压气站压缩机试运投产方案

PAGEPAGEI川气东送管道工程利川压气站压缩机试运投产方案（三版）试运投产总体方案目录第一章川气东送管道利川压气站压缩机工程概况 1（一）压缩机工程基本概况 1（二）各专业系统说明 1（三）供气气源及下游市场条件 2第二章投产方案编制依据及管道概况 2（一）方案编制目的与依据 2（二）方案范围与原则 5第三章投产指导思想及成功标准 6（一）指导思想 6（二）成功标准 6第四章投运的必要条件 8（一）站场及线路 8（二）投产准备 10（三）培训 12（四）环保和消防等项目的审批 14（五）投产期间通信要求 14（六）国外进口设备专业操作培训 14（七）与投产相关的协议 14第五章投产组织与指挥系统 15（一）投产组织机构与指挥 15（二）技术顾问组和试运队伍 19（三）保运体系 20第六章投产方案与进度 21（一）试运投产简介 21（二）各方案介绍 21（二）时间控制点 30（三）试运投产统筹进度关联表 30第七章投产条件确认 31（一）投产前检查 31（二）调试内容 32第八章系统单元及辅助系统 35（一）电气投产方案 35（二）自控系统投产方案 35（三）压缩机本体及辅助系统投产方案 35第九章投产期间HSE的要求 36（一）试运投产期HSE管理的特殊性 36（二）投产期HSE管理体系 36（三）风险分析及安全措施 36（四）医疗救护措施 37（五）进场教育及培训 37（六）对站场、阀室及设备的要求 37（七）对车辆及消防的要求 37（八）机具的要求 38（九）对当地部门的联系要求 38（十）对后勤保障的要求 38第十章应急抢险处理措施 39（一）应急抢险处理流程 39（二）应急处理原则及注意事项 39（三）事故类型及应急预案 40（四）应急安全措施 40第十一章试运投产关键点 41(一)工艺运行条件与设计工况偏离大 41(二)冬季机组测试管道运行风险加剧 41第十二章物资准备 42（一）技术资料、物资及备品备件 42（二）资金准备 42第十三章投产总结 44第十四章附件 45（一）投产通讯录 45（二）利川压气站生产准备物资表 52（三）氮气置换流程图 64（四）利川压气站平面图及安全疏散图 65（五）利川压气站工艺流程图 66（六）利川压气站投产准备计划表 67（七）试运投产统筹进度关联表 68（八）利川压气站氮气置换物资 70（九）利川压气站压缩机投产条件确认表 71（十）注氮参数记录表 74（十一）置换检测记录表 75（十二）升压记录表 77（十三）投产方案作业安全分析表 78第一章川气东送管道利川压气站压缩机工程概况（一）压缩机工程基本概况利川压气站位于湖北省恩施州利川市凉雾乡内，利川市区西南约3km处，场地西侧为老河村。利川压气站的主要功能为接收黄金输气站来气，在站场经过旋风分离、过滤分离直接输往下游，或再进行增压外输至下游场站。此外还具备干线清管收发球、旋风过滤、紧急切断、事故放空、数据采集与监控等功能。为了提高川气东送管道输气能力，新建了3座压气站。利川压气站是其中的第二座压气站，利川压气站新建了三台压缩机组，变频电机是德国SIEMENS厂家ISQ6710-4LS80Z异步电机，每台的电机功率为7200KW。压缩机为GE油气意大利新比隆公司的生产PCL503型离心式压缩机组及压缩机辅助系统：空气压缩系统和循环水系统。压缩机组采用变频电机驱动，于此又配套新建了设一座110KV变电所，包括：110KVGIS高压开关室、主控室、UPS室、MCC室、10KV中压开关室（10KV开关柜、阻尼柜）、滤波装置室、低压配电室、变频器室、电缆室。（二）各专业系统说明1.自动化系统概况利川压气站仪表自动化系统是川气东送管道SCADA系统的构成部分之一，主要有站控系统（SCS）和压缩机控制系统（UCP），站控系统的一些功能已先期投用。利川压气站配置三台变频电驱离心压缩机组，采用二用一备的运行方式。机组有其独立、完整的机组控制系统(UCP—UnitControlPANAL)，是对压缩机组本身进行启动、停车、监视、控制和保护的自动控制系统。引进压缩机机组的控制系统为单机系统配套，与站控系统相对独立配置。它将机组控制系统的数据传送到站控系统，经过处理并将主要的数据上传到武汉调控中心，并接受武汉调控中心的监控。2.电气系统概况利川压气站110kV老河变电所110kV、10kV及400V低压系统全部采用单母线分段主接线方式，10kV及400V低压系统具备备用电源自动投入装置，在一路电源停电时，另一路电源能自动投入，确保站场输气设备的正常运行。VSDS包括变频装置、隔离变压器、阻尼装置及滤波装置，其配电电源引自10kV中压开关柜。中压变频器选用西门子GM150型，采用电缆进出线，内循环为水冷。滤波装置共2套，其配电电源引自10kV高压开关柜，每段母线设1套出线，主要消除变频装置引起的5次、7次、11次、23次谐波危害。高压防爆电动机3台，功率为7200kW，采用水冷却，并配置了正压通风系统。（三）供气气源及下游市场条件1．上游气源情况目前管道气源较为单一，主要接收普光分公司普光净化厂和清溪气田来气，具体如下：1.1.普光净化厂普光净化厂接高含硫天然气，经脱硫处理后外输，目前普光净化厂一、四、六联合一二系列、二、五联合一系列、三联合二系列供九个系列运行，外输商品气量最大可达到1625万方/天。1.2清溪1#气井清溪气田为应急气源，供气能力为10万方-50万方/天，普光净化厂运行正常情况下不外输。1.3输气计划根据天然气分公司下达的10月天然气输气计划，普光净化厂外输商品气量为1550万方/天。2.下游用户情况根据2011年川气东送管道10月份输配计划，管道10月份无新增用户，截止目前管道共有26个下游用户，根据对下游用户用气结构的调研，川气东送管道10月份各下游用户用气结构及其计划量如下表：川气东送管道目前各下游用户用气结构单位性质企业名称10月份日均计划用气量(万方/天)用气用途用气性质保障城镇居民用气量(万方/天)本月最大用气需求(万方/天)备注中石化内部企业齐鲁达化065万原料、60万燃料工业用户00生产装置停车四川维尼纶厂410乙炔、甲醇、合成氨、醋酸工业用户0430双气源（新建乙炔装置开车）重庆石油分公司3CNG原料气CNG用户03湖北化肥0燃料烘炉工业用户00燃料烘炉镇海炼化3030浙江省天然气代输扬子石化70原料、燃料气工业用户0135双气源，部分生产装置检修南京化学工业公司1原料气工业用户01扬子石化代输金陵石化5燃料气工业用户03地方用户玖源化工115原料气地方工业用户0135达兴能源45原料气地方工业用户058达州汇鑫55原料气地方工业用户85含贵州石油10万方/天中石油西南油气田分公司60中石油用户60翁福达州化工2原料气2重庆燃气集团37.5原料气地方工业用户040重庆建峰停止用气宜昌科能10原料气