时间：2023-07-24 17:06:37
论文摘要 通过对杭甬客运专线hyzq-2标段外岙一号隧道下穿天然气管道安全施工方案的 总结 ，介绍了近距离天然气管道进行隧道开挖施工的方法，通过地表防沉降措施和隧道开挖安全防护措施的实施，确保了隧道施工过程中天然气管线的安全。
一、工程概况
图1.1天然气管道过隧道顶部的横断面
外岙一号隧道位于浙江省慈溪市茶亭南外岙 自然 村。隧道起讫里程：dk111+345～dk111+494，全长149m。经过现场勘查，在外岙1#隧道山顶有一直径ф30cm的慈溪天然气管道，该段天然气管道设计压力为4mpa,管道在隧道线路里程dk111+410,方向大致与杭甬客专线路方向垂直。管道在山顶埋深约1.2m，距离dk111+410隧道断面洞顶垂直距离约14m（附断面图）。进出口距离管道的距离分别为65m和84m。
外岙一号隧道位于剥蚀低山丘陵区，相对高差约60m，自然坡度15°～30°，植被发育，主要为杨梅树林。
围岩分级：ⅴ级围岩129m，ⅳ级围岩20m。
二、施工技术方案
根据国务院2001年第313号令《石油天然气管道保护条例》：第二十六条 违反本条例的规定，在管道中心线两侧或者管道设施场区外各50米范围内禁止爆破。Www.133229.CoM
因此，外岙1#隧道在施工中，大于50m范围以外采用控制爆破，孔深控制在0.75-1m，周边眼单孔装药量控制在0.1kg/m，断面开挖取0.15kg/m。严格控制装药量，控制隧道安全震动速度小于1cm/s。
距管道距离小于50m范围不采取任何爆破作业，采用钻孔灌膨胀剂再用凿岩机进行开挖和破碎岩石的施工方法。
进入天然气管道下部施工前，考虑到隧道开挖后可能会产生地表沉降，影响天然气管道的安全。因此，设计方案采取钢桁架悬吊天然气管道的方案施工，确保隧道在开挖过程中管道不因地表沉降而受到影响。
三、主要的施工方法和施工工艺
㈠岩石破碎方法及施工工艺
由于在50m范围内不能采取炸药爆破的方式进行开挖作业，因此为了天然气管道的安全，我们采用两种方案进行开挖：一：钻孔灌膨胀剂对岩石迫裂的办法进行开挖和破碎作业；二：当遇到比较破碎的岩层，灌注膨胀剂迫裂的效果不理想，采取人工风镐配合破碎机进行开挖。
迫裂法作用机理：膨胀剂灌入孔中，发生水化反应，放热、固结、体积膨胀，对孔壁施加压力，将孔壁外的岩石破裂。
1、主要工艺流程
⑴炮孔布置
膨胀剂迫裂法布孔参数如下：
炮孔按梅花形排列，以利于把岩石破碎成小块，见下图3.2
图3.2爆破布孔图
⑵孔距 α=κ×d，d为孔径，k值按下表选取
混凝土的k值（孔径≤50mm） 表1
混凝土种类
含筋率/kg.m-3
标准k值
素混凝土
无
10～18
说明：把岩石视作混凝土来考虑，标准值先选取，视破碎情况做调整
⑶最小抵抗性和排距是介质强度、自由面状况、孔径的函数，一般可参照下表选取
最小抵抗线值 表2
破碎对象的名称
w值/cm
破碎对象的名称
w值/cm
软岩
40～60
中、硬质岩石
30～40
⑷孔深l=αη,h为被破碎体高度，α为经验系数，对厚岩α=1.05
⑸每米炮孔装填量及 参考 单耗，见下表
每米炮孔用药量 表3
孔径/mm
30
32
34
36
38
40
42
44
46
48
50
用药量/kg.m-1
1.1
1.3
1.5
1.7
1.9
2.1
2.3
2.5
2.7
3.0
3.3
单位体积破碎用量 表4
介质种类
破碎剂用量/kg.m-3
备 注
软质岩石破碎
8～10
全断面每延米需要2100kg，按109m暗洞 计算 ，整个隧道要228吨膨胀剂。
中质岩石破碎
10～15
硬质岩石破碎
12～20
⑹膨胀剂迫裂法装填及养护工艺如下：
①拌料 散装粉状膨胀剂，严格按选定水灰比，一般控制在0.28～0.33用人工或手提式搅拌机拌匀，搅拌时间不超过1min，搅拌好后马上装入孔中。筒装膨胀剂只需将之放入盛水容器中浸泡直到不发生气泡为止，一般4～5分钟即可。
②装填 搅拌好的浆体必须在5～10min内装完，然后用塞子封口。
2、安全注意事项
因膨胀剂对皮肤有腐蚀作用，要避免直接接触，沾上要立即用清水洗净、装填作业时，装填人员要戴防护眼镜，作业人员避免进入已装填好的区段，以防喷孔伤人。
㈡围岩支护方法及工艺
1．开挖方式
隧道的施工方法与支护参数及辅助施工措施密切相关,根据监控结果合理调整支护参数,从而确保施工安全及天然气管道的安全。
外岙一号隧道隧道主要以ⅳ、ⅴ级围岩为主，ⅳ级围岩共长20m、ⅴ级围岩共长129m。
ⅴ级围岩开挖采用crd法，ⅳ级开挖掘进方法采用三台阶七步开挖，开挖掘进的方式全部采用凿岩机对隧道断面内的岩层进行机械破碎，装载机装碴，自卸车辆进行运碴出碴。
机械开挖掘进中坚持“短进尺、强支护、勤量测、紧衬砌、快封闭”的原则。
2.支护方法
2.1.为保护洞顶天然气管道，施工中注意事项：
2.1.1.隧道施工应坚持“机械掘进、短进尺、强支护、早封闭、勤量测”的原则。开挖进尺严格控制在50cm，严禁塌方发生。
2.1.2.开挖方式均采用机械开挖，不采取爆破。
2.1.3.工序变化处之钢架（或临时钢架）应设锁脚钢管，且必须对锁脚钢管进行注浆，以确保钢架基础稳定。
2.1.4.当现场导坑开挖孔径及台阶高度需进行适当调整时，应保证侧壁导坑临时支护与主体洞身钢架连接牢固，横向钢支撑可根据监控量测结果适当调整其位置。并考虑侧壁导坑自身的稳定及施工的便捷性。
2.1.5.钢架之间纵向连接钢筋应按要求设置，及时施作并连接牢固。
2.1.6.临时钢架的拆除应等洞身主体结构初期支护施工完毕并稳定后，方可进行。
2.1.7.施工中，应按有关规范及标准图的要求，进行监控量测，及时反馈结果，分析洞身结构的稳定，为支护参数的调整、浇筑二次衬砌的时机提供依据。
2.1.8.隧道施工以前须提前通知天然气管道的产权单位，在产权单位允许后方可施工。开挖过程中严密监控，特别在天然气管道中心5m范围内设置警戒线，避免在开挖过程中施工机具接触天然气管道。对原有的天然气管道警戒标志应该防护保留，并派专人定期检查。管道开挖出来以后不能长期暴露，必须采取相应的措施及时处理。
2.1.9.制定详细周密的安全方案进行备案。在隧道施工期间，派专人携带便携式燃气检测仪在隧道施工场地周围不停检查空气中天然气浓度，出现异常立即停止施工，找出解决方案。
2.1.10.隧道施工结束后对施工范围内的管道用2cm厚的钢管做保护套管，以防止一旦发生天然气泄漏爆炸不至于从隧道顶部炸开，确保隧道贯通铁路通车后的运营安全。
2.1.11.双口掘进的汇合点要距离管道断面20m以外，防止施工机械同时震动对管道造成破坏。
2.2．初期支护
初期支护是复合式衬砌的重要组成部分,有足够的强度和刚度控制围岩下沉变形,外岙隧道工程初期支护主要采用直径22mm，长4m的锚杆、28cm 厚喷射混凝土、i20工字钢支撑及挂钢筋网。软弱破碎围岩地段支护及早封闭成环。
在开挖每循环进尺0.6m后，停止掘进，先进行i20工字钢环向封闭支撑，在两侧拱脚及时施作直径50mm的锁脚钢管，同时进行环向注浆锚杆施工，让山体围岩与工字钢及锚杆系统形成一个整体。待这一个支护循环施工完毕后再进行下一个循环的机械开挖掘进。
2.3.砂浆锚杆支护
砂浆锚杆采用螺纹钢筋现场制作，长度为4m。锚杆采用锚杆台车或风动凿岩机钻孔，钻孔前根据设计要求定出孔位，钻孔保持直线并与所在部位岩层结构面尽量垂直，并保证注浆的饱满度。
2.4.钢支撑
钢架由型钢弯制而成。钢架在洞外加工厂利用台架按设计加工制作成型，初喷混凝土之后在洞内进行安装，与定位钢筋焊接。钢架间以混凝土喷平，钢架与岩面之间的间隙用喷射混凝土充填密实，并使钢架埋入混凝土中，钢架拱脚必须放在牢固的基础上，架立时垂直隧道中线，架设时中线、高程和垂直度由测量技术人员严格控制，并将锚杆与钢架焊接连为整体，钢架靠近围岩侧的保护层厚度不小于40 mm。
2.5．钢筋网
钢筋网选用hpb240钢筋 ， 钢筋直径6 mm或8 mm，钢筋网由纵横钢筋加工成方格网片，钢筋相交处可点焊成块，也可用铁丝绑扎成一体，网格间距200 mm—250 mm，保护层不小于20 mm,均在加工场统一加工成型后再运至洞内安装。
2.6.湿喷纤维混凝土
外岙一号隧道ⅳ、ⅴ级围岩支护设计中，临时支护封闭掌子面采用素喷混凝土，ⅳ、ⅴ级围岩段采用改性聚脂纤维（钢纤维）喷射混凝土。
3．二次衬砌
二衬采用自行式全断面液压钢模衬砌台车，衬砌台车长10m。
四、确保隧道施工安全的主要技术措施和其它保证措施
㈠主要技术措施
1.监控量测
监控量测的主要目的在于了解围岩稳定状态和支护、衬砌可靠程度，获取二次衬砌及仰拱施作时机，确保施工安全及结构的长期稳定性。在隧道施工期间实施监测，提供及时、可靠的信息用以评定隧道工程在施工期间的安全性，并对可能发生危及安全的隐患或事故及时、准确地预报，以便及时采取有效措施，避免事故发生的同时指导设计和施工，实现“动态设计、动态施工”的根本目的。
监控量测主要做好这几个方面的工作：一是和产权单位签定安全监控协议，由他们委托浙江逸欣天然气公司负责管线的调查（包括：管道的材质、管壁的防护、焊缝情况）和监控管道位置的变化（包括：管道的下沉和扰动）等。二是，由我们自己做好隧道内、外的监控量测工作，及时掌握隧道拱顶变化、净空变化、地表沉降情况，为安全施工起到指导作用。
具体操作流程为：
1.1. 监控量测断面及测点设计
净空变化、拱顶下沉和地表下沉（浅埋地段、管道顶部及前后5m断面）等必测项目设置在同一断面，其量测断面间距及测点数量根据围岩级别、隧道埋深、开挖方法等按表6进行，洞口及浅埋段量测断面间距取小值。
必测项目量测断面间距和每断面测点数量 表6
围岩级别
断面间距（m）
开挖方法
每断面测点数量
净空变化
拱顶下沉
ⅴ级
5
三台阶七步法
20个测点
1点
crd法
3条基线
3点
ⅳ级
10
临时仰拱台阶法
2条基线
1点
沉降观测按围岩级别确定，本隧道ⅴ级按5m、ⅳ级按10m布设一个监测断面。隧道洞口里程、隧线分界里程、明暗分界里程、有仰拱和无仰拱陈其变化历程及隧道衬砌沉降缝两侧均设置一个断面。除变形缝外每断面布置2个沉降观测点，分别布置在隧道中线两侧各4.6m处，变形缝处每个观测断面布置4个沉降观测点，分别布置在隧道中线两侧各4.6m和变形缝前后各0.5m处。
1.2 .主要监测项目测点布置
①水平收敛
测方法采用水准抄平方法，基准点分别设置在洞内和洞外（用于校核），视线长度一般不大于30m，监测误差控制在1.0mm以内（高程误差0.7mm），必要时采用冗余观测方法来提高监测精度。测点布置如图1、2所示。
②拱顶下沉
在确定监测的断面隧道开挖或初喷后24小时内，在隧道拱顶部位埋设1个带挂钩的测桩（测桩埋设深度约15cm，钻孔直径约20cm，用早强锚固剂固定），并进行初始读数。监测仪器采用水准仪和水准尺。
③地表沉降
隧道浅埋地段地表下沉的量测与洞内净空变化和拱顶下沉量测在同一横断面内。监测断面垂直于隧道轴向布置，监测断面横断面方向应在隧道
中线两侧每隔2～5m布设地表下沉测点，每个断面设5点，中心点在隧道拱顶正上方，直到拱脚与水平方向45度夹角的地层滑动线与地表交点，在最外测点以外至少5m设两个不动点作为参照基点，通过精密水准仪量测不同时刻测点的高程即可得到测点在不同时间段内的下沉值，如图三所示。另外，在沿着管道纵向每5米悬吊点的桁架上做好标记，测好桁架完全受力时的初始读数，之后开挖至管道下方前后20m范围每天测两次，根据铁四院的设计参数，地表沉降按最大值2cm来考虑加固管道。
2.地质超前预报
2.1隧道地质超前预报的目的
tsp203探测系统可预报施工隧道掌子面前方以下不良（或特殊）地质问题：1）软弱岩层的分布，2）断层及其破碎带，3）节理裂隙发育带，4）含水情况，5）空洞，6）围岩类别，即可以预测即将开挖隧道相关地质结构及其周围地质状况，同时也可以对力学参数（动态弹性摸量、剪切摸量、泊松比、密度、弹性纵波速度、弹性横波速度等）进行评估，有利于及时预报隧道掌子面前方的地质状况，以便正确指导隧道施工。
3.防止地表下沉的技术措施
隧道开挖后为了防止拱顶下沉而导致地表下沉，一方面我们在天然气管道下方前后10m范围将钢拱架的间距调整到0.5m，另一方面采取在初期支护内圈增设ⅰ20的工字钢做护拱，护拱的间距等同初期支护的工字钢架的间距，以增加拱圈的刚性，避免拱顶围岩柔性变形产生拱顶下沉导致地表下沉。
由于隧道埋深只有14m，在隧道施工过程中地表可能产生沉降，由此，可能导致天然气管道产生较大的变形，甚至开裂。因此，在隧道中线左右各17.5m（铁四院提供的参数）范围外的不动点
处设置两个混凝土支墩，支墩为门式框架墩，上面架设桁架梁将管道悬吊起来，使地表的下沉不带动管道的下沉，确保施工过程中天然气管道的安全输气。避免由于任何原因对天然气管道输气造成影响。（后附桁架设计图）
㈡安全保证措施
1、天然气管道事故应急预案
发生事故时要迅速切断气源，封锁事故现场和危险区域，迅速撤离、疏散现场人员，设置警示标志，同时设法保护相邻装置、设备，关停一切火源、电源，防止静电火花，将易燃易爆物品搬离危险区域，防止事态扩大和引发次生灾害；设置警戒线和划定安全区域，对事故现场和周边地区进行可燃气体分析、有毒气体分析、大气环境监测和气象预报，必要时向周边居民发出警报；及时制定事故应急救援方案（灭火、堵漏等），并组织实施；现场救援人员要做好人身安全防护，避免烧伤、中毒等伤害；保护国家重要设施和标志，防止对江河、湖泊、 交通 干线等造成重大影响。
2. 通风技术措施
由于隧道是双口掘进，根据存在天然气管道的特殊情况，进口、出口各设置两台110kw×2的通风机。为了减少风阻，在保证有效净空的情况下，选用大直径(1.5m)的风管。严格控制通风时间，确保置换掌子面附近足够的施工距离。
