油气、天然气、量油分离器技术协议

中国石油化工股份有限公司东北油气分公司

秦家屯油田联合站分队计量改造工程

油气分离器（D-0001） 天然气分离器（D-0002） 量油分离器（D-0003）

技术协议

买方技术部门：中石化东北油气分公司工程院 卖方技术部门：洪湖市凌云石化设备有限公司

日期：2013年5月

1. 总则

1.1本技术协议是卖方为油气分离器（D-0001）、天然气分离器（D-0002）、量油分离器（D-0003）设备的功能、设计、结构、性能、安装指导和试验等方面技术要求而编制的。

1.2 技术协议中仅提出了最低限度的技术要求，卖方提供满足技术协议和标准要求的高质量产品及其服务。对国家有关安全、环保等强制性标准，能满足其要求。

1.3卖方执行本技术协议所列标准及相应的国家和行业相关技术要求和其他适应的标准。如与卖方执行标准有矛盾时，按较高标准执行。

1.4 卖方对上述所有设备及配套设施负责。 2. 供货标准与要求

聚结过滤分离器设备的设计、制造符合下列标准。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本协议。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本协议。

TSG R0004-2009 固定式压力容器安全技术监察规程 GB150.1~150.4-2011 压力容器

GB713 锅炉和压力容器用钢板 GB/T6394 金属平均晶粒度测定法

GB/T10561 钢中非金属夹杂物含量的测定 标准评级图显微检验法 GB24511 承压设备用不锈钢钢板及钢带 HG/T20592~20635-2009 钢制管法兰、垫片、紧固件 JB/T4711 压力容器涂敷与运输包装 JB/T4712.1~4712.4--2007 容器支座 JB/T4730.1~4730.6-2005 承压设备无损检测

NB/T47002.1 压力容器用爆炸焊接复合钢板 不锈钢-钢复合板 NB/T47008 承压设备用碳素钢和合金钢锻件 NB/T47010 承压设备用不锈钢和耐热钢锻件 NB/T47014 承压设备焊接工艺评定 NB/T47015 压力容器焊接规程 SY/T0556-2010 快速开关盲板技术规范 3. 现场条件 3.1安装场所

油气分离器（D-0001）安装在室内，防爆区域等级：甲类二区。

天然气分离器（D-0002）安装在室内，防爆区域等级：甲类二区。 量油分离器（D-0003）安装在室内，防爆区域等级：甲类二区。 3.2环境条件

年平均气温： 5.7℃； 最热月平均气温： 23.6℃； 极端最高气温： 37.6℃； 极端最低气温： -34.9℃； 最低日平均气温： -29.8℃； 最大积雪深度： 22cm； 最大雪压： 3.6g/cm； 年平均降水量： 428.4mm； 全年主导风向SSW； 冬季主导风向SSW； 夏季主导风向SSW；

极大风速25.9m/s（为 2005-2007 年值，仅供参考） ； 地震设防烈度：6 度； 设计基本地震加速度：0.05g； 设计地震分组：第一组； 场地土类别：III 类。 3.3工作介质

1) 油气分离器来液量220m3/d -260m3/d，其中原油含水25%-60%、最大来气量6500m3/d。分离器处理气量设计能力不应小于8000m3/d。原油物性见表1。

表1 原油物性表

原油密度（23℃） 原油粘度（50℃） 凝固点 原油含蜡 气油比 含硫 初馏点 0.875g/cm3 185.23mPa•s 21.71℃ 32.18％ 31.8-37.58m/t 0.16％ 84 oC 32

2) 天然气分离器处理气量设计能力不应小于10000m3/d，介质为天然气。 3) 量油分离器处理来液含水为97.3%-99.0%，气油比为31.8%-38.5%。

4. 供货范围

4.1 概述

4.1.1 卖方应对油气分离器（D-0001）、天然气分离器（D-0002）、量油分离器（D-0003）的设计、材料采购、制造、零部件的组装、检验与试验、图纸、资料的提供以及与各个分包商间的联络、协同负有全部责任。卖方还应对设备的性能、安装、调试负责。

4.1.2 卖方所提供的油气分离器（D-0001）、天然气分离器（D-0002）、量油分离器（D-0003）必须是供货合同签订以后生产的，在此之前生产的严禁使用在本工程上。