地方工业用户09湖北省天然气公司25民用：公服：工业：CNG=2.6/3.4/2.3/1.7地方燃气公司1830含武汉江夏华润燃气公司5万方/日湖北合能燃气5CNG原料气CNG用户05大冶华润10工业用户010安徽省公司26地方燃气公司2026安徽合能2.5CNG原料气CNG用户32.5江西省天然气公司95城市燃气：工业=3:7地方燃气公司3095江苏省天然气公司240城市燃气：工业=4:6地方燃气公司100250双气源浙江省公司253城市燃气：工业：燃气电厂=3:4:3地方燃气公司120350多气源用户上海管网公司50地方燃气公司050多气源PAGEPAGE1通过川气东送下游用户结构分析得出,以利川压气站为分界点，利川压气站上游（即普光首站-利川压气站）用户日均用气量共计：727.5万方/天，最大日用量813万方/天；利川压气站下游（即利川压气站-上海末站，包括南京支线，金陵支线，江西支线）用户日用气量共计：822.5万方/天，最大日用气量996.5万方/天。3．供压缩机投产前管道运行工况要求详见工艺运行方案。

第二章投产方案编制依据及管道概况（一）方案编制目的与依据1.编制目的为确保川气东送输气管道利川压气站三台压缩机组及配套系统的试运投产工作安全、顺利进行，编制此方案，用于指导利川压气站机组调试、试运和性能测试等工作。方案以安全、环境和健康为前提，以确保按期完成试运投产任务为目标，协调各专业系统的调试投运计划，并控制关联点，使投产圆满成功。2.各项标准GB50251-2003《输气管道工程设计规范》GB50183-2004《石油天然气工程设计防火规范》GB50052-2009《供配电系统设计规范》GB50258-96《电气装置安装工程1KV及以下配线工程施工及验收规范》GB50257-96《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》GBJ147-90《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ148-90《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》GBJ149-90《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50254-96《电气装置安装工程低压电气施工及验收规范》GB50168-2006《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》GB50169-2006《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50170-2006《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》GB50171-92《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50172-92《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》GB50303-2002《建筑电气工程施工质量验收规范》GB50093-2002《自动化仪表工程施工及验收规范》GB50166-92《火灾自动报警系统施工及验收规范》GB50116-98《火灾自动报警系统设计规范》GB/T50102-2003《工业循环水冷却设计规范》GB50050-2007《工业循环冷却水处理设计规范》GB16808-2008《可燃气体报警控制器技术要求》GB15322-2003《可燃气体探测器技术要求和试验方法》GB12358-2006《作业环境气体检测报警仪通用技术要求》GBJ87-85《工业企业噪声控制设计规范》GB16297-1996《大气污染物综合排放标准》GB12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》GB12348-2008《工业企业厂界噪音标准》GB13449-90《工业企业厂界噪声测量方法》GB3095-1996《环境空气质量标准》GB3096-2008《声环境质量标准》GB8978-1996《污水综合排放标准》SY6503-2000《可燃气体检测报警器使用规范》JJG695-2003《硫化氢气体检测仪检定规程》SH3063-1999《石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》JJG693《中华人民共和国国家计量检定规程可燃气体检测报警器》API614《石油、化工和气体工业用润滑、轴密封和控制油系统》SY

4203-2007《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》SY/T0048-2009《石油天然气工程总图设计规范》SY/T4103-2006《钢制管道焊接及验收》SY/T6651-2006《石油、化学和气体工业用轴流和离心压缩机及膨胀机-压缩机》SY0402-2000《石油天然气管道站内工艺管线施工及验收规范》SY/T6233-2002《天然气管道试运投产规范》SY/T5922-2003《天然气输送管道运行管理规范》Q/SYGD0108-2002《油气管道施工安全管理规定》《安全、环境与健康（HSE）管理手册》2008年-9-1发布实施《安全、环境与健康（HSE）程序文件》2008年-9-1发布实施《安全、环境与健康（HSE）作业文件》2008年-12-31发布实施《天然气川气东送管道分公司应急预案》《利川压气站压缩机投产方案》《电业安全工作规程（发电厂和变电站部分）》DL408.91《电力安全工作规程》川气东送管道分公司《电气设备管理办法》恩施州电力总公司《关于印发新建110kV老河变电站送电调试调度方案的通知》（恩施州电调【2011】9号）文件《SIEMENS变频设备操作维护手册》《GE电驱PCL503离心压缩机组安装手册》《GE电驱PCL503离心压缩机组运行、维护手册》《GE电驱PCL503离心压缩机组运行、维护手册》《英格索兰MM75SE/AC空气压缩机运行、维护手册》利川压气站压缩机及辅助设备操作维护规程《GE电驱PCL503离心压缩机组运行、维护手册》中：利川站《FUNCTIONALP&IDIAGRAM》（压缩机组管路和仪表图）利川站《UNITCONTROLSYSTEMI/OLIST》（压缩机组控制系统I/O点表）利川站《FUNCTIONALLOGICDIAGRAM》（控制逻辑图）利川站《FIELDINSTRUNMENTLIST》（现场仪表清单）利川站《BENTLY3500MORNITOR》（BENTLY3500监视器）利川站《UNITCONTROLSYSTEMWIRINGDIAGRAM》（压缩机组控制系统接线图）3.设计文件《川气东送利川压气站工程初步设计总说明》《川气东送利川压气站压气站工程总图》《川气东送管道工程设计文件》；胜利设计院设计图纸设备供应商提供的各种技术文件利川压气站工艺流程图川气东送管道工程相关施工图纸4.有关会议文件和要求《中国石油化工股份有限公司建设项目生产准备与试车规定》石化股份建(2008)268号《天然气川气东送管道利川压气站压缩机组试运投产方案专家评审意见》（二）方案范围与原则1.编制范围本次投产包括：变频电机驱动离心式压缩机三台；两台110KV主变，三台10KV隔离变，三台变频器，GIS室间隔设备及相关配电柜，滤波器，阻尼柜。新增低压配电柜，冷却系统，空气压缩系统，通信自控系统及站内新增输送管网与已经运行管网的连通。2.编制原则本方案编制遵循如下原则：安全第一、试运平稳、成本控制、技术适用。

