中油辽河油田公司油气集输公司
天然气压缩机站改建工程
试运投产方案
编制：胡庆明 孙景玉 马世铭
朱立业 黄大纬
审核：马英利
审批：高延宁
辽河油田公司油气集输公司
二〇〇五年十月二十日
目 录
第一章 编制依据................................................1
第二章 工程建设概况............................................2
第三章 人员组织机构...........................................10
第四章 试运生产准备...........................................12
第五章 压缩机试运投产方案.....................................15
第一节 润滑系统清洗方案...................................15
第二节 电气工程调试技术方案...............................17
第三节 仪表工程调试技术方案...............................20
第四节 工艺管线置换方案...................................30
第五节 试运投产方案.......................................33
第六节 试运安全预案.......................................40
第一章 编制依据
1 中油辽河油田公司油气集输公司天然气压缩机站改建工程全套施工图设计，项目号：2003—135。
2 《油气集输公司天然气压缩机站改建工程试运投产技术要求》。
3 油气集输公司企业标准《辽河油田分公司长输管线输气工艺标准》。
4 油气集输公司2005年3月29日印发的《关于调整天然气压缩机站改建工程施工管理小组人员的通知》，油辽油气发[2005]18号。
5 油气集输公司《健康、安全与环境管理体系体系文件》和《管理手册》。
第二章 工程建设概况
1 工程概况
1.1 建设目的
油气集输公司压缩机站始建于1973年，是辽河油田外输气的枢纽，主要担负着辽河油田天然气的外供任务。目前，机组性能及电气设备老化严重，影响天然气的外输。本次工程项目的建设目的主要是更新现有的压缩机，避免严重故障的发生，满足天然气外供的需要，保证生产安全运行，提高油气田开发的整体经济效益。
1.2 建设工期
计划开工：2005年5月10日，计划竣工：2005年11月25日。总工期为199天。
1.3 建设规模
低压气压缩机增压能力：150×104m3/d，
高压气压缩机增压能力：80×104m3/d。
低压气压缩机为连续/间断操作，年最多运行时间为60天；高压气压缩机为连续操作，年运行时间为365天。当设备检修时，高压气压缩机有备用机组，能够满足供气要求。
1.4 产品方案
低压气：外输量70×104m3/d
外输压力0.6MPa（G）
外输温度<50℃
高压气：外输量80×104m3/d
外输压力1.5MPa（G）
外输温度<50℃
1.5 总工艺流程
1.5.1 200×104m3/d轻烃正常生产时的工艺流程
进站天然气共150×104m3/d、0.1MPa（G），通过集气管线首先进入站内4台卧式分离器进行气液分离，分离后的天然气进入200×104m3/d轻烃装置，处理后增压至0.6MPa（G），分两部分外输。其中一部分 70×104m3/d直接计量，外输至低压气用户；另一部分80×104m3/d进入高压气压缩机继续增压至1.5MPa（G）后，再计量，外输至高压气用户。
1.5.2 200×104m3/d轻烃停产时的工艺流程
进站天然气共150×104m3/d、0.1MPa（G），通过集气管线首先进入站内4台卧式分离器进行气液分离，分离后的天然气进入低压气压缩机，增压至0.6MPa（G），分两部分外输。其中一部分70×104m3/d直接计量，外输至低压气用户；另一部分80×104m3/d进入高压气压缩机继续增压至1.5MPa（G）后，再计量，外输至高压气用户。
1.6 站址选择
油气集输公司压缩机站处于盘锦市规划区内，中、西部来的天然气进站管线和向各地用户输气的外输管线都聚集在这里，周围没有土地资源，因此站址选在油气集输公司院内。地理位置在北纬41°11′,东经122°01′。油气集输公司位于兴隆台区北部，盘锦市经济技术开发区以南，东邻泰山路，西临辽河南路。这里交通便利，供水、供电、通信等公用工程设施完善，是增压站理想的站址。
站址选在200×104m3/d轻烃装置区以北、污水处理厂以东的位置。站址所处的位置交通便利，供水、供电、供热及通信均能满足装置的要求。站址原有建筑物均已拆除，原有管线及电缆均已重新埋设，场地已铺垫并平整。
2 改造内容
2.1 压缩机站改建
2.1.1 压缩机厂房
新建压缩机厂房1座：单层门式钢架结构，建筑面积：925.22m2。
2.1.2 压缩机组
新建压缩机组5套：低压气压缩机组增压能力：150x104m3/d,
高压气压缩机组增压能力：80 x104m3/d。
2.1.3 仪表控制用房
新建二层框架结构，建筑面积：361 m2
2.1.4 低压配电间
新建一层框架结构，建筑面积：48.5 m2
2.1.5 配套工程
2.1.5.1 电气
高压配电改造；场区及室内照明；设备、管线的防雷防静电接地。
2.1.5.2 自控仪表
PLC控制系统；电视监控系统；ESD控制系统；可燃气体报警系统。
2.1.5.3 通信
为压缩机站提供语音通信及数据通信，压缩机运行参数可实现远程实时监控。
2.1.5.4 热工与暖通
压缩机厂房及仪表控制用房采用200万轻烃装置的废热蒸汽采暖；厂房内采取有组织的自然加机械通风。
2.1.5.5给排水及消防
利用站内已有的给水管网向压缩机厂房、仪表控制用房提供生产、生活用水。
生活污水进化粪池，含油污水进站内污水系统。
利用站内消防给水管网，在压缩机厂房内设置消火栓及灭火器。
2.2 高压外输气阀组改造
满足原有的高压气外输功能，为便于管理，在站内现有的干气外输阀组以东位置新建高压外输气阀组。将原有的向辽化外输的D377管线的发球装置移位，新建向辽化外输的D426管线的发球装置。
2.3 进站分离器改造
目前有2条井站来的湿气管线未经计量就进入站内低压气管网，本次改造新建2台分离器对两股进站湿气进行分离、计量。分离器及其计量阀组布置在干气外输阀组以南的位置，地上及地下原有废弃的设备及管线全部拆除。拆除后施工该处的新建工艺设施。
2.4 站内及压缩厂房内工艺管网改造
将站内原有的管网与新建压缩机厂房管线进行连接，满足站内原有的工艺流程。
