关键词：天然气；管道；施工；焊接
引言
天然气是我国重要的能源之一，在国民经济发展和人们日常生活中都占据着重要的地位。随着天然气的普遍使用，天然气管道建设项目也逐渐增多，在天然气管道建设过程中需要应用焊接技术保证管道的严密性，防止天然气的泄露。目前，我国普遍应用的焊接技术有：手工焊、半自动焊及自动焊。在天然气管道施工中，只有不断提高焊接技术水平，才能确保管道施工质量。
1手工焊技术
手工焊是最早在天然气管道施工中被使用的焊接技术。该技术具体要分为下向焊技术和上向焊技术。上向焊是最初传统的手工焊接技术，随着技术水平的不断提高，下向焊技术以其效率高、质量好的优点逐渐代替了上向焊技术。如图1所示为上向焊与下向焊示意图。在下向焊技术中根据焊接条件不同又分为多种焊接技术，其中目前最常用的是低氢下向焊接技术和纤维素下向焊接技术。低氢下向焊接技术的优点就是冲击力强、焊缝质量好，能够保证天然气管道的质量。但是该项技术难度较大，并且焊接过程中融化速度较慢。与低氢下向焊接技术相比，纤维素下向焊接技术在工艺上较为简单，并且熔透能力强、焊接背面成型较好，同时，对于保证天然气管道质量有积极作用，因此，在天然气管道施工中被广泛应用。俗话说，事物都有两面性，纤维素下向焊接技术也有其不足之处，比如焊条熔敷金属后会扩散大量氢，在焊接过程中必须要对温度有较强的把控，否则很可能会出现冷裂纹，影响天然气管道的整体质量。
2半自动焊接技术
在国外半自动焊接技术被广泛应用，随着经济的发展，我国也从美国引入了半自动焊接技术。与手工焊接技术相比，它的应用大大提高了施工效率，逐渐成为天然气管道施工中最为常用的焊接技术。但是，半自动焊接技术也有其弊端，就是它的焊缝质量并不高，因而通常都将其应用于盖面焊接和填充物的焊接。半自动焊接技术中最常用的两种技术是CO2活性气体保护焊技术和自保护药芯焊丝半自动焊。CO2活性气体保护焊技术的主要优点就是效率高、焊接质量好，并且由于其熔滴过渡成型过程是通过电压基值和峰值控制的，因此焊接过程稳定性较强。但是在应用CO2活性气体保护焊技术时要对施工现场的风速进行控制，尽量保证风速低于2m/s，有利于施工的顺利进行。自保护药芯焊丝半自动焊能够降低熔池中氮元素对焊接的影响，因而，其焊接性能较强，同时它与其他焊接技术相比，焊接成本较低。但是，自保护药芯焊丝半自动焊的焊缝质量较差，要想提高其焊缝质量，就要通过改变相关参数。具体参数调整如表1所示。
3自动焊技术
自动焊技术就是指在焊接过程中完全借助机械设备进行，其焊接效率和焊接质量都较高。但是考虑到机械设备投资过高，并且设备在后期的维修费用也很高，因此，目前没有收到普遍应用。常见的自动焊技术有：实芯焊丝气体保护自动焊接、药芯焊丝自动焊接技术等。在天然气管道施工中一般大型管道焊接才会使用实芯焊丝气体保护自动焊接技术，并且在应用该技术时对外部环境要求较高，由于室外的风速会严重影响焊接质量，因此在采用该技术施工时要搭设防风棚。药芯焊丝自动焊由药芯焊丝气保焊和药芯焊丝自保焊所组成，其焊接原理和实心焊丝气体保护焊有着异曲同工之处，是目前而言集焊接效率与焊接质量于一体的高性能焊接技术，在天然气管道施工中常常被应用于管道填充以及盖面焊道上。
4结束语
总而言之，焊接技术对于天然气管道建设而言具有非常重要的意义。随着天气然使用量的增加，天然气管道建设项目也会越来越多，我们只有不断提高施工技术，加强管道焊接水平，才能保证天然气的安全运输。
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关键词：长输天然气管道；施工程序；施工技术；质量控制
中图分类号：O213.1 文献标识码：A 文章编号：
随着我国天然气和石油工业的不断发展，天然气管道施工的要求也随之提高。由于天然气长输管道工程具有线路长、地区跨度大，自然地形、地质、地貌差异性大，单项工程多，安装工艺独特，管道安全性要求高，管径大及压力高等特点，使得天然气长输管道的施工要求较为严苛。
1施工程序
本工程施工程序如下 ：测量放线－施工作业带清理及施工便道修筑-防腐管的运输及保管－管沟开挖－布管及现场坡口加工－管口组对、焊接及验收－－无损探伤－补口补伤－电火花检测－管道下沟－光缆同沟敷设－管沟回填－敷设警示带－管道清管、测径和试压－管道干燥－管道连头－管道附属工程。
2施工技术探讨
2.1测量放线
在测量施工中的技术要求施工时根据施工图组织有关技术、施工人员进行现场实测，选择最佳线路进行放线；管道施工占地不应超过14m，按管道占地两侧范围认真划分临时占地界线，用白灰撒出边界；管线与地下构筑物相遇时，放线时应在两物交叉两端的一定范围内标明；按施工作业宽度清理施工作业带，将施工作业带草、杂物及构筑物等地面障碍清理干净，对局部沟洼高坡地带进行平整；施工时可根据现场实际情况选择施工道路，根据实际情况整理施工场地，便于施工及机具、设备的摆放和保管。
2.2运管和布管