第三章投产指导思想及成功标准（一）指导思想1.电气投运要先行目前变配电系统已投运，待投运电气系统（变频电驱系统）的调试、投运，使之安全可靠地驱动压缩机。2.安全消防是前提可燃气/火灾检测报警系统必须在置换投产前调试投运，消防设施配备齐全，通过地方消防部门的检查验收。此项目前已投运。3.单体调试是基础压缩机及相关的输气设备单体调试完毕，功能完善可靠。4.通信系统要保障由于光纤工程进度晚，首先要抓紧站场的DDN公用通信施工和调试，保置换投产期间的通信指挥；同时要为SCADA系统全线联调创造条件。5.24小时及72小时试机是关键通过GE人员对压缩机组24小时及72小时试机为试运关键。6.按期运营是目标全线带负荷调试所有功能，包括压缩机系统、以及附属和保护系统、单体设备等、逐台投运，达到正式运营的最终目标。（二）成功标准根据《天然气输送管道运行管理规范》SY/T5922-2003要求，管道按照实际工况最大的满足各流程试运，站内工艺管线、设备、仪表、站控、SCADA系统调试合格，压缩机系统连续平稳运行72小时，并进行负荷分配调试。

第四章投运的必要条件为保证试运投产工作安全、顺利进行，必须经过三查四定、中交验收、投产条件确认及存在问题整改完毕，方案审批通过。投产前必须具备下列条件：（一）站场及线路1.管线与阀室利川—恩施输气管道沿线所有快速截断阀、测量仪表等的量程或设定值检查完毕，工艺设施维护检修完毕，符合压缩机升压试运的安全运行要求。2.站场工艺与设备2.1站场工艺管网施工、清吹、试压完毕，并按SY0043-2006《油气田地面管线和设备涂色标准》刷漆完毕。2.2站场工艺设备编号完毕，清晰醒目。站场阀门设备保养符合要求。2.3新建站内管网与已建管网隔离拆除保证管路畅通。2.4依据GB50235—97《工业金属管道工程施工及验收规范》，由业主方、施工方、监理方和设计方签字验收以下管路,要保证以下管路中无粉尘杂质和液滴：2.4.1从过滤分离器后到压缩机进口法兰的管段；2.4.2压缩机进出口管线，热旁通回路管线，防喘回路管线；2.4.3干气密封系统中，从压缩机出口到密封气过滤器进口的管段；2.4.3压缩空气系统中，从空压机出口到机组各用气接口之间的管段；2.4.4润滑油系统中，油箱出口－油冷器－供油总管-回油汇管-油箱进口之间的管段；2.4.5水冷却系统中，泵站出口－冷却器－泵站入口之间的管段；（包括变频器的水冷却系统和电机、油站的水冷却系统）。3.电气与防雷防静电接地系统3.1已与利川市地方电力局签订供、用电协议，电力系统施工、验收完毕。110kV变电站正常使用，能顺利进行“四遥”。3.2站场防雷击装置检查合格；站场接地网的接地电阻检查测试合格。3.3变频电机驱动系统（10kV开关柜、阻尼柜、变频器、滤波器、隔离变、冷却系统）调试完毕，性能合格。3.4低压配电系统正常工作。3.5MCC系统安装、调试完毕，正常工作。3.6UPS系统安装、就位、调试完毕，符合要求。4.消防与可燃气/火灾检测报警系统完成可燃气/火灾检测报警系统和消防系统安装，经当地消防部门检定验收，并检定合格投入使用；消防设施配备齐全。5.仪表、自控系统5.1站内工艺管网及机组上所有仪表校验合格或符合仪表规范要求。5.2站内工艺管网及机组的所有控制阀门调试完毕正常。5.3压缩机组控制及保护系统（包括压缩机区消防系统）安装、检查、单调、联调完毕。5.4机组监控系统软件及站控软件调试正常。5.5利川压气站站控系统与调控中心通信畅通、可靠。5.6工业电视监控系统调试完成，使用正常。6.通信系统6.1作为备用通信租用的公网有线通信系统安装、调试完毕，具备投运条件；6.2具备临时及应急的通信手段，以确保投产期间通信指挥的需要。7.压缩机组系统7.1压缩机、齿轮箱、电机安装完毕，对中数据合格（对中数据见本体投产方案）。7.2压缩机机组配套管线连接完成。8.压缩机组辅助系统8.1润滑油系统油冲洗完毕，润滑油指标化验合格，油箱油量正常。8.2水冷却系统冲洗完毕，已经换上了软化水，使用正常。8.3工艺气冷却系统调试完毕，风扇轴振动监测合格。8.4密封气系统安装、调试完毕。8.5压缩空气系统调试完毕，水露点设备调试完毕符合设计要求，工作正常。9.压缩机厂房系统9.1厂房总体按设计标准完成规定要求，并通过验收。9.2厂房通风换气系统投运正常。9.3厂房照明系统投用，并且满足相关规范要求。9.4厂房消防给水系统投用，并且满足相关规范要求。9.5厂房避雷接地系统各项指标符合要求。10.消防系统10.1消防水系统投用可靠，经有关部门验收合格。10.2压缩机区和压缩机厂房内所有可燃气体检测、火焰探测报警系统投用且运行可靠。10.3消防道路畅通。10.4所有室内和室外消防器材按规定配备整齐到位。11.工程中间交接验收及投产条件确认11.1完成工程中间交接验收；11.2完成投产前检查，并同意投产。11.3影响投产的问题已整改完毕。12.保驾抢修投产前，现场试运指挥部确定保驾抢修组织机构，完成保驾抢修物资准备，保驾抢修队伍和设备机具在指定地点待命并处于随时行动的状态；现场时运指挥部完成应急预案的编制，制定不同事故状态下的应急措施和方案。（二）投产准备1.人员准备利川压气站根据初步设计定员安排，将压缩机管理和操作人员配齐到位。共计20人，站长1名，副站长1名，自控工程师1名，设备工程师1名，电气工程师1名，运行人员15名。我们自2009年3月即开始着手工程投产及运行人员的培训和选拔工作，本着业务能力强、工作态度积极的原则进行选择。目前人员已经全部到位。为本次投产在人员上打下了良好的基础。投产保运队伍已确定，人员已到位。2.气源准备2.1氮气资源：三台机组从ROV202A/B/C到ESDV123管段管容为245m³，考虑到其他不好计算小管线管容，本次参与置换的管容为350m³。氮气按1个标准大气压、5℃状态计算。