3 工程构成
本工程改造主要由工艺及辅助工程构成。
3.1 工艺部分由以下几部分组成
·进站分离系统
·天然气压缩机、空冷器系统
·润滑油系统
·仪表风系统
·站内工艺管网
·高压气外输计量系统
3.2 辅助工程由以下几部分组成
·给排水及消防系统
·仪表控制系统
·电气系统
·采暖与通风
·总图与结构
4 主要设备、非标设备
4.1 标准设备
4.1.1 低压气压缩机（01K-101/102）
成套压缩机组由中国石化集团江汉石油管理局第三机械厂提供。
型 号：4RDSA-1/YAKK6303-8
数 量：2台
排 气 量：50x104Nm3/d（单台）
入口压力：0.1～0.3MPa（G）
出口压力：0.6 MPa（G）
转 速：750r/min
电 压：6000V
电机功率：1120KW
4.1.2 高低压气备用压缩机（01K-105）
成套压缩机组由中国石化集团江汉石油管理局第三机械厂提供。
型 号：4RDSA-1/YAKK5003-6
数 量：1台
排 气 量：50x104Nm3/d（低压气）
入口压力：0.1～0.3MPa（G）
出口压力：0.6 MPa（G）
排 气 量：40x104Nm3/d（高压气）
入口压力：0.6 MPa（G）
出口压力：1.5 MPa（G）
转 速：991r/min
电 压：6000V
电机功率：710KW
4.1.3 高压气压缩机（01K-103/104）
成套压缩机组由四川成都展望能源机械有限公司提供。
型 号：ZWD710-D602/1
数 量：2台
排 气 量：40x104Nm3/d（单台）
入口压力：0.6MPa（G）
出口压力：1.5 MPa（G）
转 速：995r/min
电 压：6000V
电机功率：710KW
4.1.4 阀门
天然气管线采用碳钢双闸板平板闸阀，仪表风和润滑油管线采用不锈钢球阀。
4.2 非标设备
4.2.1 排气洗涤罐（01V-101/102）
用于高压气压缩机出口气液分离设备，室外布置，洗涤管工艺气进口以下采取电伴热保温。排气洗涤罐的设计压力1.7MPa，设计温度70℃。
型 号：1.7-700
数 量：2台
档案号：制2-601
4.2.2 润滑油储罐（01V-103）
为5套压缩机提供润滑油，统一建润滑油供油系统，在厂房内设置一台1 m3高架润滑油储罐。储罐设计压力为常压，设计温度50℃。
型 号：1/800
数 量：1台
档案号：制3-1034
4.2.3 进站分离器（V-101/102）
型 号：1.6-1600
数 量：2台
档案号：制2-595
5 该工程项目相关单位
5.1 设计单位：
中油辽河工程有限公司
5.2 监理单位：
辽宁辽河石油工程建设监理有限公司
5.3 质量监督：
石油天然气辽河工程质量监督站
5.4 施工单位：
·江苏中阳建设集团有限公司
·辽河石油勘探局油田建设工程一公司
·辽宁石油化工建设有限责任公司
·盘锦辽河油田广茂油气工程有限公司
·盘锦辽河油田建筑安装总公司
·中油辽河工程有限公司（桩基）
5.5 无损检测单位：
盘锦辽河油田澳维检测工程有限公司
第三章 人员组织机构
天然气压缩机站改建工程试运投产领导小组
1 协调组：
组 长：胡桂林 吴德兴
副组长：杨明哲 高延宁 董昌生 马英利 杨 顺
成 员：高作禧 王凤军 胡庆明 么 刚 吴家清
2 投产组：
组 长：马英利
副组长：王凤军 吴家清 胡庆明 孙景玉 冯树新
成 员：马世铭 孙 凯 陈文斌 侯兴文 谷万冰 窦玉雪 柴军强 李雪山 黄大纬 刘 欢 赵 军 朱立业张学军 韩继升
2.1 电气仪表组：
组 长：孙 凯
成 员：韩继升 朱立业 李雪山
2.2 工艺组：
组 长：马世铭
成 员：孙景玉 陈文斌 侯兴文 窦玉雪 柴军强
2.3 机械组：
组 长：冯树新
成 员：胡庆明 黄大纬
2.4 保运组：
组 长：吴家清
副组长：赵 军 周国华 李录田 张书海 丛福枝
成 员：侯兴文 谷万冰 李成明 张利民
范春明 潘浩忠
第四章 试运生产准备
1 生产单位机构设置
本次新建的压缩机站，隶属200万轻烃厂管理，管理人员和操作人员为原有轻烃厂压缩车间人员。压缩车间现有人员16人：主任1人，技术人员2人，综合操作工合计13人；维修工及后勤服务由200万轻烃厂负责。完全满足生产需要。
2 生产组织
根据《天然气压缩机站改建工程试运投产方案》，成立了投产领导组和协调组，协调组组长由油气集输公司胡桂林经理和油公司基建管理中心吴德兴主任担任；调试、投产小组，组长由油气集输公司马英利总工程师担任；投产抢险、保运小组，由油气集输公司基建工程中心吴家清负责；管理范围界定严格，职责明确，责任落实到人。
3 人员培训
试运投产前，由设计部门将最终审定的《天然气压缩机站改建工程试运投产技术要求》向建设甲方相关部门进行交底，建设甲方编制的《天然气压缩机站改建工程试运投产方案》向各操作小组进行交底。
2005年3月24日组织由轻烃厂书记冯树新带队一行5人，到江汉石油管理局第三机械厂和四川成都展望能源有限公司进行为期15天的学习、培训。主要学习了RDS系列气体压缩机和ZWD710-D602/1天然气压缩机组工艺气系统流程、主设备系统流程、气缸润滑油系统流程、冷却水系统流程、压缩机的结构与功用、操作与运行、维护与保养。8月份200万轻烃厂根据厂家提供资料结合车间实际情况编写了可操作性的学习材料，并已经下发给操作人员。
根据设备安装调试进展情况，从10月24日开始要求两个厂家技术人员在每天下午对操作人员进行培训，为期两周，培训内容为RDS系列气体压缩机和ZWD710-D602/1天然气压缩机组工艺气系统流程、主设备系统流程、气缸润滑油系统流程、冷却水系统流程、压缩机的结构与功用、操作与运行、维护与保养。要求参加试运投产的操作人员必须持证上岗，对特殊工种人员再次进行专项培训，确保投产的顺利实施。
4 投产技术准备工作
4.1 基本条件
4.1.1 试运投产前对隐蔽工程、关键工序进行了分项验收。
4.1.2 装置、设备、仪表、通讯和电力系统等配套设施已竣工，整体工程竣工质量验收完毕，达到合格。
4.1.3 施工单位、监理单位已提交合格的单机试运转、无负荷试运转及其它前期需要调试系统的报告。
4.1.4 试运投产临时增加的工程内容已全部施工完毕，并检查合格。
4.1.5 水、电、气、风、通讯、供热等辅助系统均已达到投产条件。
4.1.6 成立现场巡查小组，负责投产过程中的检查工作。
4.1.7 项目组在试运投产前组织了专项检查，对发现的问题已及时整改。
4.2 在试运投产前，做了充分的分析研究，经项目组审核后制定相应的试运安全预案。
4.3 建立健全了各项规章制度，编制了试运投产所需的各种记录报表，及时准确记录原始运行参数，便于今后研究分析。