在运管、布管中的技术要求为保证防腐质量，应减少管道的划伤、碰伤，拉运时在管子两端加胶圈，施工现场使用土袋支撑管线 ；管道采用吊车装卸，吊具为尼龙管子吊带，严禁用钢丝绳、钢钩直接吊管道。卸管时，严禁采用损伤防腐层的撬、滚、滑等方法卸车，并应按指定位置卸车。
2.3管口组对
管道组对时应做到以下技术要求。
（1）组对前需认真检查管道是否变形，对轻微变形可用胀管器进行矫正，若矫正后乃不合格，则应切除不合格管段部分。
（2）管道清扫干净后方能进行组装，管内不能有任何杂物。
（3）管内外坡口面两侧50mm范围内清理干净，并呈现金属光泽，然后再进行组对。
（4）管口组对时，管道外壁应距管沟边缘1 m，每根管子下面应设置1个管墩，管墩的高度宜为0.4～0.5m，软土地带可用土堆做支撑，特殊地带可用装软物的土袋做支撑，严禁用硬石块做支撑。
（5）组对时，两管口螺旋焊缝或直缝间距：错开间距大于或等于100mm。
（6）沟上布管时，管与管首尾相接处错开一个管径，以方便管内清扫、坡口清理。
2.4管道焊接
（1）本工程管线母材为X52无缝钢管，使用氩弧焊打底手工电弧焊填充、盖面的焊接方法。在焊接过程中的技术要求焊接时不允许在坡口以外的任何地方引弧；使用内对口器时，应在根焊完成后拆卸和移动对口器；管道焊接为多层焊 ；施焊时，层间应清理干净，邻两层的接头点不得重叠，应错开30mm以上；各焊道应连续焊接，根焊结束与热焊开始的时间间隔不大于10min，否则应进行焊前预热，每道焊口必须一次焊完。管端临时封堵好，防止异物进入。焊口标志按照数字化管道要求在顺气流方向下游1m处做好标记。
（2）在雨雪天气、大气相对湿度大于90%、风速大于5m/s时，如未采取有效防护措施不得进行焊接。
（3）焊缝外观检查要求表现在焊后必须清除焊缝两侧的飞溅物；焊缝外观成型均匀一致，焊缝表面不应低于母材表面，焊缝余高一般不应超过2mm，局部不得超过3mm，余高超过3mm时，应进行打磨，打磨后应与母材圆滑过渡，但不得伤及母材，焊缝表面宽度每侧应比坡口表面宽0.5～2mm。
（4）电弧烧痕应打磨掉，打磨后应不使剩下的管壁厚度减少到小于材料标准允许的最小厚度。否则，应将含有电弧烧痕的这部分管子整段切除。
2.5无损检测
（1）本工程无损检测首选射线检测和超射波检测。
（2）采用射线检测检验时，应对焊工当天所焊不少于5%的焊缝全周长进行射线检测。
（3）采用超射波检测时，应对焊工当天所焊焊缝的全部进行检查，并对其中5%环焊缝的全周长用射线检测复查。
（4）对通过居民区、穿跨越大中型水域、一二级公路、铁路的管道环焊缝，以及所有碰死口焊缝，应进行100%超射波检测和射线检测。
（5）焊缝返修：焊道中出现的非裂纹性缺陷，可直接返修；当裂纹长度小于焊缝长度的8%时，应进行返修。当裂纹长度大于8%时所有带裂纹的焊缝必须从管线上切除；焊缝在同一部位的返修，不得超过2次，根部只允许返修1次，否则应将该焊缝切除。
2.6管段防腐、补口补伤
（1）管线防腐采用3层PE防腐，管道环向对接焊缝防腐层补口采用带配套底漆的3层结构辐射交联聚乙烯热收缩套防腐，当防腐层损伤直径不大于30 mm的损伤，损伤处未露管材，直接采用补伤片补伤，损伤处露管材，除锈后先采用环氧树脂涂刷，然后用补伤片补伤。
（2）工程埋地管道3层PE防腐管预制，应符合相关规范的要求。
（3）管道在下沟前对管道的100%防腐层进行电火花检测，检漏电压15 kV，检测结果填写检漏纪录，如出现针孔，可用补伤片修补并重新检漏，直到合格。
2.7管沟开挖、管道下沟及回填
（1）开挖管沟应达到设计图纸上挖深的要求，沟壁顺直，转弯处圆顺，沟底平整，无石块、树根或其他坚硬物，沟壁不得有欲坠的石块。
（2）根据土壤性质、施工方法及管沟开挖方法的不同，土地管道管沟边坡按照相关规范执行。
（3）管沟沟底宽度 1.2m，深1.8 m。
（4）管道下沟前应复核管沟深度，清除沟中的块石、积水和塌入的泥土，对要求素土及加灰土夯实的沟底进行夯实度检查，平整沟底以达到设计要求。
（5）一般管道下沟后应在10天内回填。高水位地段、人口稠密区及雨季施工等应立即回填。
（6）管道下沟后，石方段管沟细土应回填至管顶上方300 mm。然后回填原土石方，但石头的最大粒径不得超过250 mm，回填土应平整密实。
（7）管沟回填应高出地面0.3 m以上，覆土应与管沟中心线一致，其宽度为管沟上开口宽度；
（8）管道下沟回填后采用PCM检漏仪进行防腐层完整性检测及管道埋深检测。
2.8试压措施
本段管道按照甲方及图纸要求进行试压，强度试验压力为1.25倍设计压力，试压的稳压超过 4 h，以无泄漏为合格 ；强度试验合格后应进行严密性试验，严密性试压压力为设计压力，并以稳压24 h，以压降不大于1%试验压力值且不大于0.1MPa为合格；试压合格后，应将管段内积水清扫干净，清扫以不再排出游离水为合格。
2.9输气管段干燥
输气管道试压、清管结束后应进行干燥。方法一般采用吸水性泡沫清管塞反复吸附。管道干燥结束后。如果没有立即投入运行，宜冲入干燥氮气，防止外界湿气重新进入管道，否则应重新进行干燥。
