线路清管、测径、试压施工方案- 副本

报批文件 第2标段线路工程 线路清管、测径、试压 施工方案 编码 CH-G3-TS-038 监理批准人 EPC批准人 A 版本 2012.03.22 日期 批准日期 批准日期 顾大伟 编制人 苏宁 审核人 牛士力 批准人 初步使用 文件状态

长呼原油管道工程 管道三公司第2标段 线路清管、测径、试压施工方案 编码：CH-G3-TS-038 版本:A 第1页 共32页

目 录

1 编制依据 .............................................................. 2 1.1 国家行业标准规范 .................................................... 2 1.2 长呼原油管道工程规范 ................................................ 2 2 工程概况 .............................................................. 2 2.1 概况 ................................................................ 2 2.2 地形地貌 ............................................................ 2 2.3 社会依托 ............................................................ 3 3 通球、测径、试压、吹扫技术措施 ........................................ 3 3.1 施工准备工作 ........................................................ 3 3.2 管道通球清管、测径 .................................................. 9 3.3 管道水压试验 ....................................................... 10 4 施工主要设备、材料及人员 ............................................. 13 4.1 主要机具设备 ....................................................... 13 4.2 主要材料配备 ....................................................... 14 4.3 人员配备 ........................................................... 15 5 单个试压段管道通球、测径、试压、吹扫施工进度计划 ..................... 17 6 管道通球、测径、试压、吹扫质量保证措施及HSE管理措施 ................. 18 6.1 质量保证措施 ....................................................... 18 6.2 HSE管理措施 ....................................................... 19 6.3 管道清管、测径、试压、吹扫应急预案 ................................. 22 6.4 管道清管、测径、试压、吹扫HSE应急流程 ............................. 25 附件：第2标段各试压段高程断面图 ....................................... 26

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1 编制依据

1.1 国家行业标准规范

1.1.1 《原油输送管道用钢管通用技术条件》（Q/SY GJX 102－2009）

1.1.2 《油气输送管道工程用DN400及以上管件技术条件》（Q/SY GJX 106－2010） 1.1.3 《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB 50369-2006） 1.1.4 《钢质管道焊接及验收》（SY/T 4103-2006）

1.1.5 《石油天然气金属管道焊接工艺评定》（SY/T 0452-2002）

1.1.6 《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） 1.1.7 《埋地钢质管道防腐保温层技术标准》（GB/T 50538-2010）

1.2 长呼原油管道工程规范

1.2.1 《长呼原油管道工程管道线路施工技术要求》 OP-01-GI00-PL-RP-001 1.2.2 《长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程总说明（1版）》 1.2.3 《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术规格书》 1.2.4 《长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程EPC作业指导书》 1.2.5 《长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程焊接工艺规程》 1.2.6 《长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程EPC技术标书》 1.2.7 长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程线路施工图纸

2 工程概况

2.1 概况

长庆油田-呼和浩特石化原油管道工程第2标段线路总长约276km，本标段线路起自鄂尔多斯市东胜区，途径达拉特旗，包头市土默特右旗，呼和浩特市土默特左旗、玉泉区、赛罕区。管道主要设计规格为Φ457×7.1mm和Φ457×7.9mm，设计压力为8MPa。防腐采用无溶剂环氧涂料+聚氨酯泡沫塑料+辐射交联热缩材料现场补口。

2.2 地形地貌

管道沿线地形地貌主要为河套平原、丘陵、沙漠。其中丘陵地段地形起伏较大，沟壑发育，管线常常要翻越冲沟、沟谷、陡坡；河套平原和沙漠地段地势平坦、开阔，起伏较

小。

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2.3 社会依托

东胜区、达拉特旗的部分区域位于沙漠深处和丘陵区，道路崎岖，人烟稀少，经济落后，路况较差，交通较为不便，村村通公路存在路面等级较低，油面薄，转弯半径小，并且村口处均有限高钢栏杆（可拆除）等限制，大型车辆通过困难，可利用性差。包头市及呼和浩特市沿线所经区域交通条件总体较好，可利用公路有G209 国道、京藏高速、S103省道、X061和X063县道等，交通较为便利。本标段管线所经市县的有线和无线通讯网络基本畅通，一般乡镇均可接入宽带网络，施工联络较为方便。

3 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口质量的最后工序，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，我们将结合现场水源情况，对全标段的试压分段进一步细化和完善，并提出具体的通球、试压过程中控制的具体要求，以便更有效地指导施工，施工中采取以下措施确保过程可控，试验结果合格。同时，在EPC项目部的统一部署下，充分利用沿线水源以及有效资源，实现统一部署、合理调配、协调指挥，确保长呼原油管道工程管道试压的安全和投产目标的实现。