4.2 供货范围及基础数据 4.2.1油气分离器（D-0001）

4.2.1.1供货数量：油气分离器为卧式容器，共计1台。技术参数详见表2：

表2 油气分离器技术参数表

设备规格 操作压力 操作温度 腐蚀裕量 φ2.0×7.6 0.35MPa 50℃ 2.0mm 设计压力 设计温度 壳体主体材料 介质 0.6MPa 80℃ Q245 R 油、气、水 地震设防烈度 保温层厚度 保温层材料 容器类别 7度 100mm 岩棉 Ⅱ类 4.2.1.2油气分离器的供货范围，应包括但不限于以下部分： a) 油气分离器本体,包括筒体、封头、人孔、鞍座；

b) 设备上各工艺及仪表接管，如进液管、出、出气管、安全放空管等； c) 设备管口的配对法兰及连接件、垫片； d) 设备现场温度计、压力表，以及安全阀； e) 捕雾器装置； f) 设备梯子平台； g) 防腐； h) 铭牌；

i) 试车和开车备品备件； j) 相关文件。

4.2.2天然气分离器（D-0002）

4.2.2.1供货数量：天然气分离器为卧式容器，共计1台。技术参数详见表3：

表3 天然气分离器技术参数表

设备规格 操作压力 操作温度 腐蚀裕量 φ1.6×6.52 0.35MPa 50℃ 2.0mm 设计压力 设计温度 壳体主体材料 介质 0.6MPa 80℃ Q245 R 天然气 地震设防烈度 保温层厚度 保温层材料 容器类别 7度 100mm 岩棉 Ⅱ类 4.2.2.2天然气分离器的供货范围，应包括但不限于以下部分： a) 油气分离器本体,包括筒体、封头、人孔、鞍座；

b) 设备上各工艺及仪表接管，如进液管、出、出气管、安全放空管等； c) 设备管口的配对法兰及连接件、垫片； d) 设备现场温度计、压力表，以及安全阀； e) 捕雾器装置； f) 设备梯子平台； g) 防腐； h) 铭牌；

i) 试车和开车备品备件； j) 相关文件。

4.2.3量油分离器（D-0003）

4.2.3.1供货数量：量油分离器为立式容器，共计4台。技术参数详见表4：

表6.1 量油分离器技术参数表

设备规格 操作压力 操作温度 腐蚀裕量 φ0.6×1.9 0.51 MPa～0.73MPa 50℃ 2.0mm 设计压力 设计温度 壳体主体材料 介质 1.0MPa 80℃ Q245 R 天然气 地震设防烈度 保温层厚度 保温层材料 容器类别 7度 100mm 岩棉 Ⅱ类 4.2.3.2量油分离器的供货范围，应包括但不限于以下部分： a) 油气分离器本体,包括筒体、封头、人孔、支座；

b) 设备上各工艺及仪表接管，如进液管、出、出气管、安全放空管等； c) 设备管口的配对法兰及连接件、垫片；

d) 设备现场双色石英玻璃管液位计、压力表，以及安全阀； e) 捕雾器装置； f) 防腐； g) 铭牌；

h) 试车和开车备品备件； i) 相关文件。

4.3详细供货清单 4.3.1油气分离器供货清单

序号 名 称 材质 规格 数量 生产厂家 1 2 3 4 5 6 7 8 9

容器本体 配对法兰及紧固件、垫片 安全阀 现场温度计 现场压力表 双色石英玻璃管液位计 捕雾器 专用工具 随机备品备件 Q245R、20 20II、8.8级 20 316/Q245R DN2000*7600 DN50 DN20 H=1400 DN400 1套 按图纸 1套 1支 1件 1套 1套 1套 1套 4.3.2天然气分离器供货清单

序号 名 称 材质 规格 数量 生产厂家 1 2 3 4 5 6 7 8 9

容器本体 配对法兰及紧固件、垫片 安全阀 现场温度计 现场压力表 双色石英玻璃管液位计 捕雾器 专用工具 随机备品备件 Q245R、20 20II、8.8级 20 316/Q245R DN1600*6520 DN50 DN20 H=900 DN400 1套 按图纸 1套 1支 1件 1套 1套 1套 1套 4.3.3量油分离器供货清单

序号 名 称 材质 规格 数量 生产厂家 1 2 3 4 5 6 7 8

容器本体 配对法兰及紧固件、垫片 安全阀 双色石英玻璃管液位计 现场压力表 捕雾器 专用工具 随机备品备件 Q245R、20 20II、8.8级 20 316/Q245R DN600*1900 DN50 DN20 H=1200 DN400 4套 按图纸 4套 4套 4件 4套 4套 4套 4.4 交接界限 4.4.1 管道系统

