西气东输二线轮吐支干线增输工程施工技术总说明

项目号：LGPE201375108 说 明 书 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation 工程设计综合甲级证书编号A113000069 勘察证书编号 030005－kj 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 版 次：A 版 西气东输二线轮吐支干线增阶 段：施工图 输工程 第 1 页 共 16 页 施工技术总说明 日 期：2014.05 西气东输二线轮吐支干线增输工程

工艺专业 施工技术总说明

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项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 2 页 共 16 页 1.0工程概况

轮吐支干线起点为西一线轮南首站，沿线途经新疆省轮台县、库尔勒市、博湖县、和硕县、托克逊县、吐鲁番市，在吐鲁番境内进入吐鲁番分输联络站。线路总长约526km，统一采用API 5L X70等级的钢管，大中型穿越2处，山岭隧道1处。

轮吐支干线增输工程，需将孔雀河清管站、吐鲁番分输联络站扩建为压气站，设计输量达到170×108Nm3/a。为满足170×108Nm3/a的外输需求，各站需新增压缩机组、过滤分离器、空冷器、空压机以及其他辅助设施。本工程新增压缩机组配置见表1.4-1。

表1.4-1各站压缩机配置 轮吐支干线 站场名称 西一线 已有机组 一期工程 已有机组 30MW燃驱 (1台) — 30MW燃驱 (2台) — 二期工程 拟新增机组 30MW燃驱 (1台) 18MW电驱 (2台) 30MW燃驱 (1台) 13MW电驱 (3台) 备注 轮南首站 30MW燃驱 (3台) 30MW燃驱 (3台) — 2用1备，与西一线压缩机组互为备用 2用1备，与西一线压缩机组互为备用 2用1备，更换一期原有2台机组机芯 2用1备 孔雀河压气站 库米什压气站 吐鲁番联络压气站

—

项目号：HGPE201202808 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 说 明 书 中国石油天然气管道工程有限公司 第 3 页 共 16 页 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation 2.0站内管线设备编号说明

2.1站场功能区域

站场功能区编号见表2.1-1。

表2.1-1 站场功能区编号

站场功能区域 编号 干线进、出站部分； 1 分离过滤区 2 加热区或冷却区 3 压缩机区 4 计量区 5 调压区 6 燃料供应区 7 放空区 8 排污区 9 压缩空气区 10

2.2站内管线编号：

3—管号—管径—压力等级—流体代码—保温形式及厚度—伴热

其中管号的组成：一般管线是区号（第一位）和顺序号（第二、三位）。 例

如

：

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 4 页 共 16 页 流体代码：

表2.2-1 流体代码表

NG FG CA IA LO 天然气 燃料气 压缩空气 仪表风 润滑油 AS SW WW V D 启动气 清洗水 污水 放空 排污

非保温和伴热管线管号中不必标注对应项。 2.3阀门及设备编号

工艺站场内DN≥80的手动阀门、所有电动阀门、安全阀、设备、非标设备、清管三通、绝缘接头均需编号。

1）阀门的编号

站场内阀门按照以下形式进行编号：

1 1 09 L ① ② ③ ④

说明：

① 1 — 站场功能区编号（见表4.1-1）； ② 1 — 管路编号（1-9）； ③ 09 — 阀门序列号（01～99）。 ④ L — 轮吐支干线增输工程代号 2）设备、非标设备及非标管件的编号

站场内设备、非标设备及非标管件按照以下形式进行编号

PL 2 01 L

① ② ③ ④

说明：

① PL — 设备代号（见表4.3-1）；

② 2 — 站场功能区编号（干线进、出站部分；包括清管器接收、发送系统）； ③ 09 — 设备序列号（01～99）； ④ L — 轮吐线代号

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 5 页 共 16 页 ；

各设备代号见表2.3-1。

表2.3-1 设备代号

设备名称 电机驱动离心式压缩机组 过滤分离器 旋风分离器 电加热器 流量计 空气压缩机组 组合式过滤器 设备代号 MECC FSP CYC EH HH FE AC SC 设备名称 清管三通 清管器发送筒 清管器接收筒 汇管 绝缘接头 放空立管 火炬 设备代号 PTE PL PR H IS BSP FK