3.1 施工准备工作

分段通球清管、测径和试压应在管道下沟回填完成后进行。施工前应依据设计要求及规范规定并结合工程现场实际情况，按照审批合格的通球、测径、试压、吹扫方案进行准备工作。

试压用的压力表、压力天平、记录仪、热敏电阻电子测温仪等计量器具必须经法定计量部门校验合格，且必须在有效期内使用。 3.1.1 试压头预制

试压头由椭圆封头、短节、阀门及接管等组成。示意图如下：

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主管线钢管的材质为L415，椭圆封头材质为L415与主体管线的材质匹配，厚度满足试验压力要求，短节规格与试压段管线相同。

试压头使用前应单独进行强度试验，强度试验压力为线路设计压力的1.5倍，稳压4小时，无泄漏、无爆裂为合格。 3.1.2 收发球筒预制 3.1.2.1 发球筒制作：

a. 发球筒由短管、大小头、封头、压力表接管、压风车进气管等组成。其中短管规格与试压段管线规格相同。

b. 距发球筒管道前端0.8m顶部开一个φ50mm的孔，作为第一进气孔，在装球体管道前端1.8m处顶部开一个φ50mm的孔，作为第二进气孔。

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发球筒示意图

图中：1.压力表接头；2.短管；3.清管器；4、5压风车接管（DN50）；6.大小头 7.盲板

3.1.2.2 收球筒的制作

在一长3m与试压段管道规格相同的钢管一端焊接椭圆封头，在短管的圆弧面上均匀切割长方形孔，以便扫线时排气。

收球筒示意图

图中：1.主体管线； 2. 清管器；3. 条形排气孔；4.盲板

3.1.3 试压介质 3.1.3.1 试压介质的选择

使用无腐蚀性洁净水。设置沉降池，在泵入口处安装过滤器，防止泥沙和杂物进入管道，水过滤器的网眼不低于40目，进入管道的试压水PH值宜为6-9，总的悬浮物不宜大于50mg/L,水质的最大盐分不宜大于2000mg/L,达到要求后方可注入管道。 3.1.3.2 水源

注水之前应从选定的水源采集样本进行化验分析，确认试压用水清洁，ph值为中性，对管道没有有害影响，应将水分析化验报告提交监理。

示意图如下：

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蓄水池应有多级沉淀的功能，试压用水应经过沉淀以保证满足试压用水的需要。 3.1.4 试压设备的选择

根据工程实际需要合理配置试压设备，主要包括：空气压缩机、清管器、注水设备、仪表、钢管和管件等。

3.1.4.1 试压用的仪表在使用前应经过有资质的计量检测部门检测合格，并经监理确认后方可使用。

3.1.4.2 临时配管、管件、阀门、法兰、垫片、螺栓和其他试压配件能在额定压力或更高压力下使用。

3.1.4.3 注水泵，高压泵和试压头用刚性配管连接。 3.1.5 管道试压分段 3.1.5.1 试压段的划分原则

管道应在下沟后进行分段通球清管和分段试压。试压段落的起止位置，宜设在线路阀室、场站进出口位置，以利于安装。如清管、试压排放位置不合适，可酌情前后移动位置。

a. 管道穿越铁路、二级及以上干线公路要按设计要求进行单体试压，试压压力和稳压时间要按照设计要求进行。

b. 管道穿越二级以下公路的管段，试压与所在管段一并进行。

c. 本标段的中型河流大开挖穿越段管道要按设计要求进行单体试压，试压压力和稳

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压时间要按照设计要求进行。

d. 分段试验管段长度不超过阀室间的管段长度。应保证试压段高点处的压力不小于试验压力，低点处试压时所承受的换向应力不得大于管材最低屈服强度的0.9倍；对于大高差地段，低点处试压时所承受的换向应力不得大于管材最低屈服强度的0.95倍。 3.1.5.2 试压段的划分区域

本标段主线路线路设计压力为8.0 MPa，强度试验压力10.0MPa，严密性试验压力为8.0 MPa。

根据试压段的划分原则和本标段的高程断面图，以及沿线各种规格管材在90%屈服强度和设计的最高强度试验压力值下，经计算允许的最大高差值,结合现场水源和施工进度完成情况, 经过应力核算和与设计运营工作条件下各点的强度压力值相比较，本标段从BE001-BJ016桩一共划分13段,所有分段满足设计要求。

详见试压分段表:

