目 录
1 投产范围 6
2 编制依据、原则和定义 6
2.1 编制依据 6
2.2 相关设计文件 6
2.3 编制原则 7
2.4 定义 7
3 管道工程概况 8
3.1 线路概况 8
3.2 天然气组分和供气 9
3.3 站场概况 11
3.4 电气系统概况 22
3.5 通信系统概况 24
3.6 仪表自控系统概况 26
3.7 给排水及消防系统概况 30
3.8 阴极保护系统概况 31
4 投产组织机构概述 33
4.1 机构组建计划 33
4.2 试运投产领导机构及职能 34
4.3 试运投产执行机构及职能 35
4.4 调度指挥工作流程 40
4.5 投产人员配置表 40
5 投产的必要条件 41
5.1 站场及线路 41
5.2 上游气源供气及下游管线接收条件 44
5.3 站场（含阀室）的隔离 44
5.4 其他条件 45
6 投产总体实施计划 45
7 各系统调试投运方案概述 48
7.1 主要工艺设备单体调试投运概述 48
7.2 电气系统调试投运概述 51
7.3 通信系统调试投运概述 54
7.4 仪表自控系统调试投运概述 55
7.5 可燃气/火灾检测报警系统调试投运概述 57
7.6 压缩机组调试和试运概述 58
8 投产前的准备与检查 62
8.1 与管道投产相关的准备 62
8.2 与管道运行相关的准备 63
8.3 通信工具的准备 63
8.4 干线、联络线管道检查 64
8.5 站场各系统检查 64
9 注氮 66
9.1 注氮要求 66
9.2 封存区间和注氮量 67
9.3 氮气置换和检测 68
9.4 注氮封存情况一览表 69
9.5 注氮操作 70
10 置换 73
10.1 置换作业概述 7310.3 置换顺序 75
10.4 置换要求 79
10.5 置换最低流速计算 79
10.6 天然气置换进度安排 80
10.7 置换操作 83
11 升压 97
11.1 升压要求 9711.3 升压操作 98
11.4 升压过程中的调试 99
11.5 干线、阀室、站场检漏 99
12 试运行 100
12.1 向下游供气的条件 10013 HSE管理和规定 101
13.1 试运投产HSE目标 10113.3 投产HSE保障措施 103
14 应急处理措施 111
14.1 投产应急管理机构 11114.3 应急抢险原则及注意事项 112
14.4 试运投产应急处理措施 11315.1 附件一：西二线西段工艺站场投产界面划分 12915.3 附件三：西二线西段站场、阀室工艺流程图 133
15.4 附件四：西二线西段站场、阀室分布和纵断面图 133
15.5 附件五：西二线西段工艺站场隔离措施位置表 134
15.6 附件六：试运投产主要人员配置表 138
15.7 附件七：试运投产主要人员通讯表 139
15.8 附件八：试运投产所需配备物资表 143
15.9 附件九：西二线西段试运投产参数记录表格 145
15.10 附件十：各系统投产方案 145
投产范围
本方案投产范围包括:
霍尔果斯-中卫干线管道2434km；66座阀室（其中13座RTU阀室）；霍尔果斯首站、红柳联络压气站，7座压气站（除压缩机组区）；5座压气分输站（除压缩机组区与分输区）；5座分输站（仅包括进出站ESD区）；中卫联络站。
中卫—靖边联络线管道347km；13座阀室（其中1座RTU阀室）；盐池清管站；靖边联络站。
本次投产界面划分详细参见附件一--《西二线西段工艺站场投产界面划分》。
编制依据、原则和定义
编制依据
相关标准
《油气长输管道工程施工及验收规范》（GB 50369－2006）；
《石油天然气工程初步设计内容规范管道工程》（SY/T0082.2）；
《天然气管道运行规范》（SY／T5922-2003）；
《石油天然气管道安全规程》（SY6186—1996）；
《石油天然气站内工艺管道工程施工及验收规范》（SY0402-2000）；《天然气长输管道气质要求》（Q/SY 30-2002）；
《输气管道干空气干燥作业施工及验收规范》（Q/SY 94-2004）。
相关设计文件
《储-L1015霍尔果斯-中卫站场总报告1版》；
《储-L1008中卫－靖边联络线站场总报告0版》；
《储-L1015西气东输二线管道工程线路工程》；
《管-L600西气东输二线管道工程西段站场安装施工说明》（含各站场工艺流程图、安装图）；
《中亚管道霍尔果斯计量站流程图》AGPLB-E-SP-DW-0017-001-1。
相关资料文件
《中国石油天然气与管道分公司建设项目管理办法（试行）》；
管道建设项目经理部发布《项目试运投产管理程序》(GJX/KP
1
1)；
管道建设项目经理部发布《项目试运投产方案编制规定》（GJX/QHSE/ZY7.15.01）；
《西气东输管道工程二线协调工作手册》；
《西二线西段工程运行协调交流》；
《西气东输管道公司运行协调手册》。
编制原则
严格按照国家及行业的有关规程、规范和本工程设计文件编制；
管道干线及联络线投产采用氮气隔离空气和天然气, 在氮气与空气、氮气与天然
气界面处不放置隔离清管器，即“气推气”方式进行置换；
投产顺序：注氮→置换→升压及检漏→压缩机组投入运行；
针对管道实际和地域特点、气源及疏散计划编制；
结合西气东输二线管道工程西段管道建设工程施工的具体情况；
坚持安全第一，确保管道试运投产安全；
统筹安排，协调一致，做好上、下游的衔接；
注意沿线设备、设施的保护，避免设备损伤，确保管道设备运行安全；
组织严密，职责明晰，管理顺畅。
定义
西二线西段：指西气东输二线管道工程（西段）。
项目经理部：指中国石油管道建设项目经理部。
项目部：指中国石油管道建设项目经理部西气东输二线管道工程项目部。
EPC项目部：指管道局西气东输二线管道工程（西段）EPC项目部。
监理：指负责承担西二线西段工程建设监理工作的各监理单位。
施工承包商：指负责西二线西段工程各个标段站场、线路及附属工程的施工单位。
运行单位：是指承担西二线西段管道工程项目运行管理的地区公司。
管道工程概况
线路概况
线路概况霍尔果斯—中卫干线起自新疆伊犁霍城县境内的霍尔果斯首站，由西向东，经过霍城、博乐、精河、乌苏、奎屯、石河子市、玛纳斯、呼图壁、昌吉、乌鲁木齐、吐鲁番、、哈密、瓜州、玉门、嘉峪关，酒泉、张掖、山丹、永昌、武威、古浪，到达宁夏中卫，并在中卫穿越黄河，线路总长2434 Km，管径Φ1219mm，设计压力12Mpa，设计输量300×108m3/a，钢管材质采用X80。
中卫—靖边联络线起于西气东输二线干线中卫联络站，由西向东经宁夏中卫市、中宁县、红寺堡开发区、太阳山开发区、盐池县、陕西定边县，至一线靖边压气站，线路全长为347 Km，管径Φ1016mm，设计压力10Mpa，设计输量100×108m3/a，钢管材质采用X70。
西二线西段平面走向图如下：
管道沿线地温资料
管道埋深处地温
管段 里程（Km） 冬季平均地温（℃） 夏季平均地温（℃） 年平均地温（℃）
霍尔果斯－乌鲁木齐 0～650 3.0 18.9 11.2吐鲁番－哈密 810～1200 9.3 21.6 14.3中卫—靖边 2434～2781 6.5 18.5 12.2
天然气组分和供气
天然气组分