所有与油气分离器（D-0001）、天然气分离器（D-0002）、量油分离器（D-0003）连接的管道接口详见数据表，采用法兰连接的配对法兰由卖方提供（包括垫片、螺栓和螺母）。

4.4.2 基础

卖方应提供聚结过滤分离器支座与基础的连接方式。 5. 设备技术要求

5.1油气分离器 （D-0001） 5.1.1设计要求

设备的选材、设计、制造、检验和验收应执行 TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》及《钢制压力容器》GB150-1998 及其附录 C 的相关要求，还应满足所在地的环境及操作使用条件，并在设计压力和设计温度下满足规定的强度及稳定性要求。经过设备处理后的出口介质指标，应达到：脱出气体中不含大于100μm的液滴。

5.1.2 选材

5.1.2.1 原则、标准及要求

压力容器的受压元件所用的材料应符合 GB150《钢制压力容器》的要求； 压力容器所用钢板应符合 GB713《压力容器用钢板》的要求；

压力容器所用锻件应符合 NB/T47008《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》的要求； 压力容器所用接管材料应符合 GB/T8163《输送流体用无缝钢管》的要求。

5.1.2.2 筒体及封头

根据设备的操作条件（介质特性、压力、温度等）、材料性能及经济合理性，筒体及封头钢板材料选用压力容器用钢板Q245R。

5.1.2.3 接管

接管材料选用输送流体用20#无缝钢管。 5.1.2.4 锻件

锻件材料选用低合金钢锻件20#，不低于Ⅱ级合格。 5.1.3 设计寿命与腐蚀裕量 5.1.3.1 设计寿命按10年。

5.1.3.2 介质属一般腐蚀性，腐蚀裕量确定为2mm。 5.1.4 结构设计 5.1.4.1 筒体及封头

5.1.4.1.1 筒体采用单层钢板卷焊结构； 5.1.4.1.2 设备封头选用标准椭圆形封头。 5.1.4.2 接管及开孔补强 5.1.4.2.1 接管采用无缝钢管；

5.1.4.2.2 开孔补强采用补强圈补强结构。 5.1.4.2.3 接管端部应打磨成圆角，呈圆滑过渡； 5.1.4.3 支撑结构

设备采用双鞍座支撑结构，支座设置垫板；其中一端鞍座可滑动，一端鞍座固定。 5.1.4.4 焊接接头设计

设备壳体的环、纵对接接头均应采用全焊透结构； 5.1.4.5 法兰设计

5.1.4.5.1 压力容器法兰按《压力容器法兰》JB/T4700~4707 选用长颈对焊法兰，密封面为平面。采用带内外加强环的缠绕垫片。

5.1.4.5.2 工艺接管法兰及其紧固件均按《钢制管法兰、垫片、紧固件》 HG/T20592～20635 选取。

5.1.4.5.3 工艺接管法兰选用带颈对焊钢制管法兰，密封面型式为突面（RF），采用带内外加强环的缠绕垫片。

5.1.4.6 检查孔

设备检查孔应根据操作及内部检验要求设置，应不少于两个。 5.1.4.7 安全附件设置

根据TSGR0004《固定式压力容器安全技术监察规程》、GB150《钢制压力容器》 及工艺要求，设备上应设置安全附件。包括安全阀（定压为0.53MPa，设在气出口的管线上）、压力表、液位计及温度计（温度计保护管的总长度为400mm）。

5.1.5 设备附件 5.1.5.1 捕雾器装置

设置丝网除沫器。丝网高按150mm，设有支承及挡块，丝网采用不锈钢丝网。 5.1.5.2 设备操作平台

设备顶部设操作平台，平台和斜梯踏步应采用钢格板，斜梯踏步宽度不小于200mm，踏步间

距为 220mm。平台周圈应设置栏杆，栏杆的高度为1100mm，栏杆立柱间距不得大于1200mm，平台、护栏及斜梯设置应符合GB4053系列标准的要求。

5.1.6 制造要求 5.1.6.1 一般要求

5.1.6.1.1 设备的焊接应由持有相应类别的“锅炉压力容器焊工合格证书”的人员担任。 5.1.6.1.2 设备的无损检测应由持有相应方法的“锅炉压力容器无损检测人员资格证”的人员担任。