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长呼原油管道工程第2标段线路试压分段表

高程(m) 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 起始里程 0 29.41 43.286 62.744 69.74 89.74 107.75 137.784 150.039 174.837 205.79 231.209 253.665 29.41 43.286 62.744 69.74 89.74 107.75 137.784 150.039 174.837 205.79 231.209 253.665 266.837 起始桩号 BE000+1 BE028 BF001 BF056+1 BF083 BF112 BF134 BF160 BG012 BG030 BH016 BH035 BI005 BE028 BF001 BF056+1 BF083 BF112 BF134 BF160 BG012 BG030 BH016 BH035 BI005 BJ016 长度（km） 29.41 13.876 19.458 6.996 20 18.01 30.034 12.255 24.798 30.953 25.419 22.456 13.172 最高点 1526.84 1458.29 1473.62 1441.84 1361.52 1271.95 1125.84 996.09 996.29 993.44 1006.91 1026.59 最低点 1396.79 1317.97 1357.78 1355.63 1223.5 1125.84 998.22 995.6 992.89 989.43 994.33 1007.96 高差(m) 130.05 140.32 115.84 86.21 138.02 146.11 127.62 0.49 3.4 4.01 12.58 18.63 22.559 90%屈服压力值(Mpa) 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 11.95 试压压力(Mpa) 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 试验段管材规格 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 7.1\\7.9 备注 1050.37 1027.811

8006001200100016001400长呼原油管道工程 管道三公司第2标段 线路清管、测径、试压施工方案 编码：CH-G3-TS-038 版本:A 第9页 共32页

第2标段高程断面图如下图所示：

2标段高程断面图高程 里程 375467841111481982392613.2 管道通球清管、测径

3.2.1 原则

在进行分段试压前必须采用清管器进行分段通球清管，通球清管的排放口不得设在人口居住稠密区、公共设施集中区，以接收端口不再排出杂物且排出空气为无色透明无水迹时为合格。

3.2.1.1 清管器使用前，应检查清管器的外型尺寸变化、划伤程度，对磨损较大的应更换。 3.2.1.2 为了保证管内清洁，在试压前应对残留在管内的污垢、焊渣、氧化皮等杂物进行清理，清理的方式是利用压缩空气推动清管器将管内的杂物清理干净，其步骤为：

a. 第一步：采用皮碗+直板式清管器先进行清扫，清除固体物质和碎屑。 b. 第二步：采用皮碗+尼龙刷清管器，清除管内壁上的灰尘、焊渣和氧化皮。 c. 第三步：再次采用皮碗+直板式清管器先进行清扫，清除管道内的其它物质。 d. 第四步：采用带测径板的清管器在测径的过程中再次清扫，测径铝板厚度为 8mm，按 45 度间隔做径向切口。直径等于该管段内径的 90％，以保证清管器在管道内正常行进。

3.2.1.3 通球清管时，清管器在管内的行走速度要保证匀速, 通过压缩机排气量和压力表来控制清管器的行走速度，一般清管器的行走速度宜控制平均在4-5km/h为宜，工作压力

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宜为0.05Mpa-0.2Mpa，对于在管道清扫中出现的清管器受阻现象,分析原因,并适当提高推动压力。于管道变形造成不能正常清扫和测径,应采取必要的应急措施,对管道进行修补。 3.2.1.4 当清管器距收球筒约 1000m 时，发球端应降低排量，使清管器慢慢进入收球筒内，以防因撞击而损坏清管器和收球筒。

3.2.1.5 当清管器到达收球筒后，待管内压力降到与大气压力相同时，再将收球筒打开，取出清管器。

3.2.1.6 通球扫线和测径效果检查

a. 清管时应及时检查清管效果，必须使管内的水、泥土、杂物清理干净，以接收端口不再排出杂物且排出空气为无色透明时为合格。对于不能达到要求的应进行再次通球扫 线。

b. 清管时作好压力记录，在收球处应观察气体和水色变化。 c. 通球扫线结束后应及时将收球筒上的盲板封堵。

d. 将清管器从收球筒中取出，测径板无变形、褶皱为合格。对于测径板有较大变形的，应对原因进行分析，并对缺陷部位进行处理。

e. 通球扫线、测径完毕后，监理、EPC、施工单位代表现场签字认可。

3.2.1.7 管道通球清管、测径合格后，要拆除收发球筒，及时安装试压头，防止管内进入灰尘、水或异物，保证试验管段试压时内部清洁，必要时管段两端可用盲板密封。

3.3 管道水压试验

为了保证管道运营的安全，在管道投产前按设计要求进行强度和严密性试验，根据试压分段起始点的强度和严密性试压值，对管道进行分段试验。本标段强度试验压力值是设计压力的1.25倍，稳压均为4小时，合格标准为压降率不大于1%，且不大于0.1MPa；严密性试验压力值为设计压力值的1.1倍，稳压24小时，合格标准为压降率不大于1%，且不大于0.1MPa。在注水试压前，应再次对试压系统进行检验和确认。

