油气处理厂工程设计交底

一概述根据和田河气田推荐的开发方案及短期应急调峰方案，结合和田河已建地面工程情况，和田河气田整体设计规模为600×104m3/d，其中新建油气处理厂设计规模500×104m3/d、老厂规模100×104m3/d。正常生产时只运行新建油气处理厂，处理量312×104主要工程量序号工程量名称单位数量备注一油气处理厂1工艺装置1.1集气装置套1600×1041.2脱硫装置套1500×104m3/d1.3脱水脱烃装置套1500×104m3/d1.4凝析油处理装置套12.1×104t/a，提馏工艺1.5硫磺回收装置套11.03t/d，OR-GREEN氧化-还原法1.6产品气外输装置座11.7加油站座12辅助装置2.1油罐区座12个200m3内浮顶罐，2个120m2.2空氮站座13台螺杆式压缩机及吸附式干燥系统，变压吸附式制氮系统1套2.3火炬及放空系统套1DN600×70000天然气放空火炬1座DN200×70000酸气放空火炬1座2.4燃料气系统套12.5全厂工艺及热力系统管道套12.6分析化验室座1四给排水1苦咸水淡化处理系统套21用1备，油气处理厂单套产水规模240m32生产污水处理装置套1处理规模360m3/d.3生活污水处理装置套1处理规模72m3/d.4生产污水蒸发池座1V有效=79350m位于油气处理厂北侧2km处5生活污水蒸发池座1V有效=18150m位于油气处理厂北侧2km处6浓盐水蒸发池座1V有效=18150m3位于油气处理厂北侧2km处7钻井污水蒸发池座1V有效=14450m位于油气处理厂北侧2km处五供配电35kV变电所1座，10/0.4变电所3座，35kV架空电力线路105.5km；10kV架空线路20km六通信光纤传输系统、光缆线路、工业电视监控系统、处理厂扩音对讲调度系统、无线集群通信系统七热工4×1500~2000kW（现场极端工况）燃气电站1座、导热油炉供热站1座余热锅炉系统、水处理及换热站1座，建构筑物采暖通风空调系统八自控系统处理厂PCS、SIS系统及FGS系统1套，气田RTU系统28套，站控系统2套。九防腐工程阴极保护站、深井阳极、管道防腐1厂站内埋地管道及设备防腐m2120852厂站内露空管道及设备防腐m2298583储罐和设备外壁防腐m257554储罐和设备内壁防腐m250375储罐和设备内壁牺牲阳极安装支156十建筑m218090公寓7588m十二总图工程m2414665合622亩，不含道路征地十三消防消防管网、移动式灭火设施1室内外消火栓给水系统套2油气处理厂和公寓各1套2消防喷淋系统套1油气处理厂油罐区二集输专业1设计范围主要包括集气装置，产品气外输装置，老处理厂集气装置改造。2施工及验收标准、规范2.1集气装置、老处理厂改造集气装置设计、施工主要遵循如下规范：1）《油气集输设计规范》GB50350-2005；2）《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009；3）《工业金属管道工程施工规范》GB50235-2010；4）《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；5）《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006；6）《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》SY/T0599-2006；7）《控制钢制设备焊缝硬度防止硫化物应力开裂技术规范》SY/T0059-1999；8）《电热法消除焊接应力工艺规程》SY/T4083-2012；9）《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）；10）《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011；11）《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008；12）《高压化肥设备用无缝钢管》GB6479-2000；13）《高压锅炉用无缝钢管》GB5310-2008；14）《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005；15）《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2002；上述各规范、标准中要求不一致时，按较高的要求执行。2.2产品气外输装置设计、施工主要遵循如下规范：《输气管道工程设计规范》GB50251-2003《石油天然气工程设计防火规范》GB50183-2004《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2011《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009《天然气压缩机（组）安装工程施工技术规范》SY/T4111-2007《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005《石油天然气钢质管道对接环焊缝全自动超声波检测》SY/T0327-2003《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006《石油工业动火作业安全规程》SY/T5858-20043钢管种类规格钢管种类规格表种类规格集气装置老厂改造产品气外输装置（非含硫）L360NS（酸性服役条件）

