中海石油炼化有限责任公司
惠州炼化二期项目
阀门集中试压检测方案
编制：
施工技术审核：
安全保证审核：
质量保证审核：
审批：
日期：
广东大长安检测有限公司
目录
范围 (2)
编制依据 (2)
阀门检验工艺流程 (2)
阀门检验试验的一般要求 (3)
试压准备 (4)
压力试验项目要求 (5)
阀门壳体压力试验 (6)
阀门密封试验 (6)
安全阀调整试验 (8)
阀门清洁度 (8)
现场标识及成品防护 (8)
安全质量保证体系 (10)
质量指标 (13)
竣工资料 (14)
附录A (15)
范围
本条适用于惠州阀门试压服务站----工业金属阀门的压力试验，
编制依据
1、阀门生产厂家图纸及相关资料
装配图、外形图、设备操作运行维护手册、订货合同等。
2、阀门检验试验合同、业主规定执行的相关文件
3、阀门检验试验标准
包括采购合同中规定的技术条件、制造、检验标准，且不限于以下标准的最新版：
API 598-2009《阀门的检验和试验》
JB/T 9092-1999 《阀门的检验和试验》
GB/T 13927-2008 《工业阀门压力试验》
SH 3518-2013 《石油化工阀门检验与管理规程》
SH 3501-2011 《石油化工剧毒、可燃介质钢制管道工程施工及验收规范》MSS SP-55-2006《阀门、法兰、管件及其它管道组成件铸钢件外观检查的表面缺陷评定》
JB/T4058-1999 《汽轮机清洁度》
阀门检验工艺流程
成立阀门检验试验项目部
工装设计制造、场地规划准备编制技术方案、检验实施技术交底
阀门质量文件核查确认阀门外观检查、数量确认
阀门强度试验
不合格品处置阀门密封试验标识办退
处理合格
不合格
不合格无法处理
阀门规范要求检验不合格
阀门检验试验的一般要求
1.依据委托单，核对阀门的型号规格，清点数量。
2.阀门检验时，如发现实物与铭牌等不符，应及时向阀门检验试验项目部阀门检验责任人反映，并在阀门上做出标记，单独摆放。
3.阀门运输时的开闭位置检查应符合下列要求：
(1) 闸阀、截止阀、节流阀、调节阀、蝶阀、底阀等阀门应处于全关闭位置；
(2) 旋塞阀、球阀的关闭件应处于全开位置；
(3) 隔膜阀应处于关闭位置，且不可关得过紧，以防止损坏隔膜；
(4) 止回阀的阀瓣应处于关闭并予以了固定
4.阀门试验前后，应根据同种规格、型号、材质分别摆放，并垫离地面100mm高，合金钢不锈钢阀门应单独设区，分别摆放。并按待检区、不合格区、合格区作标识摆放整齐。
5.阀门试验包括壳体压力试验、密封压力试验和安全阀、疏水阀的调整试验。
对于壳体压力试验、上密封试验和高压密封试验，试验介质可选择空气、惰性气体、煤油、水或粘度不高于水的非腐蚀性液体，低压密封试验介质可选择空气或惰性气体
6.用水做试验介质时，允许添加防锈剂，奥氏体不锈钢阀门试验时，水中氯化物含量不得超过100mg/L。
7.阀门试验前，应除去密封面上的油渍（除旋塞阀外）和污物，严禁在密封面上涂抹防渗漏的油脂
8.试验用的压力表，必须经过校验，精度应不低于1.6级，表的盘刻度值为最大被测压力的1.5-2倍，试验系统的压力表应不少于两块，分别安装在试压设备及被实验阀门的进口处。
9装有旁通阀的阀门，旁通阀也应进行壳体压力试验和密封试验。
试验介质为液体时，应排净阀门内的空气，阀门试压完毕，应及时排除阀门内的积液
10经过试验合格的阀门，应在阀体明显部位做好试验标识，并填写试验记录，具体按照公司《标识管理规定》进行。
11.阀位指示器的刻度明显、阀位准确、动作应流畅灵活，全行程动作无卡阻或阻滞等缺陷。
试压准备
1.试压前，须正确的选择合适的阀门试验台，以及正确的操作试验台，方法参照《液压阀门试验台说明书》进行。可选试验台包括但不限于：
公称直径连接方式试验台型号
DN15~100 法兰YFT-A100/PZ-300
DN15~200 法兰、焊接SW/BW JLT-150/JLT-200/YFT-300/PZ-300
DN80~300 焊接BW PZ-300\YFT-300
DN300~600 法兰YFT-600
DN400~800 法兰JLD-800
2.根据阀门公称通径选择合适的试压密封盘，注意检查橡胶圈是否完好。
压力试验项目要求：
压力试验项目要求
试验项目阀门范围闸阀截止阀旋塞阀a 止回阀
浮动球球
阀蝶阀、固定球球阀
液体壳体试
验
所有必须必须必须必须必须必须气体壳体试
验
所有选择选择选择选择选择选择上密封试验
b 所有
必须必须
不适用不适用不适用不适用
气体低压密封试验≤DN100、≤PN25
必须选择必须选择必须必须＞DN100、≤PN10
≤DN100、＞PN25
选择选择选择选择选择选择＞DN100、＞PN10
液体高压密封试验≤DN100、≤PN25
选择必须选择必须选择c 选择＞DN100、≤PN10
≤DN100、＞PN25
必须必须必须必须选择c 必须＞DN100、＞PN10
a除波纹管阀杆密封结构的阀门外，所有具有上密封结构的阀门都应进行上密封试验。
b油封式的旋塞阀，应进行高压密封试验，低压密封试验为“选择”,试验时保留密封油脂。
c 弹性密封阀门经高压密封试验后，可能会降低其在低压工况的密封性能。
d 试验持续时间对于动力驱动的截止阀，高压密封试验的试验压力应是选定动力驱动装置所使用的设计压差的110％。
e PN25=CL 1500 ,PN10=CL 600
阀门壳体压力试验
1.阀门壳体压力试验的试验压力应为阀门公称压力的1.5倍，保压时间5分钟
2.本规程采用以水作为壳体压力试验介质。
3.阀门达到保压时间后，以阀体和填料无泄（渗）漏为合格；
4.对试验不合格的阀门，应退库处理或进行修补并重新试验；按协议或者委托要求。
5.阀门液体试验（液体介质）时应尽量排除阀门内的空气，试验完毕后及时排除阀腔内的积液，并用压缩空气吹干；
6.经过试验的阀门应做出标识并填写阀门试验记录；见附录A.
7.试验完毕的阀门，须做好成品防护，两端应有防护盖防护，挂牌标识。
阀门密封试验
（1）密封试验必须在壳体压力试验合格后进行，阀门密封试验包括上密封试验、高压密封试验和低压密封试验。.上密封试验、高压密封试验采用水介质，试验压力为公称压力的1.1倍；低压密封试验采用0.6MPa的压缩空气，试验步骤如下：具有上密封结构的阀门（闸阀、截止阀）应逐个对上密封进行试验，试验时应关闭上密封面并松开填料压盖停压4min无渗漏为合格，试验介质为洁净水，要求与壳体压力试验要求相同；上密封试验的步骤为：壳体压力试验合格后封闭阀门进、出口，松开填料压盖，将阀门打开并使上密封关闭，向腔内充满试验介质，逐渐加压到实验压力，达到保压规定时间后，无渗漏为合格。没有上密封结构的阀门按步骤2进行。
（2）关闭阀门，不同类型的阀门的加压方法按下表：
阀类加压方法
闸阀球阀旋塞阀封闭阀门两端，启闭件处于微开启状态，给体腔充满试验介质，并逐渐加压到试验压力，关闭启闭件，释放阀门一端的压力，阀门另一端也按同样方法加压。有两个独立密封副的阀门也可以向两个密封副之间的体腔引入介质并施加压力
截止阀、隔膜阀应在对阀座密封最不利的方向上向启闭件加压。例如：对于截止阀和角式隔膜阀，应沿着使阀瓣打开的方向引入介质并施加压力
蝶阀封闭阀门的一端，关闭启闭件，给体腔充满试验介质，并逐渐加压到试验压力，保压，检查另一端泄漏情况，
重复前部分动作，换方向加压、检查
止回阀应沿着使阀瓣关闭的方向引入介质并施加压力，检查进口端泄漏情况
（3）向关闭状态的被检测密封副的一侧腔体内充满水，逐渐加压到试验压力，达到规定保压时间后，在该密封副的另一侧，目测渗漏情况
（4）注意做密封试验时，对规定了介质流通方向的阀门，如截止阀等应按规定介质流通方向引入介质和施加压力；没有规定介质流通方向的阀门，如闸阀、球阀、旋塞阀和蝶阀，应分别沿每端引入介质和施加压力；止回阀应沿使阀瓣关闭的方向引入介质和施加压力。 （5）试验压力的持续时间（见下表）
保持试验压力的持续时间
阀门公称尺寸
保持试验压力最短持续时间a
（单位为秒）
壳体试验 上密封试验
密封试验
其他类型阀
止回阀 ≤DN50 300 240 15 60 DN65-DN150 300 240 60 60 DN200-DN300 300 240 120 120 ≥DN350
300
240
120
120
a 保持试验压力最短持续时间是指阀门内试验介质压力升至规定值后，保持该试验压力的最少时间
（6）在试压保压时间内通过密封面的允许泄漏量，应符合下表：
a 、对于液体试验，1毫升相当于16滴。
b 、在规定的最短试验持续时间内（见表四）无泄漏。对于液体试验，“0”滴表示在每个规定的最短持续时间内无可见泄漏；对于气体试验，“0”气泡表示在每个规定的最短持续时间内泄漏量小于1个气泡。
c 、最大允许泄漏率应是公称通径每英寸每分钟0.18立方英寸（3cm3）。
d 、最大允许泄漏率应是公称通径每英寸每小时1.5标准立方英尺（0.042m3）.