西二线西段为中亚天然气管道的下游管道，其主力气源为中亚天然气管道来气。中亚天然气管道管输天然气由以下2 部分构成：中石油与土库曼斯坦已签订的购销协议气（170×108Nm3/a）和阿姆河右岸天然气。
土库曼斯坦购销协议气气质组分范围
组 分 CH4 C2H6 C3H8 I(n)C4H10
Mol% ≧92 ≦6 ≦3 ≦2Mol% ≦0.5 ≦2 ≦3 ≦0.5
组 分 H2S 硫醇 总硫
(mg/m
3) ≦7 ≦36 ≦100
阿姆河右岸天然气气质组分Mol% 92.8538 3.6035 0.4154 0.1624 0.1098
组 分 nC5 nC6 nC7 nC8 nC9
Mol% 0.0622 0.0398 0.0235 0.0063 0.0012Mol% 0.0002 ≤7mg/m3 ≤2 0.8011 0.033
土库曼斯坦天然气的组分Mol% 92.5469 3.9582 0.3353 0.1158 0.0863
组 分 iC5 CO2 N2 H2S
Mol% 0.221 1.8909 0.8455 0.0001
天然气物性参数
土库曼斯坦购销协议气主要物性
物性名称 低位发热值（MJ/Nm3） 7.0MPa 压力下烃露点（℃） 7.0MPa 压力下水露点（℃）注：气体的C5+以上的不超过1.0g/m3 的烃露点未指定。
阿姆河右岸天然气的主要物性参数
物性名称 高热值(MJ/Nm
3) 低热值(MJ/Nm
3) 7.5MPa 压力下水露点（℃） 4.5～10MPa 压力烃露点（℃）
数值 38.432 34.656 冬季≤-7 ℃ 冬季≤-5 ℃
供气压力、温度及供气量
按设计要求中亚天然气管道与西二线西段的交接压力不低于7.0MPa，交接温度随季节不同而有所变化。按照计划，中亚天然气管道逐年供气量及供气压力、供气温度见表3.1.4，其中供气量是指进入西二线西段霍尔果斯首站的气量。
中亚天然气管道供应西气东输二线管道的压力、温度参数
序号 时间 供气量（108Nm3） 供气压力
（MPa） 供气温度（℃）2 2010年6～9月 18.65（75×108Nm3/a） 8.1 11.9 7.33 12.55 2012年 290 7.65 19.87 2014年 290 7.65 19.8
站场概况
霍尔果斯-中卫干线设置20座工艺站场，其中独立的压气站9座，独立的分输站5座，分输压气站5座，联络站1座，设置线路截断阀室66座，其中RTU阀室13座。
中卫-靖边联络线设置盐池清管站和靖边联络站，设置线路截断阀室13座, 其中RTU阀室1座。
西二线西段干线、联络线主要站场、阀室设置情况见表
序号 名称 实际 站场 配置 设计功能 投产功能
里程 高程
(km) (m)
1 霍尔果斯首站 0 635 燃驱3+1 清管、过滤、增压、分输 清管、过滤、增压
2 1#阀室 31 819
3 2#阀室 47 1210 RTU
4 3#阀室 76 2129 RTU 6 5#阀室 142 780 8 6#阀室 205 369
9 7#阀室 230 331 11 9#阀室 287 513
12 10#阀室 317 575 14 11#阀室 377 632
15 奎屯分输站 408 546 过滤、分输 只投ESD17 14#阀室 464 568 预留分输阀 19 玛纳斯分输压气站 528 590 燃驱2+1 清管、过滤、增压、分输 清管、过滤
20 16#阀室 559 601
21 17#阀室 590 654
22 昌吉分输站 609 688 过滤、分输 只投ESD24 乌鲁木齐分输压气站 673 1188 电驱3+1 清管、过滤、增压、分输 清管、过滤
25 20#阀室 699 1178 27 22#阀室 749 993 29 24#阀室 815 344
30 25#阀室 848 417 32 26#阀室 907 769
33 27#阀室 939 726
34 28#阀室 971 783 RTU 36 30#阀室 1034 690 38 31#阀室 1097 710 40 33#阀室 1155 705 42 35#阀室 1219 662 44 36#阀室 1271 864
45 37#阀室 1297 1084 RTU 47 39#阀室 1349 1529 49 40#阀室 1414 1751
50 41#阀室 1445 1770 52 43#阀室 1510 1537 RTU
53 44#阀室 1541 1417
54 瓜州压气站 1573 1387 电驱3+1 清管、过滤、增压 清管、过滤56 46#阀室 1633 1620
57 47#阀室 1659 1709 59 49#阀室 1716 1772 RTU 61 50#阀室 1766 1552
62 51#阀室 1797 1637 64 53#阀室 1853 1529 RTU
65 54#阀室 1883 1438
66 55#阀室 1911 1434 68 56#阀室 1959 1470
69 57#阀室 1990 1685
70 58#阀室 2021 1840 RTU 72 永昌压气站 2081 2269 电驱3+1 清管、过滤、增压 清管、过滤74 61#阀室 2134 1935 76 武威分输站 2190 1663 过滤、分输 只投ESD
77 64#阀室 2222 1675
78 65#阀室 2255 1845 80 66#阀室 2314 1864 82 68#阀室 2365 1686 预留联络线
83 69#阀室 2395 1699
84 70#阀室 2413 1318 RTU 86 中卫联络站 2434 1256 清管、过滤、联络 清管、过滤、联络
中卫—靖边联络线
序号 名称 里程 高程 配置 设计功能 投产时的功能
(Km) (m) 2 02#阀室 2462 1201
3 03#阀室 2480 1193
4 04#分输阀室 2496 1267 6 06#阀室 2538 1344
7 07#阀室 2568 1347
8 08#阀室 2599 1559 10 09#阀室 2644 1416 12 11#阀室 2697 1409 14 13#阀室 2758 1351
各站气温参数表
站场名称 夏季平均气温(℃) 冬季平均气温(℃) 年平均气温(℃) 极端最高温度(℃) 极端最低温度(℃)精河压气站 23.5 -17.0 5.5 41.9 -36.4玛纳斯压气站 24.5 -18.4 6.6 42.8 -37.0
乌鲁木齐压气站 23.1 -18.1 11.3 40.5 -41.5哈密压气站 26.0 -10.0 9.5 43.9 -35.1
烟墩压气站 24.5 -15.9 7.8 41.7 -30.6
红柳联络压气站 23.0 -8.9 8.0 41.7 -30.6嘉峪关压气站 23.0 -15.2 7.8 36 -28
张掖压气站 23.0 -9.4 6.0 38.6 -28.2古浪压气站 21.0 -16.1 8.0 34.7 -29.0
中卫联络站 23.5 -16.0 6.5 41.4 -30.0
工艺系统概况
霍尔果斯首站
该站位于新疆的霍尔果斯，与中亚天然气管道相连，接收进口天然气。该站设计天然气处理能力为8886×104Nm3/d，来气经气质在线分析、计量、过滤、聚结和增压后输往下游。主要流程及功能设置
