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1、目 录1 编制依据31.1 文件依据31.2 其他依据32 工程概况42.1 工程概述42.2 自然条件、社会依托42.3 主要工程量52.4 主要设备、材料和特殊材料情况53 施工部署63.1 施工组织原则63.2技术准备63.3物资准备63.4施工机具准备63.5施工人员培训73.6项目组织机构73.7 主要施工力量构成83.8 施工用料及施工机具的运输83.9 施工通讯联络94 工程施工方案104.1 施工中执行的技术标准及规范104.2工艺流程及施工方法104.3管沟开挖114.4管道焊接124.5管道焊缝检验134.6防腐134.7工艺管道安装154.8自控部分164.9管道吹扫、试
2、压和干燥294.10置换304.11管道标志设置314.12站内地貌恢复314.13 节能314.14消防325 施工总进度计划325.1 施工总体计划325.2施工总进度计划326 质量目标及保证措施336.1质量方针和目标336.2 工程质量评定的依据。336.3 质量保证主要措施336.4 质量保证体系347 工期保证措施357.1计划控制357.2 合同控制357.3 现场控制367.4 施工调度控制368 降低成本措施379 文件、信息管理措施和竣工资料编制389.1 文件、信息管理389.2 竣工资料编制38附表（一）40附表（二）43附表（三）44附表（四）451 编制依据1.1
3、 文件依据1.1.2平武天然气公司提供的设计施工图及说明书（MS(华)-DD11002）。1.1.3适用与本工程的有关施工技术规范及标准。1.2 其他依据1.2.1 本公司对施工现场踏勘调查报告。1.2.2 本工程沿线的交通、气象、社会经济等方面的调查资料。1.2.3 本公司可以投入的施工资源。2 工程概况2.1 工程概述2.1.1工程名称：平武天然气公司中坝站接管工程。2.1.2工程简介：中坝输气站是输气管理处成都作业区管辖的1座站场，具有清管、分离、计量的综合站，具有正反输功能：正输流程：川西北气矿中坝总配气站来气经过分离除尘后进入汇1，一部分经计量后输往芦溪站。反输流程：芦溪站来气经过分
4、离除尘后进入汇1，一部分经计量后输往川西北气矿中坝总配气站。为解决平武县居民供气需求，平武县天然气公司已建成中坝至平武的主干线，主干线设计压力为2.5MPa，原中坝站设计压力为4.0MPa，为满足平武县天然气公司用气需求，特在中坝站内预留DN150阀门后增设调压、计量装置。目前中坝站内运行压力为1.02.0MPa，不需要调压直接输往平武天然气公司用气，一旦中坝站运行压力超过2.5MPa，则需要经调压至2.5MPa以下输往平武天然气公司用气。出站管道设置出站截断阀，承担至平武干线截断及放空功能。2.1.3建设地点：江油市中坝配气站。2.1.4接管部分主要参数：序号用户名称设计压力（MPa）运行压
5、力（MPa）近期输气量（104Nm3/d）远期输气量（104Nm3/d）1平武天然气公司4.01.0-1.24-510-152来气压力4.01.0-2.02.2 自然条件、社会依托2.2.1自然条件冬季气温低、冰雪等灾害天气，昼夜温差大，但历时时间短，最多不超过40天。2.2.2社会依托本工程位于江油市中坝镇，交通便利，施工机具及管道、设备的运输的方便。2.3 主要工程量 序号项目名称单位工程量1管道组装焊接1084mmm802管道组装焊接894mmm1503管道组装焊接573.5mmm204管道组装焊接323mmm105高效过滤器PN4.0Mpa DN100台16埋地球阀PN4.0Mpa D
6、N150只17手动球阀PN4.0Mpa DN100套38手动球阀PN4.0Mpa DN50套19手动球阀PN4.0Mpa DN25套110无导流孔平板闸阀PN4.0Mpa DN80套111无导流孔平板闸阀PN4.0Mpa DN50套112双作用截流截止阀PN4.0Mpa DN100套213截流截止放空阀PN4.0Mpa DN80套114截流截止放空阀PN4.0Mpa DN25套115先导式安全阀PN4.0Mpa DN50套116压力变送器EJA430A-DBS4A-97DA/NF1/A只217流量测量仪表套118WZP-240防爆型工业热电阻TE-101只119调压设备套120站控系统套12.