e 、对于≥14″阀门的最大允许泄漏率是公称通径每英寸每分钟2滴。
f 、对于≥14″阀门的最大允许泄漏率是公称通径每英寸每分钟4个气泡。
阀门规格NPS
所有弹性密封阀门 除止回阀外的所有金属密封
阀门
金属密封止回阀
液体试验a （滴/分） 气体试验
（气泡/分） 液体试验 气体试验
≤2″ 0 0b 0b c d 21/2″-6″ 0 12 24 c d 8″-12″ 0 20 40 c d ≥14″
e
f
c
d
注：按国内标准制造的阀门的密封试验允许的泄漏率按JB/T 9092和GB/T 13927两者中较严格的执行。
安全阀调整试验
（1）安全阀的调整试验包括如下项目：开启压力、回座压力、阀门动作的重复性、用目测或听觉检查阀门的回座情况，有无频跳、振颤、卡阻或其他有害的振动。
（2）安全阀作业人员应取得相应资格证书。
（3）安全阀的调试按照设计要求进行。启闭试验次数不得少于3次。
（4）实验介质采用参考工艺介质，蒸汽管道的使用饱和蒸汽或空气，气体管道使用空气，液体管道使用水。
（5）安全阀调试由业主指定有资质单位负责，公司阀门检验试验项目部按合同要求将要调试安全阀送广东省特种设备检测院派驻项目检测机构检验，业主使用单位在调试过程中应在现场监督确认。调试合格后应及时进行铅封，并按SH/T 3503-2007 J119《安全阀调整试验记录》填写记录
疏水阀因检查一下项目：
⑴工作灵敏、工作正常；
⑵阀座无漏气现象；
⑶疏水完毕后，阀门应处于完全关闭状态；
⑷双金属片式疏水阀，应在额定的工作温度范围内动作
阀门清洁度
阀门外观检查符合要求，阀门不得有损伤、缺件、铭牌脱落等现象，且阀体内不得有脏污、锈蚀现象；阀杆表面应平整光滑，无弯曲、无划痕等缺陷；
清洁度满足JB/T4058标准的洁-3。
对未刷涂层的表面（主要是内腔和连接端面）进行防锈处理按JB/2901标准
现场标识及成品防护
1、现场阀门摆放区域标识
1.1待验区
标识类型：钢制标牌。 标识尺寸：400×150×2。 标识颜色：黄底黑字。 标识内容：待验区。 标识图例：如右图： 字体：宋体、200号、居中。 1.2 合格品区域 标识类型：钢制标牌。 标识尺寸：400×150×2。
标识颜色：白底黑字。
标识内容：合格品区。 标识图例：如右图： 字体：宋体、200号、居中。 1.3 不合格品区域 标识类型：钢制标牌。 标识尺寸：400×150×2。 标识颜色：红底黑字。
标识内容：不合格品区。
标识图例：如右图： 字体：宋体、200号、居中。 2、阀门试验标识
标识类型：挂牌加铅封标识。 标识颜色：白底黑字。
标识内容：阀门型号、检验状态、
责任人、检验日期。
标牌尺寸如图： 3、阀门试压的成品防护
所有的阀门放在试压厂房内，按区域摆放，要求防雨、防尘、防碰撞等。 3.1 外露的阀杆部位，应涂油脂进行保护。
待检区
600mm
150m m
合格品区
600mm
150m m
不合格品区
600mm
150m m
阀门型号：
检验状态： 责 任 人： 检验日期：
100mm
60m m
3.2 阀门的关闭件和阀座密封面，应涂工业用防锈油脂，但对塑料、橡胶密封面不允许涂防锈剂。
3.3 阀门的内腔、法兰密封面和螺栓螺纹部位应涂防锈剂进行保护。
安全质量保证体系
1、质量﹑HSE 管理体系
2、质量﹑HSE 管理体系责任人职责 2.1 项目经理职责
⑴ 代表公司履行公司质量﹑HSE 管理手册赋予的项目经理的质量﹑HSE 职责； ⑵ 工程项目阀门检验试验质量﹑HSE 管理第一责任人；
⑶ 对内负责组织做好项目部相关工作，确保项目质量﹑HSE 管理工作正常运行。对外代表公司做好保持与业主、工程质量监督部门的沟通，及时将工程项目要求的质量﹑HSE 管理相关信息传递至项目各责任人，保证指令贯彻落实； ⑷ 严格执行国家法律法规、标准规范要求，按合同履约相关承诺的同时做到零事故发生；
2.2 项目质量﹑HSE 责任人职责
⑴ 负责项目质量﹑HSE 管理体系建立，保持持续有效运行；
⑵ 协调各专业管理人员间的工作，及时处理阀门检验试验过程中的质量﹑HSE 管理问题，确保阀门按期交付，人员安全；
项目经理
项目质量﹑HSE 责任人
阀门检验组 作业人员
阀门试验组 作业人员
阀门进、出管理组
作业人员
各专业技术人员
⑶协助项目经理做好阀门检验试验过程中的质量﹑HSE管理工作，兑现公司质量﹑HSE管理方针对公司员工、社会公众做出的质量﹑HSE承诺；
⑷严格执行国家法律法规、标准规范要求，落实政令实施，做好监督考核工作；
⑸负责组织项目阀门检验试验场所危害风险因素识别，针对危害风险因素制定措施，编制危害风险发生应急预案，组织员工做好应急预案演练。跟踪阀门检验试验运作，认真查找潜在隐患，杜绝事故发生。
⑹会签本项目技术、质量文件，确保法规涉及项目工程的相关质量﹑HSE政策、制度要求得到落实。
2.3 项目各专业技术人员责任人职责
⑴遵守国家法律法规、业主工程项目与公司质量﹑HSE管理规定，做好本岗位质量﹑HSE管理工作；
⑵自觉参加阀门检验试验项目部的质量﹑HSE管理活动，定期检查专业管理潜在危害风险隐患，杜绝事故发生；
⑶认真做好阀门检验试验工作场所危害风险因素识别，针对危害风险制定措施。组织做好阀门检验试验技术施工方案技术交底，开工前落实技术方案防范措施的检查，杜绝作业过程危害风险事件的发生。
2.4 项目各岗位作业人员职责
⑴遵守工艺纪律，佩戴劳动保护用品，按规程操作；
⑵自觉参加班组质量﹑HSE管理活动，做好岗前检查，排除隐患，杜绝事故发生；
⑶参加阀门检验试验技术施工方案技术交底，熟悉岗位作业过程存在的危害风险，开工前防范措施的检查，杜绝作业过程危害风险事件的发生。
3、HSE管理措施
3.1 严格对阀门检验试验作业人员进行交底，使其按照操作规程，安全规程进行操作，阀门试验场地严禁烟火，在15m范围内挂置明显安全警告标志，并设置隔离带，无关人员不得进入，操作人员应该处于有防护的位置。阀门试验场地应该为专用场地，严禁同时用于其它用途；
3.2 阀门检验试验时要统一指挥，搬运阀门时杜绝野蛮施工，避免砸伤，挤压手脚和身体的其他部位；
3.3 阀门卸压后，再松动胎具，避免高压液体喷射伤人；
3.4 若有必要用煤油试压的阀门，阀门试压后，阀腔内煤油应及时排到汇油槽内，不慎溅到地上的煤油，应擦抹干净；
3.5 电气设备必须接线良好，使用合格的漏电保护器，并要有防湿措施，试压泵设专人操作，严禁超压，注意要有合格的接零或接地保护。维修用电设备时应先切断电源，并挂“有人工作，严禁合闸”警告牌：
3.6 试压现场必须备有足够数量的灭火器具；
3.7 气密试验时系统内必须配置经试验合格的安全阀，杜绝超压操作；
3.8 煤油试漏时必须保持现场清洁、清除一切易燃物品，做好文明施工。
3.9 所有员工在进入现场前除接受本公司教育以外，还将接受业主的教育，详细了解有关安全规章制度，并进行安全常识考试；
3.10 员工每周应进行一次HSE活动，时间不少于30分钟，活动主要内容总结上周HSE工作情况，布置本周HSE工作，并学习、讨论有关HSE规定和安全操作规程，认真做好记录；
3.11 现场所有人员必须戴好安全帽，穿劳保鞋，劳保服：作业时戴好胶皮手套：
3.12 施工过程中严禁打闹，不得随意串岗；
3.13 吊车作业时信号明确，作业半径内不许站人，要有人专门看护：如遇大雨、五级以上大风等恶劣气候，影响作业安全时，应停止作业：风雨停后，要检查现场临时设施是否完好，发现问题及时处理；
3.14 为防止发生事故，手拉葫芦使用前应检查是否完好，不得超载使用，严禁强拉硬拽：吊车作业前，将可能发生事故的区域隔离，无关人员不得入内；