接收进口天然气，经气质在线分析、计量、聚结、增压、冷却后输往下游；
该站设置向霍城/伊宁市分输；
当站内设备检修或发生事故时，气体可通过旁通管线越过该站输往下游站场；
清管器发送；
压力越站；
压缩机组防喘；
站内循环；
燃料气及自用气处理；
干燥压缩空气供给；
事故状态及维修时的放空和排污。
详情见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
中间分输压气站
西二线西段设置精河、玛纳斯、乌鲁木齐、嘉峪关、张掖5座中间分输压气站，为周边用户供气。
各分输压气站分输量
序号 站场名称 分输用户 设计分输能力
（×104Nm3/d）
1 精河分输压气站 博乐 17.1
2 玛纳斯分输压气站 石河子 17.1
3 乌鲁木齐分输压气站 乌鲁木齐 428.6
4 嘉峪关分输压气站 嘉峪关 68.7
酒泉 128.6
5 张掖分输压气站 张掖 120
各分输压气站向用户分输调压橇下游设备和管道设计压力均为6.3MPa，分输压力为4.0MPa。各分输压气站主要工艺流程和工艺设施基本相近。
主要功能设置如下
正常输送；
分输；
天然气越站旁通；
清管器接收、发送；
燃料气及自用气处理；
干燥压缩空气供给；
事故状态及维修时的放空和排污；
嘉峪关分输压气站和张掖分输压气站预留CNG阀门。
工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
一般中间压气站
西二线西段设有乌苏压气站、鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、红柳联络压气站、瓜州压气站（电驱压气站）、永昌压气站（电驱压气站）、古浪压气站8座一般中间压气站。除红柳联络压气站外，其余各压气站流程和功能类似。
主要流程及功能设置如下
正常输送；
天然气越站旁通；
清管器接收、发送；
燃料气及自用气处理；
干燥压缩空气供给；
事故状态及维修时的放空和排污。
各压气站均预留DN1000增输扩建球阀。
一般中间压气站压缩机组配置表
序号 中间压气站名称 站场机组配置 备注2 鄯善压气站 30MW ，2+1 燃驱
3 哈密压气站 30MW ，2+1 燃驱
4 烟墩压气站 30MW ，2+1 燃驱
5 红柳联络压气站 30MW ，2+1 燃驱
6 瓜州压气站 18MW ，3+1 电驱
7 永昌压气站 18MW ，3+1 电驱
8 古浪压气站 30MW ，2+1 燃驱
工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
红柳联络压气站
西二线西段红柳联络压气站，与西气东输一线红柳压气站毗邻建设，站场设计压力12MPa。红柳联络压气站除具有压气站功能外，还具有与西气东输一线联络功能，可接收西气东输一线来气或向一线调气。一线、二线间相互调气时，均进行计量和流量控制，接收西气东输一线来气和向西一线调气共用1套计量设备和流量控制设备。
红柳联络压气站调气流程图
红柳联络压气站功能如下：
正常输送
天然气越站旁通
接收西气东输一线来气
向西气东输一线调气
清管器接收、发送
燃料气及自用气处理
干燥压缩空气供给
工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
分输站
西二线西段设置奎屯分输站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、武威分输站5座分输站，工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
奎屯分输站 昌吉分输站 吐鲁番分输联络站 哈密分输站 武威分输站
工作参数 进站压力 8.3～10.9MPa 7.9～11.3MPa 8.5～11.7MPa 9.5～11.1MPa 10.4～11.6MPa 分输流量 0.2×108Nm3/a 0.2×108Nm3/a 0.2×108Nm3/a 0.2×108Nm3/a 1.6×108Nm3/a 调压后设计压力 4.0MPa 4.0MPa 4.0MPa 4.0MPa 4.0MPa
主要流程及功能设置 分输 √ √ √ √ √
越站 √ √ √ √ √
燃料气及自用气 √ √ √ √ √
放空和排污 √ √ √ √ √
其他 与轮南～吐鲁番支干线联络
清管器发送 × × √ × × 计量设备 涡轮流量计，1用1备 2台涡轮流量计，1用1备。 2台涡轮流量计，1用1备。 2台涡轮流量计，1用1备。 2台超声波流量计，1用1备。 调压设备 2台调压橇，1用1备 2台调压橇，1用1备 2台调压橇，1用1备。 2台调压橇，1用1备 站内设置2台调压橇，1用1备
紧急截断系统 在进出站管线上设置紧急切断阀（ESD）电动放空阀门由UPS供电 站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似。 站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似。 站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似 站内紧急截断系统设置与奎屯分输站类似。
燃料气处理橇 燃料气处理橇1套 燃料气处理橇1套 燃料气处理橇1套 燃料气处理橇1套 燃料气处理橇1套，
清管器发送设备 × × 管线清管器发送设备1台 × ×
中卫联络站
中卫联络站调气流程图
中卫联络站功能设置如下:
正常输送；
天然气越站旁通；
接收西气东输一线来气；
向西气东输一线调气；
清管器接收、发送；
分输；
中卫联络站人员生活依托西气东输一线中卫压气站，不设燃料气处理系统。
工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
盐池清管站
盐池清管站与西一线盐池压气站毗邻建设，站内设有清管器接收、发送设备及分离设备，在正常运行时，天然气越过清管站，直接输送至下游；在投产初期及清管作业时天然气进入清管站站内，经旋风分离器分离后输往下游。盐池清管站预留与西气东输三线联络阀门，且可根据需要，扩建为压气站。工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
靖边联络站
靖边联络站与西一线靖边压气站毗邻建设，站内设置用于调气的过滤、计量、流量控制设备。靖边联络站可通过西一线与陕京线连接管道向陕京线调气，也可向西气东输一线调气。
功能设置如下
天然气越站旁通
向陕京线调气
向西气东输一线调气
清管器接收
工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
阀室
线路截断阀室分为一般线路截断阀室、RTU阀室、线路分输阀室、RTU分输阀室4种类型，工艺流程详见附件三-《西二线西段站场、阀室工艺流程图》。
电气系统概况
变电所布置
西气东输二线管道工程(西段) 霍尔果斯—中卫干线共设置19处场站变电所，分110kV、35kV、10kV三种类型：