2.10管道连头
（1）连头处沟壁应坚实，地质不良时应加设防护装置。作业面应平整、清洁、无积水，沟底比设计深度加深500mm～800mm。
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 伴随着我国能源结构的调整，天然气在我国能源中所占的比重也越来越大。作为天然气运输主要途径的天然气管道建设总长也在不断增加，一些天然气管道建设中的新技术也在不断的出现和运用。焊机天然气管道建设中发挥着至关重要的作用，也是一项非常常见的应用技术。天然气管道建设的发展对焊接标准及技术都有了新的要求。
关键词 焊机技术；天然气管道；应用
最近几年，随着我国对天然气用气量需求的加大，我国的天然气管道的建设也随之也随着加快了建设步伐。伴随着天然气管道建设速度的加快，天然气管道的施工技术也在不断的提升。下面就这几种不同的焊接技术在我国天然气管道建设中的实际应用一一进行说明。
1 天然气管道焊接时的手工焊接技术及应用
手工电弧焊下向焊技术可具体分为纤维素焊条和低氢型焊条下向焊。相对传统的天然气管道焊接技术来说，手工下向焊是比较先进的手工焊接技术，手工下向焊因为采用大钝边、小间隙、小坡口角度的技术参数，使天然气管道工程加快了焊接速度，并且焊接的质量比较好，对焊接材料浪费少，加之操作难度不大，进行焊接时的抗风能力也很强，应用十分广泛。淤纤维素下向焊在天然气管道焊接中的应用。纤维素下向焊的显著特点是根焊的适应性极强。纤维素下向焊的焊接工艺有很大的熔透能力，与此同时纤维素下向焊能很好的填充连接处间隙，焊缝背面成形也比较平整，而且气孔敏感性很小，极易形成质量很高的焊缝，在钢材为X70 以下的薄壁大口径管道上主要应用的焊接工艺就是纤维素下向焊。纤维素下向焊要注意防止产生冷裂纹。因为纤维素下向焊的焊条熔敷金属扩散氢含量高，不易控制预热温度和层间温度。于天然气管道手工焊接的另一种工艺就是低氢下向焊。利用低氢下向焊工艺进行焊接的管道接口具有较好的抗冷裂纹性和冲击韧性，焊缝质量相对较高，在焊接天然气管道中比较重要的部件时应用较多。低氢下向焊工艺的缺点是进行焊接时熔化速度较慢，对从事焊接的工人技艺要求比较高，不易掌握焊接时机。低氢下向焊根焊的适应性相对于纤维素焊条要差一些，所以常被用于填充盖面等部位的焊接。
2 半自动焊接技术及应用
半自动焊接技术是我国从美国引进的自保护半自动焊设备和工艺，引进后陆续应用于国内外的一些天然气管道施工中使用，技术日渐成熟，也是目前天然气管道施工中重要的焊接方法。半自动焊焊接工艺效率高、劳动强度低、质量好等优点，而且焊接工艺相对较简单，从事焊接的技术人员易学习掌握。缺点在于根焊时焊缝质量不能够得到保证，所以在天然气管道施工中的半自动焊接技术主要用于管道的填充和盖面焊道等方面。目前常见的主要有：淤CO2 活性气体保护焊技术。半自动焊接技术CO2 活性气体保护焊是一种高效、优质的天然气管道焊接技术。对根焊部位主要采用STT 半自动焊进行焊接，这种焊接通过控制基值和峰值电流及电压，熔滴过渡成型非常有利，焊接过程稳定，能够很好地解决飞溅问题及大口径管道根部焊环节单面焊双面成型的难题，而且在全位置单面焊双面成形的打底焊也同样有很好的效果。半自动焊中的STT 型CO2 半自动下向焊技术工艺具有电弧稳定、飞溅少、速度快、韧性好等一系列的优点，但在进行STT 型CO2 半自动下向焊时，需要有相应的防风措施，要求现场风速不能大于2m/s。于天然气管道焊接的自保护药芯焊丝半自动焊。所谓的自保护药芯焊丝半自动焊，就是把焊药填灌在管状焊丝的内部，不需要保护气体就可以进行的一种焊接技术。在冶金过程利用管状焊丝中所含合金元素及焊药中保护熔池，彻底清除熔池中氮所造成的不良影响，得到合格的焊缝。这种焊接工艺具有性能优良、熔敷效率高、环境适应能力强等一系列优点，加之焊接成本相对较低，而且焊接技术简单，焊接合格率高。这种焊接技术的缺点是焊根熔合不易，仅仅在填充和盖面时有所运用。
3 自动焊技术及应用
天然气管道的自动焊就是指使用一定的工艺和技术使整个焊接过程实现自动化，常用的是机械方法和电气方法。自动焊技术焊接效率高、进行焊接工作的劳动强度较小，焊缝稳定可靠，质量可靠，进行焊接时几乎不受人为操作因素影响，所以在焊接大口径管道和厚壁管道时使用非常方便，发挥了极大的作用。但是全自动气体保护焊设备昂贵，后期修理、维护不易操作，根部焊接也有局限性，所以全自动气体保护焊并未大规模应用于天然气管道焊接。现阶段常用的自动焊技术主要有：淤实芯焊丝气体保护自动焊接。这种自动焊是在可熔实芯焊丝与被焊金属间形成电弧，强大的电流把焊丝熔化，并与母材相结合形成焊缝，从而实现管道焊接。这种自动焊接技术工艺易于掌握，广泛应用大口径、大壁厚的管道焊接领。但缺点是进行焊接时，需要有较高的焊接装备及控制系统，而且对现场的风力有一定的要求。于药芯焊丝自动焊接。药芯焊丝自动焊有两种类型，分别是药芯焊丝自保焊和药芯焊丝气保焊。这种自动焊的原理和实芯焊丝气体保护焊基本相同。区别在于，药芯焊丝熔敷的速度很快、焊接的接缝韧性好、在不同的场合适应性也不错。盂电阻闪光对焊。电阻闪光对焊是利用低电压和强电流，使得要焊接的连接管两管端在极短的时间内达到极高的温度，利用蒸发金属保护焊接区域，进而用顶锻压力使熔化的管端形成连接接头，达到焊接目的。电阻闪光焊接技术工艺、焊接效率很高，也能很好的适应不同的环境，焊接质量好。但是电阻闪光对焊设备庞大且昂贵、针对性强，对焊缝无法进行标准的无损检测。所以并未在天然气管道施工焊接中得到普及。