4.4 试运投产前准备好各种生产管理、维修等工具，各种设备的备品、备件及消耗材料；全部仪表包括压力表、温度计等逐台校验合格。
5 试运投产顺序
·供配电系统的试运投产。
·通信系统的试运投产。
·仪表系统试运投产。
·供水及消防系统试运投产。
·压缩机厂房内采暖通风系统试运投产。
·天然气压缩机的试运投产。
·空冷器的试运投产。
·进站分离器的试运投产。
·高压外输气阀组的试运投产。
·整个气处理系统的试运投产。
第五章 压缩机试运投产方案
第一节 润滑系统清洗方案
1 本方案于压缩机现场安装就位之后，准备试车之前进行。
2 系统加油管线吹扫
2.1 解开高架润滑油储罐的放油管线法兰；
2.2 解开每台压缩机加油阀门上靠近压缩机端的法兰，并在空气吹扫时于此处用白布检查；
2.3 加油管线高架罐端通仪表风吹扫；
2.4 打开待检压缩机的加油阀门，检查吹扫情况，5分钟内无铁锈、尘土、水分或其它脏物即为合格。检查合格后关闭阀门，按此步骤进行下一台压缩机的润滑油加注管线吹扫，直至全部完毕。
3 压缩机油箱清洗
3.1 打开待清洗机组的机体上盖；
3.2 检查在压缩机安装期间可能进入的灰尘、沙粒和其它物质；
3.3 使用CD-15W/40润滑油冲洗机体；
3.4 使用不起毛的砂布擦干机体；
3.5 清洗完毕后将主轴箱内污油排净；
3.6 使用面团将主轴箱内每个角落未排放掉的杂物粘黏出来。
4 机体润滑油管路清洗
4.1 拆下与高压注油器联接的润滑油管路接头；
4.2 使用仪表风吹扫润滑油管路，并在机箱内润滑油管路出口处用白布检查，若5分钟内检查无铁锈、尘土、水分或其它脏物即为合格。
4.3 油箱内加注CD-15W/40润滑油至刻度线；
4.4 过滤器采用100目滤网；
4.5 启动预润滑油泵，进行油循环清洗；
4.6 清洗过程中启动润滑油加热器，将润滑油加热至70℃，并在8小时内将润滑油温度在40℃～70℃之间反复升降2～3次；
4.7 清洗过程中随时检查过滤器前后差压，若超过设计值立即停止油循环并更换过滤器；
4.8 油循环清洗8小时后，若过滤器前后无明显差压或停泵检查过滤器目测每平方厘米范围内残存的污物不多于3颗粒即为合格；
4.9 清洗完毕后放空油箱内污油；
4.10 回装高压注油器管路，回装机体上盖。
5 注意事项
5.1 机体上盖拆除后螺栓统一存放，严禁丢失；回装机体上盖时，严防螺栓、工具掉入油箱，回装前后工具清点数量。
第二节 电气工程调试技术方案
当所有电气安装工作完成后，第一步对接地系统进行试验，接地电阻合格。第二步对低压配电间的配电系统进行检查试验，合格后方可送电调试。第三步对户外进风装置进行调试。第四步对压缩机站风机进行单回路及报警调试。第五步PLC控制柜进行调试。第六步对主机润滑油系统进行调试。第七步对冷却器电机进行调试。第八步对主机润滑加热系统进行调试。第九步对主机高压电机进行调试。第十步对厂房普通照明系统及应急照明系统进行调试。单体全部试运合格后与工艺进行联合试运。具体试运步骤如下：
1 接地系统调试
打开接地测试点，进行接地电阻测试，合格后恢复连接。
2 低压配电系统送电试运
测试新低压配电间配电盘绝缘合格后，检查消防配电间负荷分配情况，送电进行母线及分支回路调试。
3 户外进风装置试运
检查1＃、3＃、2＃、4＃户外进风装置电机及电缆的绝缘电阻合格后，空试控制回路正常，进行1＃户外进风装置试运，首先盘车转动正常，启动控制回路，检查电机正反转，测试风机电流是否正常，有无杂音，正常后依次按上述顺序启动3＃、2＃、4＃进风装置，运行一小时后检查温升是否正常。
4 压缩机站P-1、P-2风机试运
检查各台风机绝缘电阻、盘车及正反转情况正常（接线前进行），控制回路调试，空载启动控制回路正常后，进行带负荷试运。正常后进行可燃气体报警自启动运行试验到正常。
5 PLC控制柜调试
由厂家技术人员协助进行空载调试（由厂家进行），正常后进行联动调试。
6 主机润滑油系统调试
检查1＃主机润滑油系统电机及电缆的绝缘电阻合格后，空试控制回路正常，进行主机润滑油系统试运，首先盘车转动正常，启动控制回路，检查电机正反转，测试电机电流是否正常，有无杂音，正常后依次按上述顺序启动2＃、3＃、4＃、5＃电机，运行一小时后检查温升是否正常。
7 冷却器电机调试
检查冷却器系统电机及电缆的绝缘电阻合格后，空试控制回路正常，进行冷却器系统试运，首先盘车转动正常，启动控制回路，检查电机正反转，测试电机电流是否正常，有无杂音，运行一小时后检查温升是否正常。
8 主机润滑加热系统调试
检查主机润滑加热系统电缆的绝缘电阻合格后，空试控制回路正常，进行主机润滑加热系统试运，启动控制回路，测试电流是否正常，温升是否正常。
9 厂房普通照明系统及应急照明系统调试
测试钢管内各分支导线的绝缘情况，合上电源开关检查灯具点燃情况，正常后关闭总电源，检查应急灯是否全部启动并记录应急灯点燃时间，正常为止。
10 主机高压电机调试
压缩机空投试验时，先将变电所手车打在试验位置，进行跳/合闸试验操作、指示信号、保护动作及与PLC柜连锁信号试验。正常后打开连轴节，进行压缩机绝缘测试及泄露试验，合格后进行盘车，空载试运行，电机转动平稳后检测电流及两侧轴承温度，第一小时每隔20分钟记录一次，之后每隔一小时记录一次，要求温度守恒在70摄氏度以内。
试运顺序为先期试运1#、3#、4＃、5#机组，2#（现8#机）最后调试。空载试运结束后，连上连轴结，与工艺配合进行整机试运行。
第三节 仪表工程调试技术方案
1 仪表工程概况
1.1 监控内容
高（低）压压缩机出口汇管压力调节（回流）；排气洗涤罐（5个）出口温度就地指示；排气洗涤罐（5个）出口压力监测；排气洗涤罐（01V—101、102）液位监控，液位高报警；压缩机站入口采用气动紧急切断阀可远距离操作（联动、手动）及就地手动；压缩机站设置可燃气体监测报警（报警同时启动通风机）；压缩机厂房外管网区设置可燃气体监测报警；压缩机站设置电视监视系统；压缩机站设置火灾报警系统（报警时停压缩机，关闭紧急切断阀）；可燃气体监测信号及火灾报警信号进入ESD系统；其他过程参数（包括现场PLC远传参数）进入微机监控系统；ESD系统及微机监控系统的信息再上传到调度室。
高压外输气阀组及进站分离器部分，包括乙烷气计量，辽化高压天然气交接计量，85线高压供气计量，黑山高压供气交接计量，轻烃燃气供气计量，甲醇高压（干气）供气计量，兴油来气计量，试采油来气计量。进入原微机计量系统。
1.2主要工程量
1.2.1压缩机站部分
①.双金属温度计 5套
②.压力变送器 7套
③.气动调节切断阀 4套
④.可燃气体报警器 15套
⑤.磁致伸缩液位计 3套
1.2.2高压外输阀及进站分离器改造部分