因dk111+410里程处的天然气管道在隧道顶部14m处，为防止天然气管道因施工发生开裂，导致天然气渗漏进隧道，在隧道内设置气体浓度检测仪，随时随地对隧道内的空气浓度进行检测。空气浓度一旦出现异常，立即停止施工，所有人员撤离现场，关闭电源、火源，在施工现场内停止使用手机，防止发生爆炸事故。
3．隧道工程各分项工程质量保证措施
3.1．隧道开挖保证措施
开挖支护是隧道工程的质量控制的源头，针对不同的情况采取切实有效的措施是保证开挖支护质量。坚持“先治水、短进尺、强支护、早封闭、勤量测，快成环、早衬砌”的原则开挖过程中严格按设计控制开挖断面，每开挖循环均测量放样标出隧道中线位置和开挖轮廓，严格控制超挖。当出现超挖时，采用喷锚等永久支护体系时，多次复喷，直至大面平顺。
根据地质预报了解的前方围岩情况，选择适宜的开挖方案。
开挖过程中钢架或临时支撑，重视锁脚锚杆（管）的施工，以确保钢架基础稳定，确保下一个工序的安全施工，要及早封闭成环，必要时增设临时仰拱，保护基底。
3.2．砂浆锚杆施工措施
砂浆锚杆长度根据围岩状况及设计确定严格按交底长度下料，锚杆打设角度与岩层层理相匹配，锚杆角度尽可能与岩层面垂直多穿岩层，呈梅花形布置。要求锚孔内砂浆饱满，保证锚杆、砂浆、围岩间的粘结力。
3.3．喷射混凝土施工措施
喷射混凝土采用湿喷工艺，按初喷和复喷组织施工。喷射混凝土由混凝土拌合站拌合。初喷在清帮、找顶后立即进行，初喷混凝土厚度4～5cm，及早快速封闭围岩。复喷在拱架、挂网、锚杆施工完成后进行。
3. 4．衬砌混凝土施工措施
二次混凝土衬砌采用衬砌台车进行。混凝土衬砌施工采用输送泵灌注，拌合站集中拌和，严格按混凝土配合比生产，混凝土输送车输送。
挡头模板及台车下缘注意模板拼缝防止漏浆，确保施工缝质量。
采用同条件养护试件强度，控制衬砌混凝土强拆模时间，严禁提前拆模。
隧道衬砌前，必须将隧道底部和墙脚的虚碴、浮碴清除干净，确保仰拱及隧道的拱墙衬砌置于坚实的基础上，避免衬砌不均匀下沉开裂。
添加粉煤灰等改善混凝土性能，尽量降低水灰比，控制水泥用量。
采用泵送混凝土工艺，周密组织混凝土运输，防止混凝土离析，最大限度的缩减混凝土运输时间和浇筑间歇时间，并加强混凝土灌注过程中捣固，确保混凝土捣固质量，保证衬砌混凝土的密实度。
控制混凝土入模、拆模时的环境温度与混凝土温差在规范范围内。
4．监控量测质量保证措施
认真加固拱脚，加强纵向联结等，上台阶初支要清除拱脚积水与淤泥，通过打设超长拱脚锚杆或扩大拱脚减少下台阶开挖后的下沉量。使初期支护与围岩形成完整体系。
尽量单侧落底或双侧交错落底，避免上半断面两侧拱脚同时悬空；控制落底长度，视围岩情况采用1-3m，不大于6m。
找出每道工序的合理施工时间，各工序严格按标定时间进行控制，从而缩短循环作业时间，减少开挖面土体的暴露时间，支护及时封闭成环。及时监控量测围岩，观察拱顶，拱脚的收剑情况，据此调整初期支护参数。
合理进行围岩支护：采用聚丙烯纤维混凝土、锚杆、钢筋网及钢架进行联合支护，并紧跟开挖掌子面，并根据具体情况在隧道底部打设锚杆，或在隧道顶部打入超前注浆小导管支护，并尽可能使初期支护在开挖面周壁迅速闭合；衬砌结构尽早闭合，膨胀岩隧道开挖后，围岩向内挤压变形一般是在四周同时发生，所以施工时要求隧道衬砌及早封闭，要求隧道开挖能尽快形成全断面，以便快速完成隧道断面的二次衬砌施工。
五、天然气管道加固方案
1. 为防止隧道在开挖过程中出现垮塌，天然气管道采取桁架吊顶的措施进行加固。以隧道线路中线线为中点，沿天然气管道左右各17.5米，总长35米的范围设置三角桁架，桁架的设计详见附件。
2.桁架的支撑采用门式墩，在35米的范围两头各设置一个，墩基础采用明挖扩大基础，基础置于硬质基岩上。墩身采用钢筋混凝土，高度约1.5米。门式墩结构尺寸详见附件。
3.桁架架设完毕后，每隔5米设置一个吊点。在吊点的位置开挖出天然气管道，管道埋深约1.2米，开挖至1.0米时候，更换工具，采用木制锹进行开挖，主要目的是为了防止铁质工具破坏管道外面的绝缘漆，产生火花。
4.天然气管道在吊点进行吊装时候，管道外应该先包裹一层橡胶绝缘套管，防止铁质吊装设施直接管道发生摩擦，保护天然气管道。
5.管道吊装完毕后，及时对开挖出的管道进行原土回填，避免管道长期暴露。
6.在施工过程中，对隧道顶天然气管道采用栅栏进行封闭，并指派专职安全员进行巡逻检查，禁止闲杂人及明火等进入管道防护区域。
7、按铁四院的设计方案施工地表沉降值最大不超过2cm，而管道不允许有沉降变形，因此在每个吊点处的管道上面安装一个与之相连接并露出地面的测点，一旦检测到管道有下沉，立即用悬吊点的紧线器紧钢丝绳，确保管道沉降量为零。
8.隧道施工完毕后，对隧道顶35米范围内的天然气管道采取换管措施，并加设2cm的套管，具体换管方案由具有相关资质的浙江省煤电研究设计院设计。
六、钢桁架的设计方案
计算 过程 （钢 柱）
截面类型= 16; 布置角度=0; 计算长度：lx=1.46, ly=2.00; 长细比：λx= 4.9,λy= 18.9
构件长度=2.00; 计算长度系数: ux=0.73 uy=1.00
截面参数: b1=450, b2=450, h=700, tw=14, t1=20, t2=20
轴压截面分类:x轴:b类, y轴:b类
验算规范: 普钢规范gb50017-2003
强度计算最大应力对应组合号: 27, m=-166.42, n=303.64, m=-1088.08, n=-297.48
强度计算最大应力 (n/mm*mm)=189.67
强度计算最大应力比 =0.925
平面内稳定计算最大应力 (n/mm*mm) =138.74
平面内稳定计算最大应力比 = 0.677
平面外稳定计算最大应力 (n/mm*mm) =145.39
平面外稳定计算最大应力比 =0.709
腹板容许高厚比计算对应组合号: 18, m=40.76, n= 192.20, m= -149.06, n= -61.17
gb50017腹板容许高厚比 [h0/tw] =64.12
gb50011腹板容许高厚比 [h0/tw] =70.00
翼缘容许宽厚比 [b/t] =13.00
强度计算最大应力 < f= 205.00
平面内稳定计算最大应力 < f= 205.00
平面外稳定计算最大应力 < f= 205.00
腹板高厚比 h0/tw= 47.14 < [h0/tw]= 64.12
翼缘宽厚比 b/t = 10.90 < [b/t]= 13.00
压杆,平面内长细比 λ= 5. < [λ]= 150
压杆,平面外长细比 λ= 19. < [λ]=150
均布荷载下最大挠度计算：
经公式ymax=ql4/8ei计算得最大挠度19.6mm＜δ=20mm
风荷载作用下柱顶最大水平（x 向）位移:
节点( 30), 水平位移 dx=0.042(mm) = h / 75441.
风载作用下柱顶最大水平位移: h/75441< 柱顶位移容许值: h/150
经过计算，设计的桁架受力、满荷载下的最大挠度以及风荷载下的水平位移均满足要求。
七、结束语
事实证明这种近距离高压天然气输气管线的隧道开挖及安全防护方案是安全的，用监控量测来预控沉降变形的措施是切实可行的。钢桁架悬吊输气管线起到了安全储备的作用，相当于新奥法施工隧道二次衬砌的作用机理，有效的防止了管道的沉降变形，确保了输气管道在整个施工过程中的安全。
参考 文献
⑴《石油天然气保护条例》（国务院2001年313号令）
⑵《浙江省人民政府办公厅转发省公安厅等部门关于切实做好天然气管道保护工作意见的通知》（浙政办发2005年第85号文件）
【关键词】管道 带气改造 开孔 天然气门站
某天然气门站接收上游天然气，为主城区及周边地区用气起到调压、计量及净化作用。原设计天然气出站规模为10×104Nm3/ h，随着城市的高速发展，该站的输气规模已经无法满足要求。为此，决定在站内再安装一套高压计量撬，将站内高压出口的气流引入新建的高压计量撬，使改建后门站的进出站规模达到20×104Nm3/h。由于该门站的重要性，一旦长时间停止供气，将产生巨大的经济损失。因此，该改建项目需要在原有管道带压、带气情况下，引出一条管线与新建的高压计量撬相连接，将经济损失降到最低。
改造管道主要参数如下：主管设计压力P=4.0MPa，外径Do=610mm，内直径Di=586.2mm，实际厚度δn=11.9mm，材质为L360。
1 施工方案确定
通过查阅文献结果显示，国内目前用于管线、门站等储运设施在不停输油气储存介质的条件下，进行支路或配管的连接施工作业方法，较多采用管道不停输开孔封堵技术。该技术是在管道不停止输送介质、不降低压力，保证管线正常运行情况下对管线进行维修、抢修加接旁路、更换或加设阀门、更换管段和管线局部改道等的施工作业和处理管线内部故障的方法。
不停输开孔封堵技术需要根据管线尺寸来配备相应规格的开孔设备，且只有闸阀和球阀这种在阀门打开状态下阀腔为空腔的阀门才能适用。同时该技术，需要在施工管段上开六个孔：两个旁通孔、两个封堵孔以及两个泄压及平衡孔，开孔量大。对于此改造工程，不具备开六个孔的空间，且由于改造时间紧，之前也无采用不停输开孔封堵技术进行改造的经验，缺少相应设备。故此工程结合实际情况，制定如下施工方案。
1.1 方案一
将原主管割断后，焊接DN600*250-CLASS300三通，然后通过DN250球阀与支路管线连接。根据现场实际测量准备焊接的三通长度为88cm，原主管上焊缝与球阀法兰处的焊缝间距109cm。割掉从原有主管上焊缝开始长88cm管段后，直接焊接三通，使焊缝之间的间距为最大20cm。
根据分析，如按方案一进行施工，实际操作过程中，可能会产生以下不利影响：
（1）由于地质沉降，两侧球阀存在一定的位差，导致三通无法对口；
（2）主管切割后由于高温受力影响，主管切口形状改变，致使三通无法对口；
（3）假设采用强制对口将三通与主管焊接，该段管子在高达4Mpa的内压与强制对口残余应力共同作用下，易在焊口产生裂纹等缺陷。
1.2 方案二
直接在Φ610*11.9的主管道上开口，开口直径Φ297，在开孔处焊接一个规格为Φ297*22，材质为16Mn的Ⅲ级支管锻件，然后通过DN250-CLASS300RF球阀与支路管线连接。
根据GB50028-2006《城镇燃气设计规范》6.4.17第2条规定，当支管道公称直径≥1/2主管道公称直径时，应采用三通。而如方案二，在主管上开孔方式进行改造，其开孔公称直径50mm时，应进行补强，故此处采用了增加支管壁厚的整体补强形式[5]。经设计分析，采用等面积补强法计算，规格为Φ297*22，材质为16Mn的Ⅲ级支管锻件，其规格材质能满足整体补强要求。
综上所述，从施工过程及施工后降低可能产生的危害角度考虑，方案二较方案一具有更好的可行性。同时，方案二需要焊接1道焊口，与方案一的2道焊口相比，其工作量及难度都大大降低，有利于施工。故本工程，采用方案二的形式进行改造施工。
2 技术要点
方案二的主要施工流程示意。从示意中可以看出，改建项目在施工过程中应重点考虑以下几方面：
（1）保证施工过程中改造管段内部天然气置换完全，天然气残余浓度应低于其爆炸极限值LEL（Lower Explosive Limit）5%～15%，从而避免由于开孔过程中的火星、热量等因素可能导致的安全隐患；
（2）主管上开口位置定位及打孔准确，保证与支管锻件组对的对口间隙，坡口角度、钝边、管线对口错边量等其它尺寸符合设计文件规定；
（3）主管与锻件组对完成后，应严格按照焊接工艺指导书要求，保证焊缝根焊熔透，成型良好，无超标缺陷。
3 技术实施
3.1 封堵
在该门站改造施工前准备过程中发现，改造管段左侧球阀存在内漏情况。为保证改造管段在关闭两端阀门后，阀门两侧的天然气无法渗入，故向出现内漏情况的左侧阀门内部注射密封脂，达到进一步封堵阀门密封面，保证密封性能的要求。3.2 气体置换
天然气的主要成分是甲烷，当空气中天然气的爆炸极限LEL（Lower Explosive Limit）为5%～15%的时候，遇到明火，天然气就会发生爆炸。天然气爆炸在瞬间产生高压、高温，其破坏力和危险性巨大。为保证改造过程中的安全性，应将改造管段内部气体置换完全，严格控制改造管道内部天然气含量低于其爆炸极限。
施工改造管段采用氮气置换。可将管段上配有的压力表及传感器接管，直接作为泄压、泄气及平衡孔使用，其中一个接管作为氮气接入口，一个接口作为泄压泄气口。置换过程中，先通过泄压泄气口，将改造管道泄压，降至常压后，再开启氮气入口，置换管段内天然气。置换过程中，用天然气浓度检测仪阶段性的测量泄气口天然气浓度，当LEL低于5%时，实测LEL为0%，完成气体置换。
3.3 开孔
管道开孔切割采用等离子进行切割。等离子切割是利用高温等离子电弧的热量使工件切口处的金属局部熔化（和蒸发），并借高速等离子的动量排除熔融金属以形成切口的一种加工方法。该切割形式可有效避免由于氧气乙炔切割导致的割渣掉进管道内。在进行等离子切割前，先进行定位打孔，再按照定位打孔的边线进行切割，避免切割误差导致管道开口过大或过小。
3.4 组焊
3.4.1？管口组对
割口完成后应进行坡口的打磨，打磨后准备进行对口。Φ273短管与Φ610开口进行组对时，应满足以下条件：
关键词：岩体；浅孔爆破；输油气管道；管道保护；振速；施工设计 文献标识码：A
中图分类号：TE973 文章编号：1009-2374（2017）07-0220-02 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2017.07.105
1 工程概况
1.1 爆破对象
G567线是国家发展和改革委发改基础[2013]980号《国家发展改革关于印发的通知》中新增的一条国道，主线小川至长坝段起于成县小川镇，接S205线，终点止于康县长坝镇，路线全长61.252km。2014年12月30日，甘肃路桥建设集团公司接到G567线礼成康公路维修改造工程设计施工总承包中标通知书，项目业主陇南公路管理局。沿线公路拓宽过程中需要对机械不能开挖的部分岩体进行爆破解体，以满足铲装要求。需要爆破的路段起讫桩号见表1：