L360N（螺旋缝钢管）

DN400Ø406.4×14.2√

DN500Ø508×10DN250Ø273×10√

L360N（无缝钢管）

L360NB（B级管附加酸性服役条件）

DN400Ø406.4×10DN300Ø323.9×11√

DN200Ø219.1×6.3DN200Ø219.1×8.8√√L245N（无缝钢管）

DN150Ø168.3×7.1√√DN150Ø168.3×5.6DN100Ø114.3×5.6√√DN100Ø114.3×5L245NS（酸性服役条件）

DN80Ø88.9×4.5DN80Ø88.9×6.3√

DN50Ø60.3×4DN50Ø60.3×5√√16Mn（放空用）

16Mn（放空用）

DN200Ø219.1×6.5DN200Ø219.1×6.5√

DN150Ø168.3×6DN150Ø168.3×6√

DN50Ø60.3×5DN100Ø114.3×5√

304（不锈钢管仪表风）

DN80Ø88.9×5√√DN25Ø33.7×2.8DN50Ø60.3×5√√304（不锈钢管仪表风）

DN50Ø60.3×2.8√

DN25Ø33.7×2.8√

4.施工技术要求（焊接、安装、验收）4.1集气装置、老厂改造（含硫）执行《气田集输工程集输站场施工技术要求》----集-00341。管道焊接应符合《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009。4.2焊接工艺的试验与评定1）对于含硫条件下使用的钢种和焊接材料，在焊接生产开始前，均应进行焊接工艺评定和焊缝的抗SSC和HIC评定试验。管道焊接工艺试验和评定应符合《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2002和《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》SY/T0599-2006的有关规定。2）用于异种钢对焊，在焊接生产开始前，均应进行焊接工艺试验和评定。管道焊接工艺试验和评定应符合《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）第5章的有关规定要求。3）施工单位已有的焊接工艺评定结果在新建工程上使用时，需要进一步确认。4）施工单位应根据合格的焊接工艺评定编制相应的焊接工艺规程。5）管道焊接材料应根据焊接工艺评定确定，保证焊接接头的化学成份和母材相近，力学性能应大于/等于母材在标准中规定的最小值。6）在施工过程中，选取椭圆度和直径相近的管道进行组对焊接。4.3焊前预热焊后热处理及硬度检查1）当焊接工艺规程中有焊接前预热要求或环境温度低于5℃、湿度大于90%潮湿环境必须对焊缝区进行焊前预热。预热温度不应低于焊接工艺规程规定的温度，并且不超过这个温度502）焊口预热范围以对口中心线为基准，每侧不应小于管子壁厚的三倍或100mm（取较大值）宽的圆周范围。加热应均匀，严禁局部过热。在焊接过程中，焊缝层间温度不得低于其预热温度。3）焊接工作全部结束后，应采用电热法进行焊缝热处理。热处理应按照焊接工艺规程规定的焊后热处理工艺进行升温、保温和降温操作。4）原料气管道对接焊缝均应进行硬度检查，对于直径＞200mm管道应检查顶、底侧三个部位，对于直径≤200mm检查底或侧一个部位。每个检查部位的检查数量应不小于3点，且应分布在母材、热影响区和焊缝上，其结果应满足HV10≤248。4.4焊缝检验1）所有管道焊缝应先进行外观检查，管道焊缝按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009第7.4条执行。2）站内所有原料气管道（放空阀、排污阀前的管道）、油水管线、净化气管道（放空阀、排污阀前的管道）均应进行进行100％的超声波探伤和100％的射线探伤达II级为合格，含硫放空管线应进行100%超声波探伤检查，其站内管线还应进行20%的射线复检，站外管线应进行15%的射线复验；超声波和射线探伤均达Ⅱ级为合格。上述检测标准按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）执行。3）管道焊缝抽查时，应侧重抽查固定焊缝。管道焊缝射线检测和超声波检测应符合《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）的规定，达Ⅱ级为合格。4）不能进行超声波或射线探伤的部位应进行磁粉检测或渗透检测，磁粉检测和渗透检测按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）进行。4.5焊缝返修1）焊缝返修前，应采用砂轮打磨法消除缺陷，并经过无损检测证明缺陷完全清除。2）焊缝返修应按焊接工艺规程或返修规定进行。3）管道焊缝同一部位的返修只允许进行一次，一次返修不合格的焊缝应采用机械方法从管线上切除，非含硫气管道焊缝同一部位返修次数不得超过两次。4）在盖面焊中出现的非裂纹缺陷，允许不经业主或监理批准直接返修。5）根焊及填充焊管道出现的非裂纹性缺陷，经业主或监理批准后可进行返修。6）裂纹性缺陷不允许返修。7）返修后的焊缝应允许使用原来的检测方法进行检验（含焊后热处理、硬度检测）。8）焊缝返修应做好返修记录并归档。9）其他老厂改造部分与原管线交接开挖部分严禁使用机械强制开挖。4.6外输装置（非含硫）执行《外输管道工程站场施工技术要求》---集-002164.6.1管道焊接1）站外管道必须清扫干净后，方可与站内管道焊接。2）本工程对不能进行整体强度试压的单根管子在焊接前须经强度试压合格后方可进行焊接。试压要求详见7.3节。3）在管道焊接生产中，对于任何初次使用的钢种，焊接材料和焊接方法都应进行焊接工艺试验和评定。焊接工艺试验和评定应符合《钢质管道焊接及验收》（SY/T4103-2006）第5章的有关规定。施工单位已有的焊接工艺评定结果在新建工程上使用时，需要进一步确认。4）新建管道与已建管道碰口焊接时，需进行焊前预热、焊后热处理，其预热温度为100℃-150℃；热处理温度为590º±15~20ºC，采用电中频加热方式，保温时间为1h，保温长度为焊缝中心线两侧200mm，并应进行硬度检查，满足HB5）《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009第7章的有关规定。6）在阀门的焊接过程中及焊接后五分钟，应保证阀门密封部位的阀体温度不超过阀门出厂说明书中规定的温度。7）阀门与管道焊接时应全开。8）直缝埋弧焊管道对接时，两端接管的焊缝之间应相互错开100mm以上。4.6.2焊接材料在设计文件中的焊接材料根据同类工程评定合格的焊接工艺报告书开列，施工时，焊材型号由施工单位根据本工程的焊接工艺评定报告选择。钢管在进行对口焊接时，均应进行焊接工艺评定试验（参照《钢质管道焊接及验收》SY/T4103-2006等现行的相关标准执行）。在其评定合格后，施工单位才能进行现场组焊，并严格按照《焊接工艺规程》的要求进行操作。4.6.3焊缝的检验1）无损检测人员应按锅炉压力容器无损检测人员资格考核委员会制定的《无损检测人员考试规则》考取资格证书，评片应由取得Ⅱ级资格证书及其以上的监测人员承担。2）管道焊缝应先进行外观检查，管道焊缝按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》GB50540-2009第7.4条执行。3）站内所有净化气管道（放空阀、排污阀前的管道）以及未经试压的碰口的管道均应进行进行100％的超声波探伤和100％的射线探伤达II级为合格，排污、放空管线应进行100%超声波探伤检查，其站内管线还应进行20%的射线复检，站外管线应进行15%的射线复验；超声波和射线探伤均达Ⅱ级为合格。