7、4 主要设备、材料和特殊材料情况按合同要求提供，并经甲方、监理、施工单位三方认可。3 施工部署3.1 施工组织原则3.1.1 组织高效精干的项目管理机构，选择经验丰富的作业队伍，合理配置施工力量；精心组织施工，使用软件编制各种管理文件，实施关键线路控制，确保在合同期内完成施工任务；严格按照ISO 9001：2000质量管理体系运作，打造国家优质工程。3.1.2 在保证关键工程施工的同时，按照顺序施工的原则，在一段施工期内，机组相对集中，形成连续段落，以利后续工序的开展。3.1.3 充分作好施工前的准备工作，后勤保障有力。提前做好施工机具设备维护和保养，保证上线机具设备完好；项目部及机组营地分布
8、合理，有良好的交通通信食宿条件，优质的后勤保障服务。3.2技术准备321搜集有关的图纸及标准322现场图纸和实物对照核实323编制可行的施工技术方案324准备对参加的施工人员进行技术交底3.3物资准备331物资管理人员熟悉和了解与工程相关的技术要求332临时堆放场地选择（见施工平面布置图）333施工材料准备3.4施工机具准备341按工程规模和施工队伍规模准备所须的机具（见附表一）342按照所须的施工机具进行维护保养和修理3.5施工人员培训351特别要求对质量安全管理人员进行培训 352对施工人员进行安全、技术培训 计划投入本工程的施工人员（见附表二） 3.6项目组织机构项目部门主要负责人联系方
9、式：项目负责人：林洪 电话：15982848158技术负责人：文波 电话：13808001537安 全 员：刘秦 电话：13880482068资 料 员：陈草波 电话：135478482513.6.1项目经理职责（1）是该工程项目的领导和组织者，对该工程项目的施工负全面责任。（2）对本项目实施和质安管理体系运行负领导责任。（3）对工程全面监督，保证工程质量、工期及安全的全面实现。（4）选定现场各部门负责人，监督和管理现场所有工作人员，使其完成各项职能。（5）监督施工队业主要求和规范、以及按各项施工技术措施进行施工。362工程技术部责任（1）加强计划管理，编制施工计划，对施工队、总工期进行预控、
10、预测。（2）加强计划管理时，对整个工期充分全面地考虑，留有余地。风雨、将效等因素充分考虑，保证有效工期时间。（3）负责工程开工前的施工准备工作和施工过程控制，协调处理施工中的有关技术问题。（4）负责组织协调施工中工程物资运输，搞好施工现场车辆管理。363质量安全部职责（1）质量安全部执行国家有关工程安全生产的方针、政策，不断提高参战职工的安全意识。（2）负责编制工程人员健康保护、安全生产、环境保护计划，确定安全生产目标，协助项目经理进行安全生产活动的策划、协调安全管理的各项工作。（3）建立健全施工现场安全生产管理，随时安全检查，召开安全分析会议，督促安全生产规章制度贯彻执行，排除各种安全事故隐
11、患。（4）随时、随地建立有关安全的各种记录。（5）负责施工现场的安全保卫工作，协调落实并监督实施防火、防爆、防毒措施。364经营部职责（1）负责工程预算，对预算执行情况进行全面监督管理（2）负责拟订和签定工程合同（3）负责施工现场岗位技术工种配套及临时用工365物资部职责（1）负责工程物资装备的采购、租赁，加强施工现场物资装备管理（2）负责工程施工现场物资验收工作，努力降低材料成本，保障工程物资供应（3）负责落实施工装备的维修和保养，监督安全操作规程的执行情况3.7 主要施工力量构成施工力量组成：由于本工程施工内容不是很大，配备1个焊接作业机组和1个防腐班组、1个电气班组。保证该工程的保质保量
12、顺利完成。安装施工队：负责全线管道及工艺设备的焊接安装。防腐施工队:负责对埋地管道的补口补伤及架空工艺管线的防腐外涂装。电气施工队：负责站内工艺管道仪表电缆线路的安装。3.8 施工用料及施工机具的运输3.5.1 施工用料的运输（1） 本工程所需的材料和设备，用载重车从指定地点运输到施工现场。（2） 零星货物运输，根据货物规格及特点选派合适车型。（3） 防潮要求高的材料与设备采用密闭箱式车运输。3.5.2 施工机具的运输（1）工程中主要施工机、器、具。（见附表一）（2）施工机具从四川凌众建设工程有限公司库房通过货车运至施工现场。（3）施工机具工地转场：近距离又有道路可行的情况下可以自行转场；小型