1.2 需重点保护对象（兰成石油管线、中贵天然气管线）
G567线礼成康公路维修改造工程项目沿线在河口段附近有兰成石油管线与中贵天然气管线双线并行敷设。根据《石油天然气保护法》相关规定，在油气管道线路中心线两侧各200m和管道附属设施周边500m地域范围内，进行爆破工程挖掘，施工单位应当向管道所在地管道保护工作的部门提出申请，与管道企业协商确定施工作业方案，并签订安全防护协议。该段公路岩体爆破需要编制专项的施工作业方案提交石油天然气管道部门进行论证审核。
兰成石油管线简介，管径Φ610mm、材质X65、D610×15.9、壁厚8～15mm，埋深1.612～7.574m，输送介质原油。中贵天然气管道简介，管线设计输气能力150×108m3/a，设计压力10MPa，管径Φ1016mm，材质为X80，埋深1.612～7.574m，输送介质天然气。各爆破点距石油管道的距离见表2：
1.3 爆破环境及安全要求
各爆破点分布在管道周围，距离远近不同，但爆破点的岩性主要为白垩系砂砾岩、砂岩，属于中硬岩石，需要爆破清除危石、岩堆，保证公路施工及运营过程的安全。同时要做好爆破地震波的控制与防护，防止对石油管道的破坏。还有对爆破个别飞散物（飞石）的控制防护，防止造成人员伤亡、建筑物和仪器设备等损坏。爆破作业前，必须把通讯电缆线移至爆破飞石的安全距离之外。
2 爆破技术设计
2.1 设计依据
法规方面：《爆破安全规程》（GB 6722-2014）、《石油天然气管道保护法》、《民用爆炸物品管理条例》等其他与爆破相关的法律法规及规定。数据方面：现场勘察数据资料；陇南清管站提供的输油管道具置、埋设情况，爆破振动控制标准；G567线礼成康公路维修改造工程石方开挖爆破施工方案。
2.2 设计原则
2.2.1 该段工程中主要施工难点在于需爆破施工的区域200m范围内有输油管道通过。因此，在施工过程中，需严格控制爆破飞石及爆破振动，严格执行中石油相关保护要求，爆破方案必须经过专家论证和石油管道业主的同意。爆破作业过程中，要保证公路正常通行。
2.2.2 在孔底集中装药，有利于降低装药高度、减少单孔装药量，改善爆破效果，控制爆破个别飞散物危害。严格控制装药、填塞高度和质量，做好炮孔覆盖防护及降尘工作。
2.2.3 在正式爆破前，对单孔装药量进行试爆，以确定合理的炮孔深度、孔距、排距等爆破参数。爆破过程中，严格按输油管道保护措施实施安全防护，同时注意对爆破点附近地区的民房及有关设施的防护，施工期间做好爆破振动监测记录。
2.3 技术方案选择
根据施工现场条件及人员、设备配备效率，考虑到爆破点离输油管道、通讯线路、民宅及其他设施很近，人员、车辆流动大，为了保证周围设施、人员和财产的绝对安全，应严格限制炸药量，减少爆破震动，较大土石方爆破采用以中深孔台阶爆破为主，临近边坡地带和距民房25m内爆破时采用浅孔爆破，边坡采用预裂爆破方案，以上爆破方法均采用毫秒延期非电雷管起爆，炸药使用铵油炸药。遵循“多打眼、少装药”的控制爆破原则，采用潜孔钻掘凿中深孔（或5m以下孔径为Ф100mm的浅孔）的爆破方法施工。使用该方法，施工人员少，钻孔方便、安全，成本低。因为孔径大，可以在孔底集中装药，降低炮孔装药高度。
2.4 爆破参数
根据公路设计边坡坡面要求，采用露天台阶爆破方案施工。爆破参数包括孔径、孔深、超深、底盘抵抗线、孔距、排距、堵塞长度和单位炸药消耗量。
2.5 爆破施工工艺
修整@孔平台布置炮孔钻孔装药填塞网路连接检测网路警戒起爆炮后检查。
3 爆破安全技术设计
3.1 爆破危害控制
本爆破工程安全考虑的主要有爆破地震波、飞石、空气冲击波等对周围的输油管道和天然气管道、输电线路、通讯线路、民房、行人及车辆的影响和破坏。地震波、空气冲击波造成的爆破危害可以通过一次齐发药量来控制；飞石危害可通过合理的装药量（尤其是小抵抗线炮孔的装药量）和适当的防护措施来控制。
3.2 保护石油管道的安全技术措施
爆破震动产生的地振波造成输油管道破裂，民房坍塌是最主要的爆破危害。限制爆破振动源强度，根据爆源至保护对象的距离及管道允许振速，校正爆破装药量是否符合保护对象安全允许距离的要求，作为本次爆破不产生爆破振动危害的装药量。减少一次爆破的装药量，是控制爆破地震及冲击波危害重要技术措施。在现场实际爆破中，根据爆破振动安全允许距、最大一段装药量，核定保护对象允许振速。由最大一段装药量，计算的爆破振动速度小于石油管道安全允许速度，则最大一段装药量合理。
3.3 输油管道对爆破最大安全振速的确定
《爆破安全规程》（GB 6722-2014）中没有明确规定输油管道的安全振速标准，参照其他类似工程参考，鉴于输油管道保护的重要性，根据中石油管道公司在同类管道邻近地段爆破的成熟施工经验，决定对输油管道最大安全振动速度保守取值10cm/s（中石油管道公司取值13～14cm/s），对一般民用建筑物取1.5cm/s。
3.4 爆破点安全允许最大一段装药量的调整
根据石油天然气管道保护法有关规定，距石油天然气管道20m范围内严禁爆破作业；距民房25m范围内需要爆破作业时，采用浅眼爆破法。设计的各爆破点最大一段装药量爆破时引起的爆破振动速度小于石油管道、民房的安全允许速度。例如4#爆破点实际安全距离取25m，即此爆区只允许在距石油管道25m外进行钻孔爆破作业。依据现场数据测量，爆破点设计装药量调整见表3：
4 结语
综上所述，本次工程主要是爆破产生的振动效应对输油管道和天然气管道的影响，爆破地震对输油管线和天然气管道一旦产生破坏，是隐蔽的、不容易及时发现，引发的经济损失和安全危害非常大，因此对输油管线和天然气管道的爆破控制是本次工程的重点和难点，必须在设计施工过程中严格论证审核，科学规范施工。
参考文献
关键词：西伯利亚联邦区；俄东部地区；石油天然气综合体
中图分类号：F451.262 文献标志码：E 文章编号：1008-0961(2012)01-0083-08
着眼于俄罗斯社会经济发展的前景，考虑到原料基地的现状和今后的发展，根据对国内和国际市场前景的预测，俄罗斯制定了2030年前能源战略中石油天然气综合体的发展方案。在确定2020年和2030年前俄罗斯能源战略时，通过了两个基本方案：创新方案和能源原料方案，其中石油和天然气的长期方案完全符合能源原料方案。
能源原料方案中规定，要充分利用俄罗斯在能源方面的竞争优势，使本国原料的出口额稳定增长，并且要提高原料的深加工能力和发展交通基础设施。
创新方案规定，在利用能源原料方面的竞争优势的同时，还要提高人力资源的利用效率，在发展中等、高新技术产业方面有所突破。创新方案对经济政策来说是一个专项方案，落实这个方案能够完全实现俄罗斯和西伯利亚发展的战略方针。由于充分利用了先进的开采工艺，优化了石油天然气综合体的制度环境，创新方案中石油和天然气的开采量将达到最高水平。
一、俄石油天然气综合体发展的战略目标：在东部建立新的开采中心
(一)石油工业
俄罗斯石油工业长期发展最重要的条件就是由国家监督开发具有重要战略意义的碳氢化合物，以保障国家的安全和国防能力；进行石油和天然气深加工，从中提取和利用有价值的成分；根据国内市场的变化，组织石油产品和石化产品的生产，满足俄罗斯东西伯利亚地区及其经济部门和居民的需求，促进民用和军用工业领域的发展。
为了实现这些目标，就要解决石油天然气综合体发展中存在的以下一些主要问题：
合理利用已探明的石油资源，保障石油开采业原料基地的扩大再生产；
节约资源和能源，减少资源开发、石油开采、运输和加工工艺流程中各个阶段的损失；
对石油进行深加工，综合提取并利用各种有价值的伴生物和可溶解的成分；
首先在东西伯利亚和萨哈(雅库特)共和国、萨哈林岛大陆架，今后可能在北极海域的大陆架、鄂霍茨克海堪察加西部和马加丹大陆架、白令海大陆架新建和发展大型石油开采中心；
发展石油天然气综合体的交通基础设施以提高石油和石油产品出口的效益，在向国内外市场供应石油的方向、方式和路线方面实现多元化；在新的石油开采区(首先是东西伯利亚和远东地区)建设交通运输系统；
扩大俄罗斯石油公司参与国外市场的上下游链条――在国外参与地质勘探作业、生产、运输、加工和销售的各个环节：
加强国家对石油天然气综合体的调控，并且完善税收法规和矿产资源领域的法律，这将极大地促进在已划分和未划分的矿产资源储藏地的地质勘探作业，提高石油提取、收集、利用和加工石油伴生物的指标，提高石油的深加工能力和石油产品的质量，发展石化业。
2030年前俄罗斯石油的开采前景主要取决于国内外市场对液体燃料的需求和价格、交通基础设施的发达程度、已探明的原料基地的数量和质量及其再生产的速度、税收和许可证条件、勘探和开采油田的科技成果等。俄罗斯的经济发展方案和外部条件是多种多样的，因此石油的开采程度也是不同的。
.创新方案中，俄罗斯2025-2030年每年的石油开采量将达到5.91亿～6.01亿吨(见表1)。2010年西伯利亚联邦区的石油开采量将达到2400万吨，2025年为8000万吨以上，2030年为8500万吨左右。
在全俄的石油开采量中，西伯利亚联邦区所占比重将从2007年的2.8％增长到2030年的14.3％(见表2)。
只有在矿产资源再生产领域实行连续性和有针对性的政策，并且在已划分的矿区的地质勘探作业量(钻探深井、地球物理作业等)增加4～5倍时，创新方案才能实施。各个地区的地质勘探作业量都必须增加，特别是西西伯利亚地区、勒拿一通古斯地区和鄂霍茨克海沿岸地区以及极地海域的大陆架。
在实施能源原料方案时，2020年俄罗斯石油开采量将达到5.66亿吨，随后在2025-2030年降低到5.4亿～5.6亿吨(见表3)。而西伯利亚联邦区2010年石油开采量将达到2 200万吨左右，2020年为5700万吨，2025年为6700万吨。由于开发了一些新油田，随后几年该联邦区石油开采量将一直保持这样的水平。
与创新方案相比，西伯利亚联邦区在全俄石油开采量中的地位提高较慢，2030年将达到12.4％(见表4)。
在各个方案中，俄罗斯2015--2017年前的石油开采量与西伯利亚联邦区一些油田的开发有关，这些油田包括位于克拉斯诺亚尔斯克边疆区西北部的万科尔斯科一苏尊区、沿东西伯利亚一太平洋输油管线的油田、伊尔库茨克州的上琼斯克油田和尤卢伯钦科一托霍姆斯克油田和其他油田、远东联邦区萨哈共和国的塔拉坎斯基油田、图欧宾斯克油田和其他油田、季马诺一佩切尔斯基蕴藏石油的地区、萨哈林大陆架和里海的俄罗斯海域。
各个方案中长期的发展前景都是要提高东西伯利亚和萨哈共和国的作用。在创新方案中，东西伯利亚和萨哈共和国2007-2030年石油开采的比重在俄罗斯石油开采的总体结构中从0.2％增长到14.4％，在能源原料方案中增长到12％。2010年以后将在勒拿一通古斯地区建立南埃文斯基(克拉斯诺亚尔斯克边疆区)和涅普斯科一博图欧宾斯克(伊尔库茨克州北部和萨哈共和国西部)的石油开采中心。
(二)天然气工业
俄罗斯东西伯利亚地区天然气工业发展的主要目标和任务是：
合理地利用已探明的天然气储备，保障天然气领域原料基地的扩大再生产；
节约资源和能源，减少资源开发、天然气开采和运输工艺流程中各个阶段的损失；
综合提取和利用各种有价值的伴生物和天然气，发展天然气加工业和氦工业；
在东西伯利亚地区、远东地区、亚马尔半岛、极地和远东海域的大陆架新建和发展大型天然气开采中心；
组织生产液化天然气和合成液体燃料，实现原料出口品种的多元化；
在采用有利于节约天然气的新工艺的基础上，对现有的天然气运输系统大力进行技术改造；
发展天然气运输的交通基础设施，目的是利用天然气新开采地区的各种条件，实现天然气出口多元化；
吸引科学院、高校和科研部门的代表及时制定并实施国家和部门的科技创新纲要，以解决天然气和石油领域当前的任务和战略任务；
要结合相关领域经济关系的变化和主要天然气公司财务状况，完善相关领域的生产和财政纲
要，同时选择技术上具有可操作性并有经济效益的发展天然气开采和跨地区运输的方案；
天然气部门是动力能源综合体发展的组成部分，要结合全国的经济形势制定和采用该部门发展的监测制度。
今后一段时期，无论在西伯利亚联邦区传统的天然气开采地区，例如西西伯利亚地区(纳德姆一普尔一塔佐夫斯克、梅日杜列奇耶、鄂毕湾和塔兹湾、亚马尔和格达)，还是在一些新兴的石油天然气开采地区，如东西伯利亚和远东、欧俄北部(包括极地海域的大陆架)和里海的俄罗斯海域，天然气开采业都将继续发展。
因此，建立伊尔库茨克和克拉斯诺亚尔斯克天然气开采中心，将大大提升西伯利亚联邦区在全俄天然气保障系统中的位置(见表5)。
在创新方案中，俄罗斯2010年的天然气开采量将达到6900亿立方米，2020年为8100亿立方米，2030年为9 150亿立方米。西伯利亚联邦区2010年的天然气开采量将达到136亿立方米，2020年为783亿立方米，2030年将超过900亿立方米。全俄天然气开采量中，西伯利亚联邦区所占比重将从2007年的1.3％提高到2030年的10.1％(见表5和表6)。
在能源原料方案中，全俄2010年的天然气开采量将达到6900亿立方米，但今后的增长速度将明显放慢，2020年将达到7900亿立方米，2030年为8800亿立方米。西伯利亚联邦区2010年的天然气开采量将达到110亿立方米，2020年为560亿立方米，2030年为710亿立方米。在全俄的天然气开采量中，西伯利亚联邦区所占比重2030年将增长到8.1％(见表7和表8)。
东西伯利亚将成为大型天然气开采地区。东西伯利亚及其毗邻的远东的一些地区(萨哈共和国)将在开发伊尔库茨克州科维克京天然气凝析田、萨哈共和国恰扬晋斯克石油凝析气田、克拉斯诺亚尔斯克边疆区石油凝析气田和萨哈林大陆架气田的基础上发展天然气开采业。在创新方案中，东西伯利亚和萨哈共和国的开采份额在全国天然气的总开采结构中将从2007年的0.6％增长到15.3％，在能源原料方案中增长到11.4％。