1吨液氮转化为1个标准大气压、5℃状态下的气体体积为600m3，注氮压力为0.3MPa，本次投产需注氮2.0吨，备用1.0吨，共计3.0吨。经过氮气置换后，第一部分即ROV106A/B/C/D至压缩机组进口阀门ROV202A/B/C之间管段以及压缩机组进口阀门ROV202A/B/C至出站ESDV123之间的管段氮气封存压力为0.3MPa，第二部分即旋风分离器入口阀门ROV105A/B/C/D至ROV106A/B/C/D之间的管段氮气封存压力为4.6MPa，需要对以上管段进行氮气升压，稳压检漏。氮气升压升压阶段第一部分管容为335m3第二部分管容为54m3稳压检漏时间0.3MPa所需氮气量所需氮气量12h第一阶段1.2MPa3015012h第二阶段4.0MPa9380012h第三阶段7.8MPa12730205212h第四阶段10.5MPa9045145812h经过计算需要总的氮气量为37680m3，液氮量为65吨。合计用氮量：68吨。2.2天然气资源：天然气气质达到GB17820-1999《天然气》规定的要求。3.保驾准备由现场试运指挥部组建试运投产保驾抢修队伍，制定相关应急事故处理预案，配齐有关工种，配备抢修、维修机具，负责试运投产期间故障处理。4.规章制度准备健全本工程运营管理组织机构，制定投运管理制度，配备岗位人员；站场管理制度、操作规程及工艺流程图应上墙。投产前应完成调控中心和站场的各项运行报表，确认记录的相关参数。5.置换过程中运行数据记录及汇总5.1注氮参数记录注氮压力注氮温度瞬时流量、累计流量管道压力记录注意事项如下：氮气封存期间要继续记录管道压力，并观测是否有泄漏。温度值连续检测，保证进入管道的氮气温度≧5℃。每60分钟记录一次。压力、瞬时和累计流量由注氮车控制盘上仪表读取。每60分钟记录一次。5.2天然气参数记录进站压力、出站压力进站温度、出站温度瞬时流量、累计流量记录注意事项如下：瞬时和累计流量由监测点仪表读取。温度值由现场温度计读取。每30分钟记录一次。置换期间检测管道入口压力的仪表要根据实时情况更换相应量程仪表。6.物资准备由后勤保障组负责投产所需物质的准备，包括各类设施、设备、检测仪表、工器具等，具体HYPERLINK见附件（二）。（三）培训现场操作人员必须经过培训上岗、持有专业证书，符合HSE要求。1.培训目的熟悉利川压气站压缩机站场投产的具体情况，熟悉工艺流程和操作；掌握变频电机驱动压缩机、变配电设备、配套设施、通讯设备等的基本原理、操作和维护方法；熟知相关的安全生产知识和有关标准、规程及应急预案。2.培训方法培训以现场实习为主，坚持引进、交流和站内培训相结合，并积极介入施工现场，力求从施工阶段开始就对每一设备做到心中有数，抓好投产方案的现场演练及安全和事故预案演练。3.培训计划及内容培训内容表序号培训内容培训方式参加人员时间（2011）1电气系统培训（理论培训和调试培训）站内参与投产人员3月6日——5月10日2机组系统培训（理论培训和调试培训）站内参与投产人员3月15日——9月15日3自控系统培训（理论培训和调试培训）站内参与投产人员3月12日—10月30日4榆林压气站跟班实习站内参与投产人员3月11日—4月11日5试运投产方案培训与试运投产演练站内参与投产人员3月21日—11月15日6工艺及设备操作手册培训站内参与投产人员4月20日—11月15日7应急处置方案培训与应急演练站内参与投产人员5月15日—11月15日4.规章制度及操作规程汇编以公司相关体系文件相关制度和利川压气站作业指导书为基础，结合此次投产的实际情况进行补充和完善，并在在投产前熟练掌握，确保投产的顺利进行。操作规程包括：4.1空压机操作规程4.2变频系统（阻尼柜、隔离变压器、变频器、滤波器）操作规程4.3循环冷却水系统操作规程4.4润滑油系统操作规程4.5压缩机运行操作及维护保养规程4.6润滑油站操作规程；4.7密封干气操作维护规程；4.8压缩机组人机界面操作规程（GE提供）4.9阀门操作维护保养规程（四）环保和消防等项目的审批为保障川气东送压缩机试运投产的成功，要求在投产前获取当地政府部门对消防系统、压力容器、计量器具、职业卫生、水土保持、安全以及环保排放、防雷防静电接地等项的审批，以确保投产过程中的相关活动和操作符合法律规范。（五）投产期间通信要求1.工程的公用通信系统能够满足SCADA系统的应用和网络通信；2.工程的公用光纤通讯系统能够满足SCADA系统的应用和网络通信；3.站场的2部固定电话能够投入使用；4.站场各配备4部对讲机；5.站场各配备GSM移动电话2部；6.现场试运指挥部配备对讲机4部、GSM移动电话4部。7.保驾抢修指挥组配备对讲机4部、GSM移动电话4部。（六）国外进口设备专业操作培训为确保川气东送压缩机试运投产的成功，要求国外进口设备厂家对现场操作人员进行设备技术讲座和专业操作培训，以使现场操作人员能够熟练地进行设备操作和维护。（七）与投产相关的协议为确保川气东送压缩机试运投产的成功，应在试运投产前确认天然气供给、销售协议已签订，以保障试运投产的气源供应和连续运行。同时，确认站场的水、电、通信、氮气等相关协议已签订，以保障试运投产期间水、电、通信、氮气等的正常供应。

第五章投产组织与指挥系统（一）投产组织机构与指挥设备保运组自控联调组电气保障组工艺运行组试运保驾组线路保障组HSE组物资保障组后勤保障组应急抢险组专家指导组现场试运指挥部试运领导小组1.投产组织结构设备保运组自控联调组电气保障组工艺运行组试运保驾组线路保障组HSE组物资保障组后勤保障组应急抢险组专家指导组现场试运指挥部试运领导小组2.机构成员及职责2.1试运领导小组组长：高爱华副组长：孟伟史殿义茹军成员：朱勇王锋张光华常兴孟亚东赵帅汪春付房建华陈飞蔡柏松罗义明仪孝建钱东辉徐晓毅GE公司项目负责人十建公司项目负责人监理公司负责人职责：(1)负责试运行投产期间的全面领导工作；(2)负责投产方案的最终审定和签发，决定投产方案的实施和确定投运的最终时刻表；(3)负责试运行投产中重大问题的协调和决策。试运领导小组下设现场试运指挥部。2.2现场试运指挥部指挥：茹军副指挥：朱勇张光华罗义明徐晓毅执行指挥：GE公司负责人成员：投产公司各专业工程师职责：(1)负责试运投产方案的现场具体指挥，协调各专业组按计划完成调试投产任务；(2)研究解决试运行投产中出现的具体问题，及时调整工作计划，并报投产领导小组审批；(3)下达投产指令（注氮、置换、升压、调试、投产）；(4)现场遇到紧急突发事件时，由现场试运指挥部下达命令，启动应急处置预案；(5)负责调试期间定期（每天）召开现场调试协调会，及时掌握并协调解决调试中出现的问题。现场试运指挥部下设设备保运组、自控联调组、电气保障组、工艺运行组、试运保驾组、线路保障组、HSE组、应急抢险组、专家指导组、物资保障组、后勤保障组十一个小组。