经开区化北二路片区天然气供应管道工程施工图设计说明书

说明书项目号:文件号:第2页共41页0版工程设计证书工程勘察证书：说明书项目号:文件号：专业：储运工艺长寿经开区化北二路片区天然气供应管道工程设计阶段:施工图日期:2021.04第1页共41页0版编制校对审核目录TOC\o"1-2"\h\z\u286311概述 380561.1设计依据 333941.2设计参数 3208771.3设计内容 342601.4遵循的主要标准与规范 4206521.5站场概况 5299832站场工艺 712372.1改造方案 777972.2工艺计算 7305882.3设备选择 9148772.4主要工程量 1027652.5站场工艺施工技术要求 1225513防腐部分 17184273.1埋地管道外防腐 17281213.2地面管道及设备外防腐 19259043.3出入土部位防腐 20272073.4阴极保护辅助设施 20265863.5主要工程量 2276944自控部分 24118684.1概述 24260154.2自控现状 24175344.3自控改造内容 2587964.4仪表选型 26163884.5仪表供电 2633814.6施工 2639254.7主要工作量 30305365电气部分 31128375.1设计内容 31123845.2配电方案 31216115.3爆炸危险区划分 31190775.4电线（缆）敷设 31273895.5防雷接地 32243765.6电气主要工程量 3272826结构部分 3347886.1设计范围与内容 33294576.2设计原则 33250216.3基本概况 3368836.4基础形式 336776.5主要构筑物工程量 34270567环境保护 3545597.1设计原则 3564367.2主要污染源和污染物 35321887.3环境影响分析 35130857.4环境保护措施 36124668工艺危害性分析 37187479交工验收 39195749.1验收 3967069.2竣工资料 39概述设计依据重庆焜田燃气有限责任公司提供的《长寿经开区化北二路片区天然气供应管道工程》设计委托，详见附件1；重庆焜田燃气有限责任公司《长寿经开区化北二路片区天然气供应管道工程》施工图专家评审意见及回复，详见附件2、3；重庆焜田燃气有限责任公司提供的相关资料；四川岚强石油天然气工程勘察设计有限责任公司设计人员现场踏勘资料。设计参数1.2.1输送介质：净化天然气；1.2.2输送温度：常温；1.2.3设计压力：4.0MPa；1.2.4巴斯夫SMR增压站改造部分主要运行参数见下表1.2-1：表1.2-1改造部分主要运行参数名称运行压力（MPa）站外管线运行输量（×104Nm3/d）备注调压前调压后设计压力（MPa）管线规格（mm）晏家南站来气1.6~3.04.0D355.6×1020~120去奕翔化工1.6~3.01.54.0D219.1×7.110~60工业去凯迪苏1.6~3.01.54.0D219.1×610~60工业合计/20~120设计内容本工程的设计内容主要如下：（1）新增晏家南站来气，新建进站、过滤、调压、分输、计量、出站流程。晏家南站来气经过滤、调压后，一部分接至原站内汇管05HEA-01供原去奕翔化工用气，另一部分经计量后供新增的去凯迪苏及其它用户用气；（2）以上改造所涉及的自控、防腐、电气、结构、经济等专业的设计。遵循的主要标准与规范《输气管道工程设计规范》GB50251-2015；《石油天然气工业管线输送系统用钢管》GB/T9711-2017；《钢制对焊管件类型与参数》 GB/T12459-2017；《钢制对焊管件技术规范》 GB/T13401-2017；《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》GB50540-2009；《钢质管道焊接及验收》GB/T31032-2014；《石油天然气钢质管道无损检测》SY/T4109-2020；《石油天然气金属管道焊接工艺评定》SY/T0452-2012；《涂覆涂料前钢材表面处理表面洁净度的目视评定第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/T8923.1-2011；《石油天然气工程管道和设备涂色规范》SY/T0043-2020；《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》SY/T7036-2016；《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》SY/T0516-2016；《阴极保护管道的电绝缘标准》SY/T0086-2020；《埋地钢质管道阴极保护参数测量方法》GB/T21246-2007；《钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》SY/T0414-2017；《石油工程建设施工安全规范》SY/T6444-2018；《油气输送管道工程竣工验收规范》SY/T4124-2020；《天然气管道场站氮气置换作业标准》Q/SYXN0291-2013；《油气管道运行规范》GB/T35068-2018；《建筑物防雷设计规范》GB50057-2010；《供配电系统设计规范》GB50052-2009；《爆炸危险环境电力装置设计规范》GB50058-2014；《石油化工仪表安装设计规范》SH/T3104-2013；《仪表系统接地设计规定》HG/T20513-2014；《自动化仪表选型设计规定》HG20507-2014；《石油化工仪表接地设计规范》SH/T3081-2019；《油气管道监控与数据采集系统通用技术规范》Q/SY201-2007；GB3836.2-2010；《爆炸性环境第1部分：设备通用要求》GB3836.1-2010；《油气田及管道工程仪表控制系统设计规范》GB/T50892-2013；《油气田及管道工程计算机控制系统设计规范》GB/T50823-2013。1.5站场概况站场概况巴斯夫SMR增压站位于重庆市长寿经开区，目前主要功能为对上游（晏家北输气站）来的天然气进行过滤、增压、计量等工艺处理后向巴斯夫SMR用气设施供气，此外，设有一路自过滤后接管，天然气经计量、调压后供奕翔化工有限公司及周边工业用户。站内主要采用卧式分离器对上游天然气进行过滤处理、采用往复式天然气压缩机进行增压、孔板流量计进行计量，供气压力为4.2~4.5MPa，供气规模为60×104Nm3/d。巴斯夫SMR增压站现状工艺流程及现状图片见下图1.5-1、1.5-2：图1.5-1巴斯夫SMR增压站现状工艺流程图1.5-2巴斯夫SMR增压站现状图片改造原因根据巴斯夫SMR增压站运行实际，结合周边气源情况，现拟为巴斯夫SMR增压配气站增加页岩气气源，以供巴斯夫站现有用户奕翔化工、国际复合等用户和拟新增的凯迪苏等新用户用气。