发展该地区天然气工业的原则如下：
优先满足俄罗斯消费者对天然气的需求，为东西伯利亚地区和远东地区的经济社会发展创造最佳条件；
协调规划和优化发展俄罗斯东部的天然气工业，目的是提高那些有发展前景的天然气开发和运输项目的经济效益；
必须提高俄罗斯天然气供应的可靠性，其途径是扩大俄罗斯东部统一天然气供应系统；
必须采取专项投资扶持的措施，发展天然气加工业(综合提取各种已开采的碳氢化合物和非碳氢化合物的天然气及伴生的油气成分)和天然气化工产业。要想开发东西伯利亚和远东地区含氦的气田就必须发展氦工业，在伊尔库茨克州和克拉斯诺亚尔斯克边疆区建设一些大型的天然气加工厂和氦浓缩物的地下存储仓库。
宜在东西伯利亚和远东地区建设三个大型天然气生产和加工中心：在西伯利亚联邦区建设克拉斯诺亚尔斯克和安加拉一维柳伊斯克中心，在远东联邦区建设萨哈林中心。为此须在博古昌建设天然气加工厂及配套的氦和油气化工产品生产企业，在萨彦斯克工业枢纽建设天然气加工厂及配套的氦和油气化工产品生产企业，在萨哈林岛南部建设天然气加工厂。博古昌天然气加工厂的天然气将由克拉斯诺亚尔斯克边疆区的尤卢伯钦诺一托霍姆斯克、库云宾斯克、萨宾斯克一帕伊金斯克等气田供应；萨彦斯克天然气加工厂的天然气将由伊尔库茨克州和萨哈共和国的恰扬晋斯克和科维克京等油田供应。拟建立天然气加工生产体系，其原理是利用低温工艺从天然气中分离出甲烷、乙烷、丁烷、凝析气和氦。天然气、石油化工和天然气化工加工产品的销售必将大大提高这些地区地产品的附加值。
二、俄东部地区向国际新市场出口石油和天然气的管道运输基础设施的发展前景
由于地缘政治因素的重要性明显提高，俄意识到能源资源出口亚太国家市场的重要性，因此联邦政府重视发展国家东部的油气工业，首先将石油和天然气产品瞄准了亚太地区国家的市场。把保障东西伯利亚和远东地区优质的燃料能源资源作为一个重要的任务来研究。在开采石油和天然气时合理并综合利用从地下矿层中提取有益成分的问题、评估化学工业发展的效益和采取环保措施所需的费用都与领导层的战略决策权限有关。国家参与的优先项目主要是论证和实施具有经济效益的管道运输设施项目、制定地质勘探作业纲要和矿产资源许可证计划，并吸引投资实施蕴藏油气的勒拿一通古斯地区的开发项目。
因此，最重要的任务是发展石油天然气综合体的交通基础设施：
为开发新的油气田创造条件；
为向国内外供应石油与天然气创造新的物流条件；
扩大石油、石油产品和天然气经俄罗斯境内的跨境运输；
保障石油、石油产品和天然气绕过毗邻国家的关境出口；
保障石油和天然气必须的运输数量与交通运输系统运力之间的协调性。交通运输系统应在任何时间都有足够的运力；
保障石油、石油加工、石油化工和天然气工业的均衡发展，要协商产品的数量并同步建设石油管道、天然气管道等产品运输管道，还要建设碳氢化合物的综合加工和化学工业的基础设施。
为了向中国、日本、韩国和其他亚太国家大量出口石油和天然气，俄罗斯东西伯利亚和远东地区必须建设长距离管道运输系统、液化天然气加工厂和石油、石油产品、液化气及凝析气运输的基础设施。
重要的石油运输项目有：目前在建的东西伯利亚一太平洋石油运输干线，科济米诺湾(在纳霍德卡地区)的换装设施和可能通向中国的管道支线(在斯科沃罗季诺地区)。石油管道的年设计运输能力为8000万吨，其中在一期工程竣工后2009年预计输油3000万吨。
一期工程从泰舍特和斯科沃罗季诺两个方向同时推进。按照俄联邦总统的命令，石油管线将绕过贝加尔湖水域，经过地震低发区和油气开发前景巨大的地区。石油管线沿贝阿干线经泰舍特一乌斯季一库特一沿勒拿河左岸东北部(绕过水源保护区)到塔拉坎油田，这必将从总体上大大缩短设计勘探作业和施工的时间。接着这条石油管线从北部绕过列宁斯克市，在奥廖克明斯克区穿过勒拿河向东通往阿尔丹市。从阿尔丹开始，石油管线通向南部地区，绕过涅留恩格里到腾达村，然后通向斯科沃罗季诺。预计石油管线建设的二期工程通向太平洋的一些俄罗斯港口。
还可能在斯科沃罗季诺地区建设通向中国的石油管线支线。沿着勒拿河铺设石油管线，可以把这条河作为交通干线，利用它来运输货物和技术设备。此外，还可以利用铁路和航空运输货物，还要研究安排其他运输路线的可行性。
石油管线要经过具有广阔前景的石油勘探地区，距离一些油田很近，这使该地区能够吸引更多的投资用于勘探和开采，加快一些已预测到的油田的开采，大大减少建设必要的交通基础设施的
投资，缩短一些项目的回报期，降低东西伯利亚和雅库特的石油到斯科沃罗季诺的运输费用。
从2008年11月开始铺设塔拉坎油田一上琼斯克油气富集的地区到东西伯利亚一太平洋的石油管线，拟建设包括波伊马在内的尤卢伯切诺一托霍姆斯卡亚油气富集地区的输油管线。这样在东部地区，如西西伯利亚和东西伯利亚就会形成一个石油供应的新渠道。
俄联邦能源工业部2008年5月批准的《在东西伯利亚和远东建设天然气开采和运输统一系统并考虑向中国和亚太地区其他国家市场出口天然气的能力的纲要》中，提出了一些可供选择的天然气运输方案：
《西部》方案计划建设从科维克京气田经巴拉甘斯克向西通往普罗斯科科沃的天然气管线，在那里和天然气统一供应系统联结起来。克拉斯诺亚尔斯克边疆区的气田将在下波伊马区与这条管线相连。管线经过的地区主要有科维克京一巴拉甘斯克一普罗斯科科沃，巴拉甘斯克一伊尔库茨克、索宾、尤卢伯钦斯克一博古昌一波伊马。科维克京气田和萨哈共和国气田的天然气将经过天然气管道出口，管道将经贝加尔湖北部进入中国东北，然后经黄海进入韩国。这条管道经过的地区主要有科维克京一恰扬晋斯克一库涅尔马一外贝加尔斯克一沈阳一大连一首尔。在萨哈林岛(萨哈林1号和2号项目)大陆架气田原料基地的基础上，将建设通向萨哈林岛南部的输气管道，在普里戈罗德内村还要建设天然气液化厂和换装设施，这条管道将经过阿穆尔共青城、哈巴罗夫斯克至符拉迪沃斯托克，使萨哈林州、哈巴罗夫斯克边疆区和滨海边疆区实行天然气化。
在《中央》方案中拟建设三个天然气自动输送系统。如《西部》方案一样，第一个系统计划把伊尔库茨克州和克拉斯诺亚尔斯克边疆区的天然气经《西部》方案中的输气管道输送到天然气统一供应系统。第二个系统计划建设从萨哈共和国将天然气出口到中国的输气管道，路线为恰扬晋斯克一布拉戈维申斯克一沈阳。第三个系统与《西部》方案的区别是这条管道要经过哈巴罗夫斯克边疆区和滨海边疆区，终端是符拉迪沃斯托克，计划将其经日本海延伸到韩国。
在《东部50号》方案的框架下，没有扩大伊尔库茨克州天然气开采量(理由是科维克京天然气田已经达到预计的生产能力，不能再扩大开采规模了)的计划。如前两个方案中所述，克拉斯诺亚尔斯克边疆区的天然气将输送到天然气统一供应系统。同时凭借现有的和已预测到的萨哈林大陆架天然气田，使萨哈林州、哈巴罗夫斯克边疆区和滨海边疆区实现天然气化，还要通过管道沿黄海经符拉迪沃斯托克一首尔向韩国出口天然气，经达利列涅琴斯克一哈尔滨一沈阳向中国出口天然气。
俄罗斯科学院西伯利亚分院的专家认为，在俄罗斯东部建设天然气运输系统时宜建设天然气运输管道：科维克京气田一萨彦斯克一普罗斯科科沃(与天然气统一供应系统相连)，恰扬晋斯克气田一萨彦斯克一安加尔斯克一伊尔库茨克一乌兰乌德一赤塔。
必须保障东西伯利亚南部和外贝加尔地区的天然气化，发展现有的并新建石油加工、天然气加工中心和天然气化学工业，成立氦工业企业。建设经过东西伯利亚南部地区的天然气运输管线，就能够在东西伯利亚建立具有经济效益的深加工和储藏系统(包括天然气和氦浓缩物的地下仓库)，因为该地区具有良好的自然气候条件(氦浓缩物的天然宝库)，靠近人才资源中心和天然气的消费中心(其中包括布里亚和国和外贝加尔边疆区的一些采矿新企业)。
第一阶段可以利用贝阿干线和西伯利亚大铁路出口东西伯利亚的天然气，计划在乌斯季库特和安加尔斯克建设液化天然气厂、碳氢化合物厂及运输液化天然气和碳氢化合物的换装设施。随着东西伯利亚和萨哈共和国天然气开采量的增长和东亚天然气保障基础设施的发展，应通过建设出口天然气的管道的最终决议：赤塔一外贝加尔斯克一哈尔滨一大连一北京；赤塔一斯科沃罗季诺一哈巴罗夫斯克一符拉迪沃斯托克一纳霍德卡，在达利列涅琴斯克区建设通向中国的管道支线和在纳霍德卡建设液化天然气的换装设施。
萨哈林液化天然气厂的天然气将由“萨哈林2号”和可能在“萨哈林3-9号”项目框架下开采的有潜力的气田输送。目前为止，远东正在建设的管道有：萨哈林北部一阿穆尔共青城一哈巴罗夫斯克的天然气管道；萨哈林北部一阿穆尔共青城的石油管道；萨哈林北部一德卡斯特里港的石油管道。最近，将要投入工业部门使用的石油和天然气管道系统有：萨哈林北部一萨哈林南部和萨哈林岛南部的液化天然气厂、液化天然气和石油运输的换装设施。宜建设阿穆尔共青城一哈巴罗夫斯克的石油管道、哈巴罗夫斯克一符拉迪沃斯托克的天然气管道。这些管道在哈巴罗夫斯克地区应与东西伯利亚一远东的石油和天然气管道系统相连。
阿尔泰天然气管道项目是走向亚太地区能源市场的一个最重要的项目，这个方案建议把西西伯利亚的天然气大量输送到中国的西部地区。从2012-2015年起，可以经管道把天然气输送到新疆维吾尔自治区(这取决于价格和采购担保问题的解决期限)，经阿尔泰边疆区和阿尔泰共和国境内与“西部一东部”、“西部一东部2号”和“西部一南部”通向中国的天然气管道相连。这就需要在亚马尔一涅涅茨自治区一苏尔古特一库兹巴斯～新西伯利亚一阿尔泰一中国这条交通运输走廊建设天然气管道干线。这条管线到中国边境线的长度约2670公里。1998年，俄罗斯科学院西伯利亚分院按照俄罗斯天然气工业公司的要求进行了研究，建议这个天然气管道干线方案首先要把西西伯利亚的天然气输送到西伯利亚的南部地区，同时要向中国出口，这是给当时康采恩的领导对有建设难度的西伯利亚一托尔若克一石泉通古斯一远东一中国这条北部管线提出的一种选择性建议。最近几年，萨哈林岛石油和天然气的输出量将出现明显增长。那些未与东西伯利亚石油天然气保障系统一体化的萨哈林岛大陆架油气田输送项目，第一阶段应保障萨哈林州和哈巴罗夫斯克边疆区的天然气化、保障阿穆尔共青城和哈巴罗夫斯克石油加工厂的生产负荷及出口需要。目前，萨哈林北部一德卡斯特里港的新管道正在运营。一些项目最近将要投入使用：萨哈林北部一萨哈林南部管道和在萨哈林岛南部建设的液化天然气厂及液化天然气和石油运输的换装设施、阿穆尔共青城一哈巴罗夫斯克管道。今后这些管道可能在哈巴罗夫斯克地区与东西伯利亚一远东的石油和天然气管道系统相连。
未来可以利用太平洋的一些港口把西伯利亚的天然气和液化天然气经东西伯利亚和远东出口到日本、韩国、中国东北地区和美国西部地区，还可以利用北方海路出口亚马尔一涅涅茨自治区的液化天然气。
三、发展东西伯利亚石油天然气综合体投资纲要的预测和评估
国家政策的扶持力度及那些参与实施东西伯利亚石油天然气综合体大项目的公司进行投资活动的回报率，都与项目实施的效益和规模有直接关系。俄罗斯科学院西伯利亚分院经济与工业生
产组织研究所正在评估2025年前实施西伯利亚石油天然气综合体发展的创新方案和利用网络模式出口石油纲要的可行性。
石油天然气综合体发展的创新方案要求东西伯利亚大量开采石油和天然气，同时向亚太地区国家大批出口石油。它是根据建立东西伯利亚石油天然气综合体的一些有利因素做出的推测：预测的石油和天然气资源储量很多，一些石油公司和石油运输股份公司在实行投资战略时能够互相协调和沟通，国家采取措施降低项目参与公司的投资风险，为活跃投资活动出台优惠的税收制度。
对投资规划进行分析的结果表明，完成创新方案，同时在实际投资数量很大的条件下出口东西伯利亚石油天然气综合体的石油原则上是可行的。在地质勘探作业顺利进行的情况下，东西伯利亚石油天然气综合体的开采公司2020年将把石油的开采能力提高到6000万吨，并保障出口石油5000万吨，随后石油的开采能力将提高到8000万吨，并稳定出口。
东西伯利亚石油天然气综合体投资项目的总量与可能取得商业效益的规定相符：开采项目和运输项目赢利的国内标准在9％～14％之间。根据乐观的预测，2015-2025年投资纲要的收益能达到1594亿美元，悲观的预测则为850亿美元(见表9)。纲要中需要大量投资的部分是石油天然气资源开采方面。东西伯利亚石油天然气综合体实施开发石油资源的投资纲要需要1018亿美元，其中建设输油管道占15.7％，开采伊尔库茨克州的石油资源占38％，克拉斯诺亚尔斯克边疆区占29％，萨哈共和国占21％。保障储备资源的增长需要120亿美元，主要应向采矿公司投资。
发展石油加工、石油化工和天然气化工部门所需资金要根据实行的方案而定，为90亿～240亿美元。
Abstract： Natural gas has become the important fuel form for people's life and production. In order to ensure the security and stability of gas supply， effective management of the construction quality of natural gas project is necessary， so as to ensure a high level of engineering quality. Quality control needs to be implemented in every aspect of the gas engineering construction management. This paper focuses on a number of key points of gas engineering construction management， and discusses the relevant quality control measures， hoping to provide useful reference for the person concerned.