5.1.6.1.3 制造单位应严格执行有关法规、安全技术规范及其相应标准，按照设计文件制造和组焊。

5.1.6.2 焊接要求

5.1.6.2.1 做好焊前准备，保证施焊环境。

5.1.6.2.2 设备施焊前应按 NB/T47014《承压设备焊接工艺评定》进行焊接工艺评定。 5.1.6.2.3 焊接区域内包括对接接头和角接接头的表面，不得有裂纹、气孔，焊缝咬边深度不得大于0.5mm，咬边连续长度不得大于100mm。不应有急剧形状变化，呈圆滑过渡。

5.1.6.3 无损检测要求

对设备的 A、B 类焊接接头进行20%射线检测，按 JB/T4730.1～4730.6执行，射线检测技术等级不低于 AB 级，合格级别不低于Ⅲ级。

5.1.6.4 水压试验

该设备制造检验完毕应进行水压试验，试验压力为 2.9MPa。试验时的液体温度应不低于 5℃。试验要求应按照 TSG R0004《固定式压力容器安全技术监察规程》及 GB150《钢制压力容器》执行。

5.1.6.5 表面处理、防腐及保温

5.1.6.5.1 该设备要求内、外壁及构件表面进行喷砂除锈，按照《涂装前钢材表面锈蚀

等级和除锈等级》（GB23）的要求达到Sa2.5 级。

5.1.6.5.2 设备内表面及内构件，防腐采用 EP 改性环氧导静电涂料，漆两道、面漆两道，涂层厚度不应小于200μm，外表面及外构件刷环氧富锌底漆两道，涂层厚不小于80μm。未保温处再刷两道氟碳面漆,底漆及面漆涂层干膜总厚度不小于200μm。

5.1.6.5.3 设备保温层厚100mm，采用岩棉板，外包 0.5mm 的镀锌铁皮。

5.2天然气分离器 5.2.1 设计要求

设备的选材、设计、制造、检验和验收应执行 TSG R0004《固定式压力容器安全技术监察规程》及《钢制压力容器》GB150 及其附录 C 的相关要求，还应满足所在地的环境及操作使用条件，并在设计压力和设计温度下满足规定的强度及稳定性要求。经过设备处理后的出口介质指标，应达到：脱出气体中不含大于50μm的液滴。

5.2.2 选材

5.2.2.1 原则、标准及要求

压力容器的受压元件所用的材料应符合GB150《钢制压力容器》的要求； 压力容器所用钢板应符合GB713《压力容器用钢板》的要求；

压力容器所用锻件应符合NB/T47008《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》的要求； 压力容器所用接管材料应符合GB/T8163《输送流体用无缝钢管》的要求。 5.2.2.2 筒体及封头

根据设备的操作条件（介质特性、压力、温度等）、材料性能及经济合理性，筒体及封头钢板材料选用压力容器用钢板Q245R。

5.2.2.4 接管

接管材料选用输送流体用20#无缝钢管。 5.2.2.5 锻件

锻件材料选用低合金钢锻件20#，不低于Ⅱ级合格。 5.2.3 设计寿命与腐蚀裕量 5.2.3.1 设计寿命按10年。

5.2.3.2 介质属一般腐蚀性，腐蚀裕量确定为2mm。 5.2.4 结构设计 5.2.4.1 筒体及封头

5.2.4.1.1 筒体采用单层钢板卷焊结构； 5.2.4.1.2 设备封头选用标准椭圆形封头。

5.2.4.2 接管及开孔补强 5.2.4.2.1 接管采用无缝钢管；

5.2.4.2.2 开孔补强采用补强圈补强结构。 5.2.4.2.3 接管端部应打磨成圆角，呈圆滑过渡； 5.2.4.3 支撑结构

设备采用双鞍座支撑结构，支座设置垫板。其中一端鞍座可滑动，一端鞍座固定。 5.2.4.4 焊接接头设计

设备壳体的环、纵对接接头均应采用全焊透结构； 5.2.4.5 法兰设计

5.2.4.5.1 压力容器法兰按《压力容器法兰》JB/T4700~4707选用长颈对焊法兰，密封面为平面。

采用带内外加强环的缠绕垫片。

5.2.4.5.2 工艺接管法兰及其紧固件均按《钢制管法兰、垫片、紧固件》 HG/T20592～20635选

取。

5.2.4.5.3 工艺接管法兰选用带颈对焊钢制管法兰，密封面型式为突面（RF），采用带内外加强环的

缠绕垫片。 5.2.4.6 检查孔

设备检查孔应根据操作及内部检验要求设置，应不少于两个。 5.2.4.7 安全附件设置

根据 TSG R0004《固定式压力容器安全技术监察规程》、GB150《钢制压力容器》及工艺要求，设备上应设置安全附件。包括安全阀（定压为0.53MPa，设在气出口的管线上）、压力表、液位计及温度计（温度计保护管的总长度为400mm）。