站场工艺2.1改造方案工艺部分具体改造方案如下：新建进站阀组接收上游晏家南站来气，来气经过滤、调压后，一部分进入原站内汇管05HEA-01，供奕翔化工用气；另一部分经计量、出站阀组后供凯迪苏及其它用户用气。过滤采用卧式过滤分离器（PN4.4MPaDN800），并设有一路旁通；调压采用自力式调压阀（PN4.0MPaDN200），设有安全切断阀及安全阀以保护下游供气设施的安全，并在该路串联1台电动调压阀（PN4.0MPaDN200），当上游自力式调压阀失效时，该电动调压阀可作为备用，另设有1路旁通，当压力较低时，来气不调压，直接经旁通供下游用气，当来气压力超过1.6MPa时，旁通管路切断阀切断，来气需经调压管路去下游供气；新增计量采用高级孔板流量计（PN4.0MPaDN200）；新增进站截断采用气液联动球阀，出站截断阀采用电动球阀。本次改造工程站场内高、低压放空管道分别设置，并分别埋地敷设至站场外的放空区，高、低压放空管道分别线敷设至放空立管底部与站场现有D168.3×5.0放空总管线碰口连接，再合并进入已建放空立管。站场仍然利用现有放空区进行放空。现有放空管线具体位置以实际开挖为准。本次改造新建过滤分离器排污管线与原站内排污管线碰口，接入原站排污系统。本工程具体改造内容详见流程图DWG-0000储01-02。2.2工艺计算按站内管道气体经济流速控制在10m/s~15m/s计算，并结合原站内管径规格，本工程站内管道选择DN400、DN300、DN200、DN150、DN100、DN80、DN50、DN25等管径。2.2.1管线材质的选择本工程站场改造部分所用管道均为无缝钢管，材质为L245N，制作标准符合《石油天然气工业管线输送系统用钢管》（GB/T9711-2017）的规定，交货状态为PSL2。2.2.2管道壁厚的选择根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）中的公式（5.1.2）：式中δ—钢管计算壁厚（mm）；P—设计压力（MPa）；本工程取P=4.0MPa。D—钢管外径（mm）；σS—钢管的最低屈服强度（MPa），本工程取σS=245MPa；F—强度设计系数，本工程取F=0.4；φ—焊缝系数，本工程取φ=1；t—温度折减系数，本工程取t=1。经计算，站场改造部分管道壁厚计算及选择详见表2.2-1。本工程管道选用壁厚部分与原站一致。表2.2-1管道计算壁厚及选用壁厚表公称直径管外径（mm）设计压力（MPa）材质直管道计算壁厚（mm）直管道选用壁厚（mm）DN400D406.44.0L245N8.298.8DN300D323.94.0L245N6.617.1DN200D219.14.0L245N4.475DN150D168.34.0L245N3.435DN100D114.34.0L245N2.335DN80D88.94.0L245N1.815DN50D60.34.0L245N1.235DN25D33.74.0L245N0.6952.2.3弯头壁厚的选择结合直管段选用壁厚，确定相应弯头的最小壁厚。弯头曲率半径均选用R=1.5D，材质采用L245N无缝钢管，制作标准符合《钢制对焊管件类型与参数》（GB/T12459-2017）及《钢制对焊管件技术规范》（GB/T13401-2017）。表2.2-2弯头计算及选用壁厚表公称直径管外径（mm）设计压力（MPa）材质弯头最小计算壁厚（mm）外弧侧内弧侧DN400D406.44.0L245N8.89.68DN300D323.94.0L245N7.17.81DN200D219.14.0L245N55.5DN150D168.34.0L245N55.5DN100D114.34.0L245N55.5DN80D88.94.0L245N55.5DN50D60.34.0L245N55.5DN25D33.74.0L245N55.52.3设备选择2.3.1阀门选型本工程改造部分新增阀门选型尽量与原站场保持一致。（1）球阀本工程主要截断阀门采用球阀，球阀采用全通径、固定球、上下游双密封、火灾安全性的设计结构。阀杆具有在线检修及防飞出功能。进站截断阀门选用气液联动球阀，出站截断阀门选用电动球阀，站内其余球阀采用手动法兰球阀。（2）放空阀本工程站内放空管线上采用节流截止放空阀，放空管线采用双阀结构，节流截止放空阀上游设置球阀，以保证密封性，便于维修与更换。节流截止放空阀具有密封可靠、耐冲刷、使用寿命长、操作轻便等特点。该阀门采用双质（硬质及软质）密封，节流面与密封面分开结构，使阀门的密封性和使用寿命大大提高。（3）排污阀本工程排污均为手动操作，排污管路按双阀设计，内侧为球阀，外侧为阀套式排污阀。2.3.2放空系统巴斯夫SMR增压站本次改扩建部分过滤分离器、调压管路、计量管路均设置检修放空，进出站管线上设置有检修放空和干线放空，放空采用双阀控制（手动球阀+节流截止放空阀），正常操作时只有放空阀受到气流冲刷；放空时可以通过调节放空阀的开度来控制放空时间，以减小放空时的气体流速，降低噪音。放空管道接入站内原放空系统。2.3.3安全泄放系统本工程新建调压管路设置了超压放空。调压阀后的压力大于设定值时，安全阀会自动泄放，保证下游管道系统的安全。2.3.4排污系统巴斯夫SMR增压站本次改扩建部分过滤分离器设置排污，排污采用双阀控制（手动球阀+阀套式排污阀），新建排污管线接入站内原排污系统。2.3.5过滤分离器本工程需在巴斯夫SMR增压站内新建1台过滤分离器，过滤分离器采用过滤滤芯作为分离元件，主要用于除去天然气中夹带的较小粒径的固体粉尘和粒径较大液滴的分离设备。计算公式详见《输气管道工程过滤分离设备规范》（SY/T6883-2012）第8.4节。计算结果如下：表2.3-1过滤分离器计算结果气体流量Nm3/d操作压力MPa工况下处理量m3/d滤芯外径m滤芯内径m表观速率m/s滤芯数量分离器直径mm120×1041.6~3.07.06×1040.1140.080.1414800本工程选用P4.4MPaDN800的过滤分离器1台，该分离器最高处理量120×104m3/d。主要技术参数：设计压力：4.4MPa；工作压力：1.6~3.0MPa；处理能力：5×104Nm3/h；过滤精度：10μm，99%。