40000Nm3/h焦炉煤气制LNG装置工程
技术方案
甲方：
乙方：西安陕鼓动力股份有限公司
联系人：骆鲜兵180********
二零一四年九月一十七日
目录第一章概述
第二章公用工程条件
第三章焦炉煤气设计参数
第四章工艺流程
第五章主要设备参数及要求
第六章总承包内容及界线
第七章工程施工内容
第八章项目施工实施管理
第九章装置试车
第十章性能考核
第十一章设计及施工标准
第十二章资料交付
第十三章技术服务
第十四章其他
第一章概述
（以下简称“甲方”）委托西安陕鼓工程技术有限公司（以下简称“乙方”）对甲方40000 Nm3/h焦炉煤气制液LNG装置工程进行工程总承包。乙方承担本装置区域的工程设计及双方认定的分工范围内所有主体工艺设备及附属设备的订购、安装、调试工程，甲方承担装置区域内所有土建工程及区域外相应的建设工程。本装置的设计生产能力为焦炉煤气处理量40000Nm3/h，甲烷化技术为具有自主知识产权的多段绝热式甲烷化技术，深冷液化技术采用国内先进的混合冷剂循环制冷流程。本装置中甲烷化催化剂（市场同等价格）、合成气压缩机组及MRC压缩机组为西安陕鼓动力股份有限公司核心产品（同等性能和价格下，优先选择），其他定型设备如液化冷箱、储罐、工艺阀门、介质泵等及相关配套非标设备均采用经济、优质产品。
本协议书详细描述了乙方为甲方提供的40000 Nm3/h焦炉煤气制LNG主要设计参数、总承包范围、设备能力、技术规格、供货范围、装置安装施工范围、性能考核、技术服务等内容。
本技术协议书为徐州东兴能源有限公司40000 Nm3/h焦炉煤气制LNG总承包合同技术协议，与合同具有同等法律效力。
第二章公用工程条件
2.1 当地大气条件
?项目单位年平均最冷月平均最热月平均
?大气温度℃
?大气压力kPa(A）
?相对湿度%
2.2 水
2.2.1 本项目新建循环水站，设计给水温度32℃，回水温度40℃，给水压力约为0.50MPa，回水压力约为0.15~0.25MPa。
2.2.2本项目新建脱盐水站，装置所需脱盐水由脱盐水站供应。
2.2.3 本项目低压消防水和高压消防水共用管网。装置消防水环形管网独立设置，并设独立的消防水泵和稳压泵，从设计新建的消防水池取水，消防水池补充水（非正常消耗水）接自界外一次水管网。
2.2.4 生产区设置消防水炮，两个消防水炮的间距＜60m。
2.2.5装置区及罐区设置固定泡沫灭火装置，重要岗位处设置干粉灭火器。
2.2.6室内外消防均与消防管网接通，在消防水管边上设置消火栓，采用减压型消火栓，两个消火栓间距＜60m，火灾时由消火栓引水灭火，消防栓设计为地上栓。
2.2.7生活水：从建设单位焦化装置生活水管网接入。
2.3 蒸汽
2.3.1本装置开车时需要0.5MPa饱和蒸汽，由建设单位焦化装置蒸汽管网引入。
2.3.2 装置正常运行时副产蒸汽，送入建设单位焦化装置相应压力等级的蒸汽管网。
2.4 电
2.4.1由甲方提供10kV双电源至本装置界区内变压器房的高压接线端，在项目界区内设10kV配电室及0.4kV变配电站，负责给本装置供电。
2.5 仪表空气、氮气及压缩空气
2.5.1装置所需仪表空气、氮气及压缩空气均由本项目新建空压制氮站提供。2.5.2仪表空气和工厂压缩空气压力0.55～0.65MPa，氮气压力0.6~0.8MPa。
2.6 废水
本装置生产及生活废水排往焦化装置污水处理单元，本区域设事故及污水中转池。
2.7 化验分析
