时间：2023-07-17 17:22:38
关键词：天然气；管道；施工管理；保护技术
中图分类号： TU85文献标识码： A
一、天然气管道施工管理
（一）工程质量管理
从工程的实际情况出发，与施工企业的质量管理标准结合，成立一套完善的质量管理体系，明确质量管理目标后，需要质量优化、定期核查等工作环节落实，确保实施过程与前期质量设定保持一致，同时使人员树立正确的质量管理观念，了解工程各项目的质量管理标准。主要可从以下两方面加强对施工质量的管理：第一，虽然管道铺设的流程繁琐，但是仍要加强施工工艺的技术管理，将施工过程细分，并逐一深入分析。第二，管理工作应该把燃气材料管理作为重点，随机进行抽样检查，同时加强后期的养护，增加管道使用年限。
（二）工期管理
施工能否按时完成，首先取决于人员以及施工设备的分配是否合理，其次与施工流程是否科学规划有关，因此必须根据项目情况妥善分配人员以及机器设备，同时在保证施工质量的前提下尽量的简化施工流程，对重点项目的施工流程进行优化。另外需要将施工进度安排划分为若干阶段，通过每一阶段的高效率工作来缩短工程整体的施工期限，施工合同要从施工合同出发，分配人力、资金、物力到工程各环节，对于天然气管道施工来说，管道运输、管道安装、焊接、置入、试压等工作是重点，因此在此部分的资源分配和管理需科学、合理，以缩短工期维护施工企业经济效益。
（三）成本管理
施工单位进行施工的目的都是为了为企业取得经济效益，而成本控制是施工单位维护自身利益，提高盈利的重要手段。要求施工人员具有一定专业的造价分析能力，并且成本控制需要企业员工一同努力，因此不管是一般员工还是管理团队，都需要明确岗位责任，相互监督，相互制约。天然气施工单位中的不同科室之间建立良好的合作机制。同时监管过程中，需密切关注资金的支出情况、材料采购等方面，发现潜在问题并妥善解决，建立企业横向以及纵向的成本控制体系。为了解决资金紧张的问题，必须从加强管理，查漏补缺，及时发现管理漏洞，监管施工人员资金使用情况，严格打击违纪行为。同时优化材料购买流程，加强对物资的统一分配和管理，由物资部统筹相关工作。另外应该减免不必要的中间环节，环节越是繁复，消耗的资金就越多，并且不利于管理，所以应该将指挥权统一，降低资金无故流失的概率。如果资金有限，那么首先应该将资金集中，着重于重点工程项目，并且成立严格的审批程序，并且定期核实资金使用情况，做出详细的调查报告，深入分析，找到可能存在的资金漏洞加以优化。
二、天然气管道保护措施
（一）严格把关管道材料质量
管道材料直接决定了天然气运输的安全性和性能，所以必须严格筛选管道材料，在对管道强度进行计算前，要了解管道的再喝分布情况，从而使用正确的强度设计参数，确保管道强度和刚度的参数资料正确，后根据检验结果，挑选能够符合设计概念的管道材料和管材厚度。在施工之前，需要安排专业检测人员对材料进行仔细检查，并且按照质量等级对材料评分，质量不达标不可进入施工现场，在此过程中，检验人员可以利用专业检测仪器辅助检查，对所有的施工管道一一筛查，确保所有管材达到检测标准。最后根据施工场地的实际情况调整设计方案，比如有盐碱地、山地等特殊地貌时应该适当采取稳固、防虫等保护手段。
（二）天然气管道防腐蚀保护手段
1、涂层保护
涂层保护是天然气管道预防腐蚀的主要方式，已经得到广泛的应用。其主要原理是对管道表面设置涂层，以隔绝管道与土壤，防止管道与土壤直接接触而产生的不良化学反应。除此之外涂层还可以满足附加阴极保护对于绝缘条件的要求。目前主要的涂层类型分为：三层聚乙烯、环氧粉末涂层以及聚丙烯涂层。当中三层聚乙烯和聚丙烯涂层同为复合型涂层，聚烯烃外护层、环氧粉末底层以及粘结剂中间层共同组成三层涂层系统，其具有众多优势，包括抗阴极剥离性、防腐蚀、防渗透以及绝缘性，所以在腐蚀度高的场地较为适用。同时三层涂层还存在局限性，例如其施工难度大，涉及的工作量大，在焊缝连接部位容易空鼓等。最后需要注意，管道温度高的防腐要求必须高于常温管道。
2、阴极保护
阴极保护工艺使用的年限较长，主要以附加保护的形式抑制腐蚀。管道在运送和安装环节不可避免的会使管道表面的防护层出现破碎，而破损位置相比完好部位更容易出现腐蚀。此时对破损处使用阴极保护能够有效防止腐蚀。同时阴极保护对于管道周围金属构件的影响微小，施工量小，工艺也比较简单，另外还能使天然气管道免受其他电流的影响。
3、缓蚀剂防护
缓蚀剂防护方式通过在腐蚀空间内添加适当的化学物达到抑制管道的腐蚀，这种防护措施资金成本低，操作方便，效果在较短时间内便能得到体现，从长远来看也有很大潜力。其原理是通过极性基团的吸附功能，吸附在管道外部，对管道表面的界面性质和电荷状态进行调控，提高了腐蚀的活化能，从而使腐蚀速度大大降低。同时其内部的非极性基团能够在管道金属表面上形成一层疏水性保护膜，使促进腐蚀的物质和电荷改变位置，从而减缓了腐蚀进程，间接维护了管道金属的完整。
（三）增强管道焊接施工质量
焊接是天然气施工中一项重要的环节，而焊接主要由人员来完成，所以需要对于焊接工作的不同类型合理分配人员，并且严格按照施工标准完成各自岗位的焊接任务。焊接人员必须执行正确的焊接流程，如果上一环节焊接工作存在漏洞，那么应该及时停止，待处理妥当之后再进行下一环节工作，切勿心存侥幸心理，同时还要分析问题出现的原因，从而使未来工作中出现相同失误。待焊接工作结束后，焊接检验人员必须高标准的进行核查，分析焊接技术措施，同时焊接技术人员应该协助焊工的工作，利用自身经验和技术提供必要的帮助，处理焊接过程中出现的突况，对技术资料整合存放。而焊接热处理人员需根据设计、施工、焊接工艺三方面的规程进行焊缝热处理工作。
（四）对管道采取统一管理的方式
对管道采取统一管理的方式是为了管道在运行中保持高效经济安全。将可能对管道带来不良影响的因素整合观察。定期检查管道工作情况，做到故障产生前就预先发现，然后制定维修计划，检测人员必须积极主动的对管道进行检测，而不是等事故已经发生再采取事后处理。一体化的管道管理是标准化、规范化、流程化、合理化的，是主流的天然气管理方式。管道的一体化管理需要贯穿整个生产过程，设计、运输、施工、后期检修每个环节都需要采取统一标准化的管理。其还包括对管道进行风险预估、可靠性分析、信息管理等多种技术手段，全方位的对管道实行灵动的管理。综上所述，管道一体化标准管理可以有效解决几个问题：经过一体化标准管理后，人员能够全面掌握管道的各项信息，从而为风险评估等技术开展提供理论依据，正确识别管道出现风险的性质，从而对症下药针对性的采取防护措施，减少了事故发生的概率。同时一体化标准管理能够对管道容易出现问题的部分进行检测评估，从而全面的保护管道的安全，延长了管道的使用年限。即使管道出现问题，技术人员也能通过一体化标准管理的专家决策系统以及地理信息系统迅速制定检修措施，从而将事故的不良影响控制在合理范围内。
结束语：
综上所述，天然气管道的建设涉及的技术难点多、资金消耗高、工程量大，但是其又有不可忽视的重要性，是天然气输送至不同地域的媒介。虽然我国近年天然气管道建设取得一定的进步，但是相比国外发达国家还是存在不小差距。如果天然气管道运行过程中的安全性得不到保障，那么容易造成能源浪费，降低运输效率，也使事故附近人群受到不良影响。所以必须加强对管道的安全防护，降低管道受到腐蚀等危害的概率，保证天然气运输的高效、安全。
参考文献:
[1]郭玉梅.石油天然气管道安全风险及保护措施[J].安全，2013（5）.
