CDP-G-NGP-OP-015-2013-1输气管道工程站场工艺及自控技术规定发布稿.pdf
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CDP-G-NGP-OP-015-2013-1输气管道工程站场工艺及自控技术规定发布稿.pdf
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CDPCDP油气储运项目设计规定油气储运项目设计规定CDP-G-NGP-OP-015-2013-1CDP-G-NGP-OP-015-2013-1输气管道工程站场工艺及自控技术规定输气管道工程站场工艺及自控技术规定2013-01-25发布2013-02-01实施2013-01-25发布2013-02-01实施中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司发布I目次前言.II1范围.12规范性引用文件.13术语和定义.24基本要求.35站场工艺.46自动控制.16附录A(资料性附录)站场常用管材用管表.26附录B(资料性附录)站场管道分支表.29附录C(资料性附录)站场联锁回路SIL等级划分参考表.30附件条文说明.31II前言为了加强油气管道设计过程管理,规范输气管道站场工艺和自控的设计内容,统一陆上输气管道站场主要设计技术要求,确保设计成果的质量,提高设计效率,特编制本文件。
本文件是油气储运项目设计规定(CDP)指南类文件。
本文件分为6章,第1章范围,第2章规范性引用文件,第3章术语和定义,第4章基本要求,第5章站场工艺,第6章自动控制。
本文件由中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司提出并归口管理。
本文件组织单位:
管道建设项目经理部本文件起草单位:
中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。
本文件主要起草人:
李春艳李巧孙在蓉郭佳春汤晓勇蔡娟黄永忠李峰陈玉梅王澎刘俊施辉明陈凤李卫成傅贺平本文件主要评审人:
苗承武叶学礼章申远付明李宝瑞井懿平李青春彭忍社张文伟孙立刚吴军苗芃李国海黄忠胜戚麟徐志强聂中文李晓云包丽娜卜祥军刘长青韩翔宇吴昌汉孙为森施李吴琋瑛邬俊华刘发安郭廷顺刘玲莉张帆本文件由中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司负责具体内容的解释。
联系人:
李春艳联系电话:
028-82978634电子邮箱:
本文件在执行过程中,如有任何意见和建议,请反馈至:
中国石油天然气股份有限公司天然气与管道分公司三化工作秘书处地址:
北京市宣武区广安门内大街甲311号院中国石油管道大厦902室邮政编码:
100053联系人:
胡莹联系电话:
010-69217714电子邮箱:
huying_CDP-G-NGP-OP-015-2013-11输气管道工程站场工艺及自控技术规定1范围本文件规定了输气管道站场建设水平、各类站场功能分区、工艺和自控设计要求,设备材料选型,工艺安装等内容。
本文件适用于天然气与管道分公司所辖新建输气管道工程站场工艺及自动控制设计。
改扩建输气管道工程站场工艺及自动控制设计可参照执行。
输气管道工程站场工艺及自动控制设计除执行本文件外,尚应符合国家、行业相关标准。
2规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。
凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文件。
凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB150压力容器GB50029压缩空气站设计规范GB50116火灾自动报警系统设计规范GB50251输气管道工程设计规范GB50540石油天然气站内工艺管道工程施工规范GB/T9711石油天然气工业管线输送系统用钢管GB/T14976流体输送用不锈钢无缝钢管GB/T18603天然气计量系统技术要求GB/T21435相变加热炉SY0031石油工业用加热炉安全规程SY/T0090油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T4109石油天然气钢质管道无损检测SY/T5262火筒式加热炉SH/T3081石油化工仪表接地设计规范JB/T4730.14730.6承压设备无损检测JB/T4710钢制塔式容器TSGR0004固定式压力容器安全技术监察规程Q/SY1447输气管道计量导则Q/SY201油气管道监控与数据采集系统通用技术规范Q/SY202天然气管道运行与控制原则HGT20513仪表系统接地设计规定CDP-F-OGP-OP-001.2油气管道工程初步设计编制规定第2部分:
调控中心CDP-G-GP-IS-003输气管道计量系统设计规定CDP-M-NGP-OP-002输气管道站场工艺及仪表标准流程图集CDP-G-NGP-OP-015-2013-12CDP-M-GUP-OP-001站场建筑及总图标准图集CDP-M-NGP-IS-016输气管道气液联动执行机构引压管安装图集CDP-M-OGP-MA-020油气管道收发球筒通用图集ASMEB16.5管线法兰和法兰管件3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1输气站场各类输气工艺站场的总称。
其功能包括:
接气、增压、清管、分输、调气等。
3.2首站通常具有过滤分离、气质分析、计量、清管器发送、天然气增压等功能。
工艺流程通常应满足外输、清管发送、站内自用气和越站的需要,必要时还应满足正输计量、增压的需要。
3.3末站通常具有清管器接收、过滤分离、计量、压力/流量控制及分输等功能。
工艺流程应满足分输计量、压力/流量控制、清管接收和站内自用气的需要,必要时还应满足支线清管发送的需要。
3.4压气站通常具有过滤分离、天然气增压、清管等功能。
工艺流程应满足增压外输、清管、站内自用气和越站的需要。
3.5清管站具有清管器接收、发送及天然气除尘分离等功能。
工艺流程应满足清管接收、清管发送和天然气越站的需要。
3.6分输站通常具有过滤分离、计量、压力/流量控制功能。
工艺流程应满足分输计量、压力/流量控制、站内自用气和越站的需要,必要时还应满足清管接收、发送的需要。
3.7接收站通常具有分离、计量、调压功能。
工艺流程应满足天然气接收计量、调压、站内自用气和越站的需要,必要时还应满足清管接收、发送的需要。
3.8联络站通常具有相互调气、过滤、计量、流量控制或清管等功能。
工艺流程应满足计量及调压控制、站内自用气和越站的需要。
3.9枢纽站多条输气管道汇集处设置的站场,通常具有相互调气、过滤、计量、流量控制或清管等功能。
工艺流程应满足计量及调压控制、站内自用气和越站的需要。
CDP-G-NGP-OP-015-2013-133.10设计输量项目设计委托书中业主要求的管道输量。
3.11设计输气能力管道系统中各环节均达到设计参数时管道的输气能力。
3.12站场分输能力站场内各分输环节达到设计参数时的输气能力。
4基本要求4.1站场分类输气站场分为首站、末站、压气站、清管站、分输站、接收站、联络站、枢纽站。
4.2站场设计原则a)应根据管道工艺系统分析确定站场的设置和功能,并提出对工艺设备、控制水平、安全保护措施等的要求。
b)工艺流程应尽量简化,满足正常操作、维修检修及试运投产的要求,确保系统安全及变工况运行。
c)一级调控管道应按照调控中心远程控制、站场控制和就地控制的三级控制模式设计,达到“远程控制、无人操作、有人值守”的监控管理水平。
二级调控管道调控中心只对管道进行数据采集及监视,不直接进行远程控制。
d)按照有关规定的要求进行典型站场HAZOP分析。
e)同期建设的项目,有关联或并行的站场宜合建;不同期建设的的项目,位于同一地区的站场宜毗邻建设。
f)宜采用技术成熟可靠的新技术、新工艺、新设备。