本项目新建化验室。
2.8 火炬
本项目初步考虑新建火炬。
第三章焦炉煤气设计参数
3.1 焦炉煤气组成
原料焦炉气组成（%v）
CO CO2H2CH4CmHn N2
10.22 3.39 56.53 22.33 2.01 4.96
O2H2S 有机硫总硫萘焦油+尘
0.56 ≤0.2g/Nm3≤0.3g/Nm3/ ≤0.4g/Nm3≤0.05g/Nm3
NH3 B.T.X（苯）HCN 合计
≤0.07g/Nm3≤4g/Nm3≤0.1g/Nm3100
注：原料焦炉煤气组分以甲方最终提供的书面数据为准。
3.2 设计条件
流量：~40000Nm3/h。
温度：~30℃。
压力：≥6kPa（G）。
注：1、Nm3是在压力101.325kPaA，温度0℃下测定；
2、非特殊标示时，MPa等压力单位表示表压。
第四章工艺流程
4.1 工艺流程描述
焦化装置来的焦炉煤气首先经过预处理进行粗脱萘脱油，然后进入焦炉气气柜。从焦炉气气柜出来的焦炉气经过湿法脱硫后进入焦炉气压缩机压缩，压缩后进行精脱萘脱油和粗脱硫，再采用变温吸附装置进行脱苯脱氨。
初步净化后的焦炉气再进行精脱硫，首先换热达到加氢温度，依次进入预加氢器、加氢器I，将焦炉煤气中的有机硫95%以上加氢转化为H2S。随后气体进入一精脱硫器脱除H2S和有机硫，再经过加氢器II和二精脱硫器以保证达到总硫≤0.1ppm的要求，脱硫后的气体再进入超精净化器，将总硫降至≤0.05ppm。
经上述净化工序后的焦炉煤气，其中的苯、萘、焦油、氨和硫等有害杂质均已脱除到甲烷化催化剂允许的含量，可以进入甲烷化工序。
净化来的焦炉气分别进入甲烷化一段反应器和甲烷化二段反应器。进入一段反应器的焦炉气与循环气混合，混合气经一段预热器加热，温度达到250℃~300℃，进入甲烷化一段反应器进行反应。出来的反应气首先进入一段蒸汽发生器，在此副产2.5MPa饱和蒸汽后，然后和另一部分净化来的焦炉气混合，进入甲烷化二段反应器继续反应。二段反应出口气直接进入二段蒸汽发生器，副产2.5MPa饱和蒸汽，然后经多次换热器回收热量后，一部分气体进入甲烷化水冷器II，温度降至60℃，经气液分离后作为循环气进入循环压缩机进行压缩循环，另一部分经过甲烷化水冷器I，温度降至40~60℃，该气体经气液分离后依次进入三段预热器和三段加热器，温度升至300~350℃，进入三段甲烷化反应器继续进行甲烷化反应，进一步脱除气体中的CO和CO2，出反应器的气体中CO2≤50ppm，符合深冷液化的要求，依次进入三段预热器、甲烷化水冷器III冷却到常温，经过气液分离器III分离掉工艺冷凝液，富甲烷气作为本工序的产品气进入干燥工序。
本工序分离掉的工艺冷凝液，经过收集进入汽提塔脱除CO2、CH4等溶解的气体成分后，送循环水站作为原水。
来自甲烷化工序的甲烷化气，经过脱水后进入液化冷箱的换热器中部分液化，然后进入精馏塔中部，在精馏塔分馏作用下，塔釜得到含氮量≤1%的LNG，该LNG温度较高，因此再返回换热器过冷，之后节流降压到0.015MPa，进入LNG 储罐（~-162℃）；塔顶分馏出主要成分为氢、氮的气体，该气体节流降压后返流通过换热器复热到常温，之后作为干燥的再生气和脱苯的再生气，最后进入燃料管网加以利用。
本项目的制冷工艺选用混合制冷剂制冷循环工艺。