3.15 现场使用的储气罐必须是手续齐全的合格压力容器；
3.16 现场文明施工，杜绝事故发生；作业人员在作业中必须做到有条不紊；边角料要堆放到指定地点：每天下班前，施工现场要清理干净：
3.17 当发生事故时紧急启动项目应急程序，并通知项目HSE负责人与项目经理，同时通知公司：
急救电话：120 火警电话：119
项目经理：电话：
项目HSE负责人：电话：
质量保证师：电话：
质量指标
阀门检测数据完整率100%；理化检测数据完整率100%；检测比例符合率100%；
检测指令执行率100%；
检测结果评定准确率 100%。
竣工资料
1、检验试验过程记录
1.1 阀门试压委托单
1.2 阀门试验确认表
1.3 试压合格阀门移交清单
1.4 试压不合格阀门移交清单
1.5 试压合格阀门编号
2、竣工技术文件
2.1 合格证或产品质量证明书；
2.2 阀门检验、试验记录；
⑴安全阀调整试验记录
⑵阀门试验记录
2.3 光谱分析报告；
2.4 业主要求的其它记录资料，具体参照《惠州炼化二期项目阀门试压管理细则》
17
附录A
阀门压力检测原始记录
委托单位： 供货单位： 委托编号：
报告编号：
试样 编号 试件 名称
型号 规格
公称
压力
Mpa
介质/ 温度℃ 壳体试验
密封试验
上密封试验 结论 设备型号/ 编号 压力表
备注
试验 压力MPa 持续 时间s 结果
试验
压力MPa 持续 时间s 泄漏量/等级 试验
压力MPa 持续 时间s 泄漏量
/
等级 量程 /编号 计量有
效期至
依据标准/方法 □GB13927、□API598、□JB/T9092、□GB/T26480﹑□JB/T3595﹑□其他
审核人员/日期：
试验人员/日期：
阀门试验确认表
表单编号：
SH/T3503-J402阀门试验确认表工程名称：单元名称:所在PMT：监理单位：
名称型号规格公称压
力MPa
数
量
试验项目
试验记录自编
号
试验
结果
备
注压力
试验
密封
试验
上密封
试验
建设/监理单位总承包商单位试验单位
专业工程师：
日期：年月日专业工程师：
日期：年月日
专业工程师：
质量检查员：
校验人：
日期：年月日
试压不合格阀门移交清单
表单编号：
序号阀门订单号阀门规格型号数量生产厂家不合格原因备注阀门试压站委托单位
技术负责人：
签章
年月日技术负责人：
签章
年月日
试压合格阀门移交清单
表单编号：
序号阀门订单号阀门规格型号数量生产厂家PMT 备注阀门试压站委托单位
技术负责人：
签章
年月日技术负责人：
签章
年月日
换热器施工方案班级：安装1101班 姓名：段洪章 学号：21 1.编制依据 [1]《石油化工换热设备施工及验收规范》SH/T3532-2005 [2]《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》SH3022-1999 [3]《管壳式换热器防腐涂层施工技术条件》70BJ013-2005 [4]《管壳式换热器》GB151-1999 [5]《石油化工施工安全技术规程》SH3505-1999 [6]《钢制卧式容器》JB/T4731-2005 2主要工程量一览表
3技术交底 施工前，技术员必须组织施工班组人员进行技术交底，未进行技术交底不准施工。技术交底必须做到交底到每个施工工人，使所有施工人员都了解施工技术和质量要求，清楚施工工艺 4施工准备 熟悉图纸，编写施工技术措施，对施工人员进行技术交底。
做好施工机具、量具、手段用料及消耗材料的准备工作。 5设备验收 1).到货设备应具备下列技术文件和资料: a.产品合格证书; b.产品技术特性表，应包括设计压力、试验压力、设计温度、工作介质、试验介质、换热面积、设备重量、设备类别及特殊要求； c.产品质量证明书，应包括下列内容： （1）主要受压元件材料的化学成分、力学性能及标准规定的复验项目的复验值；（2）无损检测及焊接质量的检查报告（包括超过两次返修的记录） （3）通球记录； （4）奥氏体不锈钢设备的晶间腐蚀试验报告（设计有要求时） （5）设备热处理报告（包括时间——温度记录曲线）； （6）外观及几何尺寸检查报告； （7）压力试验和致密性试验报告。 d.设备制造竣工图。 2).设备开箱检验应按照装箱单和竣工图清点验收下列各项:
西安—商州输气管道工程线路工程II标段整体通球、清管、试压方案 编制： 审核： 批准： 陕西化建西安—商州输气管道工程II标段 2010年8月2日 目录
第一章：工程概况 3页 第二章：编制依据 3页 第三章：试压方案指导思想 3页 第四章：施工组织 4页 第五章：清管、试压施工方案 6页 第六章：清管、试压安全保证措施 13页 第七章：分段清管和试压计划 14页 第八章：附件 15页 西安—商州输气管道工程II标段 整体通球、清管、试压方案 一、工程概况: 西安至商州输气管道工程II标段，由蓝田县蓝桥乡蓝桥西街4#阀室东侧桩号FS151至商 州四合村末站FS621，线路总长约，管道规格φ273×材质L290，设计压力为。整体为东南走 向，因二标段管线沿线敷设情况较为复杂，管道经过地段地势起伏较大，管道先后翻越牧护 关隧道山脉、黑龙口山、麻街岭山、构峪山、笔架山到达商州未站，全线路最高点在牧护关 隧道山顶桩号FS288—FS289里程59+584高程为1326米；最低点位于陈塬街办新西村笔架山 西侧山脚下桩号FS597 里程100+462高程为718米，最高点与最低点高差为608米，根据管 道高程相差太大的实际情况，II标段管道清管、强度及严密性试验采用气压试验，根据现场 实际施工进度情况西商线II标段共分四段进行通球、清管、试压。 二、编制依据 1、中国市政工程华北设计研究总院《线路及穿越施工技术要求》、《设计说明书》、《西 安—商州输气管道线路工程II标段平面图、纵面图》，本工程施工图设计说明； 2、GB50369—2006《油气长输管道工程施工及验收规范》 3、GB50424—2007《油气输送管道穿越工程施工规范》 4、国家有关技术规范标准及有关法律性文件。 三、试压方案指导思想 1、第一段：麻街镇中流村桩号FS520 里程89+051 —洪门河乡桩号FS435里程74+508, 此段管道长度,本段地区等级FS520-FS508为二级地区,FS508-FS435为三级地区,试验时就高不就低按三级地区进行试验。 2、第二段：洪门河乡桩号FS435里程74+508 —牧护关镇桩号 FS272 里程57+265, 此段管道长度为 km,本段地区等级FS435-FS426为三级地区,FS426-FS272为二级地区,
巨野分输站-巨野门站天然气管道工程通球试压方案巨野分输站—巨野门站天然气管道工程 通球试压方案 编制：王鹏亮 审核：刘光海 审定：赵俊杰 山西省工业设备安装公司 二零一二年七月二十日
目录 一、工程概况 (1) 二、施工组织设计编制依据 (1) 三、施工组织及部署 (2) 四、试压施工方案 (2) 五、安全措施 (5) 六、质量措施 (7) 七、机具设备表 (7)