2.2.1设备保运组组长：成员：设计院压缩机设计工程师压缩机投产保运公司人员安装单位人员供货厂商现场技术人员职责：(1)负责组织协调供货厂商、施工单位、监理等完成压缩机机组的调试投产工作；(2)负责站内管段的氮气置换与天然气置换；(3)负责组织压缩机区的阀门、辅助设施的投运及压缩机组的最终投运；(4)负责现场协调机组调试的各方人员；(5)负责监督机组调试的过程和质量，严格控制调试的时间节点，负责机组调试完成后的现场接收；(6)负责站内工艺流程的切换操作；(7)负责调试完成后机组运行的监控；(8)GE厂家人员负责具体执行机组调试方案，并提交调试报告；(9)按照投产期间的设备工艺运行各类报表，及时记录调试过程中关键数据。2.2.2自控联调组组长：成员：中油龙慧技术人员十化建自控技术人员职责：(1)负责组织协调GE、泰尔文特、中油龙慧和十化建、监理等完成压缩机机组控制系统、站控系统及一次表、二次表等自控仪表的调试及联调工作；(2)负责现场协调机组调试和联调的各方人员；(3)负责监督自控调试和联调的过程和质量；(4)GE调试人员负责调试机组的控制程序；负责机组控制系统点对点的回路检查测试；负责提供最终的机组控制程序；负责解决试机过程中出现的各种问题，确保机组性能达到验收条件；(5)中油龙慧调试人员和厂家自控工程师负责站控系统和压缩机组控制系统的调试联调工作；(6)保证通讯设备的完好，保证与武汉调控中心及上、下游的通信畅通；(7)按照投产期间的自控组各类报表，及时记录调试过程中关键数据。2.2.3电气保障组组长：闫忠辉罗义明成员：邱建兴杨永胜吉敏刘怡成谢进先施周施群李富荣GE电气工程师职责：(1)负责组织电气部分的投产，包括GIS、主变、10KV开关柜、阻尼柜、隔离变、变频器、滤波器、MCC及站内低压用电设备的电源供给；(2)负责与供电部门的协调，保证供电正常；(3)负责站内电力设施的维护、检查，保证调试期间的正常供电；(4)检查站场防雷接地装置合格；(5)按照投产期间的电气组各类报表，及时记录调试过程中关键数据。2.2.4工艺运行组组长：副组长：成员：生产运行部人员投产公司工艺工程师利川压气站人员GE工程师职责：(1)负责机组调试投产期间各有关站场进行相关的工艺调整；(2)负责上下游的协调、投产期间气量的调配；(3)重点关注利川站下游地势起伏引起的管线压力增加，防止局部管线出现超过设计压力的情况。2.2.5试运保驾组组长：副组长：成员：GE项目经理安装单位项目经理GE各专业工程师安装单位人员设备厂家人员职责：(1)负责机组调试投产期间的技术保驾工作；(2)负责机组调试投产中问题的整改；(3)为整个调试过程提供技术支持；(4)负责对运行人员的技术指导。2.2.6线路保障组组长：房建华成员：李鲁明柴敏辉赵广录周斌王振洪职责：(1)管道升压时和升压后，做好利川站上下游管线、阀室、隧道的检查工作，对发现的情况及时处理和汇报；(2)利川至恩施管道升压告知；(3)协调处理投产期间的工农关系问题。2.2.7HSE组组长：汪春付成员：黄知坤杨永胜何军邓懿男沈磊江汉油田消防总站现场消防负责人利川市中医院现场医疗负责人职责：(1)负责调试投产期间的现场安全消防管理（包括与安全消防依托单位的协调）；(2)负责站场事故预案和消防措施的审查；(3)负责事故发生后的安全消防应急和协调；(4)负责警戒线准备，无关人员的疏散；(5)负责投产期间的健康、安全、环保工作；查找隐患，制止违章操作；(6)负责安排投产车辆合理停放，保证消防和出行车道畅通；(7)负责投产期间与公安消防部门联系协调；(8)负责现场医疗救护。2.2.8应急抢险组组长：成员：油建公司协议单位负责人十化建安装单位负责人职责：(1)负责对站场机组调试升压过程中突发事件按应急预案进行处置；(2)负责对机组调试升压期间线路及阀室突发事件按应急预案进行处置。2.2.9专家指导组组长：成员：职责：(1)协助指导调试投产期间技术工作；(2)负责审核投产调试方案，对重大的问题及方案的调整提出意见；(3)负责投产试运行期间各种工艺、设备、电气、自控等故障的分析处理。2.2.10物资保障组组长：仇寒成员：物资装备部人员鄂西管理处相关人员项目部物资供应部职责：(1)负责投产用设备、材料、工器具、备品备件的采办；(2)负责联系供货商按要求到现场服务；(3)负责提供采购设备的技术资料。2.2.11后勤保障组组长：陈飞成员：裴龙慧齐东惠刘光帅王昕马沛吉敏崔雪敏职责：(1)负责调试投产期间的后勤保障工作；(2)负责投产期间指挥车辆的调配；(3)负责外来人员的接待及食宿工作；(4)负责报道投产动态；(5)负责宣传先进事例；(6)负责留取压缩机投产影像资料。（二）技术顾问组和试运队伍为确保川气东送管道试运投产成功，并借助国内其他大型天然气管道试运投产的成功经验，特组织了技术顾问组，并聘请专业长输管道试运投产队伍进行试运投产。1.专家顾问组：组长：成员：2.试运投产队伍：中油管道投产运行公司、天然气川气东送管道分公司。（三）保运体系1.投产保运体系川气东送管道项目部组织施工队伍、设备供应商成立投产保运组，对整个投产过程实施保驾抢修任务。（详见试运投产组织机构）2.HSE体系执行天然气川气东送管道分公司HSE体系文件、程序文件、作业文件内容。3.应急预案本次试运投产期间的试运保驾和事故应急处理由川气东送管道工程项目部负责组织实施，并编制具体的应急预案，报上级部门审批后方可实施。

第六章投产方案与进度（一）试运投产简介投产前准备投产前准备电力系统投运电力系统投运自控系统投运自控系统投运空气压缩系统投运冷却系统投运空气压缩系统投运冷却系统投运润滑油系统投运置换升压置换升压干气密封系统投运干气密封系统投运单机组投运单机组投运机组联合投运机组联合投运资料整理资料整理投运结束投运结束利川压气站压缩机组试运投产流程框图（二）各方案介绍1.置换升压方案1.1置换前站场工艺流程及置换范围为了保证新建的压缩机进出口管线能与站内原有管线的安全正常碰接，所以利川压气站目前运行方式是越站流程上游黄金清管站--ESDV121--恩施清管站。将已建的过滤分离区ROV105A/B/C/D--ROV106A/B/C/D及出站ROV201ESDV123之间的管段内存有4Mpa氮气。本次置换的范围是压缩机区的氮气置换与站内工艺管线及设备的升压和站场内管线、压缩机组的天然气置换。置换流程图详见HYPERLINK附件（三）。1.2置换界面示意图置换过程中两种气体界面的判断依据、检测仪器和要求如下图所示：氮气～空气混气头（以下简称氮气混气头）检测。用XP-318型便携式含氧分析仪（0～25％）检测的是含氧量。测量时，当分析仪显示含氧量从21％（根据当地海拔高度该值以实测为准）降低了1%时，就认为氮气混气头已经到达。纯氮气气头检测。当含氧分析仪检测到的含氧量降至2％时，表示氮气～空气混气段已全部过去，认为纯氮气气头已经达到。