关键词：高层建筑;燃气管道;相关问题
中图分类号：TU208文献标识码： A
一、燃气管道设计施工常见问题的重要性
（一）全面提升高层建筑燃气管道的施工要求。
燃气管道建设成为城市现代化建设中，维护城市公共安全的关键。因为城市中高层燃气管道造成的安全事故也比较多，大多数的情况就是在管道的设计施工中没有做到对施工设计的全面性设计安排!所以在燃气管道的设计施工中最常见的问题一定要被重视，并进行设计阶段的全面规划，高层建筑燃气管道的管位建设必须在相关的规划部门同意的情况下，进行规划设计，并且在具体的规划图规划之下进行全面的施工和规划，并且要求在设计施工图进行总体的规划之后进行审查，得到具体的燃气管道管理部门的认可后才开展施工的勘测和施工。
（二）促进燃气管道建设过程中确保其质量。
在高层建筑燃气管道施工中，还要注意对燃气管道施工中的设计压力分级，燃气管道建设从根本上来说高层燃气管道施工要保证基本的要求，管道质量要保证不漏气、耐腐蚀和冬季凝水不冻结。并且在实际的施工中天然气管道要注重对铸铁管道的连接方法，从承插式的接口再到机械接口等方面要求燃气管道的建设和施工要具有全面的可保障性，进而全面的维护燃气管道的设计和施工，目前，要求燃气管道的施工和设计会受到生产环境和施工条件等因素的影响，实施对燃气管道施工问题的重视，是保证城市燃气管道食用安全"促进城市燃气能源被全面利用的关键，在燃气管道中重视其常见问题才能被有效地解决，提升整个燃气工程的建设质量。
二、燃气管道设计施工中常见的问题解决方式
（一）施工前的准备工作
一般情况下前期工作分为两点：第一点，注重施工中常见的问题!在城市的天然气管道施工设计中，要将城市的高层建筑物、交通、以及人口聚集的地方进行全面的分析，在天然气的管道施工设计中要结合城市的市政道路规划要求，尽量的避开大型车辆通行的地方，以免管道因长期的压强作用产生管道的破裂。并且在施工设计过程中，城市的燃气管道管位也要按照路政部门的统一，将规划出来的设计图交给相关的规划部门进行规划部门的城市总体规划，并进行审查，在等到相关部门的认可后才开展对工程施工的勘测和设计，确保工程施工建设的全面性。第二点， 施工中的设计阶段。的天然气管道施工必须要结合设计图纸，设计工作能够将整个的城市建筑和需要铺设天然气管道的地方进行系统性和总体上的规划，设计图纸能将整个城市的建筑进行具体的比例缩整，按照比例的划分进行施工设计，避开水源、下水设备、交通路段等，因此整个的施工阶段才具有可行的参考，避免其他的施工设计中突现的工程状况，减少施工中的阻力。
（二）高层建筑燃气管道在城市施工中应该注意到的问题
首先，道路的穿越，在城市的天然气道路施工中，横穿道路的情况较为常见，但是城市的天然气道路会面对较多的道路突发状况，而且在城市中车辆和人流量较大，如果因为天然气的管线规划不合理，而不能够注重对于道路穿越的天然气管道施工，那么整个的交通通行率将无法被有效地保证。城市的现代化建设不断地加快，而且在城市的道路等级也越来越高，交通量也不断的上升，相关的主管部门也很难统一的为天然气道路的施工进行全面的交通阻断，所以在天然气施工中要注重对穿越的设计落实开挖方式和费开挖方式的穿越式施工，从经济和可行性等方面进行全面性的优势对比，并且要和业主以及施工开发商等相关利益者的统一协商进而制定优良性能的投资施工方案，确保天然气的管道施工设计更加的具有科学性。在天然气的施工中最主要注重的问题就是道路故障，不可能将整个交通工程进行阻断，因此在采用开挖方式进行穿越道路的过程中，要注重和市政道路专业管理部门的配合，尽量的减小施工作业中对交通通行的影响。所采取的措施要具有一定的实践成功证明，管道的非开挖施工方法一般是定向钻法和顶管法等，而且该方法能够适用在各种土质层中。其次，建筑 燃气管道的选择。由于天然气管道一般都是选择地下的掩埋和铺设，所以天然气的管道质量一定要具有全面的保证，从工程施工中的工程长度和所经过的特殊地质条件来进行选材。同时在进行天然气管道的穿越道路的时候，还要根据道路的施工进行土层的回填。在施工前，要注重在施工的要求城市道路的管线分布情况一般较为复杂，所以选择的燃气管道一定要具有质量上的保证。
（三）影响工程施工进度的因素
1. 气候因素。建筑燃气管道施工现场一般都是户外作业，所以阴雨、暴风、雷电等其他的恶劣天气都会给燃气管道施工带来影响。尤其是遇到暴雨季节或者寒冬时节，地质情况都会受到影响。
2.工程的施工面较广。高层建筑天然气管道在施工设计问题上，要针对天然气可能存在泄漏的原因，以及泄漏后产生的问题，要进行全面系统性的分析。除了施工前和路政部门的协调，更重要的是注重对于施工的过程中交通通行率的保证，计算好燃气管道和相邻管道、构筑物和建筑物之间的净距离和水平距离。这是设计中必须要注重的情况。
3.管道的接口焊接。天然气的管道接口成为泄漏天然气的潜在环节，在对焊接质量中很多的施工对接口的表现，主要是接口的焊接不清楚，同轴度明显存在偏差，一些应当进行氩弧打底的也没有进行打底，所以整个的管道存在问题较多。
三、燃气管道设计施工中解决常见问题的解决方式
（一）加强燃气管道施工设计人员的管理和选择
对于高层建筑燃气管道设计施工的要求要从基本的施工人员的素质进行要求，对施工单位的施工队伍资质以及能力等方面进行全面的审查，并且注意对于施工中所需要的设备和机具等，相关专业的技术管理人员及审查施工操作人员的专业能力选择与重视。从而加强对其专业施工水平和施工能力的培训，并加强施工管理，才能从施工的方式和材料等方面的选择上具有全面的保障。
（二）燃气管道施工设计中的标准要求。
高层建筑燃气管道施工标准，要求相对应的地下燃气管道和其他相邻管道水平的净距离，以及对管道深埋的满足性，管道阴极的保护部分，从而确保管道无损伤，因此，在高层建筑的设计施工标准中，才能将天然气管道的施工设计问题进行全面的避免，天然气的管道施工质量才能被全面性的保证。
（三）补偿高层建筑的沉降
高层建筑物与一般的建筑物相比较，体积与重量的增加，使地基所承受的压力增大，沉降量显著，一般地基有一定的允许沉降量，这给建筑物内的管道设置带来困难，尤其是管道引入管的连接，易造成破坏。为消除建筑物沉降的影响，可在引入管处安装伸缩补偿接头，在管道穿墙处适当留出建筑物的沉降量。建筑物沉降时由补偿器吸收变形，以避免破坏引入管及阀门。伸缩补偿接头前安装阀门，设在阀门井内，便于检修。而建筑基础处回填土的沉降也会导致引入管局部悬空，易引发事故。因此在燃气管道设计时，必须考虑采取有效保护措施：首先是引入管穿墙前水平或垂直弯曲 2 次以上；其次，就是引入管穿墙前设置金属通用型波纹补偿器；再者，就是加大引入管穿墙处预留洞尺寸并加设钢套管；最后一点，就是引入管穿墙前在水平管上设置金属软管。
（四）克服高程差引起的附加压头的影响
燃气与空气密度不同时，随着建筑物高度的增大，附加压头也增大，而民用和商业用燃具的工作压力，是有一定的允许压力波动范围的。当高程差过大时，为了使建筑物上下各层的燃具都能在允许的压力波动范围内正常工作，可采取下列措施以克服附加压头的影响：(1)分开设置高层供气系统和低层供气系统，以分别满足同高度的燃具工作压力的需要。(2)为减少用户灶前压力波动范围，平稳供气，需采用分层变径，缩小立管管径，增加管道阻力来减少附加压力的影响。(3)设用户调压器，用户由各自的调压器将燃气降压，达到燃具所需的稳定压力值。(4)采用低调压器，分段消除楼层的附加压头。
四、高层燃气户内管道的安装标准
过去采用人工逐户抄表收费的方式，这种方式不但劳动强度大、扰民，也不便于管理。近年来，由于高层建筑的不断增加，天然气表基本安装在户内，同时用户在其安装的过程中追求完美，对燃气管道相对美观也有一定的期望。燃气管道及燃气设施暗设的安全系数都远不及外露。燃气管道设施如需要暗设，必须采取相应的安全措施来弥补。为保障安全供气，燃气表宜安装在不燃或难燃结构的室内，通风良好和便于查表、检修的地方，不得安装在外墙。。立管宜明设，穿过通风不良的吊顶时应设在套管内。暗封部位应可拆卸，检修方便并有通风孔。户内燃气管道不宜设置橱柜内，应便于管道安装固定，以后维修、检查等。 燃气管道与电气设备、邻管道之间也要保持安全近距。
结束语：
在我国现代化建设中,对于燃气管道的施工和建设等问题,已经成为维护经济建设和带动城市文明发展的有效手段。高层燃气管道的设计施工是提升每个城市形象，维护居民日常工作有序的基本，因此燃气管道要从施工和施工前的准备和施工方式以及后期的检测环节等进行全面的分析和总结，促使建筑工程建设更加的具有针对性，从而全面的提升整个燃气管道设计施工的质量。
参考文献：
[1]. 袁英，高强生， 魏纳，城市高层建筑天然气管道设计相关问题研究[J]. 石油化工安全环保技术,2010,(10).