上述检测标准按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）执行。4）焊缝超声波检验按《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2005标准执行，达到规定的Ⅱ级为合格。5）焊缝X射线照相检验按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）标准执行，达到规定的Ⅱ级以及以下规定为合格：焊缝不得有裂纹；条形缺陷的质量：A、外径大于114mm①单个：≤7mm；②累计长度：任意300mm焊缝长度内，其累计长度不超过25mm。B、外径小于或等于114mm①单个：≤T(管壁厚)，最小可为8mm；②累计长度：圆周的5%，但最小可为12mm。根部未熔合的质量分级：不允许；夹层未熔合的质量分级：不允许；未焊透的质量分级：A、未焊透缺欠影像黑度超过相邻较薄侧母材黑度：不允许；B、根部未焊透①深度h≤10%壁厚，且不超过1.5mm；②单个长度：≤10mm；③总长度：任意300mm焊缝长度内，其累计长度不超过18mm；④小口径（外径≤114mm）：单个长度≤12mm，总长度不超过圆周的10%，且应小于18mm。C、错边根部未焊透①深度h≤≤10%T壁厚，且不超过1.5mm；②单个长度：≤25mm；③总长度：任意300mm焊缝长度内，其累计长度不超过50mm；④小口径（外径≤114mm）总长度不超过圆周的10%，且应小于25mm。内凹的质量分级：根部内凹：①深度h≤15%壁厚，且不超过2mm；②单个长度：≤12mm；③总长度：任意300mm焊缝长度内，其累计长度不超过18mm；④小口径（外径≤114mm）总长度不超过圆周的10%，且应小于18mm。深度的判定对未焊透和内凹深度使用沟槽式测深计进行判定。沟槽式测深计的厚度宜与焊缝余高相近，其型式和规格应符合《钢管环焊缝熔化焊对接接头射线透照工艺和质量分级》（GB/T12605）中附录A的要求.综合评级：①任意连续300mm焊缝长度中，条状缺陷和未焊透的累计长度不超过35mm；②在圆形缺陷评定区内，同时存在圆形缺陷、条状缺陷和未焊透或内凹时应各自评级，将级别之和减一。本补充规定与SY/T4109相矛盾时，应按较高的检测要求进行判别。6）经检验不合格的焊缝，清除和返修按SY/T4103-2006中第10条缺陷的清除和返修中的相关要求执行。包括：返修权限：除非业主同意返修，否则所有带裂纹的焊口应按有关规定从管线上切除。对非裂纹性缺陷，同一部位的返修不得超过两次。验收标准：返修区域应采用返修前使用的检测方法进行检测。7）返修焊缝应按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY4109—2005）标准进行渗透检查，无缺陷为合格。8）经检验不合格的焊缝，在返修后，应根据本工程评定合格的焊接工艺评定试验报告书来确定返修焊缝是否进行热处理。经焊接工艺评定确定如需进行热处理，其返修焊口应进行硬度检查。9）检测单位应根据焊接工艺评定以及材质要求，按下述规定进行检测：确定其材质具有延迟裂纹倾向等缺陷，应在焊接完成24小时后进行无损检测；确定其材质无延迟裂纹倾向等缺陷，除对对接焊口时间有特殊要求时，可在其焊接完成后4小时进行无损检测，其余在24小时后进行无损检测。返修口、新旧管道连头碰口应在焊后24小时之后进行无损检测。10）不能进行超声波探伤或射线照相的部位焊缝，按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2005）的规定进行渗透或磁粉检验，无缺陷为合格。11）射线照相检查中，有一个焊口不合格，应对该焊工或流水作业焊工组在该日或该检查段中焊接的焊口加倍检查，如再有不合格的焊口，应停止该焊工对该类焊缝的焊接工作，并对其余的焊口全部进行射线探伤。三加工专业1设计范围本工程加工专业设计范围包括脱硫装置、脱水脱烃装置、凝析油稳定装置、硫磺回收装置、加油站、油罐区、空氮站、火炬及放空系统、燃料气系统、全厂工艺及热力系统管道的工艺及配管设计。2应遵循的标准、规范和技术文件的要求2.1施工及验收标准、规范本工程应遵循的主要施工及验收规范、标准包括以下内容，每单项工程施工需遵循的规范、标准见相应部分施工图说明书。1）石油天然气建设工程施工质量验收规范天然气净化厂建设工程SY4209-20082）天然气净化装置设备与管道安装工程施工及验收规范SY/T0460-20003）石油建设工程质量检验评定标准气田建设工程SY4038-934）工业金属管道设计规范GB50316-2000，2008年局部修订5）工业金属管道工程施工规范GB50235-20106）工业金属管道工程施工质量验收规范GB50184-20117）现场设备、工业管道焊接工程施工规范GB50236-20118）工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准GB50185-20109）压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范GB50275-201010）承压设备无损检测JB/T4730-200511）油气田地面管线和设备涂色标准SY0043-200612）涂装前钢材表面预处理规范SY/T0407-9713）涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级GB/T8921.2-20082.2主要技术文件1）各种材料的国家或行业技术标准及材料生产厂家提供的使用说明书；2）各类设备随机所附的设备技术文件，包括安装、使用说明书或操作规程等。在执行上述标准和文件时，如有不一致之处，应以强制性国家标准为准。3管道焊接检验3.1焊缝的无损检验必须在外观质量检验合格后方可进行，外观质量检查按《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（GB50236-2011）执行。3.2现场施工的所有管道的焊接接头射线检测比例除满足《工业金属管道设计规范》（GB50316-2000，2008年局部修订）中表J.2.1和GB50235-2010《工业金属管道工程施工规范》8.4条的相关规定外，还应满足本工程设计的具体规定。射线透照质量等级不得低于《承压设备无损检测》JB/T4730-2005中的AB级。3.2.1下列管道的对接接头应进行100%射线检测，且质量以不低于JB/T4730-2005《承压设备无损检测》中的Ⅱ级要求为合格：（1）含硫化氢的原料天然气管道；（2）酸气管道；（3）设计压力≥4.0MPa（表）的可燃流体、有毒流体管道；（4）温度小于-29℃（5）温度高于80℃3.2.2下列管道的对接接头应进行10%射线检测且不少于一个焊接接头，质量以不低于《承压设备无损检测》JB/T4730-2005中的Ⅱ级要求为合格：（1）除1.3.2.1条要求进行检测的管道；（2）设计压力＜4.0MPa（表）的可燃流体、有毒流体管道；（3）设计压力＞1.0MPa（表）且设计温度位于-29℃～-20℃或高于（4）硫磺回收的过程气和尾气管道。（5）可燃流体放空阀后管道及火炬放空管道。3.2.3下列管道的对接接头应进行5%射线检测且不少于一个焊接接头，质量以不低于《承压设备无损检测》JB/T4730-2005中的Ⅱ级要求为合格：（1）除1.3.2.1、1.3.2.2条要求进行检测的管道；3.2.4设计压力＜1.0MPa且设计温度位于-20℃～189℃的不可燃和无毒流体管道（若有）对接接头可不进行射线检测，但必须通过目视检测，满足3.2.5现场焊接仪表管嘴和现场焊制三通中角接接头、其它角接接头和搭接接头建议采用氩弧焊作为封底焊，并采用磁粉或着色渗透检测达到Ⅰ级为合格，满足《承压设备无损检测》JB/T4730-2005要求。