天然气～氮气混气头（以下简称天然气混气头）检测。用XP-311A型便携式可燃气体报警仪（0～5％）检测的是甲烷。检测时，当便携式可燃气体报警仪显示值达到1％VOL时，就认为天然气混气头已经到达。纯天然气气头检测。换用XP-314A型便携式可燃气体浓度检测仪（0～100%）检测，当便携式可燃气体浓度检测仪显示值达到89％，并且在3分钟以内至少3次检测结果显示有增无减时，认为纯天然气气头已经到达。1.3置换前站场设备条件部分条件与总体条件有重复，这是为本部分的投产所必须再次检查的条件。1.3.1站场新建压缩机、工艺系统及防雷防静电接地系统按设计图纸建设安装完毕，土建验收合格。1.3.2站场新建工艺系统管线及设备试压、干燥合格。1.3.3站场新建工艺阀门等设备调试验收合格，开关操作灵活，阀位指示正确，阀门无内外漏。1.3.4电气系统施工完毕，签订了供用电协议，电气设备及供配电系统安装调试完毕，具备供电条件。1.3.5移动消防设施配备到位。可燃气体、火灾检测报警系统安装调试后，经有资质单位鉴定合格，并投入使用。1.3.6新建管线与已建管线的隔离措施已经拆除，管线贯通。站场各工艺设备有醒目的编号和气体流向箭头。1.3.7站场压力容器按规定办理注册登记和使用许可手续，安全阀校验合格。1.3.8带有执行器的阀门具备开闭功能，阀门指示状态正确。1.3.9站场有关压力表根部阀、安全阀前控制阀门全部打开。1.3.10置换期间，应使用小量程压力表进行检测。1.3.11站内通讯设备正常完好。1.3.12站内便携式可燃气体检测仪及含氧量分析仪正常完好。1.3.13站内有关电器、自控设备安装调试完毕。1.4置换前准备工作1.4.1工艺区置换区域为过滤分离进口阀后管段至压缩机进气汇管，机组区投产时氮气置换区域为压缩机进出管线区及空冷区,氮气置换合格后可直接进行天然气进气置换升压。1.4.2置换包括氮气置换空气过程、天然气置换氮气过程。氮气置换检测合格后可直接继续进行天然气置换。确认氮气车或氮气瓶的压力和纯度，保证充氮压力大于等于0.2MPa，纯度大于等于99.99%，以免发生意外事故。为确保置换管道的安全，避免低温氮气进入管道，要求液氮车具备气化装置及加温装置，保证进入管道的氮气温度高于5℃，符合要求。1.4.3注氮点的选择为方便注氮车进入施工现场，结合利川压气站站生产实际情况，此次投产注氮点选择预留压缩机接口BV203旁通阀BV205D,接口尺寸2英寸，为法兰连接，注氮车加热装置氮气出口温度必须大于5℃；提前制作注氮接头，配接注氮管线。1.4.4氮气置换空气置换流程压缩机入口到压缩机出口管段：注氮设备→BV203旁通阀→压缩机区进口汇管→压缩机进口阀ROV202A/B/C→压缩机组Z201A/B/C→空冷器AC201A/B/C、空冷器旁通阀ROV203A/B/C→出口单向阀CHV202A/B/C→压缩机出口阀ROV204A/B/C。1.4.5检测点发球筒压力表PG107处；自用气撬进口压力表PG161；ROV204A/B/C及BV204阀后的放空阀BV217A/B/C/D1.4.6放空点出站放空BV111、GLV103；发球筒BV115、GLV104；自用气撬进口放空阀；ROV204A/B/C阀后的放空阀BV217A/B/C/D压缩机本体自动放空FBBV201A/B/C压缩机区：高压放空阀FBBV201A/B/C，BV207A/B/C，GLV201A/B/C1.4.7注氮量计算三台机组从ROV202A/B/C到ESDV123管段管容为245m³，考虑到其他不好计算小管线管容，本次参与置换的管容为350m³。氮气按1个标准大气压、5℃状态计算。1吨液氮转化为1个标准大气压、5℃状态下的气体体积为600m3，注氮压力为0.3MPa，本次投产需注氮2.0吨，备用1.0吨，共计3.0吨。1.4.8氮气置换作业程序盲板拆除作业氮气置换作业前，施工保驾人员拆除压缩机区预留分输BV130和注氮口BV203旁通阀BV205D处的盲板。氮气置换前阀门状态确认全开状态阀门收发球区：进站ESDV122及其旁通，越站阀ESDV121及其旁通过滤分离区：ROV105A/B/C/D自用气撬块：进气阀BV126、进口放空阀出站放空阀GLV103，发球筒放空GLV104，自用气撬进口放空压缩机区：高压放空阀FBBV201A/B/C、FBBV202A/B/C，BV208A/B/C，BV209A/B/C（暂无编号）全关状态阀门收发球区：出站ESDV123，ROV102及其旁通，ROV104，ROV101过滤分离区：ROV105A/B/C/D、ROV106A/B/C/D及其旁通压缩机区：ROV201及其旁通阀（BV201、CV201、BV202）、ROV202A/B/C及其旁通之路（BV205A/B/C、CV202A/B/C、BV206A/B/C）、放空阀BV212A/B/C和BV213A/B/C、防喘振阀FV201A/B/C、热旁通阀FV200A/B/C、干气密封引气阀BV231A/B/C、高压放空阀BV210A/B/C、CV203A/B/C、空冷器旁通阀ROV203A/B/C及其旁通之路（BV210A/B/C、CV204A/B/C、BV211A/B/C）、出口放空阀BV214A/B/C和BV215A/B/C；ROV204A/B/C、放空阀BV216A/B/C和BV217A/B/C。1.5氮气置换空气1.5.1确认注氮设备与注氮点连接完毕。1.5.2现场核实无误后汇报武汉调控中心，经武汉调控中心同意后开始进行利川压气站注氮作业。1.5.3打开BV203前的旁通阀后，注氮公司人员启动注氮设备，开始对利川压气站进行注氮；温度值连续检测，保证进入管道的氮气温度≥5℃。开始注氮1小时内，每10分钟记录一次。运行正常后，每30分记录一次。压力、瞬时和累计流量由注氮车上仪表读取，每30分钟记录一次。1.5.4压缩机入口至过滤分离区管路氮气置换操作（该步操作是在ROV106A/B/C/D到压缩机入口ROV202A/B/C管段不为氮气时的操作，如此管段在氮气置换前，仍封存有满足要求氮气，该步可省略）：PG161（自用气撬进口压力表）处检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后，迅速关闭放空阀。打开自用气撬排污阀10秒后关闭排污阀。打开BV130后，检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后，关闭BV130。PG161（自用气撬进口压力表）处检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后，迅速关闭放空阀。打开BV130后，检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后，关闭BV130。