【关键词】EPC模式；石油天然气管道；探讨
1.引言
在国外，EPC模式在石油天然气领域已有近三十年的发展，积累了丰富的实践经验。我国的石油天然气公司在1995年到2005年之间的一些海外项目中也采用了EPC模式，并在国内进行了EPC试点研究。2005年后，我国石油天然气管道建设进入高速发展阶段，相继在西部管道工程与西气东输二线（西段）等工程中成功运用EPC模式进行管道建设。
我国西部原油成品油管道工程（简称西部管道工程）是我国国内第一个实施EPC总承包模式的大型石油管道工程，总投资147亿元人民币，是继西气东输后又一西部大开发标志性工程[1]。本文结合此项目建设的具体情况，首先简要论述了EPC项目管理与长输管道建设项目的特点，然后对西部管道项目的投标、设计、采购和施工阶段的风险进行了研究并给出了应对策略。
2.EPC项目管理模式与长输管道建设项目特点分析
石油天然气管道工程EPC总承包也称为交钥匙总承包，是指管道工程总承包商按照合同约定承担工程项目的设计、采购、施工、试运行服务工作，并对承包工程的质量、安全、进度、工期、造价全面负责，最终向业主提交满足使用功能、具备使用条件的管道工程项目[2]。与其他模式相比，EPC模式具有如下一些特点：1.项目规模庞大，常应用于大型石油化工项目；2.建设周期长，短则三五年，长则十年以上；3涉及利益方多，关系复杂；4.项目总价固定；5.总承包商承担绝大部分风险。这些特点与长输管道项目建设的要求是契合的，例如石油天然气管道一般都是国家的重点建设项目；项目建设周期长，投资大；项目建设涉及到业主、监理、设计、施工、采购等众多部门，各方面关系错综复杂。根据上述分析可知EPC模式应用于石油天然气管道项目建设给业主和承包商都可以带来很多优势，但是不可否认的是，在这种模式下，承包商所承担的风险大大增加了。这对承包企业的生存和发展产生了重大影响。有数据显示，因对风险预估不足，美国每年约有12%的企业破产，德国也有10%左右。
3.西部管道建设项目风险管理
西部管道工程是中国石油天然气管道局总承包，按照EPC总承包模式进行运作的项目。全称为中国石油西部原油成品油管道工程。为项目顺利进行并取得预期效益，中石油组建了EPC项目部，对各阶段进行分先识别与管理。下面具体分阶段说明。
3.1投标阶段风险管理
根据EPC运作模式和西部管道工程的客观要求，在投标阶段就已经产生风险。原因有以下几点：
（1）工程量不确定。总承包商是按照合同条件和业主要求确定的工程量等要求进行报价的，但是在合同签订之后才有设计方案，因此按照详细设计核算的工程量造价与投标阶段的造价会存在很大的差别。例如投标合同中并未给出西部管道铺设长度（约4000公里）、站场建设（玉门、山丹、张掖、西靖等十四座站场）、阀室工程（50座阀室、5座监测点）、三穿工程（穿越铁路、河流、等级公路）等具体工程量。
（2）业主免责。EPC总承包模式下，西部管道工程总承包合同文件中虽有工作量表和详细的分项报价，但业主对工程量表中的数量不承担责任。它不属于合同规定的工程资料，不作为承包商完成合同工程或设计的内容，业主对所提供材料中的错误、不准确、遗漏不承担责任。如果总承包商在投标文件中存在分项工程量有漏项或计算不正确，被认为已包括在整个合同总价中。
面对投标报价风险，总承包商在合同中要严格注意工程变更范围；适当提高不可预见费用数量，减少低价中标风险；制定完善的报价程序；以此缓解投标报价失误风险。
3.2设计阶段风险管理
设计不但要满足业主的要求也是EPC采购与施工的重要依据。因此它存在与采购与和施工的合理衔接问题。科学的衔接EPC模式下总承包商效益主要来源，但不合理设计与衔接也会产生诸多风险。主要因素有：（1）设计联合体的整合风险。由于设计任务艰巨，西部管道总承包商采取了四家企业联合设计的方式。各企业的沟通与衔接对整体的设计质量有很大影响；（2）设计质量风险。由于跨度长，所经地域自然条件恶劣，设计难度大，设计质量对项目影响巨大。（3）设计与其他部门的接口衔接风险。若项目设计不能做到与采购和施工的很好衔接，对整个项目进度有很大影响。
为降低设计阶段风险，可采取的措施有（1）确定统一和一致原则，重大问题及时沟通解决；（2）打破常规，超前工作，保证设计进度；（3）设计与采购结合，保证设计质量，降低接口风险。
3.3采购阶段风险管理
西部管道工程的总投资中，采购费用占据了很大部分，约60%。采购中的设备采购的材料采购两部分费用几乎各占一半。因此EPC项目部从质量、工期角度入手，充分分析采了购阶段可能出现的各种风险。其主要集中在设备材料采购计划的实施、采购的规格数量、和质量价格等方面。
该阶段应对风险的主要措施有：（1）提前协调铁路运输，保证材料运输路线畅通；（2）加强采购与施工间的合理衔接，采购人员需及时与施工部门材料管理人员及时交流；（3）加强Q/SHE管理，确保物资质量；（4）加强采购费用和采购质量控制点管理。
3.4施工阶段风险管理
施工阶段是西部管道工程建设的重要阶段之一，施工阶段影响到项目的全过程的工作效果。对于EPC项目部来说，项目的Q/HSE（质量、健康、安全、环保）风险是这一阶段的主要风险。如何在施工过程中充分考虑健康问题、安全问题、环境问题，做到质量达到优良水平、人与自然的和谐统一，实现阳光工程、绿色工程、精品工程的目标是EPC项目部的重要课题之一[3]。因此，施工阶段的风险因素主要有四个方面：一、质量方面风险因素： （1）线路焊接质量；（2）防腐补口质量；（3）管沟回填质量；（4）站场工程质量；（5）通讯光缆敷设质量；二、健康方面风险因素： （1）职业病伤害；（2）工作、生活环境危害；（3）劳动防护。三、安全方面风险因素： （1）塌方事故；（2）高处坠落事故；（3）机械伤害事故；（4）物体打击事故；（5）电击事故；（6）爆破或爆炸事故。四、环境方面风险因素：（1）水体排放；2）废物管理；（3）土地污染；（4）植被和自然生态的破坏；（5）地貌恢复；（6）原材料与自然资料使用。
4.结语
本文以中国石油西部管道工程为背景，讨论EPC模式对该项目的风险管理问题。对西部管道各阶段风险进行了识别，并分阶段提出了针对性的风险应对措施。希望对以后石油天然气管道或其他行业EPC项目的风险管理起到一定的指导作用。
参考文献
[1]潘会彬.长输管道EPC模式下的风险管理研究[J].经济技术协作信息，2008（11）：137.
中国石油天然气管道局第三工程分公司第三管道工程处河南郑州451450
摘要 随着人们生活水平的提高，越来越多的人选择使用天然气，这样天然气管道的施工建设就变得尤为重要，它比较独特，易燃易爆，施工过程要求极为严格，要控制事故发生就要加强施工过程的安全管理。本文笔者结合自己的工作经验，浅谈一下天然气管道在施工中存在的安全隐患，并给出了有效的措施和解决对策。
关键词 天然气管道；安全隐患；安全管理；解决措施
1 天然气管道在施工中存在的安全隐患
1.1 管沟施工不合理。天然气管道在开挖和埋好回填施工中还存在很多问题，主要表现在挖得深度不够、没有按照图纸规定挖、管沟有明显弯曲现象以及管沟的基础修得不够扎实等，都会影响到天然气管道的施工安全，降低施工质量。同时在回填时，经常会出现覆盖物没有压实，管道没有放好放实在等问题，这些安全隐患的存在，会直接影响到整个天然气管道的安全。
1.2 穿跨越工程存在问题。根据设计路线，某些部分天然气管道需要穿跨越通过，它的施工质量会直接影响天然气运输。会发生的安全隐患有：淤管道在穿跨越施工中出现损坏现象，造成原因是管道的材质欠佳，不符合相关标准，或者是没有做好外部的防腐措施。于管道的路线设计不科学，没有充分考虑到各种相关因素的影响，以及对要埋管道的地形分析不到位，使得后面的施工难度提升，影响工程质量。盂施工时没有考虑到后面的维修工作，对其无任何设置与安排，造成后期维修无法进行。
1.3 焊接中的安全隐患。管道的接口焊接非常重要，必须严格进行质量控制，确保天然气的传输。但是在焊接时由于对焊接处清洁不到位、操作未按照规定标准进行以及没有正规操作设备等出现了裂纹、夹渣和焊瘤等问题，使得焊接效果不达标；还存在施工单位管理制度不完善，焊工焊接技术水平低下，造成焊缝的处理不合格等；现场管理人员责任心差，施工材料保管不当，没有认真把握质量关，监理不到位，都会提高焊接风险，影响到天然气管道的施工质量。
2 天然气管道施工的安全管理和解决措施
2.1 施工各环节的安全管理和解决措施