①.孔板阀 8套
②.温度变送器 8套
③.压力变送器 8套
④.差压变送器 8套
总计 66套
DCS系统配合厂家安装与调试
2 天然气压缩机站改建工程仪表工程调试方案
仪表工程调试分两部分：
仪表单校（变送器单校、调节阀单校、热电阻单校、温度计单校、其它仪表单校）、DCS安装及内部调试（总体外观检查-系统电缆连接-供电及系统接地检查-系统上电-装载程序-系统基本性能检查-I/O精度测试-I/O回路/报表/报警功能检查）；
回路试验及联校。
2.1 仪表单体校验
2.1.1 首先对仪表进行外观检查。内容包括：铭牌及实物的型号、 规格、材质、测量范围、刻度盘等，应符合要求。
2.1.2 一般仪表单体校验应不少于5点,基本误差应小于允许误差。
2.1.3 温度计示值校验应不少于2点,有特殊要求的温度计,应作四点试验。
2.1.4 压力表校验过程中指针的上升和下降应平稳、无迟滞现象。一般真空压力表真空部分选取至少2点,压力部分测量上限超过0.3MPa时,真空部分选1点。
2.1.5 调节阀调试要求
2.1.5.1 气密性试验 将相当于调节阀输入量程上限的气源压力送到薄膜气室，切断气源后5分钟，气室压力应不下降；
2.1.5.2 强度试验 在阀门全开状态下用洁净的水（或煤油）进行试验，压力为最大压力的1.5倍；
2.1.5.3 泄漏量试验 试验介质为水或空气，试验压力为0.35MPa，当阀的压差小于0.35MPa时用规定允许压差。泄漏量允许值：单座阀规定容量×10-4m³/h；双座阀额定容量×10-3m³/h。
2.1.5.4 行程试验 根据阀的输入信号要求，分别加入0%、25%、50%、75%、100%。允许偏差+-2.5%(不带定位器)；±1%。
2.1.5.5 灵敏度试验 分别使阀停留在15%、50%、85%的位置上，增加或减小信号压力，测量使阀杆开始移动的压力变化值，不得超过信号压力的1.5%。
2.1.5.6 行程时间测定 事故切断阀和设计明确规定的全行程时间的调节阀，必须进行全行程时间试验。在阀全开（或全关）状态下，使阀动作并走完全行程趋于全关（或全开）。用秒表测定从阀开始动作东动作完成的时间，应符合设计要求。
2.1.5.7 调节阀试验调整完毕，必须放尽试验用水，并用空气吹干，将进出口封闭。
2.1.6 变送器的调试
给变送器供电，将SFC连接到回路上，根据仪表规格表输入位号、量程、迁移量、单位、特性、通讯方式等，加入模拟压力/压差信号，验证相应的输出电流。基本误差应符合要求。
2.1.7 旋转机械监视仪表均应作间隙输出电压特性试验，探头与前置放大器，延伸电缆必须成套试验。
2.2 仪表联校即系统调试、仪表回路调试
2.2.1 系统调试应具备的条件
2.2.1.1仪表设备全部安装完毕，规格、型号、材质符合设计要求；
2.2.1.2 取源部件位置适当，正负压管连接无误，导压管经吹扫、试压合格；
2.2.1.3气信号管配管与回路图一致，并经过导通试验检查，接头紧固，气密性试验符合要求；
2.2.1.4气源管线经吹扫、试压、气密性试验合格并已通入清洁、干燥、压力稳定的仪表空气；
2.2.1.5电气回路已进行校线及绝缘检查，接线正确，端子牢固且接触良好。
2.2.2 仪表回路试验后应达到的要求
2.2.2.1 基本误差应符合仪表精度登记要求；
2.2.2.2变差应符合该仪表精度等级的允许误差；
2.2.2.3仪表零位正确，偏差值不超过允许误差的1/2。
2.3 DCS 内部调试
2.3.1 一般规定与要求
2.3.1.1 DCS和 ESD系统必须在土建、安装、电气及空调工程全部完工后安装；
2.3.1.2 应符合《控制室仪表盘、计算机系统施工标准措施》 QC06/YB-11-1999的有关内容及规定；
2.3.1.3 所有检查测试工作必须如实、清晰地做好纪录，将不合格软硬件产品及时报予有关人员或单位处理。
2.3.2 总体外观检查
2.3.2.1 DCS/ESD 安装就位后，首先要对照设计文件中的中控室平面布置图、盘柜内部布置图、装箱单、设备一览表及厂家资料检查核对操作站、盘柜内部插件等设备组件的数量、型号、规格、安装位置正确与否；其次详细检查操作站、盘柜及其内部组件有无硬性损伤等外部缺陷。
2.3.2.2 系统硬件检查时,应记录制造厂设置的 DIP 开关缺省位置及硬件地址开关位置。拔插卡时应首先采取防静电措施，再用手或工具触摸电子线路板，严禁用易产生静电的刷子或化纤织物刷洗各类卡件及设备。
2.3.3 系统电缆连接
2.3.3.1 DCS/ESD 系统操作站与盘柜之间、盘柜与盘柜之间有随机带的专用电缆，也有普通电缆。专用电缆要按照设计文件提供的电缆表进行敷设连接；普通电缆的敷设要首先测量好电缆的走向距离，敷设时留出一定的富余量，信号电缆与电源电缆要尽量分开敷设。
2.3.3.2 LCN 电缆的连接：LCN 电缆是连接于LCN各节点之间的专用同轴电缆，有 A、B 两套（分别标记为 LCN-A、LCN-B），互为冗余。连接LCN电缆时，两套电缆不要互相交叉，空闲的三通接头必须接上专用的终端电阻器，各接口部分要用专用的力矩扳手拧紧。
2.3.3.3 UCN电缆的连接：UCN通讯电缆用于连接各UCN设备（HPM），是专用同轴电缆，也有A、B两套（UCN-A、UCN-B），UCN电缆连接到电缆隔离器时要注意方向，同一根电缆应该一端接到隔离接口，另一端必须连接到非隔离接口，并且 A、B两套电缆不能交叉，所有未使用的接口都要接上终端电阻器，并用力矩扳手拧紧。
2.3.4 FTA 电缆连接
FTA 电缆的两个接头上都标有连接位置，按照该位置连接一般不会出错，但连接时需注意连接处要保留一定的弧度，不要使接头过度受力，以免变形，影响通讯和使用寿命。
2.3.5 供电及接地系统检查
a） 交流电源柜接受UPS的220VAC电源，通过各分开关把220VAC电源送到各控制柜、操作站等用电设备。重点检查其电源稳定性、变化幅度，线缆连接是否正确与牢固程度、有无外露的电缆接头；各开关绝缘、动作是否良好、及其容量规格是否与设计相符、开关标识是否清晰。
b） DCS/ESD的接地系统重点检查工作接地与安全接地，接地电阻值应符合设计图纸及厂家资料的具体要求。注意：应以厂家资料为准。
2.3.6 系统上电并装载程序
对系统接地、电源及内部连接检查完成后，方可对系统进行上电。
2.3.6.1 各设备的上电都需按照如下步骤进行：
1、将该路电源所有开关（电源柜总开关以后）断开；
2、检查总开关电源，若正常，合上该路电源的分开关；
3、检查设备本身开关前电源，若正常，合上该电源开关。
2.3.6.2 LCN设备上电
按照上面1、2、3所述给US、HM、NIM等LCN设备上电，根据系统操作资料为上述设备装载程序。