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 6 页 共 16 页 3.0站内工艺管线及管件

3.1 站内工艺管线

站内工艺管线的材质、壁厚、制管标准见表3.1-1。

表3.1-1 管壁厚压力等级

序号 管道设计压力（MPa） 钢管种类 管径 （mm） 1219 1016 914 813 762 711 660 610 559 508 457 406.4 355.6 323.9 273 219.1 168.3 114.3 88.9 60.3 33.7 1219 1016 813 762 711 660 610 559 508 457 406.4 355.6 壁厚 材质 备注 （mm） 26.4 L555M/X80M 设计系数0.5 25.2 L485M/X70M 设计系数0.5 28.3 L485M/X70M 25.2 L485M/X70M 23.6 L485M/X70M 22.2 L485M/X70M 23.9 L415M 22.2 L415M 20.2 L415M 20 L415M 17.5 L415M/L415N 17.5 L360M/L360N 16 L360M/L360N 14.2 L360M/L360N 12.5 L360N 14.2 L245N 11 L245N 7.1 L245N 5.6 L245N 5 L245N 5 L245N 27.5 L555M/X80M 26.2 L485M/X70M 21 L485M/X70M 20 L485M/X70M 20 L485M/X70M 20 L415M 20 L415M 17.5 L415M 16 L415M 14.2 L415M/L415N 14.2 L360M/L360N 12.5 L360M/L360N 直缝埋弧焊钢管 1 12 无缝钢管 直缝埋弧焊钢管 2 10 无缝钢管

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 管径 （mm） 323.9 273 219.1 168.3 114.3 88.9 60.3 33.7 813 762 711 660 610 559 508 457 406.4 355.6 323.9 273 219.1 168.3 114.3 88.9 60.3 33.7 610 559 508 457 406.4 355.6 323.9 273 219.1 168.3 114.3 88.9 60.3 33.7 壁厚 （mm） 12.5 10 12.5 8.8 6.3 5 5 5 14.2 12.5 12.5 14.2 12.5 11 10 8.8 10 8 7.1 6.3 7.1 5.6 5 5 5 5 8.8 8 7.1 10 8.8 8 7.1 5.6 5 5 5 5 5 5 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 7 页 共 16 页 序号 管道设计压力（MPa） 钢管种类 材质 L360M/L360N L360N L245N L245N L245N L245N L245N L245N L485M/X70M L485M/X70M L485M/X70M L415M L415M L415M L415M L415M/L415N L360M/L360N L360M/L360N L360M/L360N L360N L245N L245N L245N L245N L245N L245N L360M L360M L360M L245M/L245N L245M/L245N L245M/L245N L245M/L245N L245N L245N L245N L245N L245N L245N L245N 备注

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 管径 （mm） 168 114 89 60 34 168 114 89 60 34 168 114 89 60 34 壁厚 （mm） 12.5 8.5 7 5 5 11 7 6 5 5 7 6 5 5 5 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 8 页 共 16 页 序号 管道设计压力（MPa） 钢管种类 材质 316 316 316 316 316 316 316 316 316 316 316 316 316 316 316 备注 5 12 不锈钢无缝钢管 6 10 不锈钢无缝钢管 7 1.6 及以下 不锈钢无缝钢管 3.2 站内工艺管件

站内工艺管件分支表见表3.2-1。

表3.2-1 工艺管件分支表

支管 inches 1 2 3 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 32 36

1 T S S S S S S S S S S S S S S S S S 2 T RT W W W W W W W W W W W W W W 3 T 4 T 6 T 8 T 10 T 12 T 14 T 16 T 18 T 20 T 22 T 24 T 26 T 28 T 32 T 36 T 40 48 RT RT W W W W W W W W W W W W W RT RT RT RT W W W W W W W W W W W RT RT RT RT RT RT 主管 RT RT RT RT W W W W W W W W RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT W W W W W W RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT W W W W RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT 项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 W W W W 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 9 页 共 16 页 40 48 S S W W W W W W W W RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT RT T RT T

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 10 页 共 16 页 4.0施工技术要求

4.1管线安装施工的一般要求

1） 工艺管线安装施工标准应执行GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》；

2） 管线安装前必须将管内泥土、砂石等异物、杂物、污物清除干净，经监理工程师进行确认后方可安装施工；

3） 与原有管线动火点的位置、标高需要现场核实无误后再安装施工；

4） 埋地管线在下沟前，必须将管沟填平至墩顶标高并夯实，保证沟底平直，岩石或砾石的管沟应超挖200mm，回填200mm细土（颗粒直径不大于20mm）分层夯实（夯实系数为0.94），以免防腐层破坏及管线下沉；

5） 站场管网穿路、穿墙采用钢套管，套管内采用绝缘支撑块支撑，以保证套管与管线的同心度。穿路套管两端应伸出路基边500mm，先采用沥青麻刀封堵，并在端口用水泥砂浆密封严实。

6） 同一管道上相邻两个对接环焊缝中心面间距不小于1DN 且不小于150mm，对接焊缝与支吊架和弯头间距不宜小于300mm。

7） 所有放空火炬、组合式过滤分离器、各类容器、压缩机撬座、空冷气撬座、其它各类撬座等均需静电接地。

8） 站场管道防静电接地要求应执行GB50057-94《建筑物防雷设计规范》，且管道阀门法兰、设备进出口的连接法兰螺栓孔少于5 个时均需用铜导线BVR-0.5 6mm2跨接。