在满足设计要求和工程质量的前提下,宜采用国内生产设备、材料。
g)应简化管理,在满足运行安全的前提下,降低运行管理费用,提高运行管理水平。
h)辅助生产设施宜依托原有站场以减少投资,降低运行成本。
i)寒冷地区站场设计应考虑环境温度影响。
j)计量设置原则1)站场计量设置原则应按照Q/SY1447和CDP-G-GP-IS-003执行。
2)不同地区公司之间宜设交接计量。
3)同一地区公司内部交接可不设计量,若考虑生产运行需要也可设置。
4)对向内部直供用户分输的管道:
(1)输气干线及分输管道属同一地区公司管理且分输管道沿线无阀室或其余分输用户的,宜在干线分输站设计量装置。
(2)输气干线和分输管道分属不同地区公司管理的,宜在干线分输站设计量装置。
(3)分输管道沿线有阀室或其余分输用户,宜在分输管道的站场设计量装置。
CDP-G-NGP-OP-015-2013-145站场工艺5.1一般规定a)输气站场应满足设计输量的要求,具有分输功能的站场其分输能力应满足设计委托书中分输量的要求。
b)分期建设的站场,应考虑新、老管道施工和连接时的安全措施,站场工艺设备、阀门及管线应统筹考虑、合理布置,为后期扩建预留接口及场地。
c)站场所在地区具有潜在市场可能的宜设置预留头和预留场地。
d)站场流程设计应按照CDP-M-NGP-OP-002执行。
e)站内公称直径DN400且需在全压差下开启的球阀应设置平衡阀,公称直径DN250且需在全压差下经常开启的球阀应设置平衡阀。
1)进出站截断阀的平衡阀宜选用三阀组,上、下游宜选用球阀,中间选用具有节流功能的阀门。
平衡阀公称直径选择可参照表1执行。
表1进出站截断阀平衡阀公称直径选用表序号输气干线公称直径进出站截断阀平衡阀公称直径1DN250DN500DN502DN600DN900DN1003DN1000DN1200DN1502)站内其余阀门的平衡阀宜选用DN50双阀组,上游宜选用球阀,下游选用具有节流功能的阀门。
f)干线越站阀门应设置三阀组平衡阀,其公称直径应满足管线投产需要。
三阀组的阀门类型宜为两端球阀,中间为具有节流功能的阀门。
g)向用户分输调压前后的阀门、管道、管件、汇气管等宜选用同一压力等级。
h)除下列阀门应采用焊接连接外,其余阀门应采用法兰连接。
i)清管收发装置上通清管器的球阀、与干线直接相连的球阀。
j)公称直径DN400的止回阀、球阀。
k)埋地安装的阀门。
l)应设置干线和站场检修用置换气体的接口。
m)应设置水试压用高点放空口、低点排水口,试压完毕后应用法兰盖或管帽封堵。
n)下列设备、管道应考虑保温、伴热:
1)金属壁温低于材料允许使用温度的。
2)工艺输送介质需要保温的。
o)输送介质温度60的管线应采用安全防护隔离措施。
5.2功能分区输气管道站场按其功能主要分为:
a)进、出站区b)清管区c)过滤分离区CDP-G-NGP-OP-015-2013-15d)压缩机区e)计量区f)调压区g)燃料供应区h)压缩空气区i)加热区j)排污区k)放空区5.3各功能区技术规定5.3.1进、出站区进、出站区通常具备干线截断、进出站ESD截断、越站及干线放空等功能。
a)首站、末站、压气站、带清管功能的分输站、接收站、联络站、枢纽站宜单独设置进出站ESD截断阀。
b)进出站ESD截断阀与工艺设备区间的距离应满足安全操作要求。
c)站场是否考虑干线放空量应根据站场周边环境条件、功能及干线所需放空量分析确定。
5.3.2清管区清管区通常具备清管器接收或发送、站内放空等功能,需要时还应具有反输清管的功能。
a)站场进、出口管道上宜设置至少1套ESD放空阀组。
b)清管器接收装置大筒体上工艺气管道的阀门宜具有节流功能。
c)清管器接收装置应设置注水口及排污口。
d)应设置清管器通过指示器。
清管接收流程的清管器通过指示器应设置在接收装置的小筒体上,于干线阀门下游至少1个清管器长度处;清管发送流程的清管器通过指示器应设置在其下游清管三通外至少1个清管器长度处的管道上。
5.3.3过滤分离区过滤分离区通常具备天然气分离、除尘以及分离除尘设备检维修放空、排污(液)等功能。