3.2.6各装置工艺管道的操作介质和操作温度、操作压力详见初步设计文件相关部份工艺管线说明表。4管道系统压力试验、吹扫与清洗4.1管道系统的压力试验和泄漏性试验以及管道系统的吹扫、清洗均按《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-2010进行执行。4.2管道系统的试验、吹洗应依次按压力试验、清洗、泄漏性试验、吹扫的步骤进行，吹洗的顺序应按主管、支管、疏排管依次进行。4.3输送原料气、产品气、燃料气等可燃流体的管道其压力试验应采用水压试验，试验合格后还需进行泄漏性试验，泄漏试验介质为空气，最后用氮气将空气置换。4.4脱硫装置（20200单元）内的MDEA溶液管线应按新鲜水冲洗（水洗之前作水压强度试验及泄漏性试验）→氮气吹扫的顺序进行吹洗。冲洗过的管道若不能及时投入运行，应进行封闭或充氮气保护。4.5脱水装置（20300单元）内的MEG溶液管线应按新鲜水冲洗（水洗之前作水压强度试验及泄漏性试验）→氮气吹扫的顺序进行吹洗。冲洗过的管道若不能及时投入运行，应进行封闭或充氮气保护。4.6装置停工时，与可燃性气体相连的设备管道应用惰性气体置换其设备、管道内的可燃性气体，设备、管道清洗后要用工厂风进行吹扫。开工时应用惰性气体置换工作介质为可燃性气体的设备和管道内的空气。5防腐5.1涂料选用与规定本工程涂料选用见本工程防腐部分说明书（护-4227）。5.2涂色规定厂家生产的定型（或标准）设备（如泵、仪表、电气、桥架等）可保持出厂颜色，管道和设备的表面涂色、标志颜色和符号按《油气田地面管线和设备涂色规范》（SY/T0043-2006）的相关规定，并由建设方根据实际情况确定。5.3埋地管道防腐本工程埋地管道防腐见本工程防腐部分说明书（护-4227）。5.4设备和管道的标志1）设备上的标志以位号表示，位号应与工艺流程图编号一致；2）设备上的标志位于设备主视方向一侧的醒目部位，并朝向道路、操作通道和检修通道一侧；3）管道上的标志包括字样和箭头。字样表示介质名称，箭头指介质流向。在管道上的阀门、分支、设备进出口处和管道跨越装置边界处要求涂字样和箭头。6设备和管道保温6.1本工程设备和管道的保温材料选用复合硅酸盐。6.2设备、管道保温结构及施工要求参照《石油化工装置工艺管道安装设计手册第五篇设计施工图册》，但应符合《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》（GB50185-2010）的要求。6.3地面以上的设备和管道保温的保护层选用厚0.8mm厚的铝合金薄板。埋地管道的防潮防护层采用聚乙烯胶粘带缠绕，防腐层总厚度大于1.4mm。6.4有电伴热的设备、管道，待设备和管道的电伴热带敷设固定完毕后，才能进行设备和管道的保温。6.5设备及管道的保温层厚度在各装置区的说明书及工艺管线规格表或单管图中作出了规定。6.6需要保温设备的下封头，因裙座直径较小，裙座较低不便施工或裙座无人孔不能进入施工时，设备下封头的保温必须在设备吊装前进行。6.7绝热材料的保管和堆放要注意防水，设备和管道的保温施工时不得在下雨天进行。6.8保温层为两层或多层结构时，各层交接处应错开。6.9应在保温设备及保温管道上设置测厚检测口，其具体做法如下：7管道支吊架7.1管道支吊架安装参照《石油化工装置工艺管道安装设计手册第五篇设计施工图册》进行。部分支吊架应根据现场情况适当增减设置，所需材料已开列。7.2管道安装前应按防腐要求对管架、支架、管托等在管道安装后不易涂刷防腐涂料的部位预先涂刷防腐涂料。在防腐层无破损的情况下，管道直接放在支架、管托上。7.3管道支架安装时，不锈钢管材不应与碳钢材料直接接触，在接触面之间应增加非金属材料的隔离垫层或采取相应措施。7.4所有的保温管道均应设HT型滑动管托，对于要求有坡度的管道，可通过调整其管托的高度予以满足。所有弹簧支吊架在安装前均须核准其铭牌刻度值与安装荷重，确保符合设计文件要求。8施工注意事项8.1容器内易被固体杂质堵塞的内置件，整体运到现场时，易拆内置件安装前必须拆下妥善保管,不得污染、变形。待清洗、吹扫合格后，再复原。8.2容器内易被固体杂质堵塞的不可拆内置件，在清洗、吹扫前必须用盲板将塔和容器的进出口隔开，防止固体杂质进入塔和容器内。8.3未取得压力容器制造资质单位，均不得在压力容器上直接施焊，同时不得在经过热处理的设备上直接施焊，只能在其预焊件上施焊。8.4普通碳钢与不锈钢严禁混合堆放，不同材料的钢材、设备应分别堆放，避免金属表面互相接触；8.5落地安装的调节阀组与管道过滤器应根据实际地坪进行相应调整，保证低点排液及操作。8.6本施工图设计采用了《石油化工装置工艺管道安装设计施工图册》。图册中已有的内容，本施工图设计文件中不再重复。由于所采用图册已由中国石化出版社正式出版，本工程无施工图册提供。四给排水1设计范围本专业设计范围主要包括处理厂给水、排水及消防部分。2设计方案概述2.1给水方案描述水源系统来水先进入消防水罐(原水与消防水合用)，经苦咸水淡化装置进行过滤、软化、脱盐和消毒处理，水质达到《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）要求后，进入淡化水罐，再由变频供水设备向厂内各用水点供水，并通过站内的转水泵向已建和田河处理站供水。厂内给水系统管网布置为环状管网和枝状管网，设计供水压力为0.4MPa。苦咸水淡化装置排出的浓盐水除含盐量较高外，不含其它污染物，可用泵提升后，直接送至厂外浓盐水蒸发池。2.2排水方案描述厂内不同排水点的污水水质相差很大，应清污分流，分别处置。（1）生产污水、检修污水：由生产污水管道系统收集后，自流进入厂内污水处理装置进行处理，再送入生产污水蒸发池；（2）气田水：由气田水管道系统收集，采用压力流管输的方式，从凝析油稳定装置引管，直接进入污水处理装置的污水沉降罐，与生产污水一并进行处理；（3）生产废水：进入生产废水管道系统，自流进入浓盐水池，春夏季绿化，冬季蒸发；（4）生活污水：就近汇入厂区内相应的化粪池，经厌氧消化预处理后，再经一体化污水处理设备处理，达到污水综合排放一级标准，春夏季用于绿化，绿化后剩余污水水及冬季不能用于绿化的全部污水进入生活污水蒸发池。（5）苦咸水淡化装置排水：春夏季用于厂区绿化，冬季排至浓盐水蒸发池。2.3消防系统厂内设置独立的稳高压消防给水系统，平时采用消防稳压设备稳压，稳压压力为0.7~0.8MPa。出现火情时，消火栓系统管网压力降低，联锁停运消防稳压设备稳压，消防泵启动，由消防泵提供足额消防水量和水压。该系统由消防泵（与喷淋泵合并设置）、消防稳压设备、消防水罐（消防水罐为2座，单座有效容量为1500m3，总容量为3000m3）、消防给水管道、消防水炮及消火栓等组成。消防水泵采用电动泵（1台）和柴油泵（1台）互为备用，其流量Q=120L/S，供水压力为1.0MPa，火灾延续时间处理厂内设有油罐区，包括2座稳定凝析油内浮顶罐（单座容积为200m3）和2座不合格凝析油卧式储罐（单座容积为120m3），罐区总容量为574m3。各油罐均用围堰分隔，稳定凝析油内浮顶罐围堰尺寸为20×20m，2座不合格凝析油卧式储罐采用2个围堰分隔，单座围堰尺寸为采用半固定式泡沫灭火系统。稳定凝析油罐和中间储罐区防火堤上设置固定的空气泡沫灭火器，灭火时由泡沫消防车或机动泵通过水龙带供给泡沫混合液，泡沫混合所用水源由油气处理厂消防水源提供。3施工图统一技术规定3.1管材管材选择详见下表：给排水部分管道等级表介质使用地点管材压力（MPa）管道等级苦咸水