天然气管道焊接时的焊接质量、焊接效率和焊接技术水平与天然气管线建设的质量密切相关，鉴于天然气管线本身的特点，在进行管道焊接时，一定要结合现场的实际情况，正确的选择合适的焊接技术，保证焊缝质量，确保天然气管道的安全。对于新的天然气管道焊接技术，要严格按照相关的操作规范来进行。对出现的问题，要认真研究，及时总结、处理，坚决避免因操作失误而造成的损失。
参考文献
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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。
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
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
开挖方法
每断面测点数量
Ⅴ级
5
三台阶七步法
CRD法
Ⅳ级
10
临时仰拱台阶法
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：燃气管道；施工；管理；质量
天然气管道施工是与人民生活息息相关的大事，燃气管道的施工质量不仅影响天然气的使用效果，更是直接关系到人们的财产和人身安全，在日常生活中，天然气管道爆炸事故屡见不鲜，绝大部分原因都是由于施工质量不过关所引发的问题。为此，有必要针对管道施工技术和质量控制进行进一步探讨，提出切实可行的施工方案。
一、燃气管道施工技术
在本文中，主要以某天然气管线施工为例进行分析。该段天然气工程中27km为水网段，9km为山区段，其他为综合性施工段。在当前燃气管道工程中钢材和制管技术不断发展，管线钢的种类随着输送压力、输送量、管道用钢、管道安全等技术指标不断的丰富，由于本次工程的重要程度较高，所以采用了我国自主研发的针状铁素体管线钢，同时，部分路段应用了X100-X120钢级的管线钢和相关技术。
（一）钢材和制管技术
燃气管道施工技术关系到后续的投入和使用，对居民的日常生活和工作具有非常大的影响。现阶段的燃气管道施工技术已经告别了原来的单一技术，针对管道施工的不同环节，采用不同类型的技术，从根本上提高燃气管道的质量和性能，不仅可以更好的输送燃气，同时能够有效节省成本。
（二）管道防腐技术
燃气管道施工技术在目前的发展中，不仅仅在管材和制管技术当中取得了一定的成效，同时在管道防腐当中取得了较大的突破。管道防腐是燃气管道工程施工的必要指标，由于燃气管道大部分是修建在地下或者是一些隐蔽的地方，很容易与地下的各种气体或者是物质发生反应，再加上燃气本身具有的一些特性，燃气管道的被腐蚀程度要比一般的管道更加严重。从燃气管道防腐的发展史来看，现阶段主要是采用内减阻涂层技术，这种技术的好处在于，能够降低磨阻、增加管输量，同时可以降低管道运行综合成本。通过不断的改进，这种技术在现阶段的应用当中，通过钢管的有效性旋转，将环氧涂料通过高压无气的喷枪涂在钢管的内表面，使钢管内表面形成高质量、连续光滑的有效涂层。由此可见，管道防腐技术在目前的应用当中，已经相当成熟，并且从多个方面出发，避免了单一技术的地域限制性。
（三）焊接技术
焊接技术作为燃气管道修建的一种重要保障，在应用的过程当中，必须遵守最安全、最有效、最长久的原则。燃气管道的焊接首先要保证安全性，两个管道或者是两个以上的管道在焊接的过程中，必须保证严丝合缝，不能出现一点问题，同时在焊接完成以后，要进行相关的测试和检验，减少隐患的发生概率。其次，焊接技术必须在效率和使用时间上得到保证，目前的燃气使用数量有很大的提升，地区之间的管道焊接更要在效率和使用寿命有所延长，避免反复检修对居民生活带来的不便。
就当前的焊接技术来看，从第一条长输管道建设开始，国内管道现场焊接施工大致经历了手工电弧焊上向焊、手工电弧焊下向焊、半自动焊和自动焊等四个发展过程。管道建设中，为保障施工的高效率和高质量，应优先考虑熔化极气体保护自动焊工艺，并不断的研制管道新一代的自动焊设备。
二、燃气管道施工质量的控制分析
（一）施工技术控制