2.4主要工程量本工程工艺部分的主要工作量见下表2.4-1：表2.4-1主要工作量序号名称单位数量备注一工艺部分新建工程量（一）工艺设备1过滤分离器F-1PN4.4MPaDN800台12气液联动球阀（配执行机构）（1）PN4.0MPaDN300只13电动球阀（配执行机构）（1）PN4.0MPaDN200只13手动球阀（1）PN4.0MPaDN300只7（2）PN4.0MPaDN200只3（3）PN4.0MPaDN150只2（4）PN4.0MPaDN100只1（5）PN4.0MPaDN80只1（6）PN4.0MPaDN50只6（7）PN4.0MPaDN25只14节流截止放空阀（1）PN4.0MPaDN150只1（2）PN4.0MPaDN80只1（3）PN4.0MPaDN50只35双作用节流截止阀（1）PN4.0MPaDN300只1（2）PN4.0MPaDN50只16阀套式排污阀（1）PN4.0MPaDN50只17先导式安全阀（1）PN4.0MPaDN100×150只1（二）管材（PSL2）1输送流体用无缝钢管(PSL2)D406.4×8.8L245Nm16D355.6×8L245Nm15D323.9×7.1L245Nm60D219.1×5L245Nm65D168.3×5L245Nm190D114.3×5L245Nm2D88.9×5L245Nm16D60.3×5L245Nm65D33.7×5L245Nm2（三）其他1工艺区恢复（200mm×100mm×4.5mm透水砖）m23152管沟开挖方量m32103氮气置换m31604站内埋地管线标识m705工艺区红色警示线m1006管道无损检测、吹扫、试压、干燥项17碰口点DN150个2DN100个1DN50个18施工安全措施施工打围（高1.8m，宽0.8m，厚0.8mm）m100彩钢瓦施工标识牌个29阀门基墩套1610管托基墩套411阀门支座套3012管托套413操作平台套314焊接工艺评定项12.5站场工艺施工技术要求2.5.1管道施工遵循的规范站内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（2012版）》（GB50540-2009）的规定执行。2.5.2钢管及其附件本工程所有钢制管道制管标准应符合《石油天然气工业管线输送系统用钢管》（GB/T9711-2017），交货状态为PSL2，材质为L245N。各类管道附件（法兰、弯头、异径接头等）和阀门应有出厂合格证，检验按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》（GB50540-2009）中第4.2节“材料、管道附件、撬装设备的检验”执行。弯头均采用R=1.5D、L245N钢制对焊无缝弯头，制作标准符合《钢制对焊管件类型与参数》（GB/T12459-2017）及《钢制对焊管件技术规范》（GB/T13401-2017）。2.5.3管沟开挖及回填本工程管沟全部采用人工开挖，边坡坡度为1：0.33。管沟开挖时，其堆土与管沟净距不应小于1m，高度不宜超过1.5m。新建管道的埋深详见图DWG-0000储01-03及DWG-0000储01-04。管沟回填（1）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。（2）回填土应分层人工夯实，每层200mm~300mm厚，夯实后的土壤密实度应不低于原土的90%。管沟开挖和回填其余要求按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》（GB50540-2009）中的第8章“管沟开挖及回填”执行。2.5.4管道焊接施工单位在焊接施工前，同种钢或异种钢对接焊时，焊前必须作焊接工艺评定，并根据焊接工艺评定结果编制焊接工艺说明书。管道焊接应按现行国家标准《石油天然气金属管道焊接工艺评定》（SY/T0452-2012）的有关规定执行。如在近期类似工程建设中有与本工程相同工作环境的焊接工艺评定，本工程可以直接引用。根据金属材料的化学成分、力学性能和焊接性将金属管道用母材进行分类分组，详见《石油天然气金属管道焊接工艺评定》（SY/T0452-2012）表4.4.1；一、类别评定规则应符合下列规定：1母材类别号改变，应重新进行焊接工艺评定。2不同类别号的母材组成焊接接头时，即使母材各自都已评定合格，其焊接接头仍需重新评定。3不同类别（组别）号母材之间相焊，经评定合格的焊接工艺也适用于这两类（组）别号母材各自相焊。二、组别评定规则应符合下列规定：1一种母材评定合格的焊接工艺，当重要因素和补加因素相同时，可用于同组别号的其他材料。2在同类别号中，高组别号母材的评定适用于该组别号母材与低组别号母材所组成的焊接接头；3两组别号母材之间相焊，当规定热影响区进行冲击韧性试验时，所拟定的焊接工艺与其各自相焊评定合格的焊接工艺重要因素和补加因素相同，则这两组别号母材之间相焊不需重新评定。4除本条第2款和第3款规定外，母材组别号改变时，用应重新进行焊接工艺评定。参加焊接的作业人员必须是按照焊接工艺规程，经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。材质为L245N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。焊条牌号及规格由施工单位根据焊接工艺评定后最终确定。管道的焊接应严格遵循《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》（GB50540-2009）和《钢质管道焊接及验收》（GB/T31032-2014）的规定。管道、管件预制加工及组装按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》（GB50540-2009）执行，其管端坡口型式及对焊管子，管件接头形式按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》（GB50540-2009）有关规定执行。2.5.5管道焊缝检验从事无损检测的人员应取得国家有关部门颁发的无损检测资格证书。本工程管道全部环焊缝应先按《石油天然气站内工艺管道工程施工规范（2012版）》（GB50540-2009）的要求进行外观质量检查，合格后再对其进行无损探伤。焊缝外观质量检查合格后，管道全部环焊缝应进行100％X射线探伤和100%超声波检测，焊缝质量达到《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2020）中Ⅱ级焊缝标准，且焊缝无“未熔合”为合格。返修焊缝和未经试压的管道连头口焊缝，应进行100％超声波和100%射线检测。无法进行射线探伤和超声波探伤的，须按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2020）进行渗透和磁粉检测，无缺陷为合格。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。