混合制冷剂由压缩机压缩，通过水冷却后进入液化冷箱，在液化换热器中冷却到-65℃，再进入精馏塔的再沸器管程，在此作为再沸器的热源而冷却，从再沸器出来的混合制冷剂返回液化换热器继续冷却、液化并过冷到-150℃，节流降压后进入精馏塔的回流冷凝器作为冷源而蒸发，之后再返回到液化换热器的冷端，由下而上汽化，为液化换热器提供冷量，出液化冷箱后的混合制冷剂返回到压缩机的入口，循环压缩制冷。
从液化工序冷箱出来的LNG，通过真空管道输送到LNG贮槽储存。
LNG贮槽中的液体通过真空管道到装车液相管线，液相管线和气相管线分别与LNG槽车的对应管线相连，通过LNG装车泵进行灌装。
灌装过程中产生的BOG通过空温式加热器加热，可以返回到最初的原料气中，也可以放空或去火炬。LNG贮槽约有0.15%的汽化量，汽化的气体即为“BOG”，该BOG通过空温式加热器加热，返回到最初的原料气中。
4.2 净化系统
采用焦炭吸附对焦炉煤气进行除焦油和萘的处理，更换下来的焦炭直接作燃料燃烧或掺入焦炉配煤处理。
4.2.1 气柜的选择
本装置气柜选用20000m3湿式气柜。
4.2.2 压缩机选型
4.2.2.1焦炉煤气压缩机
焦炉煤气压缩机是本项目十分重要的动力设备，由于焦炉煤气中含有焦油、尘埃、萘、苯等杂质，这对离心式压缩机的叶轮有可能造成伤害，难以保证压缩机的连续正常运转，故未经净化处理的焦炉煤气不推荐采用离心式压缩机进行压缩；对往复式压缩机来说，尽管焦炉煤气含有焦油、尘埃等杂质，但能够保证压缩机在一定周期连续稳定运转；目前国内开发的湿式螺杆压缩机出口压力不高，后续还需要其他压缩机进行增压，且价格相对往复式压缩机昂贵，制造周期长。
为此，本项目推荐选用往复式压缩机组对焦炉煤气进行加压。
4.2.2.2 循环气压缩机
本装置的甲烷化采用“带循环的外移热甲烷化工艺”。循环气压缩机的可靠性对装置的长期稳定运行有着重大的影响。
本装置循环气压比较小，气量不大，以一开一备配置往复式压缩机可满足装置运行需要，且投资比单台离心式压缩机低，因此，本项目中循环气压缩机采用往复式压缩机，一开一备配置。
4.2.3 精脱硫
由于出压缩机焦炉煤气含有一定的油雾、萘、焦油，这些杂质加热到精脱硫需要的温度时会严重结焦，会对焦炉煤气换热设备造成堵塞并沉积在加氢催化剂和精脱硫剂的表面，缩短焦炉煤气换热设备检修周期及加氢催化剂和精脱硫催化剂的使用寿命。为了保证设备长周期运行及加氢催化剂和精脱硫催化剂的使用寿命，本设计采用高效吸附剂（活性炭等）来除去焦炉煤气中夹带的油雾、萘、焦油。
原料气中无机硫（H
2
S）含量为≤50mg/Nm3，有机硫含量为300mg/Nm3，经过精脱萘和焦油、湿法粗脱硫、干法粗脱硫、变温吸附脱苯、脱氨及其它杂质后的焦炉煤气，进行有机硫加氢转化、氧化锌精脱硫、超精净化，将H2S和剩余微量的有机硫脱除。
加氢转化及氧化锌脱硫后达到总硫≤0.1ppm的要求。
超精净化后达到总硫≤0.05ppm的要求。
净化后焦炉气有关杂质含量为：
项目总硫(ppm) 氨NH3
(ppm)
苯C6H6
(ppm)
萘C10H8
(mg/Nm3)
焦油+尘(mg/Nm3)
含量≤0.05＜10 ≤10≤1≤1
4.3 甲烷化系统
净化后的焦炉煤气中的除含有CH4外，还含有大量H2和一定量的碳氧化物（CO和CO2）、N
2
，本项目最终产品为液化天然气（LNG）。在生产天然气过程中，CO2的含量必须降低到规定浓度以下以保证产品质量要求。可以通过甲烷化工艺来降低碳氧化物，同时提高CH4含量，以获得更多的产品。