2.3.6.3 UCN设备上电
按照上面1、2、3所述给HPM等UCN设备上电，根据系统操作资料为上述设备装载程序。
2.3.6.5 外部设备如打印机等通电自检。
2.3.7 系统基本性能检查
2.3.7.1 UCN、LCN电缆冗余测试
在系统状态显示画面下确认所有LCN节点正常。断开A缆，检查系统是否正常；复位后以同样的方法试验B缆。UCN冗余实验方法同上。
2.3.7.2 I/O卡件冗余测试
确认I/O卡件正常后，调出该卡上某一点的细目画面，记录该点的相关数据，将主卡件拔下，检查该I/O点是否仍正常；恢复主卡件，以同样方法测试副卡件。
2.3.7.3 HPM 冗余测试
在系统状态显示画面上确认控制站状态OK ，调出该站下某一点的细目画面，记录相关数据。将主控制站的电源开关置OFF位置，确认冗余站投入运行，且相关数据不变；恢复主控制站电源，再确认相关数据。
2.3.8 输入/输出（I/O）精度测试
2.3.8.1 模拟输入（AI）测试
1、使用过程校准仪模拟现场变送器在安全栅端子排输入端对应位号上输入4-20mA信号；
2、用标准电阻箱模拟现场热电阻，参照阻值对照表给出相应的阻值信号；
3、记录操作站CRT上显示的相应位号的PV值，检查是否满足精度要求，同时，确认该点的量程及报警值与设计是否相符，增大或减小输入信号检查报警动作是否正常，报警笛（喇叭）有无反应，以及报警总画面上是否有报警信息显示。
2.3.8.2 数字输入（DI）测试
采用在相应端子排上用短接或断开两个输入端子的方式，检查CRT上显示相应位号是否相符，同时检查报警笛（喇叭）有无反应，以及报警总画面上是否有报警信息显示。
2.3.8.3 模拟输出（AO）测试
在CRT上把软调节器设定为手动方式，输出0%、50%、100%，用 FLUKE701 过程校准仪在相应输出端子排上测量该输出信号，其值应与手动输出值相对应。同时检查该调节器的作用方式、输入连接是否与设计相符。
2.3.8.4 数字输出测试
数字输出往往有许多输入因素，中间变量、逻辑程序对其都有影响，可直接强制输出，也可短上或断开响应的输入点，使输出状态发生变化，用数字万用表检测输出状态的变化。
2.3.9 I/O回路、报警、报表功能检查
2.3.9.1 回路检查
1、回路连接检查：按照设计资料逐一检查各软调节器的输入输出连接。此工作可与AO测试同时进行。
2、复杂回路检查与测试：按照设计资料给出的控制方案逐一检查回路中各调节器的输入输出设定连接、参数设置、控制作用，并确认其功能。
3、连锁逻辑、程序检查：对逻辑、程序对应的各项输入条件逐一测试，确认其结果与设计动作相符。具体方法是，在控制室内相应端子上用信号发生器施加信号，或手动强制方法使各条件正常，然后针对某一条件测试逻辑动作，用数字万用表检查逻辑触点开闭情况，并做好记录；其它条件逐一测试。
2.3.9.2 报警、报表功能检查
重点检查报警报表画面及其打印功能，操作组画面、功能键组态。
2.4 系统联校
2.4.1 DCS联校
2.4.1.1 在现场一次表和检测元件处加以相应模拟信号，在CRT上检查其PV值，确认精度符合要求，报警功能正常；在CRT上用手动方式输出相应的AO、DO信号，检查现场调节器切断阀动作及回讯良好。
2.4.1.2 联校基本完成后，机组试运、开车前，连同现场仪表对整个报警连锁保护系统进行模拟试验。方法是在现场加实测信号或用信号发生器模拟实际仪表发送信号至ESD系统，检查逻辑程序运行情况，检查相应阀门或其它执行机构的动作情况。如有电机参与连锁，电气人员将电机打至试验位置，检查电机起停情况及各种状态指示是否正常。
2.4.2 压缩机PLC的联校与静态试验，和DCS基本相同。
3 质量保证措施
本装置施工质量要求严格执行《自动化仪表工程施工及验收规范》GB50093—2002和《自动化仪表安装工程质量评定标准》GBJ131-90。
仪表调试过程中，使误差尽可能减少，并保证留有再调整余地。精度要求：
1、单台仪表误差小于仪表精度允许误差；
2、系统误差小于系统中各单台仪表允许误差平方和的平方根值。
3、合格率应达到100%。
确保在一定的工艺条件下，对系统进行调试后，使仪表处于最佳的工作状态，使DCS系统达到稳定的监控状态，保证系统的良好运行。
第四节 压缩机站工艺管线置换方案
压缩机正常工作介质为天然气，在施工过程中，整个工艺管网充满空气，为满足压缩机开车条件，保证天然气的正常外供，实现安全生产，必须对工艺管线进行置换。本次置换采用氮气进行置换，达到合格标准后，方可进行天然气运行。
1 组织机构
为加强对工艺管线置换工作的领导，成立工艺管线置换工作领导小组。
组长 马世铭
成员 孙景玉 陈文斌 侯兴文 张书海
2 置换标准及准备工作
2.1 压缩机站工艺管线采用氮气置换，需氮气50瓶。
2.2 置换标准：含氧量<2%为合格。
2.3 检验方法：现场采用手持式氧含量测定仪检测，检测合格后，由中心化验室取样化验，合格后存档。
2.4 主要置换管线长度及容积
2.4.1 200万预分离器出口至低压机入口管线（D720）238m，管线容积96.9m3。
2.4.2 低压机出口至200万出口干气管线（D529 D426），其中D529管线71 m，管线容积15.6 m3，D426管线59 m，管线容积13.5 m3。
2.4.3 高压机出口至高压外输阀组管线，其中高压机外输汇管（D325）23m，管线容积1.9 m3，高压机外输管线（D325）45 m，管线容积3.7 m3，高压机外输管线（D426）189 m，管线容积26.9 m3。
以上管线总容积158.5 m3。
2.5 置换时管网压力不超过0.6Mpa。
2.6 准备工作
2.6.1 在低压机入口D720管上（200万预分离器一端）安装DN50阀门一个，与氮气瓶连接，氮气由此注入。
2.6.2 在200万出口至高压机入口管线上（靠近200万出口端），安装DN50阀门一个，用于放空和检测含氧量。
3 置换管线操作步骤
3.1 氮气瓶与管线连接。
3.2 打开01K—105即5#机前DN450闸阀、DN250闸阀，200万干气出口管线后DN50阀放空，用手持氧含量测定仪测氧含量<2%，合格后关闭放空阀。打开高压汇管预留头阀门放空，用手持氧含量测定仪测氧含量<2%，合格后关闭放空阀。
3.3 由中心化验室在两处放空阀处取样化验，合格后整个系统置换结束，化验单存档。
3.4 氮气置换合格后，可以通入天然气置换氮气。天然气要保持连续平稳，流速≤5m/s；置换过程中的混合气体排至临时放空系统。置换完成后，关闭放空系统，进行正式投产。
4 新老系统转正操作步骤
4.1 新压缩机投产运行72小时后，停老压缩机。