当前的施工各环节管理主要包括设计过程管理、施工过程管理、竣工阶段管理三方面。在对上述管理内容梗概进行落实的过程中，设计人员要把握好：淤严格控制设计过程。按照相关规定编制详细的管道施工设计书，明确规定有关质量标准和规划要求，严格考核审查单位是否具有资格，综合考虑各种因素并结合施工现场筛选出优秀合适的审查单位；事先要彻底了解和分析天然气管道在施工时会牵扯到的相关规定，弄清政府对城市的所有规划内容，保证天然气的管道设计与施工能符合国家政策标准；管理人员要经常到达施工现场对管道的施工质量进行检查和指导，合理控制各项施工内容的质量，确保施工要求达到设计的标准。于突出控制施工的阶段性。阶段性主要表现在事前控制、事中控制、事后控制三方面。前期控制就是审查好施工单位的资质，对其业绩、获得的荣誉、技术水平和各种仪器设备等作出评估，选择出最优秀最适合的施工单位。施工中的控制，分析一切对施工质量会造成影响的因素，竭尽所能的进行控制，规范操作，保证现场的施工与文件规定一致。事后控制主要指明确工程资料，归档整理竣工的图纸和文件，以便后期工作中的查询和借鉴。盂安全控制竣工验收。竣工验收是对天然气管道施工质量合格与否的定性，直接影响到整个工程的质量和施工单位的效益与荣誉，不能随心定夺。验收中，验收人员要把工程中间验收和竣工验收相结合，全面把握天然气管道施工中的质量安全，验收员严格按照国家的规定标准，并结合施工图纸、文件和各种施工资料进行全面审查，保证工程验收的有效性。
2.2 全方面落实安全管理
全方面落实安全管理主要是在进行天然气管道施工的过程中将安全管理内容落实到日常管理的方方面面。施工人员要将质量管理、进度控制、成本控制、人员管理等全面贯彻在施工过程中，确保形成完善的安全管理体系。淤质量管理。质检人员要按国家标准和天然气管道的施工要求，做好施工材料的质量控制监督。首先，严把材料质量关。天然气管道材料的标准应以国家的规定为要求。其次，控制工程质量。主要包括对焊接质量、钢管质量、埋地管道施工质量、回填土质量等的评价和监督。最后，验收质量的评估。对工程验收质量进行评估，依照统一规定标准对工程施工文件进行竣工评价，对不合格工程不能交付使用。于进度控制。严格的进度控制能够提高工程的安全效果，保证管道施工安全完成。在其控制中施工单位要想降低外界不良因素影响施工进度，就要全方位分析各个施工项目的特点，列举出可能出现的影响因素，并采取措施。制定施工进度表，按时认真填写，在工程质量不受影响的前提下及时调整施工计划，保证现场施工与进度表步调一致，按时交工。盂成本控制。成本控制的过程中施工单位及人员要依照自身工程要求及国家规定单价对工程成本进行计算。要对设计变更和工程量的增加及时签认，保证工程成本符合实际施工现状。工程建设单位的财务及效能监察部门要定期对施工的成本控制进行检查，防止出现工程造假现象。施工单位要尽量减少返工浪费现象，最大限度降低工程成本。榆人员管理。人的生命安全是一切之本，人身安全有保证了，其工作效率和施工质量都会得到相应的提高。施工单位进行任何施工时都要竭尽所能的把施工人员的生命安全放在首位。还要加强施工人员自身的安全意识，进行定期或者不定期的安全教育知识培训，教会一些简单的脱险预防措施。最主要还得加强技术培训，严格控制施工人员规范操作，降低不安全事故发生概率。
3 总结
总之，落实了安全管理才能保证工程质量的安全，它是现场施工中要注重的核心。施工单位和施工人员在进行任何安排和操作时都要把安全管理放在首位，发现问题及时处理，全面控制安全工作，避免造成不必要的工程返修和资金浪费。
参考文献
[1]徐礼萍，徐文，樊鹏军.油气长输管道工程中的风险评价浅析[J].能源与环境，2010，5(01)：89-90.
关键词：智能巡检系统；天然气长输管道；应用
中图分类号：F470.22 文献标识码：A
随着我国天然气的广泛应用和快速发展，2012年我国能源需求总量中天然气所占比重已增至7%，预计到2020年将达到10%左右。我国城镇现代化步伐的加快，以及油气分布不均导致的需要从丰富的西部地区输送到东部地区，同时也带动了燃气管网的建设。天然气长输管道的安全涉及下游用户和上游储气库、管道、输气站场和气田，是一个复杂的系统工程。天然气长输管道任一处发生安全事故，都会导致整条管道系统不能正常运行，严重影响下游用户的生产和生活。
管道巡检是有效保证天然气输送管道及其设备安全稳定运行的一项基础工作。通过巡视检查来掌握管道运行状况及周围环境的变化，发现设备缺陷和危及管道安全的隐患，及时进行消除，预防事故发生，或将故障限制在最小范围，保证输送管道的安全和稳定。
随着天然气管网规模日益扩大，传统的管道巡检模式所表现出的隐患已日渐突出，主要表现为存在人为因素多、管理成本高、无法监督巡检人员工作状态等明显缺陷，同时也无法适应输送管道管理信息化的发展要求。因此急待一种智能型的管道巡检管理系统，可以及时准确地完成巡检工作、减轻巡检人员工作量，也为管理者提供有效的监督依据，进而达到提高工作效率及管理水平的目的。
1传统的长输管道巡检及存在的缺陷
目前，国内天然气行业普遍采用的管道巡检方式主要是传统的人工巡检方式，即人工巡视、手工记录的模式，这种方式存在着人为因素较多，管理不便等问题。由于输送管道的巡视工作在野外，使巡视人员有可能疏忽漏检，甚至不去巡检，而且对发现的输送管道某部件缺陷只进行手工记录，最后交给管理人员进行人工汇总分析，易出错，工作量也比较大。传统的输送管道巡检，主要依靠巡检员对管道进行巡视检查，掌握管道运行状况及周围环境的变化，发现设备缺陷和危及管道安全的隐患，在相应表格上手工记录故障或缺陷数据，然后，提出具体检修意见，以便及时消除缺陷、预防事故发生或将故障限制在最小范围。
这种巡检方法主要存在以下缺陷：(1)管理上的漏洞。因为输送管道地理分布较广，巡检员一般都是独立作业，无法保证巡检员的到位率，同时巡检员在巡检过程中，缺乏信息提示，难以保证巡检质量，极易出现漏检、错检，甚至出现不到现场而编造巡检结果的现象。(2)工作繁杂。巡检工作量大，工作时间长，巡检人员拿着巡线记录表在现场抄写很不方便。回到办公室后，数据需要重新录入电脑，不仅速度慢，工作量大，而且容易出错、数据不便保存、查询。
2管线巡检现状及智能巡检系统建设的必要性
天然气长输管道分布范围极广，巡检工作量大，野外工作极其辛苦，加之管道在大部分情况下又处于良好状态，巡线人员容易麻痹大意，不严格按照规定巡检管线的运行状态，在某一时空段容易出现漏检，无法从根本上消除事故隐患，导致事故的发生；另外，管理人员不能及时获取最新巡线数据，维修滞后，也容易造成一定的经济损失。这种传统的巡线模式效率低、成本高、规范性差、监督力度弱，难以适应现代化管道企业生产和发展的需要。
3智能巡检系统的总体设计
“天然气管线智能巡检信息系统”是以基础地理信息、管道空间信息、管道运行各类数据采集为基础，以信息网络为纽带，以标准、制度和安全体系为保障，以管道各项管理业务流程为主线，以管线智能巡线和压力监测为目标，提供运行管理和决策支持的综合应用系统。
整个系统可分为三个层次，数据采集层、数据管理层、系统应用层，总体结构图如下：
总体结构图
1）数据采集层是系统建设和运行分析的基础，包括通讯设施、数据采集模块、手持巡检仪、SCADA系统接口等。
2）数据管理层是整个系统的数据管理与输入输出交换中心。它包括地理信息数据库、管道专业数据库、管道运行数据库三大类，存储了基础地形数据、管道专业数据、管道运行数据等各类数据。
3）系统应用层是系统建设的核心，包括管道巡检信息系统和压力监测系统两个相对独立，又能有效集成的专业应用系统，管理人员通过查询、统计、分析实施掌握管线运行状况，实现对输气管线科学的有效管理。
4智能巡检系统组成及工作原理
4.1系统组成
整个系统主要由三大部分组成：手持巡检仪、中心数据处理系统、巡线信息展示系统。如下图：
系统组成图
（1）手持巡检仪：巡线工利用巡检仪沿着管线进行巡线，实时地将巡线信息通过巡检仪进行采集并将信息通过GPRS网络传输到中心数据处理系统。
（2）中心数据处理系统：位于企业中心机房的服务器上，主要负责接收巡检仪传回的数据并进行分析处理和入库工作。
（3）巡线信息展示系统：负责将巡线信息展现到地图上，管理人员利用此系统可以直观的查询跟踪野外巡线工的巡线情况，实现对巡线员工的远程管理和有效监督，从而从根本上保证输气管道的安全。
4.2工作原理
工作原理
巡检人员手持巡检仪，沿天然气管线现场巡视，检查天然气管线及其附属设施的运行状态；将相关的巡检属性数据（如管线名称、泄露情况、压站情况、开挖情况、腐蚀情况和人为破坏情况等）在汉字菜单的提示下，录入到巡检仪内，并可将现场图片一起采集下来；点击巡检仪的“提交”按钮，将录入的巡检属性数据连同巡检员工号、当时的时间、当时的三维坐标通过GPRS网络传输至远程的管理中心；管理中心接收数据并作相应处理，将巡检结果实时反映在相关的电子地图上，管理部门便可直观、实时地掌握巡检人员的工作情况和野外输气管线（或附属设施）的运行情况，实现了巡线管理的信息化、网络化。管理人员依此对管线巡检工作进行规范化的管理和科学化的监督。
5结语
“天然气管线智能巡检信息系统”是 “安全生产”的重要保证，通过该系统的应用，以地理空间信息为背景，结合输气管线附属设施的运行情况，通过3G（GIS、GPS、GSM/GPRS）技术、网络技术、工业控制技术、计算机技术等技术手段，实时掌握巡检人员的行踪并实时管线附属设施的运行数据进行采集，通过系统可视化查询、分析，实现对巡线人员的远程管理，达到对管道设施运行状态的实时监控，实现生产运行工作的科学化、规范化管理，杜绝安全隐患，保证输气安全，不断提高天然气生产运行管理的效率和水平。
参考文献：
[1]宋彬，白俊注，万庆.GIS在油气长输管道安全管理中的应用[A].山东石油学会第六届腐蚀与防护技术学术交流会专刊[C]，2008.