110kV/10kV/0.4kV变电所：乌鲁木齐分输压气站、瓜州压气站、永昌压气站；上述站场为电驱压气站，本次投产上述三个站场设置一路10kV/0.4kV临时电源和自动化天然气发电机组，110kV/10kV变配电系统不投。
35kV/0.4kV变电所：霍尔果斯首站、精河分输压气站、乌苏压气站、玛纳斯分输压气站、鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、红柳联络压气站、嘉峪关分输压气站、张掖分输压气站10个站场，均为燃驱压气站。
10kV/0.4kV变电所：古浪压气站、奎屯分输站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、武威分输站；其中古浪为燃驱压气站，其余为中间分输站。
霍尔果斯首站、精河分输压气站、乌苏压气站、玛纳斯分输压气站、鄯善压气站、烟墩压气站、嘉峪关分输压气站、张掖分输压气站、古浪压气站为一级负荷，一级负荷站采用两路电源向站场供电，每一电源向全站用电负荷供电。
哈密压气站、红柳联络压气站也为一级负荷，但只能取得一路主供电源，因此配备自动化天然气发电机组作为应急电源。
奎屯分输站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、武威分输站均为二级负荷，采用10kV单电源供电，并配备自动化天然气发电机组作为应急电源。
中卫—靖边联络线上的中卫联络站、盐池清管站及靖边联络站站内新增的部分生活、生产设施直接依托原西气东输一线对应相关站场，且负荷较小，其普通负荷和UPS负荷供电分别由原西气东输一线的相关站场低压配电室低压开关柜中的备用回路和UPS配电箱（需对两站UPS配电箱加以改造）引出，就地设置动力箱进行配电。
干线及联络线上的RTU阀室用电负荷包括自控、通信、阴保等负荷，配备独立的太阳能发电系统供电。
接线方式
站场内110kV变电所接线方式：110kV系统采用内桥接线。
站场内35kV变电所接线方式：35kV系统采用单母线分段。
站场内10kV配电室接线方式：10kV系统用电缆引来，接至变压器，降为400V电压作为低压电源。400V系统采用单母线分段的形式。另外场站设有备用发电机，作为备用电源。
运行、控制模式
西二线西段110kV、35kV变电所控制保护系统为分层布置结构，由间隔层（测量、控制和保护单元）和站控层构成。本次送电投运采用间隔层就地控制模式。
投运场站
根据业主要求西气东输二线管道工程(西段)在10月30日实现投运的变电所如下表：
序号 投 运 场 站 名 称 电 压 等 级 备 注
1 霍尔果斯首站 35kV/0.4Kv(两路)
2 精河分输压气站 35kV/0.4kV(两路)
3 乌苏压气站 35kV/0.4kV(两路)
4 奎屯分输站 10kV/0.4kV(一路)
5 玛纳斯分输压气站 35kV/0.4kV(两路)
6 昌吉分输站 10kV/0.4kV(一路)
7 乌鲁木齐分输压气站 110kV/10kV/0.4kV(两路) 临时10kV/0.4kV(一路)
8 吐鲁番分输联络站 10kV/0.4kV(一路)
9 鄯善压气站 35kV/0.4kV(两路)
10 哈密压气站 35kV/0.4kV(一路)
11 哈密分输站 10kV/0.4kV(一路)
12 烟墩压气站 35kV/0.4kV(两路)
13 红柳联络压气站 35kV/0.4kV(一路)
14 瓜州压气站 110kV/10kV/0.4kV(两路) 临时10kV/0.4kV(一路)
15 嘉峪关分输压气站 35kV/0.4kV(两路)
16 张掖分输压气站 35kV/0.4kV(两路)
17 永昌压气站 110kV/10kV/0.4kV(两路) 临时10kV/0.4kV(一路)
18 武威分输站 10kV/0.4kV(一路)
19 古浪压气站 10kV/0.4kV(两路)
乌鲁木齐分输压气站、瓜州压气站、永昌压气站本次投产时，采用10kV单路临时电源加一台备用自动化天然气发电机组的供电方式。
中卫联络站、盐池清管站及靖边联络站站内新增的部分生活、生产设施直接依托原西气东输一线对应相关站场。
通信系统概况
西气东输二线管道工程通信系统采用光通信作为主用通信方式，通过与西气东输一线、西部管道等多条管线的光通信系统相连，将SCADA数据、话音、图像等数据信息通过多条光传输路径，传至北京油气调控中心、廊坊备用调控中心和西部管道公司总部。采用租用公网数据电路与VSAT卫星相结合的方式作为SCADA数据传输备用通信方式，将SCADA数据信息传至北京油气调控中心。
管道沿线有人值守的工艺站场、管理处设置用于日常管理的行政、调度电话、办公自动化网络系统（MIS）、会议电视以及用于巡线抢修的移动通信设施；有人值守的工艺站场设置工业电视及激光对射系统、有线（卫星）电视接收系统。
光通信系统
西气东输二线管道西段光通信系统共新建光端站2座、光分路站8座，光接入站22座。
光通信系统站型站数
序号 站场名称 站型 站数 备注 2 霍尔果斯首站 光端站 1座 新建，有人站 2.5G
3 压气站 光分路站 4座 新建，有人站 2.5G
4 压气站 光接入站 8座 新建，有人站 155M 接入西气东输/西部管道系统
5 分输站 光分路站 2座 新建，有人站 2.5G
6 分输站 光接入站 3座 新建，有人站 155M 接入西气东输/西部管道系统
7 RTU阀室 光分路站 2座 新建，无人站 2.5G
8 RTU阀室 光接入站 11座 新建，无人站 155M 接入西气东输/西部管道系统
备用通信系统
红柳联络压气站和中卫联络站利用西气东输一线已有的卫星通信作为SCADA数据的备用通信方式。鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、瓜州压气站、永昌压气站、吐鲁番分输联络站和哈密分输站 7座工艺站场SCADA备用通信将采用卫星通信方案。其它11座有人工艺站场的SCADA备用通信将采用租用公网方案，话音通信备用信道利用公网PSTN电路。
调度通信系统
西气东输二线管道工程霍尔果斯-中卫调度通信系统依靠光通信电路，依托西部管道公司的软交换调度系统中心设备，在有人站场、RTU阀室设IP调度电话，组成调度通信系统，用于生产调度指挥。在鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、瓜州压气站、永昌压气站、吐鲁番分输联络站和哈密分输站采用卫星通信方式，其余各有人工艺站场利用公网电话作为调度备用电话。
行政电话交换系统
西气东输二线管道工程霍尔果斯-中卫行政电话系统（包括传真）依靠光缆电路和地面公网。依托西部管道话音软交换系统，在有人站工艺站场设置远端IAD设备，组成行政电话交换系统，用于日常行政管理。中卫联络站IAD设备纳入西气东输管道分公司中心软交换系统。
工业电视与站场安全防范系统
本工程在各有人工艺站场设工业电视、激光对射系统，用来监视压缩机厂房、工艺装置区和站场环境安全，工业电视系统与激光对射系统联动，使站内人员及时发现外来入侵。
会议电视系统
西气东输二线管道工程会议电视系统采用光通信信道连接，接入西部管道公司总部主会场的多点控制单元（MCU），在各有人工艺站场的分会场设会议电视终端，新疆管理处和甘肃管理处利用原有的会议电视终端。中卫联络站会议电视终端设备接入西气东输管道分公司会议电视系统。