由于甲烷化反应是一个强放热过程，保持甲烷化反应器床层的温度在允许的范围内，及时而有效的移走反应热是甲烷化工艺过程能够平稳进行的关键。
目前，四川天一科技股份有限公司和西南化工研究设计院共同拥有的“有循环气外移热甲烷化”技术已有工业化装置投产运行，本项目采用“有循环气外移热甲烷化”工艺流程。
净化来的焦炉气分别进入甲烷化一段反应器和甲烷化二段反应器。进入一段反应器的焦炉气与循环气混合，混合气经一段预热器加热，温度达到250℃~300℃，进入甲烷化一段反应器进行反应。出来的反应气首先进入一段蒸汽发生器，在此副产2.5MPa饱和蒸汽后，然后和另一部分净化来的焦炉气混合，进入甲烷化二段反应器继续反应。二段反应出口气直接进入二段蒸汽发生器，副产
2.5MPa饱和蒸汽，然后经多级换热器回收热量后，一部分气体进入甲烷化水冷器
II，温度降至60℃，经气液分离后作为循环气进入循环压缩机进行压缩循环，另一部分经过甲烷化水冷器I，温度降至40~60℃，该气体经气液分离后依次进入三段预热器和三段加热器，温度升至300~350℃，进入三段甲烷化反应器继续进行
甲烷化反应，进一步脱除气体中的CO和CO2，出反应器的气体中CO2≤50ppm，符合深冷液化的要求，依次进入三段预热器、甲烷化水冷器III冷却到常温，经过气液分离器III分离掉工艺冷凝液，富甲烷气作为本工序的产品气进入干燥工序。
二段甲烷化反应后要求气体组成中CO+CO2≤1%，三段甲烷化反应后要求气体组成中CO2≤50ppm，满足深冷液化对CO2含量的要求。
4.4 深冷液化系统
4.4.1 富甲烷气脱水
采用分子筛吸附脱水。
脱水系统由分子筛干燥器、再生气加热器、再生气冷却器、再生气分离器、粉尘过滤器等组成，干燥器用再生气来自出冷箱的尾气。
4.4.2 脱汞系统
由于焦炉煤气中未检测汞含量，但汞对冷箱内铝质换热器有腐蚀作用，为保证深冷液化系统能长期稳定运行，增加脱汞吸附器作为保安措施。
经脱汞系统净化后的富甲烷气中汞含量需降至10ng/m3以下。本项目原料气中汞含量按1μg/ m3设计。
4.4.3 液化系统
液化系统主要制冷工艺采用“混合冷剂+氮气”制冷循环工艺，低温精馏分离CH4、H2、N2制LNG。
富甲烷气液化流程：净化富甲烷气进入冷箱中板式换热器预冷、再沸器冷却、过冷后，抽出冷箱送入精馏塔脱出不凝气（氮气、氢气和一氧化碳），塔底液相返回冷箱中继续冷却成LNG，经节流阀节流降压后进入LNG储罐储存。
冷箱中设置加热解冻流路，采用净化富甲烷气为加热解冻气，加热解冻气出冷箱后经EAG加热器复热后送入界区外燃料气管网。
混合冷剂制冷流程：混合制冷剂经冷剂压缩机压缩冷却后进入出口分离器进行气液分离，气相和液相分别送至冷箱预冷后节流，为净化富甲烷气液化提供冷量后返流，返流并被复热至常温后，返回冷剂压缩机，形成一个闭合的制冷循环，详细流程见下图。
液化系统流程示意图
预冷换热器液化换热器
富甲烷气
LNG至LNG储罐
冷剂
精馏塔
富甲烷气流路
冷剂循环流路
气相
液相冷凝器
再沸器
冷剂压缩机组
尾气氮气压缩机组
氮气
氮气循环流路
冷剂压缩机采用变频方式控制，配备变频器。
氮气制冷流程：氮气经氮气压缩机压缩冷却后，进入冷箱中冷却，节流后进入氮气分离器，分离的液相为精馏塔冷凝器提供冷量后，和分离器的气相汇合，汇合后进入冷箱反流为富甲烷气液化提供冷量并被复热至常温后，返回氮气压缩机，形成一个闭合的制冷循环，详细流程见下图。
