泵站技术要求

第一篇：泵站技术要求

泵站土建施工技术要求

一、工程名称：浑蒲灌区续建配套与节水改造一期工程前马闸管理房。

二、工程概况：。。。。。建筑面积为：106.2m2；

三、建筑标高：本工程管理房室内地面设计标高为+0.00m，相当于绝对标高00.100m，室内外高差0.30m。

四、建筑层数层高及总高度：本工程地上为一层，建筑总高度为3.60m。

五、结构形式：本工程为砖混结构。

1、基础：毛石条型基础；

2、结构形式：砖混结构；

3、墙体：外墙为370厚承重空心砖，外帖60厚苯板保温,具体做法参见图集02J121-1A部分页数。内纵横墙除卫生间的隔墙为120厚非粘土承重空心砖外，其余均为240厚，非粘土承重空心砖。

4、现浇钢筋混凝土梁、柱、楼板。

六、建筑构造：

1、屋面：坡屋面：坡屋面防水等级为二级，屋面为非上人屋面；保温层为厚50mm聚苯板，抗压强度应不低于0.18Mpa，导热系数为0.043W/m．k；防水层采用改性沥青防水卷材，厚度为30mm；

2、地面：管理房室外台阶地面为毛面花岗岩地面，室内门厅、办公室、起居室地面为人造理石地面，卫生间地面为防滑地砖地面；

3、踢脚：均做与地面同材料的踢脚；

4、内墙：卫生间和厨房为贴白瓷砖到顶，其余均为混合砂浆打底,刮大白，刷涂料；

5、外墙：喷高档外墙涂料,颜色详见立面图；

6、顶棚：采用轻钢龙骨吊顶；

7、门窗：入口门为防盗保温门，内门为实木门，外窗均采用单框双玻璃塑钢窗，门窗均为普通玻璃，白色窗框，门窗尺寸均为洞口尺寸，安装施工前应现场实测，订货安装；

8、油漆：内门刷乳白色调和漆二道；

9、散水：采用细石混凝土散水；

10、所有预埋木件均需满涂防腐油,铁件均应刷防锈漆两道；

11、排水：屋顶均采用有组织排水。

七、基础工程: 基础形式为条形基础。详见基础施工图。

八、工程材料:

1、钢筋：∅-HPB235 ,fy=210N/mm；∅-HRB335,fy=300N/mm；

2、混凝土：基础部分：C20；上部结构：C30；

3、砖砌体：非粘土实心砖MU10，水泥砂浆MU7.5；

九、门窗,电表箱,消火栓过梁: 施工中应根据建施图中门窗洞口、电表箱、消火栓位置、宽度、墙体厚度及标高进行施工。

十、结构施工要求:

1、当地下开挖近基础底标高时,勘察单位应会同有关单位进行验槽,进一步查清地层构造,确定地基实际承载力，若发现实际地质条件与地质勘察报告不符时,设计单位将根据勘察单位提供的新地质报告重新设计；

2、楼板内下部受力钢筋伸入支座的锚固长度(图中注明者除外),在边支座不小于5d(d为钢筋直径),且不小于100mm，在中间支座处伸至支座中心线,且不小于5d.上部钢

筋在边支座处满足锚固长度；

3、板中未柱明的分布钢筋均为∅6@200；

4、柱支模时应注意检查柱位的准确度,校准后方可施工,应避免柱筋偏位过大；

5、粱内纵向受力钢筋搭接和接头允许位置，每次接头为25%钢筋面积，悬臂梁不允许

有接头或搭接；

6、在柱纵向钢筋搭接长度范围内,箍筋要绕过两根钢筋,弯钩要相应加长,搭接处两根钢

筋 应贴箍筋放置,不应一内一外，箍筋各肢尺寸应准确,以保证主筋的位置准确,箍筋弯折半径应与主筋相同；

7、各种设备管道穿过楼板需要的孔洞宜予留,板孔洞小于300mm者,本工种不予表示 ,核对各专业图后予留孔洞，板内受力钢筋绕过洞边不得切断,板孔洞大于300mm者,按图纸在孔洞 边设置加强筋；