【关键词】外协；管理；管道
从二十世纪80年代开始建设长输管道，我国的长输管道行业已有三十多年的历史。这几十年来，长输管道施工人员为我国的长输管道工业和国民经济建设做出了巨大的贡献。在长输管道施工中，外协工作是十分重要的，要求我们要了解沿线地区风土人情、风俗习惯，做好沿线政府部门的沟通协调，为工程施工带来方便。因为管线施工是长距离施工，涉及的区域较多，管线走向经过各类地形地貌、各类民族区域，因此，势必会产生很多问题，尤其是外协协调问题。下面就国内长输管道施工中的外协管理作如下阐述说明。
一、国内长输管道工程中外协管理模式
目前，国内长输管道施工主要采用以总承包模式进行施工全过程管理，按照管理级别，一般分四级管理，如建设单位、项目业主、总承包商项目部（即EPC）、施工单位。建设单位设置外协管理部门，负责国内各项目内外协管理工作，是国内外协工作最高管理层；项目业主设置外协部，负责管辖项目的外协管理工作，是建设单位外协管理部门直接下属职能部门；总承包商（即EPC）设置外协部，负责各自承包范围内外协管理工作，同时按照业主外协部下发的指令开展工作；施工单位设置外协部，负责各自施工范围内征地协调工作，同时按照总承包下发的指令开展工作，针对重点工程，各施工单位机组也会安排常驻外协人员。工程施工前期，业主、总承包商项目部会分别制定工作界面，以明确各级单位外协工作职能范围，分清责任，提高工作效率。
二、国内长输管道外协管理工作的重要性
国内管道施工，因种种因素，在施工过程中会出现各种各样的阻工或经过比较复杂的少数民族区域、特殊地区（环境敏感点、文物保护区、矿区等），有些时侯因为这些复杂的环境、地方风俗、以往工程遗留问题等因素，导致协调工作停滞不前，无法开展，更严重的是机组施工全面停工，这势必会给工期带来很大影响，尤其对国家重点工程或工期要求比较紧的工程，机组连续施工是确保工程顺利完成的前提。因此，在项目组建时成立外协部对管线经过区域的地方风俗、社会环境、政府机构及三穿通过权单位（尤其是铁路局）等进行详细咨询、了解，了解重点、难点地段，以确保能够从工程施工开始就进行合理组织安排、编制施工计划，同时合理组织办理各项外协工作，为机组施工保驾护航。
三、国内长输管道施工中主要外协管理工作
随着国内管道施工的不断发展，目前在项目组建中，外协部是国内工程各项目部不可或缺的部门，在整个项目部中起着举足轻重的作用，为了保证焊接机组及其它辅助机组的正常施工，外协部在这当中起到了关键性作用。尤其在国内长输管道工程在获得国家或地方核准后，为了给机组施工提供足够的施工用地，需要组织完成以下外协管理工作：
1.召开协调会，明确征地工作。
1.1召开省/市级协调会，明确征地模式，如省级统征模式、县级自征模式
1.1.1省级统征模式：补偿合同签订工作统一与省级主管部门签订，由其再将补偿款项拨付至各县国土局，国土局再将补偿款项向下一级拨付。统征补偿缺点资金周转周期长，对工程有一定影响；优点是合同相对方较单一，结算工作较方便。
1.1.2县级自征模式：由沿线各县（市/区）国土局或专门成立协调小组、发展和改革委进行统一协调管理，补偿标准确定是由各县（市/区）人民政府批复后执行。补偿合同签订与沿线各县（市/区）负责协调的主管政府机构进行签订，优点资金周转较快，对工程施工存在好处；缺点政府部门多、合同份数较多。
1.2召开县（市/区）级协调会，明确各县协调主管部门，已得到各级政府机构帮助与支持。
2.组织各级部门（农户、村委会、乡政府、县国土局、施工单位、总承包商及监理）对线路进行清点，做好现场实物调查统计工作，并进行签字确认。
3.根据现场清点资料汇总后，签订补偿协议并支付补偿费用。
4.机组进行线路扫线，外协确保扫线机组不停。
5.提前办理各类通过权手续（公路、河流、铁路及地下障碍物、环境敏感点、文物保护区、矿区等），确保机组连续施工。主要从以下方面做好各类通过权手续办理工作：
5.1.指定专人负责，制定职责，全面授权。在三穿通过权办理方面，指定专人负责，由其专门办理，全面负责；
5.2.综合权衡，先易后难，保证施工顺利进行。三穿是工程施工的关键所在，属于单出图工程，办理不顺利将会成为控制性工程，严重影响施工进度，甚至影响投产。基于上述原因，在三穿办理中，安排专人提前进行实地调查，和相关部门接触，确定难易，然后，组织召开专题会议，研制应对策略。继而召开协调会，先易后难，各个击破，确保不影响施工。
5.3.充分利用各方资源，避免浪费，为企业争取最大的经济社会社会效益。借助以往工程协调人员的人脉关系加强与地方政府部门的沟通，在安排办理三穿事宜时，有些考虑人脉较熟悉的人员办理，这样既节省了资源，又赢得了时间。
对于铁路、高速等特殊点，由于行业的特殊要求及地方保护主义，协调难度较大，补偿费用较高。常采取，由对方指定具有施工资质的施工单位施工，管理方负责监督验收的方法，既节约了成本，又保证了进度。
6.解决现场阻工等外协工作。设立各级协调机构，确保现场阻工问题在第一时间得到协调解决，机构如图1。
7.加强部门之间沟通协调工作
工程管理，是一项团队协作的互助工作。因此，外协部在做好内部工作的同时，也要及时与工程部、设计部加强沟通，要掌握工程部安排的施工计划、资源调配等，按照施工计划及资源调配开展外协征地工作，针对协调较困难地段需要与设计部及时取得联系，在无法协调解决的情况下，及时进行现场线路优化，避开难点，为工程施工提供便利，同时不受农户制约。
总之，为了确保机组施工连续性，需要做好外协管理工作，提前做好各阶段外协协调工作。
四、外协管理工作的不足及需要采取的措施
工程施工中，外协管理工作是工程施工能够有效进行的前提保障，但是目前外协管理方面仍然存在不足，导致工程施工受影响，主要有以下内容：
1.外协人员经验不足。目前，外协人员工作能力参差不齐，同时没有专门机构对所有外协人员进行专业培训及考核，导致许多外协人员经验及能力存在较多问题。随着国内管道施工越来越多，外协管理工作逐渐成为各单位重点关注的方面，相关单位也将外协管理培训工作纳入了专业知识培训计划之内，而且管道施工单位为了加强外协管理工作，在公司机关单独成立外协部门，外协管理工作已经逐渐在向正规化转变。
2.外协工作界面执行力较差。在工程开工前，业主单位会针对全线外协情况制定专门的征地管理办法，但是受多方面因素影响，许多界面虽然下发，但是无法正常有效执行，执行力较差，导致工作效率降低，尤其受业主方影响，许多是业主办理的工作，但业主会要求参建单位来办理，导致工作范围扩大，工作效率降低，影响工程进展。以往工程中，管道参建单位为了确保工程施工连续进行，能够替业主办理的事情，也是在积极办理。
五、结论
近几年全国多个城市（尤其是北京）出现严重雾霭天气，空气质量问题瞬间成为全国人民关注的焦点，主要原因为燃煤导致各类气体、颗料等污染物排放量大。各地区为了减少雾霭天气的出现，已经在采取相关措施，如采用天然气等清洁能源替代煤气，天然气完全燃烧后主要成份为二氧化碳、水，若不完全燃烧后主要成份为二氧化碳、水及一氧化碳，成份不会导致严重雾霭天气。在此背景下，国内地方性城市供气管网迅速发展，供气管网建设进入高峰期，如中缅油气管道工程的建成给云南省境内天然气管网敷设带来了机遇，根根《云南省天然气业务发展规划》，2013-2020年期间云南省境内要建设23条天然气供气支线，这对管道施工单位来说既是机遇又是挑战，对外协管理工作来说更多的是总结与提升，通过工程施工，总结更好的外协管理模式、方法及经验，而且国家对老百姓的保护措施更是越来越多，另外部分地区矿产资源丰富，对于国内管道施工来说，在工程建设中存在着越来越多的不确定性因素，而且管道建设工程由于其规模大、线路长、涉面广等特点， 给外协协调工作带来了更大、更多、更难的挑战，比一般工程施工具有更大的风险。因此，长输管道施工中的外协管理将会成为每个项目管理中的重要组成部分，将在国内长输管道施工中发挥着举足轻重的作用。
参考文献：
关键要：平原水网段；天然气管道；施工技术难点；施工方法
一、引言
随着工业的快速发展和人民生活水平的提高，我们对油气资源的需求和依赖也越来越大，在石油和天然气供给不足的情况下，煤制气成为解决油气短缺问题的重要策略之一。近年来国计民生对天然气的需求快速增长，供给缺口进一步扩大，天然气价格逐年上涨，新疆煤制气技术条件和产业发展也日趋成熟，使得煤制天然气产业具有较大发展前景。近年来，中石化加快在油气资源上游勘探开发的步伐，在新疆建设国内最大的煤制气项目，并规划建设新粤浙管道，拟通过该输气管道将新疆煤制气输送到东南沿海地区。新粤浙管道是中石化继川气东送管道项目后又一大输气管道工程，新粤浙项目建成后，将成为中石化巩固煤制气领域地位的重要一环。新粤浙管道工程规划一条干线（新疆木垒首站-广东韶关末站）和六条支干线（伊犁支干线、准东支干线、南疆支干线、豫鲁支干线、赣闽浙支干线和广西支干线），总长度约8372Km，其中干线全长约4159Km，管径1219mm，支干线全长约4213Km，管径1219/1016/914/813/711/610mm，设计压力12MPa和10MPa。设计输气量3×1011m3/a，工程总投资约1399亿元。项目全线经过新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、山东、湖北、湖南、江西、浙江、福建、广西及广东13个省、自治区，沿线共设工艺站场63座，截断阀室350座，穿越铁路141次、高速公路135次、高等级公路343次，设山岭隧道68处，数次穿越水网地段，特别是大中型水域就达312次。