关键词：天然气；长输管道；施工技术
中图分类号： TU74 文献标识码： A 文章编号：
引言
天然气长输管道在我国已经有了长足的发展，长距离输送管道施工安装技术逐步成熟。天然气长输管道施工难度大、技术复杂，尤其是山区，交通运输相对困难，并且施工条件比较艰苦，地形地貌、气候复杂等等。因此，在施工的过程中完善天然气长输管道施工技术具有极其重要的现实意义。
1、天然气长输管道工程的概念及特点
天然气长输管道工程是指以铺设距离较远、口径大且压力巨大的天然气管道的建设项目。该建设项目的系统庞大，配合其核心工程的还有许多其他辅助工程，如通信工程、数字化控制工程、站场、仪表安装工程等，构成了完整的天然气长输管道工程系统。其作为大型建设项目，有着许多显著的特点，具体情况有以下几点：(1)规模大：该类建设项目一般是国家进行招标的大型公共事业工程，是涉及到民生及很多地区经济发展的重要建设项目，范围广阔，需要跨越很长距离，因此国家一般对该类工程均相当重视，投入也十分巨大；(2)周期长：该类工程从决议、讨论、最终决策、招标、具体建设、竣工验收，环节很多，流程复杂，包括的项目周边项目数量较大，需要很长时间进行协调，特别是核心的建设环节，更加是一个漫长的奋斗过程；(3)战线长：由于该类工程中管道的路线很长，需要跨越多个地区，地域辽阔，施工的地点繁多，且需要各个施工单位及当地部门的积极配合，不仅在实际施工中的地理上距离长，且涉及到的相关单位繁多，需要充分的沟通，联合为该工程做好辅助工作，战线很长；(4)环境复杂：各个地区的气候、地质、地形、地貌等自然环境差别大，许多天然气管道需要穿越山谷、河流、沼泽、冻土等特殊区域，需要面对的问题十分繁多复杂，相应的对策也各不一样，如爆破、支护、填埋、夯实等；(5)人员混杂：施工中需要的人员能力要求各有不同、而每个单位的人员配置及组织形式不一样，技能水平和思想觉悟参差不齐，价值数量庞大，且在施工过程中，人员的流动性很强，相对较为混杂，给管理工作带来了许多困难与阻碍，因此对管理工作提出了更高的要求。
2、天然气长输管道施工技术要点
2.1天然气长输管道线路地选择
天然气长输管道沿途一般要经过山川、丘陵、河流、水网、农田或是戈壁沙漠等复杂地形，且沿线施工气候多变，风、霜、雨、雪、交替显现，这些主观的和客观的因素，对施工速度和质量的影响不可小视，特别是南方多雨气候、多丘陵、地形起伏，对管道施工效率有较大的影响，不同的地势起伏将引起施工组织方式和施工技术措施的重大变化。路线选择时应该尽量设计顺直的线路，合理的规划管道的走向，缩短线路长度，从而降低钢材和其他投资费用。
2.2天然气长输管道的测量及无损检测
天然气长输管道的施工测量是能够保证施工中管线顺利敷设的关键工序，开挖管沟的宽度以及走向由测量控制执行。管道施工测量的重要步骤是控制穿跨越施工的过程，在管道施工过程中，常遇到管线局部修改调整的情况，从而对施工单位在施工地段的地形地貌测量、计算方面要求高，最终管道敷设完成后，需要如实地进行管道状态的测量，以保证提供运行中管道维护以及保养的准确依据。另外，天然气长输管道的无损检测也是一项重要工序，目前，国内的无损检测技术与国外的无损检测技术基本已经保持了同步，近年来，全自动超声波检测技术日渐成熟，以其缺陷定位准、检测速度快、灵敏度较高、检测便捷、即时出结果等优点，现已成为国际上普遍采用的检测技术。
2.3严格控制管道干燥
有些长距离输送管道投运之前，要对进行干燥、脱水处理。干空气吹扫干燥法是常用的管道干燥方法。干燥第一阶段为除水阶段，利用空压机产生的普通空气推动清管器对管段进行吹扫。第二阶段为干燥阶段，影响干燥时间主要有空气的最初含水量、饱和空气含水量、管道内壁最初湿度、干空气的流量等因素，建议用露点在-40℃的干空气来推动低密泡沫的清管器，微正压吹扫管道，在管道出口处空气的露点达到-20℃时再停止操作。在进行检验时，露点下降要低于5℃，且出口露点要高于-20℃。
2.4天然气长输管道的管沟成型
天然气长输管道施工过程中，根据所在地的地质状况可进行挖掘机机械开挖、松动爆破、沉管等方法进行管沟成型。通常，只要管沟的宽度、沟底深度、沟底坡度以及边坡坡度适宜，再加以设备的适当选用，天然长输管道的开沟技术相对较简单，但在实际进行管沟成型时，铺设管道下到沟底后会损伤严重，管沟覆土若达不到设计要求，给后期整改带来困难。开沟前要能充分考虑自然因素、设计因素、施工因素等方面的问题，制定出相对合理的技术施工方案，合理的管沟深度以及沟底宽度等管沟成型参数，从而保证管道能够顺利下沟，满足管道覆深的要求。在施工过程中应经常测量检查地面有高差以及挖深的地段，能够及时的提醒施工人员注意深度、宽度、和坡度以及其他标准。管道设计中管沟的设计亦很关键，良好的设计可提高管道的整体使用寿命。
2.5 天然气长输管道复杂地段的弯管安装
天然气管道安装过程中的弯管安装过程相对困难，不容易控制安装的质量，安装的工作量相对较大，严重影响施工的进度，复杂地段弯管的安装也是长输管道施工的重点问题之一，安装过程中如果质量不合格，可能会造成悬空、割口返工、填埋深度不够等，将会影响整个管线工程。测量放线关系到弯管安装角度正确与否，是影响弯管安装的关键因素之一，相对平缓的地段进行连续施工，对于复杂地段应先安装弯管后再组焊施工。弯管角度的确定也是一到关键工序，若现场开挖的管沟与弯管的角度不符合，应提前进行处理，以免延误施工，减缓整体的施工进度。弯管的组对焊接材料一定要使用符合要求的焊条，尽可能的提供方便的操作环境和作业条件，从而保证焊接质量。
2.6 天然气管道防腐技术
天然气管道长期处于土壤中，受各种矿物盐、杂散电流、氧、微生物的腐蚀、水分以及本身输送介质等的影响，管道的内外壁都容易受到腐蚀。选择外防腐涂层时，应充分考虑管道防腐层的粘结力、表面预处理、抗剥离性、涂层厚度、水渗透性、抗冲击性能、微生物腐蚀、工作温度及阴极保护的相容性等因素。内防腐表面一般需对表面采取喷砂除锈方式，采用环氧树脂涂料，施工方式为离心喷涂，二层环氧树脂底漆，二层氟碳漆面漆。
2.7 天然气管道焊接技术
天然气长输管道焊接工艺一般采用钝边大、间隙小的方法，焊缝的余高和宽度小于上向焊，焊接生产率有极大地提高；此外，下向焊操作难度要小于上向焊，一个熟练的焊工培训很小一段时间就可以熟练运用。目前，自动焊接技术已经得到十分广泛的应用，自动焊接技术是借助电气与机械实现整个焊接过程的自动化。自动焊的焊接质量相对较高而且稳定、经济安全、要求焊工的技术水平较低。但是，由于埋弧焊焊接过程有一定的局限性，自动焊接一直很难实现作为目标的固定管焊接。
结束语
总之，天然气长输管道施工技术对我国的能源安全具有极其重要的意义，在建设的过程中，一定要保证管道建设的质量，而且要不断地寻求技术上的进步，不断地突破创新，不断地提高长输管道建设的质量，只有如此才能够促使我国的长输管道建设工业达到国际先进水平。
参考文献
[1]王博.长输管道工程施工特点及质量管理探析[J].中国新技术新产品.2011(13)
关键词：天然气；施工技术
国外天然气管道输送技术发展的一些特点， 主要表现为提高输气压力、采用高钢级管材、干线采用大口径管道、输气干线呈网络化发展、采用高压富气输送工艺、高度的自动化遥控和先进的通讯技术、采用先进快速的管道机械化施工技术和装备等方面，这些经验和技术可供国内管道研究和施工人员学习和借鉴。
我国天然气管道的主要技术现状是采用国际上通用的TGN ET、SPS、A u toCAD 等软件进行工艺计算和特殊工况模拟分析； 新建天然气管道设计压力高， 并广泛采用了内涂层； 主要工艺阀门大都采用气动、气液联动球阀， 增压机组有离心式和往复式压缩机， 驱动方式有气驱和电驱两种； 管道用钢多为高强度、高韧性钢， 新建管道普遍选用X70 等级管材； 生产管理采用SCADA 系统进行数据采集、在线检测、监控， 通过在线或离线等不同工况模拟进行优化运行[3]。天然气管道敷设是比较复杂的安装工程， 管道埋设在地下， 安装与防腐是保证质量的关键， 本文结合文献和笔者在天然气管道施工中的经验， 探讨安装技术并对施工中常见问题进行分析判断， 确保工程以更合理、更科学的方案进行施工。
一、放线与管沟开挖
放线首先得确定管的位置，然后通过固定桩，放线，一般距离50m定一桩。如果阀门井或坡度较大的地段管道位置的变化也可以缩短距离。把线和双石灰，确保管位置开挖不偏移。
对于管线在硷或沥表路面的，要求用切割机破路面，防止其他工具对路面造成强度及形状的破坏。城市道路下隐蔽设施及地下管线较多，因此天然气土方工程不允许采用机械开挖。
人工开挖管沟时上口宽度以（沟地宽度+深度×边坡系数）计，管沟边坡系数根据土壤类别及物理力学性质而定，当管沟深度
沟底宽度按：DN≤400mm，底宽=管外+0.6m；当DN≥400mm，底宽=管外+0.8m。
开挖的土方不允许直接堆在管沟沟壁两边，以防止塌方，通常土堆距沟边不得小于5cm，便于管道组焊。
对于湿陷性黄土地区，管沟开挖不宜在雨季施工。若必须施工则应先做好沟内排水，开挖至沟底时预留5cm的土层作夯实及防潮处理，沟底要求平整无杂物，夯实后沟底表层土的干容重一般≥1.6×103kg/m3。
二、管道防腐及检验
据前苏联有关报导，他们高压输气管线事故不断下降的主要原因是提高焊接工艺和防腐工艺质量。实际上是在建造管线所用的钢板和焊管方面有了根本提高。因此，管道防腐及检验至关重要。高压管线采用D630×8的螺旋焊缝钢管；中压管线的管径主要有D426×7、D377×7、D325×6、D219×6、D159×6、及D114×6、，当管径 时选用螺旋焊缝钢管，否则选用直缝钢管；高、中压钢管材质均为Q235。
钢管防腐前要进行认真检查，管子表面应无裂缝、节疤、内四等缺陷，管子壁厚符合要求，管口椭圆度的偏差在直径的1%之内。防腐前要注意钢管表面除锈处理，要求用喷砂（或抛丸）除锈，达到《船体除锈标准》（GB3092）的或（SYJ4007-86）标准中的近白级（Sa2.5级）。