制冷剂的获得：制冷剂中的氮气由液氮复热汽化提供，甲烷采用LNG 汽化，其余烃类制冷剂通过外购储存到冷剂储存系统内。在正常运行中，由于制冷剂有少量的消耗，故需要定期少量补充制冷剂进入循环压缩系统，以维持制冷系统对流量及压力的要求。循环压缩机入口设分离器，可进行冷剂的配制，并且该罐及前后管路，虽正常运行时工作于低压，但系统设计按较高压力设计，以减少停车时冷剂的排放，最大限度得减少冷剂的损失。
冷剂压缩机组和液化冷箱设有安全阀保护装置，在富甲烷气进冷箱前设有紧急切断阀，LNG 出冷箱后的管道上设有安全阀保护装置。 4.4.5 BOG 回收
本项目的BOG 包括冷箱节流BOG 、储罐自蒸发BOG 及装车BOG 。 上述BOG 在LNG 储罐中汇合后，经BOG 加热器复热至常温，再经BOG 压缩机增压后，返回业主原料气气柜。
4.4.6 LNG储存与装车
LNG产品的储存采用常压储存（15kPa、~-162℃）。
本装置选用5000m3（有效容积）常压罐1座，LNG产品储存能力约8天，储罐的日蒸发率≤0.09%。
本装置配置60~80m3/h外置式卧式离心泵2台（1用1备），LNG装车位3个，配备3套LNG槽车装车臂。
LNG产品经LNG槽车外输，用地磅计量。
4.4.7 冷剂储存及补充
在正常运行中由冷剂储槽提供补充冷剂，包括冷剂卸车泵、储罐、汽化器等。
第五章主要设备参数及要求
5.1 本装置主要设备一览表
（主要设备参数及数量以设计院最终图纸为准）
序号设备名称规格型号单位数量备注1脱油脱萘器台3
2焦炉气气柜湿式气柜2万方套1
3 精脱萘脱油器台2
4粗脱硫罐台2
5湿法脱硫套 1
6预加氢罐台2
7气液分离器台1
8脱苯器台3
9再生气加热器台1
10加氢罐Ⅰ台1
11加氢罐Ⅱ台1
12一级精脱硫器台2
13二级精脱硫器台2
14超精净化器台1
15加氢换热器台3
16硫化剂罐台1
17焦炉气压缩机待定台3
18放空气冷却器台1
19放空气分离器台1
20循环气压缩机活塞式压缩机台2
21循环气入口缓冲罐台1
22 循环气出口缓冲罐台1
23循环气回流冷却器台1
24 甲烷化一段反应器台1
25 甲烷化二段反应器台1
26 甲烷化三段反应器台1
27 汽提塔台1
28 一段预热器台1
29 加氢加热器台1
30 三段加热器台1
31 汽包给水加热器台1
32 脱盐水预热器台1
33 甲烷化水冷器台3
34 三段预热器台2
35 冷凝液换热器台1
36 冷凝液冷却器台1
37 排污冷凝器台1
38 气气混合器台1
39 蒸汽分水器台1
40 气液分离器台3
41 排污闪蒸罐台1
42 蒸汽发生器台2
43 汽包台1
44 除氧器台1
45 汽包给水泵台2 46汽提水输送泵台2
47 干燥器台2
48 再生气冷却器台2
49 净化气缓冲罐台2
50 MRC压缩机台1
51 循环氮压机台2
52 BOG压缩机台2
53 冷剂储罐台4
54 冷箱等专有设备套1
55
溴化锂冷水机组（根据深
冷工艺决定）
套2 56脱汞器台1
57 LNG罐和阀门等5000m3套1
58 定量装车系统套2 59地磅计量套1 60 空压制氮系统设备提供所有设备、管道、仪表及管件套1 61脱盐水站脱盐水系统设备(成套)套1 62采暖水系统设备提供所有设备、管道、仪表及管件和安装套1
63
循环水冷却塔安装（逆流
式）单台处理水量：Q=2250m3 /h，
进塔水温：40℃，
套2
64
贮罐压力式空气泡沫比例
混合器