8、除图中以注明的预留孔洞,套管外,在梁及柱中不许另设孔洞,套管及接线盒等；

9、建筑门窗埋件,栏杆埋件等见厂品安装图；

10、本工程使用的所有材料均应满足现行规范或规程的要求,钢筋应有出厂质量证书或

试验报告单,进场钢筋的验收尚应按有关标准规定抽样作机械性能试验,合格后方可使用,不得使用锈蚀严重及油污的钢筋；

11、根据本工程特点及所处环境优先选用最佳水泥品种；

12、建筑物防雷利用柱钢筋作引下线时,这些钢筋必须焊接并与柱主筋 焊接成网,具体

位置,要求见电施图；

13、钢筋锚固长度：Ⅰ级钢筋 25d，Ⅱ级钢筋35d（d为钢筋直径）；

14、施工时应先砌墙留马牙槎后浇构造柱混凝土；

15、未经技术鉴定及设计许可不得变更结构的使用环境和功能；

16、未尽事宜按现行有关施工,验收规范及规程执行。

第二篇：液压泵站技术协议

DGTA20120038

正本

成都科技有限公司

液压油站

技 术 文 件

设备名称: 液压油站

二○一二年 七 月

1.1 设备名称：DGXT12020 液压泵站（卓尔能）

1.2 数量：1 套

2．设备用途

为试验设备提供液压动力源

3．设备使用条件

3.1 安装位置：室内

3.2 能源介质、气象条件：

(1)气象资料

气温：月平均气温最高35 摄氏度, 极端最高气温38 摄氏度, 月平均最低气温5 摄氏度，年平均气温：25 摄氏度。

(2)电源：

电机电压：380 V 电磁铁电压：DC24V。

频率：50 Hz。

4．设备组成及主要技术参数

4.1 设备组成油箱.泵.电机.阀组.附件.执行元件.电控部分

4.2 设备技术参数及要求

(1)液压站规格及性能要求

a.油泵：公称流量：Q= 7 L/min，工作压力：P= 10 MPa

电机参数：电机型号：M2QA-110L-4-B5，功率：2.2 Kw，转速： n=1450rpm

工作制度： 间歇工作

b.下部油箱

容量:50 L

材料:Q235

(2)系统工作介质

a.系统工作介质：VG46#抗磨液压油

b.工作介质粘度：46cst@40°C

c.工作介质清洁度：NAS9 级（NAS1638 标准）

d.系统正常工作油温范围： 30℃≤t≤60℃

(3)各用电元件电源参数：

a.电磁换向阀：V=DC24 V

b.电机：V=380 V 50Hz

5．技术要求

5.1 材料要求

钢结构构件材料应符合国家相关标准要求。

5.2 工作要求

1.满足流量和压力要求。

2.带有冷却器。

3.按照原理图配置相应控制阀。

5.3 涂装要求

设备色标按卓尔能机电设备（上海）有限公司标准要求执行。

6．设备供货范围及装备水平

6.1 供货范围

(1)液压站1 套。

(2)液压站说明书和质量合格证。

6.2 交货状态

液压站应在制造厂整体装配好。

油循环前的清洗、除锈等工作均由设备制造厂负责，按相关标准 执行。

6.3 检验

设备交货前5 天，供货方应提交检验大纲，并按检验大纲对设备 进行检验。

7.设计分交、审查及资料交付

7.1 设计分交范围

液压系统由设备制造厂家负责设计。

7.2 设计审查

合同签订后第2 周进行设备设计审查。

7.3 资料交付

供货方必须保证提交技术资料的完整性与正确性。该技术资料必 须满足设计、施工、试运行、生产和维护的要求。

(1).设备交货时提供以下资料：

装配总图、产品合格证、质量证明书、设备维护和运行操作说明 书、安装使用说明书及液压站系统原理图一张(含电磁铁动作表)。

8.保证项目及考核指标

制造厂在质量保质期内对因制造原因引起的任何缺陷、故障、损 坏负责，并对质量可靠性担保。

8.1 保证项目

a.保证压力达到设计值要求；

b.保证流量达到设计值要求；

c.保证系统清洁度达到NAS9 级；

d.保证油缸动作满足机械设备要求。

E,保证马达动作满足机械设备要求.8.3 设备保证期

设备保证期为负荷试车后12 个月。

9.指导安装及设备调试

在设备安装期间，乙方应向甲方提供指导安装服务，以保证施工的安装人员进行设备组装、安装工作以及相关工作的正确性，并使这 些工作遵守安装的要求。

设备交货后，成都比力科技有限公司检查设备的完整性.具体意 见可以向我们公司反馈。

10.设备交付时间及交付地点

10.1 设备交付时间：收到预付款后2.5 个月。

10.2 设备交付地点：成都。

11.其它事宜

(1)本技术协议经甲乙双方共同协商后制订，属商务合同附件，与双方签订的商务合同同时生效。

(2)变更或补充本技术协议内容应采用书面形式。

(3)本技术协议在执行中双方对条款如有争议或未尽事宜，应协 商解决。

第三篇：205092639550乳化液泵站技术规格书

国投新集公司

550乳化泵站技术规格书（S-4）

一、设备名称：乳化泵站（三泵两箱）2套

二、主要技术参数：

1、电机功率为355KW，电压为1140/660V，并符合防爆GB3836-2000标准。

2、泵站额定压力：31.5Mpa。

3、泵站额定流量：550L/min。

4、一主一辅两泵箱，总容量：7000L5、进水压力：常压

6、安全阀出厂调定压力：34.7-36.2Mpa7、卸载阀出厂调定压力：31.5Mpa8、卸载阀恢复工作压力：卸载阀调定压力的80%～90%

9、润滑油泵工作压力：≮0.1Mpa10、工作液：含3%～5%乳化油与97%～96%的清水

三、主要技术要求：

1、泵站高压输出接头、卸载回液接头一端为螺纹结构另一端为

2、卸载阀与蓄能器之间联接接头为国标φ25快速接头形式。

3、泵吸液口采用内径为φ102吸液胶管。

4、泵箱材质为不锈钢材料，5、泵的轴承为SKF或FAG产品

6、在乳化泵及泵箱上安装出口压力、油位、油温、油压、液位传感

器，实现乳化液自动配比，泵箱自动配液。传感器全部采用进口件，使用本质安全型电源。各种传感器必须符合刘庄矿井下综采自动化系统的数据传输要求

7、电机为国内知名品牌产品，并配温度传感器。

8、满足泵站集控系统要求，配备相应的硬件接口，满足自动化功能。

9、乳化泵出口设压力表。

10、配机械，电磁双用卸载阀。