13、设备用现场工程车或人工搬运的运输方式转场。3.9 施工通讯联络项目部应确保与下列各单位之间的联络：项目部与业主的通讯联络项目部与监理公司的通讯联络项目部与第三方质量监督站的通讯联络项目部与四川凌众公司本部的通讯联络项目部与各施工作业机组（队）之间的通讯联络4 工程施工方案4.1 施工中执行的技术标准及规范钢制对焊无缝管件GB/T12459-2005现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范GB50236-98钢质管道聚乙烯胶带防腐层技术标准SY/T0414-2007油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T0090-2006石油天然气站内工艺管道工程施工规范GB50540-2009石油天然气钢质管
14、道无损检测SY/T4109-2005油气田地面管线和设备涂色规范SY/T0043-2006石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范SH3022-1999油气田及管道计算机控制系统设计规范SY/T0091-2006天然气计量系统技术要求GB/T18603-2001用标准孔板流量计测量天然气流量GB/T21446-2008工业企业厂界环境噪音排放标准GB12348-2008油气管道监控与数据采集系统通用技术规范Q/SY201-2007爆炸性气体环境用电气设备 第1部分：通用要求GB3836.1-2000爆炸性气体环境用电气设备 第2部分：隔爆型“d” GB3836.2-2000石油化工仪表安装设计规范
15、SH/T3104-2000建筑物电子信息系统防雷技术规范GB50343-20044.2工艺流程及施工方法4.2.1材料和设备检查（1）材料和设备的规格、型号、材质、质量应符合设计及有关标准的规定。（2）材料和设备必需是有生产许可证的专业制造厂生产，应具有有效的质量证明文件，其质量不得低于国家现行有关标准的规定。（3）计量仪器应在计量鉴定合格有效期内。（4）设备开箱后，按照装箱清单进行下列检查：a.核对设备名称、型号、规格、包装箱号、箱数，并检查包装情况。b.检查随机技术资料及专用工具。c.对主机、附属设备及零、部件进行外观检查，并核对零、部件的品种、规格、数量等。d.检验后应提交有签证的检验记
16、录。（5）管道及其组成件在施工安装前还应进行下列检查：a.外观检查不得有裂纹、气孔、夹渣、折皱、重皮等缺陷；不得有超过壁厚负偏差的腐蚀和凹陷。（6）阀门在安装前按石油化工钢制通用阀门选用、检验及验收SH3064的要求逐个进行强度和严密性试验合格，操作机构应灵活可靠，不得有卡涩现象。4.2.2工艺设备安装（1）重型设备用吊车吊装就位，小设备由人工抬装就位。（2）设备就位后用平垫铁或斜垫铁找正，并达到下列要求：a. 斜垫铁成对使用,搭接长度不小于全长的3/4，各斜垫中心线的相互偏差斜角不应大于3ob.每组垫铁不超过4块，垫铁组高度为3050mm。c.每组垫铁放置平稳，设备找正后，各组垫铁均应被压紧
17、，各块垫铁互相焊牢。d.垫铁露出设备支座外缘为1020mm，垫铁组伸入长度超过地角螺栓。e.每个地角螺栓近旁垫至少一组垫铁。（3）静设备安装找正后的允许偏差符合下表要求：设备安装允许偏差（mm）检查项目偏差值中心线位置5标高5塔器垂直度H/1000塔器方位（沿底座环圆周测量）10注：D为静设备外径；H为立式塔器高度。4.3管沟开挖4.3.1管沟开挖前，对现场进行勘察，需在中坝输气站工艺区开挖管沟，应特别注意地下已埋管道，先将原已铺设的碎鹅卵石移开，然后再开挖管沟。4.3.2本工程管沟全部采用人工开挖，边坡坡度为1:0.33；4.3.3管沟开挖时，其堆土与管沟净距不应小于0.5m，高度不宜超过1