a)分输站、压气站应设置过滤分离器,清管站宜选用旋风分离器。
b)同时具有清管和增压功能的站场应选用旋风分离器与过滤分离器直接串联;同时具备清管和分输功能的站场,应按管道设计输量设置旋风分离器、按站场分输能力设置过滤分离器。
c)天然气接收站、首站宜设置带积液包的过滤分离器。
d)过滤分离器应设置备用。
e)天然气通过过滤分离设备的压力损失应0.1MPa。
f)分离设备上游的汇气管应设置排污。
5.3.4压缩机区压缩机区通常具备天然气增压、超压泄放、机组ESD放空、增压后天然气冷却(需要时)、压缩机组检维修放空等功能。
a)一般规定1)各压缩机组进出口管线上应设截断阀和气动/电动加载阀,阀门选型应满足机组启动、加载和停车等控制逻辑的要求,并纳入机组控制系统。
CDP-G-NGP-OP-015-2013-162)每一台压缩机组宜设置天然气流量计量装置。
3)同一压气站宜采用相同机组。
4)压气站内宜设置循环旁通管线。
5)空冷器宜与压缩机组配套设置,空冷器的出口温度应经过技术经济比选后确定,且不宜超过60。
6)压缩机能耗应采用单机计量,并实现数据上传。
7)如果采用压缩机厂房,宜采用密闭式结构,厂房应满足防爆、通风和降噪要求。
8)压缩机区若设置旁通,应在旁通管路上增设止回阀。
b)压缩机组合建联运规定1)压缩机组是否合建联运应经技术经济比较后确定。
2)复线管道压气站合建时宜联合运行,机组应满足联合运行和独立运行的工况。
3)压缩机组合建联运应经过详细的工艺系统分析,确认已建机组是否能满足新的工况要求。
如不满足,应优先考虑从改变本站或相邻上下游压气站的工艺参数的方式进行分析,仍不能满足要求时再对已建机组进行改造。
4)压缩机组合建联运需对站场工艺流程的过滤分离系统、空冷器系统、压缩空气系统、自用气系统等多方面进行复核,确认是否满足新的要求、确定具体的改造方案。
5)合建联运的各台压缩机组应满足负荷分配需求。
6)对于设置电驱机组的压气站,若外部电网条件允许,电源系统宜考虑并联运行,以提高供电可靠性和系统短路参数。
c)离心式压缩机区1)压缩机的防喘振控制系统应由压缩机供货商提供。
2)机组进、出口宜设置可拆卸的法兰短节。
3)机组进口应设置投产临时用过滤网。
4)机组放空系统应位于机组出口侧,应包括手动放空和紧急放空。
紧急放空管线应设置止回阀,机组ESD放空的最大压降速率不应大于机组允许的最大压降速率。
5)燃气轮机宜设置余热利用接口。
d)往复式压缩机区1)机组进、排气压力差别较大时,各级压缩之间高、低压放空应分开,以免串气。
2)往复式压缩机活塞杆填料的泄漏气不应在厂房内排放,排放系统宜单台机组独立设置且不与其它排放系统相互干扰。
3)应在供货商进行的单套机组脉动模拟研究、完整的动态流体模拟和应力分析研究结果的基础上对多机组及配套的工艺管网进行综合应力分析及振动分析。
4)机组出口应设手动放空阀。
5.3.5计量区计量区通常具备天然气计量、计量管路检维修放空及备用等功能。
a)应根据用户用气特点进行计量装置的设置,应满足供气初期压力、流量的计量。
b)超声流量计、孔板流量计的上游直管段宜设整流器(直管段满足要求时可不设)。
c)公称直径DN100的涡轮流量计上游截断阀、公称直径DN400的超声流量计上游截断阀应设平衡阀。
d)对贸易交接的计量,流量计准确度等级应满足GB18603标准的A级要求。
e)不同地区公司间的交接计量,流量计准确度等级宜满足GB18603标准的要求。
f)当考虑生产运行需要同一地区公司内部设置的交接计量流量计准确度等级应满足GB18603CDP-G-NGP-OP-015-2013-17标准的B级要求。
5.3.6调压区调压区通常具备天然气调压、超压截断或泄放、调压管路检维修放空及备用等功能。
a)应根据不同类型的用户、下游管容、站场供电情况,合理选择调压阀类型和不同的安全保护措施。
b)对不需调压的供气用户,应考虑流量控制功能;对需调压的供气用户应考虑压力/流量控制功能。