11、所有传感器应统一为本安12V电源，提供配套的输入交流127V输出直流12V本安电源一套。

12、最大尺寸，重量：长4.8m×宽1.70m×高2.3m，最大重量18吨。

四、供货范围：

1、每套乳化泵站含乳化液泵3台，泵箱2台，连接管路1台，自动化设施1套。

2、设备到货随机提供煤安证、防爆证、合格证，使用说明书及配件明细各4份，电子版说明书及配件明细1份。

第四篇：采油集输泵站系统安全技术

采油集输泵站系统安全技术

一、概述

矿场油气集输是将油井采出的油、水、气混和物进行收集、暂存、初步处理并输送到指定的容器或装置的全部生产过程。其主要任务是：

（1）、收集油井产出物；

（2）、对油、气、水、轻烃、杂质的分离和净化等初步处理，输出四种合格产品（即：净化原油、轻烃、净化伴生气、净化水）；

（3）、分别对油、气进行计量；

（4）、分别将油、气输送到指定的油库（站）或炼油厂和化工厂等用户。

二、油气集输管理的基本要求

（1）、保证集输平衡，并达到规定的储油能力；

（2）、保证产品质量合格；

（3）、计量准确，输差控制在规定的数值内；

（4）、油气损耗控制在规定的数值内；

（5）、维护和保养好系统内各种设备，保证设备安全正常运行。

三、油气集输的危险性（1）、集输介质的危险性

集输介质有油气混合物、原油、天然气、轻油等，其共同的危险性是：易燃、易蒸发、易爆炸、易产生静电、升至一定温度时，易膨胀或沸溢。

（2）集输工艺设备运行的危险性

采油集输工艺设备主要有油气分离器、加热炉、油离水脱水器、压力沉降罐、缓冲罐、脱水器、输油泵、集输管线、储罐和计量装置等，构成一个压力系统和热力系统，在一定的压力和温度下操作运行。若管理或操作不当，会导致憋压、跑油、抽空、火灾、爆炸等事故。因此，采油集输必须把安全生产放在重要的位置上，必须建立健全并严格执行安全管理规程和安全操作规程。

四、采油集输流程及其安全技术

1．流程的种类和适用范围

在油田生产过程中，对油井采出物(油、水混合液和天然气)进行收集、计量、输送、初步处理和储存的过程称为采油集输流程或集输系统。由于集输系统各环节的先后顺序不同或某些环节间的工艺设施、结构不同，而构成了不同的采油集输流程。

(1)标准流程

①单管计量站流程。单井单管计量站，分别计量后油气密闭混输至中转站集中处理的流程称为单管计量站流程。该流程适用于原油性质较好(粘度较小、含蜡量较少、凝固点较低)、单井产量较高、井口压力较高的油田。

②双管计量站流程。双管掺热水(或热油)保温输送到计量站，分别计量后，油气密闭混输至中转站集中处理，掺入的活性热水(或热油)由计量站(间)供给的流程，称为双管计量站流程。该流程适用于油品性质较差(粘度高、凝固点高、含蜡量高)，单井产量低、井口压力低的油田。

(2)非标准流程。除单(双)管计量站流程外，其他流程均为非标准流程。如油气分输(双管)流程和三管热水伴随流程等。非标准流程有的是为了适应具体油田的特点而选用的；有的是形成于标准流程的应用之前，尚未进行改造的。

2．选择采油集输流程的原则

(1)流程的适应性强。满足油田的地质特点和原油物性要求；满足油田初期生产，便于油田中后期的调整和改造。

(2)油、气密闭集输，最大限度的降低油气损耗。

(3)合理利用地层能量，尽可能减少动力和加热设备，节约电力和燃料。

(4)流程各环节要配套。采用先进的工艺和设备处理油、气、水，生产合格产品。有利于原油脱水、油气分离、天然气脱轻质油；有利于回收天然气、污水和轻烃，防止环境污染。

(5)计量仪表化，生产自动化，减少生产管理人员，提高生产管理水平和劳动生产率。

3．采油集输流程的投产和管理

(1)采油集输流程中容器和设备的投产。油气和设备投产前，应指定详细的投产方案，要有周密的技术措施和组织措施。投产前的准备和启动投产，必须执行规定的操作规程。

(2)输油管道的试运和投产

①管道投产前必须扫净管道内杂物、泥沙等残留物，保证流程畅通。

②管道试压。使用规定的介质(液体或气体)，按设计规定的试验压力和有关技术标准，对管线进行系统强度试压。

通常以水为介质进行强度试压，缓慢升压，当达到要求的压力时稳压10min，无泄露、目测无变形为合格。需要做渗水实验时，试验压力为设计要求的压力时，渗水量应不大于允许值。气压试验时，压力应逐渐提高，达到试验压力后，稳压5min，无泄漏且测无变形为合格。强度试验合格后，降至设计压力，无泄漏，稳压30min，压力不降为合格。真空系统在严密性试验合格后，在联动试运转时，还应以设计压力进行真空度试验，持续时间为24h，增压率不大于5％为合格。

③投油。管道输送的原油，其凝固点高于管道周围土壤温度时，投油前应用热水预热方式提高土壤温度，防止原油在管道中凝固冻堵。

a．热水出站温度，应根据原油性质和管道防腐保温材料的耐热程度及工艺要求确定。

b．短距离管道可采取单相预热，长距离管道可采用正反输交替输送热水预热。热水量应不少于预热管道容量的1．5倍。

c．投油前，管道末端进站水头温度必须高于原油凝固点温度3～5℃。

d．投油时要增大油流量，一般应大于预热水量的1倍。投油后无特殊情况，在稳定的温度场还没有建立起来之前，一般不准停输。

(3)外输工艺流程的操作与安全技术

①原油外输工艺流程的操作，由调度统一指挥，除特殊情况(如发生火灾、爆炸、凝管等重大事故)外，任何人不得擅自操作外输工艺流程。

②流程操作，遵循“先开后关”的原则。具有高低压部位的流程，开始操作时，必须先倒通低压部位，后倒通高压部位；关闭时，必须先关闭高压部位，后关闭低压部位。

③管线运行时如发生通讯中断，应迅速恢复通讯。保持流程正常运行。

④防止超压的泄压装置必须保持完好，长期投入使用。

⑤在输油管道上进行科研实验时，实验方案应通过有关工程技术部门论证，主管负责人批准后，在专业人员指导下方可进行。

⑥正常操作时必须严格执行规定的操作规程。

⑦对停用时间较长的管道，必须采取置换、扫线、活动管线等措施，保持管道畅通。

五、采油集输设备的安全技术

(1)设备的选用

采油集输泵站设备主要有油气分离器、原油脱水器、储油罐、加热炉、增压泵等。设备选择应从生产实际出发，充分考虑设备的可靠性、安全性、节能性、耐用性、维修性、环保性、成套性和灵活性等因素，同时设备选用还应符合长远使用的要求。