18、.5M。4.3.4管沟的埋深按照工艺管道平面、里面安装图进行施工。4.3.5下表为不设边坡允许深度。不设边坡允许深度土质类别允许深度密实、中密的砂土和碎石类土1.00 硬塑、可塑的轻亚黏土及亚黏土1.25 硬塑、可塑的黏土及碎石类土l.50 坚硬的黏土2.00 4.3.6管沟回填管沟回填前，应完成以下工作：1 管道焊缝经无损检测合格。2 外防腐绝缘层检漏合格。3 隐蔽工程验收合格。管沟回填应符合下列要求：1 管道悬空段应用细土或砂填塞。2 按回填进程依次拆除沟壁的支撑，且不得塌方。3 管道两侧应同时进行回填，并进行夯实，管顶以上300mm 内应采用人工回填，其余部分可采用机械回填；回填土分层夯
19、实。管沟回填应在无损检测、防腐绝缘层检漏、隐蔽工程验收合格后进行。回填土应分层人工夯实，每层200300mm厚，夯实后的土壤密实度应不低于原土的90%。然后再铺设鹅卵石，恢复原貌。4.4管道焊接4.4.1开工前根据设计文件提出的钢种等级、焊接材料、焊接方法和焊接工艺进行焊接工艺评定。并更具焊接工艺评定结果编制焊接工艺规程，焊接工艺规程和焊接工艺评定内容、试验方法应符合现行国家标准GB50236-98现场设备工业管理焊接工程施工及验收规范的规定。4.4.2参加焊接的作业人员必须是按照焊接工艺规程，进过考试取得相应资格的合格焊工，焊工按所取得的相应资格施焊。4.4.3材质为L245的管道或20#钢
20、的管道或管件间焊接时要求采用氩弧焊丝打底，低氢型焊条进行填充和盖面焊。4.4.4管子的焊接严格遵循GB50540-2009和GB50236-98的规定。4.4.5管子、管件预制加工及组装按GB505040-2009执行，其管端坡口型式及对焊管子，管件接头形式按GB50540-2009规定执行。4.5管道焊缝检验4.5.1管道全部环焊缝应先按GB50540-2009要求进行外观质量检验，合格后再对其进行无损探伤。4.5.2从事无损检测人员应取得国家有关部门颁发的无损检测资格证书。4.5.3焊缝外观质量检查合格后，管道全部环焊缝应进行100%X射线探伤，焊缝质量达石油天然气钢质管道无损检测（SY/
21、T4109-2005）中级焊缝标准，且焊缝无“未熔合”为合格。4.5.4无法进行射线探伤和超声波探伤，须按石油天然气钢质管道无损检测（SY/T4109-2005）进行渗透或磁粉检测，无缺陷为合格。4.5.5不能满足质量要求的焊接缺陷的清除和返修应符合GB50236-98的规定。4.5.6未经试压和碰口焊缝必须进行100%射线检测和100%的超声波探伤，焊缝质量达石油天然气钢质管道无损检测（SY/T4109-2005）级焊缝标准，且焊缝无“未熔合”为合格。4.6防腐本工程防腐部分设计范围包括露空管道、埋地管道、设备的外防腐以及埋地绝缘接头的安装。4.6.1站内露空管道及设备外防腐层涂装（1）表面
22、预处理露空管道除锈等级应达到GB/T8923涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级St3级。（2）环氧富锌底漆、脂肪簇聚氨酯面漆防腐涂料涂装A涂层结构为底漆两道，面漆三道，涂层干膜厚200um。施工应符合产品使用说明书的要求。B钢表面处理后，若存在凹凸不平，则应进行抹灰操作，待表面处理合格后，立即涂底漆，涂装表面必须干燥，前一道漆膜实干后，方可涂下一道漆，施工执行SH3022-1999石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术的规范的相关要求。C面漆颜色：面漆涂刷颜色应符合SY/T0043-2006油气田地面管线和设备涂色标准，即：天然气管为黄色（Y07中黄），放空管为红色，设备为银白色。色样以SY0043-
23、2006附录A及GSB51001-94涂膜颜色标样卡为准。（3）质量检测站内露空管道、设备涂层外观应均匀、无气泡、无裂痕等缺陷，干膜厚度不小于设计厚度。质量检测执行SH3022-1999石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范的规定。4.6.2站内埋地管道外防腐层（1）埋地管道出入地端管道热缩套防腐，且在外并涂脂肪簇聚氨酯面漆，防腐层应高出地面12020mm（斜向入地管道以最短长度计）。（2）埋地管道采用加强级聚乙烯胶粘带外防腐。防腐层结构：一层丁基橡胶改性沥青防腐底漆一层胶粘带，胶粘带相互的搭接50-55%。防腐层总厚度不小于2.0mm。（3）胶粘带防腐层原材料性能要求、施工及质量检验应严格执行