（水源来水）地上、装置内316L不锈钢1.61.6K1集水管、埋地钢丝网骨架塑料复合管1.61.6H1长输、埋地高压纤维管线管5.55R1淡化水地上、装置内不锈钢1.61.6K1厂区、公寓埋地钢丝网骨架塑料复合管1.61.6H1淡化水转输至公寓地上不锈钢1.61.6K1埋地钢丝网骨架塑料复合管2.52.5H1生活污水转输至油气处理厂地上20#无缝钢管1.61.6A1埋地钢丝网骨架塑料复合管2.52.5H1消防消防水20#无缝钢管1.61.6A1泡沫、喷淋镀锌20#无缝钢管1.61.0X1污水（生产、含油污水等）埋地、装置内20#无缝钢管1.61.6A1污水外输（至蒸发池）埋地钢丝网骨架塑料复合管1.61.6H1生活污水埋地HDPE（室外）/

PVC-U（室内）0P1室内新鲜冷水

/回用冷水PP-R（聚丙烯）1.6P1室内新鲜热水/回用热水PP-R（聚丙烯）1.6P23.2管道附属构筑物排水检查井：非车行路面井盖及盖座均采用φ700mm的轻型铸铁井盖及盖座，车行路面井盖及盖座均采用φ700mm的重型型铸铁井盖及盖座，排水检查井在施工时，预埋管应一次性到位。井口高程：管道附属井位于铺装路面下时，井口与地面平；在非铺装路面下时，检查井井口高出地面50mm。所有管道附属井内的爬梯采用铸铁爬梯。3.3管道施工根据站场冰冻线深度确定管道深度，给排水管道埋设在冰冻线以下，管顶距冰冻线不应小于150mm。管道施工完毕,必须把管内的污物消除干净。同时，管道应进行相应的试压和闭水试验。管道施工与安装应按照《给水排水管道工程施工及验收规范》（GB50268-2008）、室外排水管道施工参见《埋地塑料排水管道施工》04S520进行。3.4设备的安装调试所有设备的安装和调试应在供货商的指导下，严格按照图纸及有关规范标准进行，所有设备到货后，校核尺寸无误后，方可进行二次浇注。五建筑1设计范围档案号建筑单体建-12372倒班公寓建-12373给水及消防泵房、洗衣房建-1237410/0.4kV变电所建-12375绿化水泵房建-12376污水提升泵房建-12377罐间阀室建-12378车库水-4567生活公寓室外给排水及消防管网建-12381水源井深井泵房建-12382水源站泵房建-12383综合库房及配电室建-12384罐间阀室建-12545泵房及地下罐房建-12546乙二醇泵房建-12386硫磺回收仓库建-12277硫磺成型房建-12547鼓风机撬与喷射泵撬房建-12548凝液回收泵房及储罐房建-12549凝析油低位罐房建-1238710/0.4kV变电所建-12388凝析油泵房建-12389空氮站机房建-12390钢瓶间建-12391中央控制室及分析化验室建-12392燃机电站35kV变电所建-12393污水处理用房建-12394给水处理用房建-12395给水阀组间建-12396消防泵房建-12397消防阀组间建-12398消防喷淋阀室建-1239910/0.4kV变电所建-12400燃机厂房建-12401水处理间及供热水泵间建-12402加药系统撬房建-12403污水提升泵房建-12404污水外排泵房建-12405维修车间建-12406门卫一建-12407门卫二站场消防器材设施综合设备间缓蚀剂泵房分目录建-12409压缩机厂房空压机房综合值班室消防泵房阀组间建-124101、2、3号中间截断阀室公寓室外总平管网图2施工技术要求及注意事项2.1技术要求施工时以国家相关规范为准，按图施工。若遇问题，及时与现场设计人员联系。砌筑工程以《砌体工程施工质量验收规范》GB50203-2002等相应国家规范为依据执行。地面工程以《建筑地面工程施工质量验收规范》GB50209-2002等相应国家规范为依据执行。装修工程以《建筑装饰装修工程验收规范》GB50210-2001;《建筑内部装修防火施工及验收规范》GB50354-2005等相应国家规范为依据执行。屋面工程以《建筑装饰装修工程验收规范》GB50207-2002等相应国家规范为依据执行.所有建筑物施工均应符合《建筑工程施工质量验收统一标准》GB50300-2001等相应国家规范。2.2注意事项1）图纸版本：除处理厂硫磺回收装置相应建筑没出版其余所有建筑图0版图已经出版，倒班公寓图纸升到1版，公寓装修待方案确定后施工。已经出版的图纸中，有涉及相关电、水等其他专业的设备的建筑，待设备到货后可能有预留洞或是电缆沟的修改，届时以相关专业的图纸为准。施工中有关注意事项：建筑中的电缆沟等附属设施由厂家在安装设备时配合施工单位进行施工。所有采用压型钢板的建筑，建筑材料及施工单位均需有资质保证。所有图纸注明专业厂家施工安装的建筑构件，需严格执行由专业厂家施工。若设计图纸中的建筑材料当地采购困难或是其他原因，可换用当地基本等值等价材料。若建筑图与结构图有不相符处，除图纸注明外，总原则是以建筑图为准。六结构1本工程钢筋混凝土为C30，素混凝土基础为C25；垫层为C10混凝土。建（构）筑物安全等级为二级；结构设计使用年限为50年。2结构设计基础数据2.1抗震设防烈度根据《中国地震动参数区划图》（GB18306-2001）及地勘报告,建设场地地震动动峰值加速度为＜0.05g，地震动反应谱特征周期值0.35s，对应地震基本烈度为＜6度。2.2风荷载根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012），场地基本风压值为0.5kN/m2。2.3冻土深度最大冻深为0.65m。2.4雪荷载根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012），场地基本雪压值为0.2kN/m2。2.5活荷载标准值楼面活荷载标准值根据《建筑结构荷载规范》（GB50009-2012）确定；上人屋面活荷载标准值为2.0kN/m2；非上人屋面活荷载标准值为0.5kN/m2。3基础形式场地内地基土主要由第四系冲积堆积物（Q4al）粉砂组成，无盐胀性、无溶陷性，因此设计施工时不需要考虑特殊地基土的危害。基础持力层第①层粉砂地基承载力特征值120~160kPa。建、构筑物的基础采用浅基础，形式如下：①砖混房屋建筑物采用砖放脚混凝土条形基础；②门式刚架房屋、管架、钢筋混凝土框架及钢框架采用钢筋混凝土独立柱基；③设备基础采用钢筋混凝土或素混凝土独立基础；其中脱硫装置的脱硫再生塔及脱硫吸收塔基础采用钻孔灌注桩基础；④所有基础置于冻土深度以下；基础与土壤接触部分刷沥青漆3道防腐。4基础处理本工程存在填土较大的地段，要求分层换填碾压进行处理，每层换填厚度不大于300mm，压实系数为0.96。在地基处理的过程中注意换填质量，换填后地基承载力特征值不小于130kPa。5钢结构防腐及防火钢结构部分防腐涂料选用环氧带锈防腐涂料底漆2道，环氧防腐涂料面漆3道；根据钢结构耐火等级的要求,结构耐火等级为二级，梁的耐火极限不低于1.5小时，柱及柱间支撑的耐火极限不低于2.5小时，其余钢结构涂刷防腐漆。七总图1油气处理厂图纸组成及功能：共7张图，详见总-3149/目：总-3149/1总平面布置图-主要功能是对厂区各单体进行平面定位(本设计以测量控制桩CLC4为建筑坐标基点（A1451.89，B642.71，Z1370.29），建北与测北成38°13'51'')。总-3149/2竖向布置图-主要功能是根据自然场地地形地貌情况，并结合厂区平面布置和工艺流程对厂区场地及各单体进行标高确定。总-3149/3、4、5土石方计算图-主要功能是对厂区场地平整范围内土石方工程量进行计算，并进行土石方综合平衡；（总-3149/3）图中对各个土石方区域划分、定位，并汇总各区域的土石方量，进行平衡计算；为了图面表达清晰，避免区域边界处的土石方数据信息重叠，对土石方计算区域进行分幅出图，即：总-3149/4、5。总-3149/6管线综合布置图-主要功能是对厂区各系统管线走向进行综合、协调，尽量避免管线之间在平面和竖向上相互冲突、打架；同时为业主在今后的生产管理中综合掌握每一区块下有无埋地管线、有多少埋地管线提供方便。总-3149/7场地铺装及绿化布置图-主要功能是对厂区的混凝土车行道、人行道铺装、装置区铺装、戈壁石铺装、防火花面层铺装、绿化区等范围进行了分区、明确。需说明的问题：（1）填土要求分层(300mm/层)夯(振)实，填土中植物根系等应清除，压实度不低于最佳密实度的0.90，并严格遵守国家现行土方施工及验收规范。（2）土石方以沙土为主，场地平整挖方的土石松散系数按1.03考虑；场地道路、铺装、管沟等其它建构筑物出土的松散系数综合按1.015考虑。（3）根据处理厂初平平整场地后，请及时通知设计单位余缺土情况，在未征得设计方或建设方许可前不得自行外购或外弃土方。（4）处理厂内车行道为城市型，因建设区位于新疆，温差大，一定要做好水泥地面的伸缩缝、胀缝，根据当地经验适当加大缝宽、减小板宽（水泥板宽应控制在3-5m内，伸缩缝做法可参见88J9/58/1）。混凝土原料应注意防盐碱和酸化腐蚀，并严格遵守现行施工规范《水泥混凝土路面施工及验收规范》GBJ97。（5）雨水少，雨水排除考虑为散排：利用路槽汇集到围墙边，通过该段围墙底部加密的排水孔洞排出厂外。八热工1设计范围油气处理厂工程热工部分设计内容主要包括：油气处理厂燃气电站、导热油炉供热站及余热锅炉系统、水处理及换热站、油气处理厂各建筑单体采暖、通风、空调设计；公寓采暖、通风、空调及生活配气设计。2设计内容简介2.1燃气电站燃气电站作为处理厂、公寓等生产、生活主力电源，设计规模4x2000kW（ISO工况），设置有4台康明斯TC2000N5C型天然气内燃发电机组，3用1备。