同一部位的返修次数不得超过两次，返修后的焊缝应按《石油天然气钢质管道无损检测》（SY/T4109-2020）进行复检。2.5.6管道吹扫、试压和干燥站内工艺管道系统安装完毕后，在碰口连接前，必须进行吹扫和试压。吹扫和试压前应编制吹扫试压方案和应急预案，并应经业主和监理审批后实施，以确保施工人员及附近民众和设施的安全。吹扫前，吹扫段内的仪表、流量计等设备应拆除，用短节代替连通，待吹扫合格后再恢复，之后不得再进行影响管内清洁的其他作业。吹扫口应设置在开阔地带并加固，吹扫口周围应设置禁区，非操作人员不得进入。吹扫介质为压缩空气，吹扫压力为（0.1~0.2）MPa，吹扫时气体在管道中流速应大于20m/s。当目测排气无烟尘时，在排气口设置白布或涂白漆木靶检验，5min内吹出的气体无铁锈、尘土、石块、水等脏物时为吹扫合格。吹扫合格后应及时封堵。无损检测和吹扫合格后，应进行强度试验和严密性试验。先进行强度试压，强度试压合格后再进行严密性试压。本工程强度试验采用洁净水，试验压力为设计压力的1.5倍（即6.0MPa），稳压4h，管道目测无变形、无渗漏为合格。严密性试验在强度试压合格后进行，介质采用压缩空气，本工程改造部分试验压力为设计压力（即4.0MPa），稳压24h不泄漏为合格。吹扫试压结束后，应进行排水和干燥，采用干燥氮气对管内进行吹扫干燥。吹扫时，在管道末端配置水露点分析仪，干燥后排出气体水露点应连续4h比管道输送条件下最低环境温度至少低于5℃、变化幅度不大于3℃为合格。管道干燥合格后，若不能及时与原站管道进行碰口，应向管道内注入压力为50～70KPa的压缩空气，其露点不低于-40℃干空气的露点，并保持管道密闭。2.5.7氮气置换本工程改造部分氮气置换需在吹扫、强度试验、严密性试验、干燥合格后进行，置换前应配备相应的检测仪器，置换前施工单位应编制置换方案和应急预案，经建设方及监理审批后才能实施。置换及试运投产过程需严格执行《油气管道运行规范》（GB/T35068-2018）相关规定。管道碰口后、投运前，应先用氮气置换新建工艺系统内空气，再用天然气置换系统内氮气。置换空气时，氮气或惰性气体的隔离长度应保证到达置换管线末端内空气与天然气不混合。置换过程中管道内气体流速不宜大于5m/s。置换过程中混合气体应通过放空系统进行放空。置换管道末端应配备气体含量检测设备，具体技术指标见下表：表2.5-1技术指标置换内容组分及指标O2（%）N2（%）CH4（%）氮气置换空气≤2.0≥98.0——氮气置换天然气≤2.0≥97.0≤0.5天然气置换氮气O2、N2、CH4与置换天然气的含量一致注氮作业注意事项：1）置换作业现场应通风良好。2）作业人员应持证上岗，作业前必须接受培训，熟知具体实施方案，遵守作业安全规章制度。3）作业人员应正确佩戴劳动防护用品，防止液氮冻伤、氮气窒息和硫化氢中毒等。2.5.8安全施工单位动火前应办理相关动火手续。施工前施工单位应编制完整详细的施工方案以及突发事故应急预案，且需经过建设方及监理单位审查通过后，才能施工。改造站场施工前及施工过程中，应定期使用便携式可燃气体检测仪进行可燃气体泄漏检测，确保无天然气泄漏。施工前应采取施工打围等安全措施将改造部分与在役管道部分隔开，对在役管道进行保护，应在施工区域设置施工标识牌。本工程施工前，应再次确认VBL-0502球阀和VBL-0504球阀等关键性阀门能否关严。为防止阀门内漏，建议加设隔板，启用时抽出。施工期间施工区域应设置醒目的安全标志。本工程属于站场改造工程，为保证站场在施工期间的安全运行，施工单位应预备必须的消防器材，并充分考虑施工人员、施工站场及附近公众实施的安全。动火作业区内应保持空气流通，防止燃气积聚，并应使用可燃气体检漏仪进行监测。在较密闭的空间内作业时，应采取强制通风、加强安全防护等措施。由于该站工艺装置区内埋地管网较复杂，施工前需再次确认各条管道的位置、埋深及走向，并小心开挖。站场管理单位应制定维持正常安全生产要求的安全管理措施及应急预案。0现场施工作业人员应服从站场管理单位为维持正常安全生产而采用的安全管理措施。1管道施工人员进行必要的安全培训，分析施工过程中存在的危险源和采取的措施。2本工程试压时应采取安全措施，并将无关人员疏散到安全的地方。3天然气管线放空、置换、生产试运行等必须严格遵守《油气管道运行规范》（GB/T35068-2018）标准的要求执行。4动火施工后，施工人员和管理人员应进行全面检查，确认没有火种及其它隐患后，方可离开施工现场。5碰口连接前，应由管理单位协同施工单位再次确认相互碰口管道是否为同一条管道，避免错碰、漏碰。防腐部分3.1埋地管道外防腐3.1.1防腐方案为尽可能提高站内埋地管道的可靠性，站内DN≥50的埋地管道（含与线路管道相同管径的埋地管道）采用三层PE常温型加强级防腐层防腐，其余弯头、三通等采用厚胶型聚乙烯胶粘带特加强级防腐层，防腐层总厚度不小于2.0mm，管端预留长度为100mm～110mm。三层PE防腐管补口防腐采用带配套底漆的热熔胶型聚乙烯热收缩套，聚乙烯胶粘带防腐管补口采用厚胶型聚乙烯胶粘带特加强级防腐层。3.1.2施工技术要求三层PE防腐层三层PE外防腐管应在工厂预制生产线上预制，防腐管预制、现场施工技术要求应执行《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2017）的相关规定。本工程埋地管道三层PE加强级防腐层总厚度根据公称直径不同，防腐层最小厚度不同，不同公称直径三层PE加强级防腐层总厚度详见表3.1-1。其中底层的熔结环氧粉末层厚度≥120μm；胶粘剂层厚度≥170μm。焊缝部位的防腐层厚度不应小于上述规定的80%。表3.1-1防腐层厚度三层PE防腐管补口采用带底漆的辐射交联聚乙烯热收缩套（热熔胶型）补口，补伤采用聚乙烯补伤片，具体施工技术要求按照《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2017）第8.2节的要求执行。聚乙烯胶粘带防腐层为保证防腐质量，胶粘带基材应有良好的拉伸强度；胶层对底漆钢及对背材搭接均应有优异的粘接性能，胶粘带材料性能指标应符合《钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》（SY/T0414-2017）中厚胶型的要求。防腐层总厚度≥2.0mm，结构为一层底漆一层胶带，搭接为胶带宽度的50%~55%。1）管道及设备表面预处理钢管表面除锈前，应清除钢管表面的焊渣、毛刺，并用适当的方法将附着在钢管外表面的油、油脂及任何其它杂质清除干净。钢管表面除锈应采用喷（抛）射除锈方式。受现场施工条件（例如阀门等难以进行喷射除锈的部件）限制时，可采用电动工具除锈。