5.2.5 设备附件 5.2.5.1捕雾器装置

设置丝网除沫器。丝网高按150mm，设有支承及挡块，丝网采用不锈钢丝网。 5.2.5.2设备操作平台

设备顶部设操作平台，平台和斜梯踏步应采用钢格板，斜梯踏步宽度不小于200mm，踏步间

距为 220mm。平台周圈应设置栏杆，栏杆的高度为1100mm，栏杆立柱间距不得大于1200mm，平台、护栏及斜梯设置应符合 GB4053 系列标准的要求。

5.2.6 制造要求 5.2.6.1 一般要求

5.2.6.1.1 设备的焊接应由持有相应类别的“锅炉压力容器焊工合格证书”的人员担任。 5.2.6.1.2 设备的无损检测应由持有相应方法的“锅炉压力容器无损检测人员资格证”的人员担任。

5.2.6.1.3 制造单位应严格执行有关法规、安全技术规范及其相应标准，按照设计文件制造和组焊。

5.2.6.2 焊接要求

5.2.6.2.1 做好焊前准备，保证施焊环境。

5.2.6.2.2 设备施焊前应按 NB/T47014《承压设备焊接工艺评定》进行焊接工艺评定。 5.2.6.2.3 焊接区域内包括对接接头和角接接头的表面，不得有裂纹、气孔，焊缝咬边深度不得大于0.5mm，咬边连续长度不得大于100mm。不应有急剧形状变化，呈圆滑过渡。

5.2.6.3 无损检测要求

对设备的 A、B 类焊接接头进行20%射线检测，按 JB/T4730.1～4730.6执行，射线检测技术等级不低于 AB 级，合格级别不低于Ⅲ级。

5.2.6.4 水压试验

该设备制造检验完毕应进行水压试验，试验压力为 2.9MPa。试验时的液体温度应不低于 5℃。试验要求应按照 TSG R0004《固定式压力容器安全技术监察规程》及 GB150《钢制压力容器》执行。

5.2.6.5 表面处理、防腐及保温

5.2.6.5.1 该设备要求内、外壁及构件表面进行喷砂除锈，按照《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》（GB23）的要求达到Sa2.5 级。

5.2.6.5.2 设备内表面及内构件，防腐采用 EP 改性环氧导静电涂料，漆两道、面漆两道，涂层厚度不应小于200μm，外表面及外构件刷环氧富锌底漆两道，涂层厚不小于80μm。未保温处再刷两道氟碳面漆,底漆及面漆涂层干膜总厚度不小于200μm。

5.2.6.5.3 设备保温层厚100mm，采用岩棉板，外包 0.5mm 的镀锌铁皮。

5.3量油分离器 5.3.1 设计要求

设备的选材、设计、制造、检验和验收应执行 TSG R0004《固定式压力容器安全技术监察规程》及《钢制压力容器》GB150及其附录C的相关要求，还应满足所在地的环境及操作使用条件，并在设计压力和设计温度下满足规定的强度及稳定性要求。量油计量误差

不超过±10%。

5.3.2 选材

5.3.2.1 原则、标准及要求

压力容器的受压元件所用的材料应符合 GB150《钢制压力容器》的要求； 压力容器所用钢板应符合 GB713《压力容器用钢板》的要求；

压力容器所用锻件应符合 NB/T47008《承压设备用碳素钢和合金钢锻件》的要求； 压力容器所用接管材料应符合 GB/T8163《输送流体用无缝钢管》的要求。 5.3.2.2 筒体及封头

根据设备的操作条件（介质特性、压力、温度等）、材料性能及经济合理性，筒体及封头钢板材料选用压力容器用钢板 Q245R。

5.3.2.4 接管

接管材料选用输送流体用20#无缝钢管。 5.3.2.5 锻件

锻件材料选用低合金钢锻件20#，不低于Ⅱ级合格。 5.3.3 设计寿命与腐蚀裕量 5.3.3.1 设计寿命按10年。

5.3.3.2 介质属一般腐蚀性，腐蚀裕量确定为2mm。 5.3.4 结构设计 5.3.4.1 筒体及封头

5.3.4.1.1 筒体采用单层钢板卷焊结构； 5.3.4.1.2 设备封头选用标准椭圆形封头。 5.3.4.2 接管及开孔补强； 5.3.4.2.1 接管采用无缝钢管；