二、平原水网地段施工技术难点和方法
（一）穿越鱼塘
一般情况下，穿越鱼塘（鱼塘底为承载力较强的硬底）是施工方法为鱼塘抽水清理鱼塘淤泥作业带两侧修筑拦淤坝，并开挖临时积水、积淤沟修筑完毕的作业带，可以直接进设备施工。穿越连片鱼塘施工重点要提前进行抽水、晒塘、换填，且要避开雨季施工，采用作业带两侧设拦淤坝、开挖临时积水、积淤沟等多项措施相结合，减少二次清淤、排水，使工序衔接较为紧凑，从而保证一定的施工进度。主要措施简介：①抽水：施工鱼塘的前提条件，根据鱼塘水量提前安排抽水；②晒塘、换填：当塘底是软底时，晒塘和换填可提高作业带承载能力，当塘底为硬底时可直接清淤后进场作业，不虑晒塘；③拦淤坝和积水、积淤沟：在作业带初步清淤后进行该工序，开挖积水、积淤沟的同时将开挖土方用于修筑拦淤坝，拦淤坝防止淤泥回流到作业带，积水、积淤沟可堆放作业带少量积水、淤泥的，施工期间积水将自动流入积水沟，且可定期清理，可保证作业带承载力始终满足设备通行需要。
（二）穿越公路和小型灌溉渠
为了保护公路路面，可以在公路两侧修筑引路，并在公路路面上铺垫胶皮、钢板等，以保证施工机械设备通过公路时不压坏路面。管道沿线所经过的明渠一般由混凝土预制块、块（条）石或砖砌成的，为保证施工机械设备通过时不损坏明渠，一般情况下可以根据明沟的大小在沟内埋设直径600~1200mm的钢筋混凝土排水管，再用人工土袋充填缝隙，并在排水管顶部覆土1m以上。而对于较宽的明渠，则可以在施工机械设备通过的部位搭设简易的钢过桥或钢管排。在机耕路和砂石路下一般有灌溉暗渠，还可能有附近村镇的供排水和排污管道。为保证施工机械设备通过时不损坏，可直接在乡村土路的暗渠顶部覆盖1m以上素土；而对于车辆来往较多的乡村沙石路，可在暗渠上铺垫一块10~20mm厚的钢板来方便车辆通行；对于其他管道，可以采用槽钢支架进行加固处理。若因各种原因，需要拆除路面、沟渠及其他管道的，应征得有关单位同意后方可拆除，待本段管道施工完毕后再予以恢复。
（三）穿越河流沟渠
河流沟渠穿越施工一般按照水面宽度来制定相应施工措施：当水面宽度在5m以内，则可以采用埋设较大钢筋混凝土排水管或者铺设空腹梁桥的方法；当水面宽度在5～15m时，则可以采用架设钢浮桥或管桥的方法；当水面宽度在15～30m时，则可以采用架设贝雷桥的方法；而当水面宽度大于30m且无法筑坝时，可以采用冲锋舟牵引浮箱的方式通过。有些河流沟渠若取得有关部门的同意截流，则可以沿作业带两侧采用人工土袋修筑梯形围堰，且上口宽度不小于4m，并在梯形围堰坝的两侧植入木桩、槽钢或钢板桩进行支护加固，在坝顶铺设10mm厚钢板来保证施工机械设备的通行。
三、典型重难点施工分析
（一）EJZ05-2M～EJZ05-2N桩漂管穿越待建高速铁路
穿越位置处于连片鱼塘的其中一个大型鱼塘内，积水严重。EJZ05-2M处为顶管接收井，并靠近水渠，施工前修建弧形临时水渠进行引流。EJZ05-2N处为顶管发送井，处于大型鱼塘中。如图1所示。穿越处鱼塘降水后，因临近鱼塘水位高，液位差引起的侧向压力导致中间塘埂逐渐坍塌，采用编制袋装土砌筑挡土墙加固堤坝。对于鱼塘淤泥，应进行开挖换填，并将淤泥堆放至指定区域。分段开挖并预埋套管，套管底存在管涌处，整体垫混凝土垫层后再安装混凝土预制板，预制板上安装套管就位，套管安装完后进行回填。采用漂管穿越法，开挖穿越引沟后，往引沟内灌水，然后管段漂管穿越。针对EJZ02-2M桩处连头，采用两级开挖，并对连头处管沟采用Ф150mm×9000mm木桩支护。光缆穿越时，采用槽钢对光缆进行保护。
（二）太湖港河流穿越
太湖港河流穿越，因淤泥较厚，且有流沙，施工难度极大。除了采取开挖导流渠、上下游围堰抽水、清淤换填、钢板桩和木桩支护、钢管排保证施工设备行进等措施外，对于流沙的处理是重中之重。开挖管沟时发现河床淤泥层下为流沙层，存在管涌现象，渗水严重，采取污水泵抽水。管沟开挖至流沙层后，无法采用挖掘机开挖，故改用冲吸泥法成沟，而冲吸泥法成沟时出现大量管涌。穿越段主管在无法采用挖掘机开挖成沟的情况下，采用两台泥浆泵同时抽排的方法进行整体沉管。由于河床及河流大坝区域以内的地下均存在严重的管涌现象，无法采用挖掘机开挖成沟和沟下连头施工，故在大坝西岸每道焊口施工前安装钢板桩，并配合泥浆泵24小时不间断抽排的办法确保焊接施工环境。虽然本河流穿越最终顺利完成施工，但在施工过程中，出现了以下问题，我们应引起重视：(1)管涌使钢板桩挤压变形；(2)由于底部流沙被抽空，坝堤下陷；(3)拔出的钢板桩弯曲严重。
四、结语
经过实际施工，对川气东送线路工程23标段水网段施工经验进行了总结，对平原水网地段施工技术难点和方法进行了分析和论述，并对典型重难点案例进行分析，以便给新浙粤管道施工提供一些帮助，从而对相关技术人员提供一定的施工经验和方法。
参考文献
[1]张英奎，张永兴.大口径管道在水网地区的施工方法[J].油气储运,2003(08):45-46,58.
1消费结构
过去10年，德国每年的天然气消耗量均维持在920×108m3以上，2005年超过了1000×108m3。最新统计数据显示[1]，2010年其用气量为962.6×108m3。根据2009年的统计数据[2]，天然气在德国的一次能源消费中所占比例仅低于石油，为21.8％（图1）。鉴于2011年的日本福岛核电站事故，德国联邦政府决定逐渐关闭国内核电站，利用天然气和可再生绿色能源替代核能。因此，未来几年，天然气在德国一次能源消费中所占的比例将进一步提高。
虽然德国拥有欧洲第3的天然气探明储量，但是，德国本土生产的天然气仅能满足其年消耗量的15％左右，且这一数字呈逐年下降趋势。因此，目前德国消耗的天然气中有85％来源于国外（图2），未来也不得不更加依赖进口。俄罗斯、挪威和荷兰是德国天然气的主要进口国，2009年德国从这3个国家进口的天然气分别占进口天然气总量的37％、27％和17％[2]。随着2011年12月NordStream“北溪”海底管道的投产通气，未来德国从俄罗斯进口天然气的比例将会进一步增加。天然气能源在德国的生产生活中用途极为广泛，主要包括居民用气（一般指独立的供暖式房屋）、工业用气及其他行业用气（商业、公共服务设施、渔业）等。
根据德国联邦能源和水资源协会（BDEW）的统计数据[3]，德国天然气消费以居民用气和工业用气为主，各占总消耗量的35％左右；其次是天然气发电用气，占总消耗量的15％；最后是商业用气和社区供暖，亦占总消耗量的15％（图3）。可以预见，在德国逐步关闭核电站的同时，以天然气为原料的火力发电作为替代核电站的相对理想方案，将得到大力发展。因此，未来几年，天然气在德国发电领域的消耗比例会显著升高。
2市场结构
德国的天然气市场结构比较复杂[4]，在天然气生产、进口和最终用户之间，存在3个中间环节，由此形成天然气输配市场结构（图4）。在下游，即第三层次，约有700家城市配气公司Stadtwerke（城市公共事业部门），负责为城市居民和部分中小型工业用户供气。城市配气公司大多数归当地政府所有，并由当地政府组织运营。城市配气管网主要由分布在城市内的中低压管道组成，管径相对较小，管材大多选用聚乙烯材料。在城市配气公司的上游，是区域性输配气公司，约有30家，例如：GasUnion、Bayerngas及SaarFerngas。
区域性输配气公司组成了天然气输配市场的中游，即第二层次，其管网一般分布于某个州内或者几个州的部分地区。需要注意：某些大中型城市的Stadtwerke或者大型用户可能越过该层次而直接与位于第一层次（上游）的天然气进口商或者生产商直接签订供气合同，例如：杜塞尔多夫、汉诺威、基尔、柏林等城市及当地的某些大型企业。在某些天然气进口商的传统市场区域内，以前不存在所谓的中游企业，例如：莱茵河-鲁尔地区直接由RWE/Thyssengas和E.ON鲁尔气公司负责供气；然而，近些年这些进口商纷纷成立相应的企业，例如：E.ONAvacon、E.ONHanse及RWERheinRuhr，以便更灵活地进行天然气贸易，更好地为下游配气公司服务。位于第一层次的上游公司，负责进口或生产天然气，供给中下游公司或直接为大型城市（如汉堡、慕尼黑、斯图加特）和特大型工业用户（如BASF）供气，其管网大多为大管径高压长输管道，贯穿整个德国或者多个州。当前主要有7家相对大型的企业位于市场的这一层次：E.ON鲁尔气、VerbundnetzGasAG（VNG）、Wingas、GasunieDeutschland、RWE/Thyssengas以及两家在德国本土拥有生产能力的国际公司，埃克森美孚和壳牌。另外，还有少数外国公司在德国通过合资方式部分参与天然气输配业务，例如：法国燃气公司（GDFsuez）、丹麦DONG公司，BP英国石油和意大利Eni能源集团等。