发电机组现场极端工况条件单机功率(海拔1355m，环境温度40°C)：燃气电站主要由燃料气系统、燃气内燃发电机组、燃机厂房通风系统、导热油余热锅炉系统等组成。主要设备包含燃料气橇、燃气内燃发电机组、空气过滤+喷雾冷却+加热机组、导热油余热锅炉等。燃气电站燃料气来气压力5.0~6.4MPa(g)（最大），调压处理后燃料气压力0.8MPa(g)，供燃机使用。另设200kW柴油发电机组1台作为燃气发电机组的黑启动发电设备。2.2导热油炉供热站导热油炉供热站设计规模3x2400kW，与燃气电站导热油余热锅炉联合运行。导热油供回油温度240/180℃2.3水处理及换热站水处理站内设置一套处理量为2x2t/h的水处理设备，同时设置36.5m3不锈钢肋板水箱1座。水处理工艺采用加热+过滤+反渗透工艺流程。除盐水装置单列设备运行时出水量2t/h，双列同时运行时出水量4t/h。换热站内设导热油－水换热机组2套，分别向处理厂及综合公寓供热。处理厂采暖换热机组换热功率2100kW，综合公寓采暖换热机组换热功率1400kW。导热油-水换热机组利用来自于导热油炉供热站的180/150℃导热油，生成90/65℃热水，作为厂区及综合公寓建构筑物冬季采暖、保温热媒。2.4室外供热管网油气处理厂室外采暖供热管网采用架空敷设与直埋地敷设相结合的方式，与工艺管道同行的采用架空敷设，由工艺专业统一设计敷设；不与工艺管道同行的采用直埋地敷设，公寓及处理厂至公寓供热管网、处理厂至已建处理站供热管网采用直埋地敷设，管顶埋深不小于1200mm。直埋敷设管道采用预制保温直埋热水管道，保温层为高密度聚氨酯发泡，外套管为高密度聚乙烯塑料管，内芯钢管采用20#无缝钢管。管道热补偿采用波纹管补偿器和自然补偿相结合的方式。2.5处理厂采暖、通风及空调除变、配电所、中控室等禁水房间外，厂区其它生产建筑及其辅助用房采暖系统均采用机械闭式循环热水采暖，采暖设备选用铜铝复合散热器。厂房通风采用机械通风和自然通风相结合的方式。化验室、泵房、变配电室、维修车间等建筑单体采用自然进风，机械排风的强制通风方式，设置轴流风机或屋顶风机全面换气，排除有害气体及室内余热。燃机厂房及其余有防爆要求的场所设全面通风与事故排风系统。设防爆钢制屋顶风机和防爆轴流风机作为正常运行的排风机和事故排风机。油气处理厂办公用房、变配电所、维修车间、值班休息室等采用分体壁挂式或柜式空调机，以满足工艺设备对环境温湿度的要求和舒适性要求。2.6公寓采暖、通风、空调及太阳能集中生活热水公寓热负荷由距综合公寓约1.5km外的油气处理厂换热站提供，热媒为90℃/65公寓生活热水采用太阳能集中热水系统。由综合公寓楼顶真空管式太阳能集热器加热卫生冷水至60℃公寓综合楼及辅助用房（除电气用房外）冬季设散热器热水采暖系统。采暖系统均采用机械闭式循环热水采暖。采暖散热器选用铜铝复合散热器。公寓综合楼、电气用房等均设置分体式冷暖空调以满足工艺设备对环境温度的要求和人员舒适性要求。厨房设排油烟系统：食堂灶上方设不锈钢排油烟罩（二装时考虑），设于屋面的离心风机将过滤后的油烟经风管吸入后高空排放。3施工注意事项3.1发电机组、燃料气橇、导热油炉、余热锅炉、除盐水装置等安装技术要求详相应设计文件内说明书及设备随机配带的安装使用说明书，并接收供货商现场指导。3.2电采暖器采购时注意要带安装附件及温控器，安装采用墙上挂装。3.3散热器及管道安装方法详K402-1~2《散热器系统安装》及05K405《新型散热器的选用与安装》。3.4空调器具体安装方法参见国家建筑标准图集《分体式空调器安装图》94K303和厂家安装说明。3.5轴流风机安装详见国标图集《轴流式通风机安装图》94K101。3.6试压及探伤要求：1）所有的室内热水采暖系统试水压力0.8MPa；采暖管道不需要探伤。2）除室内采暖系统外，其余如燃气电站、导热油供热站及余热锅炉系统、水处理及换热站等的热工工艺安装部分管道焊接检验按如下要求进行：设计压力＜4.0MPa（表）的可燃流体管道、设计压力＞1.0MPa（表）且设计温度高于189℃的不可燃和无毒流体管道，对接接头应进行10%射线检测且不少于一个焊接接头，质量以不低于《承压设备无损检测》JB/T4730-2005设计压力＜1.0MPa且设计温度位于-20℃～189℃热水采暖系统水压试验试压点为单体建筑采暖入口处。室外热水采暖管道总体试压应在管道、设备等均安装完毕，固定支架等承受推力的部位达到设计强度后进行。室外热水采暖管道试压点为为处理厂管架与埋地管道处地面上阀门上法兰处，阀门上法兰以上管道与工艺管架上管道整体试压，试压要求按加工专业要求，阀门上法兰以下管道试压要求按热工专业室外管网图纸。4应遵循的规范石油天然气建设工程施工质量验收规范天然气净化厂建设工程SY4209-2008天然气净化装置设备与管道安装工程施工及验收规范SY/T0460-2000石油建设工程质量检验评定标准气田建设工程SY4038-93工业金属管道设计规范GB50316-2000，2008年局部修订工业金属管道工程施工规范GB50235-2010工业金属管道工程施工质量验收规范GB50184-2011现场设备、工业管道焊接工程施工规范GB50236-2011工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准GB50185-2010压缩机、风机、泵安装工程施工及验收规范GB50275-2010承压设备无损检测JB/T4730-2005油气田地面管线和设备涂色标准SY0043-2006涂装前钢材表面预处理规范SY/T0407-97涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级GB/T8923.2-2008建筑给水排水及采暖工程质量验收规范GB50242-2002通风与空调工程施工质量验收规范GB50243-2002城镇燃气输配工程施工及验收规范CJJ33-2005城市供热管网工程施工及验收规范CJJ28-2004城市直埋供热管道工程技术规程CJJ/T81-98九电1总论和田河地面建设工程的油气集输、油气处理厂、外输管道、水源井、水源站及生活公寓、原和田河处理站等的自备电站、变配电、动力、照明及防雷、防电涌保护、防静电和接地设计；其中包括油气处理厂至油气集输井站的内部35kV电力架空线路；至厂外供水工程、生活公寓的内部10kV电力架空线路设计。原和田处理站的自发电系统改造为10/0.4kV变电所及其10kV电力架空线路设计。2设计范围2.1概述油气处理厂为负荷中心，油气集输、供水工程（水源井、水源站）及生活公寓等均由油气处理厂35kV总变电所提供电源。厂内设10/35kV升压变电所1座，供整个气田用电。电压等级根据负荷距离及性质分为10kV和35kV两种电压等级。其中10kV为发电机组出口电压，采用单母线分段方式，1号、2号发电机组设置在I段母线上，3号、4号发电机组设置在II段母线上。以发电机母线电压（10.5kV）分别向厂内的10/0.4kV变电所、厂内10kV高压电机、公寓及油气集输、供水工程、原油气处理站等供电。35kV变电所内设10.5/35kV变压器1台，从10kVI段母线上引接10kV电源升压后采用35kV架空电力线路引至。外输管道包括阀室及和田清管站。阀室供电负荷很小，采用太阳能光伏系统供电。和田清管站与南疆管网利民工程合建，电源依托输气站供配电系统，采用低压电源供电。2.2变电所2.2.1油气处理厂厂内设3座10/0.4kV变电所，分别设在35kV变电所（升压主变10/35kV1600kVA，所变10/0.4kV2×1000kVA），消防给水系统变电所（10/0.4kV2×800kVA）、装置区变电所（10/0.4kV2×1250kVA）及厂外原处理站变电所（10/0.4kV1×400kVA）。35kV变电所单独设置，毗邻燃机电站建设，高压侧主要提供厂区各分区变电所、厂外供水、生活公寓等10kV电源及油气集输35kV电源；所用变低压侧提供燃机电站、控制中心、维抢修中心、库房等辅助生产用房低压配电。所用变电源引自10kVI、II段母线，正常运行时母联开关断开，2台变压器分列运行。装置区变电所主要提供主体工艺装置的工艺机泵、电加热、电伴热及集气首站电动阀、放空火炬等动力、照明设施用电。电源引自35kV变电所10kVI、II段母线，正常运行时母联开关断开，2台变压器分列运行。当其中任1台变压器故障或检修时，母联断路器闭合，由另1台变压器带全部负荷。干式变压器单独设置变压器室，采用密集型母线桥引至进线柜，低压配电柜双列面对面布置。消防给水系统10/0.4kV变电所主要提供空氮站、导热油供热站、生产消防给水系统、污水处理等用电。电源引自35kV变电所10kVI、II段母线，正常运行时母联开关断开，2台变压器分列运行。当其中任1台变压器故障或检修时，母联断路器闭合，由另1台变压器带全部负荷。干式变压器单独设置变压器室，采用密集型母线桥引至进线柜，低压配电柜双列面对面布置。2.2.2生活公寓油气处理厂单回10kV架空线路引至站外终端杆，10kV电缆线路引入变电所环网柜，10kV侧为单母线，变压器容量2x500kVA，0.4kV侧采用单母线分段接线方式。环网柜、变压器及低压配电柜采用面对面双列布置。2.2.3油气集输所有单井站、集气站均采用户外杆上变电站，即架空线路终端杆与杆上油浸变压器成套安装的方式。变压器采用塔里木油田标准化设计，变压器落地式安装，主接线为线路变压器组，变压器至低压柜采用电缆引至撬装房机柜间。低压侧为单母线接线型式。所有单井站、集气站变压器容量为63kVA35/0.4kV，线路终端与变压器之间安装户外跌开式熔断器保护。