4.2 湿气与老压缩机连接管线停气放空，用爬管机切断后，在用部分管线加封头。停用管线加盲板。
4.3 高压气与老压缩机连接管线停气放空，用爬管机切断后，在用部分管线加封头。停用管线加盲板。
4.4 200万出口干气去高压机管线停气放空，在两个DN400阀门法兰处解开，在阀门上加盲板，将管线切断。
4.5 200万正常运行时，开一台高压机，高压气进高压汇管外输。
4.6 200万停产时，开二台低压机，一台高压机。低压机一部分进干气汇管外输，一部分进高压机，高压气进高压汇管外输。
5 工艺流程见附图
第五节 试运投产方案
1、适用范围
本方案适用辽河油田油气集输公司压缩机站天然气压缩机组。
2、试车目的
检验天然气压缩机组的制造装配质量是否符合气体压缩机随机技术条件及使用的要求，以达到正常运行的目的，为辽河油田外供天然气服务。
3、一般要求
3.1 试运场地应宽敞明亮，无影响工作的障碍物，地面清洁、干燥。
3.2 除试车人员外，任何闲杂人员都不得进入厂房内的试车区。
3.3 试车场地按要求配备可燃气体检测设施及防火设施，灭火器材按标准摆放。
3.4 进入试车区域的气源、电源开关由专人看管，对机组进行检验前气源、电源不接通。
4、试车前的检验
4.1 常规检验
4.1.1 检查装配检验记录单上的各项数据是否符合要求 。
4.1.2 用盘车工具转动飞轮,使压缩机曲轴旋转2～3周，检查机组有无撞击、卡阻等不正常现象。
4.1.3 检查机组的护罩是否安装正确。
4.1.4 检查各铭牌的数据是否正确。
4.1.5 检查旋转方向标志是否正确。
4.1.6 检查各螺栓是否紧固。
4.2 工艺气系统检验
4.2.1 按工艺气系统流程图检查各管路走向是否正确。
4.2.2 检查各安全阀、球阀、液位控制阀等安装位置是否正确。
4.2.3 检查各阀门的启、闭状态。工艺气系统的进气阀、排气阀、旁通阀、放空阀以及排气洗涤罐手动排污阀均应处于关闭状态；压缩机的填料排污阀和刮油器排污阀均应处于开启状态。
4.2.4 检查安全阀的设定点是否符合规定，是否有检验合格证书。
4.3 冷却液系统检验
4.3.1 按冷却液系统流程图检查各管路走向是否正确；检查各管线的连接、支撑是否紧固可靠；各焊接处是否符合要求。
4.3.2 检查各仪器、仪表、冷却器、阀门等，其型号、规格、安装位置是否正确。
4.3.3 检查每根管道的低点是否装有排液阀。
4.3.4 点动风机启动按钮，检验风机转向是否正确，并运转风机5～10分钟，检验是否有异常声响及振动是否超标。
4.4 润滑油系统检验
4.4.1 检查压缩机机体油池、注油器油池及管线内部是否清洁。
4.4.2 按压缩机润滑系统流程图检查各管线安装及走向是否正确。
4.4.3 检查各管线连接是否紧固可靠，各仪器、仪表、冷却器等，其型号、规格、数量及安装位置是否正确。
4.4.4 检查润滑泵能否正常工作。
4.5 仪器仪表及控制系统检验
4.5.1 按控制系统图及各系统流程图检查各仪器、仪表、导线等的安装、连接是否正确。
4.5.2 检查所有导线的连接是否可靠、绝缘；所有的导线是否无破损、无裸露；所有的导线保护管、导线保护接头以及它们的联接是否符合防爆要求；接地线的安装及接地电阻是否达到标准。
4.5.3 检查各种指示器的调校是否正确，说明书是否齐全。
4.5.4 检查各控制点设置是否正确。
4.6 电机试运转
4.6.1 拆下电机与压缩机对轮护罩，解开对轮联接螺栓。
4.6.2 点动启动按钮，检验电机是否正常运转，并检验转向是否符合要求。
4.6.3 检验无误后，电机空转2～4小时，检验轴承温度是否超标，是否有异常声响及振动是否超标。
4.6.4 一切正常后，停运电机，找正对中后联结与压缩机对轮螺栓，安装护罩。
5、试车前的准备
5.1 从每个气缸的每一端卸掉一个进气阀和一个排气阀，重新装好阀盖以防异物进入气缸。
5.2 将冷却系统内注满乙二醇浓度为50％的防冻液，排尽冷却系统中空气，使冷却液充满整个冷却系统后，启动冷却液循环泵。
5.3 启动冷却风机。
5.4 压缩机机体油池注入CD-15W/40润滑油至液位显示器的上刻度线位置。
5.5 将注油器的每一个柱塞泵调到最大供油量。
5.6 试车前应采用氮气置换机组内部、洗涤罐、进、排气缓冲罐、排气管道内的空气。
5.7 检查机组现场工况是否在压缩机技术参数范围内，三相电源电压是否正常。
6、无负荷试验
6.1 无负荷试验在确认第4项所列的各项检验全部合格及第5项所列的各项准备工作全部完成之后进行。
6.2 加热装置试验
6.2.1 按下加热按钮，检查以下各项的工作情况：
a)与压缩机相连的电动油泵和电加热器开始工作；
b)待5min后，用手触摸安装各加热器的外壳，应有明显的发热感觉。
6.2.2 按加热停止按钮，以上a、b所述两项均能停止工作。
6.3 预润滑试验
6.3.1 卸下机体的顶盖、侧盖和中体侧盖。
6.3.2 启动压缩机电动预润滑泵，或按压手动润滑油泵手柄，对系统进行预润滑，直到所有润滑点得到充分润滑。手动操作注油泵，直到所有空气都排出管线，使气缸和填料都得到充分润滑。预润滑时盘车车两转。
6.3.3 检验机组内最远端（十字头处）润滑油管路出口有润滑油溢出，可停止预润滑。
6.3.4 盖上机体顶盖，侧盖和中体侧盖。
6.4 无阀试车
6.4.1 点动操作，检查电机的旋向，并保证其旋向正确。
6.4.2 重新按启动按钮使机组启动，检查以下项的工作情况：
a)检查注油器的各柱塞泵是否在滴油。
b)压缩机润滑油压力应为0.35～0.42MPa(表压)。
c)油、水、气管线无任何泄漏。
d)无任何异常噪音、异常振动及任何异常现象。
6.4.3 若发现任何异常情况，应立即关闭机组，待机组完全停止转动并充分冷却后对机组进行检查。
6.4.4 在机组运转时观察机组的油温油压显示和水温水压显示是否正常，若无任何异常情况，运转30min后停机，卸下机体的顶盖、侧盖和中体侧盖，用手触摸主轴瓦、连杆瓦、连杆衬套、主油泵泵体、十字头瓦和衬套、填料等，检查温度是否正常。
6.4.5 若一切正常，盖上机体顶盖，侧盖和中体侧盖，再次启动机组，运行2～4小时后，关闭电源、装上卸下的气阀，盖上气阀压盖，并按规定的力矩拧紧。
6.4.6 检查各螺栓螺母的连接是否有松动情况。
6.4.7 按规定程序检查联轴器的对中和各个活塞杆的跳动，其检验结果应进行记录以备核查。
6.5 有阀试车
6.5.1 用盘车工具转动机组使曲轴旋转2～3周，检查机组有无撞击，卡阻等不正常现象。
6.5.2 将工艺气各高温停机点调定在130℃。
6.5.3 打开与排气管线相连的旁通球阀，排气管道上的截止阀，确认气缸上的进、排气阀全部正确地装上。
6.5.4 接通气源、电源，启动机组。