5.3.4.2.2 开孔补强采用补强圈补强结构。 5.3.4.2.3 接管端部应打磨成圆角，呈圆滑过渡； 5.3.4.3 支撑结构 设备采用裙座支撑结构。 5.3.4.4 焊接接头设计

设备壳体的环、纵对接接头均应采用全焊透结构； 5.3.4.5 法兰设计

5.3.4.5.1 压力容器法兰按《压力容器法兰》JB/T4700~4707选用长颈对焊法兰，密封面为平面。

采用带内外加强环的缠绕垫片。

5.3.4.5.2 工艺接管法兰及其紧固件均按《钢制管法兰、垫片、紧固件》 HG/T20592～20635选

取。

5.3.4.5.3 工艺接管法兰选用带颈对焊钢制管法兰，密封面型式为突面（RF），采用带内外加强环的

缠绕垫片。 5.3.4.6 检查孔

设备检查孔应根据操作及内部检验要求设置。 5.3.4.7 安全附件设置

根据 TSG R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》、GB150-1998《钢制压力容器》

及工艺要求，设备上应设置安全附件。包括安全阀（定压为0.90MPa，设在气出口的管线上）、压力表、液位计及温度计。其中液位计采用双色石英玻璃管液位计、温度计保护管的总长度为400mm。

5.3.5 设备附件 5.3.5.1 捕雾器装置

设置丝网除沫器。丝网高按150mm，设有支承及挡块，丝网采用不锈钢丝网。 5.3.5.2 设备操作平台

设备顶部设操作平台，平台和斜梯踏步应采用钢格板，斜梯踏步宽度不小于200mm，踏步间

距为220mm。平台周圈应设置栏杆，栏杆的高度为1100mm，栏杆立柱间距不得大于1200mm，平台、护栏及斜梯设置应符合 GB4053系列标准的要求。

5.3.6 制造要求 5.3.6.1 一般要求

5.3.6.1.1 设备的焊接应由持有相应类别的“锅炉压力容器焊工合格证书”的人员担任。 5.3.6.1.2 设备的无损检测应由持有相应方法的“锅炉压力容器无损检测人员资格证”的人员担任。

5.3.6.1.3 制造单位应严格执行有关法规、安全技术规范及其相应标准，按照设计文件制造和组焊。

5.3.6.2 焊接要求

5.3.6.2.1 做好焊前准备，保证施焊环境。

5.3.6.2.2 设备施焊前应按 NB/T47014《承压设备焊接工艺评定》进行焊接工艺评定。 5.3.6.2.3 焊接区域内包括对接接头和角接接头的表面，不得有裂纹、气孔，焊缝咬边深度不得大于0.5mm，咬边连续长度不得大于100mm。不应有急剧形状变化，呈圆滑过渡。

5.3.6.3 无损检测要求

对设备的 A、B 类焊接接头进行20%射线检测，按 JB/T4730.1～4730.6执行，射线检测技术等级不低于 AB 级，合格级别不低于II级。

对设备的 C、D 类焊接接头进行100%磁粉检测，按 JB/T4730.1～4730.6执行，合格级别不低于I级。

5.3.6.4 水压试验

该设备制造检验完毕应进行水压试验，试验压力为 2.9MPa。试验时的液体温度应不低于 5℃。试验要求应按照 TSG R0004《固定式压力容器安全技术监察规程》及 GB150《钢制压力容器》执行。

5.3.6.5 表面处理、防腐及保温

5.3.6.5.1 该设备要求内、外壁及构件表面进行喷砂除锈，按照《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》（GB23）的要求达到Sa2.5 级。

5.3.6.5.2 设备内表面及内构件，防腐采用 EP 改性环氧导静电涂料，漆两道、面漆两道，涂层厚度不应小于200μm，外表面及外构件刷环氧富锌底漆两道，涂层厚不小于80μm。未保温处再刷两道氟碳面漆,底漆及面漆涂层干膜总厚度不小于200μm。

5.3.6.5.3 设备保温层厚100mm，采用岩棉板，外包 0.5mm 的镀锌铁皮。

6. 检验与验收

6.1 一般要求

6.1.1检验和试验要遵循本技术规格书及相关标准和规范的要求。

6.1.2 买方有权指定检查人员进入工厂，作为生产期间有关检查和验收等事务的代表。 6.1.3 检验和试验的所有结果都应提交买方，买方有权验证检验和试验过程，并有权按要求接受或拒绝检验和试验结果。