工作压力:0.6~1.2MPa套1 65泡沫产生器工作压力:0.5MPa套2 66火炬系统地面火炬套1注：
1) 以上主要设备技术协议由甲、乙双方共同签订；
2) 甲方参与设备招标技术交流，最终中标厂家由甲方确定。
第六章总承包内容及界线
6.1 总承包内容
乙方完成本焦炉煤气制LNG装置工程的系统工艺设计、工厂设计、公用工程设计，并对设计的正确性负责，同时提供相应的技术服务。乙方工程总承包内容还应包括焦炉煤气制LNG装置界区内设备成套供货、安装工程、设备调试、装置投运，并对其承包范围内设备质量、工程安装质量、全面负责。
甲、乙双方工艺介质交接点为LNG装置区外1米，电气交接点为变压器房高压接线端。LNG生产中需要的化验室仪器设备、分析检测设备及开车必须的催化剂、填料、混合冷剂等由甲方采购、保管，污水处理系统、装置区所有土建工程由甲方负责，不在乙方工程总包范围之内。
6.2 总承包界线
6.2.1设计界线划分
回炉尾气
尾气
LNG 产品
焦炉煤气
循环气
开工蒸汽
冷凝水
副产蒸汽
尾气
焦炉煤气 脱苯脱氨
焦炉煤气 精脱硫
焦炉煤气 脱油粗脱硫
空压及 制氮
变配 电站
废水收集站 主控楼
焦炉煤气甲
烷化 冷却 分离
循环
水站 界内 外管 电气 及照明 环保消防 及工卫
焦炉煤气气柜
循环 压缩
界内 给排水 焦炉煤气 预处理
界内 总图 冷凝水 汽提
脱盐 水站 深冷 分离
湿法 脱硫
尾气
LNG 储存 装车
综合楼 化验 泡沫消防站
火炬 消防水站
焦炉煤气压缩
6.2.1.1 设计界区：以上双点划线框内为本装置工程设计界区范围。
6.2.1.2 乙方对本焦炉煤气制LNG 装置的工程设计（包括方案设计及施工图设计）负责，对本工程的设计完整性负责。
6.2.1.3 乙方保证本工程设计方案的成熟性、可靠性、先进性、实用性，确保工程完全符合合同规定的质量、规格和性能的要求，并满足国家及行业有关现行标准、规程的要求。
6.2.1.4 乙方在设计完毕后提供相关操作规程及操作说明； 6.2.2 施工界线划分
6.2.2.1 甲方负责焦炉煤气制LNG 装置区域内的拆迁、三通一平、初勘、详勘、钎探、地下障碍物移位、清除等。
6.2.2.2 甲方负责乙方总承包范围内的建筑工程施工，包括地基处理、设备基础、压缩机厂房施工、压缩机基础、道路及地坪施工等。
6.2.2.3 除甲方负责实施的工程外的所有施工内容，均由乙方负责实施，不得漏项；
6.2.3 调试界线划分
调试过程中，甲方负责调试过程中的生产原料、能源介质及操作人员配置，乙方负责除甲方以外的所有调试工作。 6.2.4 验收界线划分
6.2.4.1 乙方总承包范围内的单项工程的验收由乙方负责组织，并承担相应费用。 6.2.4.2 装置经过单机调试、联动试车合格后由甲方组织实施本项目工程竣工验收及中交，乙方提供工作配合。
6.2.4.3 焦炉煤气制LNG 装置经72h 连续试生产，装置的各项技术性能指标通过运行考核达到合同和技术文件规定的要求，三方签署性能考核验收文件； 6.2.5 其他界线划分
6.2.5.1 总承包界线内消防由乙方负责设计，所有消防器材及消防设备由甲方采购，施工安装由甲方负责。
6.2.5.2 工程范围内的绿化由甲方设计并实施。
一次水
电力 (10kV)
催化剂、药品
废水
6.2.5.3 甲方提供设备、施工材料仓储保管的临时场地，乙方提供设备的仓储必须满足仓储要求，设备仓储的临时设施、保管、二次转运由乙方自行解决。