一、工程概况 1.1.工程概述 本段天然气输气管线位于山东省菏泽市巨野县境内，线路总体由北向东南敷设，起于山东省菏泽市巨野县巨野分输站，最终至山东省菏泽市巨野县门站。原设计起点桩号为J000号桩，终点桩号为J020号桩。本段线路实际长度7.272Km。 管径为Ф219mm×7.1，主管线钢材为L415，防腐采取3PE加强级防腐。主要工作内容是：拟定采用扫球清管，在试压管线两端安装两个DN219封头。扫球压力不大于设计压力，按照《油气长输管道工程施工及验收规范》(GB50369-2006)要求达到无杂物和明显泥土后，即进入清管工作；做强度和严密性气密试验，强度试验是工作压力的 1.4倍即8.82MPa，稳压时间4h，严密性试压是工作压力的1.0倍，即6.3MPa，稳压时间24h。压降以不大于1%试验压力值且不大于0.1MPa且管道无异常变形，无渗漏为合格。 1.2.地形、地貌 管线所经区域地处黄河冲积平原，地势依黄河流向，自北向东南敷设。该线路所经区域地貌类型为缓平坡地。管线沿线主要为耕地，部分为林地，主要种植玉米、棉花、杨树等。公路及水渠两侧多有行树。此段管线经过地带北部为山地丘陵和山前洪积冲积坡地，为丘陵地形，地貌属低山及丘陵陡坡地貌。此段管道沿线地形起伏较大，地貌除河漫滩外属低山丘陵地貌。低山缓梁、冲沟陡崖、丘陵斜坡等微地貌相互交错出现，丘陵地区地形起伏较大的低山丘陵冲沟，除一般的农作物外，多有茂密灌木及高大乔木生长。 二、施工组织设计编制依据 2.1. 依据施工图纸； 2.2. 《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB50423-2007）； 2.3. 《油气长输管道工程施工及验收规范》(GB50369-2006)； 2.4. 《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）； 2.5. 《石油天然气管道安全规程》 SY6186-2007； 2.6. 施工现场踏勘资料； 2.7. HSE管理体系 2.8. 本管道清管、试压方案只限于实施操作过程的计划安排。
XXXXXX燃气有限公司XX天然气液化工程 工艺管道试压方案编制：
审核： 批准： XXXXXXX有限公司 2015年月日
一、管道系统试验前应具备的条件 1.1试压方案已经过批准，并已进行了技术交底。 1.2要试压的管道系统施工完毕，并符合设计要求和《工业金属管道工程施 工及验收规范》GB50235-2010的有关规定。 1.3管道滑动、固定支架安装应正确，并且按试验的要求管道已经加固。 1.4焊接工作结束，并经检验合格。焊缝及其它应检查的部位，不得涂漆和 保温或保冷。 1.5所需的工机具、材料以及厂地环境应符合试压和HSE要求，当进行试压 时，应划定试验禁区，无关人员不得进入；必要时，对所试验的管道应进行加固。不在压力试验范围内的安全阀等用盲板及试验管线隔开，气源准备充足，试压用的压力表及安全阀必须经过调校，且不含油脂，并且必须有调校证书。 1.6临时支架和盲板等应安全可靠，盲板上应做标识，便于检查和重新安装。 1.7压力表应放置在试验管线的进出口，一个测量点应至少放置2个压力表， 压力表的量程是1.5～2倍级别，精确度不小于1.6级，压力表应在校验有限期内。 1.8施工单位应提供试压前试压工具清单，并确保准备齐全。 1.9压力试验前所有的检验都必须合格，所有无损检测的焊缝必须有探伤报 告，切底片保存完好。 二、试压前的准备工作及注意事项 2.1资料进行审查： 1、试压包含的流程图（设计图纸的工艺部分的中油金鸿全厂PID图纸）； 2、试压包含的单线图及管线清单（设计图纸中工艺部分包含的单线图）；
3、未完的工作清单； 4、现场检查测试记录； 5、管道压力质量证明书； 6、计量器具的合格证书； 7、管道安装及压力测试记录表； 2.2气压试验准备 1、应先检查被试系统，确认整个系统可以在试验以后减压。需专门检查确认每一个单向阀的下游有一个阀门可以用来释放系统的压力。在气压试验中，整个系统包括单向阀下游的管道，须在规定时减压。 2、在施加任何压力之前，须检查所有的被试验管道和设备，以保证所的接头（包括设备上的接头）都紧密连接，所有的系统部件都已有效支撑，以防止在接头失效的情况下，损害邻近的设备和管路。 3、无论何处，不试验的部件应隔离，断开连接和（或）放空。所有接头，包括焊缝都不可油漆和保温。 4、在试验开始前，须检查下列部件是否符合设计标准和图纸说明： 气压保护：位置、容量和设定压力。 使用仪器：压力表的范围和校正日期。 盲板的位置。 当系统已准备好进行试验时，须通知业主现场施工经理。 5、试压前应将不能参加试压的设备、管线、仪表及管道附件等到加以隔离，应设置的临时短管一定要加设。隔离处应有明确标记和记录。 6、试验过程中如遇泄漏，不得带压修理。缺陷消除后，应重新试验。 2.3人员组织：
精心整理 换热器 化学清洗方案 *************公司 *****年*月**日 换热器化学清洗处理方案 1、编制依据 本方案根据换热器进行化学清洗、预膜处理的相关技术数据和技术要求编制成，同时还参照了下列技术文件： (1)DL/T957-2005《火电厂凝汽器化学清洗、预膜导则》 (2)SD135-86《锅炉化学清洗导则》 (3)HG/T2387-92《工业设备化学清洗质量标准》 (4)《内蒙古华能集团兴安热电换热器、凝汽器化学清洗处理方案》 2、结垢原因及危害 (1)、正常的结垢原因及危害 换热器循环冷却水中含有大量的盐类物质、腐蚀产物和各种微生物，由于未对其进行水处理，换热器运行一段时间后水侧会结有大量的钙镁碳酸盐垢及藻类、微生物淤泥、粘泥等，这些污垢牢固附着于铜管内表面，导致传热恶化、循环压力上升、机组真空度降低，影响机组的运行效率，造成较大的经济损失。 (2)、清洗后换热效率降低的原因及危害 一般来讲，按照正常的清洗工艺和选择合适的清洗药剂清洗后的换热器系统，换热效果在1-2年内是不会出现换热效率下降的，但是如果不按照正常的工艺来清洗，还有就是如果选择的药剂不正确，就会导致整个系统清洗不干净，甚至会出现严重腐蚀设备管
精心整理 线的事情。正常的清洗工艺是：试压→水冲洗→黏泥剥离→水冲洗→酸洗除垢→水冲洗→钝化预膜→水质处理 选择的清洗剂必须是根据水垢的成份的情况而定，结垢的成份和原因不同，所选用的清洗剂也不同，否则会发生清洗不干净或者清洗过腐蚀的情况。 3、清洗原理 钙镁碳酸盐水垢易溶于强酸，反应放出二氧化碳气体，生成易溶于水的物质而达到清洗除垢的目的，其溶解反应方程式为： CaCO3+2H+=Ca2++H2O+CO2 Mg(OH)2+2H+=Mg2++2H2O 在清洗过程中，H+会对金属机体产生腐蚀，并出现氢脆现象，因此清洗剂中要加入相应的缓蚀剂；溶解产生的Fe3+、Cu2+等氧化性离子会造成金属机体的点蚀、镀铜等现象，因此清洗液中还需加入掩蔽剂。 4、化学清洗前的准备工作 4.1断开与换热器无关的其它系统。 4.2开启换热器水侧高点放空阀和蒸汽侧低点导淋阀，以保证清洗过程中反应产生的大量气体能够及时排放和清洗液的充满度；同时通过导淋阀监测清洗过程中换热器铜管的泄漏情况。 4.3为了监测系统的清洗效果及清洗过程中设备的腐蚀情况，在清洗施工前，将相当于设备材质的标准腐蚀试片、监测管段分别悬挂于清洗槽中。 5、换热器化学清洗、预膜处理 化学清洗流程: 试压→水冲洗→黏泥剥离→水冲洗→酸洗除垢→水冲洗→钝化预膜→水质处理 5.1试压 试压的目的是为了在模拟状态下对清洗系统的泄漏情况进行检查。 5.2水冲洗 水冲洗的目的是清除设备内松散的污物，当出口处冲洗水目测无大颗粒杂质存在时，水冲洗结束。 5.3酸洗除垢 水冲洗结束后，在清洗槽内循环添加“**牌换热器清洗剂”，控制清洗主剂浓度在3～
工艺管道试压方案 编制: 安全: 审核: 审批: 施工单位: 年月日 目录 1、编制说明 2、编制依据 ３、工程概况 ４、施工原则及安排 5、管道水压试验 6、管道系统吹扫 7、安全技术措施 8、安全文明保证措施 9、主要施工设备及手段用料 １0、劳动力安排计划 11、施工机具及计量器具使用计划 12、试压用手段用料