9） 埋地管线直接置于管墩上，管墩不预埋钢板，不加管托，管线和管墩之间加10mm聚氨酯绝缘垫板，聚氨酯绝缘垫板大小应和墩顶面一致。埋地管线出土端必须加支墩。 4.2管线焊接施工要求

1） 站场、阀室工艺管道的焊接应依据业主或监理工程师认可的《焊接工艺评定》或《焊接工艺规程》；

2） 阀门焊接过程中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；

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 11 页 共 16 页 3） 不能满足质量要求的焊接缺陷的清除和返修应符合返修焊接工艺规程的规定。 4.3管线无损检测要求

1） 无损检测分级标准应执行《石油天然气钢制管道无损检测》（SY/T4109-2005）； 2） 无损检测要求应执行《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》（GB50540-2009）； 3） 管道焊缝应要求先进行100%外观检查，外观检查合格后进行无损检测，要求站场/阀室的所有管道焊缝进行100%无损检测；

4） 无损检测方法优先选用射线或超声检测；

5） 因焊缝形状及外观条件等原因无法进行射线或超声检测时，应要求进行磁粉或渗透检测（优先选用磁粉检测）；

6） 要求关键部位的焊口必须对接焊缝应进行100%射线和100%超声检测（例如：干线管道、直接与干线连接（无截断措施）的工艺管道、工艺管道最终连头焊缝及穿越段等）；

7） 明确要求射线和超声检测的合格级别（以4MPa为分界，大于4MPa的管道合格级别为Ⅱ级，小于等于4MPa的管道合格级别为Ⅲ级。）； 4.4管线吹扫、试压要求

1） 工艺站场及线路阀室内的工艺管道的吹扫试压应按照GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》的相关规定执行。

2） 试压介质要求：工艺站场内的工艺管道的试压时，采用近中性清洁水为试压介质； 3） 试压温度要求：当工艺管道采用水试压时，一般要求不低于5℃；当环境低于5℃时，必须提出对工艺管道采取必要的防冻措施要求。

4） 工艺站场内管线安装完毕后，应在焊口防腐施工前进行；

5） 试压完毕后必须将管内的残余水排放干净，水压试验后和线路干线连接的死口处必须进行100%的X射线照相检测和100%的超声波检测；

6） 临时安装的试压用排空阀门和管线在水压试验完毕后必须清除，管线开口处必须进行100%的X射线照相检测和100%的超声波检测；

7） 工艺站场的管线和设备组装焊接完毕后，各主要管线应分系统和压力等级进行整体强度和严密性试压，在整体试压合格后才能和干线管道连接；

8） 工艺站场试压时，站场内所有阀门的开度均应处于半开的位置，如果阀门在安装

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 12 页 共 16 页 说明中有特殊要求，试压时阀门的开度应优先执行阀门的安装说明。阀门（排污阀、放空阀除外）不能作为站内管线系统试压的截断阀门使用；

9） 压缩机、计量橇、调压橇、站内自用气橇、燃料气处理橇及安全阀等主要设备不包括在管线系统试压范围内，在试压完毕后再与设备连接，连接处的焊道必须进行100%的X射线照相检测和100%的超声波检测；

10） 站场内管道强度试验压力、稳压时间和严密性试验压力、稳压时间应按照GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》的相关规定执行。因温度变化或其它因素影响试压的准确性时，应延长稳压时间；

11） 试压完毕后必须将管内的残余水排放干净，水试压后和线路干线连接的死口处必须进行100%的X射线照相检测和100%的超声波检测；

12） 试压时安装的临时排空阀门和管线在试压完毕后必须清除，管线开口处必须进行100%的X射线照相检测和100%的超声波检测；

13） 全线工艺站场各区域的设计压力见工艺流程图。 4.5管线干燥要求

站内管道水压试验后，应采取措施将管道内的试压水排放干净，再进行干燥处理。管道干燥应执行GB50540-2009《石油天然气站内工艺管道工程施工规范》。 4.6施工过程中应注意的事项