德国当前的天然气输配市场结构是在20世纪90年代因Wingas公司的进入而建立的。Wingas由德国化工巨头BASF的油气领域子公司Wintershall与俄罗斯天然气工业股份公司Gazporm合资成立，各持50％股份。由于掌握气源，Wingas公司可直接修建管道为用户供气。该模式打破了之前其他公司在传统市场区域内的自由垄断，制造了竞争，例如：某些中型工业用户可以脱离之前的城市配气网络，直接与上游或中游公司签订供气合同。因此无论是第一层次还是第二层次的天然气企业，都可以直接为最终用户供气。
从1998年开始，德国着手建立、健全以天然气市场自由化为目标的法律法规。德国联邦卡特尔局（Bundeskartellamt），又称企业联合管理局，负责在联邦政府颁布的竞争法令框架内对天然气公司之间的竞争进行监管，避免垄断的发生。之前德国天然气市场普遍存在的长达二三十年的供气合同被认定为非法，从而为更多公司提供了进入市场的机会，也为用户提供了选择供气商的机会。
当前，德国政府主要通过两个方面的工作，使天然气市场逐步走向开放。其一，为第三方提供公平进入市场的机会。在德国，管道公司普遍为大型能源公司所拥有，其有能力通过不对外开放自身的管道设备，使潜在的有竞争关系的天然气贸易商无法参与到市场中来。因此，需要将管道公司从能源企业中剥离出来，形成独立的、只提供运输服务的管道企业。这些独立出来的管道公司需要对市场公开其管道的输送能力（订单量和剩余量），并对所有用户开放相关信息，从而为其他贸易商提供公平的机会使用其管网设施，从而能够参与到天然气输配市场中来。但是，由于历史原因，通过法律强制剥离出来的管道公司与其前母公司普遍存在千丝万缕的联系，因此，在一些管道公司公布的管道输气能力信息中，经常可以看到“某些管道已经被其前母公司预定了全部的输气量，无法为其他公司提供输气能力”的信息，而事实上该管道尚有剩余输气能力。其二，使更多的天然气在市场中流动。2006年4月，联邦卡特尔局规定下游公司不得与单一的供气商签订长期合同。举例说明：如果一个供气商提供给下游公司的气量超过了该公司全年用气量的80％，则只能签订最长不超过两年的合同；如果一个供气商提供给下游公司的气量超过了该公司全年用气量的50％，则最多签订为期4年的合同。通过此方法，可以将更多的天然气释放到市场中。从企业的角度出发，德国的能源公司普遍认为上述两点措施会影响上游和中游管道企业对管网进行投资建设的积极性，同时也会影响供气的稳定性。不过无论如何，未来的德国天然气市场都在向着更加开放、更加自由化的方向前进，这一点毋庸置疑。
3天然气管网
德国拥有5家大型长输管道运营公司（图5[5]）以及近40×104km管道组成的复杂管网，其中包括超过10×104km（27％）的0.1MPa以上的输气管道、15×104km（35％）的1000Pa~0.1MPa的输气管道以及约15×104km低于1000Pa的城市配气管网。
3.1管道运营公司
（1）OpenGridEurope：其位于德国埃森，2010年8月成立，其前身是E.ON集团天然气输送公司。该公司是目前德国最大的天然气管道公司，管辖超过11466km的天然气管网，其中包括一些重要的长输管道（MEGAL、TENP、NETRA等），管网覆盖德国除东北部的多数地区，年输量超过600×108m3。
（2）WingasTransport：是Wingas公司旗下的长输管道公司，总部位于德国卡塞尔。该公司拥有总长度2303km的天然气管网，绝大多数为DN800以上的大管径高压管道，年输量超过150×108m3。
（3）GasunieDeutschland：是荷兰Gasunie公司的全资子公司，总部位于德国汉诺威。2008年Gasunie收购德国BEBTransport公司的管道业务，组建了GasunieDeutschland，随后成为德国西北部最重要的天然气管道公司。其在德国境内拥有总长度约3200km的天然气管道，年输量超过130×108m3。同时，该公司与OpenGridEurope和VNGOntras共同运行德国北部的重要输气干线NETRA，为柏林供气。
（4）VNGOntras：是德国第3大天然气进口厂商VNG的下属管道公司，是原东德地区最主要的天然气管网运营商，总部位于德国莱比锡。其拥有总长度为7228km的天然气管道，年输量超过150×108m3。
（5）Thyssengas：总部位于多特蒙德，运营管网主要位于德国西部的莱茵河-鲁尔工业区，管道总长度超过4200km，年输量约60×108m3。由于进口天然气的原产地不同，在德国市场内存在两种热值的天然气，即根据燃气的沃泊指数区分为高热值气（12.8~15.7kW?h/m3）和低热值气（10.5~13.0kW?h/m3）。高热值气主要由俄罗斯、挪威、北海气田的进口气组成，低热值气则为德国本土生产以及从荷兰进口的天然气。因此，德国的天然气管网也被分成了两个独立的系统分别输送不同热值的天然气。高热值天然气管网广泛分布于德国大部分地区，而低热值天然气管网则主要集中在西北部地区，靠近德国和荷兰边境。以上5家管道公司中，位于东部地区的VNGOntras和以输送俄罗斯进口天然气为主的WingasTransport公司的管网完全用于输送高热值天然气，而其他3家公司则各自管理运营两套管网以输送不同质量的天然气。
3.2现有和在建长输管道
（1）MEGAL管道：MEGAL是德语MittelEurop-ischeGasleitung的缩写，即中欧天然气管道。该管道是自东至西贯穿德国南部的天然气动脉，包括贯穿德国南部的干线管道MEGALNord和连接奥地利与德国边境的南部支线管道MEGALSüd，始建于1975年，1980年投产，总投资3.34×1012欧元。干线管道为两条平行铺设的长度分别为459km和448km的埋地管道，上游管径DN1100～DN1200，下游管径略有缩小，为DN900[6]，起点为捷克和德国的边境城市瓦德豪斯（Waidhaus），终点为德国和法国的边境城市梅德斯海姆（Medelsheim），沿途设置3座压缩机站，设计压力8MPa，年输送能力220×108m3。南部支线MEGALSüd则是一条管径DN800、长度167km的输气管道，起于奥地利和德国的边境城市欧博卡佩尔（Oberkappel），并与干线管道交汇于德国城市施万多夫（Schwandorf）和罗森施塔特（Rothenstadt）附近，沿途设置有两座压缩机站，设计压力6.75MPa。德国OpenGridEurope公司拥有该管道51％的所有权，法国燃气公司和奥地利OMV公司分别拥有该公司44％和5％的所有权，目前法国燃气公司的子公司GRTgazDeutschlandGmbH负责其日常的运行管理。
（2）TENP管道：德国西南部地区的一条主要长输天燃气管道，始建于1972年，负责将北海气田生产的天然气经过荷兰输送至德国，随后沿德法边境向南输送至德国和瑞士边境，最后进入意大利。德国境内的管道全长500km，采用两条DN900管道平行铺设，沿途设置4座压缩机站，设计输量155×108m3/a[7]。该管道与MEGAL管道交汇于德国米特尔布鲁恩（Mittelbrunn）地区，E.ON鲁尔气公司和意大利Eni公司合资组成的TENP管道公司（所有权分别为51％和49％）负责其日常的运行管理。