(2)设备的使用与维护

采油集输泵站设备的安全正常运行，是油田连续、稳定、正常生产的重要保障。加强设备管理，对于保证油田生产的正常运行，提高经济效益，具有十分重要的意义。

制定设备操作、检查、维护、修理规程制度，是设备完全正常运行的保证。设备操作人员必须具有设备管理及维修知识，达到“四懂三会”，并取得操作合格证，严格按设备的操作 规程操作。

六、原油计量的安全技术

(一)储油量计量

储油量计量是指在某一时间内，对油库或联合站储罐内的储油量进行计量。储油量计量一般采用大罐检尺的计量方法。大罐检尺的标准条件、基本要求、计量参数测取规定和油量计算按GB9110《原油立式金属罐计量油量计算方法》执行。

1．工作计量器具

(1)计量罐。必须有在有效检定周期内的容积表(分米表、小数表、容积>1000m3的计量罐还要有静压力容积增大值表)及检定合格证书和量油口总高度值。

(2)量油尺。量油尺必须选用带有铜质量重锤的钢卷尺，锤重为750g，最小分度值为1mm，必须有在有效周期内的检定合格证书。量油尺有下列情况之一者，禁止使用：

①尺带扭折，弯曲及镶接；

②尺带刻度模糊不清或数字脱落。

2．对计量罐计量器具的有关规定

(1)最低液位。立式金属计量罐，罐内液位高于出口管线上边缘300mm左右为最低液位；浮顶罐内液位高于起伏高度200mm左右为最低液位。

(2)排放计量罐底游离水。交油计量罐：交游前应先排放计量罐低游离水。排水应缓慢进行，当从放水管(或放水看窗)见到比较明显的油水混合液时停止放水。收油计量罐：低液位检测之后至高液位检测之前，绝不允许排放罐底游离水。

(3)计量罐内液面稳定时间。油罐收油或者发油结束后，尤其是收油罐内液面波动较大，加之油内气泡和液面上的油沫不能马上消除，所以，需要稳定一段时间方能检尺。同时，油罐在进油过程中产生大量的静电荷，积聚静电的衰减也需要一定时间。经实践证明，检尺前液面稳定时间不能少于30min。

(4)计量有效时间。计量罐最末一次计量到进行交油或收油作业的时间间隔超过8h，必须重新计量。

3．检尺要求

(1)必须在规定的检尺点下尺；

(2)原油宜检空尺。用量油尺检测计量罐内油品液位，其测得值应准确读到2mm；

(3)检尺要做到下尺稳、提尺快、读数准，先读小数，后读大数；

(4)检尺要进行多次，取相邻两次的检测值相差应不大于2mm。两次测得值相差为2mm时，则取两次测得值的算术平均值作为计量罐内液位高度；两次测得值相差为1mm，则以 前次测得值作为计量罐内液位高度。

(5)测量罐内原油高度时，当尺带下端(包括重锤)浸入油内时停止下尺，并使上部尺带的刻度与检尺点边沿对准读数，读数的数值为下尺数。把尺提出罐外后再读取尺带浸入油内的数值，为此浸油度数，则油高等于总高减去下尺度数加上浸油读数。

(6)油罐发油后要检后尺，再次进油时，必须重新检尺，不能用后尺代替再次浸油前的检尺。

(二)输油量计量

输油量计量是指一定时间内流过管道的原油的测量。输油量计量一般采用流量计计量。如：腰轮流量计、椭圆齿轮流量计、涡轮流量计和刮板流量计。油田最常用的是腰轮流量计。

1．流量计的选择

(1)流量计的准确度应不低于0．2级，基本误差应不大于±0．2％。

(2)流量计的工作压力应不低于流量计上游管线起点的最高工作压力，流量计的工作温度应不低于原油通过流量计时的最高温度。

(3)计量原油的流量计应是防爆型，防爆等级应符合有关标准的规定。

(4)流量计的公称通经不宜大于400mm，一组流量的正常运转台数不宜少于2台。当计算的正常运转台数为1台时，实际选用的流量计公称通经应比计算时选用的流量计公称通经小一个规格，使一组流量计的正常运转台数不少于2台。

2．辅助设备的配置

(1)每台流量计进口侧应安装过滤器。宜选用头盖为快速开启型过滤器。

(2)每台流量计进口侧应安装消气器。消气器也可安装在汇管上，使几台流量计合用一台公称通经较大的消气器。

(3)每台流量计出口侧必要时应安装止回阀及回压调节阀，止回阀及回压调节阀也可安装在一组流量及出口汇管上。

(4)在靠近流量计出口处，安装分度值不大于0．5℃的温度计。温度计套应逆液流方向与管中心线成45℃角安装，当管线通经不大于150mm时，温度计套插深1／2，当管线公称通经大于150mm时，插深应不小于100mm。