试压用水必须满足以下要求: a. PH 值 6～9；

b. 盐份含量最大 2000 毫克/升； c. 总悬浮物 50 毫克/升。

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注入管道内的水应经过沉淀池、过滤网、流量计。管道完成注水作业后，在监理工程师到场并经过监理工程师批准后开始实施水压试验。在环境温度低于5℃时，水压试验应采取防冻措施，试压完成后应立即对被试管段进行清管，并将试压设备及阀门内的水排尽。试压流程如下：

安装注水、试压系统 注水排气 管道强度试压 合格 管道严密性试压 合格 排水、吹扫 不合格 泄压处理 施工准备 清管、测径 合格 拆除清管、测径系统 不合格 泄压处理

3.3.1 强度试验

3.3.1.1 当管道注满水后，利用升压系统对管道进行升压，缓慢地增加试验压力，达到试压段最高点的最低试验压力的30%稳定15分钟，检查所有的管件和连接段，看是否有漏水情况；继续增大压力至试验压力的60%稳定15分钟，检查漏水情况和系统的完整性；然后根据规范要求，继续增加压力，直到试验压力。

3.3.1.2 在升压过程中，不得撞击和敲打管道，稳压期间安排专人负责巡逻，发现管道破 裂和异常情况，应立即通知停止试压。

3.3.1.3 当试验压力达到强度试验压力值时，停止加压，以便管段内的压力自行平衡，并 再次检查阀门和管线是否有异常现象。在确认一切正常后，观察 5 分钟，压力无明显变化时，开始记录稳压。压力自动记录仪在升压和稳压过程中要全程监控，同时测量记录管内液体温度。测量记录环境温度、大气压力，进行强度试验。

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3.3.1.4 当压力稳定后，试验管段即开始 4 小时的强度试验。在稳压试验的前 30 分钟，每5 分钟记录一次压力天平的数值，下个 30 分钟每 10 分钟记录一次压力天平的数值。在下一个小时每 15 分钟记录一次，以后每 30 分钟记录一次。

3.3.1.5 强度试验在规定的最低测试压力下保持 4 个小时，没有发生爆管、无渗漏、压降不大于 1%试验值，且不大于 0.1Mpa，则强度试验就可验收通过。

3.3.1.6 试压期间如果发生管道破裂，应立即停止升压，选择适当的泄压点将管道内的压 力释放。对缺陷处进行修补，确认后重新进行压力试验，直到合格为止。验收通过，确认为合格。

3.3.2 严密性试验

3.3.2.1 强度试验合格后进行严密性试验。

3.3.2.2 降压，将试压管段最高标高点的压力（最高点压力）降到严密性试验的压力。从接收端试压头泄压，有利于注水清管器完全进入到试压头内。

3.3.2.3 严密性试验压力稳定后，开始 24 小时的严密性试验。在整个严密性试验过程中， 记录仪和压力天平持续工作。每 15 分钟记录一次压力和实际时间。每 1 小时记录一次管壁和地面温度。

3.3.2.4 检查外部管道和管件有无泄漏情况，如果可能，将泄漏水泄到容器内，或者计算 它的数量。如果试验管道发现看得见的泄漏，要立即泄压，修补漏点后再次升压至规定压 力，重新开始 24 小时严密性试验。

3.3.2.5 试压期间，线路上须选派人员分段巡查，及时检查试压段的管道质量，发现泄漏要及时报告处理。

3.3.2.6 在规定的最低压力下，严密性试验维持 24 小时，压降不大于 1%试验值，且不大于0.1Mpa，则严密性试验合格。

3.3.2.7 严密性验收，监理、EPC、施工分包商签字认可。 3.3.3 降压排水

3.3.3.1 试压后排放水的排放地点要满足当地水利和环保部门的要求并经其同意，不得随意排放。

3.3.3.2 排水管道应固定。

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3.3.3.3 一般地段通过排放口自然排放，在采用压缩空气推动排水清管器。

3.3.3.4 地势起伏较大的地区，应根据高程确定控制排水口的压力，并设足够背压。 3.3.3.5 试压验收通过后，缓慢开启放空阀门，进行泄压，限制水流速度。 3.3.3.6 应采取有效措施防止排水时对地面造成冲刷切割和水土流失； 3.3.3.7 试压头拆除：当管体内水不再自然流出时，将试压头从管体上割除。 3.3.4 清管扫水

3.3.4.1 开启压缩机，发射皮碗清管器，将水从试压段内排出，为防止在扫水时产生气堵现象，清管器的行进速度不宜过快，控制在 4-5km/h，排水时要特别注意防止在管段排水 时憋压。高差过大地段在必要时采取背压等技术措施，减缓清管球的运行速度。 3.3.4.2 重复上述操作直至清管器到达接收端的时候，清管器前没有流水，试压后通球次 数不能少于皮碗式机械清管器 4 次。在最后一次清管时，要在清管器上安装测径板，再次对管道进行测径，检查管道是否因充水试验发生变形。