（3）NETRA管道：NETRA是德语NorddeutscheErdgasTransversale的缩写，即北德天然气横贯线。该管道1995年投产，全长408km，起于德国西北部海岸城市埃姆登（Emden）和道努姆（Dornum），负责将北海产天然气输送至柏林和沿线其他城市，设计输量214×108m3/a。管道所有者分别为德国OpenGridEurope（41.7％）、GasunieDeutschland（29.6％）以及挪威国家石油公司Statoi（l28.7％）。（4）OPAL和NEL管道：近年来，俄罗斯和乌克兰在天然气收费和过境问题上频频出现摩擦，对一些欧洲国家的天然气供应造成影响。因此，俄罗斯建设了穿越波罗的海的NordStream（北溪）海底天然气管道，直达德国东北部。“北溪”管道的建成开通使俄罗斯首次实现不必经过第三国领土，直接向西欧国家输气。德国境内则建造了OPAL管道（Ostsee-Pipeline-Anbindungsleitung波罗的海管道联络线）和NEL管道（NorddeutscheErdgasleitung北德天然气管道），由“北溪”管道进口的天然气可进一步向南和向西输送（图6[8]）。OPAL管道始于“北溪”管道的终点——格赖夫斯瓦尔德的Lubmin小镇，沿德国东部边境向南直至德国和捷克边境小镇奥尔本豪（Olbernhau），全长470km，管径DN1400，在柏林附近的莱德兰（Radeland）设置一座压缩机站，设计压力10MPa，年输量350×108m3。NEL管道从Lubmin起始至德国西北部的Rehden，全长440km，管径DN1200，设计压力10MPa，年输量200×108m3[9]。OPAL管道已于2011年12月通气，NEL管道目前尚处于建造阶段，预计2012年投产；未来这两条管道均将与WingasTransport公司的管网相连。此外，WingasTransport公司拥有的天然气管道也基本上是德国比较重要的输气干线，例如：JAGAL、STEGAL、MIDAL和WEDAL等。
4地下储气库
[关键词]输气管道 动火 安全管理
中图分类号：TM911 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）08-0334-01
随着国内天然气大发展格局的出现，以及中石化、中石油以及中海油等能源公司天然气产能规模的不断扩大和输气管道运行时间的逐渐增长，输气管线面临着壁厚减薄、占压等安全隐患威胁越来越多，也导致输气管线的开口改造，动火施工等情况逐渐增多。天然气管道在线动火作业常常发生在输气干线和较长的支线管道，一旦停气对下游用户影响很大，这就造成动火施工工期紧、施工质量要求高的特点，因此要特别加强动火作业的危害识别和安全管理。文章结合天然气管输行业高危作业管理和承包商管理的相关规定及要求，归纳总结以下几点：
1 动火危害因素识别
由于动火作业在易燃易爆输气管线上进行，根据《石油工业动火作业安全规程》（SY/T5858-2004）和《油气管道动火管理规范》（Q/SY64.1-2007）关于工业动火等级划分的规定，此类动火至少为二级动火。施工中存在重大风险源点有以下几种：
1.1 动火过程（焊接或切割、打磨作业）的天然气聚集
主要原因有以下几个方面：一是主观安全意识淡薄。未对正在运行的天然气管道进行置换或置换不彻底，未进行气体检测，导致在作业位置仍存在大量易燃易爆气体的情况下直接进行作业；安全管理存在缺陷，未设置专门的安全员或安全员监督不到位。二是客观安全措施准备不到位。检测设备精度不够，数据检测不到位或者检测人员未进行专门的培训，导致检测结果与现场实际存在较大误差，造成重大安全隐患；周边环境不允许施工也未采取有效措施，例如作业坑无通风装置、在作业坑周边聚集大量人群未进行疏散撤离等。
1.2 火源控制不到位
主要指明火（例如车辆、发电机排出的火星、喷灯、现场火炉、点燃的香烟、火柴等）、电气火花（例如在非防爆电气设备在损坏时发生的弧光放电）、摩擦和撞击（现场施工使用的非防爆金属工具进行敲击作业、机械切管时刀片与管壁摩擦产生金属火星、磨削管壁产生的火星等）和静电（例如天然气与管壁和管口摩擦、人体与衣服摩擦而产生的静电）。
1.3 作业环境不安全
长输管道动火作业的作业面一般位于地下，需要开挖专门的作业坑，作业坑的准备和使用过程中的不安全因素都有可能造成事故。
（1）作业坑开挖过程中机具伤害管道本体或附属设置。
（2）作业坑内气体刺漏造成人身伤害和气体泄漏。
（3）可燃气体浓度超标或作业过程中产生的其他有害气体浓度超标。
（4）作业坑未采取有效保护，造成坑道土体塌方，甚至人员掩埋。
（5）作业坑周边聚集大量人群，阻碍疏散通道。
2 施工前的安全措施检查
随着长输天然气管道改造动火施工的不断进行，发现安全工作许可证、动火作业票等票证是动火工程能否顺利实施和成功的关键。
2.1 严格落实安全工作许可证管理
根据动火作业的危害因素识别，动火作业中一般涉及到“工业动火”、“挖掘作业”、“受限空间作业”等特种作业，针对不同的特种作业类型，落实不同作业中许可证所确定的工作程序和安全措施。确认所有作业内容说明清楚详细、工作危害识别全面、安全工作方案有针对性。
2.2 严格办理许可证过程中各类人员的管理
办理作业许可证的过程中，要求涉及到相关人员持证上岗，各负其责，层层把关。通过严格落实作业票的强制要求的检查项，一一确认，有效避免“某一个人”、“某一环节”对“某一危险因素”的疏忽和迟钝。
2.3 落实作业许可证（作业票）中的安全措施
主要从隔离、火源控制、作业环境等三个方面进行考虑
一是对作业管道进行降压、置换，确保可燃气体浓度检测合格，作业位置的上下游阀门确认关闭并上锁挂签；
二是火源控制严格落实《防火防爆场所火源控制标准》，对于机具、设备进行安全检查，确认其安全状态，进行登记和标识粘贴后方可入场；作业人员必须劳保着装，严禁带火源或任何可能产生火花的物品进行作业空间；
三是要确认作业位置无气体泄漏，确认作业坑无坍塌、掩埋等风险，确认进出作业位置留有逃生通道，保证作业环境的安全。
2.4 施工队伍的严格管理
现场施工队伍必须有相应的施工资质，相关施工人员（焊工、电工、起重工等特种作业人员）必须持证上岗并配有必需的劳保用品，而且在现场必须严格履行与建设方签订的工程合同中的安全生产施工条约，执行安全生产规定。
3 施工中的安全关键控制措施
3.1 管道动火前放空，必须确保安全
放空前再次确认输气站（或阀室）安全措施到位，高危作业票证办理完毕，气体检测合格后方能进行下一步流程切换。应注意流程切换时不能使用球阀来调节放空量，以免损伤阀门球体，造成内漏；宜使用节流截止阀调节放空量，作业开始前阀门开度宜小，保证火焰燃烧，待稳定后逐渐开度增大，增大过程中要注意观察火焰热量对输气站（或阀室）的影响，观察是否因放空造成主管线或附件的剧烈震动。一旦发现异常，应停止增大开度，加强观察。
3.2 施工作业过程的HSE要求。
作业坑要按标准开挖，四周留出1.5m宽的安全通道，安全通道内不准摆放任何机具和设施，两侧留有坡度约30°安全踏步作逃生通道。作业坑四周要根据需要加装安全护器，防止塌方。作业坑要设置500mm×500mm的积水坑。要有序控制各个动火点，各动火点之间要始终保持联系，依序作业。
3.3 现场施工机具设备的安全管理。
对现场的机具及车辆要进行全面检查，并对设备和设施的安全性进行确认；对有难点的吊装作业要进行事前试吊装；对电气或液压机具等压力设备要进行空载试验；动火前所有施工机具、设备要规整合理，摆放就位；现场使用机具、车辆须尽量摆放在动火点的上风向位置；吊车作业时必须设专人指挥，提前鸣笛告示，起重臂下严禁站人，加牵引绳导向；作业区所有车辆及发电机排气管必须佩带防火帽；消防车要提前按指定区域就位；在正式实施动火前，施工方必须对投入工程的设备如封堵器、切管机、吊车、发电机、液压站进行试运，并填写试运转记录，建设方进行监督。
4 结语
天然气是易燃易爆物质，对此类设施动火施工必须考虑清楚各种潜在的危险源，并严格按照动火作业票上所列各项采取安全技术防护措施否则极易发生火灾或者爆炸事故，造成巨大的经济损失和人员伤亡。
参考文献
[1] 鲍庆春，徐辉.浅谈石油行业工业动火施工的危险性与安全监控[J].安全、健康和环境，2002Vol.2No.7，17-18.
[2] 王志安.石油动火安全工程.山东东营：石油大学出版社[M]，1999，78-81.
Abstract: In the 2# division of trial operation and the total startup process in Putian gas power plant,it emerged the accidents of natural gas shutoff valve jam, gas turbine last stage blade temperature is too high jump machine, gas turbine BPT temperature, difference caused tripping IGV valve position deviation have seriously affected the normal unit commissioning and safe operation. This article will focus on treatment and the lessons of the start debugging problem in gas turbine 2# are learned and summarized in the hope of providing guidance to the future same type of installed unity.