2.2.4厂外供水水源井、水源站分别设置水源井杆上变1x30kVA及水源站杆上变2x160kVA。水源站主要为转输泵等动力用电。户外设双回10kV终端杆及杆上变压器，变压器容量为2x160kVA。配电系统为双回低压进线互投，0.4kV侧采用单母线接线方式。户内设低压配电间一座，低压配电装置单列布置。2.2.5外输管道1#~3#截断阀室分别采用一套150W的太阳光伏电源提供室内设备及照明电源，配置蓄电池组作为备用电源。太阳光伏电池室外落地安装，蓄电池组户内安装。输气站设置低压配电柜5面与输气站内低压配电柜并列放置。2.3配电2.3.1油气处理厂1）全厂高、低压配电系统采用放射式供电。根据设备运行和检修方便，在各工艺装置区内分别设置检修电源箱。2）线路敷设方式a）室内部分采用电缆沟或穿钢管埋地敷设；室外部分采取电缆桥架、电缆沟和局部穿钢管埋地敷设等方式。b）各10/0.4kV配电室至35kV变电所和35kV变电所至中央控制室的数据通信电缆与电力电缆在电缆桥架或电缆沟内分层敷设。c）爆炸和火灾危险环境的电缆，采用交联铜芯交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电缆，且绝缘电线和电缆的截面选择符合相关规定；爆炸危险环境的电缆在电缆桥架内敷设及一、二级负荷用电缆布置在电缆沟两侧时应采用阻燃电缆。d）场地和道路照明线路采用交联铜芯铠装电缆直埋敷设，室内照明线路采用铜芯绝缘电线穿管沿墙明敷或暗配（控制室内采用铜芯绝缘电线穿管沿墙内和吊顶内暗配），爆炸和火灾危险场所的照明线路采用钢管明配。2.3.2生活公寓低压配电系统采用放射式配电。公寓内的照明及其它用电设施，分区分楼层设置低压配电箱。10/0.4kV变电所至公寓楼配电箱、消防给水系统、水处理系统等设备用电均采用铜芯聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铠装电缆直埋引至；各室内配电箱的布线采用铜芯聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电缆在封闭式金属线槽沿走道吊顶和竖井内敷设。敷设路径集中的电缆在电缆沟内敷设。场地照明和道路照明采用高光强灯具，时钟/手动控制。场地和道路照明线路采用铜芯聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套铠装电缆直埋敷设，室内照明线路采用铜芯绝缘电线穿热镀锌钢管沿墙内暗配或吊顶内敷设。2.3.3油气集输单井站、集气站低压配电系统均采用放射式配电。整体撬装房实现对工艺缓蚀剂加注、井口加热及自控RTU、通信设备等配电。撬装房的设计用于自控、通信及配电设备的整体布局，并考虑电缆进出线的方便。动力配电采用交联铜芯绝缘电缆，室内部分采用穿钢管敷设；室外部分采用铠装电缆沿地面桥架敷设，过公路局部直埋的方式。照明线路采用交联铜芯绝缘电线穿阻燃聚乙烯管沿墙内暗配，撬装房内机柜间采用铜芯绝缘电线穿电线管沿墙内暗配，爆炸和火灾危险环境的照明线路采用钢管明配。2.3.4厂外供水动力配电采用交联铜芯绝缘电缆，室内部分采用电缆沟或穿钢管埋地敷设；室外部分采用铠装电缆直接埋地敷设。照明线路采用铜芯绝缘电线穿阻燃聚乙烯管沿墙内暗配，机柜间及变电所内采用铜芯绝缘电线穿电线管沿墙内和吊顶内暗配。2.3.5外输管道和田输气站压缩机、工艺装置区、空压机等重要设备的电缆敷设采用统一路径，经电缆沟引至各装置。电暖器、电动阀等小功率设备由现场防爆配电箱采用电缆直配。阀室内照明动力电力均在室外采用电缆穿钢管敷设。执行的标准、规范电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范GB50168-2006电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169-2006电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范GB50170-2006电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171-1992电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范GB50172-1992电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范GB50173-1992电气装置安装工程低压电器施工及验收规范GB50254-1996电气装置安装工程爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范GB50257-1996电气装置安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147-1990电气装置安装工程电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范GBJ148-1990电气装置安装工程母线施工及验收规范GBJ149-1990建筑电气工程施工质量验收规范GB50303-2002防雷与接地安装03D501-1～4户内电力电缆终端头03D101-135kV及以下电缆敷设94D101-5电缆桥架安装04D701-3钢导管配线安装03D301-3爆炸和火灾危险环境下电气线路和电气设备安装94D401-3常用低压配电设备安装04D702-1施工技术要求及注意事项电气施工技术要求详见《电气设施安装技术要求》电气安装详图参见各图纸接地装置应连接可靠，并测试接地电阻。防爆电气设备应做好隔离密封，户外设备应避免进水（采用户外型）。站内桥架为钢制电缆桥架，桥架与钢制安装支架之间加绝缘垫片，以避免电化腐蚀。所有电气设施安装应严格遵循有关的国家规范。十通信1概述通信系统工程是和田河气田地面建设工程的配套工程。通信系统工程主要有气田内部集输通信系统（含厂外供水工程通信系统）、外输管道通信系统、油气处理厂通信系统和生活公寓通信系统等四部分组成。2设计与施工遵循的主要标准与规范（1）《石油化工装置电信设计规范》（SH/T3028-2007）；（2）《石油化工企业电信设计规范》（SH/T3153-2007）；（3）《全介质自承式光缆》（GB/T18899-2002）；（4）《输油（气）管道同沟敷设光缆（硅芯管）设计及施工规范》（SY/T4108-2012）；（5）《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》（GB50168-2006）；（6）《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB50169-2006）；（7）《工业电视系统工程设计规范》（GB50115-2009）；（8）《视频安防监控系统技术要求》（GA/T367-2001）；（9）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-98）；（10）《安全防范工程技术规范》（GB50348-2004）；（11）《安全防范系统雷电浪涌防护技术要求》（GA/T670-2006）；（12）《爆炸性气体环境用电气设备通用要求》（GB3836.1-2010）。3施工技术要求及注意事项油气处理厂及生活公寓通信系统主要包括：工业电视监视系统、扩音对讲调度系统、无线集群调度系统、电话配线、计算机网络及综合布线系统、火灾自动报警系统、语音交换系统以及卫星电视接收及用户分配系统等。（1）工业电视监视系统系统电缆与自控专业电缆同桥架敷设时，应与其他电缆用隔板隔开。直埋敷设电缆过车道和进入建筑时必须加钢管保护时必须全程穿钢管保护，钢管应作防锈蚀处理。另外，保护钢管两端在电缆穿过后应作封堵处理。与桥架引下钢管的连接处应做好密封处理。电缆进出防爆型设备时应按设计要求做好防爆处理（穿防爆软管或采用防爆密封接头密封）。线缆与其它管线和建（构）筑物的间距应符合相关规范要求。线缆全程应按规范要求作好防火处理。电缆从桥架上引出时其弯曲半径必须满足所选电缆的技术要求。系统后端设备与大容量节点式多业务数字光接收机均安装在CCTV机柜内，光接收机通过跳纤与通信机房光纤熔配线柜连接。各种电涌保护器集中安装在CCTV机柜内（导轨和机架上），前端设备引入机柜内的视频和控制线缆先经过电涌保护器保护隔离后再接入相关设备的接线端子，前端电源线先接入各自的空气开关后再与电源母线连接，电源母线必须加电源电涌保护隔离处理。所有电涌保护器的接地线应以最短距离与接地汇流排连接。机柜用角钢制作的底座与地面固定，底座应根据实际到货设备的安装图加工制作。柜底标高与防静电地板齐平。各设备在机柜内的安装位置应根据厂家技术文件并在厂家技术人员指导下安装。系统采用AC220V电源供电，电源取自机柜间通信专用交流电源配电箱。前端设备采用集中供电，各路电源由机柜内的浪涌保护器引出。浪涌保护器采用19″钢制导轨在机柜内安装。系统采用联合接地方式工作，其工作接地、保护接地、防雷接地合用一组接地系统，接地电阻≤4Ω。设备安装前，必须测试接地电阻值是否符合设计要求，如不符，应作降阻处理。机柜下面的接地汇流排与等电位接地端子箱之间应做可靠电气连接。等电位接地端子箱由电气专业设计，具体位置详见电气专业图纸。未尽事宜必须按国家现行相关施工规范要求执行。（2）扩音对讲调度系统系统电缆与自控专业电缆同桥架敷设时，应与其他电缆用隔板隔开。电缆引出电缆沟时应穿钢管保护。