24、SY/T0414-2007钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准的相关规定，并应满足以下要求：A钢管表面处理后至涂刷底漆前得时间间隔控制在6hr之内，涂底漆前，应进行钢管表面除尘干燥，确保表面无油污、灰尘、无返锈等杂质，底漆采用胶粘带配套底漆，不能用其他漆代替，底漆应涂刷均匀，不得有漏涂，凝块和流挂等缺陷，其厚度不小于50um,待底漆表干后再缠绕胶粘带。胶粘带应采用胶粘带手工缠绕机缠绕，缠绕前调整好胶粘带搭接宽度及张力，缠绕时应注意绷紧胶带，保证其有足够张力，各周间应平行，不得扭曲、皱折，始末端应压贴，使其不翘起。胶粘带表面应平整、搭接均匀、无永久性气泡、皱折和破损，厚度符合设计要求。胶带搭接宽度
25、为胶宽度为胶带宽度的50-55%，两胶带始末端搭接长度不小于100mm。B对环焊缝处的防腐应先施涂底漆，再用50mm宽度的胶带窄条覆盖在焊缝上，并以手压实，防止焊缝两侧出现空洞，然后在缠绕胶粘带进行补口施工。4.6.3绝缘接头的安装为了防止阴极保护电流漏失，在出站管道安装相应规格的绝缘接头。绝缘接头制作安装应符合阴极保护管道的电绝缘标准（SY/T0086-2003）的有关规定。生产厂商应提供强度试压、严密性试压、电绝缘测试的检验报告。绝缘接头经业主验收合格后方可进行现场焊接到管道上的指定位置。绝缘接头安装位置上方地面应有标识，注明绝缘接头的规格、型号。本工程需安装PN4.0MPa DN150的
26、绝缘接头1只。4.6.4避雷器安装在绝缘接头安装处安装避雷器1只，避雷器安装在防爆接线箱内。避雷器电缆采用BVR-450/750V16mm2电线，与绝缘接头保护端得管道连接，避雷器接地电线采用BVR-450/750V16mm2与战场共用接地体焊接连接。然后穿镀锌钢管压接在避雷器两端，连接应牢固，必须保证完全电气连通。避雷器安装前、后及雷雨后应作定期检测。4.6.5阴极保护测试桩安装本工程安装阴极保护测试桩1支，为绝缘接头测试桩（J1型）。要求安装在站内不影响交通及工艺装置布置，并且方便测试的位置，可结合现场具体情况确定。测试桩电缆与管道的连接及电缆敷设须在管道下沟后、回填前进行，避免二次开挖，
27、并在回填前测试检查电缆有无断裂和虚焊，电缆连接采用铝热焊，测试桩电缆采用VV-0.6/1 22.5mm2双芯电缆，在测量点旁应将电缆敷设设成一个大的蝴蝶结，并用绝缘带将其固定在管子上，以减轻拉力。4.7工艺管道安装（1）站内管道改造施工应严格按照本设计文件中的要求执行，若无特殊要求部分则按石油天然气站内工艺管道工程施工规范（GB50540-2009）的规定执行。（2）本工程所有钢制管道制管标准符合石油天然气工业输送钢管 交货技术条件 第2部分：B级钢管（GB/T9711.2-1999）,材质为L245。（3）管道在安装时，其内部和管端应清理干净，密封面、螺纹面不应有损伤。（4）管道在焊接前应将
28、坡口表面及坡口边缘内外侧表面不小于10mm范围内的油漆、污垢、锈蚀、毛刺及镀层等清除干净，并不得有裂纹、夹层等缺陷；焊接后应立即除去渣皮、飞溅物，并将焊缝表面清理干净。高压管道焊接采用压弧焊焊接方式，并采用内外充氩气保护焊接。低压管道焊接采用压弧焊打底，手工电弧焊盖面的焊接方式。（5）焊接材料、焊缝级别和接头形式应符合设计要求；焊接材料在使用前应按出厂说明书的规定烘干，并在使用过程中保持干燥，焊条药皮应无脱落和显著裂纹，焊丝在使用前应清除表面油污、锈蚀等。（6）高压钢管应在其材料特性允许范围内冷弯或热弯，弯曲半径应大于管子外径的5倍。弯管采用壁厚为正公差的管子制作，管道对接焊口的中心线距管道弯