关键词:燃料关断阀;内漏;喷嘴;黏贴;割口;伺服阀;胶条;终端过滤器
Key words: shut off valve;leakage;nozzle;plaster;scarfing;servo valve;adhesive tape;end filter
中图分类号:TM611.3文献标识码:A文章编号:1006-4311(2010)09-0229-02
0引言
莆田燃气电厂一期为4×350MW燃气蒸汽联合循环机组,机组的配置形式为1台燃气轮机+1台蒸汽轮机+1台发电机+1台余热锅炉。燃气-蒸汽联合循环机组由东方汽轮机与三菱重工联合制造,毛出力现场工况约为370MW。燃气轮机、蒸汽轮机、发电机布置在同一根轴上。燃气轮机由三菱重工设计,由东方汽轮机厂制造,其形式为单轴、重型(工业型),型号为M701F,压气机17级,燃机环形布置20个干式、低NOx多喷嘴预混燃烧器。燃机为4级透平,环境温度27.5℃时功率大约为245MW。燃机透平入口温度为1400℃,排烟温度为586℃。在2#燃机的调试和试运过程中发生了天然气关断阀卡涩、燃机末级叶片温度过高等比较严重的问题并及时做了相应的处理,保证了机组的安全经济运行。由于莆田燃气电厂的M701F机组为我公司首个重型燃机项目,也是国内为数不多的9F燃机项目,因此调试和试运过程中发生的一些问题与处理方法对于公司其它同类型机组的安装和调试都有一定的借鉴作用,对以后同类型机组事故的预防提供了很好的经验。在2#机的调试和试运中,所发生的问题如下:
1天然气关断阀内漏及燃气管道内部异物处理
2009年3月5号高盘吹扫合格完成后发现2#机燃料关断阀内漏严重,后对此阀门进行了解体拆卸检查。打开燃料关断阀后发现在密封面处卡了一块不规则的的石棉垫片。后用内窥镜检查,发现在阀门后管道内也存在石棉垫片,随即对关断阀后的两个压力控制阀进行了拆卸检查(因为压力控制阀试运过程中未打开过,因此判定异物存在于压力控制阀前管道内)。在压力控制阀和阀门前管道内取出了石棉垫片,在阀门后边管道内未发现异物。在监理和业主的监督下对压力控制阀进行了回装。因关断阀到燃气终端过滤器之间管线长约55米,为确定关断阀前管道内部清洁,在燃气管道压力测点处进行了割口并用内窥镜检查,在检查中发现了在管道焊口周围内壁上粘有塑料胶带(图一),疑为焊接充氩时封堵所留材料。为保证机组安全运行,对天然气终端过滤器至B管架天然气主燃料关断阀之间的管道焊口全部进行了割口检查。在部分焊口处也发现了黏贴在管道内壁上的胶带纸,未发现石棉垫片碎片。随即对管道内部进行了彻底的检查和清理,并在监理和业主的共同见证下对管道进行了焊接和恢复。
原因分析:①阀门及管道内部存在石棉垫片分析:由于终端过滤器至燃料关断阀之间的管道管线较短(55米左右),且在投用之前按东汽厂要求进行了合格的爆破吹扫(爆破吹扫过程中未使用石棉垫片),且吹扫和恢复过程经过监理、业主和厂家的共同见证,因此排除了因爆破吹扫工作造成石棉垫片进入管道的可能性。后经证实2#机燃料关断阀为1#机更换而来,更换时未经监理、业主等部门的验收。考虑到发现的石棉垫片只存在于燃料关断阀及其后边管道内,因此更换阀门过程造成垫片进入管道系统的可能性较大。②管道内壁焊口周围黏贴胶带纸分析:2#机天然气管道所有焊口在对口前都由监理组织检查验收,因此排除了焊口前管道内壁黏贴胶带纸的可能性。天然气管道材质为304L,因此焊接时要求充氩进行。在焊接充氩过程中,其管道内部封堵物是用铁丝捆扎一团棉布,为保证氩气不泄露,在棉布外边包上了一层宽胶带纸。在焊接时由于受焊口高温等因素影响,在取出封堵物后,部分胶带纸就黏贴在焊口周围管道内壁上。
处理方法:对燃机流量控制阀至天然气终端过滤器之间的管道全部进行割管清理检查,清理异物后在各方见证下进行焊接和阀门回装。
经验教训与总结:此次割口检查清理工作共用时4天。由于此次管道检查清理是在燃机进气点火前进行,因此避免了因杂物进入燃烧器而造成更大的安全事故。通过这次检查清理工作,发现了施工过程中存在的问题,也要求我们在以后类似管道和系统的施工中必须注意以下几点:①管道对口前必须对管道内部进行仔细清理,每个焊口对口前必须通过监理现场检查验收,另一侧同时做好封堵、贴好封条,通过验收的焊口不得再进行打磨、修口等工作,防止管道内部二次污染和人为破坏。②在天然气管道系统上做更换阀门等可能造成管道内部污染的工作全过程必须由监理、业主等共同见证,工作完成后及时办理封闭签证,防止管道内部二次污染和人为破坏。③改善焊接充氩工艺,不能用带有胶带纸等可能遗留在管道内部的材料进行封堵(其它电厂中也发生过用可溶纸进行封堵造成燃烧器喷嘴堵塞的事例),防止管道内部二次污染。④在天然气管道设计中可以考虑将天然气终端过滤器放置在靠近燃机燃烧器侧,尽量减少过滤器后天然气管道的长度,对于机组的安全运行有一定得保护作用。
2燃机末级叶片温度高造成跳机
2009年3月9号14点12分,燃机点火,升速过程中燃机末级叶片温度高跳机。跳机后短时间内末级叶片温度达到720℃,而末级叶片温度跳机保护值为680℃。
原因分析:跳机后经仔细检查分析,天然气值班流量和主流量差压变送器平衡阀被打开,阀门前后压差消失。值班燃料和主燃料阀自动开启,瞬时进气量最高达到此状态下额定进气量的2倍,造成进气量过大燃烧器发生爆燃。
处理方法:按照三菱的意见对20#燃烧器进行了检查。拆开20#燃烧器后用内窥镜对喷嘴、燃烧筒、燃机透平初级动叶进行了仔细检查,同时进入排气道对末级排气叶片进行检查,均为发现异常,燃烧器检查完后及时进行了回装(检查与处理过程见图二、图三、图四)。
经验教训与总结:发生爆燃极易烧坏燃烧器,本次事故虽未造成大的经济损失,可给我们敲响了警钟。在调试整个过程中一定要加强对设备系统监护,无关人员不能私自操作系统的阀门等设备。调试运行人员在每次机组启动前要仔细全面检查系统,防止此类事故再次发生。
3燃机BPT温差过大造成停机
2009年3月14号9:28分机组启动,由于启动过程中发现BPT温差偏大(最高温差-62℃,燃机保护值为+30-60℃,启动前将此保护值强制),11:10分三菱工代要求停机。停机后热工专业对燃机排气通道温度测点进行重新校验,未发现问题。经三菱分析研究,怀疑7#、8#燃烧器存在问题,因此现场对7#、8#燃烧器喷嘴进行了拆卸检查。
在拆开7#燃烧器后用内窥镜进行了检查,其中在值班喷嘴内(喷嘴外形见图八)发现了一个不规则的橡胶垫片(图五示),在主喷嘴前的环形腔室内发现了黏贴的腔壁上的一个形状较小的石棉垫片(图六示),在8#燃烧器内未发现异物。
在检查7#、8#燃烧器喷嘴的同时,对2#机两个天然气终端过滤器进行了清理,其中在过滤器滤网中发现了部分破碎的棉布及少量的沙粒(图九示)。
处理方法:①对两个终端过滤器滤网进行彻底清理后回装。②三菱技术人员在现场对7#燃烧器值班喷嘴和主喷嘴用压缩空气进行了反吹扫(见图七),清理出了喷嘴内部的异物。用内窥镜检查喷嘴内部清洁无异物后对燃烧器进行回装,开机后BPT温差大问题消除。
原因分析:①由于天然气压力控制阀至终端过滤器之间的管道已进行彻底的割管清理和恢复,因此可以判定在7#燃烧器内清理出的橡胶垫片等异物是施工过程中遗留在压力控制阀和燃烧器喷嘴之间的管道内的。由于关断阀和燃烧器之间的管道按厂家要求不参与爆破吹扫,因此虽然在施工中加强了管道的清理和验收工作,但还是由于疏忽造成了杂物进入管道。②终端过滤器内发现的破布为施工中用抹布清理管道时遗留在管道内的。在2#机天然气管道过路段施工过程中,天然气管道周围一放水管晚上漏水严重,且由于过路段标高比其它埋地段低,加上施工人员封口质量较差,因此水夹杂着泥沙进入了埋地段管道内部。在施工完毕后调压站至三通阀之间的管道按厂家要求单独进行了爆破吹扫。虽然爆破吹扫验收合格,吹扫出了积水和部分杂物,但由于管线较长(约268米),造成管道内仍有部分杂物遗留。
经验教训与总结:通过这次事故,可以看出天然气管道的内部清洁度对机组的启动和安全运行的至关重要性。对于不参与爆破吹扫的天然气管道系统,在施工中一定要严格控制好内部清洁度,施工中及时进行封口验收,对于一切可能造成管道内部二次污染的途径进行隔离和预防,杜绝验收合格的管道内部再次进入杂物。从终端过滤器检查出的杂物可以看出,对于系统较长的管线,爆破吹扫效果有限,因此并不能完全寄希望于爆破吹扫而忽略安装过程中的管道内部清洁度的控制。在施工中一定要加强管道封口工作,封口要牢固密实,能够抵御一定的外力冲击,立管要做好防止高空重物进入的措施,对于地势较低的地方要做好防水、防雨进入管道的措施。
对于较长的管线系统,为保证吹扫效果,可以考虑分段进行爆破吹扫,每段管线长度建议不要超过80米。如果管线较长且不方便进行分段爆破吹扫时,可以考虑用启动锅炉辅助蒸汽等方式进行蒸汽吹扫(吹扫时流量计、节流孔板、滤网等要拆除)。天然气管道系统设计时,在满足条件的情况下,可以考虑将天然气终端过滤器尽量靠近燃烧器布置,这样对于机组的启动调试和安全运行有一定的保护作用。
4IGV调阀阀位偏差大造成跳机
2009年3月23号06:32分,机组在2778r/min时,由于IGV阀位偏差过大,机组发出保护动作跳机。
原因分析:在跳机后调试人员怀疑入口滤网堵塞,因此对IGV阀前的控制油滤网进行更换。更换后调试IGV阀,偏差大问题没有改善。后重新更换两个IGV伺服阀后,偏差大的故障得以消除。在更换IGV伺服阀的过程中,对控制油重新进行了取样化验,结果控制油颗粒度满足规范要求,因此排除了由于油质问题造成IGV伺服阀堵塞的可能。控制油油冲洗和恢复是在IGV阀滤网前进行,因此排除了滤油和系统恢复过程带入伺服阀杂质的可能性。IGV阀为厂家成套供货(伺服阀和滤网均安装在IGV阀上),因此IGV伺服阀本身存在质量问题是造成这次事故的主要原因。
处理方法:更换IGV伺服阀。
经验教训与总结:虽然这次IGV伺服阀卡涩属于设备本身质量问题,但也给我们敲响了警钟。在启动和调试过程中仍要加强控制油的滤油工作,在控制油系统安装、滤油合格后系统恢复、滤网更换等工作过程中要保持设备及周围环境的清洁,防止灰尘等杂质进入控制油系统。
通过以上分析和总结,可以看出燃气关断阀内部漏气、天然气管道异物、BPT温差过大都是由于安装过程中施工人员质量意识薄弱,技术人员责任意识不强造成的,不但影响了正常的施工调试及安全,也对电厂造成了较大的经济损失。因此在以后类似燃气轮机系统的安装过程中,一定要加强质量控制,严格按照相关的标准和要求施工,改善施工工艺,杜绝此类问题再次发生。
参考文献:
[1]东方汽轮机有限公司.M701F燃气-蒸汽联合循环机组现场天然气管道清洁规程[S].2007,11.
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