度为50mm。套管按埋地管线要求防腐。5.6管道焊接阀室主干线、放空管线采用焊条电弧焊（SMAW）焊接工艺，阀室内其他输气管道采用钨极氩弧焊（GTAW）焊接工艺，通球管线焊接处内壁不能有任何焊瘤与焊刺，阀门选用内径与管线内径一致的等径阀门。管道焊接要求符合《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）和《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012年版）（GB50540-2009）的规定。焊丝选用原则：本工程管道材质L245N，主干线工艺管道根焊采用AWSA5.1E6010焊条焊接，填充、盖面采用GB/T5117E5015；阀室内其它L245N材质管线根焊、填充盖面均采用GB/T8110ER50-6焊丝焊接。放空管道为Q345E，焊接采用低氢钾型焊条碳钢焊条AWSE7016焊条，手工下向焊的焊接方法。本设计文件中选用的焊接工艺及焊条仅为推荐，最终选用的焊接工艺及焊条应以焊接工艺评定为准。施工前先进行焊接工艺评定，焊接工艺评定应符合《钢制管道焊接及验收》（GB/T31032-2014），然后根据合格的工艺评定编制焊接工艺规程。焊接工艺指导书和焊接工艺评定内容应按照《钢质管道焊接及验收》（GB/T31032-2014）的要求进行。焊接材料（包括焊条、焊丝、焊剂及焊接用气体）使用前应按相关标准的规定进行检查和验收。焊接材料应具有质量证明文件和包装标记。焊接材料的储存应保持适宜的温度及湿度。室内应保持干燥、清洁，相对湿度应不超过60%。焊接的环境温度应能保证焊件的焊接温度和焊工技能不受影响。环境温度低于焊接规程中规定的温度时，若无有效的保护措施，不应施焊。焊接时的风速应不大于2m/s，当超过规定时，若无有效的保护措施，不应施焊。焊接电弧1米范围内的相对湿度应不大于90%。5.7管道检验管道焊缝的无损检测按《输气管道工程设计规范》GB50251-2015、《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012年版）GB50540-2009执行，要求阀室内管道的对接焊缝应进行100%射线和手工100%超声波检测。射线检测和超声波无损检测应满足《石油天然气钢制管道无损检测》SY/T4109-2020的要求，合格等级为II级。对不合格焊缝的返修，应制定返修工艺；依据《油气管道工程站场工艺管道焊接技术规定》，同一位置焊缝的返修次数不应超过2次，根部焊缝只允许返修1次。返修工艺应按《钢质管道焊接及验收》（GB/T31032-2014）的要求进行。管道建设单位和无损检测单位应建立相应的信息系统，超声波检测、射线检测均应使用具备数字式及存储功能可形成电子文档记录的检测设备或辅助设施，将无损检测成像或底片形成电子文档，并将电子文档和评片记录同时上传信息系统，便于对检测记录进行复核和复查，并在信息化管道信息中备查。5.8设备安装与检验（1）阀门的检查、安装执行《阀门检验与安装规范》SY/T4102-2013。（2）所有设备厂家供货必需配对法兰、垫片及紧固件。（3）所有设备安装待设备到货后，核对无误，按实际尺寸进行安装。并应遵守其说明书中所提出的施工及安装要求。（4）阀室内各种建（构）筑物及设备基础必须坐落在原状土或夯实的土层上。混凝土支墩与罩棚基础、设备基础等相碰时，可适当调整混凝土支墩位置或采用现场浇注的施工方式。5.9管线吹扫、试压、干燥、置换管道吹扫、试压干燥、置换按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012年版）GB50540-2009中相关要求执行。5.9.1吹扫1）吹扫前，系统中节流装置孔板必须取出，节流阀必须拆除。2）不参与系统吹扫的设备及管道系统，应与吹扫系统隔离。3）吹扫宜用压缩空气，吹扫压力应小于管道设计压力。4）吹扫时，应以设备、机器为分界线，将管道逐段吹扫。吹扫顺序宜先干线，后支线。5）吹扫气体在管道中流速应大于20m/s。吹扫压力不应大于0.3MPa。6）管道试压前后均应进行吹扫，管道系统在吹扫过程中，应在排出口用白布或涂白色油漆的靶板检查，在5min内，靶板上无铁锈及其他杂物为合格。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，吹扫合格后应及时封堵。5.9.2试压管线安装完毕后，在防腐前应进行系统的强度和严密性试验，试压前后应对管内进行吹扫，清除管道内部的杂物及积水。所有设备试压按制造图或出厂说明书要求进行，试压合格后方可进行现场安装。管道安装完毕后进行管道强度试验及严密性试验。强度试验采用洁净水，试验压力应为设计压力的1.5倍，必须排净系统内的空气。升压应分级缓慢，达到试验压力后，稳压4h，管道目测无变形、无渗漏，压降小于或等于试验压力的1%为合格。然后降至设计压力进行严密性试验，并以稳压24h不泄漏为合格。管线、阀门等试压按照《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（2012年版）GB50540-2009中相关要求执行。试压宜在环境温度5℃以上进行，环境温度低于5℃时，水压试验应采用防冻措施。试验介质宜在室外合适地点排净，排放时应考虑反冲力作用及安全环保要求。设备按照厂家说明书要求试压。强度试压时应设置高点排气、低点排水口，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。管线试压完成后宜按以下原则处理：（1）管线公称直径≤DN100：可通过管道清洁吹扫，进行排水；（2）管线公称直径＞DN100：切除排水管段，焊接新管段后进行100％的射线检测及100％的超声波检测。站场试压完毕合格后再与设备连接，连接处焊缝应进行100％的射线检测及100％的超声波检测。5.9.3干燥和置换除各类水管道及排污管道外，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，干燥方法宜采用空气干燥法。管道吹扫试压后，进行管道系统干燥。（1）进入管道的干空气温度不宜超过50℃。（2）管道干燥末期，当管道出口处的空气露点达到-20℃的空气露点后，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。（3）当管道末端出口处的空气露点达到-20℃的空气露点时，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℃的空气露点，为合格。干燥验收合格后，应向管道内注入压力为微正压（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。在干燥验收合格后，如果不能立即投入运行，宜用干燥氮气置换管内气体，并应保持内压0.12MPa~0.15MPa（绝）的干燥状态下的密闭封存。5.9管线防腐5.9.1管线除锈施工技术要求在管道安装和试压的中间验收合格后进行除锈。（1）管道采用《涂装前钢材表面处理规范》（SY/T0407-2012）规定的喷（抛）射除锈方法和磨料，对管道及金属设施表面进行喷（抛）射除锈。表面处理至少应达到《涂覆涂料前钢材表面处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清除原有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级》（GB/T8923