3.3.4.3 用皮碗清管器排水后，应使用泡沫清管器进行吸水，直到泡沫清管器在接收时是 干燥的。

3.3.4.4 清管扫水验收，监理、EPC、施工分包商签字认可。 3.3.5 收、发球筒拆除

扫水验收合格后，将收、发球筒从管体割除。 3.3.6 试压验收

以上所有内容全部合格，并通过监理、EPC、施工单位签字认可，该段试压结束。

4 施工主要设备、材料及人员

4.1 主要机具设备

序号 1 2 3 4 设备名称 货车 客货车 打压车 发电机 规 格 5t BJ1041 TTL 36KW 单位 辆 辆 台 台 数量 1 1 1 2 备注 运输 值班车 试压 供电

序号 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 长呼原油管道工程 管道三公司第2标段 线路清管、测径、试压施工方案 编码：CH-G3-TS-038 版本:A 第14页 共32页

设备名称 空压机 空压机 高压空压机 清管器 清管器跟踪仪 压力天平 压力自动记录仪 一体焊机 潜水泵 潜水泵 倒链 倒链 规 格 34 m3/min 20 m3/min 20 m3/min ZS-457 DH4301 6″ 4″ 10t 2t 单位 台 台 台 套 台 台 台 台 台 台 个 个 数量 1 2 1 10 2 1 1 2 2 2 2 2 备注 吹扫 吹扫 吹扫 通球 测量 测量 测量 焊接 排水 排水 吊装 吊装 4.2 主要材料配备 序号 1 短管 2 快开盲板 3 无缝钢管 4 无缝钢管 5 无缝钢管 6 无缝钢管 7 椭圆封头 8 椭圆封头 9 高压闸阀（球阀） 10 高压闸阀（球阀） 名 称 规格型号 φ457 L415 DN550 PN4.0Mpa φ219×8 20# φ159×7 20# φ108×6 20# φ89×5 20# DN457 PN25Mpa DN200 PN10Mpa DN200 PN20Mpa DN150 PN20Mpa 单位 m 套 m m m m 个 个 个 个 数量 45 4 150 200 100 150 10 2 15 6 备注 制作试压头 制作 配高压弯头20个 配高压弯头20个 配高压弯头20个 配高压弯头10个 空压机汇流小罐

序号 长呼原油管道工程 管道三公司第2标段 线路清管、测径、试压施工方案 编码：CH-G3-TS-038 版本:A 第15页 共32页

名 称 规格型号 DN100 PN20Mpa DN80 PN20Mpa DN80 PN4.0Mpa DN150 PN4.0Mpa DN15 PN25 Mpa DN15 单位 个 个 个 个 个 个 个 块 块 个 台 台 台 个 个 m2 m2 m2 根 套 数量 10 15 6 2 40 各40个 30 16 4 100 10 5 5 120 4 10 8 15 20 1 备注 11 高压闸阀（球阀） 12 高压闸阀（球阀） 13 止回阀 14 止回阀 15 针型阀 16 针型阀座、压力表座 、温度计座 17 缓冲表弯 接压力表、压力天平 8-聚脂杯形皮碗 4-聚脂杯形皮碗 4-聚脂杯形皮碗 加强筋 加强板 管口盲板 试压水过滤 18 压力表（0.4级精密） YB-150 PN25 Mpa 19 压力表（0.4级精密） YB-150 PN1.6 Mpa 20 清管器皮碗 21 注、排水清管器 22 测径清管器 23 吹扫清管器（带软尼龙鬃盘刷） 24 泡沫清管器 25 千斤顶 26 钢板 27 钢板 28 钢板 29 道木 30 过滤器 DN457 DN457 DN457 DN457 子弹头型 16T δ20 δ14 δ1.5 1.5m 40目 流量600m3/h 4.3 人员配备 序号 1 工种/岗位 机组长 人数 1 备 注 序号 7 工种/岗位 起 重 工 人数 1 备 注

序号 2 3 4 5 6 长呼原油管道工程 管道三公司第2标段 线路清管、测径、试压施工方案 编码：CH-G3-TS-038 版本:A 第16页 共32页

工种/岗位 技 术 员 QHSE 员 电 焊 工 管 工 机 械 人数 1 2 4 2 3 备 注 序号 8 9 10 11 12 工种/岗位 电 工 气 焊 工 泵 工 司 机 普 工 人数 1 1 2 2 6 备 注 合 计 26人

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 工序 长呼原油管道工程 管道三公司第2标段 线路清管、测径、试压施工方案 编码：CH-G3-TS-033 版本:0 第17页 共32页