(5)在过滤器进口侧，靠近流量计出口处，安装0．4级压力表。安装方法应符合有关标准的规定。

(6)在靠近流量计的出口处应安装在线密度计或人工取样器或管线自动取样器。

(7)流量计进口侧应安装闸阀，流量计出口侧应安装能截止和检漏的双功能阀或严密性较好闸阀。

3．流量计的安装

(1)流量计的安装应横平竖直，消气器、过滤器应以流量计为标准找平、找正。各设备标志方向与油流方向应一致。

(2)流量计及其工艺管线安装应满足流量计的计量、检定、维修和事故处理需要。室内安装时，流量计及辅助设备宜居中布置，相邻流量计及辅助设备基础及管线突出部分之间净距以及前后左右距墙面净距，均应不小于1．5m，计量室高度应取决于流量计辅助设备及起吊设备的高度。起吊物与固定部件间距应不小于500mm。

(3)流量计室外安装时，寒冷地区应对仪表、设备及工艺管线进行适当保温。

(4)流量计安装管路应装有旁通管线，或两台及两台以上流量计并联运行，以保证在清洗过滤器及检修仪表时不致停运。

(5)扫线排污时，流量计及辅助设备的污油应排放至零位油罐或油池。然后将计量过的污油重新用泵输回到流量计出口管线，未经计量的污油输回到流量计进口管线。

(6)新装流量计的过滤器与流量计之间一段管线应清洗特别干净才能运行。否则影响流量计正常运行。

(7)装有电远转的流量计在应用远传时，应注意发讯器部分防爆问题，参考说明书接线。

4．流量计的使用

(1)流量计启动或停止时，开关阀门应缓慢，防止突然冲击，并防止液体倒流。

(2)必须经常清洗过滤器，当过滤器进口管线压力超过常压0．068MPa时，就需清洗，清洗过滤网可用清洗剂或汽油。过滤网是由很细的不锈钢丝编成，不能用火烧，以免损坏。

(3)流量计投入正式运行时，应记录累计计数器的初始值，若有手动回零的表头，使用时应使计数器回零。

(4)流量计运行8小时以上，流量范围内在流量计最大范围的70％～80％，若流动有脉动时，其值应在60％以下使用。

(5)若被测液体腐蚀性较大，应把最大排量的80％当作流量计的最大排量。

(6)装有温度补偿的流量计，使用时要详细按使用说明书进行安装、调整使用。

(7)大口径流量计体积大、笨重，标定或检修时拆装流量计宜损伤表头，因此一定要采取保护措施。

七、油、气、水化验过程中的事故预防与处理

化验室的工作人员直接同毒性强、有腐蚀性、易燃易爆的化学药品接触，而且要操作宜破碎的玻璃器皿和高温电热设备，如果在化验分析过程中不注意安全，就很可能发生人身伤害及火灾爆炸事故。因此，为了确保化验分析工作的安全正常进行，必须努力做好事故预防 和处理工作。

(一)测定原油含水卒过程中的事故预防与处理

目前油田原油含水率的测定有两种方法，即加热蒸馏法和离心法。

(1)用加热蒸馏法测定原油含水量时。试样加热从低温到高温，其升温速率应控制在每分钟蒸馏出冷凝液2～4滴；如果加热升温过快，宜造成突沸冲油而引起火灾。假如不慎引起小火，不要着急，应立即关掉电源，用湿布遮盖或用细纱扑灭，如火势较大可用干粉灭火扑灭。

(2)加热蒸馏时应先打开冷水循环，循环水温度不能高于25℃；温度高时油气冷凝差，部分油气会从冷凝管上端跑出，造成化验资料不准，而且也可能引起着火。如果着火则应立即关掉电源，用湿布堵住冷凝管上端孔，使火熄灭。

(3)试样在烘箱内化样时，烘化原油样品温度不能高于40℃；烘样时不能同时烘其他物品。

(4)对使用的电炉和电热恒温箱要认真检查，电器设备与电源电压必须相符，未开电器设备时应视为有电，待查明原因方可通电，电器设备使用完应关闭一切开关。

(二)测定原油密度和粘度时的事故预防与处理

(1)测定原油密度、粘度时，试样必须在烘箱内烘化，不能用电炉直接加热，烘化样品时温度不能高于40℃。

(2)毛细管必须洗刷干净，并且烘干。烘烤毛细管时应在烘箱内进行，严禁用电炉或明火烘烤，以免引起毛细管炸裂伤人和引起着火。

(3)使用运动粘度测定仪和密度测定恒温水浴时，要认真检查，做到电器设备规定电源电压与使用电源电压相符，各部位电源线路的连接完好，无跑漏电现象。一旦发现跑漏电，应立即处理，待完好后方可使用。

(三)测定原油含蜡胶量时的事故预防与处理

(1)测定原油含蜡胶量时，应先检查电器设备和电源线路是否完好，有无跑漏电；如果有跑漏电和不安全因素，应立即处理，正常后方可插上电源通电。

(2)试样恒温时应严格进行控温，加热温度要求在37℃±2℃。

(3)由于采用选择性溶剂进行溶解和分离，使用的石油醚、无水乙醇又是低沸点的，挥发性易燃易爆物品，要求化验分析过程中在通风柜内进行。

(4)加热回收溶剂应在规定温度下在通风柜内进行。回收溶剂时，加热温度高，挥发性物质不宜完全回收，可能造成火爆炸事故。一旦发生事故，要镇定处理，立即关掉电源，采取相应办法处理。

(5)在烘箱内烘烤蜡胶多余物时，要在规定温度下进行烘烤，直至蜡胶中无溶剂为止。烘烤完后，降至室温后方可取出，以免造成着火事故。

(四)天然气分析过程中的事故预防与处理

(1)在分析天然气时，采用气相色谱仪进行天然气组分吸附分离分析法，在分析过程中要用氢气作载气，样品分析前要对样品进行预热。预热应在恒温箱内进行(温度应控制在35℃±2℃)，禁止试样瓶直接在电热炉上加热，以免引起样品爆炸着火。