对于一个施工项目，施工工序通常很多，并且各项施工工艺也各不相同，这就要求现场的施工人员根据施工的具体情况，做好各个方面的技术准备。在本文列举的案例当中，为了保证在各个路段能够有效的保证燃气管道修建质量，不仅仅采用了专业的施工技术，同时还准备了突况的备案、特殊地质的使用施工技术以及遇到极端天气的处理方案等等，这些都是对施工技术进行严格控制的措施。相对来说，燃气管道的质量控制是多方面的，任何一项工作都要从多个角度出发，避免遗漏所造成的恶性影响。
（二）连接施工技术要点
燃气管道施工中，对于管道材质的选择有很多种，如金属管和塑料管等。目前，硬质塑料管是使用规模较为广泛的一种，该种材质具有抗腐蚀，密封性好等特点，使用也较为方便。对于管道的连接作业要视管道的具体粗细而定，又由于燃气管道施工的特殊性对管道的密封性有极高的要求，所以，必须采用科学规范的施工方法才能确保施工的安全性。塑料管道具有极强的熔合性，在管道尺寸较为细狭的位置，可以采用电熔方法将管道连接；当管道尺寸比较粗时，就必须采用焊接的方式进行管道连接。无论采用哪种方法，都要以保证连接处的密封性为首要前提条件。
（三）管道施工的后期质量验收
整体管道铺设完工以后，要进行严格的质量验收。质量验收要派专业的技术人员前往开展作业，验收时必须对管道的密闭性和安全性进行检验，一是要对管道的强度和密闭性进行合格性实验，要检测各项接头处是否牢固，并选择较为安全的气体进行先期测试，看是否存在漏气点，如果存在漏气现象，要对具置加以确定并及时维修；二是要对整体管道系统进行内部吹扫，保证管道内部的光华与清洁，以利于气体的输送，对于细狭管道位置要尤其注意，避免发生局部阻塞现象。三是对于管道的材料进行防腐检测，如果管道材料选用的是金属材质，则该环节尤为重要，防腐层检查要通过对管道防腐处理的外观做出判断，如果防腐技术操作不规范，就必须立即进行返工操作。
三、总结
天然气作为一种新能源，其优点正在逐渐显现，其利用率高，使用时更加经济环保，具有极高的性价比，是我国城市居民的必备能源之一。燃气管道施工具有其自身的特点，为此要因势利导，在保证施工质量的前提下不断开发新的施工技术，保障天然气管道施工的高效畅通，为实现能源的有效替代打下坚实的基础，使天然气能源更好的服务于全人类。
参考文献
[1]张晓松，牛亚楠，李永威，等.城镇天然气管道占压隐患现状调研与处理方法[J].煤气与热力，2010（09）.
1.1施工技术存在的问题
管道防腐和焊接也是天然气管道工程的重要工序。焊接工艺水平的高低和防腐质量的好坏，直接影响到日后天然气管道的输送安全。然而由于天然气处理厂几乎都建在郊区，天然气输送管道施工所处环境较差，晴通雨阻以及冬天受冻土的膨胀抬起等问题都是天然气管道施工所不可避免的，会在一定程度上影响施工进度。另外，管道组焊、半自动机组、全自动机组应当严格按照相应的焊接规格分别采用内（外）对口器对口，纤维素焊条手工下向焊打底等工艺完成焊接，但在实际管道施工中经常忽视此类问题造成焊接质量下降，最终导致管段安装质量不高。
1.2施工监管不足，风险控制意识淡泊
天然气管道施工存在质量隐患，在一定程度上是由于施工管理不到位所引起的，集中表现为施工监管力度不够，施工人员和管理人员风险控制意识淡漠。一方面，由于监管体制不健全，不完善，不仅施工人员对施工风险的防护意识较差，而且管理人员也难以及时发现天然气管道施工过程中存在的质量隐患，加之部分管理人员风险控制意识淡泊，即便发现施工过程中影响施工质量的风险因素，也不能及时提醒施工人员采取相应的措施加以规避；另一方面，大多数天然气管道工程项目只有监理机构对现场施工进行监督，但是却很少有聘请风险管理机构对施工设计方案和施工标准进行风险评估，从而导致管道施工质量标准未能达到国家的相关标准，给天然气管道施工质量埋下风险隐患。
2、提升天然气管道施工质量的主要措施
2.1提高施工工艺水平，规范工艺流程3.1.1提升施工工艺水平的建议提高管道敷设工艺水平，必须要加强对施工图纸的审核和施工现场的调查，充分了解施工现场的实际地质环境、周边设施与建筑物以及交通条件，确保施工图纸与施工现场实际情况想契合，在此基础上做好施工前的技术交底工作，使施工方相关技术人员能够准确、全面地掌握施工各项工艺参数和技术标准，以确保管道土方挖掘、回填等各项工作均能达到设计要求和相关标准规范，从源头上消除施工现场与施工图不一致的隐患。在管道布管和管段对接施工时，必须要认真清扫管沟，尤其是要将焊接端的坡口及内外管壁20米范围内的污垢、铁锈，毛刺清除干净不能有裂纹及夹层等缺陷，确保管沟无阻碍布管的障碍物。在预组装时，要特别注意管段首尾端口连接平整和型口完整且两管的中心线在一条直线上。管段组对完毕后要及时提交工程监理进行审查，在确保每段管段都符合技术要求的基础上实施管段预焊接，将管段固定，检查管段连接对正后再进行完整焊接。3.1.2提升焊接工艺水平的建议天然气管道焊接工序应按照编制的焊接规格严格进行，正确选取焊接材料与穿越方式，规范焊接程序。在管段焊接完毕后管理人员在检查管段焊接处的表观之后,再对焊接处进行确认，若发现不合格的应及时进行修补，合格的报给专职质检部门检验，以保证管道焊接质量。最后由专业工程师依照工程规格以及相关质量要求，对管段焊接处进行细致评价，保证管段的正常使用。