有线（卫星）电视系统
在各有人值守工艺站场设有线电视系统，就近接入当地有线电视网，在有线电视无法接入的站场设立卫星电视接收系统。
应急通信
应急通信为管道巡线抢修和站场巡检提供移动话音通信，其中管道巡线话音通信采用卫星移动电话方式，站场巡检话音通信采用防爆无线对讲机。同时配备2辆应急卫星通信车，当灾情发生时作为应急抢险通信。
综合业务网络
按照西部管道网络融合的创新理念，针对承载层实施网络融合，即话音、会议电视、MIS办公网络及其他应用，在同一个基于IP的宽带平台网络上实现融合。中卫联络站利用已有的MIS办公网络，纳入西气东输管道分公司已有办公网络。
仪表自控系统概况
西二线西段调度控制中心设在中石油北京调度控制中心，并建立一套计算机控制系统，完成全线的调度、管理和运行。在各站设站控制系统、远控线路截断阀室设置RTU系统，完成站场和阀室工艺设备的控制和运行。通过广域网的方式将各站控制系统、阀室RTU连接起来。在调度控制中心通过建立的计算机控制系统分别控制首站、压气站、分输调压计量站和远控线路阀室的工艺设备，将实现顺序启站、顺序停站和紧急停站。在控制中心授权的状况下，在站控和阀室RTU才能够控制和运行本站的工艺设备。
站控制系统
在首站、压气站、分输压气站和分输站设置站控制系统（SCS），站控制系统完成站内的计量、调压、流程切换和压缩机的启停等控制。
站控制系统的功能
接受和执行控制中心的控制命令，进行控制和调整设定值，并能独立工作；
过程变量的巡回检测和数据处理；
向控制中心上传数据和报警信息；
提供工艺站场的运行状态、工艺流程、动态数据的画面或图形显示，报警、存储、记录和打印；
压力或流量的控制；
故障自诊断，并把信息传输至地区公司，西段即西部管道地区公司；
压缩机及主要工艺设备的顺序控制；
监视各站场变电和配电系统的状态；
监视工艺站场和站控制室火灾、可燃气体和安全状况。
站控制系统操作方式
调控中心控制：通常，根据调控中心下达的启/停命令，压力/流量设定值等，站控系统自动完成具体的操作。亦可切换到对各单体设备进行控制。
站控制：启/停命令，压力/流量设定值等由站操作员通过操作员工作站发布，由站控制系统自动完成。调度控制中心对站的自动控制进行监视。
就地控制：在现场对各种设备进行手动控制。调度控制中心对其进行监视。
站控系统与调控中心之间的通信方式
各站控制系统与北京调控中心设一主一备的通信信道。通信介质为光缆、卫星和公网，光缆信道为主信道；西段站场采用卫星或公网作为备用信道。各站控制系统与廊坊备用调控中心设一主一备的通信信道，主备通信信道均采用光缆信道。
安全仪表系统
安全仪表系统主要由检测仪表、控制器和执行元件三部分组成，主要用于使工艺过程从危险的状态转为安全的状态。保障输气管道能够在紧急的状态下安全的停输，同时使系统安全地与外界截断不至于导致故障和危险的扩散。安全仪表系统包括：ESD系统；超压保护系统；安全联锁保护程序。
ESD系统
ESD系统完成本站的紧急停车，同时接受控制中心下达的ESD命令。紧急停车（ESD）系统是保证管道及沿线站场安全的逻辑控制系统。ESD系统命令优先于任何操作方式。
分输站：分输站ESD系统程序分为一个级别。调控中心或站场操作人员根据危险程度大小确定是否触发ESD程序。ESD程序一旦触发（ESD按钮动作或ESD命令发出），其结果是切断站场与管道进出口的连接，并打开站场放空阀门。
压气站：除设置站控系统ESD外，随压缩机组成套提供的压缩机组ESD系统。该系统用以完成压气站压缩机组安全的逻辑控制，它将由独立的控制单元构成，通过网络和硬线与SCS和UCP连接。
根据危险程度的不同，压气站ESD系统分三级：
第一级：压缩机组自身运行异常、越限，执行ESD单独停车；
第二级：触发所有运行的压缩机组ESD保护停车，关闭压缩机组进出口截断阀，自动放空机组及其管路内天然气；
第三级：由站控或中心触发站场ESD保护停车，关闭进出站阀，自动放空站内天然气并切断电源（消防系统电源除外），启动消防系统。对压气站而言，同时执行压缩机组ESD保护停车。
超压保护系统
在西气东输二线管道的压力分界点设置超压保护系统完成对下游的安全保护。
超压保护系统在故障出现时能及时关闭上游压力源、避免对下游设备造成影响。超压保护的信号进安全仪表系统。主要包括以下情况：
联络站的压力分界点的超压保护系统；
分输站、分输压气站压力控制系统超压保护；
自用气、燃料气系统超压保护。
安全联锁保护程序
压缩机组入口设置3台压力变送器（信号进安全仪表系统），采用3选2的方式，超低报警自动触发机组单独停机程序；
在压气站出站设置3台压力变送器（信号进安全仪表系统），采用3选2的方式，压力超高报警自动触发机组单独停机；
在压气站出站设置3台温度变送器（信号进安全仪表系统），采用3选2的方式，温度超高报警自动触发机组单独停机；
排污罐入口压力超高保护；
越站旁通阀超压保护。
数据通信系统
站控制系统数据通信设备采用冗余的通信服务器RCI。它基于IEC60870-5-104协议，实现中心与站场之间的逢变则报通信方式。站场的通信服务器RCI向下直接与站场设备进行数据通信，向上与调控中心主通信服务器MRCI和实时数据库进行数据通信。
压缩机控制单元
压缩机控制单元（UCS）随压缩机机组成套提供。压缩机控制单元（UCS）是一个完整独立的控制系统，它可以独立、连续地控制、监视和保护压缩机机组和相关的辅助系统。压缩机机组的启停控制和ESD操作，也可以由站控制系统和控制中心进行远程的控制、操作和运行。压缩机控制单元（UCS）作为站自动控制系统的一个子系统，采用网络的形式与站控制系统相连，进行数据交换，并接受SCADA系统的监控和管理。UCS设有独立的安全仪表系统，该系统通过硬线与SCS连接，并与SCS的安全仪表系统具有联锁关系。站控制系统的ESD控制命令可通过机组安全仪表系统直接到达被控机组，并使其按预定的顺序动作。
压缩机控制系统包括机组的检测和控制仪表及机组控制系统/盘（UCS/UCP）。压缩机控制系统主要包括：主要有启动/停车顺序控制系统、压缩机防喘振控制系统、速度控制及保护系统、负荷控制系统、机械故障诊断及分析系统、联锁保护、安全仪表系统、火灾和可燃气体检测系统等组成。
阀室RTU
重要位置的线路截断阀室和清管站设置RTU
RTU的功能
采集阀室的温度、压力和阴极保护等参数；
监视线路截断阀的状态；
控制线路截断阀的关；
监视阀室电源状态。
RTU操作方式
一般情况下由调度控制中心操作控制。
自动远控：所有的阀室操作控制由调度控制中心操作控制，具体由RTU执行完成。
就地控制：单体设备可以由站操作员或工程师人员通过便携式计算机进行操作，具体由RTU执行完成。调度控制中心对RTU的自动控制进行监视。
RTU与调控中心的数据传输
RTU提供2路以太网接口与光端机相连，通过光信道的配置，分别将数据传送到相邻的上、下两座工艺站场的站控制系统的局域网中，再通过这两座站场的SCS将数据上传到北京、廊坊主备调控中心。
给排水及消防系统概况
给水系统