5 单个试压段管道通球、测径、试压、吹扫施工进度计划

天数 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 设备人员调迁 收发球筒预制 试压头预制 安装收发球筒 管道通球清管 管道测径 拆除收发球筒 安装试压头 试压段上水 管道试压 试压段排水 拆除试压头 二次安装收发球筒 管道吹扫 二次拆除收发球筒 管段密封、连头

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6 管道通球、测径、试压、吹扫质量保证措施及HSE管理措施

6.1 质量保证措施

项目部为了加强管道通球、测径、试压、吹扫施工现场管理,严格控制各工序质量,在 EPC 项目质量管理小组领导下和质量管理办公室（质量部）的组织下对施工机组进行现场质量控制和管理，为强化管理，提高质量，打造精品工程这个目标而奋斗。 6.1.1 质量目标

6.1.1.1 总体质量目标：试压一次合格率100%。 6.1.1.2 工程设备、材料质量合格率100%。 6.1.1.3 试压焊口焊接一次合格率100%。 6.1.2 质量控制机构

6.1.3 质量控制措施

6.1.3.1 应审查试验的全套设备，材料保证书及所附的系统清单，以确保：设计的成套设备所带的管道系统的材料及其压力等级符合规定的试验压力、试验装备的压力等级与试验

质量员 QHSE项目总工 安全总监 项目生产副经理 项目经理 项目经营副经理 工程部部协调部 试压机组 安全员

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要求相符、管道系统的装配与经批准的图纸及规定相符。

6.1.3.2 应审查管道系统焊接的原始记录，以确保：全部管道系统的焊接，包括无损检测都在压力试验前已经完成，试压段管道焊口全部合格。

6.1.3.3 试压用的压力天平或压力表在使用前应经监理指定的法定计量部门进行检定，并在有效期内使用。

6.1.3.4 管道分段试压采用清洁水为试压介质，为防止泥沙和杂物进入管道，应设置沉降池，并应在泵入口处安装过滤器。

6.1.3.5 试验的环境温度应符合标准规定。

6.1.3.6 强度试压和严密性稳压时间和压降符合规范规定。

6.1.3.7 应检查系统的泄漏情况，发现阀门泄漏，应坚固该阀门的螺栓。

6.1.3.8 如果发现了漏点，应建立一附设的清单并标记该点，然后按批准的过程进行修复，在修复后此应按本节的上述步骤重新试压。 6.1.3.9 压力试验前，应检查所有管线和系统。

6.1.3.10 试压管段的首端应安装1个压力自动记录仪和压力天平，管段压力读数以压力天平为准。

6.2 HSE管理措施

6.2.1 执行标准

6.2.1.1 依据国家有关卫生、安全、环境法律法规；

6.2.1.2 《建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定》（原劳动部1996年第3号令） 6.2.1.3 《健康、安全与环境管理体系》(Q/SY1002.1-2007) 6.2.1.4 《环境空气质量标准》(GB3095-2012) 6.2.1.5 《地表水环境质量标准》(GB3838-2002) 6.2.1.6 《地下水质量标准》(GB/T14848-93) 6.2.1.7 《土壤环境质量标准》(GB15618-2008)

6.2.1.8 《中国石油天然气集团公司生产安全事故管理办法》(中油安字[2007]571号) 6.2.1.9 《安全帽生产与使用管理规范》(Q/SY1129-2007)

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6.2.2 HSE控制措施

在水压试验进行期间，承包商严格执行HSE管理制度，保证所有管道施工人员和公众的健康和安全。

6.2.2.1 清管试压工作进行前，应由项目HSE监督员对参加试压人员进行有关安全教育。 6.2.2.2 承包商HSE体系在试压期间，为职工提供劳动保护用品。所有的试压人员都要得到充分的安全教育，并且以前有参加过试压工作的经验。 6.2.2.3 清管、试压工作设备应由专人负责操作。

6.2.2.4 试压工作每天基本上工作24小时，所以工作人员要熟练自己的岗位，在工作上能谨慎操作，轮流作息。

6.2.2.5 承包商在施工交接班前，应有班前会议，交接清应注意事项。

6.2.2.6 试压前应通过各种形式，向沿线所经过的城市、村庄的居民通知试压时间，所经过的地区及注意事项。

6.2.2.7 清管施工时，现场出口前方60m、左右30m内设好警戒区；警戒区内设置警示牌、警示灯等警示标志、安全防护线，并派人值守。标志上要有用中英文两种文字标出： “警告-管道在进行高压试验WARNING-PIPELINE UNDER HIGH PRESSURE TEST” “切勿靠近KEEP OUT”等。

6.2.2.8 为了安全和更好的工作，承包商在试压时应准备照明系统。

6.2.2.9 在清管和试压的全过程中，应保持通讯联系畅通，信息传递及时，交通工具配备充分。以便所有参与试压的工作人员能够相互通报在试压期间的试压状态和出现的问题。在所有的试压现场的要备有当地医院和应急机构的电话号码。