(2)分析样品前应严格检查电源线路连接是否正确、可靠，有无跑漏电；检查仪器气路部分有无漏气。如有漏电、漏气，应处理好后方可开机使用。

(3)由于使用高压氢气瓶，输出压力应控制在0．1～0．3MPa，气瓶应妥善安放在室外安全处。

(4)在化验分析样品过程中，应加强检查，认真观察仪器运行状况以及各表盘内指示参数是否准确可靠。

(5)样品分析完后，应按照操作规程进行停机操作：①先关记录纸开关；②关记录器电源开关；③把桥流调至零；④关直流电源和交流电源开关以及稳压器电源开关；⑤气路部分，先关高低压调节阀，再关载气微量调节阀。

(五)水样化验时的事故预防与处理

测定水中各种离子含量时，常用化学分析方法进行。由于在化验分析过程中使用和接触的各种化学药品都具有一定的毒性，如果使用不当、保管不好，都会造成事故，应特别引起注意。

(1)配置各种试剂标准溶液时，不得用手拿取化学药品和有危险的药剂，应用专用工具拿取。(2)进行有毒物质化验时，如蒸发各种酸类、灼烘有毒物质的样品要在通风橱内进行，并保持室内通风良好。

(3)强酸、强碱液体应放在安全处，不应放在高架上，吸取酸碱有毒液体时，应用吸球吸取，禁止用嘴吸。

(4)开启溴、过氧化氢、氢氟酸等物质时，瓶口不能对着人；中和浓酸或浓碱时，需用蒸馏水稀释后再中和，稀释需将酸徐徐加入水中，严禁将水直接加入酸中。

(5)接触有毒药品的操作人员，必须穿戴好防护用品；工作完后必须仔细检查工作场所，将有毒药品彻底处理干净。

(6)所有有毒物质均放在密闭的容器内并贴上标签。工作完毕，药品柜必须加锁；具毒药品应放在保险柜，并要有专人保管，并建立使用制度。

(7)强氧化剂不得和易燃物在一起存放；做完样品倒易燃物时，严禁附近有明火。

(8)实验室应备有灭火工具和器材，实验室人员应熟悉灭火工具和器材的使用方法和性能。

八、采油集输系统的安全技术要点

油井产出的油气在矿场集输过程中，一般要经过计量间、联合站等环节，这些环节或“点”之间是用不同管径的管线连接起来的，采油集输系统安全管理就是对这些“点”和“线”进行管理，以保证油气在整个采油集输系统中安全平稳收集、处理和输送。

(一)计量间的安全技术要点

计量间的主要功能是收集油井来的油、气，集中输往中转站，同时可以对进计量间的每口油井的产量进行计量。其安全技术要点：

(1)控制好去各油井的掺水(液)量，即相应控制好油量度，保持在合理的范围内，单井掺水量的1m3／h，回油温度35～40℃。

(2)做好各种参数(油压、温度、单经量油产量)的记录，按时准备地测定油井产液量。

(3)平稳地向联合站输送含水原油和天然气。

(4)搞好计量间的卫生，保持管线、阀门、容器不渗不漏。

(二)联合站的安全技术要点

联合站主要担负原油脱水和外输，天然气增压外输，含油污水处理和外输(或回注)三大任务。联合站是采油集输系统设备中的大型设施，是安全防火甲级要害单位。在合理组织生产，做到优质低耗的基础上，必须抓好安全生产，杜绝重大事故的发生。确保国家财产和工人群众的利益不受损害。其安全技术要点：

(1)做好原油脱水的操作控制，确保外输原油含水率≤0.5％，对原油脱除器、压力沉降罐、电脱水器平稳放水，保持各段操作压力平稳，根据工艺要求保持容器内油水界面相对稳定，合理投加原油破乳剂，一句话，在操作上做到“五平稳”(水位、压力、温度、流量、加药量平稳)。

第五篇：大坑口污水泵站沉井施工技术

大坑口污水泵站沉井施工技术

摘要：介绍沉井下沉受力计算和沉井施工技术，总结沉井对周边建筑物的影响。关键词：沉井刃脚管涌封底

1、工程概况

大坑口污水泵站是通过加压将南宁市朝阳溪污水经跨江管道输送到江南污水处理厂的一个加压污水泵站。泵站位于南宁市大坑口朝阳溪旁，经多方案比较优化，泵站结构设计为沉井结构，这也是目前南宁市在建最大的沉井结构之一。沉井结构尺寸为28.6米×23米，下沉深度为16.1米。

2、水文地质情况、气候条件

泵站地面高程73.2m，沉井底部高程为57.4m泵站场地土层自上而下分别为杂填土①、粉质粘土②、粉质粘土③、圆砾④、粉砾⑤和泥岩⑥。场地地下水主要为贮存于填土层①的上层滞水和贮存于圆砾④、粉砂⑤中的空隙承压水。上层滞水的稳定水位为67.5～67.9m，空隙承压水与邕江水有互补关系（邕江水位全年水位61.15～68.19，未计洪水水位）。南宁市气候为亚热带气候，长夏无冬，雨量充沛，降雨多集中在5～9月间，约占全年降雨量的72％左右。

3、沉井施工方案

沉井根据设计井壁形式，采取分2次制作、1次下沉，施工顺序为：挖基坑——铺设砂垫层，安装垫架——制作底节、第二节沉井、隔墙——拆除垫架、模板、挖土下沉到设计深度——沉井封底、浇筑钢筋砼底板——制作第三节沉井。