由于水源不同，各站场的给水设施和工艺功能不尽相同，其中霍尔果斯首站、精河分输压气站、乌苏压气站、奎屯分输站、玛纳斯分输压气站、昌吉分输站、吐鲁番分输联络站、哈密分输站、瓜州压气站、张掖分输压气站以地下水作为水源；乌鲁木齐分输压气站、嘉峪关分输压气站、武威分输站、古浪压气站、中卫联络站以站外给水管网作为依托水源；永昌压气站以站外给水管网和地下水作为水源；位于无水区的鄯善压气站、哈密压气站、烟墩压气站、红柳联络压气站以外运水作为水源，外运水从各自供水点运来以后，储存在水箱内。
排水系统
站场的综合办公楼、综合设备间、压缩机厂房和变配电间等建筑单体的组织排水主要为生活污水及设备场地冲洗水。各排放点按照标准坡度敷设就近排入站场排水管网。
消防系统各站（鄯善、哈密、烟墩、红柳4座压气站除外）均设室外消防给水系统。各压气站（鄯善、哈密、烟墩、红柳4座压气站除外）的压缩机厂房设室内消火栓系统。燃气压缩机组设火灾自动报警系统和自动气体灭火系统。鄯善、哈密、烟墩、红柳4座位于无水区压气站的控制室、UPS室、燃气发电机房设置火灾自动报警系统和FM200管网气体灭火系统；沿线各阀室、各站工艺装置区、配置相应类别、数量的便携式灭火器材。
阴极保护系统概况
线路阴极保护系统概况西气东输二线西段阴极保护站分布表
阴保站编号 场站名称 里程(km) 阴保站间距(km)
CPS-1 霍尔果斯首站 0.0 0.0
CPS-2 精河分输压气站 173.3 173.3
CPS-3 乌苏压气站 349.8 176.5
CPS-4 玛纳斯分输压气站 528.2 178.4
CPS-5 乌鲁木齐分输压气站 673.3 145.1
CPS-6 吐鲁番分输联络站 781.3 108.0
CPS-7 鄯善压气站 876.1 94.8
CPS-8 哈密压气站 1064.6 188.4
CPS-9 烟墩压气站 1246.0 181.4CPS-11 瓜州压气站 1573.3 191.3
CPS-12 嘉峪关分输压气站 1743.6 170.2
CPS-13 张掖分输压气站 1933.9 190.3CPS-15 古浪压气站 2285.0 203.9
站场区域阴极保护系统概况
西二线西段所有工艺站场采用强制电流阴极保护系统,该系统由阴极保护站和相应测试系统共同组成。
阴极保护站
阴极保护站主要由恒电位仪、阳极地床、参比电极、分流器和连接电缆等构成。
恒电位仪为被保护管道提供稳定的极化电位，并能够根据外部环境需要调解输出的保护电流，使被保护管道始终处于相对恒定的有效保护状态中，根据西二线西段各工艺站拟保护埋地管道的实际情况，选择多路恒电位仪，每回路额定输出功率为1500W（30A/50V）的四回路恒电位仪，分别对埋地的工艺装置区、压缩机区、放空区、生活区等管线进行保护。
阳极地床采用柔性阳极，与被保护管道同沟敷设，在多条管道的管沟里，敷设多条阳极带，并对被保护管道进行均压跨接，保证各条管道之间电位均衡。
参比电极作为恒电位仪工作的基准信号源，为恒电位仪参照测量回路反馈的基准信号，有针对性地调解自身的输出以满足外界的需要。
分流器的作用在于结合现场局部状况，有针对性地分配辅助阳极输出回路的保护电流，使之满足保护管道的实际需要。
测试系统
为了解站内管道的保护效果，掌握阴极保护设施的运行状况，在站场内适当位置设置保护电位测试点，每个测试点预埋设一支长效Cu/CuSO4参比电极或新型极化探头，并在测试点位置处靠近管道预埋一只金属试片，试片涂敷后人为裸露一缺陷点。以确保能够进行无IR降测试，保证保护电位测试数据的真实性。所有测试点引到防爆区外的测试桩或测试箱里。另外，西二线区域阴极保护工程中，为了进一步保证测试数据的准确性，在干旱地区工艺站场内的通电点和测试点位置处应设置注水管，定期注水，保持恒电位仪反馈信号的准确性和日常管理中电位测试数据的准确性。
投产组织机构概述
根据西二线西段管道投产的总体部署和统一安排，成立管道投产协调领导小组，召开试运投产协调会，研究解决需要统筹协调的相关事项。
针对管道建设的实际，结合输气管道投产的经验，在投产前成立投产指挥部，全面负责试运投产指挥、管理及协调。投产总调度室设在北京油气调控中心，统一发布指令、收集汇总信息，进行调度安排。试运投产执行机构下设外事协调组、站场组、压缩机组、线路组、电信自消组、物资保障组、线路注氮组、HSE组、投产保驾组。
组织机构见下图：
机构组建计划
组织机构 组建时间 责任主体
试运投产领导机构 管道投产协调领导小组 2009年9月15日 天然气与管道分公司
投产指挥部 2009年9月15日 管道建设项目经理部
试运投产执行机构 西二线投产试运各专业组 2009年9月15日 西二线EPC项目部
西二线管道运行单位 2009年9月15日 西部管道、西气东输一线
投产总调度室 2009年9月15日 投产指挥部
试运投产领导机构及职能
管道投产协调领导小组
组 长：马志祥（天然气与管道分公司副总经理）
副组长：吴宏（管道建设项目经理部总经理）、孙波（中亚天然气管道有限公司总经理）、凌霄（西部管道分公司总经理）。
成 员：闫宝东（北京油气调控中心副总经理）、陈向新（管道建设项目经理部副总经理）、李文东（管道局副局长）、闵希华（西部管道分公司副总经理）、孟凡春（中亚天然气管道有限公司副总经理）、张永祥（中国石油国际事业有限公司副总裁）。
职 责：
协调上游天然气气源、天然气入境、输气计划制定、下游用户及分输等各相关方工作衔接配合，协调试运投产中重大事项的解决，指导试运投产工作，发布投产指令。
投产指挥部
总指挥：吴宏（管道建设项目经理部总经理）
副总指挥：闫宝东（北京油气调控中心副总经理）、陈向新（管道建设项目经理部副总经理）、张强（西部管道公司副总经理）、王小平（西气东输管道公司副总经理）
成 员：葛书义、张鹏、钱亚林、邹永胜、李锴、郭宝山、唐善华、庞贵良、郝兴国
职 责：
接受管道投产协调领导小组的指导和工作安排，全面负责西二线西段管道试运投产组织管理、安全管理、监督检查及外部协调等工作，组织协调解决试运投产过程中出现的问题，并向领导小组汇报。审批投产期间各组上报的各种临时性问题的解决方案并负责各组间的关系协调。
投产总指挥对投产指挥部负责，是试运投产的最高指挥员，下达试运投产命令并指挥投产运行工作，统管试运投产所有执行机构，在紧急情况下可直接发布指挥命令处理应急情况。
试运投产执行机构及职能
建设单位和运行单位职责概述
试运投产执行机构由项目建设单位和管道运行单位人员组成。其中项目建设单位（简称为建设单位）包括管道建设项目经理部、西二线监理总部和西二线西段EPC项目部；管道运行单位（简称为运行单位）包括北京油气调控中心、西部管道公司、西气东输管道公司。
建设单位负责组织项目试运投产方案以及试运投产应急预案的编制，调控中心及运行单位配合，投产前3个月完成报专业公司审批。
建设单位负责组织项目调度及投产人员进行专项培训，培训费用由建设单位承担。专项培训的培训方案、人员、时间安排及考核目标等由建设单位确定。培训内容应至少包括设计原理、投产方案、设备操作等内容，以满足试运投产的需要。专项培训应在项目试运投产2个月前完成。
运行单位负责组织项目调度及运行人员基本技能培训及考核、取证工作，培训费用由运行单位承担。基本技能培训及考核取证工作应在项目试运投产4个月前完成。
运行单位运行人员应在培训完成后尽快有计划分批进入现场，熟悉站场工艺流程及隐蔽工程，参与试运投产工作。