天然气高、中压管设计使用年限为30年，对埋入无腐蚀性上壤中的钢管采用加强级防腐处理即环氧煤沥青一玻璃布共3层，总厚度≥5.5mm，对埋入软弱土基及腐蚀性上中的钢管要采用特加强级防腐处理 环氧煤沥青一玻璃布共4层，总厚度≥7mm。防腐后外观测试要求表面平整，无气泡、麻面、皱纹、瘤子等缺陷；涂层的绝缘性则用电火花检漏仪进行检测，从管道一端测至另一端，以不打火花为合格。
防腐钢管在运输装卸及堆放过程中，要注意轻吊、轻放，不能破坏防腐层，管道与吊绳接触处要用厚的橡皮进行保护或用软带，不得与尖利石子、玻璃等硬物碰撞，同时保护管口，防止管口变形影响组焊。下沟前及回填前都应对防腐管道做全面的电火花检测，发现有漏点及时修补。
管道试压完毕焊口防腐时，除采用加强级环氧煤沥青或煤焦瓷漆以外，还可以采用热收缩套。当采用环氧煤沥青补口、补伤时，从除锈、配漆、缠包等环节需认真执行规范。防腐涂层结构及材料应与管道防腐涂层相同，补口时每层玻璃布应将原管端沥青涂层接口处搭接在5cm以上，补口后需经监理认可方可回填，坚决杜绝强度试验前补口防腐。
三、管道安装及检验
燃气管道下管前先检查管沟的标高、管基的质量，同时要特别注意防腐层是否破损。管道安装时采用的有关原材料、成品和半成品应有合格证书，在安装前按规范进行检验。一切非标设备、配件及允许现场制作的配件，应按设计要求制作，并作单体强度试验和气密性试验（试验压力与管道压力相同）合格后方可使用。
组焊前对管腔内清扫，管子若在地面上组对，用经过处理的吊链将防腐管吊起，高度距地面40～50cm，若在沟内组对焊接时，提前在焊口位置挖好操作坑；一般我们在施工中，对于DN
坡口时用电动磨光机将管口加工成V型，角度为气60?～70?，钝边1～1.5mm，对口间隙1.5～2.0mm。错边量小于管壁厚度的10%，焊条的金属性和化学成分应要求与钢管相匹配，焊缝强度要高于管材。高压管道设计考虑了清管球的安全通球，管道安装中需要90?转弯处要用两个45?弯头代替处理。
焊缝、法兰和螺纹等接口不得嵌入墙壁与基础中，管道穿墙或穿过基础时必须设置在套管中，焊缝与套管一端的间距≥300mm，由于高、中压管道的各管段分别施工，各管段（含支管段）完成后，端头未接管时均用盲板堵死。管道若有法兰连接时，法兰接口不能直接埋入土中，要放置于检查井中。
管道焊接完成后，要求进行100%的超声波探伤和X射线探伤，法兰接口处要做磁粉探伤。中压焊缝的X射线探伤数量按15%抽检，高压管按20%抽检。抽查的焊缝中不合格的超过30% 者，则加倍探伤。若仍有不合格者，不合格部位返修后仍按原规定进行探伤。对穿越道路、铁路、断裂带、桥梁、管件接头处的管道均做100%的X射线探伤。
四、试验
高、中压管道下沟后需要用起点压力为0.1MPa的压缩空气进行吹扫，吹扫时逐渐提高风速，稳定风速不得小于20m/s而，用白布置于排出口检查，以吹出气流中无铁锈及赃物时为合格，每次吹扫的管道长度不宜超过3km，，吹扫后对阀门进行清洗，检查。
管道安装、吹扫完毕后进行机械强度试验和气密性试验，试验介质宜采用压缩空气，强度试验压力为设计压力的1.5倍，即高压为2.4MPa、中压为0.6 Mpa，试验时压力应计量准确。进行打压试验时要在管道上敷设50～70cm厚的土，将焊缝留出，以备补口。强度试验与气密性试验分开进行，气密性试验压力为设计压力的1.15倍，高压为1.84MPa、中压为0.46 MPa。气密性试验开始前，应向管道内充气至试验压力，保持24小时，达到温度、压力稳定。
五、回填及路面恢复
回填时应先夯实管底，管侧回土前必须有调直工序，防止管道铺设弯曲度超差。管道两侧及管顶以上0.5m内回填由人工夯实，分层厚度30cm，土壤中不能含有碎石、垃圾等杂物，也不能用冻土回填，超过管顶50cm 时可使用小型机械夯实，每层厚度30～40cm；回填时要对土壤作密实度测试每50m分层取点，由专业实验室作土壤密实度试验。
路面工程：对硷及沥表路面下的3：7灰土垫层，拌和土不含杂质，颗粒过大的土块必须过筛处理，搅拌要均匀且不能在沟内拌和。路面恢复按原标号（或高一些）强度进行配合比。对砖面层，先细砂垫层找平后铺砖，铺砖后用细砂灌缝。
六、阀门井、地裂缝管沟处理措施
阀门井高压阀门井的设计压力为1.6MPa，采用国产手动球阀和气动球阀两种。中压阀门井设计压力为0.8 MPa，一般采用手动球阀，涡轮传动球阀和手动蝶阀，高、中压波纹管补偿器采用轴向型内压式补偿器（TNY高压波纹管工作压力为1.6 MPa。中压波纹管工作压力为0.6 MPa。施工中当DN≤250mm，中压阀门采用手动球阀：DN≥300mm时中压阀门采用涡轮传动球阀。阀门安装在球阀的下方（按气流方向），以便阀门的拆卸和装修。补偿器的安装技术非常重要，它的安装长度应是螺杆不受力时补偿器的实际长度，否则不但不能发挥其补偿的作用，反使管道或管件承受不必要的轴向拉压应力。一般在完成气密性及强度试验后才安装补偿器。但阀门井内管道支架采用钢结构时，支架宽要与阀门长度相同，支架高550mm，并用钢板垫至法兰底。井内刚性防水套管选用直径比天然气管道大50mm，钢套管与天然气管道间隙用50mm厚油膏和沥青麻丝填实，用于防水。
阀门井内管道防腐方法与埋地管道防腐相同，放散管、阀门除锈后刷黑色调和漆两，手轮（柄）刷红色调和漆。安装完毕后与管道一同吹扫，然后对阀门、波纹管进行清洗检查，并进行强度及气密性试验。
（一）牺牲阳极阴极保护
钢管在土壤中的腐蚀主要是电化学腐蚀。由于土壤中各种因素的影响，在管道表面形成宏观及微观的阳极区和阴极区，从而形成腐蚀电池。牺牲阳极法就是将电位较负的金属连接在被保护的金属结构上，使两者在土壤介质中形成宏观电池，前者电位较负而成为阳极受到腐蚀，而后者钢管成为阴极并产生阴极极化（电位变负）从而得到保护。
牺牲阳极阴极保护装置的组成
（1）牺牲阳极
本工程的牺牲阳极材料选用镁合金牺牲阳极（SYJ19-86），一般为梯形截面的条状结构，中心有一连接钢筋，用以联接阴极。阳极采用水平方式埋设在距离被保护管道 以上距离的土中，用来保护钢管和加强城市可能产生的杂散电流的排泄作用。
（2）阳极填包料
把牺牲阳极包裹在填包料内时为 降低阳极的接地电阻。填包料采用天然纤维的棉布袋或麻布袋包装。
牺牲阳极填包料成分推荐如下 硫酸钙15%，硫酸镁35%，膨润土50%。
（3）检查桩
设置检查桩是为了测量管道的阴极保护电位以了解管道保护状况。采用铜硫酸铜参比电极与高内阻数字表在上方潮湿土壤上进行测量。检查桩内的钢筋进行3油2布处理后，再放入筒体内灌注热沥青，钢筋不允许和筒壁接触。钢筋下端50mm长度直接焊在钢管表面，焊接后钢管和钢筋采用不低于管道表面的防腐处理。参数测试需在阳极埋入地下填包料浇水后，隔15天再进行。每半年一次测试钢管，保护电位应等于或负于0.85V（相对Cu/CuSO4）参比电极。检查桩露出500mm，表面除锈后涂三道氯化橡胶铝粉漆。
（4）测试桩
主要为测量牺牲阳极时的各种电参数，以了解管道阴极保护的工作状况。例如测量阴极的混合电位：阴极与阳极的开路电位：单只阳极和多极的电流发生量等。
根据沿线的土壤电阻率的测试结果，经计算高压管道约每300m设置一组阳极，偏差不大于15m；管线约3km设置一个检查桩，6km，设置一个测试桩。同时注意管道附近有电力电缆埋设情况下阳极应尽量远离电缆。管道下做水泥支墩的也应设置一只阳极。
（二）地裂缝处理
防腐管穿越活动等级为1、2级的地裂缝时作砖混管沟40～60m，底板压光，沟外壁用冷底子油打底，刷热沥青两度防水，管沟内充填松散粗砂。并在管沟两端各作一波纹补偿器井，波纹井盖板上设置一标志，即在沟两侧地面打钢筋桩，以便观察。考虑事故发生时及时切断，距地裂缝处各设置一座阀门井，也可与管线上相290～310m阀门井结合，但要注意安装两侧阀门井时，波纹管应靠近断裂缝一侧（波纹管与球阀对调）。
管道穿越活动等级为3、4级的地裂缝时，距地裂缝50m范围内不能设支管，管底埋深控制在1.2m～2.1m之间，并以中粗砂回填至管顶以上， 长度前后各，其余不再作特殊处理。
参考文献：
[1]虎继远，刘中兰，徐杰燃气管道泄漏事故成因与防范对策[J]煤气与热力，2009 ， 29 （ 11） ： B23一B26
中图分类号： TE08文献标识码： A
发展阶段，管道输送是天然气输送的基本方式，因此长距离天然气管道建设工程越来越多，管道经过的地域地质条件也越来越复杂。如高山、沙漠、丘陵、河流、矿区等不良地质状况。对于管道经过河流，我们采用管道穿越工程技术，目前主要有顶管穿越、定向钻穿越、大开挖穿越三种管道穿越工程技术。2013年我单位参建的关中环线天然气储气调气管道工程户县段线路工程管道途径河流三条，本文主要结合具体施工情况，谈谈管道大开挖穿越河流施工技术。
关键词：管道施工；河流穿越；大开挖
1.概况
关中环线天然气储气调气管道工程户县段线路工程河流穿越3处，全部采用大开挖
方式，其中潭峪河穿越1处，长度159.83米；涝峪河穿越1处，长度366.80米；甘峪河穿越1处，长度226.43米。穿越段采用直缝埋弧焊钢管，管材规格为Φ914×14.2 L360。
2.施工准备工作
2.1施工前了解穿越点的地质情况和地形地貌，掌握穿越的结构、设计深度要求，
进行技术交底。
2.2检查施工设备、配套设备及各种施工机具是否齐全完好。
2.3施工材料准备齐全，穿越设备检验合格并经监理工程师认可。穿越主管线使用
正确，质量符合设计要求。
2.4按照施工计划及时向PC项目部、监理单位、水利管理部门递交施工方案，审批
通过后办理“穿越施工许可证”。
2.5安装安全警示和安全防护设施。
2.6平整场地、修筑施工便道，并在施工地点划好临时作业区。
2.7检查校正测量仪器的精确度。
2.8施工现场HSE标识、措施到位。
3.河流开挖穿越施工方案
3.1穿越的一般要求
⑴、穿越施工前应与当地水利管理部门联系，了解有关管理规定，办理批准文件，
完工后，办理认可手续。
⑵、以据现场工期要求及工程具体特点。组建专门的施工队伍，配置优良设备集中