１3、试压系统示意图 1 编制说明 本方案就是为大涝坝-克石化稠油输送管道工程末站单位工程工艺管道水试压试验所编制专项试压方案,为确保管道试压得安全、质量与进度要求,施工中要加强管理,严格控制试压中各个工序。 2 编制依据 2.1 由我公司编织得工艺管道安装施工方案; 2、2 由新疆石油勘察设计研究院(有限公司)设计得施工蓝图; 2。3 《工艺金属管道工程施工及验收规范》(GB５0２3５—２010); 2.4 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》(GＢ５02３6－2011); 2。5 《工业金属管道工程质量检验评定标准》(GB５0184—201１); 3 工程概况 大涝坝—克石化稠油输送管道工程位于新疆克拉玛依市金龙镇。 建设单位:新疆美叶油汽能源储运有限公司 设计单位:新疆石油勘察设计研究院(有限公司) 监理单位:克拉玛依市金科工程监理有限责任公司 施工单位:江苏亚新石化建设集团有限公司 4 施工原则及安排 ４。1 管道得试压工作分系统进行。 4。1。１导热油系统 4、1、２稠油系统 4.１、3伴热系统 4、1、4采暖供回水系统。 4。２在试压以前用法兰短管实现连通或加设试压盲板、得对未到货长度无法确认部件,一律采用直通形式。 4。３管道上得所有仪表嘴子,由仪表专业与工艺专业共同确认,在试压前由工艺专业进行封堵。
管壳换热器安装试压方案《三个步骤、八项任务》试论管壳换热器试压方案三个步骤、八项任务》（浮动板式管壳换热器）浮动板式管壳换热器） 一、结构（浮头换热器）结构（浮头换热器）浮动板式管壳换热器因其对热膨胀的良好适用性和易于清洗和维修等特点在炼油装置得到了广泛的应用。其结构主要包括壳程壳体、换热管束、管程箱体、钩圈（小锅）、壳程封头（大锅）五部分。管程管箱换热管束壳体钩圈壳程封头固定管板浮动管板二、常见问题：常见问题：浮动板式管壳换热器常见的问题集中在如下八个方面：1、管束换热管泄漏。管束换热管泄漏。2、管束的固定板和浮动板与换热管焊接口（或胀接）泄漏。管束的固定板和浮动板与换热管焊接口（或胀接）泄漏。3、浮动板密封面泄漏（包括钩圈问题）。浮动板密封面泄漏（包括钩圈问题）。4、固定板密封面壳程侧泄漏。固定板密封面壳程侧泄漏。5、固定板密封面管程侧泄漏。固定板密封面管程侧泄漏。6、壳体封头（大锅）密封面。壳体封头（大锅）密封面。7、管程出入口密封面、管程箱体、附件泄漏等问题。管程出入口密封面、管程箱体、附件泄漏等问题。8、壳程出入口密封面、壳程箱体、附件泄漏等问题。壳程出入口密封面、壳程箱体、附件泄漏等问题。这八个方面就是试压过程需要完成的八项确认任务。这八个方面就是试压过程需要完成的八项确认任务。 三、试压方案：试压方案：浮动板式管壳换热器包括如下三个步骤：浮动板式管壳换热器包括如下三个步骤：管束的压力试压。 一、管束的压力试压。安装后的管程压力试压。二、安装后的管程压力试压。安装后的壳程试压。三、安装后的壳程试压。这三个步骤就是试压过程中的三个步骤 下面详细介绍《三个步骤》下面详细介绍《三个步骤》是如何完成《八项任务》是如何完成《八项任务》的。第一步：管束的压力试验：管束的压力试验分为管程试验和壳程试验两种方案，其中优选壳程试验。但在实际施工中要依据施工队伍所具备的施工工具的情况而定。1、管束试验的管程试验方案：（如下图）打压工具换热管束钩圈固定管板浮动管板2、管束试验的壳程试验方案：（如下图）打压工具壳体打压工具固定管板浮动管板第一步：要求确认下列任务：第一步：要求确认下列任务：1、管束换热管泄漏。管束换热管泄漏。2、管束的固定板和浮动板与换热管焊接口（或胀接）泄漏。管束的固定板和浮动板与换热管焊接口（或胀接）泄漏。第二步：安装后的管程压力试验：第二步要求确认下列任务：第二步要求确认下列任务：3、浮动板密封面无泄漏。浮动板密封面无泄漏。5、固定板密封面管程侧无泄漏。固定板密封面管程侧无泄漏。7、管程出入口密封面、管程箱体、附件无泄漏等问题。管程出入口密封面、管程箱体、附件无泄漏等问题。第二步：要求复查下列任务：第二步：要求复查下列任务：1、管束换热管泄漏。管束换热管泄漏。2、管束的固定板和浮动板与换热管焊接口（或胀接）泄漏。管束的固定板和浮动板与换热管焊接口（或胀接）泄漏。第三步：安装后的壳程试压：第三步要求确认下列任务：第三步要求确认下列任务：4、固定板密封面壳程侧无泄漏。固定板密封面壳程侧无泄漏。6、壳体封头（大锅）密封面无泄漏。壳体封头（大锅）密封面无泄漏。8、壳程出入口密封面、壳程箱体、附件无泄漏等问题。壳程出入口密封面、壳程箱体、附件无泄漏等问题。至此完成了《三个步骤》，达到《至此完成了《三个步骤》，达到《八项任务》项任务》的确认。受控工作的间隙完成了此项工作。由于时间有限，期待日后补充、修改。
涪陵页岩气田平桥南区试采配套 工程 （194—东胜脱水站） 管道通球试压吹扫方案 编制： 审批： 批准： 华扬石油天然气勘探开发总公司南川项目
部 二O 一七年五月二十五日
、编制依据 1、施工图纸及技术说明 油气长输管道工程施工及验收规范》GB50349-2014 油气输送管道穿越工程施工规范》GB 50424-2015 涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T 8923-2011 液体石油管道压力试验》GB/ 涪陵页岩气田平桥南区试采配套工程施工组织设计》以下简称总方案、工程概况 1、工程名称：涪陵页岩气田平桥南区试采配套工程 2、工程地点：重庆市南川区水江镇 3、通球及试压范围：194 平台- 东胜脱水站 桩号：AA01?09，全长5200米 4、工程内容： 194#平台-东胜脱水站输气管道的设计压力为，设计输量为198X 104Nm/d。本段干线管径为*9，材质均为L360N,钢管等级PSL2设计压力为, 输送介质为页岩气，设计温度为常温； 平台发球装置及配套阀门安装； . 东胜脱水站收球装置及配套阀门安装； 、197、200平台DN 1 50球阀安装； 195 、197、200 平台临时排水管线安装（采用水龙带安装至放喷池）； . 东胜脱水站临时开挖排污坑和安装防护措施；
5、试压介质、试验压力 该工程试压介质为清水，管线强度试验压力为，严密性试验压力为6、通球试压管线示意图 三、管线通球、试压应具备的条件 1、管道发球装置、截断阀位置分别进行下列检查： 、将所有螺栓紧固并进行试压前的最后检查。 、将所有主线及支线阀门放散管上方阀门后封闭法兰盲板。 、将发球筒下方排污阀用法兰盲板封闭。 、确认管道沿线所有阀门处于开启状态。 2、将发球筒进气管接头安装完成: 进气口（接空压机出气口）
杨盘天然气门站-太重榆液天然气管网工程 一标段 管道通球试压方案 编制： 审批： 批准： 二O一二年七月二十五日
目录 一、编制依据 (2) 二、工程概况 (2) 三、管线通球、试压应具备的条件 (3) 四、管线试压组织机构 (3) 五、通球试压设备，材料和有关的设施 (5) 六、主要施工方法 (5) 七、主要机械设备 (8) 八、安全技术措施 (9) 九、安全应急预案 (9) 十、施工进度计划 (12)