调控中心负责组织编制项目运行操作规程，现场运行单位负责组织编制站场设备操作维护规程、作业指导书、生产报表、生产记录等与生产运行相关文件。建设单位在投产前3个月组织供货厂商等相关单位配合完成相关资料的提供。
建设单位负责试运投产前相关专项验收手续和协议的办理，包括压力容器安装告知及许可、防雷防静电验收、消防验收、土地使用手续及其他与地方有关的各项取证工作。协助专业公司协调上游单位准备投产所需气源的入境，包括气质和气量。协助运行单位完成试运投产及运行期间相关手续和协议的办理，包括安全生产许可证、压力容器注册以及管道保护、供电、给排水、通讯、消防、应急等相关协议的签订工作。办理过程中地方部门检查出的问题，由建设单位组织承包商进行整改至合格。
建设单位和运行单位根据专业公司批复的试运投产方案落实投产前的各项准备工作。投产运行操作所需工具、办公设备及家具、岗位标识等由建设单位会同运行单位协商确定采购的具体事宜及投产后移交办法。建设单位负责组织投产应急预案的演练，落实保驾队伍及物资、装备的准备，运行单位配合。
建设单位负责组织投产条件检查，运行单位参加，对于建管分离的项目，要求检查意见以正式文件形式向建设单位反馈备案。建设单位根据检查意见组织整改，并将逐条整改情况以正式文件形式反馈运行单位备案。
建设单位在项目具备试运投产条件后向专业公司申请投产，同时将运行单位检查意见逐条整改情况作为申请文件的附件。
专业公司根据投产方案及现场条件，向调控中心、建设单位同时下达调度通知单，明确投产时间及相关事项。
建设单位负责项目试运投产的组织和指挥，下达试运投产指令，运行单位配合，要求项目投产必须在调控中心实现中央控制。试运投产期间，在调控中心的操作由建设单位负责指挥，调控中心配合；在站场的现场操作由建设单位组织，运行单位配合。投产保驾工作由建设单位负责。
西二线西段试运投产以管道进天然气作为试运投产开始，天然气到达靖边联络站升压检漏完成并试运行72小时后作为试运投产结束。
试运投产72小时之后，在专业公司的主持下，建设单位组织有关参建单位向运行单位进行移交，交接运行管理权、交接工程实体及相关资料。
投产总调度室
调度长：高发连
副调度长：王卓军、赵小川、周晓莹
调 度：梁志敏、高义、常海军、尚凡昆、何鑫、姜勇、王武艺、李健、王彦超、赵涛、常松博、田中利
职 责：
投产调度室接受投产指挥部指令，负责试运投产过程的具体指挥、协调各站场操作管理，发布实施命令，收集分析整理试运投产情况并向投产指挥部汇报。负责监控与参数记录，负责与现场的沟通联系，及时发现问题并对一些具体问题进行分析和上报。
外事协调组
组 长：幺惠全
副组长：赵罡、王维、袁运栋、王洲、张磊、李浩
成 员：何志强、韩朋科、段承、徐东、张绍平、闫邵彤
职 责：
负责组织运行单位对试运投产临时征地等外部相关协议的签订；负责与地方各级政府及相关部门和单位的工作协调，及时处理各种纠纷，保证试运投产顺利进行。在投产前，负责与公安、消防、救护等地方相关部门的接口工作。
站场组
组 长：任东江
副组长：姜永涛、韩建强、郭晓峰、梁宏、庞贵良、刘树学、于永超、侯俊夕、林久新、王健康、孙茂树
成 员：董铁军、薛义、荣殿才、陈玉伟、庞桂良。
职 责：
负责站场试运投产条件的检查；负责编制《西二线西段试运投产工艺系统实施细则》和培训工作；配合设备厂家人员在站场的工作，参与工艺设备的调试；负责投产期间站场的置换、升压、检漏的操作、巡检和运行记录等工作；负责站场放空、点燃火炬等操作；负责组织站场设备各项技术参数测定和故障排查与处理；监督、确认保驾人员在站场的保驾抢修工作。负责发现漏点后的及时上报工作，监督、确认保驾人员在站场的保驾抢修工作。
压缩机组
组 长：梁立力
副组长：
成 员：项目经理部、监理、压缩机组厂家等
职 责：
投产前，负责协调运行单位和压缩机厂家技术人员对霍尔果斯首站和红柳联络压气站压缩机组投运前的调试与条件检查，负责组织设备供应厂家编制《西二线西段压缩机组试运投产方案》。试运投产结束后，组织压缩机厂家技术人员对燃气轮机和压缩机启动和运行及 72小时无负荷运转，压缩机组带负荷运转后60天保驾。
线路组
组 长：秦梓州
副组长：王建国、周普旭、冯伟、赵万里、杨永和
成 员：王新刚、刘向榆、王连君、缴增甫、刘建、张嘉昌、刘昕、易丰江
职 责：
负责实施线路工程试运投产条件的检查，编制《西二线西段试运投产置换升压实施细则》，配合设备厂家人员对线路截断阀的调试工作，负责组织安排气头跟踪和置换、升压、检漏、巡检和运行记录等工作，负责线路放空操作，负责发现漏点后的及时上报工作，监督、确认保驾人员在线路的保驾抢修工作。
电信自消组
组 长：李旭东
副组长：胡柏松、徐福财、王文玉、邢八
一、何志强、梁建青
成 员：吴昌汉、黄忠胜、金俊文、王维斌、张涛、古宏俊、纪克齐、黄迎春、韩才书、徐高松、张桂林
职 责：
负责检查电气、通信、自动化、可燃气/火灾检测报警系统和消防系统是否符合试运投产条件；负责本系统调试投运方案编制和培训工作；负责组织本系统单机试运、技术参数测定和系统调试投运工作；负责本系统投产期间单项及全系统联调技术参数测定和故障排查与处理工作；负责可燃气/火灾检测报警系统标定工作。
线路注氮组
组 长：杨发富
副组长：潘会彬、李志忠、赵同庆
成 员：任佳博、李鹏、康义
职 责：
协调与注氮相关的各项工作。注氮前，负责参与注氮方案编制工作与完成注氮口连接的各项准备工作。注氮期间，负责组织注氮分包商实施分段注氮作业以及注氮作业结束后的清理工作。负责监督、控制并记录注氮量、注氮压力、注氮纯度及注氮过程中注入管道内的氮气温度。投产进气前，负责监控线路封存氮气的压力。在置换期间，负责组织注氮分包商进行补充注氮作业。
物资保障组
组 长：宋伟杰
副组长：杨明新、张振
成 员：龚志勇、曹刚、田进波、高勇、韩刚
职 责：
负责组织国内外设备供货厂商对运行单位人员和投产人员的培训，负责试运投产过程中所需设备材料、工器具、备品备件等物资保障。负责协调安排国内外设备供货厂商技术人员按投产进度到达现场，指导安装调试并及时处理设备故障；负责投产期间生产和生活物资的供应保障工作。
HSE组
组 长：莫春山
副组长：吴锡和、肖德刚、李建、屈满祥、赵广锋
成 员：唐彪、刘炯、周化刚、张新羽、高军、闫峻、徐华龙、李湛江、郑朝明
职 责：
负责编制《西二线西段试运投产HSE管理实施细则》，组织完成试运投产应急预案演练；负责与沿线地方政府、公安、消防、交警、医疗部门联系协调，包括编制沿线主要公安、消防、交警、医疗部门的联系方式。负责编制试运投产HSE实施细则和培训工作；负责投产HSE管理物资准备。试运投产期间，按照项目经理部的要求做好试运投产人员的健康保障和应急救护安排。负责投产期间现场的安全保卫、环境保护工作。负责在事故状态下现场的组织与协调工作。
投产保驾组
组 长：杨忠惠
副组长∶姜永涛、韩朋科、付明福、赵斌、吕峰、樊茂滨
成 员：贺剑君、谢志斌、张永学、徐晓佳、牛健壮、韦青荣、蔡辉、辛建明、马永骧、陈永
职 责：