关键词： 天然气工程；施工管理；质量控制
Key words： natural gas engineering；construction management；quality control
中图分类号：TU71 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）20-0129-02
0 引言
能源供应和环境保护已经成为了制约我国经济和社会可持续发展的两个重要瓶颈问题，大规模地推广应用基本上对环境无害或者危害程度低的环保能源已经成为了我国的必然选择。在此大背景下，天然气的应用范围越来越广，对于缓解我国的能源紧张情况、降低经济发展过程中的环境压力大有裨益。天然气工程的质量水平会直接影响天然气供应的安全性和稳定性，强化对天然气工程施工管理与质量控制具有重要的现实意义和价值。
1 天然气工程施工管理与质量控制措施
1.1 天然气工程的施工难点 ①影响工程质量的因素多，质量控制难度大。天然气工程从方案设计之初到工程的完工，在这漫长的工程周期中，影响工程质量的因素非常多，既包括主观方面的，也包括客观方面的。例如，工程设计方案质量、施工工艺水平、施工材料质量、施工人员及其管理人员素质、自然环境因素等均会会天然气工程质量产生影响。②隐蔽工程数量众多。天然气工程存在着数量众多的隐蔽工程，例如，穿越地下障碍、埋地钢管防腐处理、埋地钢管焊接处理、埋地钢管的开挖与回填等等。鉴于隐蔽工程数量众多，质量管理人员需要认真督查并对相关检查进行认真记录，强化焊接作业人员素质，否则非常容易出现各种各样的质量问题，为天然气工程的后续使用埋下事故隐患。③工程质量标准严格。天然气工程对本身的工程质量有着严格的标准和要求，在工程当中所使用的各种材料、管件及其相关设备必须要符合特定的规定，不论是材料质量方面，还是承压要求方面，其严格均是非常明确而且严格的，这也决定了天然气工程质量管理和控制的难度。
1.2 工程设计阶段的质量控制措施 ①设计阶段的质量控制。设计阶段的质量水平将会直接决定整个天然气工程项目的质量水平；如果设计阶段的质量水平得不到保证，则整个工程项目的质量便很难符合要求。为了能够为工程设计提供必要保障，应该做好以下几个方面的工作：首先，确保工程项目的整个设计团队具有较高的综合素质尤其专业素质，需要对设计团队人员进行必要的技能培训和知识培训，定期对设计人员进行专业技能考核，只有培训合格和考核合格的设计人员才能够允许参加天然气项目设计。其次，强化对天然气工程设计方案的审核。为了确保设计方案具有较高的质量水平，需要严格贯彻落实设计方案审核制度。在审核设计方案过程中，需要重点关注设计方案与实际情况的匹配程度，审查设计方案是否符合现场勘测结果，管道设计方案是否满足运行要求。同时为了避免在施工过程中出现意外情况，导致工程项目无法顺利完成，建议设计备用方案以备不时之需。最后，严格遵守设计方案的修改章程。在设计方案的落实过程中，往往会因为各种原因而需要对设计方案进行必要的调整或者修改，如果确定需要修改，必须要严格依照设计方案方案的修改程序进行修改，避免因为修改混乱而降低工程质量。②施工阶段的质量控制。首先，严格审查施工单位的资质，提高施工人员专业素质。对施工单位的资质审查必须严格，严格审查施工单位是否具有天然气工程施工能力及经验，同时，对施工队伍人员的专业素质、管理水平、技术装备、信誉等各方面进行严格审查。其次，严格控制施工质量。选择经验丰富的施工人员对整个项目进行管理，从管理上提高施工队伍的专业水平。对工程中使用的材料进行严格检测，对进人整改环节的材料还需进行复检，保障材料使用合格。在施工中，可根据施工环境，业主要求，施工特点，施工人员及材料等因素，选择最优化的施工方案进行施工。最后，加强工程施工督查力度，强化责任制施工质量检测体系。成立专业验收小组，负责对工程进行分项验收及综合验收。③重视工程隐患部位的质量控制。工程竣工验收后，要做好工程质量记录，并给出相应的评估报告，对存在工程隐患的地段或环节，在竣工资料上要注明，并安排日常巡线人员进行监控，制定完善的应急处理预案。首先，根据不同的工程记录，定期对工程质量薄弱环节进行监控检测。其次，提升运营维护队伍素质，增强安全意识，不要等到出事了再去想办法解决，要将工程存在的隐患实时进行排除。
1.3 施工管理与质量控制措施 ①严格审核施工组织设计方案。对施工组织设计方案进行严格地审核是天然气工程在正式开工建设之前必须要做好的重要工作之一。天然气项目监理部需要依照相关标准严格对施工组织方案进行审查。审查通过之后的施工组织设计方案将会成为未来天然气工程施工的重要指导。施工组织设计方案所设计的内容因素非常多，它们的相互关系必须要清晰明确，通常需要重点协调施工材料、施工人员、施工机械、施工时间、施工场地、施工技术、施工质量、施工进度等因素。同时，施工组织设计方案还应该包括及时应对各种突发事件的应急预案，便于以后及时管理和纠正各种错误和偏差。②完善工程质量动态控制检查制度。建立起完善的工程质量动态控制检查制度，并将其严格贯彻落实到天然气工程的整个过程中。从工程项目的破土动工一直到工程项目的竣工，工程质量管理和监督人员通过日常巡检、平常抽检等方式对工程每一个环节的质量情况进行全程跟踪，并将检查结果以文字或者视频的方式记录下来。如果在检查过程中发现了各种问题，能够在现场当时解决的应该坚持现场解决，如果现场无法解决，则需要及时向上级主管部门或者主管领导进行汇报，坚持发现问题、解决问题的基本原则。③严格落实施工人员资质审查和施工材料、设备质量审查制度。施工人员的资质审查的主要内容是指对施工人员上岗证以及其他相关专门技能证书（高空作业证书、焊工证书等）的审查，确保施工人员不会成为质量管理和控制的短板。施工材料、设备质量审查主要是指对施工所需材料、设备及其相关配件的质量、型号、性能等指标进行严格检测和试验，确保施工材料和配件质量过硬，施工设备运转正常。
2 结束语
在天然气项目施工过程中及工程结束过程中，要认真做好各项质量记录，并根据相应的材料做出总结，制定完善的监管机制，根据工程的不同阶段进行监控，对出现的各项问题要及时上报，提升维护人员的素质，增强安全意识，将工程的安全隐患消灭在萌芽阶段。
参考文献：
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关键词：天然气管道 管理与维护
中图分类号：TE832 文献标识码：A
前言
管道保护机制的建立为管道保护工作搭好了框架,为如何更好的保护和使用管道,在保证安全的前提下,实现企业利益的最大化指明了工作方向,确保了管道保护始终处于受控状态和安全平稳运行。同时,随着政治体制改革和国民经济与社会的发展,相关内容也应该及时进行调整和补充。
1、天然气管道管理措施
加强天然气管道管理有着十分重要的意义，为了预防天然气管道火灾或爆炸事故的发生，避免天然气泄露，要加强对管道材料的把关，要选择最好的施工材料。同时，在施工中要严格控制施工质量，还要控制火源。为了一进步提高天然气管道的管理水平，需要做好以下几方面的工作：
（1）在天然气管道管理中引入风险评价技术。引入风险评估，能够及早发现天然气管道的问题，便于及时采取有针对性的措施。通常来说，管道存在管道本身材质缺陷、施工缺陷、人为破坏等诸多危险因素，引入风险评估技术，可以及时识别这些危险要素。可以提前采取故障树方法和风险矩阵法等定性风险方法，对天然气管道风险进行评估。
（2）在天然气管道管理中引入风险检测技术。风险检测技术是建立在风险评价的基础上的，在对管道进行风险评估后，如果评估有风险存在，就要进行相应的风险检测，只有坚持评估和检测的统一性，才能有效降低管道运行的风险。一般情况下，采用内部检测和外部检测相结合的检测方法，在内部检测时，通常对管道的腐蚀程度进行重点检测，采用管道腐蚀缺陷检测技术，同时也对管道裂纹等进行检测，常用的检测工具有电磁声能检测器和超声检测器。当内部检测无法进行时，就要采用外部检测，包括外防腐层的检测技术和射线等无损检测方法。
（3）制定风险管理计划，建立应急预案。天然气管道的运行中存在安全隐患，要想预防这些安全隐患，必须制定风险管理计划，并建立相应的应急预案。当安全隐患和事故出现时，可以第一时间启动应急预案。这样就可以有效降低事故的风险，可以最大程度保护人民群众的生命财产。可以将事故的危害降到最低、而完善的天然气管道风险预案应该包括发生事故时人员的操作规划，具体操作方式，以及相应设备及器材的处理等。要建立一个较为完善的紧急疏散方案和救援方案。
（4）实施统一的自动化管理。由于我国当前的天然气管道大多属于长输管道，管理起来难度较大，采用现代信息技术实现集中统一管理，不但能够提高管理效率，还能够节省人力物力投入。因此，应该建立一个自动调度控制中心，对全管道实施集中的电子化管理。对管道
的现场数据进行采集，并进行自动化传输，调度中心对管道全线的运行进行监控，当管道某一环节出现问题时，相应数据就会被反馈到调度中心。就可以适时地对管道进行监督，保证管道的正常运行。
2、在管道安全运行保护方面采取的主要手段
2.1 企地联动加强管道保护宣传
天然气管理处十分重视管道安全运行的宣传与教育,着力让社会和公众,尤其是地方政府了解输气管道的重要性、运行特点、潜在危险及天然气管道泄漏迹象和应急防护措施,定期(一般是一年或两年)向地方政府提供最新的“管道走向示意图”,避免在地方规划建设过程中形成新的管线安全隐患。处属各作业区每年都与地方安监、公安等部门联合开展二次以上的管道保护宣传活动,在社会和公众中树立了管道保护的法律意识。
2.2 构建企地联动保护机制
天然气管理处部分作业区积极与地方安监、公安等部门接“对子”,对辖区内的管道安全隐患问题共同处理,为管道保护工作开通“绿色通道”。合江输气作业区与四川省泸州市公安局、泸州市纳溪区安监局、重庆市江津区白沙镇安办等部门结成共建单位。做到了提早介入监督管理,将隐患消除在萌芽状态。
2.3 开展应急演练与安全培训
输气管理处制定了管道事故应急预案,并成立了专门的抢险应急救援机构;所属作业区分别制定了分预案,建立了专门的抢险应急库房。输气管理处所属各作业区就如何应对管道事故和保护公众、自身安全对员工进行了培训,开展了管道少量泄漏、天然气管道大量泄漏、天然气管道爆管等不同事故状况的实战演练,为应对管道突发事故、将事故造成的影响降低到最小打下了基础。
2.4 利用高新技术保护管道运行安全
输气管理处十分注重高新技术在管道安全运行保护中的运用,近年来开发或利用了大量管道安全保护新技术,如在管道防护方面,采用了GPS长输管线巡检系统,具有GIS定位、现场图片显示等重要功能,可以对巡检人员的巡视线路进行监视,检查巡检人员的工作状态,在管线维护人员发现新增隐患或遇到人身安全问题时实现实时报警,提高了管道安全管理工作质量。在管道防腐方面采用了阴保设备,抑制管道腐蚀对管道提供更有效的保护,延长了管道的使用寿命。
2.5 聘请信息员协助天然气管道保护工作
输气管理处现管理着3616km在役输气管线,里程长、跨度大、管线周边环境较为复杂,管线维护工较少,人均管理着不少于20km输气管线 ,除每周不少于一次的巡检工作外,还兼顾着管线周边施工点的监控,工作任务繁重。保证了管线周边施工点始终处于受控状态。
3、天燃气管道维护措施
（1）制定严格的日常维护计划，并落到实处。天然气管道的维护工作重于泰山，它是保证天然气管道安全的重要手段。因此，必须要高度重视日常维护。首先，要制定维护制度。维护制度中要对维护人员的操作行为、维护时间等进行详细的规定。要保证一个月至少一次的维护和检查，并要求相关人员做好维护记录，对管道的运行状态做出科学评估。如果维护人员没有按照要求进行维护货做好相关的记录工作，要根据制度进行相应的奖惩。其次，要完善维护方式。为了让管道维护有据可循，要建立维护档案。让维护人员做好表格登记、记录登记、运行登记、检查报告等，这些维护档案的存在，是天然气管道维修的重要资料，要严格保管，避免遗失。
（2）要坚持一发现便治理，消灭隐患。天然气管道维护是一项非常艰巨的工程，天然气管道在长期的运行中，必然会发生老化等现象。如果维护中维护人员发现管道有老化，并发生漏气现象，要及时通知负责人员，并要进行管道更换，不能放之任之。此外，要加强防腐维护。在维护中要对管道表面进行防腐涂层处理，避免腐蚀造成的管道损坏。可以采用多种性能好的防腐材料。