29、曲起点不应小于100mm，与支、吊架边缘的距离不应小于50mm。（7）管道与设备、阀门相互连接的法兰端面或螺纹轴心线应平行、对中；严禁借螺栓或管接头进行强力对口。（8）管道与设备、阀门等以法兰方式连接时，应防止焊渣进入设备和阀门内。（9）经热处理后的设备，现场严禁施焊。在安装过程中，应防止火焰对着设备。（10）管道上仪表取源部件的开孔和焊接应在管道安装前进行。（11）埋地钢管的防腐层应在安装前施工，在安装时应防止损坏，焊缝部位未经压力试验合格不得防腐。（12）当管道安装工作有间断时，应及时封闭敞开的管口。（13）管道支、吊架工作面应平整，焊接造成的支、吊架变形应予以矫正。（14）管道安装完毕后
30、，应按设计要求逐个核对支、吊架的形式和位置。4.8自控部分4.8.1自控水平及控制方案扩建后的中坝站维持站内原有的自控水平不变，利用站内原有自控系统扩容来满足现有计量要求。天然气计量：利用站内原有流量计量系统扩容对去平武天然气公司供气进行计量；计量装置采用高级阀式孔板节流装置，经压力、压差、温度检测仪表将计量所需的压力、压差、温度引入流量计算机系统，在流量计算机系统中采用符合GB/T21446-2008标准的全补偿软件积算对天然气进行计量。4.8.2主要设备选型现场压力、压差、变送器选用适应现场环境，国内应用较多的成熟产品。现场温度信号采用铂电阻温度计。计量选用在线清洗更换孔板的高级阀式节流装
31、置。4.8.3施工技术要求（1）设备到货后，应先检查高级阀式孔板节流装置、19伸缩管束式流动调整器所提供配对法兰和紧固件的匹配情况，同事按照相关规范要求逐条校验其几何尺寸是否合格。（2）计量设备安装时，要求施工单位在放线定位前首先根据本安装图尺寸进行现场尺寸复核，在保证高级孔板阀上、下游计量管长度满足规范要求的前提下（孔板阀中心至上游弯头末端之间长度不小于30D,D为测量管内径）进行安装。（3）装置现场为爆炸危险场所，现场电动仪表均为隔爆型。现场仪表的电气接口均通过放爆挠性连接管和隔离密封接头与保护钢管相连。仪表安装、电缆、保护管的敷设均应严格遵照有关防爆规范进行。（4）采购的检测仪表、控制设
32、备的安装、接线等，以到货后供货商提供的资料为准。（5）变送器的引压管安装应注意水平方向的倾斜，避免有凝结水流向仪表，同时引压管的敷设应“横平竖直”，整个站场导压管的弯曲半径和水平管的倾斜坡度均统一。（6）导压管的组装、焊接、检验应严格按自动化仪表工程施工及验收规范和工业金属管道工程施工及验收规范的要求进行施工，强度压力试验和严密性压力试验与工艺管道一同进行。（7）站场安装的温度取源部件采用螺纹连接，站场安装的压力取源部件采用螺纹连接，螺纹管嘴开列在工艺专业的料表中。（8）单根铠装电缆出地面应穿DN25镀锌水煤气管保护，现场仪表电气入口处应安装防爆挠性连接管和防爆隔离密封接头，在接线和调试工作完
33、成后，应充填隔离密封胶泥。（9）现场所有电气仪表设备（如变送器、电动执行机构、气动执行机构等）均应作接地处理，将各接地点采用BVR 16mm2（黄绿色）的绝缘线与扁钢连接至电力专业接地母线，并做防腐处理。仪表与安装支架采用BVR 16mm2（黄绿色）导线跨接。（10）现场电气仪表如变送器，其出地面电缆保护管应根据现场安装情况采用U型螺栓或角钢进行固定。电缆的最小弯曲半径不小于电缆外径的12倍。（11）站内仪表信号全部采用铠装电缆通过直埋方式敷设至控制室，装置区直埋控制电缆与电力电缆、工艺管线及公路交叉平行敷设时，应严格遵照35KV及以下电缆敷设（94D101-5）以及施工图要求进行施工。（12
34、）装置区内电缆埋地深度不应小于700mm，当与易燃易爆介质的管道平行敷设时最小净距不应小于1000mm，交叉敷设时最小净距不应小于500mm，当不能满足上述要求时应严格按照35KV以下电缆敷设（94D101-5）要求进行施工并注意酌情穿管保护。（13）电缆走向同原站场电缆走向，施工敷设时可就近汇入原电缆沟。（14）装置区直埋控制电缆与电力电缆、工艺管线及公路交叉平行敷设时，应严格遵照35KV以下电缆敷设（94D101-5）以及施工图要求进行施工。（15）装置区内的直埋铠装电缆经原站场预埋保护管敷设至控制室活动地板下，并在活动地板下中间端子柜底座上进行固定，剥去保护层，将钢铠除锈，用BVR 16