穿越厂区道路及与其它管道、电缆交越时，穿钢管保护。电缆埋深在冻土层以下（≥1.2m），施工时应注意与其它地下管道和建筑物的最小间距应符合有关规定。通信保护管穿电缆后，其间隙要用防水堵料封堵管口。电缆在引入室内时，其保护套管层必须与接地网可靠连接。预埋保护钢管首先必须清除管内毛刺，管口必须打磨光滑，然后在管内预留铁丝，以便穿放各种缆线。系统设备应作好接地处理，系统采用联合接地方式工作，其工作接地、保护接地、防雷接地合用一组接地系统，接地电阻≤4Ω。设备安装前，必须测试接地电阻值是否符合设计要求，如不符，应作降阻处理。未尽事宜必须按国家现行相关施工规范要求执行。（3）电话配线、计算机网络及综合布线系统预埋钢管、预埋暗盒必须与土建施工同时进行。预埋钢管首先必须清除管内毛刺，管口必须打磨光滑，然后在管内预留铁丝，以便穿放各种线缆。布放配线电缆时，必须保证两个设备间没有接头。未尽事宜必须按国家现行相关施工规范要求执行。（4）火灾自动报警系统智能型光电感烟探测器、感温探测器、火灾显示盘和吸顶音箱安装在吊顶上，输入输出模块安装在吊顶上方，声光报警器安装在吊顶下方，手动报警按钮和火警电话分机墙孔安装高度为地面上1.4米墙内敷设及屋顶暗埋钢管必须与土建施工同时进行。暗埋钢管必须清除管内毛刺，管口必须打磨光滑，管内预留铁丝以便穿放缆线。本设计未提及的施工注意事项详见《火灾自动报警系统施工及验收规范》（GB50166-2007）。十一机械1设计范围和田河气田地面建设工程机械部分设计内容包括:集气装置、脱硫装置、脱水脱烃装置、硫磺回收装置、凝析油稳定装置、外输装置、火炬及放空系统、罐区、空气氮气站、燃料气系统等装置（单元）的非标设备。本工程中非标设备种类较多,主要有分离器、冷换设备、塔器、清管收发装置、罐、火炬等设备。为确保和田河气田地面建设工程建成投产后，管道、站场、中央处理厂等各项设施能正常运行，设置了维修抢修中心。2遵循的主要法规及标准：2.1法规：TSGR0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》2.2标准：GB150-2011《压力容器》GB151-1999《管壳式换热器》及其第1号修改单JB/T4710-2005《钢制塔式容器》NB/T47003.1-2009《钢制焊接常压容器》JB/T4730-2005《承压设备无损检测》JB/T4731-2005《钢制卧式容器》JB4732-95《钢制压力容器-分析设计标准》（2005确认版）GB50341-2003《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》GB50128-2005《立式圆筒形钢制焊接储罐施工及验收规范》SY/T0599-2006《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》2.3特殊规定：在工艺部分由于属含硫介质，因此在选材、设计、制造和检验有特殊技术规定。3设计参数的确定设计的基础参数中环境温度为-22.4~40.8℃、地震基本烈度为7度、年平均风速约为1.5m/s、最大风速为20m/s设备的设计参数按照相关法规和标准的规定选取。和田河气田原料天然气中H2S平均含量约为0.041%(0.22～3200mg/m3），CO2平均含量约为1.0559%（0.04～8.4069%）。处于H2S、CO2环境的设备,其许用应力的确定，还应遵循公司专有技术所作的特殊规定。设备所受载荷主要是内压，对于高度大于10m且高径比大于5的裙座自支承细长设备（如脱硫吸收塔和再生塔）还考虑了风载荷、地震载荷等因素；对于大直径薄壁容器，还考虑了设备的刚度并按刚度设计；对于在开车或事故发生时可能处于负压下的设备，按全真空条件校核设备的稳定性。在考虑设备的受载情况时，不仅考虑到设备的运行状态，而且还考虑了极端工况下载荷组合，以组合载荷计算确保安全性。4设计的基本要求气田的气质属含H2S、CO2的酸气高压力的湿天然气，所处环境存在H2S的氢诱发裂纹，H2S、CO2的应力腐蚀开裂和化学失重腐蚀，按照法规、规范和标准规定，参照四川五十年开发含硫气田的可靠成熟经验，并结合国内外相关标准，国内外类似气田开发经验和公司专有技术，采取相应对策，防止这三种腐蚀，确保设备安全可靠。结构设计达到工艺过程功能要求、技术经济合理并具有可操作性。即具有以下三项要求：4.1安全性非标设备和管件除了保证承受内外压和外部载荷的强度，刚度和稳定性要求外，还需符合防止由于H2S、CO2等腐蚀介质产生氢诱发裂纹和应力腐蚀开裂的要求，特别是应力腐蚀开裂(SSC)是突发性的，事先无任何征兆。4.2功能性结构设计应满足工艺过程中分离、过滤、传质、传热等功能要求。4.3可操作性在符合法规、规范和标准以及特殊规定的前提下，结合国内实际情况具有可实施性。5材料选择材料选择主要从工艺条件（如操作温度、操作压力、介质特性和操作特性等）、材料的加工性能、焊接性能、容器的制造工艺以及经济合理性等方面来考虑的。含H2S介质的压力容器的受压元件所用的材料除应符合TSGR0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》、GB150-2011《压力容器》等国家强制性法规和标准的要求，还应符合SY/T0599-2006《天然气地面设施抗硫化物应力开裂和抗应力腐蚀开裂的金属材料要求》及湿H2S环境下对材料的特殊要求。基于上述原则，脱硫吸收塔和气液分离器主体材质选用Q345R(R-HIC)，其余非标设备的主要受压元件选用板材为Q245R、Q345R等；锻件为20锻钢，16Mn锻钢；钢管16Mn、20＃无缝钢管，换热器管选用精度较高的换热器专用钢管。与设备相焊的内部不可拆构件以及支承结构件选用与壳体相同的材质。设备内部可拆件如栅板，除雾器等选用奥氏体不锈钢(即18-8钢)。常压设备选用Q235B。 为便于采购，设计时尽量减少材料的规格。6腐蚀裕量对于一般的非标设备，由于介质腐蚀性较小，仅考虑化学失重腐蚀，即均匀腐蚀，其腐蚀裕量为年平均腐蚀速率与使用寿命之积；含硫介质的设备，不仅要考虑介质引起的化学失重腐蚀，还应考虑由于H2S引起的应力腐蚀开裂（SSC）和氢诱导开裂（HIC），因此在选材、制造、检验和验收等方面都做了相应的特殊规定。本工程非标设备的腐蚀裕量确定为：当介质为含H2S、CO2介质时，设备腐蚀裕量为4mm。对介质中H2S≤20mg/m3、CO2＜3%，设备腐蚀裕量为2mm。7结构设计设备的设计必须满足工艺功能要求，在细部结构设计应尽可能避免应力集中，同时在满足以上两项要求外，应方便制造、安装和检修。由于硫磺回收装置中存在高温硫化倾向，因此结构上采用耐热、隔热衬里降低金属壁温，废热锅炉、硫回收冷凝冷却器同时采用薄管板结构，材料为碳钢，使高温硫化腐蚀有所减缓。尾气烟囱的衬里采用龟甲网的隔热耐磨衬里，目的是使尾气烟囱可长期不检修。过去衬里在规定周期内，常出现剥落，几乎无法修理和补衬。塔盘结构采用常规浮阀塔盘。8制造、检验和验收合理的制造、检验及验收技术要求，是设备安全运行的重要保证。所有的压力容器的制造、检验和验收必须完全满足TSGR0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》和《压力容器》（GB150-2011）的规定。设备的压力试验选用水压试验，试验程序及要求应符合TSGR0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》和《钢制压力容器》（GB150-2011）的规定对于含H2S介质使用的设备，其材料检测、制造有如下特殊规定：8.1壳体所用钢板必须100％逐张进行超声检测。8.2设备无论直径大小、壁厚壁薄均应进行整体热处理解除热应力。8.3热处理后对接焊缝应进行硬度检测，满足HB≤200。8.4对厚板和较厚板的设备壳体除100%射线检测外，还应进行100%或≥20%超声检测。8.5100%射线检测的设备，接管角焊缝按照GB150-2011《压力容器》规定应保证全焊透，并应进行磁粉或渗透检测，同时所有接管开口大于等于200的角焊缝应进行超声检测。9维修9.1概述为确保和田河气田地面建设工程建成投产后，管道、站场、中央处理厂等各项设施能正常运行、安全地生产，对管道、站场、中央处理厂内的设备进行维护、临时抢修工作必不可少。完成这些工作需配备适当的维修力量，工程检修抢修可委托专业化队伍进行。9.2设计原则1）本工程主要依托社会大修、抢修力量，维修抢修中心只进行日常维护、维修及抢修管理工作；2）和田河气田地处沙漠，近距离社会维修抢修力量薄弱，中央处理厂自备适当的小型机器，充分利用编制内从业人员完成日常维护、维修工作；3）干线阀门、大型设备及部件的维修，依托设备生产厂家或专门维修公司进行维修；4）气田内部集输、外输管道事故抢险以合同方式委托气田周边专业抢修队伍或西气东输管道工程专业抢修队伍完成。9.3维修内容1）中央处理厂、内外输管道、站场设备、管件、阀门的定期巡检、维护与修理；2）常用易损零部件的采购、保管、发放、加工、更换；3）一次性仪表的维修、更换及检定工作，线路阀室仪表的周期性调校；4）厂（站）仪表及电气设备的年度检测或检修；5）管道阴极保护电流和电位的测试；6）管道防腐检修；7）电气、仪表、通信、阴保、计量及站场生活用水、电、暖通等设施的日常维护和修理；8）编制定期检修和大修计划，编制事故抢修预案，进行抢修管理，负责日常维修的调度及实施；9）维修抢修资料的记录、整理和存档；10）维护、维修人员培训工作。9.4维修设计9.4.1