建议:一是将工程项目的设计纳入“管道保护运行机制”的范围管理,从源头上把好关;二是在以后项目设计评审中,作业区做好相关的审查工作,充分考虑后建工程对已建设施的影响,并建立起相关的责任制度,对岗位职责范围内的审查内容要担负责任。
结束语
综上所述，管道作为世界各国天然气的运输渠道，近些年来爆发了多起管道爆炸和泄露时间，极大地破坏了社会稳定。我国天然气管道起步晚，天然气管道运行中，由于不重视管理和维护，每年都会发生一些管道事故，这些事故的出现造成了恶劣的社会影响，也造成了巨大的人员伤亡和财产损失。因此，必须要加强管道管理和维护，防患于未然，提高天然气管道运输的安全性。
参考文献：
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[4]辛彪,李知韦.天然气长输管道安全管理初探[J].商业文化(下半月),2011年08期
【关键词】 跨越，天然气管道，技术处理
1. 项目概况
临吉高速公路工程位于山西省西南部临汾市内，路线起点于临汾枢纽互通顺接长临高速并衔接大运高速公路，终点在临汾市吉县壶口跨越黄河进入陕西省境内。该项目是国家高速公路网“7918”规划方案第六横的重要组成部分，同时也是山西省规划的“人字骨架，九横九环”高速公路网主骨架中第八横（黎城下湾至吉县壶口）的重要组成部分。它是山西省西南部地区西通陕、甘、宁，东达京、津、冀的重要战略通道，对加快山西经济和旅游业的发展具有重要意义。
2. 天然气管道保护方案的选取
南辛店互通立交位于襄汾县内南辛店附近，主要作用是方便襄汾县境内南辛店附近的车辆上下临吉高速。互通区地形平坦开阔，无重要地物控制。该互通设置为B型单喇叭互通，匝道布设采用上跨主线，与被交二级路平交的形式。
在互通区K173+419、AK1+138.6附近有一条天然气管道，直径约30cm，方向分别为前进方向右偏角126.6°、96°，原先为暗埋，位于地下约2～3m。（如图1）
关于管道保护方案，最初设计组提出，使用一根Φ60cm的钢管外穿天然气管道，埋置于高速公路填方路基之下，从而保护管道。经与山西天然气股份有限公司联系沟通，对方提出两点：1）天然气输出地为侯马市，主要为居民生活之用，必须保证24小时畅通，不允许中断；2）外穿钢套管的方案不可行，所制定方案应保证日后管道可以实施例行检查和维修，即要方便工人进入。为此，设计组重新指定了方案：在与高速公路相交处路基下方，均做钢筋混凝土盖板涵，吊装盖板之前，将涵洞内虚填土方，并将洞口砌筑封死，以后维修打开洞门即可。
3. 互通区的地质特点及涵底处理措施
本互通区内分布的第四系上更新统马兰组（Q3m）黄土，主要由粉土、低液限黏土和粉质黏土组成，土质较为疏松，大孔和虫孔发育，具有垂直节理，具湿陷性，根据探孔取样进行湿陷性试验，结论为属于Ⅱ级非自重湿陷性黄土，湿陷量347.02mm。
在上覆土层自重应力作用下，或者在自重应力和附加应力共同作用下，因浸水后土的结构破坏而发生显著附加变形的土称为湿陷性土，属于特殊土。在湿陷性黄土地基上进行工程建设时，必须考虑因地基湿陷引起附加沉降对工程可能造成的危害，选择适宜的地基处理方法，避免或消除地基的湿陷或因少量湿陷所造成的危害。
不同于其它涵洞，这两处天然气保护涵洞由于天然气管道的存在和特殊保护要求，而不能使用常规的灰土挤密桩、强夯等工艺来消除湿陷性，必须进行特殊设计。
K173+419、AK1+138.6填土高度分别为4.3m、8.7m，基底承载力要求分别为不小于250KPa、不小于350KPa。为消除黄土的湿陷性，提高地基的承载力，施工图在涵底设计50cm三七灰土，灰土下再换填2m厚砂砾垫层。
4. 天然气管道保护涵的尺寸拟定
为方便日后维修，管道保护涵高度设计为2m，将管道放置于涵底铺设的50cm厚细砂内。
K173+419涵长72.02m，经挖探，该处管道为折线布设，准确位置尚不明确，因涵洞较长，考虑管道的折线变化，保护涵跨径拟定为4m，由于涵顶填土约4.3m，涵洞基础高、涵身宽度、盖板厚度分别拟定为1m、0.9m、40～44cm，见图2。
AK1+138.6涵长42.51m，经挖探，该处管道基本为直线，保护涵跨径拟定为2m，由于涵顶填土约8.7m，涵洞基础高、涵身宽度、盖板厚度分别拟定为1.2m、1m、32～34cm。
5. 天然气管道保护涵施工工艺及注意事项
5.1 开挖基坑
要求分段开挖，一次开挖长度约8m（两个涵身段），且挖开管道之后需将管道临时支起。见图3。
5.2 基底处理
涵底必须人工夯实，施工完成后，换填200cm厚砂砾垫层，每层松铺厚度25cm，要求均匀、密实，压实度≥96%。换填砂砾施工完毕后，进行三七灰土垫层施工，每层按照松铺厚度15cm摊铺，压实度≥96%。
5.3 基础施工
按照设计尺寸加工并绑扎基础钢筋，绑扎时要与涵身预埋钢筋连接牢固，模板安装需对其平面位置、顶部高程、节点联系及纵横向稳定性进行检查，确认无误后浇筑混凝土。
混凝土浇筑注意事项：浇筑施工前将模板内的杂物、积水等清理干净，检查混凝土的坍落度及施工和易性，符合要求方可进行浇筑施工。采用溜槽将混凝土浇筑入模，每层按照30cm水平分层进行浇筑。上层混凝凝土在下层混凝土初凝或能重塑前浇筑完成。浇筑完一层后，及时用插入式振动器振捣。每层使用两根振捣棒，连续振捣密实，振捣棒在每一处的持续时间以拌和物表面混凝土停止下沉，不再冒出气泡和表面呈现平坦、泛浆为限。不宜过振，也不宜少于30s。振动棒的移动间距不大于50cm，与侧模保持50-100mm的距离，并插入下层混凝土50-100mm。振捣结束时对低洼处予以人工找补，使基础混凝土表面平整。
混凝土浇筑要连续进行。
混凝土浇筑完毕，用木抹子抹平表面，待混凝土收浆后洒水进行养护。
5.4 涵身施工
涵身按照沉降缝划分分段浇筑。涵身模板采用定制加工的组合定形钢模板进行模板拼装施工，模板内部尺寸控制准确，模板之间采用螺栓进行连接，相对的两侧模板之间用双钢管配合燕尾卡进行固定，模板周边用钢管支撑稳固。混凝土浇筑施工过程中，随时对模板稳定性进行观测，发现有超出允许变形偏差的可能时，要及时进行纠正。
5.5 盖板预制及安装
盖板预制包括钢筋加工及安装、模板安装、混凝土浇筑及养生三道工序。
预制盖板在混凝土达到设计强度的85%后，移运到堆放场地，涵台施工完毕达到一定强度后，进行盖板安装施工。
安装前检查支撑面是否表面平整无杂物，首先在涵台顶部铺设厚度不小于1cm的油毛毡垫层；然后依照从右向左的顺序用25T吊车依次将盖板吊装就位，安装过程中安排技术人员逐板检查板与支撑面是否密合，板与板间的缝隙是否与沉降缝吻合，若发现不符合要求，要重新安装就位。盖板与涵台的接头必须用小石子顶紧填塞M10水泥砂浆。
安装完毕后，采用M20水泥砂浆填充台背与盖板间的间隙。当其强度达到设计强度的70%时，进行台背填土施工。盖板顶、台顶防水层采用涂热沥青两度，每度1～1.5mm，两度间铺油毡纸一层。
5.6 涵洞进出口采用砖砌封口。
关键词：天然气 置换 管网 气推气
随着城市燃气事业的迅速发展，新建城市燃气项目和不同气质通气前的维修，都需要置换。置换首先要确保设施的自身安全；其次是确保供出的燃气能满足用户的使用要求。天然气置换是一项危险性的工作，若置换方案选择不当或操作失误，均可能发生恶性事故，造成惨重损失。为此，天然气置换的安全问题显得特别重要；其次，置换还应考虑经济问题，若方案不当将造成置换工作量大，费用高。用什么安全、经济的方法将中压管网、居民户内管道的空气置换为天然气，是一个值得认真探讨的问题。对此发表一些看法和意见，作为我公司尉犁县天然气入户点火的实施方案。
根据目前同行业的成功经验，城市中压管网、居民户内的置换一般有如下两种方法可以采纳。
1． 惰性气体置换法
用惰性气体（氮气）先置换管道里的空气，再用天然气置换管道里的惰性气体。即把惰性气体作为置换中间介质，这里所说的“惰性气体”是指既不可燃又不可助燃的无毒气体。如氮气（n2或液氮）、二氧化碳（co2）、烟气等，均可以采用。
具体操作过程是先将惰性气体充满管网，加压到一定程度置换出空气，直至管网惰性气体的浓度达到预定的置换标准为止；然后再以燃气充满管网，同样加压到一定程度置换出惰性气体，从而完成置换程序。此法操作复杂、烦琐。反复进行两次换气，不仅耗用大量惰性气体还耗用大量的燃气，发生费用较高，其换气时间长，工作量大，既不经济又费事。但是它可以确保可燃气体不会与管网中空气接触，不会形成具有爆炸的混合气体。因此此法可靠性好，安全系数高，成功性大。是燃气行业以前普遍采用的传统的置换方法。
2．燃气直接置换法
燃气直接置换法也称“气推气”置换法。此办法是直接将燃气缓慢地进入管网替换出空气，从而达到置换目的。
当打开天然气总阀开始送气时，可通过可燃气体报警器检测放散处可燃气体浓度，以确定是否达到预定的置换标准。燃气达到一定浓度时，报警器即报警，关闭放散阀，置换宣告结束。
此方法的特点是比较简便和经济，但是具有一定的危险性。因为在置换过程中，管道里必然要产生燃气与空气的混合气体，并且要经历爆炸极限范围。对于纯天然气来讲，它的爆炸极限为5～15％，再考虑到其混合的不均匀性，天然气含量45％以下均应视为危险区，遇火源，就要发生爆炸。为此必须严格控制火种和可燃气体的流速，并采取各种安全措施，确保无火种，才能安全地渡过其“危险期”。
要确保置换过程中没有任何火源，以引爆或产生火花引爆这极具危险的混合气。为此进行如下分析：一是确保在吹扫时清理净管网内的石子，以防止其在高速流动的气体推动下产生火花。二是全线阀门必须关闭，然后在最远端打开一处阀门，在排完空气的情况下，缓慢开启天然气阀门。并逐一使用同一方法进行全面置换。三是必须严格控制明火火种靠近置换现场。我们所说火种有三种：一是明火。二是高速气流会因“摩擦”产生静电。但是，由于我公司使用的是pe管道系统，不会有电荷集聚导致高电位，而产生放电火花。三是高速气流吹动管道中可能残留下来的石块、铁屑、焊条头等固体物品因碰撞产生火花。这种可能性是存在的，是主要危险源。其根源是高速气流，解决它的关键是坚决杜绝高速气流而确保低速；即便有石块等“杂物”，也不会被吹动，也就不可能产生火花了。根据天然气管道实际吹扫经验，我们确定将置换天然气流动速度控制在3米/秒以下。用阀门的开启度来控制流速。
经上述分析，说明天然气管网可用天然气直接“置换”；即慢速充入天然气置换后再投入运行。该法必须注意排除其危险性，方法较简单，经济合理。
3． 燃气直接置换步骤
试压合格后随即进行置换。下面以尉犁县天然气工程中压管网置换为例，步骤操作如下：
（1）试压、置换前的准备工作
①成立管网检查（试压、置换）工作领导小组，明确具体的分工，各负其责。
②经过多方研究讨论，确定试压、置换方案，并制定实施细则和具体措施，打印成文，以便遵照实施。
③对管道和设备进行试压。对阀门、法兰、焊缝等各种设备和联接处进行认真细致的检查，对有泄漏之处进行处理。
④联接好试压、置换工作所需用的临时管道和设备。如加气管、排气管、空压机等；并做好其它一切有关的安全防范物质准备工作。
（2）试压及置换工艺流程
①在一个调压箱放散阀处联接打压胶管，与空压机相连。
②关闭所有调压箱前阀门，以最远端调压箱前放散阀作为空气的放空管。
（3）试压、置换的操作步骤
①为了便于指挥、控制，不致操作失误，在试压、置换前，首先关闭全部调压箱前阀门(可在阀门后加装盲板)，使整个系统成为密闭状态。
②启动空压机，打开加气管的控制阀门，向管网充空气，使压力先缓慢升压至运行压力，保压8小时，如无卸压现象，即可在未端放散处（或在门站放散管处，充分利用压缩空气进行最后一次的吹扫）放去空气。
③试压合格后进行置换。在末端放散处放去空气，直止无压力状态下（与大气相平衡为止）。慢速打开城市中压管网总阀。
④在慢速打开城市中压管网总阀后，用可燃气体报警器监视放散阀处的气体浓度，报警器发出报警，即关闭放散阀，中压管网置换完毕。
⑤打开调压箱出口阀，打开一栋楼的楼栋阀（关闭其余楼栋阀），打开楼栋最远端一个表箱阀（我公司采用户外装表。关闭其余表箱阀），拆除楼栋最远端一个表的表前接头（关闭其余表前阀）。打开表箱阀、表前阀放散。用可燃气体报警器监视放散处的气体浓度，报警器发出报警，即关闭表箱阀、表前阀，恢复表接头，表前阀管线置换完毕。
⑥一个人进入居民家中，打开灶前阀，一个人打开表前阀，在灶前阀处连接胶皮软管向室外放散。用可燃气体报警器监视（灶前阀）放散处的气体浓度，报警器发出报警，即关闭灶前阀，灶前管线置换完毕。