采用喷（抛）射除锈时，除锈等级应达到《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》（《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/T8923.1-2011）规定的Sa2½级；采用电动工具除锈方法时，除锈等级达到St3级。除锈后，对可能刺伤防腐层的尖锐部分应进行打磨。并将附着在金属表面的磨料和灰尘清除干净。钢管表面预处理后至涂底漆前的时间间隔宜控制在1h内，期间应防止钢管表面受潮和污染。2）聚乙烯胶粘带防腐层施工底漆采用与聚乙烯胶粘带配套的底漆，不能以其它底漆来替换。底漆应涂刷均匀，不得有漏涂、凝块和流挂等缺陷，厚度应≥30μm。涂刷完底漆后，按产品说明书要求时间缠绕胶粘带。在使用底漆时，要注意安全，防止飞溅，同时要远离火源，防止着火。应采用手动缠绕机或电动缠绕机缠绕胶粘带，缠绕前调整好胶粘带搭接宽度及张力。缠绕时应绷紧胶粘带，保证其具有足够的张力，各圈间应平行，不得扭曲皱折，始、末端应压贴使其不翘边。胶粘带表面应平整、搭接均匀、无永久性气泡、皱折和破损。搭接宽度为胶粘带宽度的50%~55%。对焊缝处的防腐应先施涂底漆，宜采用50mm宽度的胶带覆盖在焊缝上，并以手压实，防止焊缝两侧出现空洞；然后再用胶粘带进行缠绕包覆。其余施工技术要求应执行《钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》（SY/T0414-2017）和厂商产品说明书的规定。3）聚乙烯胶粘带防腐层质量检验聚乙烯胶粘带防腐层质量检验（外观、厚度、剥离强度、电火花检漏等）应执行《钢质管道聚烯烃胶粘带防腐层技术标准》（SY/T0414-2017）标准的要求。防腐层表面应平整，搭接均匀、无永久性气泡、皱折和破损。3.2地面管道及设备外防腐3.2.1涂层方案站内地面管道和设备不需绝热，外壁防腐涂层结构见表3.2-1。表3.2-1地面钢质管道和设备外涂层结构部位基材长期运行温度t(℃)涂层结构涂料名称干膜厚度（μm）总干膜厚度（μm）地面非绝热管道、设备、管件的外壁碳钢、低合金钢环境温度＜t≤100底漆环氧富锌底漆≥60≥240中间漆环氧云铁中间漆≥100面漆氟碳面漆≥803.2.2施工技术要求表面处理1）钢管表面除锈前，应清除钢管表面的焊渣、毛刺，并用适当的方法将附着在钢管外表面的油、油脂及任何其它杂质清除干净。2）金属表面除锈宜采用喷射除锈方式，除锈等级应达到《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/T8923.1-2011）中规定的Sa2½级。站内地面金属设备出厂附带的车间底漆应在喷射除锈后完全去除。3）受现场施工条件（例如阀门等难以进行喷射除锈的部件）限制时，可采用电动工具除锈，除锈等级应达到《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/T8923.1-2011）中规定的St3级。4）除锈合格后，及时将附着在金属表面的磨料和灰尘清除干净。5）金属表面预处理后至涂底漆前的时间间隔应控制在2小时内，期间应防止金属表面受潮和污染。涂底漆前，如出现返锈或表面污染时，必须重新进行表面预处理。外壁防腐涂料涂装1）外壁防腐涂料涂装包括地面钢质管道、设备外壁防腐，涂装可采用高压无气喷涂或刷涂。涂料的性能指标、施工操作及施工环境条件要求应符合《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》（SY/T7036-2016）的规定和产品使用说明书的要求。2）底漆、中间漆、面漆颜色应有所区别，面漆颜色应符合《石油天然气工程管道和设备涂色规范》（SY/T0043-2020）的规定。即天然气管为中黄色（色号Y07）；放空管为大红色（色号R03）；排污管为紫棕色（色号YR03）。3）排污管线阀门手轮为紫棕色，放空管线阀门手轮为红色，其它阀门手轮颜色同阀门本体颜色一致。设备配管为法兰连接的以法兰端面为喷漆分界。站场内主要管线出入地面弯头处应用箭头标明气流方向，箭头采用喷涂，颜色为红色，箭头大小形状应符合《石油天然气工程管道和设备涂色规范》（SY/T0043-2020）的要求。4）质量检测：（1）外观检测：所有涂敷表面应平整、光滑，不应有流挂、漏涂、鼓泡、龟裂、发粘等缺陷存在。（2）厚度检测：宜采用涂层测厚仪测定防腐层总干膜厚度，设备每喷涂10m2（管道每喷涂80m）抽测5处，设备不足10m2（管道不足80m）时抽测3处，防腐层总干膜厚度应符合SY/T7036-2016第4.1.2条的相应规定。每一检测结果超过规定厚度的三倍为不合格。（3）漏点检测：所有涂敷表面应进行漏点检测，可采用低压湿海绵检漏或电火花检漏仪。采用电火花检漏仪时，防腐层检漏电压为5V/μm。（4）附着力检测：每100m2应抽测1处，不足100m2时，仍抽测1处，每处测试三个数据，三个测试数据均应符合要求。宜采用《色漆和清漆拉开法附着力试验》（GB/T5210-2006）规定的拉拔法对防腐层附着力进行检测，防腐层的附着力应不小于5MPa。（5）对检验不合格的防腐层，应根据检验结果并结合《石油天然气站场管道及设备外防腐层技术规范》（SY/T7036-2016）第4.4节要求分别进行修补、复涂或重涂。3.3出入土部位防腐出入地面段管道外防腐应采用埋地管道做法，并延伸至地上200mm，同时采用铝箔胶带进行防护处理。厚胶型聚乙烯胶粘带宜由下向上缠绕至地坪以上200mm，铝箔胶带宜由地坪以上250mm向下缠绕至地坪以下250mm。缠绕后表面应平整，无气泡、皱褶和破损等缺陷。3.4阴极保护辅助设施3.4.1绝缘接头安装为防止阴极保护电流漏失，实施阴极保护电绝缘，需在表3.4-1中所列管线上安装相应规格的绝缘接头，绝缘接头具体安装位置详见工艺专业图纸DWG-0000储01-04。表3.4-1绝缘接头规格参数序号管道名称绝缘接头规格绝缘接头数量（只）备注1巴斯夫SMR增压站PN4.0MPaDN3501进站管道2巴斯夫SMR增压站PN4.0MPaDN2001出站管道绝缘接头制作安装应符合《绝缘接头与绝缘法兰技术规范》（SY/T0516-2016）的有关规定，现场验收应符合《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369-2014）的有关规定。生产厂商应提供绝缘接头的强度试压、严密性试验、电绝缘测试、水压压力循环（疲劳）实验、水压加弯矩实验报告等检验报告，经业主验收合格后方可使用。在绝缘接头安装前，应对绝缘接头进行水压试验。试验压力为设计压力的1.5倍，稳压时间为5min，以无泄漏为合格。