6.2.2.10 在所有的试压现场的要备有当地医院和应急机构的电话号码。 6.2.2.11 对水压试验工序要进行减轻危害分析，具体重点在试压头处。 6.2.2.12 在沿施工作业带有高压线位置设置警示标志。 6.2.2.13 在试压场地要备有性能良好的车辆和急救设备。

6.2.2.14 试压时，试验棚、管汇、压力泵、仪表等设备仪器必须在距试压管线200m之内。 6.2.2.15 管道升压、降压时，试压区域内未经过HSE监督员准许的人员严禁进入，禁区内的居民应暂时撤离到安全地带，无关人员、车辆不得进入禁区。升压过程中，工作人员不

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得沿管道检查。

6.2.2.16 管道试压前，必须对管线、阀门等进行检查，其开启状态符合要求，试压的管段不准同时进行其他作业。

6.2.2.17 管道升压时，试压设备应与试压管道至少保持20m的距离，且应放置在其侧面；与试压车和主管道相连的试压管应与地面加固。

6.2.2.18 试压场地必须具有充分的消防设备、逃生梯；噪音应控制在要求的范围之内，相应采取其他的HSE措施。

6.2.2.19 焊接的封头必须经检查合格，且经过压力试验。升压时，封头对面100m内不准站人，发现泄露时应立即停止升压，不准带压补焊。

6.2.2.20 所有参加试压人员要熟悉操作流程，防止错误操作，重要操作要有专人负责。 6.2.2.21 焊接和切除试压头以及连头，应使用和焊接主体管线相同的HSE标准。 6.2.2.22 水压试验的所有临时焊口必须按长呼原油管道工程焊接工艺规程焊接然后由无损检测单位进行检测，并由试压检查员确认。

6.2.2.23 在试压管段周围，与试压作业没有直接关系的主要管道禁止工作。在管道进行试压加压时，所有不需要直接参与试压操作人员（检漏，拧紧垫圈，操作泵，记录数据等）的行动要加以限制，尽可能不要进入试压作业区。

6.2.2.24 检查所有软管，管件，接头和阀门的正确压力等级。软管不论承受压力等级如何，都不得用于连接高压泵和试压头。

6.2.2.25 控制和保护注排水管和软管的安全。

6.2.2.26 禁止维修和拆除带压管件，即使压力表读数为零，也要使阀门处于完全打开的状态，并且操作符合相关要求。

6.2.2.27 在试压场地要备有性能良好的设备和备用设备；特别是观察设备的渗漏油状况。 6.2.2.28 设置储油罐应符合环境要求，加油时的漏油要用瓶、罐接住。 6.2.2.29 夜间、雨天施工应采取措施，24小时轮流值班。

6.2.2.30 参加试压的工作人员的都要具有关于HSE的资格、培训记录和以前试压经验。 6.2.2.31 提供试压头的压力试验的合格记录。

6.2.2.32 试压完后，管道排水的地点、数量、质量必须得到当地环保机构和相关部门的确

认和批准。

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6.2.2.33 在所有的试压程序中一定要加强完善的后勤管理。

6.2.2.34 所有清管、测径、试压、吹扫的过程都要严格按照安全操作规程执行。

6.3 管道清管、测径、试压、吹扫应急预案

6.3.1 应急反应的原则

6.3.1.1 建立一套直观、实用的应急反应活动； 6.3.1.2 按“保护生命、环境和财产”优先权排列； 6.3.1.3 保护公司财产和保护公司的形象； 6.3.1.4 满足EPC、监理和公司的安全要求。 6.3.2 应急反应组织机构的职责

6.3.2.1 提供人身救护、撤离、营救和医疗处理系统。 6.3.2.2 预防、削减和监测应急反应对环境造成的影响。 6.3.2.3 与主管部门、相关部门和其它相关方的联系。 6.3.2.4 调动项目设备、设施和人力系统。 6.3.2.5 调动第三方资源，作为应急支持的安排。 6.3.2.6 培训应急反应队伍。 6.3.2.7 配备必要的应急器材。 6.3.3 职责