6.2.5.4 施工用电：甲方就近（界区外50米内）提供施工用电电源（380V），乙方自行解决施工用电设施（含计量仪表）。施工用电设表计量，并按表付费。6.2.5.5 施工用水：甲方提供施工供水至界区外1米，乙方自行解决施工场地施工用水的设施，施工用水设表计量，并按表付费。
6.2.5.6 施工场地排水设施由乙方负责，甲方协助。
第七章工程施工内容
7.1 工艺系统设备及管道的安装。
乙方按照安装设计图纸负责焦炉煤气制LNG装置界区内施工设备及主、辅材料的提供，并组织完成施工。其中包括但不限于以下内容：
7.1.1 压力容器、压力管道及安全阀、电葫芦等特种设备按照国家规定进行报批报检。
7.1.2 工艺管道中塔类、换热器、容器、泵、风机等设备及其连接管道的安装。
7.1.3 公用物料蒸汽和冷凝液管道施工。
7.1.4 公用物料水、仪表空气、装置空气系统等管道的施工。
7.1.5 防腐保温施工。
7.1.6 除甲方设计、施工的管道外，焦炉煤气制LNG装置界限范围内其他所有设备及管道的安装施工，不得漏项。
7.2 过程检测与控制系统安装与调试
乙方负责控制系统及焦炉煤气制LNG装置一次仪控设备安装、现场仪表至仪控系统的电缆铺设及连接（含桥架）。
7.3 电控系统的安装和调试
7.3.1 中控楼变配电室安装调试
7.3.2 低压厂用电电气设备的安装调试
7.3.3 工厂设计部分的安装
厂用电力施工图（工艺、照明、防雷接地网、设备用空调、通风等）施工图所涉及的内容均在乙方安装调试范围之内。
7.3.4 系统调试
乙方进行电气系统、自控联动的系统调试，设计、安装施工的正确性负责。
第八章项目施工实施管理
8.1 建立组织机构
8.1.1 建立工程项目部，负责组织实施项目管理。
8.1.2 工程项目部建立专业联络员制度，与甲方进行专业协调，分设工程技术、工程进度、工程质量、工程安全联络、设备材料采购专业员。
8.1.3 工程项目部应制定工程总施工网络计划，并在甲方的监督下组织实施网络计划的落实。
8.1.4 工程项目部建立工程例会制度，分别为周例会、月例会、专业讨论例会。
8.1.5 工程项目部建立报告制度，向甲方提供工程专项业务周报、月报。
8.1.6 工程项目部建立资料档案，供工程参与方查阅。根据甲方档案管理要求，准备工程施工交工文件的原始资料、数据并编制交工文件。
8.1.7 工程项目部应制定文明建设实施方案，保证建设期文明生产达标。
8.1.8 工程项目部应制定安全建设实施方案，保证建设无重大人身安全、设备安全事故。
8.1.9 工程项目部应制定设备A检实施方案和计划，报甲方确认并组织甲方、设计院参加设备A检。
8.2 设备的储运管理
8.2.1 工程全部设备均由乙方负责供货运输，甲方提供货物到站地名，配合乙方与公路或铁路到站进行工作协调、接货通知的传递。
8.2.2 重要设备由乙方在运输前应自行办理相关保险事宜。
8.2.3 工程设备储放管理由乙方完成，部分需要库房存放的重要、特殊设备，由乙方提出申请，甲方提供库房保管。
8.2.4 工程设备随带的各类备品备件，甲方与乙方共同清点，并交与甲方保管。乙方在机组调试中需领用时，须向甲方办理领用手续。
8.3 工程用主要设备材料采购
8.3.1 工程设备材料采购应保证质量。
8.3.2 工程材料采购应遵循的程序
8.3.2.1 报告设备材料采购明细
8.3.2.2 明确设备材料制造厂商
8.3.2.3 提供设备材料质量证明书