c)应根据用户用气特点进行调压装置的设置,应满足供气初期压力、流量变化时的调压。
d)应根据干线能提供的分输压力合理确定用户交接点的压力及变化范围,以减少分输站场加热设备或减少加热设备的热负荷,降低投资和运行费用。
e)调压装置上游公称直径DN400的截断阀应设平衡阀。
f)调压阀出口直径DN500的汇管宜设置排污。
g)宜按下列规定确定采用的各类安全调压设备开始动作的起始压力设定原则。
1)当站场与下游用户的站场相邻或紧邻布置、两站间连接管道管容较小时,安全截断阀、监控调节阀和工作调节阀的最高设定压力不应超过下游站场压力容器的设计压力。
2)除1)外的站场各类安全调压设备开始动作的起始压力设定如下:
(1)采用安全截断阀+安全截断阀+工作调节阀时,各级阀门压力设定分别为1.1/1.1/1.0最大操作压力。
(2)采用安全截断阀+监控调节阀+工作调节阀时,各级阀门压力设定分别为1.1/1.05/1.0最大操作压力。
(3)采用安全截断阀+工作调节阀+安全泄放阀时:
当最大允许操作压力7.5MPa时,各级阀门压力设定分别为1.025/1.0/1.05最大操作压力。
当最大允许操作压力7.5MPa时,各级阀门压力设定分别为1.05/1.0/1.1最大操作压力。
5.3.7燃料供应区燃料供应区通常具备为站内压缩机燃机驱动、燃气发电机、锅炉、加热炉、生活、放空传火等系统供气,低压放空及超压泄放等功能。
a)燃料气气源宜在过滤分离器下游汇管和越站旁通管线上取气。
b)燃料供应区中生活用气、燃气发电机、锅炉、加热炉、传火管出口压力宜设为0.20.4MPa。
生活用气、燃气发电机、锅炉、加热炉用气应根据需要在用气点自行调压。
c)压缩机用燃料气应满足燃气轮机(或燃气发动机)对气质、压力和流量的要求。
d)压缩机用启动气和燃料气管线应设置超压保护设施。
燃料气管线应设置停机或故障时自动截断气源及排空设施。
e)调压后天然气温度低于0的管道,应考虑加热措施。
f)站内燃料气均应分别设置计量装置,燃气轮机供燃料气计量设施宜选用一用一备。
g)燃料气低压放空宜在站内就地放散。
h)宜按6.3.8、6.3.9和5.3.6g)分别确定各类调压设备的选型和安全调压设备开始动作的起始压力设定原则。
CDP-G-NGP-OP-015-2013-185.3.8压缩空气区压缩空气区通常具备空气增压、过滤、干燥和增压后压缩空气储存等功能。
a)压缩空气系统的设计应符合GB50029的要求。
b)机组配置时应考虑1台天然气压缩机启机前吹扫、其余台压缩机组运行,以及仅有1台压缩机组运行的工况,合理配置空气压缩机组。
c)空压机的出口排量应考虑高程、管道泄漏及自身损耗的影响,应按如下公式计算:
QtQSK1K2K3式中:
Qt全站空压机总排气量;QS全站用气需求总量;K1无热再生干燥机损耗系数,取1.15;K2海拔导致的排量折减系数(按海拔每升高1000m折减10%计算);K3选型余量系数,取1.1。
d)空气压缩机组宜采用变频空压机,并应设置备用。
e)压缩空气系统宜采用微油或无油螺杆式压缩机配无热再生干燥器。
干燥器、过滤器应与空压机配套设置。
f)空压机及其下游缓冲罐、过滤器、干燥器等宜采用成橇方式供货。
g)经处理后的干燥压缩空气应达到如下要求:
1)颗粒0.1m,绝对过滤精度99.92)油雾1mg/m3(微油),=0mg/m3(无油)3)总颗粒含量0.05mg/m34)储气罐出口压力下水露点应比极端最低环境温度低10。
h)空气储罐应有内涂层,其容量应能满足15min内干气密封、仪表用风和自洁式空气过滤器反吹的气量要求。
i)冬季环境温度较低时空压机排气风道宜设将热空气引入室内的接口。
5.3.9加热区加热区应具备天然气加热功能。
a)应根据天然气加热温度及流量进行加热设备设计。
可选用水套加热炉、真空相变加热炉、电加热器、电伴热等。
b)站场天然气的加热应满足工艺要求,加热方式应通过技术经济比较后确定。
c)当总加热负荷不大于100kW时,宜选用电加热器。
d)站场宜选用负压燃烧的常压水套加热炉,单台常压水套加热炉的热负荷宜小于或等于630kW。