试压后应擦干残余水，进行绝缘检测，检测应采用500V兆欧表测量，其绝缘电阻应大于2MΩ。检验合格后方可现场焊接到管道上的指定位置处，并采用热收缩套进行绝缘接头防腐及焊口防腐。鉴于上述绝缘接头均为埋地安装，为方便今后维护及检修，在地面应设置标识，方便查找。采用在绝缘接头安装位置正上方的地坪上，埋设绝缘接头标识块，标识块为深200mm、宽200mm、长350mm，绝缘接头标识块制作见《绝缘接头测试桩接线图》。标识块上表面应与所在地坪齐平，宜采用镂空模板喷漆在标识块上表面注明出绝缘接头的规格、型号，字体采用黄色仿宋体。3.4.2绝缘接头防电涌保护为保护设置在管道上的绝缘接头免受雷电高压电涌的破坏，需在表3.4-1中绝缘接头处设置等电位连接器进行防浪涌保护，共1个。等电位连接器的参数为：绝缘电阻：≥50MΩ、响应时间：≤25ns、标称导通电压：30±20%V、最大放电电流8/20μs：45kA。等电位连接器安装在接线箱内，采用防爆型，防爆防水接线箱防护等级为ExdⅡBT6Gb，IP65，保护电缆、接地电缆均采用YJV-0.6/1kV1×35mm2电线。接地电缆应与共用接地体连接，保护电缆应与被保护管道连接，压接应牢固，必须保证完全电气连通。等电位连接器与接地体及管道的连接电缆应尽可能短，等电位连接器安装前及雷雨后应作定期检测。站场等电位连接器安装见《绝缘接头防电涌保护安装图》。3.4.3测试桩安装为方便绝缘接头安装后进行绝缘性能测试，绝缘接头应安装检测设施，检测设施应容易接近，本工程采用钢质测试桩（采用普通测试桩），在设置绝缘接头的位置均安装绝缘接头测试桩1支，共安装绝缘接头测试桩1支。1）测试桩电缆采用YJV-0.6/1kV1×6mm2电缆，绝缘接头测试桩采用4线式测试桩，电缆与管道连接采用铝热焊。2）测试桩铭牌应标明管道名称、里程数、编号、类型、管理单位及联系电话，测试桩应安装在管道气流方向的左侧，铭牌和测试门应在同一侧，面对气源方向，施工技术要求详见《绝缘接头测试桩接线图》。3）测试桩埋设要牢固稳定，安装时通过螺栓与基础固定，要求安装牢固竖直。测试桩固定支架与基墩连接，地脚螺栓和测试门锁采用涂抹防锈油膏进行防腐处理。4）测试桩埋地部分采用聚乙烯胶粘带进行防腐处理，聚乙烯胶粘带采用特加强级，胶带缠绕后的整体厚度应≥2.0mm，搭接宽度为带宽的50%~55%，防腐层应露出地面之上200mm±10mm。测试桩露空部分采用氟碳防腐层。5）绝缘接头测试桩电缆焊接完成后，地面、地下均应留足余量（10%伸缩余量），以防土壤下沉时拉断电缆，地下电缆的敷设应在管道下沟后回填前进行，宜贴在管壁顶部。电缆应采用松软土回填，并应防止损坏引线。绝缘接头测试桩安装及接线、铭牌尺寸、基墩制作详见《绝缘接头测试桩接线图》、《测试桩桩体安装图》、《测试桩铭牌及附件加工图》。3.4.4电缆连接及密封防腐阴极保护电缆与管道、接地体连接采用铝热焊方式，焊接前应除去管道上的防腐层，并对裸露钢管表面打磨处理，露出金属光泽，然后实施铝热焊。焊接要求牢固，焊接后应清除焊渣及污物。阴极保护电缆之间的连接采用铜连接管钳接方式，要求压接牢固，然后用热熔胶覆盖电缆连接处所有裸露部位，最后用电缆热收缩式附件进行密封防腐。电缆与管道和站内接地体的连接、防腐施工见《电缆连接及焊点防腐密封图》。3.5主要工程量本工程防腐部分主要工程量如表3.5-1所示：表3.5-1防腐部分主要工程量序号工程名称单位数量备注防腐部分1常温型加强级三层PE防腐层预制及补口1.1D406.4常温型加强级三层PE防腐层预制m161.2D355.6常温型加强级三层PE防腐层预制m151.3D219.1常温型加强级三层PE防腐层预制m181.5D168.3常温型加强级三层PE防腐层预制m1801.5D60.3常温型加强级三层PE防腐层预制m601.6D406.4三层PE防腐管补口处261.7D355.6三层PE防腐管补口处31.8D219.1三层PE防腐管补口处41.9D168.3三层PE防腐管补口处302.0D60.3三层PE防腐管补口处102其余埋地管道防腐m27特加强级聚乙烯胶粘带3出入地面管道外防腐（铝箔胶带）m284地面管道和设备外防腐（氟碳防腐层体系）m2805管道外防腐层完整性检测m289阴极保护部分1绝缘接头安装PN4.0MPaDN350只1PN4.0MPaDN200只12绝缘接头测试桩安装支23绝缘接头保护器安装套2等电位连接器自控部分4.1概述本章节针对长寿经开区化北二路片区天然气供应管道工程巴斯夫SMR增压站改造后相关自控部分的设计。4.2自控现状该站采用GEPLC控制系统。自控机柜为800mmx800mmx2100mm（长x宽x高）标准机柜，机柜安装空间富裕，能满足本次系统扩容需求。扩容部分数据通过外网上传至VPN接入控制中心。表4.2-1PLC系统现状配置表序号设备名称厂家型号单位数量1控制器（CPU）GE8521-LC-MT个22控制器背板GE8750-CA-NS个13系统电源GE8913-PS-AC个248路AI模块GE8103-AI-TX个258路AO模块8104-AO-IP个0616路DI模块8121-DI-DC个278模块I/O背板8709-CA-08个18AI接线端子8615-FT-4W个29AO接线端子8601-FT-NI个010DI接线附件8617-FT-NI个211DO接线附件8612-FT-NA个212空模块盖板8420-BK-MO个213交换机IC086SLN050台21424V电源模块西门子6EP1334-1LB00套215冗余电源模块西门子6EP1334-1LB00套116信号隔离器MTLMTL5541套174-20MA信号浪涌保护器MTLIOP32个18DI/DO信号浪涌保护器MTLIOP32个19DO大电流信号浪涌保护器MTLIOPHC32个20RS485浪涌保护器SD07R个2124V浪涌保护器中光ZGG2024(2+0)R个22220V浪涌保护器中光ZGG40385(2+0)R个23RS485隔离器优倍NPEXA-C711块4.3自控改造内容4.3.1概述本工程新建过滤分离器、计量、调压及出站管路相关的仪表设计；进站采用DN300气液联动球阀，出站采用DN200电动球阀；本改造新增可燃气体探测器信号进入原GDS系统。4.3.2流量计新建高级孔板阀，安装在调压系统之后，数据上传至已建的国光流量计算机系统进行精确计量，流量计算机计量数据通过已建链路上传至焜田燃气调度中心。表4.3-2改造后工艺参数表（根据工艺专业DWG-0000储01-01提供）运行压力标况流量晏家南站来气1.6～3.0MPa（20～120）x104Nm3/d去凯迪苏及其他用户1.5MPa60x104Nm3/d表4.3-3工况流量计算表运行压力标况流量工况流量1.6MPa8400Nm3/h553m3/h3.0MPa50000Nm3/h1807m3/h新建1套高过滤分离器、计量、调压管路，将计量装置安装在调压之后。