2.2提升风险控制意识，加强质量管控
首先，加强对施工人员的安全培训，强化其风险意识。组织施工人员学习安全生产的知识，分析安全事故的成因。此外，还要编制安全施工管理规范和施工人员安全生产手册，明确、严格施工中各个环节的流程、标准以及风险控制措施，从意识上强化施工人员安全施工。其次，加强管道施工工序的检验和施工监管。管道施工应在得到建设、监理与设计单位三方都确认的情况下才能进行工程隐蔽，施工过程中必须严格按照施工技术与工艺的规范标准施行，并且施工过程中的每一工序都应在相关责任人的监管下进行。一方面加强对施工人员的资质与工艺素质监管，确保施工相关人员是经过专业培训后持证上岗，并监督其在施工前根据施工环境与具体情况制定合理方案与细则，设置安全警示；另一方面，要加强对管道的安装、材质与防腐质量、隐蔽工程等进行管控，对施工质量不合格的工程及时进行整改，并做好相关质量记录，确保在检验合格后再进行下一工序。
3、结语
关键词：油气长输管道；施工技术；施工管理
中图分类号： TU74 文献标识码： A
引言
现阶段，我国开始从油气长输管道的施工过程中积累下丰富的经验，并且以及构建了完整的体系。在油气长输管道施工过程中可能会存在一系列问题，针对这些问题提出了有效的解决措施。然而在长输管道实际施工过程中，会出现一些问题，这些问题影响着施工的质量，该文就以油气长输管道的施工技术现状以及管理特点作为出发点，浅要分析了油气长输管道的施工技术要点和施工管理。希望能为广大业内人士提供一些参考性建议。
1、油气长输管道的施工技术现状以及管理特点
1.1油气长输管道的施工技术现状
随着油气资源开发的不断深化，尤其是现阶段段国际成品油和天然气输送的技术日趋成熟，油气长输管道的施工技术也呈现出了一种积极向上的发展态势。具体而言，油气长输管道的施工技术现状主要表现在以三几个方面。高压力、大管径以及长距离的油气运输管道施工已经成为当今油气输长输管道的主要发展趋势；尤其是天然气的输气网络越来越系统化，在欧洲地区天然气的输气网络逐渐连成一体。热值计量技术、油气管道泄露检测技术、油气长输管道减阻技术、长输管道的运行仿真技术、GIS技术等在当今油气长输管道的施工技术中不断成熟和发展。油气长输管道的施工的精确性、连续性、经济性等不断提高。尤其是长输管道运行仿真技术和GIS技术的运用使得油气长输管道在实际施工中提升了经济性和安全性，优化了油气长输管道施工的勘探、设计、管理、现场施工、监测等各个阶段。在施工过程中材料的选择上大多选用了高韧性和高强度的管道专用钢材，直缝钢管和大口径螺旋缝埋弧焊钢管等也广泛应用（例如X70、X65、X60等）。确保了施工完成后油气输送的安全。
究其本质而言，油气长输管道的施工管理实质上就是针对油气长输管道施工的风险、施工质量、施工全过程、施工中存在的诸多问题等进行管理。通过油气长输管道施工的管理可以保障施工质量、强化管道质量，确保油气输送安全、稳定。
2、长输管道施工过程中的技术控制
2.1组装与焊接管道
2.2热缩套防腐补口和检漏
2.3管道下沟、回填
首先，管道下沟的时候要采用尼龙吊带等专用吊具吊装，在下沟之前要用盲板封死管道两端。其次，如果某一些地区的地下水位较高，此时在管道下沟之前，要进行降水；最后，在回填的过程中，如果出现了地下水要边回填边降水。
3、油气长输管道施工管理分析
3.1加强施工原材料的管理
在油气长输管道施工时所使用的原材料应该要符合相关的设计规范和标准，而且这些材料还应该要具有质量保证文件，比如商检报告、使用说明书等。施工单位应该要根据施工合同的具体规定来选购材料；如果施工材料是由承包方提供时，就需要按照施工要求对材料进行相关的检验并办理入库手续。在实际的施工建设中不能使用验收不合格或者是没有经过入库验收的材料。
3.2加强管道技防保护
管道的保护系统主要包括分布式光纤预警系统、PAPS振动声波预警系统以及音波测漏系统等，通过有效的预警系统能够对非法施工进行有效的控制，从而油气长输管道的安全得到保证。
3.3加强管道的防腐管理
防腐材料在油气长输管道的防腐控制中得到了比较广泛的应用，通过在表层涂上防腐材料的方式能够有效实现土壤和管道的隔离，避免管道出现化学反应，这样就能有效实现管道的防腐蚀。
关键词：新技术；天然气管道；安全防范
中图分类号：X937 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）35-0051-02