⑦连接灶前阀至燃气灶（器具），打开阀门停留片刻，待胶管内空气置换完，点火。整个置换过程完成。
关键词：管道燃气 供气方式 技术分析
人类生活所需的燃料的应用与发展与人类社会发展一样，循序渐进，由低级到高级；供应途径则由落后到先进，并不断向现代化和自动化迈进。人类从懂得用火熟食延续至今，燃料的应用经历了植物燃料、固体燃料、液体燃料、气体燃料四个阶段。气体燃料的发展则又明显地随着社会经济的发展而发展，随着工业技术的进步而进步，并不断向高层次发展。从煤气的供应开始，过渡到液化石油气，最终实现天然气大管网供气是世界性的气体燃料发展的途径。
煤、石油和天然气是2l世纪世界能源利用的三大支柱。天然气作为一种能源，具有环保、高效、安全(天然气的着火温度商、爆炸界限小、相对密度比空气轻，不含CO)、储量丰富的优势。当今世界各国都十分重视天然气的开发、利用和环保的优势。
随着社会经济的发展和工业技术的进步，气体燃料从煤气的供应开始，过渡到液化石油气，最终实现天然气大管网供气，已经成为世界性的气体燃料发展途径。管道煤气作为城市的主要基础设施，在国内城市建设中都得到了优先发展，为城市小区提供了三联供的必备条件，充分利用管道煤气为城市环境服务，为广大民众服务，创造出人与城市、人与地球更为和谐幸福的生活空间；也为供气公司提供广阔的供应市场，创造出更有成效的经济效益。为确保供气安全必须采取必要的措施提高工程的设计质量、施工质量和运行管理质量。
广东省中山市是一座新兴的现代化城市，中山港华燃气有限公司成立于1995年，是香港中华煤气有限公司与中山市城市建设投资集团有限公司的合资企业，注册资本9600万。公司主营业务是在中山市内以管道方式供应天然气、代天然气、石油气、油制气等可燃气体，配套气体燃料储存和燃气具供应、安装、维修及相关辅助业务。经过十多年的不断发展，中山港华至今共完成投资超过3亿元，管网建设不断完善，供气管网长度逾700公里，覆盖绝大部分城区面积，民用客户数量突破10万户，工商业客户近千家，成为中山重要能源供应商和优质服务商。随着房地产市场的发展，每年新增约2万户，每年的管道安装工程量约0.4亿元。
管道燃气小区供气是一种比较灵活的供气形式，在许多城市普遍存在。在进行住宅小区管道燃气设计时，考虑的因素很多，诸如气化站容量，气化器选型，调压方式等，其中调压供气方式的选择至关重要，因为它关系到整个工程的造价及燃具燃烧工况的稳定。所以，我们在选择调压供气方式时，应通过技术、经济进行比较，力求做到技术可靠、供气安全和节约成本。本文将结合中山市管道气供气小区的实际情况，对不同调压供气方式进行技术性分析和比较，并提出具体的小区供气方式解决方案。
1 管道燃气调压供气方式
管道燃气调压供气方式有如下三种：
方式A：中压输送+中压进户+分户调压，供气压力控制值为0.55kg/cm2，气化站内安装中压调压器，燃气直接入户，每户分别安装一个户内调压器。
方式B：中压输送+楼栋调压+低压进户，供气压力控制值为0.55kg/cm2，气化站内安装中压调压器，使用楼栋调压器将压力降低，经楼前管将燃气送往各用户。
方式C：低压输送+低压进户，气化站内安装中、低调压器，前管网均为低压。
2 三种供气方式的技术性比较
2.1 从原理上看，燃具前压力越接近额定压力，燃具的运行工况越稳定，设备运行也越安全，而方式A分户调压，能确保燃具在额定压力下工作，技术优势最为明显。
2.2 但是分户调压在施工和运行中的情况依然存在不足，主要原因在于国产户内调压器质量不均匀，会影响到供气的安全性。所以在实际中通常选用质量较好的进口分户调压器，或加设安全切断阀在用户调压器之前，但是两种方法均大幅提高用户的设备费用，因此方案选择还应当充分根据小区具体情况，结合经济与安全综合考虑进行方案设计。
3 方案总结与讨论
小区的状况在实际施工中通常划分为高层单体建筑（如中山三路某生活小区）、多层建筑多庭院用户（如悦来南某生活小区）、多层建筑少庭院用户（如白水井西街某宿舍）、别墅区四大类型。根据类别不同，因地制宜地选择小区调压供气方案是经济可行的。以下列出4种具体解决方案可供参考。
3.1 高层单体建筑可优先选择方式A：中压输送+中压进户+分户调压，可以充分体现其技术优势。
3.2 多层建筑多庭院用户可优先选择方式B：中压输送+楼栋调压+低压进户，管网投资适中，又不会浪费较多的调压设备费用，同时也能保障燃气具工作安全可靠。
多层建筑如果庭院用户不多，可选择瓶组供气并采用低压进户的供气方式（C方式）。因为此时低压主干管可选择φ57×3.5的无缝钢管或DN63×3.6的PE管
3.3 多层建筑少庭院用户可优先选择方式C：低压输送+低压进户，此种方式管径及管网投资不增加，调压设备费用最低。
3.4 别墅区用户可优先选择中压入户，因为管道铺设的距离较长而利用率较低。
综上所述，对于不同的小区供气条件，三种调压供气方式各有所长，在实际的设计和施工中应当做到因地制宜，通过技术、经济进行比较，选择合理的调压供气方式，力求做到技术可靠、供气安全和节约成本。
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作者简介：沈文浩（1981-），男，河南洛阳人，电子科技大学中山学院机电工程系，博士，主要从事机械设计和流体控制等方向的研究工作。
关键词:加气站；工程建设；现场管理
一、天然气加气站工程建设质量要求
我国对天然气加气站工程建设质量的主要要求有：施工原材料及其相关附属设备要符合国家标准对质量的要求，材质所具备的承压等级必须符合国家相关规定。此外，还要保证施工材料质量合格、工程方案设计合理、工程施工队伍有过硬技术、质量监督过程做到严格把关。
二、天然气加气站工程建设特点及施工难点
（一）隐蔽性较强，施工过程复杂
天然气工程施工存在数量众多的隐蔽工程，例如，埋地钢管防腐处理、埋地钢管焊接处理、穿越地下障碍、埋地钢管开挖与回填等等。天然气工程具有隐蔽性的特点的原因是由于天然气输送管道绝大多数都埋藏于地下，管道埋设焊接、防腐防锈处理以及地下障碍物的疏通都是从地下实施。这使得工程施工难度和维护难度大，若出现问题，会使排查过程更为复杂，因此要在施工准备阶段深入考虑制定好完备的应急策略，以实现安全施工。
（二）影响工程质量因素多，控制质量难度大
一般天然气加气站建设覆盖地域范围较广，不同地域的土壤状况会对工程设施产生纷繁复杂的影响。同时，不同地域的地表植被环境也会对施工难度产生不同影响。因此，影响天然气加气站工程的多因素问题，需在施工准备阶段作出充分调研和研究。
（三）对工程质量要求高
鉴于天然气的易燃易爆特点，天然气加气站工程对工程质量管理有严格标准和要求。工程中使用的材料、管件及其相关设备，必须要符合国家规定，在材料质量方面，和承压要求方面，均是明确且严格的，这也造成了天然气加气站工程质量管理和控制难的情况，要严格把控施工各个环节的质量关。
三、天然气加气站现场施工技术的主要内容
天然气加气站现场施工管理，以笔者从事多年相关工作的经验看，主要分为六项内容：一是要实测现场，绘制工程安装草图；二是要特别检查和验收隐藏工程的施工情况；三是要坚持熟悉图纸、定期项目交底，并作好施工前的技术准备工作；四是要强力实施强度及严密性试验，确保耐压达标；五是要统筹做好安装材料质量的检验与管理；六是会同行业专家实施竣工验收，悉心听取专家意见落实整改工作。
四、影响天然气加气站施工质量管理的因素
（一）工程施工人员质量意识淡薄
我国虽然在近年出台了一系列石油天然气工程管理方面的法规和施工标准，使工程施工更加规范，并保证了工程施工的各环节有规可据，使工程施工取得了良好的效果。然而，在天然气加气站工程现场的实际施工中，由于技术人员和管理人员在质量管理的意识方面淡薄，常存在不规范操作的现象，甚至未严格按照施工图纸施工导致工程质量差的情况时有发生。
（二）未健全质量管理制度
虽然当前我国对天然气加气站工程施工质量管控已有明确规定。但不够健全的质量管理管理制度，对天然气加气站工程施工质量管理未能起到严格规范的作用。因此，当前天然气加气站工程施工质量管理普遍偏低。
（三）监督管理不足
为提高生产效率，许多企业对工程施工质量管理投入不足，既未聘请专业工程监理单位全面检查，也未对施工材料、配件和设备等在实际安装前有效检查，且施工隐蔽工程时，更是未合理开展监理工程，同时，对施工图纸审查也问题重重。由于监督管理力度不足，天然气加气站工程在施工期间，留下诸多安全隐患，一旦未及时发现并整改，将对社会民众安危产生严重的影响，最终引发出更严重的社会民生问题。
五、提升天然气加气站工程现场管理的有效措施
（一）增强工程施工质量管理理念
从笔者的经验看，聘请专业工程监理单位，对天然气加气站工程施工的各个环节检查更为有效，可取。企业管理人员对工程材料、图纸严格管理，力争达标，才能在质量管理时降低问题的出现。发现问题时，应在第一时间向上级汇报和解决问题，解决问题后，才能继续施工。另外，要要求工程监理单位对工程各阶段严格审查，降低工程安全隐患。从而奠定天然气加气站工程施工质量的良好基础，发挥质量管理的关键作用。
（二）严格审阅施工组织方案
严格地审核施工组织设计方案，是天然气工程开工建设的第一步。项目监理需要依照标准严格审查施工组织方案，因为通过审查的施工组织设计方案是整个加气站工程施工的重要指导内容。施工组织设计方案涉及内容要素多，因此，要素间相互关系必须明确，对材料、人员、机械、进度、现场、工艺技术、质量标准、进度表等因素要重点协调。特别还应考虑应对突发事件的各种应急预案，以便及时处置错误和偏差以及现场管理中出现的各种安全隐患。
（三）不断建立健全质量管理制度
质量管理制度的完备性以及制度执行的严格性，是天然气加气站工程施工质量管理的重要保障要素。通过不断健全施工质量管理、人员管理材料及设备管理制度，可以使工程施工过程中，得到全方位的质量监督，也使各组织有严格的规范标准查证。出现违规操作和违反执行标准的情况，要按照“四不放过”原则，按照规范和技术标准要求逐项审查，确保对存在的问题有效整治。
（四）严格审查施工人员工作资质
对施工人员资质审查的主要是上岗证及相关技能证书（如高空作业证书、焊工证书等），以确保现场施工人员不会因技能不足而成为控制质量管理的重大隐患环节。在保障施工所需材料、设备正常运行的情况下，应定期对相关材质和施工质量进行采样检测试验，确保工程质量过硬，设备运转平稳。此外，在构建有效的质量监督机制方面，除了严格遵循监督机制对工程质量进行全面而系统监督管理外，还要有效衔接施工计划，尽可能避免施工问题反复发生，以降低工程建设的安全隐患。此外，还要充分建立质量管理奖惩体系，激发和调动施工管理人员的积极性、主动性。树立按规范施工，各环节严格管理的良好施工氛围，奠定工程质量的良好基础，使企业日后得以获取更多经济和社会效益。
（五）不断改进工程质量动态管控
不断改进的工程质量动态管控体系，可以将严格的工程规范体系执行到整个天然气加气站工程的每个环节。使工程项目动工至竣工的全周期里，监督人员对工程质量的管理过程深入人心。日常抽检可调整工程每项环节发现的质量问题，并实施全程跟踪，最终将结果以影像文字档案的方式予以记录，对后期的整改复查，确保安全隐患根治具有重要意义。同时，不断向施工人员分阶段讲解安全施工的重要性，分析总结典型天然气加气站工程建设项目质量控制的失败案例，切身体会因质量管控不严格造成的重大财产损失，对教育施工人员仔细做好每个环节的工作都具有重大意义。
六、结论
在天然气加气站项目施工管理中，及时有效做好质量记录，及时对照相应数据材料系统总结，不断改进健全的监管机制，在不同阶段分类对工程质量进行监控，把已经发生的各类问题及时处置，提高绩效管理的作用，采取多种方式增强现场施工人员安全意识，是彻底将工程安全隐患消灭在萌芽阶段的关键内容，也是保障企业提高安全质量管理，确保根本利益的重要环节。
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一、适用范围
本预案适用于我县行政区域内石油天然气管道运行中突发安全事件。
二、工作原则
（一）坚持以人为本的原则。把维护广大人民群体的根本利益，保护人民生命财产安全，作为应急处置工作的出发点和落脚点，并始终贯穿于应对事故的事前、事发和事后的全过程，最大限度地减少事故造成的人员伤亡和危害。
（二）坚持预防为主的原则。把应对石油天然气突发事件管理的各项工作落实在日常管理之中，加强基础工作，完善网络建设，增强预警分析能力，做好预案演练，努力实现早发现、早报告、早控制、早解决。