35、mm2（黄绿色）导线在钢铠上绕两圈，用锡焊牢，（焊接处应涂防锈漆，焊接时严禁损伤电缆绝缘层），在连接到工作接地。铠装电缆现场端采用铠装电缆夹紧密封接头与电缆金属铠装层之间压紧连接后接地。施工时应确保铠装电缆金属铠装层和夹紧密封的电气导通，同时注意避免对电缆的损坏。接地采用BVR 16mm2电缆将夹紧密封接头上的接地连接件和电气专业提供的接地扁钢进行连接，并做防腐处理。（16）铠装电缆进入活动地板下固定后，剥去保护层，将电缆屏蔽层缠绕后连接到工作接地端子上，再与原有浪涌保护器接地系统相连（1）。（17）电缆备用芯线在现场端仪表接线盒内留足够的备用长度浮空，在机柜间预留足够长度后，应在机柜内捆扎好
36、并连接到工作接地端子排上。（18）保护接地：所有要求进行保护接地的仪表盘、仪表柜、供电盘、接线盒等均应可靠接地。各系统、设备/机柜的接地应从其接线端子分别接至仪表机柜保护接地端子排，不得相互串联，然后从其保护接地端子排采用BVR 16mm2线连接到电工专业保护接地箱上。（19）工作接地：仪表及控制系统的信号回路接地、屏蔽接地等应从其接线端子分别接至仪表机柜工作接地端子排，不得相互串联，然后从其工作接地端子排采用BVR 16mm2线连接到工作接地箱上。控制电缆的屏蔽层应控制室内/机柜侧接地（工序接地端子排），每根电缆的屏蔽层应具有可靠的电器连续性，不得重复接地。（20）防雷接地：控制室的仪表信号
37、浪涌保护器由站控系统集成商负责安装在系统机柜中，并做好保护器的接地。（21）RTU系统机柜由站控系统供货商成套供货，其内部设备布置及端子接线图由供货商提供，并负责整个系统内部组态及运行调试等工作。（22）为了保证RTU的正常运行，在RTU卡件的前端应设置浪涌保护器，浪涌保护器由站控系统供货商成套提供并安装在中间端子柜内。施工接线完成后，进行所需参数的设置，调试。4.8.4自控仪表系统安装及调试（1） 施工准备工作熟悉施工图纸和现场的实际情况，制定出有针对性的施工技术措施和方案，编制材料计划，准备好施工所需的人员、工具、机具、设备、材料等。对作业职工进行有针对性的技术培训和安全、技术交底，为施工
38、生产作好充分的准备工作。（2）根部元件安装配合工艺管道施工，根据施工图复核工艺管道及设备仪表根部元件位置。本工程的仪表根部元件安装由工艺管道施工单位负责施工，我单位在施工过程中派专人随时复核工艺管道及设备上仪表根部元件的安装位置是否正确。（3）仪表设备安装A.仪表设备的安装工艺流程如下图所示。设备开箱检查仪表单体调校系统试运行系统调试仪表设备安装基础型钢安装仪表设备出库运输B.仪表设备开箱检查开箱前应首先检查外包装是否完好，开箱时，应在制造厂代表在场的情况下会同监理、业主代表共同进行，开箱时应检查其内包装是否破损，有无积水，防水、防振措施等，按装箱单逐一清点，核查仪表设备的型号，规格是否符合设
39、计要求，检查完后各方代表签证检查记录。C.仪表调校现场一次仪表由我司调试所进行调试，对调试后的仪表应按ISO9001做出标识，分区放置在干燥、通风良好的贮藏室。对不合格的仪表按照不合格品贯标要求应及时进行处理。D.现场仪表的安装a.现场仪表安装的一般要求现场仪表安装位置的确定：应根据设计工艺流程图、设备安装图、仪表安装平面布置图等确定仪表的安装部位和方位，总体应达到以下要求： 光线充足，便于操作和维修方便；尽量避免安装在震动、潮湿、易受机械损伤、高温、温度变化剧烈的地方。仪表的中心距地面的高度1.5m。现场安装的显示仪表应安装在手动操作阀门时便于观察仪表示值的位置。仪表安装时不应敲击及振动，安
40、装后应牢固、平正。直接安装在工艺管道上的调节阀、压力表、热电阻（热电隅）、流量装置等仪表，必须在工艺管道吹扫合格后压力试验前安装，当必须与工艺管道同时安装时，在工艺管道吹扫时应将仪表拆下。仪表外壳上箭头的指向应与被测介质的流向一致。仪表与工艺管道连接时，仪表上法兰的轴线应与工艺管道轴线一致，固定时应使其受力均匀。直接安装在工艺设备或管道上的仪表安装完毕，应随同工艺系统一起进行压力试验。仪表及电气设备上接线盒的引入口应朝下，根据设计要求，电气管路的连接均应加垫密封处理，以避免油、水及灰尘进入盒内，特别是聚合工段属于防爆环境，管路管件及仪表设备必须按设计安装大样图、防爆规程、规范要求严格施工。b.