一、编制依据 1、本标段施工图纸及技术说明。 2、《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-2005 3、《油气长输管道工程施工及验收规范》GB50369-2006 4、《输油输气管道线路工程施工及验收规范》SY 0401-98 5、《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》SY/T6276—1997 6、《中化二建集团有限公司质量管理体系文件》2008版 7、《杨盘天然气门站-太重榆液天然气管网工程施工组织设计》以下简称总方案 二、工程概况 1、工程名称：杨盘天然气门站-太重榆液天然气管网工程一标段 2、工程地点：山西省晋中市开发区。 3、通球及试压范围：杨盘天然气门站—上营村。 桩号：0+000 ～ 3+950，全长3950米。 4、工程内容： 杨盘天然气门站-太重榆液天然气管网工程一标段，材质为L245，管线规格为D325*8，线路全部采用埋地敷设。管道设计压力为1.6MPa，输送温度为常温，介质为净化天然气。管道沿线地区类别为四级地区。 5、试压介质、试验压力 该工程试压介质为压缩空气，管线强度试验压力为2.4MPa，严密性试验压力为1.84MPa。
合同号： 福建湄洲湾氯碱有限公司丁苯/顺丁橡胶联合装置消防、给排水管道试压方案 编制人： 技术负责人： 项目负责人： 福建省三建工程有限公司 二零一零年十二月八日
目录 1．工程概况 (4) 2．编制依据 (4) 3．试压前准备工作 (4) 4．试压质保体系组织 (6) 5．试压分段及试压示意图 (6) 6．试压工作程序 (7) 7．试压通用规则 (8) 8．管道吹洗 (8) 9．安全措施 (10) 10.试压后保护工作 (10) 附.试压流程 (11)
1 工程概况 丁苯/顺丁橡胶联合装置是福建湄洲湾氯碱工业有限公司5万吨/年顺丁橡胶装置/后处理单元项目的主要的辅助生产设施的装置之一。它包括顺丁橡胶设置和丁苯橡胶设施及后处理单元等配套工程，主要辅助生产。装置内工程有工艺管道、消防、给排水管道，主要材质为镀锌钢管和PP-R管。管道的最大壁厚为5mm，最低操作温度为5℃；消防系统最高操作压力为1.6MPa。给水系统最高操作压力为0.4管道介质为新鲜水。 2 编制依据 2.1山东齐鲁石化工程有限公司设计的《福建湄洲湾氯碱工业有限公司工程施工图纸》2.2 《建筑给水聚丙烯管道工程技术规范》GB/T50349-2005 2.3 《建筑给排水及采暖工程施工质量验收规范》GB50242—2002 2.4 《给排水排水硬聚氯乙烯管道工程技术规程》CJJ/T29-98 2.5《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97 2.6《化工金属管道工程施工及验收规范》HG20225-95 2.7《工业金属管道工程质量检验评定标准》GB50184-93 2.8《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》GB50236-98 2.9《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》HGJ219-91 2.10《石油化工剧毒、可燃介质管道工程施工及验收规范》SHJ3501-2002 3 试压前准备工作 3.1 试验前的检查 3.1.1 管道系统试压前，应由业主、监理和施工单位对下列资料进行审查确认： （1）管道组成件、主材的制造厂质量证明书； （2）管道组成配件、副材的校验性检查或试验记录； （3）消防、给排水管道系统隐蔽工程记录； （4）管道安装工作记录及管道单线图； （6）设计变更及材料代用文件。 3.1.2 由业主、监理和施工单位对下列内容进行共检： （1）管道系统施工完毕，符合设计及有关规范的要求； （2）按配管图核对管线尺寸、阀门和部件尺寸，按管道平面图、管架图核对管架位置、数量、型式、尺寸、质量应符合要求，管道支、吊架的型式、材质、安装位置正确，
乐山市五通桥金山站至瓦窑沱站区域 输气干管抢险工程项目 通 球 试 压 方 案 四川怡诚石油天然气工程有限公司 2017年7月1日
乐山市五通桥金山站至瓦窑沱站区域 输气干管抢险工程项目 通球、试压方案 编制： 审核： 批准： 四川怡诚石油天然气工程有限公司 2017年7月1日
目录 1. 工程概况 (4) 2. 编制依据 (4) 3. 施工组织 (4) 4. 通球试压干燥总体布置 (6) 5. 通球试压干燥施工方案 (7) 6. 清管试压干燥安全保证措施 (14) 7. 安全应急预案 (15)
一、工程概况: 本工程为输气管道工程，线路起点为五通桥区金山镇金山配气站，终点为五通桥区杨柳镇佑君街瓦窑沱配气站，管道采用D273×8mm L245M 高频直缝电阻焊钢管(HFW)，管道全长约11.0km。 新建线路截断阀井3座，1座支线阀井。 管道所经地区主要为三级地区，其中部分为农田，部分为丘陵地形，局部地区有少量建筑物。输气管道属压力管道，类别为GA2。 本工程管道强度试验及严密性试验均采用洁净水作试验介质，试压参数见下表： 线路试验压力值、稳压时间及允许压降值 二、编制依据 1、《乐山市五通桥金山站至瓦窑沱站区域输气干管抢险工程项目施工图》2015V-39； 2、《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB50369－2014）； 3、《油气输送管道穿越工程施工规范》（GB50424－2015）； 4、《天然气输送管道干燥施工技术规范》SY/T 4114-2008； 5、国家有关技术规范标准及有关法律性文件； 6、施工现场踏勘和收集的有关资料； 7、本公司可以投入的施工作业力量（包括人员装备）； 三、施工组织 成立以项目经理为组长的清管、试压领导机构，各机组成立以机组长为首的清管、试压小组，负责组织所施工段的清管、试压工作，由项目部统一安排清管、试压队伍，各机组配合。 组长：李朝强 副组长：蒋毅廖成杰 组员：刘春蒋常斌吴锐胡立强刘丽娟
三号联及轻烃站隐患改造工程冰机工艺管道吹扫试压技术措施 编制： 审核： 批准： 中石化胜利油建工程有限公司 二零一五年六月一日
目录 1编制依据 (2) 1.1 设计图纸 (2) 1.2 标准规范 (2) 2工程概况 (2) 3 施工组织方式及部署 (2) 3.1组织机构图 (3) 3.2人员职责 (3) 4 吹扫试压要求 (4) 4.1吹扫的一般要求 (4) 4.2试压的一般要求 (5) 4.3试压的具体要求 (5) 5 管道吹扫方案（流程见附图） (6) 6 管道试压方案设计压力2.5Mpa（流程见附图） (6) 7、吹扫试压设备及措施用料 (6) 8、吹扫试压安全要求 (7) 9、H2S防护注意事项 (7)
1编制依据 1.1 设计图纸 1.1.1 油气集输及储运专业 DL2-0000PR00 1.2 标准规范 1.2.1 SY4204-2007 《石油天然气建设工程施工质量验收规范》 1.2.2 GB50236-98 《现场设备、工业管道安装工程施工及验收规范》 2工程概况 三号联轻烃站新建1300KW冰机一座，原料气进口管线引自于压缩机空冷器出口汇管，出口汇至酸气预分离器进口管线；贫胺液进口管线引自胺液循环泵出口汇管，贫胺液出口管线汇入MDEA吸收塔进口汇管。 原料气进、出口管线为DN300，共83米；贫胺液进、出口管线为DN100，共161米。 3 施工组织方式及部署 组长：黄治宇 副组长：张展 技术负责人：刘杨 质量负责人：邹雄华 安全负责人：徐保功 操作人员：管工1名、辅助工5人 3.1组织机构图