4.3.3本项目新建1套调压阀，参数如下表所示。表4.3-3主要调压阀工况参数规格型号进口压力（MPa）出口压力（MPa）下游管径（mm）流量（Nm3/h）噪声（dB）开度PCV101PN4.0MPaDN2001.6~3.01.5DN3008400~5000073~79.114%~86%表4.3-4主要调节阀（调压）工况参数规格型号进口压力（MPa）出口压力（MPa）下游管径（mm）流量（Nm3/h）噪声（dB）开度PV101PN4.0MPaDN2001.6~3.01.5DN3008400~5000064~73.123.53~76.41表4.3-5主要安全阀工况参数规格型号进口压力（MPa）出口压力（MPa）下游管径（mm）流量（Nm3/h）截断压力SSV101PN4.0MPaDN2001.6~3.01.5DN3008400~500001.58MPa4.4仪表选型4.4.1现场仪表以及安防设备选型是按照系统安全、性能可靠、技术先进适宜、性能价格比优、维护方便的原则进行选型。4.4.2计量设备的选择生产装置区域的防爆等级按2区考虑，根据防爆标准规定，现场电动仪表按隔爆型选用。防爆标志不低于ExdⅡBT4Gb，防护等级不低于IP65。4.5仪表供电本工程380VAC/220VAC电源由电力专业提供并敷设电缆。详见电气部分。新增仪表用24VDC电源由机柜提供。4.6施工4.6.1现场仪表1）本工程仪表设备的安装详见本设计相关的图纸以及参照到货的仪表说明书，并且严格核对仪表位号后进行。2）现场仪表的安装位置可结合现场情况酌情进行调整。原则是测量检测正确，操作维护方便。3）仪表的取源部件由工艺专业开料、工艺专业安装。施工时，仪表专业应与工艺专业配合，核实或者调整在工艺管线上不合理的仪表开口方位及标高。仪表取压口方位、标高应便于观察，并满足工艺管线上开口焊接距离的要求。4）变送器的引压管安装应注意水平方向的倾斜，保持1:10~1:100的坡度，倾斜方向应保证避免有凝结水流向仪表，同时引压管的敷设应“横平竖直”且应尽量短，整个站场导压管的弯曲半径和水平管的倾斜坡度均统一。5）导压管的组装、焊接、检验应严格按《自动化仪表工程施工及质量验收规范》和《工业金属管道工程施工规范》的要求进行施工，强度压力实验和严密性压力试验与工艺管道一同进行。6）装置现场为爆炸危险场所，所选仪表均为隔爆型。仪表安装及配线应严格按照防爆规范进行。7）电缆应按《110kV及以下电缆敷设》12D101-5规定以及本施工图要求敷设，相关净距要求及敷设方法按规范进行。电缆穿公路、出地面时应穿保护套管，站场内所有过路套管由总图专业预埋，施工时仪表专业应紧密配合。8）防爆区地面部分采用密封接头经绕性连接管与现场安装仪表设备相连，密封接头在穿电缆后需用密封胶泥封死。几根电缆保护管排列在一起时，应排列整齐，管口高度应一致。电缆保护管进行弯制时，一般采用冷弯，其最小弯曲半径不应小于电缆外径的12倍。电缆保护管口处应光滑无毛刺，以免划伤电缆。9）所有电缆不应有中间接头，敷设后应排列整齐。所有电缆应在电缆沟和仪控房机柜间内作电缆标示，电缆标示应采用永久的机打标示，电缆标号按仪表电缆表进行。电缆敷设时，应以每根电缆实测的长度为准，并应留有一定的余量。10）连接现场仪表端控制电缆的备用芯线，用聚氯乙烯绝缘胶带封装于仪表接线盒内，绝缘浮置。控制电缆的钢铠在现场端通过接地扁钢接入站场联合接地网。11）铠装电缆进入仪控房在PLC机柜和仪表盘底座上固定后，剥去保护层，将钢铠除锈，按规范要求处理后连接到保护接地汇流排上。电缆的屏蔽层应连接到工作接地端子排上。电缆备用芯线应在机柜/盘内捆扎好后连接到工作接地端子排上。12）室外所有的电缆敷设完成后应制作电缆标示。13）当现场仪表、设备为380VAC、220VAC供电时，供电电缆由电力专业敷设并接线。14）仪表、设备安装及接线及接地等应按参照产品说明书相关要求进行。15）现场电气仪表及设备接地和接线（1）仪表接地、通信系统接地、电力系统接地等采用共用接地方式，接地电阻均小于或等于4Ω。（2）保护接地各系统、设备/机箱的保护接地应从其接线端子分别接至保护接地端子排，不得相互串联。从其保护接地端子排采用ZR-BVR1×16mm2线连接到电力专业保护接地上。现场仪表保护接地用ZR-BVR1×6mm2接地线与仪表支架相连接，最终与电力专业保护接地就近连接，并做防腐处理。（3）工作接地：仪表及控制系统的信号回路接地、屏蔽接地、防雷接地等应从其接线端子分别接至工作接地端子排，不得相互串联，然后从其工作接地端子排采用ZR-BVR1×16mm2线连接到工作接地上。（4）铠装层接地：铠装电缆进入端子底座固定后，剥去保护层，将钢铠除锈，采用ZR-BVR1×6mm2(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，再连接到保护接地端子排。铠装电缆现场端采用防爆铠装电缆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密封接头的电气导通，同时注意避免对电缆的损坏。采用ZR-BVR1×6mm2电缆将密封接头上的接地连接件和接地扁钢进行连接，并作防腐处理。（5）备用线芯及控制电缆的屏蔽层接地屏蔽电缆的备用线芯和屏蔽层均应在工作接地汇流排一侧接地。仪表电线电缆的备用线芯留有接线长度后，在现场端绝缘后浮空，在机柜端接地。连接现场仪表端控制电缆的备用芯线用聚氯乙烯绝缘胶带封装在仪表接线盒。控制电缆的屏蔽层应只能在机箱侧接地（工作接地端子排），每根电缆的屏蔽层应具有可靠的电气连续性，不得重复接地。（6）室内、外所有的接地线以最短的距离进行敷设，尽量减少备用的长度。（7）接地扁钢的连接：接地干线网由电气专业负责，仪表专业采用－40x5的热镀锌扁钢接至电气专业的接地干线网上。施工要求与电气专业要求相同。16）施工时注意与土建、电气等相关专业配合，做好预留预埋及协调工作。特别是扩建站场，需与站场技术人员密切配合，不应损伤站内现有管路、线路。17）施工时请严格按照操作程序和供货商的指导进行。18控制电缆与输气管道平行时，应保持至少1m的间距；与管道交叉时，应穿管敷设，同时保持至少0.5m的间距要求。4.6.2PLC机柜1）电缆进入PLC机柜和仪表盘底座上固定后，剥去保护层，按规范要求处理后连接到保护接地汇流排上。电缆的屏蔽层应连接到工作接地端子排上。电缆备用芯线应在机柜/盘内捆扎好后连接到工作接地端子排上。2）接地（1）仪表及控制系统接地、通信系统接地、电力系统接地等采用共用接地方式。电力专业已从室外共用接地网引入两路接地母线至控制室/机柜间，分别接至工作接地箱和保护接地箱，接地电阻均小于或等于4Ω。