负责组织投产站场及线路保驾队伍，负责落实保驾抢修必备的设备、机具、备件和材料；负责编制《西二线西段试运投产保驾抢修实施细则》；负责组织实施演练；负责组织各施工分包商对施工标段内设施在投运过程中巡视、检查工作；负责故障排查并完成整改工作；按照投产指挥部的统一安排，处理投产过程中出现的线路施工、站场安装、设备故障等问题，保证试运投产的顺利进行；保驾任务的时间从试运投产准备期间开始，到进入正常生产结束。投产期间发现各系统出现故障，由设备厂家或相应承包商在接到上级通知第一时间到达现场进行处理。
调度指挥工作流程
投产人员配置表
序号 机构名称 项目经理部 监理公司 EPC项目部 运行单位 备注
1 投产总调度室 1 1 7 6 此运行单位为北京调控中心
2 站场组 霍尔果斯首站 2 2 8 8
精河分输压气站 0 1 3 5
乌苏压气站 0 1 3 5
奎屯分输站 0 1 3 3
玛纳斯分输压气站 0 1 3 5
昌吉分输站 0 1 3 3
乌鲁木齐压气站 0 1 3 5
吐鲁番分输联络站 0 1 3 5
鄯善压气站 0 1 3 5
哈密压气站 0 1 3 5
哈密分输站 0 1 3 3
烟墩压气站 0 1 3 5
红柳联络压气站 2 2 8 8
瓜州压气站 0 1 3 5
嘉峪关分输压气站 0 1 3 5
张掖分输压气站 0 1 3 5
永昌压气站 0 1 3 5
武威分输站 0 1 3 3
古浪压气站 0 1 3 5
中卫联络站 0 1 4 4
盐池清管站 0 1 3 3 3 线路组 1 2 52 18
4 氮气置换组 0 3 6 3
5 电信自消组 0 3 141 3 由设备厂家、施工安装单位组成
6 外事协调组 2 3 12 3 8 投产保驾组 0 3 50 3 保驾单位管理人员50人，施工保驾人员若干。总计 12 45 378 145
注：上表中的人员配置应由各单位报投产指挥部批准。
投产的必要条件
投产所需工程全部完工，线路、阀室和站场的试压、干燥符合规范要求，投产前工程预验收全部合格。
站场及线路
管线与阀室
西二线西段线路焊接完成,试压合格；站间完成清管、测径作业及干燥作业，并符合相关标准,通过投产前预验收合格；管道干燥应使被干燥的管道内的空气露点低于-20 ℃(常压下的露点)，空气中的水含量低于0.822g/m3。管道干燥程度用电子露点仪测定，达到设计规定的露点为合格；
管道沿线阀室工程完工,试压合格，与管线连头，各类阀门及管线安装完毕，其相应通信、自控检测、数据远传等装置经调试达到设计要求；
管道线路测试桩、转角桩、标志桩及伴行路等配套设施完成施工并达到设计要求，里程标注清晰醒目；
阴极保护系统安装、调试完毕，各测试点数据达到设计要求，在投产前已经投入运行；
阀室内各种设备及各种线缆接头应有正确的编号和标志牌。
站场工艺与设备
站内的工艺设备系统安装完毕，试压、干燥合格，符合设计要求；
完成工艺阀门、过滤器、收发球筒、清管指示器等单体设备调试和保养；
按设计要求完成安全阀保护值设定并确认无误；
压力容器检测校验合格，按规定办理注册登记与使用许可手续；
站场内各种设备及各种电缆接头应有正确的编号，站内工艺管道应有正确流向标识；
站内给排水系统、暖通系统安装、调试完毕，符合设计要求，具备投用条件；
投产所需备品备件在投产前配置到位；
设备专用工具在投产前配置到位。
电气系统
已经签订供、用电协议；
各站场的变配电工程按设计要求安装、调试完毕，经有关部门验收合格，投入使用；
防雷防静电接地系统施工完毕，接地电阻符合设计要求，并出具测试报告，并经过地方有关部门验收合格，投入使用；
各站场生产用电设备完成单机调试并供电正常；
站场阴极保护在投产前已经投入运行。
消防与可燃气/火灾检测报警系统
可燃气/火灾检测报警系统安装、调试完毕，并检定合格投入使用，经地方消防部门检定验收合格；
站场各种消防设施配备齐全；消防系统安装、调试完毕，并经地方主管部门验收合格，投入使用；
与地方的消防依托协议已经签订。
仪表、自控系统
站场、阀室所有检测、计量仪表及控制单元完成检定、调试，各报警设定值准确无误；
完成各项联锁保护功能及应用程序的测试并合格，特别是ESD系统安装、调试完毕,逻辑功能动作正常；
完成各项保护及调节参数初步设定；
站控室设备及系统安装调试完毕，逐一完成数据采集和控制测试；
阀室RTU安装调试完毕，逐一完成数据采集和控制测试；
调度室中控设备及系统安装调试完毕，完成各项功能测试，具备中控工作水平。
通过各主备信道完成数据采集、远程控制、控制切换等系统联调测试，系统运行正常；
SCADA系统安装完毕，前期调试已经完成，具备使用条件，在压缩机组具备正常启动运行情况下，北京调控中心能够实现对压缩机组的远程控制。
通信系统
与当地通信部门的通信协议已签署；
各个站场、阀室新建的光通讯设备安装、调试完毕，达到设计要求; 光传输系统、软交换系统、工业电视监控系统运行稳定、可靠。北京油气调控中心、廊坊控制中心与站场的通信测试完毕，系统通信正常；通信设备及线路连接正确，系统运行稳定、可靠，与自控系统联调确认完毕；
投产的各类通信设备（固定电话、手机、卫星电话、防爆对讲机等）配备到位。
保驾抢修
确定保驾抢修组织机构，完成保驾抢修物资准备，保驾抢修队伍和设备机具在指定地点待命；完成《西二线西段试运投产应急救援预案》和《西二线西段试运投产保驾抢修实施细则》编制与审核，试运投产事故应急演练完成。
上游气源供气及下游管线接收条件
与上游、下游单位已签订供、用气合同和计量交接协议。
上游天然气管道供气条件
中亚天然气管道的天然气已经到达霍尔果斯末站，能够顺利进入西二线西段霍尔果斯首站
供气流量
有足够量的天然气储备，能够满足连续供气的要求；
置换期间对供气流量要求是50-330×104Nm3/d；
升压期间对供气流量要求是53.57×104Nm3/h。
供气压力和温度
置换开始的供气压力为2.0 MPa,温度为20℃；
升压结束的供气压力为7.0MPa，温度为20℃。
天然气气质、天然气烃露点、天然气水露点符合设计要求。
向下游管道供气条件
根据设计要求靖边联络站在不低于4.0MPa的条件下，即可向陕京管道调气。
站场（含阀室）的隔离
投产前未能完工，达不到投产条件的分输站、压气站、压气分输站都必须要与拟投产部分之间采取严格的隔离措施，保证投产、置换、升压以及运行期间的安全，各项隔离措施按照批准后的正式设计文件进行施工。
压缩机组不运行的压气站站场和分输压气站站场，为安装压缩机而预留的管线接头和为分输提供的预留管线接头必须增加相应设计压力等级的隔离措施，在试运投产前完成施工作业。
如果计量撬座、调压撬座等设备在投产时不能投入使用，必须按照设计压力等级采取有效的隔离措施，确保投产部分和不投产部分安全有效隔离，在试运投产前完成施工作业。
所有分输站如果投产时ESD下游管道不能投入使用，在ESD阀后增加相应设计压力等级的隔离措施，在试运投产前完成施工作业。
在投产期间有施工作业的站场，投产区域与施工区域之间设置物理隔离措施，隔离措施符合设计单位提供的正式设计文件要求。
其他条件
投产方案经专业公司审查通过，各系统调试投运方案（实施细则）经西二线项目部审查通过，各种记录表格编制完成；
运行单位人员的培训工作结束，运行人员取得上岗许可证；
运行单位的HSE体系已建立；
运行单位生产运行管理制度健全；
全线及站场设备运行操作规程编制审查完毕；
投产期间管道巡护、场站看护人员应配备到位。
投产总体实施计划
各系统调试投运方案概述
主要工艺设备单体调试投运概述
主要工艺