1.5.5压缩机入口至ESDV123之间管段氮气置换操作：本次置换采用单台机组单独置换ROV202至ROV204之间管段氮气置换：打开ROV202A/B/C旁通阀（此处有死角空气），然后打开ROV202A/B/C，在压缩机出口放空阀BV216A/B/C和BV217A/B/C处（微启阀门BV217A/B/C，BV216A/B/C全开）检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后；迅速报告站控打开热旁通阀FV200A/B/C、现场打开ROV203A/B/C及其旁通；在BV217A/B/C处再次检测到空气头（氧气含量≥2%）时，开始持续观察氧气含量，此时共有ROV203A/B/C、FV200A/B/C阀门前后2段空气、氮气混合气体，2段混合气体中间夹杂1段纯氮气，当检测到第二段空气、氮气混合气体过去后，检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后；通知站控将FV201A/B/C打开；当再次检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后，通知站控将ROV204A/B/C关闭；若需升压，继续注氮，直到观察到压力表PG204A/B/C达到要求压力值时关闭BV203旁通支路阀停止注氮，A/B/C机组置换氮气完毕；ROV204阀至ESDV123管段的氮气置换：打开越压缩机区阀门ROV201的旁通阀，随后打开ROV201，关闭ESDV123前的放空阀BV111，发球筒进口阀ROV103及其旁通支路，依次打开ROV204A/B/C前的放空阀BV216A/B/C/D、BV217A/B/C/D，分别在BV217A/B/C/D处检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后，依次关闭BV216A/B/C/D、BV217A/B/C/D，当关闭BV216D和BV217D时停止注氮。注：此路氮气置换管存仍有少量空气。压缩机出口至发球筒管路氮气置换操作：A、B、C压缩机组出口ROV204后管路氮气置换完毕后，打开放空阀BV111，打开ROV103及其旁通支路，在发球筒压力表PG107检测到纯氮气时（含氧量降至2%），在3分钟内进行3次确认后，迅速关闭发球筒放空阀GLV104，关闭出站放空阀GLV103；压缩机区留头管路氮气置换操作：依次打开BV212A/B/C、BV213A/B/C、FBBV201A/B/C、BV210A/B/C、GLV201A/B/C、BV208A/B/C、CV203A/B/C、BV209A/B/C及预留接口放空阀各10秒，迅速关闭。1.5.6氮气置换结束当PG107处观察到站内氮气压力为需求0.3MPa压力时，关闭注氮口BV203前的旁通阀，氮气置换结束。机组内ROV202至BOV204之间管段升压时，观察PG204，达到0.3MPa压力时，关闭注氮口BV203前的旁通阀，氮气置换结束。1.5.7氮气置换后阀门状态确认全开状态阀门收发球筒区：进站ESDV122及其旁通，越站ESDV121及旁通，ROV103及其旁通阀压缩机区：ROV201及其旁通过滤分离区：ROV105A/B/C/D全关状态阀门收发球筒区：出站ESDV123，ROV101、ROV102及其旁通，ROV104过滤分离区：ROV105A/B/C/D、ROV106A/B/C/D及其旁通压缩机区：ROV202A/B/C及其旁通，，ROV204A/B/C及放空BV216A/B/C和BV217A/B/C、BV203及其旁通阀，BV204及其支路放空阀放空阀：出站放空GLV103，发球筒放空GLV104，自用气撬进口放空1.6氮气升压1.6.1升压方法经过氮气置换后，第一部分即ROV106A/B/C/D至压缩机组进口阀门ROV202A/B/C之间管段以及压缩机组进口阀门ROV202A/B/C至出站ESDV123之间的管段氮气封存压力为0.3MPa，第二部分即旋风分离器入口阀门ROV105A/B/C/D至ROV106A/B/C/D之间的管段氮气封存压力为4.6MPa，需要对以上管段进行氮气升压，稳压检漏。升压采用逐步升高的方式，具体如下：第一部分管段即封存0.3MPa压力的管段进行升压；全开状态阀门：压缩机区：ROV202A/B/C及其旁通、ROV204A/B/C、ROV203A/B/C及其旁通、ROV201及其旁通全关状态阀门：收发球筒区：出站ESDV123，ROV101、ROV102及其旁通，ROV104过滤分离区：ROV105A/B/C/D、ROV106A/B/C/D及其旁通自用气撬BV126升压到1.2Mpa，进行稳压检漏作业；升压到4.0Mpa，进行稳压检漏作业；站场内管段进行升压：全开状态阀门：压缩机区：ROV202A/B/C及其旁通、ROV204A/B/C、ROV203A/B/C及其旁通、ROV201及其旁通过滤分离区：ROV106A/B/C/D及其旁通全关状态阀门：收发球筒区：出站ESDV123，ROV101、ROV102及其旁通，ROV104过滤分离区：ROV105A/B/C/D升压到7.8Mpa，进行稳压检漏作业；升压到10.5Mpa，进行稳压检漏作业；1.6.2升压步骤氮气升压升压阶段第一部分管容为335m3第二部分管容为54m3稳压检漏时时间0.3MPa所需氮气量所需氮气量12h第一阶段1.2MPa3015012h第二阶段4.0MPa9380012h第三阶段7.8MPa12730205212h第四阶段10.5MPa9045145812h经过计算需要总的氮气量为37680m3，液氮量为65吨。1.6.3升压期间的巡检要求升压期间，对站场的工艺、仪表设备和法兰等各连接处以及各种设备进行检漏，同时对压缩机组等重点部位进行反复巡检、查检。主要检漏方法如下：用宽胶带在两法兰连接处缠绕一圈，在胶带上扎一个小孔，一段时间后用XP-318型便携式含氧分析仪（0～25％）在小孔处检测有无气体泄漏；用肥皂水在可能产生漏气处涂抹，观察是否有气泡产生；使用XP-318型便携式含氧分析仪（0～25％）检测的是含氧量检测各工艺场站有无气体泄漏。1.6.4升压过程的保运抢修要求升压过程中的保运抢修由项目部投产抢修组负责。置换升压期间，保运队伍在站场待命，队伍、人员、机具必须时刻处于待命状态。保运单位可在升压供气72小时、设施无异常情况后可撤离现场。1.7天然气置换氮气1.7.1天然气置换氮气置换流程进站ESDV122及旁通→ROV105A/B/C/D→ROV106A/B/C/D及旁通→ROV201及旁通→压缩机进口阀ROV202A/B/C→压缩机组Z201A/B/C→空冷器AC201A/B/C、空冷器旁通阀ROV203A/B/C→出口单向阀CHV202A/B/C→压缩机出口ROV204A/B/C→出站ESDV123及旁通。