突击。
⑶、河流的穿越原则上采用围堰导流，开挖全埋敷设。围堰可根据现场情况采用挖
导流渠或设置导流管（或导流槽）的方式进行水流的疏导。若水流量较小，为减少施工难度则在上下围堰上直接跨放导流管（或导流槽），或以潜水泵加长出口软管，将河水直接抽排至下游导流，穿越管线组焊试压完毕后，待管沟开挖完一次埋设。
⑷、若采用导流管（或导流槽），则导流管尺寸应根据施工期河流水流量的大小及现
场情况确定制作。
⑸、根据现场情况，考虑穿越段管线采用全埋大开挖，弹性敷设，与河岸接壤处用
弯管连接并尽可能先预制完成，河槽区采用围堰导流法施工，开挖时配合以潜水泵明排水施工。
3.2穿越施工主要工序流程
测量放线便道修筑河滩段管线预制预制管试压、清管导流渠开挖、围堰（或
设置导流管）管沟开挖下沟稳管管沟回填导流渠回填、围堰（导流管）拆除连头水工保护地貌恢复
3.3主要施工技术措施
⑴、测量放线
①确定穿越段与一般线路分界点；
②确定管线中心线，弹性曲线段设加密桩；
③确定上下围堰及导流沟位置和尺寸、确定作业带边界以及临时占地堆土边界；
④查明施工作业区需清理障碍物的工作量；
⑤放出管沟上开口边界，开挖中和开挖完后按要求复核管沟中心位置，沟宽及沟底
标高。
⑵、设备材料及临时设施应集中设置，减少临时占地，并避免与作业区冲突，造成
二次搬迁。
⑶、施工便道修筑与线路走向尽可能一致，一般选择在坡度较缓的一侧，以保证施
工材料及设备能达到施工位置。
⑷、采用开挖导流渠及围堰
现就我单位施工的潭峪河、涝峪河、甘峪河经业主、监理、施工单位共同讨论方案
陈述如下：
①采用导流渠方式进行导流，导流渠应选择在靠岸并远离主河道一侧，导流渠宽约
4m，深约2m，根据土石方单位提出一般方式围堰较为困难，无法将水完全挡住，现要求先用编制袋装土将截流坝四周垒起，中间深挖1-2m后回填素土。围堰应高出水面约1.5m，围堰上口宽约6m，下部宽约11m，迎水面放坡。下围堰可参照上围堰，但尺寸可小些。导流渠挖通后将上下围堰封闭，并用潜水泵将堰内河水抽排至下游围堰外。
②开挖管沟，管沟穿越河床后，两侧分别河岸延伸6m，即管线穿越河床段增加12m。
③平行管沟方向修筑大坝，管线在大坝上组对，焊接探伤完毕后，进行试压，试压
合格后，管线进行补口补伤下沟。
④管线下沟拟采用3台70t吊管机将管线吊起，两端各用一台配合将其放入沟内。
⑤管线下沟后，应将沟内的水排尽，进行电火花检漏，检漏合格后，在管线上绑垫
胶皮，用挖掘机配合将配重块压上，中心间距4m。
⑥管线就位安装完配重块后，土石方单位进行回填，用细土回填至管线顶部300mm
后，再机械进行大回填。
⑦河流两岸回填3-4m，安装单位进行弯头组对安装，待无损检测合格，补口完毕后，
再进行回填。
⑸、管道组焊、探伤、补口与干线相同。穿越管段焊口作100%射线、100%超声波探
伤。
⑹、河滩段管线预制
该段管线按设计要求铺设至设定的导流渠内侧，管沟回填应分层夯实，处在导流渠
下部管线回填应重点控制，局部可以填土草袋封堵，以防河水顺管沟进入主河槽施工管沟内侧。管头处暂不回填，并需超挖出作业坑以备两端连头用。
⑺、管沟开挖（导流沟施工）
①采用履带挖掘机进行管沟开挖，人工修整管沟边坡，挖深在河流冲刷层以下1.2m。
②地下水位线以下管沟开挖需配合潜水泵明排水，保证沟底无塌方、无积水，潜水
泵必须选用污水泥浆泵，以防杂草、树叶等污物堵塞泵出口。
③我单位现在施工的地段以松散土层为主，可采用机械或人工开挖；建议沿线3.0m
深度内管沟的边坡坡度采用下列值（高/宽）可按以下值考虑：
a、黄土、黄土状土：1:1.25（地下水位以上），1:2.00（地下水位以下）；
b、卵石、圆砾：1:1.00-1:1.25（地下水位以上），1:2.00（地下水位以下）；
管沟开挖后宜缩短管沟暴露的时间，采取一定防水措施，严防地表水冲刷或浸入基
坑浸泡坡脚。管沟开挖时，注意在管沟周边3.00m范围内不可堆载。若管沟开挖时，临近建（构）筑物无放坡条件，应采取适当的支挡措施。
⑻、下沟连头回填
①主河槽区管沟开挖完成须用细土（最大粒径不超过15mm）或砂（最大粒径不超过
3mm）回填厚0.2m，经检查合格后，立即将管线下沟。
②拟采用3台70t吊管机下沟。
③管道一下沟应立即检查是否符合要求，并立即采取稳管措施，配重块中心间距为
4米，配重块与管子之间一般衬垫厚胶皮。
④回填用细土或砂回填至管顶0.2～0.3m后方可用原土回填（最大粒径不超过
250mm）。
⑤细土用人工配合机械回填，原土回填以推土机为主，分层回填，
⑥回填土应高出地表面300mm。
⑼、地貌恢复
①按设计要求我们采用水泥浆砌石护坡、石笼护坡对河流及两岸作护底、护岸护坡等水工保护；
②疏通河床，拆除围堰封闭导流沟抽干水后填平夯实；
③施工余料、机具设备清理出场；恢复原貌，恢复完成后报有关部门验收；
④施工过程中，及时进行有关技术资料的收集、记录、整理和签字确认，恢复地貌前联系建设单位或监理单位进行工程的检查、验收。
参考文献
[1]中国石油天然气总公司基建工程局编.SYJ4001-90，长输管道线路工程施工及验收规范 [S].
[2]陈涛编著.输油输气管道工程设计与施工技术及验收规范实用手册[M]. 北京：中国科技文化出版社，2006.
摘要：近年来，国内管道的河流穿越技术得到了快速发展，而合理选择穿越方式是长输管道敷设前期设计中的核心技术问题，也是工程前期设计的主要关注点。本文通过对长输管道穿越大型河流大开挖施工技术进行研究及其对周边环境产生的影响，结合结合具体工程实例，使长输管道穿越大型河流采用大开挖施工的安全及可靠性能够引起大家广泛的关注。
关键词：长输管道；天然气；大开挖；大型河流
关键词：石油天然气；化工管道施工；焊接施工；管道防腐
石油天然气化工管道施工是一项系统复杂的工作，石油天然气化工生产装置多数处于高温、高压、易燃易爆条件下，施工技术复杂，难度较大。再加上现有施工人员水平有限，管理不到位，导致石油天然气化工管道施工中存在问题与不足。不仅影响工程质量提高，还对石油天然气化工管道作用发挥带来不利影响，需要落实工艺技术措施，加强施工质量控制。
1石油天然气化工管道施工工艺的不足
由于安装人员不遵循操作规范，监理工作不到位等，石油天然气化工管道施工仍然存在不足，体现在以下几个方面。1.1管段制作工艺问题。检查监督不到位，管段不符合设计规范要求，管段测试不到位，没有填写详细的测试记录报告表。监理部门没有认真履行职责，忽视测试报告复核，影响管段制作质量。1.2管道焊接工艺问题。焊接人员没有严格遵循焊接工艺流程，焊接技术标准没有落实。焊缝处理不到位，无损检测不到位，影响焊接质量，对整个石油天然气化工管道施工和运行带来不利影响。1.3管道防腐工艺问题。管道外壳防腐措施不合理，防腐涂层涂刷不到位，不均匀，容易脱落。现场施工人员检查不到位，对涂层涂刷存在的不到位情况没有处理，影响管道防腐水平。1.4阀门安装工艺问题。阀门安装位置不正确，阀杆安装不合理，没有严格试压。安装存在着阀门用错现象，一些安装人员不懂流程，将单向阀门装反，影响阀门安装质量和作用发挥。
2石油天然气化工管道施工工艺的完善对策
为应对石油天然气化工管道施工存在的问题，提高质量，促进管道更好发挥作用，根据存在的问题，应该采取以下工艺技术措施。
2.1管段制作工艺的完善对策。管段组对完成后，对管段认真仔细检查，确保其满足施工规范要求。同时还要检测管段，排除可能存在的问题，仔细填写检测报告单，详细说明管段制作过程，确保不存在问题，将管段单线图报请监理部门审查。由监理部门审查和技术复核，确认合格之后进行管段安装。
2.2焊接施工工艺的完善对策。严格按照焊接规程焊接，现场焊接后应在单线图上标注各焊口编号、准确位置。对焊缝表面进行仔细检查，由专业技术人员抽样检测无损探伤比例，并评价焊口，确保管段正常使用。监理工程师确认无损探伤等级后进行热处理。合格后试验管道气密性和强度，监理人员和管理人员加强指导，确保质量合格。施工单位严格按要求进行焊接施工，抽检前防止动火处理，检测结果真实反映现场施工情况，施工监理人员和管理人员严格按要求开展工作，提高焊接质量，确保石油天然气化工管道施工效果。
2.3管道防腐工艺的完善对策。管道试压后进行防腐处理，由于石油天然气化工管道所处环境含有酸、碱、盐等腐蚀物质，容易对管道产生腐蚀。因此必须根据具体需要采取合理的防腐措施，提高管道使用年限。比较常用的防腐涂层有石油沥青和环氧煤沥青。前者价格低廉，但会带来污染。后者技术先进，施工工艺简单，有着广泛的应用。施工中先要确保管道外表面没有油污和锈蚀现象，对存在的锈蚀需要喷砂处理，表面粗糙度应该控制在40—80um间，涂刷好底漆和面漆，确保涂刷均匀，保证处理质量。涂刷完成后缠绕玻璃布，并确保表面平整。涂层固化前不能进行管道施工，防腐施工中需要避免偷工减料现象发生，确保涂层满足要求，提高防腐效果。加强施工现场管理，对出现的问题及时处理，确保石油天然气化工管道防腐质量提高。
2.4阀门安装工艺的完善对策。合理选择石油天然气化工管道阀门安装位置，将其安装在方便操作和维修的地方，手轮间距要大于10cm，阀门水平安装中阀杆不能向下。安装重量较大阀门时，要利用起吊工具。阀门应该错开安装，缩小管道之间的距离，水平管道上的阀门应该采用水平安装方式。明杆式阀门安装时应考虑开启时不影响行人通行。管道上安装的阀门应该进行试压，确保质量合格。另外还要根据需要安装型号合适的阀门，避免用错阀门情况的发生，并在施工图上进行标注，确保每个阀门安装在正确的位置上，提高石油天然气化工管道施工质量。
3结语
石油天然气化工管道施工容易受环境影响，施工难度大，可能会出现很多问题与不足。整个安装过程中，需要严格把握好质量控制关，落实安装技术规范标准，加强安装监理工作。并提高安装人员素质，确保石油天然气化工管道施工质量，促进管道更好运行和发挥作用。
参考文献：
[1]于媛媛.浅析石油天然气管道地下工程施工工艺[J].科技与企业,2013(12),199.