1）调节阀、流量计等高精度设备应要求在站内管道清扫、试压完成后方可和管线连接安装，避免损坏。

2）电动执行机构安装：应使执行机构手轮位于易于操作的方位，执行机构控制面板应朝向运行人员易于观察的方向。

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 13 页 共 16 页 5.0站内管线及设备涂色要求

5.1管道和设备

天然气管道（包括放空管道、排污管道在截断球阀前与主管道直接连接的支线部分及仪表根部阀前与天然气管道连接的小支线部分）：黄色，劳尔色号：RAL1021；

放空管道：红色，劳尔色号RAL3020； 排污管道：黑色RAL9011； 压缩空气管线：浅蓝色RAL5012；

注水管线（包括循环冷却水管线）：绿色RAL6005；

组合式过滤分离器（含盲板）、清管器收发筒（含盲板）：银白色RAL9002； 所有其它工艺设备如阀门、执行机构等保持出厂颜色。 5.2其它设备或附件

管托（含预埋钢板）、鞍座：银白色RAL9002； 钢结构：银灰色，RAL7001； 不锈钢设备：不涂颜色。 5.3放空、排污管道涂色界面

与天然气管道（包括汇管）直接相连的放空（红）、排污管道（黑）涂色界面为支管根部，颜色界面应清晰、整齐；

组合式过滤分离器、清管器收发筒等设备的放空（红）、排污管道（黑）涂色界面为与设备相连的法兰，设备侧的法兰保持设备原色；管道的法兰端的涂色为管道颜色。法兰之间的连接螺栓的涂色规定为管道颜色。

阀室内的干线放空管道、站内越站部分的放空管道（红）涂色界面为最后一个旋塞阀或截止阀下游法兰，阀门法兰保持阀门原色。 5.4操作平台、跨桥等钢结构

涂色以银灰色（RAL7001）为主，对于爬梯台阶≥3级的，应从第一级起，每隔一级，在本级踏板面的外缘表面涂刷50mm宽的黄色带（RAL1021）。

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 14 页 共 16 页 5.5阀门、设备等基础

水泥基础离地20cm以上部分涂色为银灰色（RAL7001），水泥基础离地20cm以下部分涂色为黑色RAL9011。

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 15 页 共 16 页 6.0工艺管线和设备保温隔热设计

6.1保温隔热原则及设计范围

1）各站场所处环境温度较低，站内设备的排污管线及汇气管道排污管线的地上部分均设置电伴热及保温，排污管线电伴热及保温的范围为排污管线的地上部分一直到埋地后第一个拐点处，埋地排污管线埋深应在冻土层以下；

2）各站场组合式过滤器集液部分设置电热，整体进行保温；

3）了墩压气站以西（包括了墩压气站）各站场地上部分工艺管线均需做保温； 4）各站场冻土层以上的X80管线进行保温电伴热；站内部分仪表引压管进行保温伴热。

5）阀室气液联动阀门引压管冻土以上部分需做保温处理。 6.2管线保温结构

具体保温选择形式见《保温结构通用图》GP-00-GI01-PR-DW-005。 6.3保温层施工要求

1）在管道保温工程施工中，应根据站场实际情况和管线敷设方式，调整并选择保温结构，以保证有良好的保温效果。保温施工应在管道防腐工程施工验收合格后进行。

2）在管子和保温层之间不应留有空隙，以保证有良好的加热保温效果。

3）垂直管段应每隔3～5m设置一道托板，托板用δ=4mm的钢板制作，其宽度比保温层厚度小10mm。

4）埋地管道与地上、管沟管道的保温材料不同，在管沟或埋地管道与地上管道连接的过渡段以及与该管段连接的弯头等管件的保温采用与埋地管道相同的保温材料。

5）保温层应紧贴管壁安装，在保温层外每间隔250～300mm的距离用度锌铁丝捆扎，并将镀锌铁丝接头塞入保温层的接缝中，保温弧形板或保温管壳的纵向接缝应位于管子的侧下方。捆扎铁丝时应松紧适度，以免损坏保温层。

6）对于管线三通处保温结构、管线弯头处保温结构、地上不伴热管线保温结构、地上及管沟电伴热保温管线结构，应将保温材料按管线外型割制，使其紧贴管壁。

7）阀门及非标设备保温施工要求

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 16 页 共 16 页 阀门及非标设备在保温施工前，应先将其表面的锈蚀、灰尘、油污等杂物清除干净后方可进行保温施工。

阀门及非标设备的保温结构采用防水复合硅酸盐涂料涂两次，每次涂抹厚度在20～30mm，待第一次保温涂料在自然风干24小时后，再进行第二次保温涂料涂抹，外包0.5mm镀锌铁皮。当气温低于0℃时不允许施工。

阀门注脂口保温形式的要求：

工艺站场电动/手动球阀注脂接头处的保温铁皮应进行开口处理，并应做好防水处理。 注脂接头通过螺纹与阀体相连接，并通过适配器或转换接头将注脂机（注脂枪）与注脂接头相连接，注脂接头处保温铁皮开口空间不能小于两把扳手的操作空间。同时考虑注脂枪适配器或转换接头是硬连接（长150mm）的操作空间。

项目号：HGPE201202808 中国石油天然气管道工程有限公司 China Petroleum Pipeline Engineering Corporation说 明 书 文件号：GP-00-GI01-PR-RP-001/明 第 17 页 共 16 页 7.0防腐涂层施工及检验要求

见防腐专业相关说明书。

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