4、沉井结构

下沉受力计算根据以往经验，沉井高度大于12m，浇筑困难，下沉易引起倾斜，本沉井高达16.1m，采取分节制作，分节高度应保证其稳定性，使沉井能在自重下顺利下沉，沉井下沉系数计算如下：K=Q/L（H-2.5）ｆ其中：K—沉井下沉系数Q—井壁自重H—井壁高度L—井壁外周长f—土壤的摩擦系数第一次下沉系数（包括第一、二节沉井和底梁、隔墙）：K=（539+346.42+151.8+26.38+89.7+40.5）×24／100.4×（16.1-6-2.5）×25＝1.5＞1.15本沉井根据沉井井壁设计分节，采取分三节制作，高度分别为7.1m，5.5m，3.5m，浇筑程序是第一、二节沉井砼和底梁、隔墙砼浇好后，待其达到设计强度100%后，即进行下沉12.1m然后进行封底、浇注设备平台、浇筑第三层沉井砼。

5、沉井施工过程

5.1施工坑开挖沉井采取在基坑中制作，以减少下沉深度，降低施工作业面。开挖深度为6米，考虑到拆除垫架和支模操作的需要，基坑比沉井宽2米，四周挖排水沟，集水井，使地下水位降至比基坑底面低0.5m，挖土采用1台小松220-31.0m3反铲挖掘机进行。配合人工修坡和平整坑底，挖出的土方用自卸车运至弃土场堆放。

5.2沉井制作

5.2.1刃脚支设本沉井高度大，重量重，地基强度较低，采用垫架法支撑。

沉井刃脚铺设标准枕木（160mm×220mm×2500mm）作支承垫架的垫木，然后在其上支设刃脚及井壁模板，浇筑砼。地基上铺设砂垫层，可减少垫架数量，将沉井的重量扩散到更大的面积上，避免制作中发生不均匀沉降，同时易于找平，便于铺设垫木和抽除。

根据第一、二节沉井的重量和地基的承载力设计，按下式计算枕木用量：n——每米内垫木根数（根）；G——第一节沉井的单位长度的重力（kN/m）；F——每根垫木与地基（或砂垫层）的接触面积（平方米）；「f」——砂垫层（或地基土）的承载力设计值（kN/平方米）n＝1193.8×24/（97.2×0.22×2.5×250）＝2.14枕木间距为0.46m，共用97.2÷0.46≈212根。

设8组定位架，砂垫层厚度为50cm，满足砂垫层底面处的自重应力加砂层底面处加附加应力小于或等于砂垫层底部土层的承载力设计值。选用中砂用平板振动器振捣并洒水，控制干密度≥1.56t/m3，地基整平后，铺设垫木，使顶面保持在同一水平面上，用水平仪控制其标高差在10mm以内，并在其孔隙中垫砂夯实，垫木埋深为其厚度一半。

5.2.2模板支设和钢筋绑扎沉井制作的模板支设和钢筋绑扎与普通结构施工要求一样，只不过由于是在软基上施工，所以要均匀对称施工，以防止不均匀沉降。

5.2.3混凝土浇筑混凝土采用商品砼，并用砼输送泵，送至沉井浇筑部位，沿井壁均匀对称浇筑。浇筑采用分层平铺法，每层厚30cm，将沉井沿周长分成若干段同时浇筑，保持对称均匀下料，以避免一侧浇筑，使沉井倾斜，每层混凝土量为23立方米，要求2h内浇筑一层。

两节混凝土的接缝处设凹型水平施工缝，上节混凝土须待下节混凝土强度达到70%后浇筑，接缝处经凿毛及冲洗处理，并浇10cm厚减半石子混凝土。

5.3沉井下沉控制

5.3.1下沉速度的控制根据土质情况，采用台阶形挖土自重破土方式。采用从中间开始向四周逐渐开挖，并始终均衡对称地进行，每层挖土厚度为0.4～1.5m.刃脚处留1.2～1.5m宽土垅，用人工逐层全面、对称、均匀地削薄土层，每人负责2～3m一段，方法是顺序分层逐渐往刃脚方向削薄土层，每次削5～15cm，当土垅挡不住刃脚的挤压而破裂时，沉井便在自重作用下破土下沉，削土时应沿刃脚方向全面、均匀、对称地进行，使均匀平衡下沉，刃脚土方开挖方法如下图所示。

沉井挖土下沉采用人工挖土，一台塔吊吊运出土，由于挖土施工困难，综合考虑挖土、吊运的施工能力，研究沉井下沉的安全控制，沉井下沉速度控制为30cm/天。沉井自2003年5月19日开始挖土下沉到7月21日封底，历时64天，基本按预定的速度进行。

沉井下沉中，如遇到砂砾石或硬土层，当土垅削至刃脚，沉井仍不下沉或下沉不平稳，则按平面布置分段的次序，逐段对称地将刃脚下掏空，并挖出刃脚外壁10cm，每段挖完后用小卵石填满夯实，待全部掏空回填后，再分层刷掉回填的小卵石，可使沉井因均匀地减少承压面而平衡下沉。

在沉井开始下沉和将沉至设计标高时，周边开挖深度小于10cm，避免发生倾斜，尤其在开始下沉5m以内时，其平面位置与垂直度要特别注意保持正确，否则继续下沉不易调整，在离设计深度20cm左右停止取土，依靠自重下沉至设计标高。