6.5.5 通过缓慢关闭旁通球阀，使气缸内的气体全部经截止阀排向外输管网。
6.5.6 检查机组是否无任何泄漏，无任何异常噪音、异常振动、异常温度及其它任何异常现象，若发生任何异常情况，应及时停机并查找原因。
6.5.7 若一切正常，运行30min以后停机，按规定程序检查活塞杆的跳动情况。
7、现场带负荷运转
7.1 重复6.3机组预润滑步骤。
7.2 打开工艺气进、排气阀门，打开旁通阀门。
7.3 启动压缩机组。
7.4 机组启动，缓慢关闭旁通阀，以免排气温度过高造成高温停机，此时机组的排气压力便是管道中的压力。
7.5 注意观察机组的油温、油压、水温、水压、气温、气压等显示是否正常，注意观察机组是否无任何泄漏，无任何异常噪声、异常振动及任何异常现象。
7.6 机组的负荷应逐级增加，每次的压力增加量约为额定排气压力的1/3，增压间隔约为30min～60min。
7.7 当机组运行正常后，机组进行72h带负荷运转试验。在试验期间，试车人员对机组进行检验并填写试车记录表。
7.8 试验合格后，试车人员编写试验报告并出具书面合格证明。
第六节 试运安全预案
本预案仅适用于压缩机站投产试运阶段。
压缩机站投产试运前，所有参加试运的人员必须熟悉本预案，并参与演练。
本预案必须在所有投产工作准备就绪，人员及措施全部落实，符合投产试运条件的情况下进入准备状态。
1 应急组织机构
1.1 组织机构
应急总指挥：马英利
副总指挥：马世铭 孙景玉
应急小组成员：吴家清 侯兴文 陈文斌 冯树新 孙凯 李雪山 柴军强 窦玉雪 孙 强
1.2 组织职责
1.2.1 总指挥：
突发事件应急总指挥负责总协调、安排部署突发事故的抢险工作，将事故损失降低到最小。
1.2.2 副总指挥：
接受总指挥的一切命令，负责现场突发事件的抢险。
1.2.3 成员：
1.2.3.1 及时传达总指挥的各项指令，负责通信联络、信息反馈，协调各岗位工作；
1.2.3.2 现场消防系统的协调与组织，应急状态下组织消防系统，快速出动完成现场灭火、救助任务，对突发事件做好全面的记录，事故后做好应急总结报告；
1.2.3.3 技术人员负责突发事件中组织协调生产，负责应急事故中技术指导；
1.2.3.4 组织抢险突击队，负责现场抢险工作，一切行动听指挥，做到安全有序完成抢险工作。
2 事故抢险实施细则
2.1 作战指挥权
事故的发生是不可预知的，因此，事故发生时不可能存在固定指挥人员。为确保抢险顺利进行，本细则规定采取指挥权逐级上交方式，即：发生事故当时，由在现场的最了解情况的小组成员负责指挥抢险，并通知上级，当上级领导到达现场后，应说明情况，并将指挥权上交，这样逐级上交。特殊情况可越级上交，若上级指挥员对现场情况不熟悉，可不上交。
2.2 抢险人员
参加抢险人员必须是熟悉现场情况，了解现场危险，掌握抢险技术，知道撤离路线的操作人员、指挥人员以及专职消防队员，其余人员不得靠近抢险范围内。
2.3 报警方式（包括火警）
出现险情后，由发现人员报告上级领导、调度室、并经他们逐级上报，报警时应说清险情，严重程度。
2.4 报火警
2.4.1 试运期间，厂房内每台压缩机组要配备MFT—35 干粉灭火器两台，厂房外要配备两台干粉消防车保镖；
2.4.2 发现火情者立即报告现场负责人；
2.4.3 立即由现场负责人使用油田电话拨打“119”报警：油气集输公司轻烃厂新建压缩机站***部分***着火，请速来救火。并报告本人姓名，打“7651360”报告调度。（注意：如果使用移动电话则火警会报告到盘锦市消防队，油田消防支队火警值班电话：0427－7823038）
2.5 抢险命令的下达及执行
2.5.1 抢险命令由事故现场具有指挥权的人员下达。
2.5.2 下达命令人员不得违章指挥，强迫蛮干。
2.5.3 命令应符合现场实际，及时、有效。
2.5.4 命令下达应明确说明操作部位、时间、方式、方法、注意事项，并指明操作人员。
2.5.5 执行人员应按要求，按规程认真执行命令，不得擅自改变命令内容。
2.5.6 执行人应随时将命令执行情况反映到指挥人员处，便于指挥员掌握现场情况。
2.5.7 若因故不能执行命令，则指挥员应及时修改命令或撤消命令。
2.5.8 抢险完毕后，指挥员应核对命令，确认所有命令的执行情况。以便清理现场，查清事故时使用。
2.5.9 如有可能，命令应记录在案。
3 事故现场应急封闭预案
3.1 说明：
- 压缩机站为甲级要害生产单位，压缩介质为天然气，一旦发生泄露极易扩散。若遇明火，后果不堪设想。为防止发生泄露后事故进一步扩大，特制定本预案。
3.2 封闭等级
3.2.1 一级封闭为全公司院内封闭，方式为封闭公司东西两个大门，严禁车辆进入，派专人把守，同时包括二级封闭全部内容。
3.2.2 二级封闭为全厂封闭，包括关闭厂区东西两个大门，在中门处派人把守，严禁车辆人员进入。
3.2.3 三级封闭为局部封闭，即对事故现场附近区域进行封闭，禁止闲杂车辆人员进入。
注意，以上封闭对抢险人员、车辆无效。
3.3 使用范围
按照事故预案中规定方式执行。
3.4 使用方式
- 在发生事故的同时，电话通知调度室、经警队执行一级封闭，电话通知值班干部、各岗执行二级封闭预案。口头传达到个人执行三级封闭预案。
注意，执行指挥为同级行政领导。
3.5 解除封闭
当事故隐患排除，确认无危险后，可解除相应封闭。
- 4 天然气火灾扑救方法
- 4.1 漏气
- 生产设备、塔、容器、长输管道、阀门等腐蚀及封闭不严造成漏气；民用天然气灶具、胶皮管老化、接头松动等引起漏气，遇火源都可以发生火灾，为防止火灾的发生，首要问题是防止天然气漏气。
- 4.2 火源
- 火源是火灾发生的三要素中的一个要素，没有火源就不会发生火灾。能引起火灾的火源很多，一般说来有：
- 4.2.1 电火源：非防爆型的开关、插座、马达的电刷、恒温器的接点以及静电火花。
- 4.2.2 普通火源：天然气接触带有火焰的火源时，必然会着火。
- 只要采取切实有效的措施，对火源严加控制和管理，就可能有效地防止火灾的发生。
- 4.3 灭火方法
- 4.3.1 灭火原理
- 灭火分为物理作用灭火和化学灭火两大类。物理作用灭火是控制火灾中的物质和热量运动，使燃烧中断，达到灭火目的，包括冷却灭火、稀释灭火、破坏火焰稳定性灭火等。化学作用灭火是将燃烧抑制剂投入火焰中，与维持燃烧反应的活性自由基或活性基团结合，中断燃烧链反应，使火熄灭。
- 4.3.1.1 冷却灭火
- 往火焰中喷入吸热量大的物质，将反应热除去，燃烧反应速度就会减慢并停止下来，这是冷却灭火的原理。
- 热容量大的固体或液体，特别是蒸发潜热大的液体，都是可用的冷却物质，最常用的消防水具备蒸发潜热大和价格低廉的特点。为了增大水的表面积，加强冷却作用，可将水喷成雾滴状。