41、现场仪表安装的具体要求温度仪表安装：热电阻、热电偶等测温元件应按工艺流程图安装在能准确反映被测对象温度的地方，如发现工艺管道、设备安装中根部件安装不符合要求，应及时提出予以更改。在工艺管道上安装的测温元件，应采取防止磨损的保护措施，与工艺管道相互垂直安装时，应与管道轴线成垂直相交。在管道拐弯处安装时，宜逆着介质流向，感温元件插入深度以超过管道轴中心线1cm为宜。表面温度计安装：感温面应与被测表面紧密接触，固定牢固。压力式温度计安装温包必须全部浸入被测介质中，毛细管的敷设采用角钢托架加以保护，毛细管温包的弯曲半径不应小于50mm，周围温度变化剧烈时，用石棉绳、板等加以隔热保护。 压力仪表安装：安
42、装前先检查测温根部件的安装位置是否符合： 安装位置应选在被测物料流速稳定的地方； 压力仪表与温度仪表安装在同一管段上时,压力仪表应安装在测温元件的上游侧； 取压点的方位应符合下列规定:测量气体压力时在管道的上半部；测量液体压力时,在管道下半部与管道的水平中心线成045夹角的范围内；测量蒸汽压力时，在管道的上半部，以及下半部与管道的水平中心线成045夹角的范围内。测量低压的压力表或变送器的安装高度，宜与取压点的高度一致。就地安装的压力表不应固定在振动较大的工艺设备或管道上。压力仪表的安装应按设计提供的大样图施工。测量管道上的压力表安装在操作岗位附近时，宜距地面1.8m以上，否则在仪表正面加保护罩
43、。流量仪表的安装：本工程采用了差压变送器测流量的方案。为提高流量仪表的测量精确度，流量仪表安装前我单位应积极主动配合工艺管道安装单位的安装，以确保流量仪表的安装达到以下要求：流量计安装宜选择在水平管段上，前直管段不小于10倍工艺管径，后直管段不小于工艺管5倍管径，但孔板流量计另有规定。安装前对孔板的入口和喷嘴的出口边缘进行检查，应无毛刺、圆角、损伤等，规格尺寸应符合设计要求。调节阀、执行机构和电磁阀安装：调节阀、执行机构和电磁阀由工艺管道施工单位进行。但电气连接时应检查阀体上箭头的指向应与介质流动的方向一致。电磁阀在安装前应按安装使用说明书的规定检查线圈与阀体间的绝缘电阻。(4)仪表管道的安装
44、A.仪表管道安装的一般要求a.仪表管道的安装位置应按照设计图位置及现场实际情况予以确定。b.金属管道的弯制必须采用冷弯，并应一次弯成。管子弯制后，应无裂纹和凹陷。c.仪表管道安装前应检查管道内部是否干净并予以清扫，同时应将管材校直。管道连接时，其轴线应一致。d.管路的连接方式，根据设计提供的标准图集和仪表位号确定管路的连接方式。e.成排安装管道，应排列整齐，间距应均应一致。f.仪表管道支架的安装间距应按下列要求进行钢管：水平安装 1.00-1.50m；垂直安装 1.50-2.00m。铜管：水平安装0.50-0.70m；垂直安装 0.70-1.00m。g.不锈钢管固定时，应用塑料垫或橡胶垫衬垫碳
45、钢材料，不得直接接触碳钢材料。不锈钢管的连接采用卡箍连接、焊接两种方式。焊接连接采用气焊或氩弧焊，不锈钢材质管道焊接后应作酸洗、钝化处理。B.管道试验a.安装完毕的仪表管道，在试验前应对仪表管道是否有堵塞和错接的现象进行检查，并及时予以处理；b.本工程测量仪表管道的压力试验以仪表空气为介质c.气压试验压力为1.15倍的设计压力，试验时应逐步缓慢升压，达到试验压力后，稳压10min，再将试验压力降至设计压力，停压5min，以肥皂泡检验不泄露为合格。d.当工艺系统规定进行真空度或泄漏性试验时，其内的仪表管道系统应随同工艺系统一起进行试验。e. 压力试验用的压力表应经检定合格，其准确度不得低于1.5级，刻度满度值应为试验压力的1.5-2.0倍。f.压力试验过程中，若发现泄漏现象，应泄压后再修理。修复后，应重新试验。g. 压力试验合格后，应在甲方允许的地方对管道予以泄压，同时检查管道是否堵塞，及时拆除压力试验用的临时堵头或盲板。4.8.5仪表电缆敷设仪表电缆敷设施工工艺流程如下图所示：施工准备工作敷设前电缆长度实测电缆敷设电