随着我国天然气工程的快速发展，为了能够更好地发展城市天然气事业，必须科学合理地利用能源，保护自然环境，防止大气污染，并能够满足社会各领域对天然气的需求，同时要保证天然气生产及输送的安全性。目前，我国天然气工程都得到有效实施，而且城市燃气也成为城市的主要能源。比如从2002年起，青岛市就逐渐地向天然气转换。2008年起，甘肃就开始编制全省城市燃气专项规划，以改变目前该省城市燃料结构不尽合理的现状，天然气将逐步成为甘肃城市的主要燃料。而在天然气输送中，由于天然气具备着易燃、易爆的特点，当管道、设备及燃具的天然气浓度达到爆炸极限时，就有可能发生火灾爆炸。因此，为了满足社会各领域对天然气的需求，必须要加强天然气管道的安全防范。随着现代科学技术的快速发展，在天然气管道安全防范中，新技术的应用对保障管道安全有着重要意义。现分析新技术在天然气管道安全防范中的应用。
1 我国天然气管道安全管理现状
2003年12月23日晚上9点15分左右，重庆东北角的开县，由中石油四川石油管理局川东钻探公司承钻的位于开县境内的罗家16号井，在起钻过程中发生天然气井喷失控，引发了一场特大井喷事故，从井内喷出大量的含有高浓度硫化氢的天然气，高于正常值6000倍的硫化氢气体迅速向四周扩散，造成巨大的无法弥补的损失。而出现这一事故的主要原因是：在将已经损坏的测斜仪进行更换时，却将回压阀进行卸下造成井喷事故。相关人员也没有具备安全意识，未采取任何措施制止这一违反操作规程的行为，消除隐患。另外在起钻过程中出现违章操作，并且钻井液灌注不符合规定，同时相关人员在发现违规操作时，也未采取措施进行制止，从而出现故障。而作为石油集团川东钻井公司，有着一流的钻井技术和设备，若是采取合理的操作，完全可避免气井井喷。
随着城市建设水平的快速提高，城市燃气管道也逐步形成和发展，而且也在不断地拓宽。我国天然气管道有着复杂的投资来源，缺乏统一的设计施工标准，而且出现的质量问题也比较多，另外，城市化不断发展，管道周围环境也不断变化，会对天然气管道的安全管理造成影响。并且天然气管道缺乏相应完善的管理体系，在出现问题时排除故障，对故障进行处理时是困难的。这些因素都加大了天然气管道安全管理的难度，因此，必须要加大天然气管道的安全管理水平。
2 GIS技术在天然气管道安全管理中的应用
2.1 天然气管道安全管理GIS技术的组成
首先是硬件环境。在硬件环境中主要包括控制计算机、数据采集设备，如现场传感器、变送器和配套仪表等。数据通信传输设备，可采用无线数据通信系统及GIS输入输出设备，如扫描仪、打印机等设备。其次是软件环境。可以采用高级程序语言结合GIS控件进行二次开发。最后是数据。数据主要包括地理空间数据和管道系统信息数据。在地理空间数据中，要将天然气管道沿线的各个分输站的经纬度坐标及高程进行分析和保存，并要将沿线管道的地理位置信息和管网拓扑关系等信息进行保存。管道系统信息数据主要指将燃气SCADA系统实时采集的信息，也要将历史信息记录及数据统计得到的各种信息进行记录。其中具体信息主要包括：流量数据、压力数据、温度数据及设备状态参数等信息。
2.2 GIA技术在天然气管道安全防范系统中的应用
基础信息数据库。GIS数据库与燃气SCADA系统相连，能够对运行参数信息进行有效的更新和采集，并能够在GIS操作平台上进行人工操作，对管道各方面的地理信息进行更改和修正，能够自动或手动处理系统信息。
地理信息系统平台。首先是图层操作。可以在CAD图中获取dxf格式文件，便于浏览、添加和删除图层，同时还可以全屏显示图层，进行放大缩小、漫游，并对图层进行分层现实、按比例调整等。另外，在GIS操作平台上可以对图层进行编辑，修改图层属性，添加或删除地物。而在选择地物时，也可以根据条件语句，进行多种功能的选择，并有效计算空间地理信息。其次是信息查询。在查询基础信息时，可对基础信息数据库进行访问，将当前系统运行的相关信息有效获取。历史信息查询可以有效梳理历史数据，将管理人员关注的数据变化进行显示，并相应添加预测功能。最后是数理统计。对天然气管道安全防范管理方面的数据进行有效计算，并有效分析压力等参数，在平台上将所有信息利用图形进行直观的显示，并根据操作人员的需求输出统计报表。
分析决策。首先是燃气调度管理。GIS平台有超限报警功能，按照各个管道分输站的实时运行参数，将天然气输运的参数进行有效分析和计算，做出科学决策，保证天然气管道安全稳定运行。其次是管道工艺方案。综合分析天然气管道系统的各类信息，可以科学合理地判断各种天然气管道的工艺方案，防止天然气管道与规划和更新的地理信息之前出现矛盾。最后是事故预警。可靠有效分析管道系统，全面收集各种预警信息，制定准确有效的事故预警方案，保证天然气管道安全稳定运行。
3 光纤管道安全管理预警系统在天然气管道安全防范中的应用
光纤传感系统在受到外界振动影响时，会将振动信号加载到激光信号中，并且干涉仪中的传输激光相位会受到相应调制，从而对输出信号进行干涉，并进行光电转换、放大，再进行有效的分析和处理。
光纤管道安全管理预警系统在检测到信号时，可做出准确报警。其系统具有人工功能识别能力，在安装安全管理预警系统后首先进行自学习阶段，采取人工干预方式采用信号，按照人工判断事件，安全管理预警系统会生成自动模式识别，对常见振动事件采取常规的信号提示，比如火车经过对地面产生的冲击力。在检测到非常规信号，比如天然气冲击管道的振动力、河道改造等，系统在接收到这些异常信号之后，在人工阶段没有接触到的信号，就会自动报警。