5.3.2下沉观测沉井位置的控制是在井外地面设置纵横十字控制桩、水准基点。下沉时，在井壁上设十字控制线，并在四侧设水平点。于壁外侧用红铅油画出标尺，以测沉降，井内中心线与垂直度的观测系在井内壁四边标出垂直轴线，各吊垂球一个，对准下部标志板来控制，并定时用两台经纬仪进行垂直偏差观测。挖土时随时观测垂直度，当垂球离墨线边达50mm或四面标高不一致时，立即纠正，沉井下沉过程中，每班至少观测两次，并在每次下沉后进行检查，做好记录，当发现倾斜、位移、扭转时，及时通知值班队长，指挥操作工人纠正，使允许偏差范围控制在允许范围以内。沉井在下沉过程中，最大沉降差均控制在250mm以内。当沉至离设计标高2m时，对下沉与挖土情况应加强观测，以防超沉。

5.3.3下沉纠偏沉井下沉过程中，有时会出现倾斜、位移及扭转等情况，应加强观测，及时发现并采取措施纠正。

产生倾斜的可能原因有：⑴刃脚下土质软硬不均；⑵拆刃脚垫架时，抽出承垫木未对称同步进行，或未及时回填；⑶挖土不均，使井内土面高低悬殊；⑷刃脚下掏空过多，使沉井不均匀突然下沉；⑸排水下沉，井内一侧出现流砂现象；⑹刃脚局部被大石块或埋设物搁住；⑺井外弃土或施工荷载对沉井一侧产生偏压。

操作中可针对原因予以预防，如沉井已经倾斜，可采取在刃脚较高一侧加强挖土并可在较低的一侧适当回填砂石，必要时配以井外射水，或局部偏心压载，都可使偏斜得到纠正。待其正位后，再均匀分层取土下沉。

位移产生的原因多由于倾斜导致，如沉井在倾斜情况下下沉，则沉井向倾斜相反方向位移，或在倾斜纠正时，如倾斜一侧土质较松软时，由于重力作用，有时也沿倾斜方向产生一定位移，因此预防位移应避免在倾斜情况下下沉，加强观测，及时纠正倾斜。位移纠正措施一般是有意使沉井向位移相反方向倾斜，再沿倾斜方向下沉，至刃脚中心与设计中心位置吻合时，再纠正倾斜，因纠正倾斜重力作用产生的位移，可有意向位移的一方倾斜后，使其向位移相反方向产生位移纠正。

沉井下沉产生扭转的原因是多次不同方向倾斜和位移的复合作用引起的，可按上述纠正位移、倾斜方法纠正位移，然后纠正倾斜，使偏差在允许范围以内。

5.4下沉到位、封底技术当沉井沉到设计标高，经2～3天，下沉已稳定，在8h内累计10mm时，即可进行沉井封底。沉井封底有排水封底和不排水封底两种方案，本沉井对封底质量要求严格，不允许出现渗漏，再者涌水量不大，井底土质较密实，因此确定采取排水封底方案，分两步进行。第一步进行土形整理，使之呈锅底形，自刃脚向中心挖放射形排水沟，填以石子做成滤水暗沟，在中部设2～4个集水井，井深1～2m，插入直径0.6～0.8m，周围有孔的混凝土或钢套管，四周填以卵石，使井中的水都汇集到集水井中，用潜水泵排出，使地下水位保持低于井底面30～50cm.刃脚混凝土凿毛处洗刷干净，然后，在井底对称均匀浇一层0.7～0.9m厚的混凝土垫层，强度达到30%后，绑钢筋，浇筑上层550mm厚的防水混凝土底板。浇筑应在整个沉井面积上分层由四周向中央进行，每层厚30～40cm，并捣固密实。混凝土养护14d期间，在封底的集水井中应不间断地抽水，待底板混凝土达到70%设计强度后，进行第二步，对集水井逐个停止抽水，逐个进行封堵。方法是在抽除井筒水后，立即向滤水井管中灌入C30早强干硬性混凝土捣实，装上法兰，再在上面浇筑一层混凝土，使之与底板平。封底时因上部结构尚未施工，设备管道未安装，应验算沉井的抗浮稳定性。

5.5沉井抗浮计算若地下水对沉井的浮力大于井壁及封底砼重量与井壁与土的摩擦力之和，可以采取在井壁上加载的方法抗浮，但根据地勘资料中对地下水的描述，稳定水位为55～56m，而沉井底高为58m，地下水对沉井的浮力很小。考虑洪水期施工的影响，取土层滞水的稳定水位67m为水面标高，则地下水对沉井的浮力为F＝ρghs1其中ρ－水的密度，取103Kg/立方米。h－水面至井底高度67m-58m＝9ms1－井底面积，23.626.6＝627.76平方米F－水对沉井的浮力F＝5649.8t井壁与土层的摩擦力f＝s2μs2－井壁表面积（23.6＋26.6）×12×2＝1204.8平方米μ—单位摩擦力，取最小值20Kpaf＝2409.6t井壁及封底砼自重：p＝ρv＝1900×2.4＝4563tF＝5649.8因此，沉井在地下水浮力的作用下，是能够保持稳定的。

6、沉井施工中管涌处理及经验体会

6.1管涌及处理因沉井近靠朝阳溪，沉井在下沉至距离基底2米时，开始出现管涌现象，共有6处，且涌水量大小不一，涌水的同时带出大量的细砂，影响了沉井开挖、下沉，处理措施主要是采用卵石装袋，进行填堵，并用滤布覆盖，阻止细砂流出。过滤的水集中至集水坑进行抽排。

6.2经验与体会

6.2.1管涌的危害用于沉井开挖吊运土方的塔吊距离沉井15米，由于管涌出现，大量排水，造成塔吊倾斜，无法使用，在最后几天，沉井出土采用汽车吊，增加了很大的额外的费用。

6.2.2沉井过程对周边道路、建筑物的影响管涌的出现对周边环境影响很大，距离沉井10米的硬化小路下沉近1米，附近20米内，地面均有不同程度的下沉。但施工场地附近没有建筑物，未造成更大的影响。