3.2 ?组长 全面负责吹扫试压过程中材料、人员、机械设备的准备及部署，负责试压 过程中紧急情况的处理，对吹扫试压质量负责。 ?副组长 负责吹扫试压过程中具体的人员调度及安排，同时协调现场的吹扫试压设 备，根据具体条件安排吹扫试压的先后顺序。 ?技术负责人 负责编制吹扫试压施工方案及现场的具体指挥，并将审批后的吹扫试压方 案下发到各施工班组，同时对施工班组负责人进行系统及分区的技术交底，使 参加吹扫试压的人员详细了解工艺流程，保证各系统的试验压力符合设计要求。 ?质量负责人 根据设计图纸要求，在吹扫试压过程中严格控制施工质量，带领各班组负 责人对吹扫试压进行巡检，保证吹扫试压质量符合规范及设计要求。 ?安全负责人 在吹扫试压过程中负责对周围施工人员及设备进行监护，安排施工作业人员
目录 1 编制依据 (2) 2 工程概况及要求 (2) 2.1 工程概况. ........................... 错误! 未定义书签。 2.2 施工要求. (2) 3 试压组织机构 (2) 4 试压 (3) 4.1 试压准备. ........................... 错误! 未定义书签。 4.2 压力试验. (3) 5 质量保证及控制措施 (6) 5.1 质量控制体系. (6) 5.2 质量保证措施. (7) 6 HSE 保证措施 (7) 6.1 HSE组织机构 (7) 6.2 安全保证措施 (8) 7 资源需求计划 (9) 7.1 人力资源需求计划 (9) 7.2 施工机具使用计划 (9) 工作危险性分析（JHA）报告 (10) 附表 换热器清单
1、编制依据 1.1 、《石油化工换热设备施工及验收规范》 1.2 、《管壳式换热器》 1.3 、《石油化工施工安全技术规程》 1.4 、《空冷式换热器》 1.5 、换热器设备随机资料 2、工程概况及要求 2.1 工程概况 2.2 施工要求 2.2.1 、试压时必须科学计划，保证工期。 2.2.2 、试压过程中必须充分考虑安全因素，并保证试压质量。 2.2.3 、压力试验之后，废水不得随意排放，必须用软管或临时管线排放到业主指定或允许 排放的地点，保证现场环境卫生。 3、试压组织机构 试压小组组长： 试压小组副组长： 试压小组组 |=t AyV 质量管 HSE 监督： 4、试压 4.1 试压准备 4.1.1 换热器在试压前应具备如下条件，方可进行试压： ① 换热器试压方案已经报审通过； SH3532-2005 GB151 — 1999 SH3505 — 1999 GB/T15386-1994
1.0 编制依据 1.2.1 《输油管道工程设计规范》………………………………GB 50253-2003（2006 年版）； 1.2.2 《油气输送管道穿越工程设计规范》…………………………………GB 50423-2007； 1.2.3 《油气输送管道穿越工程施工规范》…………………………………GB 50424-2007； 1.2.4 《油气长输管道工程施工及验收规范》………………………………GB 50369-2006； 1.2.5 《钢质管道焊接及验收》………………………………………………SY/T 4103-2006； 1.2.6 《石油天然气建设工程施工质量验收规范输油输气管道线路工程》SY 4208-2008； 1.2.7 《石油天然气建设工程施工质量验收规范管道穿跨越工程》………SY 4207-2008； 1.2.8 《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/T 9711.2-1999； 1.2.9 《油气输送用钢制弯管》………………………………………………SY/T 5257-2004； 1.2.10《油气输送管道线路工程抗震技术规范》……………………………GB 50470-2008； 1.2.11《管道干线标记设置技术规定》………………………………………SY/T 6064-2011； 1.2.12《石油天然气钢质管道无损检测》……………………………………SY/T 4109-2005。 2.0 工程概况 中国石油湖南销售分公司长沙油库新建工程库外管道工程位于湖南省长沙市望 城区铜官循环经济工业园区，工程紧邻湘江右岸，主要分布在湘江河漫滩及后方I、 Ⅱ级阶地地段。本工程库外管道共包括2条输油管道、1条消防水管道、1条消防水 罐补水管道、1条码头供水管道和1条通信光缆。所有管道同沟敷设。 库外管网起自中石油长沙油库库区，止于湘江码头。线路起点桩号为G01，终点 桩号为G06，线路实测水平长度1122.1m；管道实长约1132.8m。2条输油管道设计 压力为1.6MPa，管道规格为D273.1×5.6，材质为L245，直缝高频电阻焊钢管。码 头消防水罐补水管采用D168.3×5焊接钢管，去码头稳高压消防水管线采用 D323.9×8焊接钢管，材质Q235B，管线设计压力1.0MPa。码头供水管采用de110钢 骨架聚乙烯塑料复合管，管线设计压力1.0MPa。 3.0 通球、测径、试压、吹扫技术措施 管道通球清管、测径和水压试验是检验管材及焊接质量的最后一道工序，是预投产前检验管线是否存在隐患的最为重要的一道工序，合格的试验过程及结果，能够为管道的顺利投产和安全运行提供有力的保证。在水压试验中，我们将依据《长沙油库库外管道工程
北海炼油异地改造石油化工项目 柴油加氢装置换热器空冷管束试压 施工技术方案 编制： 审核： 批准： 中国石化集团第四建设公司 北海炼油工程项目部 二○一一年四月六日
目次 1 适用范围 (1) 页 2 编制依据 (1) 页 3 工程概况 (1) 页 4 施工工序 (2) 页 5 施工工艺 (3) 页 6 质量标准与保证措施 (12) 页 7 HSE管理 (16) 页 8 主要施工机具及措施用料 (21) 页 9 施工劳动力计划 (22) 页 10 施工进度计划 (22) 页 11 危险源辨识 (23) 页
1适用范围 本方案仅适用于柴油加氢U型式和浮头式换热器及1#管廊上面的空冷器A101、A102、A201、A202、A203管束试压施工方案。 2编制依据 a）《石油化工静设备安装工程施工技术规程》 SH/T3542-2007 b）《石油化工换热设备施工及验收规范》 SH/T3532-2005 c）《钢制管壳式换热器》 GB151—1999 d）《相关设计单位提供的空冷器设备装配图>> e）《石油化工施工安全技术规程》 SH3505—1999 f）《压力容器安全技术监察规程》 3工程概况 柴油加氢装置共有空冷器管束26台，换热器19台,其中6台高压换热器不用试压,其余13 台换热设备有11台U型式,2台浮头式在现场试压,现场试 压换热器规格型号形式见下表：
以上设备根据目前收到图纸和设计基础统计，如后期有所增加，没有特殊类型的情况 4施工工序 施工总体程序如下 g）其它类型的换热器如空冷式换热器、板式换热器的液压试验施工程序，应按照设计图样、技术文件或制造厂的规定进行。 5施工方法 施工准备 h）明确试压用水源、水质和排水位置；
连云港XX天然气有限公司高压输气 管线工程 通球、清管作业指导书 编 制： XX 审 核：XX 审 定： XX 连云港XX天然气管道工程有限公司 目 录 一、工程概况 (1) 二、施工组织设计编制依据 (1) 三、施工组织及部署 (1) 四、清管|通球施工案 (2) 五、安全措
施 (6) 六、质量措施 (8) 七、机具设备表 (8)
一、管道清管 1.钢管全部连通和回填后，安装收、发球装置，开挖排污坑。确认安全、技术措施到位。管道内注入清水，目的是管道内部润滑和使泥土松软。 Φ*钢管 输气管道 压力表 快装椭圆封头 通空压机 临时发球装制作示意图 皮碗式清管器 泄压阀 临时收球装置制作示意图 清管器 排气孔 收球筒体 封头 主体管线 排气孔 2.装入聚氨酯清管器，在起点后端注入压缩空气，利用空气推动聚氨脂清管器至终点通球清管。达到使较大杂物被清管器本体带出为止。 3.球速控制：将压缩空气直接打入钢管，通球速度过快则三皮碗