1.7.2天然气置换前准备将工艺区和压缩机区的氮气放到0.3Mpa.关闭阀门：压缩机组进口阀门ROV202A/B/C及旁通、压缩机出口阀门ROV204A/B/C收球桶ROV101、ROV102及旁通、放空阀BV108、GLV102、排污阀VGLV101、BV109阀门。发球桶ROV104、ROV103及旁通、放空阀BV115、GLV104阀门。自用气撬BV126阀门。1.7.3天然气置换氮气(工艺区)依次打开过滤分离区进口阀门ROV105A/B/C/D、压缩机出口放空阀BV216A/B/C和BV217A/B/C阀门打开进站ECDV122的旁通阀门BV103和BV104，手动控制CV104阀门来控制天然气的流量。在过滤分离区PI151A/B/C/D处、压缩组出站口PI208处检测天然气含量。检测合格后，站内工艺区置换完毕。1.7.4压缩机组置换本次置换采用单台机组单独置换Z201A机组置换先缓慢打开压缩机机组进气阀门BV205A、CV202A、BV206A,打开机组防喘阀FV201A，打开机组放空阀阀组，BV214A、BV215A,对管线进行放空，在机组出口管线压力表PI203A、PI204A放空口处放空处检测天然气，检测合格，管线压力平衡后、再打开ROV202A。打开出气阀门ROV204A。关闭机组放空阀阀组BV214A、BV215A。Z201B机组置换先缓慢打开压缩机机组进气阀门BV205B、CV202B、BV206B,打开机组防喘阀FV201B，打开机组放空阀阀组，BV214B、BV215B,对管线进行放空，在机组出口管线压力表PI203B、PI204B放空口处放空处检测天然气，检测合格，管线压力平衡后、再打开ROV202B。打开出气阀门ROV204B。关闭机组放空阀阀组BV214B、BV215B。Z201C机组置换先缓慢打开压缩机机组进气阀门BV205C、CV202C、BV206C,打开机组防喘阀FV201C，打开机组放空阀阀组，BV214C、BV215C,对管线进行放空，在机组出口管线压力表PI203C、PI204C放空口处放空处检测天然气，检测合格，管线压力平衡后、再打开ROV202C。打开出气阀门ROV204C。关闭机组放空阀阀组BV214C、BV215C。压缩机组置换完毕,缓慢打开进站阀门旁通CV104阀门，当站内管线的压力与进站管线压力平衡后，打开进.站阀门ESDV122和出站阀门ESDV123，关闭进站阀门ESDV122的旁通BV103、BV104、CV104阀门。越站阀门WEDV121。利川压气站进入正常输送流程。对站场的工艺、仪表设备和法兰等各连接处以及各种设备进行检漏，同时对压缩机组等重点部位进行反复巡检、查检。主要检漏方法如下：用宽胶带在两法兰连接处缠绕一圈，在胶带上扎一个小孔，一段时间后用XP-311、XP-314型便携式可燃气体报警仪在小孔处检测有无气体泄漏；用肥皂水在可能产生漏气处涂抹，观察是否有气泡产生；使用XP-311、XP-314型便携式可燃气体报警仪检测对压缩机组的两端进行天然气含量检测有无天然气气体泄漏。2.电气方案电气投产方案详见电气方案分册。3.辅助方案辅助系统方案详见辅助系统方案分册。4.自控方案自控系统投产方案详见自控方案分册。（二）时间控制点本次投运详细时间见投产准备时间计划安排表见HYPERLINK\l"OLE_LINK6"附件（六）（三）试运投产统筹进度关联表本次投运内容详见HYPERLINK\l"OLE_LINK7"附件（七）

第七章投产条件确认变频器投运自控系统置换升压组干气密封系统冷却系统空气压缩系统润滑油系统投运前准备资料整理单台机组投运机组联运、投用投运结束利川压气站压缩组试运流程框图置换升压变频器投运自控系统置换升压组干气密封系统冷却系统空气压缩系统润滑油系统投运前准备资料整理单台机组投运机组联运、投用投运结束利川压气站压缩组试运流程框图置换升压（一）投产前检查1.站内新增电气设备（110KVGIS和10KV开关柜、主变、站变、滤波器、隔离变、变频器、UPS、变速电机等）运行正常。电工用具及电工仪器仪表配备齐全；必要的备品备件已配备；电工安全用具经有资质部门检测合格。2.空压机系统运行正常。3.循环冷却水系统运行正常。。4.对机组的冷却风扇系统运行正常。5.消防系统、厂房内可燃气体检测系统、火灾检测报警系统运行正常，消防设备及器具经有关部门检测合格。6.机组软件正常。7.检查各模拟量报警、停机上下限、定时器预置正确。8.与武汉调度中心、地方电力公司、上游供气单位的通讯联系畅通、可靠。9.试运投产所需表格和记录本准备完毕。（二）调试内容1.调试概述此次压缩机组投产分为两部分，首先对单台机组进行调试投运，然后多台机组再联合投运。机组的初次启动以机组厂家人员为主，投产专业公司配合厂家人员进行启动试运。按照逻辑控制功能进行调试，具体见逻辑控制功能说明。2.调试内容2.1机组启动性能测试记录机组启动过程中的加速时间、变速电机的启动电流及加速过程的电流变化情况。检查、记录密封气、隔离气系统的流量、压力。在控制室打印机组各运行参数。由GE公司提供24小时机械测试、72小时性能测试报告（24小时机械测试、72小时性能测试运行方案）2.2机组停机性能测试按正常启机步骤启机、加速到最大连续运行转速，对压缩机组进行非放空停机，检查机组干气密封的一次、二次泄漏量。按正常启动步骤将压缩机加速到最大连续运行转速，对压缩机组进行放空停机，检查机组干气密封的一次、二次泄漏量（转速值）。2.3运行工况点测试按正常启动步骤将机组加速到性能测试点转速，检查流量、压头和功率。2.4压缩机的防喘振测试喘振工况是指压缩机在一定转速下，当流量减小到一定程度时，气体在压缩机内由于气流进气角度和叶片进口角度不一致而产生气流分离现象，造成被压缩气体反复倒流，从而引起整机剧烈振动的现象。压缩机在喘振工况下运行，将导致压缩机的严重损坏，所以必须加以防止。做此试验的目的是检验防喘振控制系统对喘振工况反映的灵敏度和有效性。为了最大限度的保证机组的安全，进行五点的静态模拟防喘振试验，然后再进行两点机组的在线防喘振试验。压缩机静态防喘振测试记录表工况点转速(rpm)排气压力(MPaa)进口温度(℃)出口温度（℃）进口流量104Nm3/h12345压缩机静态喘振测试：将机组防喘振阀的控制模式选用“自动”方式。用标准信号发生器分别模拟机组转速、机组进口压力、机组出口压力、机组进口温度、机组出口温度和机组进气管线上计量设备的差压值。分别模拟表中每一工况条件下的对应各参数的数值，逐渐减少测量流量的差压值，记录当防喘振控制阀即将打开时的该工况下的流量值。计算出各工况条件下防喘阀即将打开时机组进口的体积