6.3.3.1 试压机组长/负责人

a. 负责对任何紧急情况作出反应。 b. 负责召集、指挥应急小组成员。

c. 有权调动“项目应急计划流程图”中规定的财物和人力;接收信息并保留记录。 d. 指定一名记录员并确定控制点。

e. 紧急情况结束后通知有关各方,收集事件报告供HSE管理者代表组织调查和分析。 f. 外出时要指定代理负责人,并告知项目HSE办公室。 6.3.3.2 现场专职HSE监督员

a. 检查控制点并分析形势

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b. 协助现场机组长/负责人 c. 检查应急电话号码是否正确 d. 必要时就当时的情况提出建议 e. 监督安全协调员和应急小组 6.3.3.3 兼职HSE监督员

a. 协助应急小组 b. 向现场提建议 c. 监视现场情况 d. 监视“流程图”通知书

e. 保证应急小组和现场机组长/负责人在发生紧急情况前能得到全部资料和现场计划。

f. 事故后听取应急小组对处理情况、设施和设备的意见,并提供改进建议。 g. 确保有关方面能编写并提交所有报告。 6.3.3.4 应急小组

a. 紧急赶赴事故现场 b. 听从组长和现场经理指挥 c. 征求监督员或安全协调员的建议 d. 必要时求援

e. 必要时对任一问题提出建议 6.3.3.5 医务人员

a. 提供急救援助 b. 协助应急小组 c. 对受伤人员进行救治 d. 必要时求援 6.3.3.6 记录员

a. 进行紧急事件记录

b. 按照“流程图”通知应急组织

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c. 必要时联系地方部门(警察、消防队、医院) d. 确定控制点 6.3.3.7 所有其他人员

a. 到位签到 b. 待命

c. 按要求提供协助 d. 在事故结束前坚守岗位 e. 听从指挥 f. 熟悉自己的职责 g. 收听事故警报

h. 联系监督员和现场安全协调员确定是否需要援助 i. 如发现情况通知有关人员,并做出必要反应。 j. 无把握时要询问清楚,不得想当然。 6.3.4 项目应急准备

6.3.4.1 开工前应了解营地或工地附近的医院规模、能力及联系电话等信息； 6.3.4.2 了解当地消防队及其他救援机构位置联系电话等；

6.3.4.3 根据施工现场的自然环境和施工作业情况，在现场配备急救药箱； 6.3.4.4 施工现场和营地配备必要的消防设施； 6.3.4.5 现场作业时保证有一辆值班车在现场；

6.3.4.6 项目部应掌握各机组的联络方式、距离及交通情况等信息。 6.3.5 确保严阵以待

6.3.5.1 应急响应计划指定的人员必须忠于职守,一旦出现紧急情况能随时做出快速反应。

6.3.5.2 要随时更新和检查在册人员,掌握有关各方人员的变更情况。 6.3.6 报告要求

6.3.6.1 按照事故及项目要求,必须向其报告所有紧急情况。 6.3.6.2 按照准则要求,联系指定人员,报告事故地点与事态。

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6.3.6.3 必须记载并保留紧急事故记录。

6.3.6.4 必须使用规定表格进行记录,以便于有关人员掌握情况。

6.4 管道清管、测径、试压、吹扫HSE应急流程

文件名称项目应急 响应计划

发生紧急情况 现场负责人 做出判断 调动急救车辆/设备现场应急小组 项目部：0472－8807060 值班员通知应急领导小组有关人员 应急区域驻地现场 应急领导小组奔赴现场 应急领导小组立即调动资源，并根据情况决定是否调动相关方资源

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附件：第2标段各试压段高程断面图

（1） BE000+1～BE028高程断面图

高程 1550

1500

1450

1400

1350

1300 1357911

（2） BE028～BF001高程断面图 高程 1430 1420 1410 1400 1390 1380 1370 1360 135030

里程 13151719212325272931里程 3134353637394041414344

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（3） BF001～BF056+1高程断面图 高程 1500 1480 1460 1440 1420 1400 1380 1360 1340 1320 1300 1280 44464849505253

（4） BF056+1～BF083高程断面图

高程 里程 5456565758606263146014401420140013801360134013201300里程 6364656667676869697070

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（5） BF083～BF112高程断面图 高程 1400 1350 1300 1250 1200 1150 7071747879

（6） BF112～BF134高程断面图

13001250120011501100105087899092949899103106里程 80818384858687高程 里程

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（7） BF134～BF160高程断面图 1150高程 1100 1050 1000 950 900 108112117122122

（8） BF160～BG012高程断面图

里程 124126128130133134138高程 998.5998997.5997996.5996995.5995994.5994139142146147148150151里程

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（9） BG012～BG030高程断面图 高程 997 996 995 994 993 992 991 990 989 988 151154157159160

（10）BG030～BH016高程断面图

里程 164165169174175176994993992991990989988987高程 176184189193196198200203里程

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（11）BH016～BH035高程断面图

高程 1010 1005 1000 995 990 985里程 207208211212213214216220224228228229231232

（12）BH035～BI005高程断面图

高程 1030102510201015101010051000995232234235238240241242243244245246247248251252252254里程

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（13）BI005～BJ016高程断面图

1055105010451040103510301025102010151010高程 里程 254255256259259261262263264265266267

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