关键词：天然气 管道完整性 风险评价 管道完整性管理
一、概述
天然气管道的完整性管理，是通过多年来国内外天然气管道安全风险管理的实践，集管道数据集成技术、检测技术、评级技术、信息技术、维护维修技术为一体，基于风险评价可靠性为中心的预防性管理模式，其内容涉及天然气管道的设计、施工、运行、监控、维修、更换、质量控制和通讯系统等全过程，并贯穿天然气管道的整个运行过程，基本思路是利用全部有利因素来改进管道的安全性，并通过信息反馈不断完善，全面科学地控制天然气管道安全性，使天然气管道始终处于完好的运行状态。
结合国内外天然气管道的安全运行状况。运用完整性管理的科学理念保证新建管道的本质安全和安全合理地继续使用存在着各种缺陷的在用管道，是管道企业必须解决的问题。完整性管理的重要性就在于它能持续不断地提高新建和在役管道的整体管理水平，从而保障管道的安全运行。目前，国内大多数天然气管道运营管理企业运用管道完整性管理体系，大大地减少管道事故的发生率，避免了不必要和无计划的管道及其附属设施维修和更换，从而获得巨大的经济效益和社会效益。
二、管道完整性管理的基本概念
1、管道完整性是指管道及其附属设施始终处于安全可靠的工作状态，其内涵包括以下四个方面：
1）管道及其附属设施在物理状态和功能上是完整的；
2）管道及其附属设施的运行状况始终处于受控状态；
3）管道运营管理者已经并仍将不断采取措施防止管道及其附属设施事故的发生；
4）管道完整性与管道的设计、施工、运行、维护、检修和管理的各个过程是密切相关的。
2、管道完整性管理是根据不断变化的管道因素，对管道运营中面临的风险因素进行识别和技术评价，制定相应的风险控制对策，不断改善识别到的不利影响因素，从而将管道运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。通过科学的设计、监测、检测、检查等方式和各种技术的应用，获取与专业管理相结合的管道完整性的信息，以风险评价可靠性为中心，对可造成管道失效的威胁因素进行检测，据此进行管道完整性的评价，指导维修决策和维修，最终达到减少和预防管道各种事故的适应性进行评估，持续改进地减少和预防管道事故发生、经济合理地保证管道安全运行。
3、管道完整性管理是以管道安全为目标的系统管理体系，内容涉及管道设计、施工、运行、监控、维修、更换、质量控制和通信系统等全过程，并贯穿管道整个运行期，通过信息收集，监测检查、评估评价、维修维护、不断循环完善、持续改进。
三、管道完整性管理的技术内涵
管道完整性管理是跨学科的系统工程，它所涉及的不仅仅是自然科学与工程技术，而且还包括政策、法律、经济、管理等社会科学。在自然科学与工程技术层面，完整性管理和数学、物理学、地质学及石油工程、机械工程、材料科学与工程、工程力学、可靠性工程、信息科学与工程等学科有密切关系。从实用角度，它的关键技术包括失效分析及失效案例库的建立、危险因素与危险源识别技术、风险评价技术、管道检测技术、适用性评价技术、机械设备故障诊断技术、地质灾害预警及评估技术、地理信息系统的建立等方面。
管道完整性管理的工作流程主要环节为三个阶段，数据资料的收集与整合、风险评价和完整性评价。
数据资料的收集与整合阶段是要确定和收集能反映所管理的管段状况和可能存在危险的必要数据和信息及历史和现状的相关资料。
管道风险评价阶段是根据前一阶段所搜集和整合的数据资料，通过一定的评价方式，进行管道及场站、阀室设备设施风险的定性或定量的评价进行风险识别，按风险程度进行排序，确定重大风险的性质并定位，寻找降低风险的措施，在有效分配资源的前提下，将风险降低到可以接受的水平。目前采用的管道风险评价方法：一是用风险评分法，对筛选出的高风险段再采用定量风险评分软件计算出概率风险水平；二是采用事故树进行定性定量分析，计算出风险的严重度，确定风险水平。风险评价是管道完整性管理的核心。
管道完整性评价阶段是根据管道风险评价阶段按风险程度进行排序，确定的优先和重点评价的管道及场站、阀室设备设施，采用检测评价结果或评价故障类型及严重度，分析影响工作性能和承载能力的具体原因，是管道完整性管理的重要环节。具体评价工作有管道本体的适用性评价、防腐涂层的有效性评价、站场设施的故障诊断、地震及地质灾害评估等。
四、天然气管道主要安全风险的分析
天然气具有易燃、易爆的特性，而且天然气输送管道穿越地域广阔，在役运行环境复杂，随着埋地时间的增长，由于管道材质问题或施工期间造成的损伤，以及管道运行期间的第三方破坏、腐蚀穿孔、自然灾害、误操作等因素造成的管道泄漏、穿孔、爆炸等事故时有发生。
据统计，在所有干线输气管道事故中，按照事故的严重程度，泄漏占40―80%，穿孔占10―40%，破裂占1―5%。通过国内外管道事故统计资料分析，比较不同国家、地区天然气输气管道的事故类型，反映了尽管事故原因在不同国家所占的比例不同，即影响管道安全的因素在形成的管道事故中所占的比例差异，引起事故的排序不同，但结果基本相同，即主要为外力影响、腐蚀、材料及建造施工缺陷三大事故风险原因。
通过上述分析，按照管道完整性管理的系统管理方法，从影响管道安全运行的外力影响、腐蚀、材料及施工缺陷三大风险原因进行风险评价，找出有效控制的切入点，开展完整性管理，可有效地保证天然气管道的安全运行。
五、天然气管道完整性管理体系的建议
目前，我国天然气管道已经成为国计民生的重要经济命脉，天然气管道的建设与运营的安全管理是十分重要环节，管道的完整性管理经过近10年的研究和实践已日趋成熟，在管道企业的安全管理上得到了广泛的应用，形成了一个科学的、系统的、集管道及附属设施的检测分析、风险评价、整改措施确定一体化的行之有效的管道运行管理体系。借鉴管道完整性管理体系成熟的经验和模式，在具体的实际工作中实际运用中的几点建议：
1.建立完善管道完整性管理的工作体系，按照不同的管道运行技术管理部门的业务性质，进行风险分析及模型建立的科研工作，结合国内外的研究成果及已有的成熟经验，对管道运行的实际情况制定不同层次、分段实施的完整性管理计划，开展管道完整性管理的工作。同时，加强对管道完整性管理工作的技术支持和监管指导工作。
2、按照管道完整性管理的工作程序与流程，对影响管道安全的各种风险，运用科学的技术方法进行调查、监测，采集数据进行整合，并严格遵行相关的规范、标准，依据科学的事故风险分析方法进行分析评价与完整性评价，依据评价结果，有针对性地制定相应的风险消减控制措施和应急响应预案，并不断地采用新技术，进行管道的管理与维护，有效地保证管道安全运行。
3、在新管道建设过程中，坚持设计的安全预评价、安全评价与安全验收等工作。在已有设计、工程验收的安全评价基础上，及时制定数据收集、工程建设竣工资料完善、基线评价、完整性管理程序的计划并逐步实施。
4、建立管道及其附属设施的多参数数据库，适应未来评价需要的数据库结构和基本程序，搭建数据共享平台，并将其作为整条管道安全评价的基础资料之一进行管理。并且不断更新完善，对管道本体、防护状况以及其它在役设备进行动态管理。
5、针对含缺陷的管道本体，可进行管道内检测，实施缺陷评价，开展修复补强研究工作；对于外防腐层及防腐有效性，要参考国内外标准进行评价分析，实现阴极保护参数远程监控，周期性地开展外防腐层检测和阴极保护有效性检测，开展ECDA评价与ICDA评价，实施杂散电流干扰的高风险区域识别及关健地段的腐蚀评价等。
6、针对管道地质灾害与周边环境，要实施管道地质灾害的预防与维护，开展研究地质灾害的防护技术，有效地开展地质灾害评估，并依据评估的结果，科学地采取合理的措施进行防护处理。进行管道周边的高风险区评价，确定详细的第三方破坏预防措施治安防范措施，防止第三方施工的破坏及其他第三方破坏。
7、针对场站、阀室输气设备、设施，实施设备、设施运行完好率的管理，定期实行工艺管网、设备、设施的检测与评价，维护与保养，保证运行状态的可控及特定的物理状态和工作性能。
8、管道完整性管理是HSE管理的重要组成部分，HSE 管理侧重于人员的安全管理、监护管理、作业中的操作管理；而管道完整性管理侧重于设备技术管理，预防性维护，用保障设备的安全可靠性来保障健康、安全、环境和质量要求，两者之间相辅相成，互相补充。
参考文献：
[1] 严大凡，翁永基.董绍华：油气长输管道风险评价与完整性管理 化学工业出版社 2005
关键词：天然气；施工技术；质量控制
为了有效的实现节能环保，我国不断研究新的节能设备，并将节能设备广泛的应用在社会生产当中。因而，天然气工程在施工的过程中也可以合理运用节能设备，从而做好施工质量的保障。与此同时，对于天然气工程的施工技术，施工队伍需要加以探究，确保施工技术符合天然气施工的要求，这样才能在施工时有效的进行质量控制。
1天然气工程施工的质量要求
我国在进行天然气施工的过程中，对其明确提出相关的要求：首先，施工材料的要求。必须选择原材料，为了确保材料的质量引进相关设备，其质量也必须符合标准，确保材质无误后在遵循施工程序展开施工；其次，施工方案的要求。天然气施工方案的设计要具有安全性和合理性，否则在施工时必然会产生大量的问题，而且要对施工现场加强监管，防止施工现场出现火源。另外，对施工技术的应用尤为关键，如果施工技术不能达到天然气工程施工的要求，则天然气工程的质量将无法得到相应的保障和控制。对于天然气工程提出的质量要求，天然气施工队伍切勿忽视，要能严格遵守国家提出的规章要求，做好天然气工程的施工，完善施工方案，提升天然气工程的施工质量，才能真正的做到能源的节约，经济的改善[1]。
2天然气工程施工的影响因素
天然气施工难免会遇到不可预测的困难和阻碍，施工队伍必须勇于迎接和挑战。在施工前，完善可预测难点的解决方案，做好充足的准备措施；施工中结合实际施工的情况，不断完善施工方案，在遇到不可预测的困难时，结合施工经验和实际问题，及时调整施工方案；对于可以预测的施工障碍深入的分析和研究。研究显示，影响天然气工程施工的主要因素如下：①多数天然气管道被深埋在地下，施工时稍有不慎，则会对管道造成破快，从而给施工队伍增加施工难度；②施工监管问题，监管人员缺乏责任意识和监管能力，疏忽职守，监管力度不到位，导致天然气工程质量不合格，给施工单位造成严重的经济损失，留下严重的安全隐患；③自然因素对天然气工程施工的限制。由于地形较为复杂，地质环境也较为特殊，给天然气工程施工增加了难度。尤其是东北地区，天气较为寒冷，必须做好天然气的防寒措施。环境因素也十分重要，对于施工技术，施工工艺的确定会影响施工质量。因此，施工单位既要充分考虑人为因素对施工质量的影响，也应考虑自然因素的影响。这样就可以做好技术的选择和质量的控制[2]。