（2）保护接地：凡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机柜下方保护接地端子排，不得相互串联。保护接地端子排采用ZR-BVR1×10mm2线连接至保护接地汇总板，然后从保护接地汇总板采用ZR-BVR1×16mm2线连接到机柜间电力专业保护接地箱上。（3）工作接地：仪表及控制系统的信号回路接地、屏蔽接地、防雷接地等应从其接线端子分别接至机柜下方工作接地端子排，不得相互串联。工作接地端子排采用ZR-BVR1×10mm2线连接至工作接地汇总板，然后从工作接地汇总板采用ZR-BVR1×16mm2线连接到机柜间电力专业工作接地箱上。（4）铠装层接地：铠装电缆进入机柜固定后，剥去保护层，将钢铠除锈，用ZR-BVR1×6mm2(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），再连接到保护接地端子排。铠装电缆现场端采用防爆铠装电缆格兰密封接头与电缆金属铠装层之间压紧连接后接地。特别注意：施工时应确保铠装电缆金属铠装层和格兰的电气导通，同时注意避免对电缆的损坏。接地采用ZR-BVR1×6mm2(黄绿色)电缆将防爆铠装电缆格兰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，并作防腐处理。（5）应将控制室/机柜间内防静电地板的钢架采用ZR-BVR1×6mm2（绿色）导线连接至保护接地箱。（6）室内、外所有的接地线以最短的距离进行敷设，尽量减少备用的长度。（7）接地扁钢的连接：接地干线网由电气专业负责，仪表专业采用-40x4的镀锌扁钢接至电气专业的接地干线网上。接地扁钢埋深及施工要求与电气专业要求相同。（8）控制电缆的屏蔽层应在仪表盘/机柜侧接地（工作接地端子排），同一回路的屏蔽层应具有可靠的电气连续性，不应浮空或重复接地。屏蔽电缆的备用线芯和屏蔽层均应在工作接地汇流排一侧接地。为了保证机柜内部美观，电缆屏蔽层在汇成股后统一穿绝缘热收缩套管。3）端子接线（1）所有仪表的接线采用压接端子相连，并作接线标号。（2）所有由工艺装置区进入仪控房内的电缆、仪控房内连接各设备的电缆，应按照本设计中相应端子接线表的要求连接到相应设备/机柜的接线端子上。（3）仪表盘/机柜内端子板两端的线路，均应按施工图纸进行标号，标号应采用打印方式且字迹清晰不褪色。（4）进入仪表盘/机柜内的电缆，应在其导通检查及绝缘电阻检查合格后再进行配线，线路中间不应有接头。电缆与端子的连接应牢固。（5）仪表电线电缆的备用线芯留有接线长度后，在现场端绝缘后浮空，在机柜间端接地。（6）控制电缆应与电力电缆分两束排列，并分别在地面上加以固定。（7）所有在活动地板下敷设的电缆，应排列整齐，并在每根电缆上都做有标记，以便维修时查对。4.6.3其他电缆进出采用直埋敷设方式，安装时做好电缆标记。4.7主要工作量本工程自控部分主要工程量见表4.7-1。表4.7-1主要工程量序号名称单位数量备注一现场仪表1电动调节阀(带DN200球阀)套1配套提供电动执行机构2全不锈钢压力表支103智能压力变送器台54智能差压变送器（测流量）台15智能差压变送器（测差压）台16防爆型铠装一体化温度变送器台47高级孔板阀套18自力式调压阀PN4.0MPaDN200RF套19安全切断阀（带阀位反馈）套2PN4.0MPaDN200RF10固定式可燃气体探测器台111气液联动球阀PN4.0MPaDN300RF套112电动球阀(带DN200球阀)套1配套提供电动执行机构PN4.0MPaDN200RF套113ESD按钮个1安装在机柜门上二PLC系统1PLC扩容新增I/O点：AI模拟量输入：4～20mA（两线制）点8AO模拟量输出：4～20mA（两线制）点1DI数字量输入：点13DO数字量输出：点42电涌保护器点2黄铜DIN导轨、安装组件等AI信号用电涌保护器只8AO模拟量输出：4～20mA只1DI信号用电涌保护器只133组态软件授权扩容项14控制电缆3×1.5mm2m14006×1.5mm2m12014×1.5mm2m2495系统组态调试巴斯夫SMR增压站项1重庆焜田燃气调度中心项1三其他水泥地面开挖填埋（1000X800）米200电缆敷设电气部分设计内容本站新增用电设备配电、防雷、防静电及接地设计。配电方案5.2.1供配电方案本工程现有供配电系统良好，依托现有站场。电源引自现有配电箱备用回路。新增加的2台电动调节阀功率各为1kW。爆炸危险区划分根据《爆炸危险环境电力装置设计规范》（GB50058-2014）中有关规定中有关规定进行爆炸危险场所区域的划分，工艺装置区外围以释放源为中心水平方向4.5m，垂直方向7.5m以内的空间范围为2区。在爆炸危险场所选择相应等级的防爆电器设备，防爆电器设备的防爆等级不低于ExdⅡGbBT4。电线（缆）敷设配电线路按环境的要求，防爆区域内选用ZA-YJV22-0.6/1KV电缆，室外部分直接埋地敷设，电缆穿过车道等承重地面处穿钢管保护，其埋深不小于1m，其余地面埋深不小于0.7m。电缆进出防爆区内进行隔离密封，电缆与工艺管线、水管线等地下设施平行，交叉处的处理见12D101-5（21~23）。电缆敷设中未尽事宜严格参照《110kV及以下电缆敷设》（12D101-5）的相关要求。防雷接地5.5.1防雷站场内工艺装置为第二类构筑物。5.5.2防静电工艺设备弯头、阀门、金属法兰盘等连接处的过度电阻大于0.03Ω时，连接处应跨接，连接处应压接接线端子。对于不少于5根螺栓连接的金属法兰盘，在非腐蚀环境下可不跨接，但应构成电气通路。跨接线采用BVR-450/750V-16mm2铜芯导线。5.5.3接地电动执行机构外壳采用BVR软铜线及-40x4热镀锌扁钢与原接地网相连。电气主要工程量电气专业主要工程量表见表5.6-1。表5.6-1电气专业主要工程量序号名称单位数量备注1电力电缆ZA-YJV22-0.6/1kV-4x4mm2m1602防爆挠性连接管ExdIIBGbL=700G11/4''(F)/G1''(M)根2材质为不锈钢3防爆电缆夹紧密封接头ExdIIBT4GbNPT1''(M)/G1''(F)个24电缆敷设开挖m60结构部分6.1设计范围与内容本工程结构主要设计内容为：新建16个阀门基墩，4个管道支墩，1个卧式设备基础，3个设备操作平台。6.2设计原则6.2.1严格遵守现行的国家规范、标准、规程，天然气行业有关标准及设计规定，以及工程所在地的地方标准；6.2.2构筑物结构设计首先满足各专业对构筑物使用功能的要求，同时满足设备安装、运行、维修以及管理对构筑物的要求；6.2.3合理选择构筑物的结构方案。根据相关专业对构筑物的使用要求，构筑物所在场地的地质条件、抗震设防烈度、场地所在地的施