e)站场供电可靠时可选用正压燃烧带燃烧机的真空相变加热炉。
f)站场总热负荷在10003000kW时,宜选用真空相变加热炉供热。
g)常压水套加热炉、真空相变加热炉的补给水悬浮物的含量不得超过20mg/L。
h)对全年需使用的加热设备宜设备用,仅冬季使用的加热设备可不设备用。
如管道内可能形成水合物,宜增设临时注醇口。
i)加热炉、电加热器出口天然气管线宜设置安全阀。
5.3.10排污区排污区通常具备站内排污收集、储存、外运等功能。
CDP-G-NGP-OP-015-2013-19a)排污罐或排污池的选择应根据管道内天然气气质情况确定。
当管道输送天然气中可能含烃液时,站场排污应选用排污罐,并由罐车将排出烃液外运。
当管道输送天然气不含烃液时,站场排污宜选用排污池。
b)排污罐上应设置安全阀。
c)排污管线应设置双阀,上游宜选用球阀,下游宜选用排污阀门。
d)寒冷地区排污管线应设置伴热、保温。
5.3.11放空区放空区通常具备设备检修和紧急放空功能。
a)放空阀直径与放空管直径应相等。
b)应根据设备容积,工艺管道管径、长度、操作压力综合确定放空量。
c)应根据下游用户最低用气压力要求确定管道放空压力,有压气站的管道应经压缩机抽气,将压力降至压缩机最低允许压力后再放空,放空时间宜满足12h放完的要求。
d)合建站场放空立管的设置方式可采用同一放空立管,其管径大小应满足最大放空量的要求。
e)高、低压放空管道宜分别设置。
f)站场放空立管一般不设点火功能,地方政府部门要求站场放空点火时,应按手动外传火设计点火功能,一般不设爆破片、阻火器、传火管。
g)放空管线阀门设置:
1)手动放空管线宜选用双阀串联设计,上游宜选用球阀,下游选用具有节流功能的阀门。
2)ESD自动放空管线宜选用双阀串联设计,上、下游宜选用球阀,后方设置限流孔板。
3)超压安全放空管线宜选用三阀串联设计,上、下游宜选用球阀,中间选用安全阀。
5.4设备、材料选型5.4.1压缩机组5.4.1.1压缩机选型a)对输气量较小、压比变化幅度较大的压气站,宜选用往复式压缩机。
b)对输气量大、工况相对确定的压气站,宜选用离心式压缩机。
c)离心式压缩机压比宜为1.21.7。
d)压缩机的流量范围应能适应管道初始工况条件。
5.4.1.2驱动设备选型a)对无电或供电条件一般地区应采用燃气轮机(或燃气发动机)驱动的方案,对有电且供电可靠性高的地区经技术经济比较为优时宜采用电机驱动的方案。
b)电驱压缩机组宜采用密闭水冷方式进行冷却。
5.4.1.3机组备用方式压缩机组备用方式应经技术经济比较后确定。
5.4.1.4辅助系统a)工艺后空冷器1)一般地区宜选用鼓风式空冷器,寒冷地区宜选用引风式空冷器。
2)空冷器出口温度宜设置为高于环境温度1015。
CDP-G-NGP-OP-015-2013-1103)天然气通过空冷器的压力降应0.05MPa。
b)燃机启动系统1)采用天然气启动的供气管道应设置双阀,为保证完全隔断,中间设放空。
2)利用天然气启动的启动气放空宜独立排放,也可在核算放空背压后接入站场其它相同压力等级的低压放空系统。
c)机组燃料气系统1)燃料气管线上应装设调压和对单台机组的计量设备,并应设置超压保护设施。
机组自带的燃料气橇上通常设有加热器。
2)燃料气管线在进入压缩机厂房前及每台压缩机组前均应设截断阀,单台机组的燃料气管线上应设置停机或故障时的自动切断气源及放空设施(压缩机组内部自动切断及放空设施由压缩机组配套完成),由站控系统和ESD系统控制。
3)燃料气安全放空宜在核算放空背压后接入站场其它相同压力等级的放空系统。
4)燃料气中可能出现凝液时,应在燃料气系统加装气-液聚结器。
d)机组润滑油系统1)润滑油系统应由压缩机组成套提供。
2)若冷却器在室外,应对连接管路伴热保温。
与冷却器相连的润滑油管路应设1坡度。
3)冷却器放空接口宜与润滑油箱上接口相连,保证机组停运时冷却
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