3解决策略
3.1施工技术控制
在选择和控制天然气工程施工技术的过程中，必须充分考虑施工技术的内容。其主要内容具体如下：①做好施工技术准备。熟悉施工方案和施工图纸，在进行每一个项目之前都要做好交底工作[3]；②做好施工现场勘查和检测工作，根据实际施工现场调查情况，绘制草图；③施工前，做好施工材料和施工设备的管理工作；④施工队伍需要合理科学的试验；⑤完工后要对施工技术、施工质量等进行全方位的检查；⑥做好竣工验收工作。在控制天热气施工技术时，施工单位也应做好施工技术管理。在管理的过程中，遵循天然气施工技术管理要求：首先，要对质量进行控制，确保天然气工程能够如期完工。因此必须明确安全施工的管理目标，完善管理方案、管理方法、管理技术等；其次，对于管理人员的选择，必须应聘专业的管理人员，确保其持证上岗。施工单位贯彻落实责任制度，提升管理人员的责任监管意识，使其加强天然气工程施工技术的监管力度，保证天然气工程的质量能够达到相关的要求和标准；再者就是要对施工人员明确技术施工程序，做好技术设备的配套，避免因为设备、施工人员的问题影响工程质量。天然气施工属于较为危险的工种，对于施工人员安全教育也必不可少。此外，设计人员要能考虑周到，做好施工计划和施工方案的布局；最后，施工材料和施工设备的准备必须充足[4]。在对施工技术进行控制管理时，施工队伍必须做好全方位的调查和相关的准备工作，结合真实的施工情况，确定施工要点难点。这样所选择的施工技术才能符合天然气工程施工的要求，进而在施工技术方面增加工程质量。
3.2对工程质量的控制
控制天然气工程施工质量与施工技术的掌控息息相关，施工技术发挥其真正的价值，工程质量自然就得到相应的保障。但对于工程质量的控制，施工单位仍然要遵循相关程序，而且要深入的探索。在施工技术管理方面，做好施工技术的审核工作。如果审核不通过，施工单位则要重新选择施工技术。施工单位必须选择专业的设计人员，确定施工技术。在确定施工工艺的过程中，也需要进行相关审核。施工单位必须与设计人员进行深入的交流，要对设计人员明确主要施工要求和要点等信息。设计人员也要对现场环境进行勘察，理解施工单位的需求，根据方案设计图纸，确定施工技术。其施工技术等相关的资料也才能得到审批，进而被科学的应用在施工现场中。否则，施工技术、图纸、方案的缺失后给天然气日后的维护工作带来严重的阻碍[5]。通常，在实际施工过程中所遇到问题与预测的方案有所区别，这样就会影响该环节的施工。为了确保这一环节施工质量达标，做好交底工作尤为关键。在完成每一个环节施工后都需要对下一个环节施工人员明确这一环节的施工过程，要将这一环节施工技术、施工方法、施工工艺、施工时所遇到的问题等都要将其明确给相关的施工人员，以便下一环的施工人员提前做好准备。天然气工程属于隐蔽施工项目，施工前施工单位必须要找到天然气管道之前的设计图纸，确定天然气管道所在的位置，进而避免在进行二次施工时，破坏管道，这样设计人员才能设计出科学的图纸和方案，施工技术也才能得到良好的运用[6]。以上问题不仅需要天然气工程施工负责人进开展，同时施工人员需配合工程负责人，听从监管人员指挥，规范施工，这样才能提高工程质量。因此，对施工人员的培训必不可少，为了防止施工人员在施工时出现差错，在施工之前就应做好技术的指导，对施工人员明确施工材料设备的型号规格，保证施工人员可以正确的操作施工设备，建设出一个质量达标的天然气工程。此外，对于施工人员技术上的指导，同时也可以实现节能环保的方针政策。我国现阶段能源缺少，需要在建设天然气工程的过程中就要做好节能的准备。对于施工材料设备的选择都需要符合节能环保的要求，要能充分运用节能的施工技术。只有全面节能准备工作，才能在保证天然气质量的基础上实现节能环保。
4结束语
总而言之，对于天然气施工技术的选择和质量控制，施工队伍必须以安全为主，实现我国提出的节能环保的相关政策和要求。对施工人员进行科学指导和培训，增强其安全施工的观念意识，这样施工人员才会在施工之前做好完善的安全防护。而且，对施工人员加强培训，也能提升其施工技能，使其遵循相关的施工程序展开施工，从而实现天然气的质量控制，确保天然气工程施工质量达到国家提出的标准。
参考文献：
[1]孙大春.HSE管理在天然气工程施工中的应用研究[J].中国石油石化,2016,(24):12-34.
[2]重庆科技学院石油与天然气工程学院[J].中国高教研究,2012,(1):70-90.
[3]国内首项大型煤制天然气工程即将开工建设[J].煤气与热力,2012,(2):90-100.
[4]毕家立.我国首个煤制天然气工程将开工[J].煤炭工程,2012,(11):50-80.
[5]天津市津南区葛沽镇天然气工程简介[J].煤气与热力,2013,(11):40-90.
关键词：数字化管道 天然气管道 优势
中图分类号：TP73 文献标识码：A 文章编号：1007-9416（2013）07-0210-01
随着计算机信息技术和网络技术的发展，数字技术已经渗透到社会的每个角落，成为一种新的管理理念。数字天然气管道概念的产生是源于数字地球、数字图书馆等。随着天然气市场的逐步扩大，长输天然气管道的具有非常广阔的市场前景，传统的管道建设理念、手段和方法已经很难满足管道建设和运营的需要，同时对管道的维护管理和环境的保护也提出了新的挑战，数字化管道建设势在必行[1，2]。通过采用计算机信息技术和网络技术，将大量的文字信息、图片信息、地理信息等进行采集，然后传输到信息中心，统一存储在数据库中，同时在相应软件系统的支持下，可以随时获取相应的各种信息，进行查看和分析，为天然气的运营提供重要的依据。实现天然气管道数字化是我国管道建设、运行管理的必然趋势，也是确保管道建设和运行管理的全生命周期内高效、安全运行的保障。
1 数字天然气管道的概述
数字天然气管道[3]是指以数据采集、传输和存储为基础，在多尺度、多种类的空间基础地理信息支撑下，以管道建设和运营管理为核心，将各种数字技术，如：卫星遥感、地理信息系统、全球定位系统、计算机网络、虚拟现实以及数字通讯等综合运用于各个环节，在管道的全生命周期内通过对管道资源、地质资源、周边环境、人文环境等各方面有机整合，然后在三维地理坐标上展示，为管道建设、运营和维护管理提供一个信息化、数字化平台。
从狭义上讲[4]，数字化管道实际上就是利用空间信息技术将管道勘察、设计、施工以及运营的过程中的各种信息（数据、文字、图片等）进行采集、通过计算机进行处理加工并保存，为管道的建设、运营管理提供信息支持，并在此基础上结合实际业务需求开发相应的系统，达到信息化动态管理的目的。
2 数字化管道在天然气管道建设、运营、维护期间的优势
数字化管道不仅仅能为决策提供依据，还能全面提升管道规划建设效率和运营管理水平。数字化管道在管道建设、运营、维护、管理方面对比与传统的管道具有明显的优势。
2.1 数字化管道在天然气管道建设期间的优势
数字化管道技术对于管道建设来说，将会使得管道勘察设计中线路更优，管道施工组织及部署更为科学、快速有效，管道建设效率更高、更安全，更规范。
（1）在勘察设计方面：利用卫星遥感与航拍数字摄影测量技术相结合进行线路选择，获取管道周边自然环境、人文环境等综合信息，通过对综合信息的分析，多角度的对管道线路和施工设计进行优化，减少了由于线路选择或者设计不合理引起的施工困难，有效地保证了施工进度，降低了施工成本。（2）在施工方面：施工单位和检测单位对施工现场的线路、穿越、站场、通信、水工保护等信息数据进行采集和录入，通过数字化系统的数据校验及自动比对功能，可以及时检查各项数据的准确性、完整性及一致性，从而发现建设过程中存在的与实际情况不符、管道线位不准、管道技术数据错误等问题，提高管道建设的质量。
2.2 数字化管道在天然气管道运营期间的优势
采用数字技术在提高管道建设的效率和质量的同时，为运营期提供了数据基础，对于管道运营来说，可以通过自动化管理、信息共享等提供及时、准确的资料和决策支持，保障运营高效、安全。
（1）自动化管理：为了保证管道能够安全、可靠、平稳地运行，数字化管道建设中都采用了自动化控制系统，可对管道可实现监视控制及调度管理、站控制室远方控制、就地手动控制等功能。运营人员只要轻轻一点鼠标，就可以一目了然地掌握远在千里之外的管道运营情况。（2）运营信息管理：传统管道运营数据的不能实现实时采集、更新，并存在数据丢失的现象，信息不能共享。数字化管道使运营信息、管理文档等全部实现数字化管理，实现了信息的共享。运营阶段可以实时更新管道属性数据和运营维护数据，还能通过互联网进行检索、查看运营情况，每个环节都有可逆性数据跟踪，这是传统管道无法实现的。
2.3 数字化管道在天然气管道维护期间的优势
数字化管道平台对于管道维护来说，可以通过管道巡检、风险分析、安全防范、应急预案等，为管理部门提供新的维护手段，实现快捷高效的维护。
（1）管道巡检方面：天然气管道置于野外，没有人维护，容易遭到破坏，需要定期进行巡检。数字化管道智能巡检系统能够运用卫星通信、GPS、GIS和计算机技术实现对天然气管道的实时巡检维护，准确及时地定位发现事故点位置，提高维抢修反应效率，为天然气管道设备维护提供强有力的支持。（2）管道更新维护方面。通过管道更新维护系统对与管道有关的各类数据进行及时的更新维护，使其在管道整个生命周期内为管道安全高效地运行服务。（3）应急风险管理方面：通过管道安全、风险评估技术、预警技术、管道内检测及泄漏检测技术、管道缺陷修复技术及管道维抢修技术等手段实现对突发事件的应急反应。
3 结语
数字化管道的概念彻底改变了传统的工作模式，对管道勘探设计、管道施工建设、运营维护管理的都将产生深远的影响。实现管理的数字化，不仅确保了管道工程的安全、优质、高效，而且确保了科学、规范的管道运营维护。实现管道数字化对于我国天然气管道建设具有十分重要的社会和现实意义。
参考文献
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本文作者：郑华工作单位：郑州华润燃气股份有限公司