6.1.4 卖方应和买方一起制定详细的检验计划。 6.2 无损检测

6.2.1 无损检测人员应当按照相关技术规范进行考核取得相应资格证书后，方能承担与资格证书的种类和技术等级相对应的无损检测工作。

6.2.2 焊接接头经形状尺寸及外观检查合格后，方可进行无损检测。

6.2.3对设备的 A、B 类焊接接头进行20%射线检测，按 JB/T4730.1～4730.6执行，

射线检测技术等级不低于 AB 级，合格级别不低于II级。

对设备的 C、D 类焊接接头进行100%磁粉检测，按 JB/T4730.1～4730.6执行，合格级别不低于I级。

6.3 耐压试验

6.3.1 聚结过滤分离器应在工厂内进行耐压试验，优先采用水压试验，试验程序按照GB150.4的规定执行。

6.3.2 水压试验前，聚结过滤分离器的内、外表面应彻底清理干净，不得有焊渣、铁锈、污垢、砂粒、杂物等存在。

6.3.3 水压试验完成后，聚结过滤分离器里的水应立即排出，并进行空气吹干。 6.4 制造公差

聚结过滤分离器的制造公差应符合相关标准要求。 7. 铭牌

每台设备应设置铭牌。铭牌应采用奥氏体不锈钢材料制成，并牢固的安装在设备的醒目之处。安装应采用支架和螺栓固定，不能直接焊到设备上。

铭牌至少应包括以下各项： 设备名称及设备位号； 制造单位名称；

制造许可证编号和许可级别； 设备代码； 设计压力； 设计温度； 试验压力； 主体材料； 工作介质； 最大处理量； 最大外形尺寸； 设备质量； 制造日期； 容器类别； 设备容积。 8. 包装与运输

8.1 运输包装要求

8.1.1 设备及文件资料的运输包装按JB/T4711 的规定，应适宜海运、铁路及公路运输。 8.1.2 包装应考虑吊装、运输过程中整个设备元件不承受导致其变形的外力，且应避免海水和大气及其他外部介质的腐蚀。

8.1.3 由卖方供货的所有仪表配件，运输时应包装，设备到现场后再安装。 8.2 发货要求

当所有的检验和试验已经全部完成，且产品已准备发运时，卖方应通知买方，并请求买方采购部的授权人员签名下达放行指令。在收到买方指令前放行的产品，买方有权拒收。 9. 质量保证和试验及验收

9.1检查与试验、验收

9.1.1卖方将对全部设备进行全面的检查与试验，并提供相关试验报告书，在合同规定时间内提交买方。

9.1.2设备到现场后将由买方进行验收，验收试验包括硬件、软件等。

9.1.3由卖方进行整套系统的起动调试工作。在调试过程中发现的所有技术问题，包括设计和制造等问题均由卖方负责解决。

9.2质保期

9.2.1质保期为试运行合格12个月或货到18个月(二者以先到为准)。

9.2.2在保质期内，卖方能够保证及时免费更换或修理任何并非由买方人员非正常操作而导致的缺陷或故障(除国家标准规定的易损件外)。

9.3质量保证

9.3.1卖方提供质量保证书，以保证所供系统、设备和技术服务包括分包商的设备和技术服务能符合技术协议的规定。

9.3.2买方有权在设备到达现场后任何时间进行检查和测试或监督检查和测试，审查质量控制工作和记录。

9.3.3卖方按买方要求保证交货，并按要求装货、打包和做标签。 9.3.4当设备存在缺陷，买方有权按规范要求得到补偿。 10. 服务与保证 10.1 服务

卖方提供的服务应包括：

a）现场安装指导、调试及投产运行； b）现场操作人员的技术培训； c）使用后的维修指导等。

当买方通知卖方需要提供服务时，卖方应在24 小时内作出响应，必要时，应在48 小

时内到达现场。卖方应派有经验的技术人员到现场指导工作，提供技术支持。

10.1.1卖方现场技术服务

1）卖方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。卖方将派出合格的现场服务人员。卖方在投标阶段将提供包括服务人天数的现场服务计划表。如果由于卖方的原因，此表中的人天数不能满足工程需要，买方有权追加人天数，且发生的费用由卖方承担；如果由于买方的原因，此表中的人天数不能满足工程需要，买方要求追加人天数，所发生的费用由买方承担。