聚安酯清管器易磨损，管道易发生振动，一般应在2～6Km/h 之间，最高时速不超过3 Km/h。 4.压差范围：当清管器与收球装置间压力为大气压时，清管器与发球装置间压力大于0.2 Mpa即可推进清管器前行。 5.清管器与发球装置间压力持续升高则表示有卡阻，应分析原因。清管器正常推进时清管器与发球装置间压力应保持0.2Mpa左右。当球速过快时，可调节空气压缩机出口阀控制管道进气量，或调节收球端排气阀，均可达到控制球速的目的。 6.卡阻处理方案：通球卡阻时，应按下列优先顺序处理： （1）找出卡阻位置，分析原因。 （2）加压（不得超过设计压力）。 （3）顶管部分卡球处理办法 可用双向清管器。 （4）切管取球，连通后再正向推球 。 二.管道二次清管 1.装入聚氨酯清管器，在起点后端注入压缩空气，利用空气推动聚氨脂清管器至终点通球清管一次。这次通球的目的是使较小杂物被清管器本体带出。 2. 管道二次清管完成，拆除收、发球装置，安装试压装置。 3.分段试压 按照设计文件及施工标准规范的要求，分段管道单独进行强度试压、严密性试压。试压在管道贯通完成后进行。试压介质采用空气。 管道贯通后，对管道进行清管合格后，在管道较低端焊接 φ508×12mm的封头。在离封头约500mm处，焊一只DN15的单头丝扣短节和温度计座子，单丝头上面安装J13H—160 DN15的针形阀(用于安装压力表)；然后焊接好另一个φ508×12mm的封头。在离封头约500mm处，焊一只DN15的单头丝扣短节，上面安装J13H—160 DN15的针形阀。安装完毕后，在管道高端丝扣短节处用空气压缩机向管内注空气，空气从低处丝扣短节冒出后，关闭高处针形阀，装上压力表后，开启高处针形
工艺管道试压方案 编制： 安全： 审核： 审批：
施工单位： 年月日 目录 1、编制说明 2、编制依据 3、工程概况 4、施工原则及安排 5、管道水压试验 6、管道系统吹扫 7、安全技术措施 8、安全文明保证措施 9、主要施工设备及手段用料 10、劳动力安排计划 11、施工机具及计量器具使用计划 12、试压用手段用料
13、试压系统示意图 1 编制说明 本方案是为大涝坝-克石化稠油输送管道工程末站单位工程工艺管道水试压试验所编制专项试压方案，为确保管道试压的安全、质量和进度要求，施工中要加强管理，严格控制试压中各个工序。 2 编制依据 2.1 由我公司编织的工艺管道安装施工方案； 2.2 由新疆石油勘察设计研究院（有限公司）设计的施工蓝图； 2.3 《工艺金属管道工程施工及验收规范》（GB50235-2010）； 2.4 《现场设备、工业管道焊接工程施工及验收规范》（GB50236-2011）； 2.5 《工业金属管道工程质量检验评定标准》（GB50184-2011）； 3 工程概况 大涝坝-克石化稠油输送管道工程位于新疆克拉玛依市金龙镇。 建设单位：新疆美叶油汽能源储运有限公司 设计单位：新疆石油勘察设计研究院（有限公司） 监理单位：克拉玛依市金科工程监理有限责任公司 施工单位：江苏亚新石化建设集团有限公司 4 施工原则及安排
4.1 管道的试压工作分系统进行。 4.1.1导热油系统 4.1.2稠油系统 4.1.3伴热系统 4.1.4采暖供回水系统。 4.2在试压以前用法兰短管实现连通或加设试压盲板。的对未到货长度无法确认部件，一律采用直通形式。 4.3管道上的所有仪表嘴子，由仪表专业和工艺专业共同确认，在试压前由工艺专业进行封堵。 4.4在管道试压过程中，要加强联系，加强协调工作。 4.5试验介质的选用及要求 4.5.1 碳钢管道液压试验介质选用洁净水。 4.5.2气压试验的管道采用压缩空气。 4.6 试压工作组织 4.6.1为了顺利的完成管线试压工作、实现系统试验一次成功的目标，项目部须建立强有力的试压领导小组，协调解决试压过程中可能出现的一系列问题。 4.6.2 项目部的试压领导小组除了负责日常的管线试验准备以外，还负责外部工作联
目录 1概述 (1) 1.1编制依据 (1) 1.2工程概况 (1) 1.3换热器明细表 (1) 2试压准备工作 (5) 3换热器抽芯 (5) 4换热器清洗 (5) 5试压要求及方法 (6) 5.1 试压要求 (6) 5.2 试压方法 (6) 5.3换热器试压步骤 (7) 6换热器回装、复位 (7) 7施工进度计划 (8) 8施工手段用料、设备 (8) 9安全事项 (9)
中国石油抚顺石化公司原油集中加工、炼油结构调整技术改造工程30万吨/年酮苯脱蜡装置换热器抽芯试压方案1概述 1.1编制依据 1.1.1 中国石油集团工程设计有限责任公司抚顺分公司《30×104t/a酮苯脱蜡装置基础设计》（讨论稿）。 1.1.2 抚顺石化公司石油一厂30×104t/a酮苯脱蜡装置施工蓝图。 1.1.3 我公司成功建设过石油一厂40万吨/年酮苯脱蜡装置安装工程及2005年石油二厂60万吨/年酮苯脱蜡脱油装置的施工工艺及经验。 1.1.4 抚顺石化分公司石油三厂50万吨／年重油催化装置拆迁施工经验。 1.1.5《钢制管壳式换热器》GB151－99 1.1.6《钢制压力容器》GB150－98 1.2工程概况 本装置共有换热器70台，形式为管板式、浮头式和U形管式换热器三种，换热器全部需要抽芯检查，部分管束需要更换新的管束。 1.3换热器明细表
表1设备明细 第2页共9页
第3页共9页
第4页共9页
2试压准备工作 4.1 收集原设备监检报告，查看设备状况； 4.2新的换热器管束应有管束出厂合格证明书 4.2试压工机具、盲板制作准备 4.3换热器封头拆除 3换热器抽芯 换热器的抽芯工作是在换热器拆除以后将换热器在抽芯场地集中摆放，对于高温处的螺栓应该提前涂抹松动剂，防止在松卸困难甚至卡死，将换热器管箱拆卸下以后，便可以进行抽芯工作。 拆管箱和抽芯过程中，应对管箱标好设备位号，相应设备螺栓拆除后用编织带收集并挂牌标识设备位号，以免设备配件相互混淆，给设备恢复带来困难。另外应保存并记录标识好换热器密封件，为下一步密封件测量加工提供条件。密封件材质由原业主车间负责人确定并应符合设计文件规定。 换热器的抽芯过程中，首先使用管板上定位吊耳将管束抽出一部分，待拉出的距离可以安装抽芯机后，便可使用抽芯机将管束轻松抽出。在抽芯的过程中需要注意几个方面： 1、定位吊耳应位于水平位置拉出，这样可以保证换热器的滑道位于受力位置（及垂直方向），承受换热器的重力，避免管束直接受力，同时避免折流板把壳体划伤。 2、在吊装的过程中，也要保证定位吊耳的水平度，保证管束不垂直受压；吊装用钢绳要用专业的保护套保护，不至使管束受伤（特别是有涂层，可以防止涂层剥落），钢丝与管束接触部位一定要加以保护。 抽芯完成后，要放置在专用的垫具上，一般为具有与换热器吻合面的枕木，不得直接将换热器管束直接放置在平地上。放置时，管板与管束的连接处不得受力，及管板应悬空，枕木放在管束下，最好滑道与枕木接触，直接受力。 4换热器清洗 换热器抽芯后对换热器壳体、管束（不更新管束）、管箱进行清洗，清洗时应注意安全（由于清洗用水压力较高，一般在200公斤以上）和场地卫生。 换热器管束的清洗分内壁清洗和外壁清洗两部分： 1、内壁清洗使用细管长枪，首先确保管束畅通，其次清除管内污垢、结焦等。在清洗时，应正反两个方向冲洗同一根管，以保证清洗效果。对结焦比较严重的管子，应使用较长的水枪冲洗。冲洗的后管束应畅通，且水柱喷射均匀（内径未因结焦、污垢无而变小）。 2、外壁清洗使用旋转多头水枪和长管水枪相结合。无论管束按照哪种形式排列，总有一个平面可以贯通两侧的所有管束，清洗时应使用长管水枪清洗这个空间，并做正反两方面冲洗。对于防冲板下管束的