（三）坚持属地为主的原则。实行属地管理、分级负责、分类指挥、综合协调、逐级提升的突发事件处置体系。
三、组织体系及其职责
（一）组织体系。成立石油天然气管道突发事件应急指挥部（以下简称“县应急指挥部”），由县政府主管副县长任总指挥，有关部门负责人任成员。县指挥部下设办公室分别设在县发改局和县住建局，主管局长任办公室主任。按照有关规定，石油天然气城市门站以外主管道由县发改局负责，发生突发事件时，由县发改局承担县指挥部办公室协调职能；城市门站以内管道由县住建局负责，发生突发事件时，由县住建局承担县指挥部办公室协调职能。
（二）主要职责
1、县应急指挥部的职责：
①负责掌握处置事件的全面情况；
②组织指挥应急救援工作，调动公安干警、卫生、工程抢险等有关人员协调行动；
③派出工作组，赶赴事故发生地，协助处置紧急情况；
④组织民政、人力资源和社会保障、财政等部门和事发地政府、管输企业对受到事故影响的群众进行临时安置；
⑤控制漏油、漏气所造成的环境污染，及时消除危害。
2、指挥部办公室职责：
①负责向县应急指挥部报告事故信息及有关建议。
②贯彻落实县应急指挥部各项部署，组织实施事故应急处置工作。
③研究协调解决事故应急处理工作中的具体问题，决定采取有关紧急控制措施。
④为新闻机构提供事故有关信息，受应急指挥部委托接受媒体的采访。
⑤完成县应急指挥部交办的其他任务。
3、指挥部成员单位及其职责：
县住建局、质检局：负责组织专家对应急救援及现场处置进行专业技术指导。
县委宣传部：负责适时有关信息，对媒体关于突发事件的报道进行正面引导。
县监察局:参与管道突发事件的调查处理工作。
县环保局：负责测定事件周边环境污染情况，对造成的环境危害进行监测、评估、提出处置建议。
县气象局：负责提供与应急救援有关的气象保障服务。
县公安局：根据专家和指挥部的意见，确定警戒和交通管制范围，维持现场秩序，必要时协助驻地政府疏散周边群众，与管道企业和消防大队共同制定救援方案，参与管道突发事件的调查处理工作。
县卫生局：负责组织专家及医疗队对受伤人员进行紧急救护。
县交通局：负责组织抢险救援车辆，保障救援工作需要。
县安监局：负责组织管道突发事件抢险和救援工作，牵头开展管道突发事件的调查处理及上报工作。
县人力资源和社会保障局、县民政局及有关保险机构：负责伤亡人员及家属的安抚、抚恤、理赔等善后工作。
管道企业：负责组织专业队伍进行堵漏等抢险作业，负责抢救物资及装备的供应、组织撤离人员及物资等后勤保障工作。
各乡镇、办事处：协助县指挥部开展应急救援工作。组织村（居）委会抽调足够数量的工作人员，根据指挥部确定的范围，以广播和挨家挨户通知等方式，组织周边群众疏散，根据群众意愿，或投亲靠友或集中安排，对少数高龄老人、病人等行动不便的特殊人员，要安排车辆专人负责，采取适当方式，安全转移，并妥善解决转移人员的食宿问题。
四、监测监控和预警预防机制
（一）加强信息监测监控。建立石油天然气管道突发事件信息监测监控系统，统一接收、处理、统计分析石油天然气管道突发事件信息，经核实后及时上报县政府。
（二）搞好预警预防。管道企业要加强与气象部门的联系，及时获取气象信息，对可能导致较大以上安全事件的灾害性天气，要及时将信息传达到下游用气企业。
五、事件报告与应急响应
（一）事件报告。
石油天然气管道重特大事故发生（发现）后，事故现场有关人员应当立即报告单位负责人，单位负责人接到报告后，立即报告当地政府。事件发生地乡镇（办事处）政府应当在接到重大事件报告后30分钟内报告县政府，同时报告县指挥部办公室（县发改局）。紧急情况可越级上报。
（二）应急响应。
1、下列情况下，启动本预案：
①发生较大及以上突发事件；
②接到乡镇、办事处、村关于石油天然气管道事件救援增援请求；
③接到上级关于石油天然气管道突发事件增援救援指示；
④县指挥部认为有必要启动的；
⑤执行其他应急预案时需要启动本预案的。
2、通讯联络方式。
应急救援报警电话：119、110、120
县指挥部办公室值班电话：
六、应急救援
2、指挥和协调。
事故发生后，发生事故的企业立即启动企业预案，组织救援。当地政府成立现场应急救援临时指挥部，按照相关处置预案，统一协调指挥。
1、根据事件处置的需要，协调调度地方和管道企业有关队伍、装备、物资，保障救援工作需要；
2、组织专家现场指导，提出救援和防止引发次生灾害方案，责成有关方面实施；
3、协调事件发生地相邻地区配合、支援；
4、必要时商请部队、武警支持和援助。
发生事故灾害涉及面广、影响特别重大的，在国家、省、市有关方面指导下，按国家、省、市有关预案执行。
（二）现场应急救援处置。
1、事故发生后，公安部门应迅速赶赴事故现场，保护事故现场，急救人命，维护现场治安和交通秩序；
2、事发地乡镇政府、办事处应迅速组织事故发生地周围群众撤离危险区域，维护好社会治安，同时做好撤离群众的安置工作；
3、发生事故的企业要迅速切断油气来源，封锁事故现场和危险区域，迅速撤离、疏散现场人员，设置警示标志，同时设法保护相邻装置、设备，关停一切火源、电源，防止静电火花，将易燃易爆物品撤离危险区域，防止事态扩大和引发次生灾害；同时根据事故情况，紧急协调专业队伍赶赴现场，参与事故处置。
4、事故现场如有人员伤亡，县卫生局立即调集相关（外伤、烧伤、硫化氢中毒等方面）医疗专家和设备进行现场救治，适时进行转移治疗；
5、公安、消防部门设置警戒线和划定安全区域，对事故现场和周边地区进行可燃气体分析、有毒气体分析；环保、气象部门进行大气环境监测和气象预报，必要时向周边居民发出警报；
6、及时制定事故应急救援方案（灭火、堵漏等），并组织实施；
7、现场救援人员要做好人身安全防护，避免烧伤、中毒等伤害；
8、保护国家重要设施和标志，防止对江河、饮水源、交通干线等造成重大影响。
七、后期处置
应急处置结束后，参与应急处置的单位应及时向县指挥部作出书面报告。县指挥部办公室整理应急救援相关资料，总结、评价应急处置措施，提出下步工作建议，报县政府应急管理领导小组。
八、保障措施
（一）资金保障。管道企业要根据应急工作需要和企业经营状况，安排一定数额的专项应急资金，保障应急救援工作顺利开展。
（二）通讯保障。县应急指挥部办公室要建立和完善应急通讯措施，确保发生突发事件时通讯联络畅通。
（三）物资储备保障。各有关部门和单位要做好应急物资储备，确保抢险救援工作需要。
九、监督管理
（一）信息宣传。各级有关部门要广泛宣传石油天然气管道事件预防、避险、自救、互救常识以及应急救援有关法律法规。
（二）人员培训。县消防大队、管道企业的专业应急救援队伍是石油天然气管道突发事件抢险救援的重要力量，要按照规定参加业务培训；管道企业要按照规定对员工进行培训；各级管道监管部门负责对应急救援培训工作进行监督检查。
（三）预案演练。县指挥部办公室要会同有关部门依据《石油天然气管道突发事件应急预案》组织模拟演练，及时对预案进行完善，提高预案的针对性和时效性。
十、其它
（一）石油天然气管道突发事件新闻报道由县委宣传部负责，各媒体采写的报道须经县指挥部及县委宣传部审核同意后。
（二）石油天然气管道突发事件应急救援经费按有关规定办理。
（三）对应急救援组织不力、致使损失扩大的，按有关规定追究其责任。
1天然气长输管道项目建设中的安全管理主要存在的问题
当前，天然气管道由于受设计、施工、管理等多方面因素的影响。天然气管道建设中还存在一些质量方面的问题，给管道的安全运行增加了不安全因素。1.1前期阶段天然气长输管道项目建设中的前期阶段有很多问题需要解决。天然气管道建设的设计和选线工作，还有各项的评价工作都是前期阶段进行。在天然气管道建设中，没有实地考查现场的地形地貌待条件，对路由的选择不当、对施工工艺选择不合理，或者前期的各项评价未及时开展，都将导致后续的设计工作的反复，也会造成后续的运行存在隐患。同时，前期未和地方相关部门进行结合和沟通，导致后续的路由批复和当地规划冲突，也会对后续的施工造成一定的麻烦。1.2设计、采购阶段在天然气长输管道项目建设的设计阶段往往是决定一个工程成败的必要因素。设计单位对施工图纸的设计不合理、设计质量未达到国家法律法规、强制性标准的要求，这些问题都对建设项目施工的质量和运行的安全和验收造成影响。同时，对于采购的设备、材料的质量不合格也会对后续的安全运行造成影响。1.3施工、试运行阶段在天然气长输管道项目建设施工中，施工阶段是决定项目最终质量好坏和能否安全运行的重要因素。在项目施工过程中，管道组装焊接和质量检查、补口补伤是质量管理的重点。施工阶段的主要问题有组对焊接质量不合格，补口补伤质量不合格，或者管线下沟时造成管线的损伤。吹扫、试压质量未达到设计要求。试运行的组织和开展不合理，这些都会对后续的正常运行造成影响。
2天然气长输管道项目建设过程中的质量问题的对策
天然气长输管道建设在我国发挥着十分重要的作用，然而由于其建设时间长、跨越区域大，受到很多因素的影响，阻碍了其建设的进度与施工质量，因此必须在项目建设过程中加强管理，提高前期工作、设计、施工的管理质量从而促进工程整体质量的提高，进行保证后期运行的安全高效。2.1前期阶段天然气长输管道项目建设中的前期阶段要做好天然气管道建设的选线和各项评价工作。在天然气管道建设中，必须要充分考虑管道所经地区的地形、地势、地质条件等。要尽量避免选择高危地段，因为在这些地段进行管道建设。后期的维护成本将会增加，管道投入使用后出现安全隐患的概率也会增加。因此，在管道建设初期，要对管道的路由走向进行综合比选，结合各项评价的成果，及时和地方部门进行沟通，选择出最优的线路走向。同时对管道经过的特殊地区的施工方案也要提前制定，要做好管道各项单项工程方案的比较，确保按照最优方案进行管道建设。2.2设计、采购阶段在天然气长输管道项目建设中的设计阶段，要进行合理的设计，根据前期阶段的评价和选线工作，对天然气长输管道项目建设进行合格的设计工作。天然气管道的质量是其安全的保证。因此，要加强油气管道设计质量管理，对施工图内部审查后交由地方政府进行施工图审查和进行消防设计审核、防雷装置设计审查，在各项审查合格后，再将施工图纸交付使用，这样就能确保施工图设计的质量符合国家法律法规、部门规章和强制性标准的要求。管道设备材料是影响质量的关键，采办部门要按照设计技术规格书对材料进行采购，选择资质、信誉良好的供货商进行供货。在材料到场后，对材料进行严格细致的检查，保证检验报告、认证证书、合格证、实验报告等齐全有效，必要时还需要对材料进行送检，保证进入现场的材料全部合格。2.3施工、试运行阶段焊接前由建设单位事先委托有资质的单位对焊接工艺进行评定，并根据焊接工艺评定报告，结合施工经验和现场的施焊条件，编制焊接工艺指导书。管道焊接过程中，先需要对管口进行清理，然后严格按照焊接工艺指导书进行操作，确保焊接质量。同时，对焊接前两道口进行实验，验证焊接工艺指导书的正确性，合格后进行后续的焊接。对外观检查合格的焊口进行全部的无损检测，对穿越河流、道路等单项工作进行射线加超声波的“双百检测”，确保焊接质量合格。补口补伤过程中，严格按规范和厂家的作业指导书进行，对补口过程由监理进行旁站，对每道补口的外观质量进行检查，按规定进行剥离实验，不合格的加倍抽查，确保补口补伤的质量。管道下沟时需要按照规范要求，保证管道的防腐层完好，在发现有防腐层损伤时应立即对防腐层进行补伤，这样才能保证管道运行能达到设计寿命。扫线试压时应按照设计文件和规范要求，编制扫线试压方案并进行报批，扫线应清扫出管道内的杂物，保证管道清洁，达标。试压是对管道质量检验的最后一道工序，对试压的全过程需要监理和建设单位现场代表进行监督，保证试压结果真实有效。在管道完工后，及时办理消防、防雷验收，对现场的施工质量进行验证，在通过各项验收后，组织进行全部工程的试运行，对项目的建设质量进行检验，对检查发现的各项问题及时进行整改，保证工程的整体质量合格。
3结语
综上所述，对我国这样一个能源紧缺的国家来说，充分地开发和利用天然气是保证经济社会平稳发展，改善生存和环境条件，保证国家能源安全的关键，而加强天然气管道建设是促进我国战略结构调整，推动社会经济实现可持续发展的重要保证。因此，必须加强天然气管道建设中的质量管理，组织建设单位、设计单位、监理单位做好天然气管道建设中的质量控制，从源头上保证天然气管道的建设质量，从而保证管道运行后的安全。
作者：李建波 王文友 单位：中国石油西气东输管道公司