2）卖方负责所供控制系统的现场安装，负责所供控制系统的检查、受电、功能恢复、调试直至投入运行。卖方所派现场服务人员是懂技术和熟悉设备性能的技术人员，能够在现场有效地工作，若因卖方技术人员原因未完成工地工作，可由卖方负责。若发现现场设备缺损(运输或装箱所致)、设备性能不满足控制要求，将及时无条件更换。

3）卖方服务人员的一切费用己包含在总价中。

派出人员构成 职称 人数 序号 技术服务内容 现场交货 设备安装指导 设备调试及试运 性能验收试验 计划人日数 备注 1 2 3 4 1 1 1 1 工程师 工程师 工程师 工程师 1 1 1 1 4）在下列情况下发生的服务人天数将不计入卖方现场总服务人天数中：

a)由于卖方原因不能履行服务人员职责和不具备服务人员条件资质的现场服务人天数；

b)卖方为解决在设计、安装、调试、试运等阶段的自身技术、设备等方面出现的问题而增加的现场服务人天数；

c) 因其他卖方原因而增加的现场服务人员。 5)卖方现场服务人员完全具有下列资质： a)遵守法纪，遵守现场的各项规章和制度； b)有较强的责任感和事业心，按时到位；

c)了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近设备的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；

d)身体健康，适应现场工作的条件。 6)卖方现场服务人员的职责

a)卖方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调试、参加试运和性能验收试验。

b)在安装和调试前，卖方技术服务人员将向买方技术交底，讲解和示范将要进行的程序和方法。对重要工序，卖方技术人员能够对施工情况进行确认和签证，否则买方不能进行下一道工序。经卖方确认和签证的工序如因卖方技术服务人员指导错误而发生问题，卖方负全部责任。

c)卖方现场服务人员有权全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，卖方现场人员将在买方规定的时间内处理解决。如卖方委托买方进行处理，卖方现场服务人员将出委托书并承担相应的经济责任。 d)卖方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。

e)卖方现场服务人员的正常来去和更换事将先与买方协商。 7)买方的义务

买方要配合卖方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。 10.1.2培训

1)为使设备能正常安装和运行，卖方将提供相应的技术培训。培训内容与工程进度相一致。控制系统培训内容至少包括： ·系统的内部结构和特点

·硬件维护、检查测试、查找和排除故障的方法 2)培训计划和内容如下表

计划人日数 培训教师构成 地点 职称 工程师 人数 序号 培训内容 设备运行及维护备注 1 技术培训 1 1 另定 3) 培训的时间、人数、地点等具体内容由供需双方商定。

4) 卖方为买方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。 10.2 保证

10.2.1 卖方应对其供货范围内的所有事项进行担保，确保设计、材料和制造无缺陷，完全满足技术文件的要求。并应保证设备自到货之日起的18 个月或该设备现场运行之日起的12 个月内（以先到者为准）符合规定的性能要求。设备因质量不良而发生损坏和不能正常工作时，卖方应该免费更换或修理，如因此造成人身伤害和财产损失的，卖方应对其予以赔偿。若在保证期内有任何缺陷，卖方应提供必要的更换和维修，并赔偿各种费用。

10.2.2 卖方购自第3 方的产品应由买方批准。

10.2.3 如果整套设备的全部或部分不满足担保要求，卖方应立即对设备中的缺陷进行修改、补救、改进或更换设备，直到设备满足规定的条件为止。 11. 备件及专用工具

11.1开车备件

现场安装、调试、开车备件清单如下。

序号 名称、规格及标准号 一 二 法兰紧固件HG/T20613-2009 按10%配备，每个规格至少4套。 法兰缠绕垫片HG/T20610-2009 按100%配备 单位 数量 备 注

11.2两年备品

两年备品、备件清单如下。

序号 名称、规格及标准号 一 二 法兰紧固件HG/T20613-2009 按10%配备，每个规格至少4套。 法兰缠绕垫片HG/T20610-2009 按100%配备 单位 数量 备 注

11.3 卖方提供的备件应单独包装，便于长期保存，同时备件上应有必要的标志，便于日后识别。 12 文件要求

12.1 语言

所有文件、图纸、计算书、技术资料等都应使用中文。 12.2 单位

卖方提供的所有文件和图纸，包括计算公式的单位制应是SI 单位。 12.3 文件要求

按照技术规格书要求的提供技术资料文件清单及时间节点及承诺。

买方技术部门：中国石油化工股份有限公司东北油气分公司工程技术研究院 签字：

卖方技术部门：洪湖市凌云石化设备有限公司 签字：

日期：2013年5月