- 4.3.1.2 稀释灭火
- 稀释灭火是减低燃烧系统中的可燃物质或助燃物质浓度，抑制燃烧反应的灭火方法。实际应用中，往往是减低空气中氧气浓度或切断空气来源。更有效的办法是对燃烧不活泼的气体充入燃烧系统中，以同时稀释可燃物质和助燃物质的浓度，例如：用液体或压缩二氧化碳及压缩氮气灭火。
- 注水灭火时，火场中产生的大量蒸汽对氧浓度的稀释作用是很重要的，这个作用与水的吸热冷却作用相辅相成。
- 4.3.1.3 燃烧抑制灭火
- 在火焰燃烧反应体系中加入碱金属或卤族元素，捕捉火焰中的自由基或活性基因，使反应体系失去活化的自由基而中断正常燃烧的连锁反应，火便熄灭，这就是燃烧抑制灭火的原理。实际应用的钠盐、钾盐干粉灭火剂和卤代烷灭火剂就是基于上述抑制燃烧的原理，前者还附加有阻止热辐射和固体粒子对火焰的冷却作用。
- 4.3.1.4 断源灭火
- 断源灭火是从燃烧系统中除去天然气或切断天然气的来源使火熄灭。这个办法在天然气火灾中，是唯一可行而有效的措施。具体办法是关闭喷出气流阀门，以切断天然气向燃烧系统的供给，使火迅速熄灭。
- 因此，使用任何灭火剂扑灭天然气火灾时，都必须首先切断气源，以防止灭火后，气体再泄漏或喷射造成再次着火或爆炸。
- 4.3.2 灭火方法
- 4.3.2.1 火灾扑救的战术措施
- a）抓住时机，以快制胜。
- 抓住火灾初起阶段或火势暂时较弱的有利时机，利用环境条件，做到查明情况快，信息传递快，战术决策快，以最快的战斗行动，控制和扑灭火灾。
- b）以冷制热，防止爆炸
- 利用一定的给水强度，在灭火的同时，对着火设备及四周邻近设备进行冷却降温，不能顾此失彼，防止设备、容器、管道因受高温影响引起燃烧爆炸。
- c）先重点，后一般。
- 在扑救火灾时，一般可先扑灭外围火，然后进行内攻，以控制火热向周围蔓延扩大，防止形成大面积火灾。但在战斗力量不足时，则应根据着火部位的不同情况，先重点后一般，先易后难，控制火势，待增援力量到达后，再一举扑灭火灾。
- d）各个击破,适时合围。
- 对于较大面积的火灾，应采取各个击破，穿插分割，堵截火势，适时围歼的方法。
- 4.3.2.2 火灾扑救措施
- 天然气集输系统是由气田集输管网、输气干线和支线以及各种站场（集气站、调压计量站、加压站、清管站、配气站等）所组成的带压连续输送的密闭系统。在此系统中，如有破损，天然气泄漏在空气中，遇火源容易起火灾和爆炸事故。
- ① 断源灭火
- 关阀断气，就是控制、切断流向火源处的天然气，使燃烧中止。在未切断气源前，不要急于灭火，以防火灭后，气体继续外逸发生第二次着火爆炸事故。天然气集输系统中的容器、管道、塔等部位发生火灾时，着火处不断地得到天然气而持续燃烧，当关闭进气阀后，切断了气源，就能从根本上控制火势，这样设备、管道或塔中剩余的天然气燃尽后，便会自行中止燃烧。
- 关阀断气灭火时，应注意以下几点：
- a.防止因错关阀门而导致意外事故发生。
- b.在关阀断气的同时，要不间断地冷却着火部位及受火势威胁邻近部位，火灭后，仍需继续冷却一时间，防止复燃复爆。
- c.当火焰威胁进气阀门而难以接近时，可在落实堵漏措施的前提下，先灭火，后关阀。
- d.关阀断气灭火时，应考虑到关阀后是否造成前一工序中的高温高压设备出现超温超压而发生爆破事故。因此，在关阀断气的同时，应根据具体情况采取相应的断电、停泵、泄压、放空等措施。
- ② 扑救天然气火灾，可选择水、干粉、卤代烷、蒸汽、氮气及二氧化碳等灭火剂灭火。
- 利用水枪灭火时，宜以60°～75°的倾斜角射入，用压力大于6×105Pa的高速水流喷射火焰，可取得良好的灭火效果。
- ③ 堵漏灭火
- 对气压不大的漏气火灾，采取堵漏灭火时，可用湿麻袋、湿布、石棉毡或粘土等封住着火口，隔绝空气，使火熄灭。
- 在关阀补漏时，必须严格执行操作规程和动火规定，并迅速进行，以免造成第二次着火爆炸。
- 4.2.3.3 灭火注意事项
- ① 进入现场人员，严禁穿铁钉鞋和化纤衣服。一般先采取淋湿衣服的措施，以防产生静电火花。操作使用各种消防器材、工具、手电、手抬泵、车辆等严禁产生火花。
- ② 在危险区内不得敲打金属，防止发生火花。维修、抢险必须使用铜质、胶皮，木质等不发生火花的工具。特殊情况下经批准可以使用非防爆工具，但必须经过水淋湿处理。
- ③ 为排除室内天然气须拆门窗时，应选择侧风向，使用木棍击碎玻璃，以防撞击产生火花引起天然气着火爆炸。
- ④ 利用地形、地物（如门板、墙壁、设备、工具车等）作掩体攻入，防止冲击波和热辐射的伤害。
- ⑤ 灭火时，一定在指挥员的统一号令下，各个阵地同时发动，一举将火扑灭，切忌各行其是，零星进攻，否则既浪费人力物力，又达不到灭火的目的。
- ⑥ 一切非灭火人员应远离现场。
5 天然气泄漏应急预案
5.1 工作程序
5.1.1 以进气洗涤罐入口法兰天然气泄漏为例，泄漏发生后，应迅速关闭进气阀门、电动快速切断阀和机组外输闸阀，落实堵漏措施，减少气体外泄。
5.1.2 迅速设置警戒区。警戒区布置在天然气浓度已超过其爆炸浓度下限的30%的范围。若超出改范围则启动强排风机，降低浓度。
5.1.3 做好战斗准备，防止遇火源发生着火爆炸事故。
- 5.1.4 禁止一切车辆驶入警戒区内。停留在警戒区内的车辆严禁启动。消防车到达现场，不可直接进入天然气扩散地段，应停在扩散地段上风方向和高坡安全地带，做好准备，对付可能发生的着火爆炸事故。消防人员动作应谨慎，防止碰撞金属，以免产生火花。
- 5.1.5 天然气扩散后可能遇到火源的部位，应作为灭火的主攻方向。部署水枪阵地，做好对付发生着火爆炸事故的准备工作。
- 5.1.6 利用喷雾水或蒸汽吹散泄漏的天然气，防止形成可爆气。
- 5.1.7 险情排除后，需经过测试，当天然气浓度确已低于爆炸下限的20%时，方可恢复正常生产，解除警戒。
5.2 处理后，现场环境恢复。在采取措施中，有效防止环境污染，立即组织力量对现场进行处理，现场恢复原貌。
5.3 其余部位发生泄漏可参照本预案作相应处理。
6 机械事故应急预案
6.1 工作程序
6.1.1 进入试运现场全体人员必须穿戴合符要求的劳保用品、戴安全帽；
6.1.2 检查试运设备转动部位的防护罩、盖是否齐全可靠；
6.1.3 现场操作控制盘前始终有人值守，设备异常时能够迅速停车；
6.1.4 认真查找原因故障，原因未排除前不允许再进行开车；
6.1.5 排除故障时要有厂家技术人员始终在现场进行技术指导，使用检修工具要符合标准要求，合符规范；
- 6.1.6 在检修作业过程中，必须使用铜制工具。特殊情况下经批准可以使用非防爆工具，但必须经过水淋湿处理。
6.2 处理后，现场环境恢复。在采取措施中，有效防止环境污染，立即组织力量对现场进行处理，现场恢复原貌。