1、组织机构我司下设管网运行部,负责管理郑州市所有天然气地下管道。管网运行部下设有1个高压管线所,承担郑汁长输管线、高压管线及10个高中压调压站管理。2、巡检模式主要分为年度巡检、定期巡检、日常管线巡检。年度巡检主要通过徒步巡线的方式对管道进行走向、埋深、防腐层检测等工作,并依据《TSGD7003一2010压力管道定期检验规则一一长输(油气)管道》要求形成检测报告;定期巡检主要是每周不少于2次对管线重点、要害部位(阀井、阀室、护坡、水工设施、穿跨越)进行巡检,另每月检查阴极保护恒电位仪主机和检测保护电位;日常巡检主要指巡线工每天对所巡视管线进行巡查,主要巡视违章建筑、交叉施工以及施工监护。3、分段负责高压管线所高压管线管理分3段管理,由三个巡线小组负责本段的巡线工作。4、主要巡检工具及车辆四、我司高压管线及长输管线与城镇建设发展存在的突出问题1、交叉施工数量每年都在增加,增加长输高压管道的安全运行风险随着城市框架的拉大和基础设施的修建,交叉施工的情况在长输、高压管线的日常管理中频繁出现,成为长输、高压天然气管线管理的重点。郑州市近年来年处理长输、高压天然气管线交叉施工成上升趋势:2008年39处、2010年48处、2011年53处。并且野蛮施工、突击施工多次造成我司长输、高压管线防腐层破坏。如2009年9月中牟县刘满岗处大型机械突击取土造成郑汁长输管线防腐层约5米破裂;2010年郑州市七里河处修筑桥梁时,野蛮施工造成过河处天然气管道防腐层约2米破裂,极大地增加天然气长输管线安全生产的风险。2、大型基础工程造成管道改造次数增多随着国家及地方政府的大型基础设施的建设,长输、高压管线的改造次数显著增加。2007年8月因郑州市东区建设,郑汁长输管线改造;2009年6月因石家庄—武汉高铁建设四环高压管线(航海路处)改造;2012年5月—6月因南水北调,四环高压管线3处(西四环、南四环、郑上路)改造;2012年7月因郑州向开封反输气,郑沛线进行计量改造。3、天然气管道自然腐蚀状况不均衡,且检测难度大近年来电力电缆的大面积埋地敷设,客观上增加了相近的天然气钢管的感应电流,从而加快了长输、高压管道的自然腐蚀速度,另管道的自然腐蚀也受地下水位过高,杂散电流、环境中的腐蚀性液体等影响。长输、高压管道的自然腐蚀状况的检测,需测量管道壁厚,但是在实施过程中存在难度;从而对管道的自然腐蚀不能有准确的描述。4、构筑物违章占压天然气管道增多,协调当地政府难度大依据《石油天然气管道保护法》,管道线路中心线两侧各5米地域范围将禁止种植可能损坏管道防腐层的深根植物;禁止挖塘、修渠、修晒场、修建养殖水场、建温室、建家畜棚圈、盖房以及修建其他建筑物、构筑物。而随着城市框架的扩大,人动范围加大,构筑物占压长输天然气管线的情况,屡有发生,处理难度较大。2009年郑汁长输管线中牟县段,一鸡棚占压管道7米,经多方协调,在当地县、镇安监部门协助才拆除违章鸡棚;2010年四环高压管线大学南路处一在建民房占压管道,后经郑州市市政、安监等部门协助制止其违法行为,并预留出安全距离;2012年7月商都六和饲料厂西院建设小区违章占压高压管线,经协调当地中牟县安监部门、镇政府等多部门协助制止其违法行为,并预留出安全距离5.5米。5、下井作业存在危险因素井下操作阀门是长输高压管线安全管理中绝不可忽视的地方。阀井内环境复杂,异常、突发事件将直接危害人员生命安全,属长输高压管线安全管理中的关键点。井下作业属受限空间作业,存在的危险因素主要有:在带气管道上操作阀门存在阀体、管道突发泄漏,引发人员窒息;下阀井时存在阀井内氧气浓度不足,引发窒息;井下存在一氧化碳、硫化氢等有毒气体,易引起人员中毒。今年来国内多次发生这样的惨剧,2012年4月陕西城市燃气产业发展有限公司扶风分公司,在为法门寺一玻璃企业安装天然气置换施工中,5名施工人员在阀井内作业时窒息死亡;2010年12月南京陈师傅跌落污水井内,陈师傅被找到时己经死亡。
1、依据规范、制度,精细化管理建立健全各种安全规章制度,确保安全规章制度的有效实施的同时,针对TSGD7003一2010《压力管道定期检验规则—长输(油气)管道》、TSGD7004一2010《压力管道定期检验规则—公用管道》工作要求,在长输、高压管线管理过程中详细列明长输、高压管道重点要害清单,正确划分长输、高压管线事故后果严重区,调查长输、高压管线沿线防护带等;针对各清单制定详细的检查内容表格,并确定有效的巡检周期,防止违法建筑物占压和外力损害管线,达到长输、高压管线管理的规范化、程序化。日前郑州市长输、高压管线检查已形成分域化、周期化、表格化等特点,各类管线人员持证上岗、工具器具配备齐全、工作内容明确。自长输管线投产至高压管线陆续建成,我司未发生长输高压管线中断供气,未发生长输高压管线遭外力破坏管道泄漏的情况。2、新技术、新施工工艺的应用地下钢制管道阴极保护技术的应用。阴极保护技术是电化学保护技术的一种,其原理是向被腐蚀金属结构物表面施加一个外加电流,被保护结构物成为阴极,从而使得金属腐蚀发生的电子迁移得到抑制,避免或减弱腐蚀的发生。阴极保护技术能有效的减少管道的自然腐蚀、延长管道的使用周期。我司目前长输、高压管线在用阴极保护系统主要采用外加电流法加辅助牺牲阳极对管道保护。通过阴极保护技术的实际对比,此技术对钢制管道的保护是十分明显的,并且阴极保护可以抑制管道的局部腐蚀,使管道的安全性大大提高。在阴极保护技术管理中,需重点确保阴极保护的管道保护度100%,阴极保护主机运行率达98%以上,并且定期检测长输高压管道的电位,确保测试值在一1.25一0.85之间。输气管道不停输带压接管封堵技术的应用。不停输带压接管封堵技术安全可靠,无污染,既不影响管线的正常输送,又能保证安全、高效、环保地完成新旧管线的连接工作。它能在不间断管道介质输送的情况下完成对管道的更换、移位、换阀及增加支线的作业,也可以在管道发生泄漏时对事故管道进行快速、安全地抢修,恢复管道的运行。我司近年来管道不停输带压接管封堵技术应用主要有:2009年6月石家庄一武汉高铁建设四环高压管线(航海路处夕改造,改造长度600米:2012年5月—6月因南水北调,四环高压管线3处(西四环改造长度100米、南四环改造长度400、郑上路改造250米)改造;整个改造过程未影响郑州市的安全平稳供气。另外还多次实施过不停输开口碰接新支线作业,如2008年马寨调压站与西四环高压管线碰管、2010年赵家庄新路管线与郑上路高压管道碰管、20n年次高压管道与郑汁长输管线碰管。此技术应用在长输高压管线上,有效地避免了资源浪费和环境污染,同时还减少了天然气的损失量。3、有效设备工具的配置和应用2010年我巡线人员配备了四合一检漏仪,其能准确地反映密闭空间的可燃气体浓度、硫化氢浓度、一氧化碳浓度。下井作业前,下井人员要按要求戴安全帽、穿防静电服、佩戴安全带等劳动防护用品;检测井下各气体浓度,当四合一显示结果:氧气浓度不低于18%、一氧化碳浓度为0、可燃气体浓度不高于20%LEL,以及硫化氢浓度为0时,方可进行下井作业;同时井口至少有1人监护,并持续实施四合一数据监控,一旦发现数据异常,应立即停止作业,作业人员及时上井;待满足下井条件后,继续实施下井作业。此设备的应用极大地降低了井下作业的危险性。
1、个别地段采取架空敷设时的安全防护措施不明确,对建筑物等相关设施无明确间距要求。高压管道水域穿越的要求《城镇燃气设计规范》GBSOO28一2006中无明确规定,参照《油气输送管道穿越工程设计规范》GB50423一2007中水域穿越管段距桥梁间的最小距离,实际设计施工中需要管位穿越前后必须调整,且很难找到合适的位置。2、在施工过程中相关技术规范存在的突出问题现在城市用气规模越来越大,越来越多的城市利用高压环线储气。目前城镇燃气设计主要应用《城镇燃气设计规范》,但是城燃主要侧重于中压,对于在实际指导高压A管线施工时,我们更多利用《输气管道设计规范》的有关规定,但《输气管道设计规范》更多侧重于长输管线,两者在指导施工时有冲突,建议在关于城镇燃气设计规范修订时对有关高压A级别管道设计、施工的条文更加细化,利于指导施工。关于高压A进市问题。因为现在特种用户,比如分布式能源站,其用气压力高,用气量大,且都位于建成区或规划区内。在《城镇燃气设计规范》中规定高压A不宜进入4类地区,且安全间距为巧米,但是城市在做规划时考虑长远性,将城区都规划为4类地区,使得高压管线入市的审批很困难(而高压成品油管线进入市区的限制却较少)。目前随着施工工艺、材料工艺的提高,建议是否可以增加材料强度、提高焊接、检验工艺要求、增加埋深等手段,以便于高压进市、降低敷设安全间距。希望在城镇燃气设计规范修订时给出具体的指导意见。3、在日常管理中技术规范中存在的突出问题高压管线在运行过程中,相关附属设施越来越多;伴随着企业精益化、成本控制方面的管理要求,无人值守场站出现在燃气企业中,而对于无人值守场站的技术规范要求,还是个空白,如何用技术手段强化场站的管理是个重要的课题。目前我司无人值守场站主要有两种,即阀室和高中压调压站;此均为高压管线的重要组成部分。而对无人值守场站的技术要求,重点在于场站的技术要求和远程控制。目前技术规范中没有对阀室的技术要求,而阀室作为应急放散、截断、平衡压力等重要作用应明确其技术标准。而关于远程控制仅在《城镇燃气设计规范》6.8中有所体现,应对摄像头防爆等级、阀门远程控制安全系数(精度)、应急报警后的自我处置等方面加以细化。七、结语长输高压管线是燃气企业的大动脉,如何确保长输高压管线的安全平稳运行是燃气企业的永远的课题。《压力管道定期检验规则》等规范对高压管线的定期检测检验、合于使用评价提出了更高的要求。只有采用科学的管线建设标准和管理模式,不断引进先进的技术,运用先进技术手段,不断提高管线建设的本质安全水平,加大管线检测与评价的投入力度;建立健全各种管理制度,严格执行各项操作规程.责任到人;提高员工的安全意识和能力增强职工的责任心和使命感,常抓不懈,才能确保长输及高压天然气管线的安全运行。
关键词：天然气；管道施工；安全管理
天然气是一种新型的清洁型能源，该种能源需要相应的管道进行输送，若管道施工质量不到位，发生管道燃气泄漏问题，会威胁人们的生命健康与财产安全，会对社会造成恶劣的影响。为避免发生天然气泄漏问题，应从前期的管道施工上着手，积极开展安全管理工作，能大大提升天然气输送的安全性，进而营造更为健康、安定的社会环境。由此可见，加强对天然气管道施工的安全管理很是关键。
1天然气管道施工安全管理的重要性
天然气属于一次性能源，也是一种重要的清洁型能源，和石油、煤炭等资源相比，该种能源燃烧之后不会产生含有CO、S等有毒气体的废水、废渣。通过对全球能源结构的分析，了解到我国的天然气储备量较多，2013年天然气地质能源量达到68.0万亿m3，支持开采的资源量达到40.0万亿m3，由此可见，天然气是未来社会的主要能源类型。在天然气运行的系统中，管道的铺设很是关键，以管道为载体，为保证天然气的安全输送，必须加强对管道施工的安全控制，及时消除管道安全风险，以防止出现由于管道质量欠缺而出现的天然气泄漏问题。现如今，天然气为人们的生活、社会生产等提供了诸多的便利，与此同时，也导致诸多安全风险的滋生[1]。通过电视媒体、网络环境等平台，我们常常会获晓很多天然气泄漏问题，极易引发爆炸、火灾等多种灾难，对社会造成诸多恶劣影响。为此，为避免天然气安全风险的滋生，应从管道施工环节着手，严格规范管道项目设计、施工与竣工过程，在施工过程中所存在的问题因素较多，极易引发一系列的安全风险。针对此项问题，应加强对天然气管道施工的安全管理，对社会的发展与运行具有重要意义。
2天然气管道施工中所存在的安全问题
2.1管道腐蚀和破坏问题突出
纵观当前天然气管道施工现状来看，管道常常会受到腐蚀，再加之外部环境的影响，使得管道遭到严重破坏。天然气的管道敷设路线长，且涉及的范围相对较广，该种管道都是埋设在地下，由于受到外部环境的影响，受到化学物质与内外力等的威胁，致使管道被严重腐蚀，进而容易引发管道泄漏问题。例如，西气东输是我国的重要天然气工程，该工程涉及范围广，跨越了多个省份，管道线路长达8000多里，若长时间运行，线路中一个关键点出现瑕疵或缺陷，就会引发管道质量问题。与此同时，受到外部环境的影响，导致管道受到地上、地下等多种物质的威胁与侵蚀，管道容易被破坏，且会出现管道老化问题[2]。
2.2管道施工环境较为复杂
天然气管道属于隐蔽性工程，开展该工程时，由于受到外部自然条件与社会环境等的影响，使得施工工作开展面临着诸多的挑战[3]。地貌、地形等因素的变化，会为施工带来诸多困难，再加之城市地下管道系统中还涉及到给排水管道、石油管道等，开展天然气管道施工时，必须将其他管道避开，始终秉持着严谨、认真的态度来开展施工，改道时，需要考虑的因素很多，由于施工者的疏忽，常常发生处理不科学、考虑不全等安全隐患，导致管道重要位置安全系数低，最终容易发生燃气泄漏现象，引发爆炸或火灾事故。
2.3安全监管机制相对缺失
近些年来，在我国，由于天然气管道施工不到位而引发的安全事故层出不穷，人员伤亡惨重，且造成严重的经济损失，社会影响恶劣。天然气管道施工质量控制不足，与安全监管工作存在着必然的联系，若安全监管不到位，未对施工设计图纸、方案、工艺与技术等进行严格性的监督，相关人员的安全监管意识相对缺失，若管道施工安全监管不足，容易产生一系列的安全隐患，导致管道接口处理不到位而引发的燃气泄漏问题。
3天然气管道施工中的安全管理措施
3.1增强施工人员的安全意识
天然气管道施工安全管理工作的开展，施工人员在其中扮演着重要的角色，其在施工安全管理与控制中的地位与作用是不容忽视的。为应对当前问题，应不断增强施工人员的安全意识，前期积极开展安全教育与培训工作，任职前应开展施工考核工作，制定考核与实施计划，进而达到理想的管道施工安全管理目标。若想消除管道施工安全风险，应精心选择施工团队，运用招投标的方式从中选择专业、行业信誉度高、口碑好的施工单位[4]，能使用最为先进、科学的施工工艺，能大大提升管道施工的安全性。
3.2加强对施工现场的安全管理
天然气管道施工是一项系统性的工程，施工现场多种因素的影响，会导致多种风险问题的滋生。为增强施工效果，应从安全角度出发，重视对施工现场的安全管理，充分考虑天然气易燃易爆的特点，注重对施工现场的安全管理，将使用完毕的材料进行收放，对易燃易爆的材料进行规范性贮存，禁止暴露在外部环境，否则，容易成为安全事故的导火索。此外，为安全起见，应将机械设备停放到安全区域，禁止出现乱停乱放的行为，一旦出现，应对管理人员进行惩处。
3.3积极引入先进的施工技术
对于天然气管道施工而言，施工技术非常重要，其直接决定着天然气管道施工的质量。为提升管道施工的安全性，应及时引进最为先进的技术，掌握技术要领，加强对技术参数的控制，从根本上实现对燃气管道安全威胁的控制。当前，开展燃气管道敷设施工时，我国也探索出了多种方法，如模拟综合评价法[5]，能达到安全管理评估的目的，进而实现对安全的合理化控制。与此同时，监控技术、数据采集系统与地理空间信息系统等现代化的信息技术也得到了不断的应用，借助信息平台实现对重要管道信息的采集，进而绘制出管道网络的基本形态与数据表格，根据这些重要的信息来进行决策，能大大提升管道施工的安全性，将安全隐患及时排除。
3.4加强对管道施工的安全监管
天然气管道施工安全管理工作的开展，应建立相配套的监督与管理机制，以安全风险管理为前提，形成科学的安全监管体系，发挥监理人员的重要作用。监理人员应不断提升自身的安全意识，提升自身的责任感与使命感，对管道安全风险具有高度的敏感性与谨慎性，对管道施工中所出现的安全风险问题进行评估，提出应对措施，将不良行为予以杜绝和制止。此外，还应开展燃气管道定期检修活动，制定检修计划，以实现对管道安全的动态化管理，以消除安全风险。
4结束语
在未来的社会发展进程中，天然气仍然是现代能源系统中的佼佼者，其在能源利用领域中的地位是不容忽视的。在天然气应用的过程中，天然气管道至关重要，为保证管道的质量，必须加强对管道施工的安全管理，及时消除管道安全隐患，以保证天然气安全、高效的输送，以满足社会各个领域的需求。天然气管道施工是一项系统性的工程，多种因素都可能成为安全风险的导火索，加强对管道施工管理与维护保养工作很是关键，利于维护社会的安定与和谐。
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关键词：天然气；管道；施工质量
中图分类号：TB
文献标识码：A
文章编号：16723198（2013）17017401
0引言
随着天然气资源的不断开发和广泛应用，作为一种清洁能源天然气被广泛应用于人们的日常生活和生产中，运输天然气的主要形式是安全有效的管道，我国天然气管道工程建设的加快，在国内对天然气管道的施工不断进行规范，并且管理和施工能力也在不断提高，但是由于影响天然气管道施工质量因素多，所以造成天然气管道施工仍然存在诸多问题，进而影响天然气管道运行的安全性。因此采取有效的措施控制天然气管道施工质量是关键。
1认真检查原材料
工程中所使用的管件、材料等的规格、型号等要符合设计规定。质量保证文件一定要有，例如使用说明书、商检报告。应按照施工承包合同规定进行自购材料，如果承包上对材料没有规定的话，要保证材料的供购日期和质量，并且明确双方的责任。在进行验收、搬运和保管对业主供应的管件、材料等要依据合同的规定来进行。验收不合格或未经入库验收的材料要严禁使用。一旦发现不符合货单或设计的相关标准要求的材料，对这样的材料做好标记进行隔离，书面形式向监理人员反映情况。这些材料不能被动用在施工单位没有收到处理意见的情况下。所有应用于工程上的管件都要进行技术合同的制定，并且检查验收厂家生产技术条件。需要复检材料时，在业主同意的情况下，对材料的复查需要委托取得行业或国家主管部门相关资质的单位来进行。在材料验收时材料管理人员如果发现材料有质疑，进行检查和探讨需要邀请工程监理人员、专业技术人员等，并且材料验收检查的记录需要填写。如果材料经过复查、验收、检查是不合格的，那么施工单位有权拒收这些材料。在有效期内使用各种检测计量器对材料进行检测，而这一器具要经国家授权机构或计量检定部门检定、标定、和校验。在安装阀门前，要采用为工作压力1.5倍的实验压力再次进行水压试验，在设计的时候，按照要求对安全阀门进行调压。
2做好天然气管道焊接工作
天然气管道焊接工作是管道施工中重要的环节，其也是衡量管道施工质量的重要标志之一。经研究表明，很多天然气管道事故与天然气管道焊接质量密切相关，因此，提高天然气管道焊接质量是非常关键的。在管道焊接前，管子应采用特殊的机械对口器来组装，以保证管口对正，焊接间隙合格。目前很多国家的管道焊接技术较多地使用惰性气体保护自动焊，其焊缝必须得到管子母材的强度，并且也不能有缺陷，因此，在管道焊接完成后要进行全面检查和试验，只有检查都符合要求后才能投入使用。
3加强管道技防措施
管道保护系统有音波侧漏系统、分布式光纤预警系统、PAPS振动声波预警系统。推广应用PAPS振动声波预警系统的时候，对机械挖掘及盗油疑似事件曾先后6次进行报警，预警效果得到了很好的应用。对管道沿线的人工挖掘和机械挖掘分布式光纤预警系统在报警和定位的时候能够达到精度小于500米，通过报警防止非法施工，管道的安全得到了有效的保护。
4做好管道防腐施工
在天然气管道腐蚀控制中防腐材料得到了广泛的应用，隔离管道与土壤是通过表层涂有的防腐材料来实现的，使化学反应的发生得到了有效地避免，最终实现防腐蚀，而且应用防腐材料能够提供必要的绝缘条件给附加阴极保护。环氧粉末涂层、聚丙烯涂层、三层聚乙烯涂层是应用比较广泛的天然气管道防腐材料，它们具有良好的绝缘性能、抗渗透性能、防腐蚀性能、机械性能、抗阴极剥离性、粘结性，除了这些优势之外三种材料也有一定的缺点，如有安全隐患、工艺复杂等。而缓蚀剂能够形成一层水性保护膜，使腐蚀的发生延缓或者减少，腐蚀速度降低，最终实现保护管道。
5特殊路段的施工
在此以山区段为例，运布管、便道修筑数山区段施工的难点，在坡度超过7度的山坡处设置临时堆管场地，汽车运输到此后进行二次倒运，对于单根管重量在500kg以下的小口径管线，可以应用对组人抬杠的方式来进行二次倒运和布管，这是一种有效、安全、简单的方法；对于500kg至3000kg的单根管，在进行二次倒运、布管的时候采用单斗挖掘机来完成，在挖掘机吊管爬行的时候控制纵坡角度在30度以内。采用45吨级以上的吊管机对超过3000kg的单根管进行二次倒运、布管，在吊管机爬行的时候控制纵坡角度在25度以内。施工便道建筑的原则是尽量少超占用地、最大限度的利用作业带。施工便道路线的选择要根据实际情况，按照吊运管采用的方法在修筑的时候进行施工便道坡度的确定。
6总结
通过上述分析可以得知，天然气管线的使用寿命以及运输中的安全性问题与天然气管线施工质量的好坏有直接的关系，只有不断提高天然气管线施工技术和质量管理，才能减少运输过程中的故障发生，才能最大限度满足天然气管道施工质量的可靠性和经济性要求，才能保证天然气使用的安全性。
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