4 天然气管道安全防范措施
4.1 加大天然气管道的安全管理力度
在重庆12・23特大井喷事故中，未具备安全管理水平，在出现问题后也没有引起工作人员的重视，而酿成无法挽回的错误。在安全防范中，必须要对自身企业所存在的安全管理制度进行审查，根据事故存在或发生状态进行检验，及时发现问题和解决问题。在日常工作中，要有效保养和维护相关设备，并要加大天然气管道的巡检检查力度。
4.2 提高相关人员的安全意识
在12・23井喷事故发生时，相关工作人员没有认识到事故发生的危害，在发现违规操作时也未采取任何措施进行处理。另外，中石油集团川东钻井公司未能及时、有效地采取预控措施，并且平时缺乏准备，对事故的危害性认识不足，在应急处理时没有把事故现场周围群众的生命安全放在首位，使事故损失不断扩大。因此，必须要加大天然气管道安全管理的宣传工作，使工作人员认识到天然气使用不当造成的危害，提高工作人员的安全意识。同时要制定有效的应急预案，将群众的生命安全放在首位，加强工作人员的安全技术培训，保证工作人员可以安全作业。
4.3 加强预警机制，加大管道安全管理防范力度
在事故爆发后，中石油集团川东钻井公司缺乏行之有效的预警机制，一旦发生事故，公司上下一片混乱，无法对事故进行有效处理，而且在处理中，也缺乏协调性，导致事故不断扩大。因此，燃气企业必须要加强预警机制的建设，保证预警机制的准确性、科学性和合理性。同时，也要将预警机制充分落到实处，加强工作人员事故处理力度，可有效处理事故，而在发生事故时也可以更好应对。另外，采用先进的信息技术、监控技术和现代管理理论，将天然气管道安全防范提高到现代化水平。燃气企业可以利用GIS技术、SCADA技术及光纤传感等技术，提高管理和监测水平，建立完善的数据采集和监控系统，对天然气管道各遥测点的压力、流量及温度等数据进行有效采集和监控，并自动生成动态曲线报告，在发现问题时可以自动报警，保证在第一时间内可以发现故障和实施紧急预案措施，以此保证天然气管道的安全性。
5 结语
在天然气管道安全防范管理中，为了杜绝出现特大事故，对群众的生命安全和财产安全造成严重影响，出现无法弥补的损失，必须要加大安全防范管理措施。这就要求在安全防范措施中可以更好地应用先进技术，并提高相关人员的安全意识，加大天然气管道的安全管理力度，加强预警机制，可以在第一时间内发现故障和实施紧急预案措施，以此保证天然气管道的安全性。
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关键词：天然气；长输管线；施工；运行管理
中图分类号：F407文献标识码： A
1、长输管道的特点
长距离连续运输天然气技术所依赖的系统是长输管道，不需要应用常规的运输设备和工具就能够实现将天然气大规模、迅速、有效地运输到目的地。由于单气源的输送方式、单管不加压变成了多个多气源、多管、加压站的输送，这是天然气长输管道输配系统的转变。系统中的长输管道作为中间环节，非常重要，由于一部分地区或城市的供气任务均是由它来承担，且还得协调好上、下游之间的关系，因此对于长输管道就需要相对比较复杂的操作化管理程序。同时天然气长输管道供气时刻影响着千家万户与国计民生，所以必须要全力保障其连续、安全、平稳地运行。
2、天然气长输管线施工技术要点
2.1、测量放线
（1）施工之前，必须进行三方图纸会审，并由设计单位来做现场交桩和技术交底工作。交底与交桩均要做好相应的记录。
（2）作业带的清理。由于长距离输送管线属于野外作业，有些甚至是海滩沼泽、荒山野岭。如果我们要充分的保障施工的连续性，就必须要将沿途的障碍物及时清除。首先就是按照施工图纸来找准桩号(桩号统一由勘探设计部门予以确定)，在桩号确定之后，一般都是用推土机来按照之前确定的桩号推出一条便道，也就是我们所说的作业带。其宽度通常是以14～18m为宜，过宽就会使得耕地浪费，过窄就会给施工带来诸多的不便。
（3）管线放线。施工单位要依据相应的施工图进行放线，打百米桩。所放的管线要撒白灰线，所打的百米桩标桩上应相应的注明高程、里程、桩号；转角桩上还要注明切线长、外矢矩及其角度。
2.2、提高专业人员的基本素质
专业人员的素质直接决定着天然气长输管道的施工质量，这就需要提高相关专职人员的技能，加强对相关人员的技能培训，保障其能够胜任工作岗位，能够保证现场安全生产，并能够对突发事件进行恰当的处理。
2.3、穿越工程施工
长输管道有着自己的特点，由于其线路长，难免会经过河流、水网、沟壑等一些特殊地形，同时还会穿越铁路、公路、地下管网及地下线路等。随着长输管道技术的进步，穿越这些障碍物已经形成了一整套完善的方法。但是决定长输管道寿命的主要因素有焊接技术、防腐技术和穿越技术，在不同的地段有着不同的穿越技术，作为施工单位要做到技术上能够满足工程项目的基本要求，同时还要经济合理。
2.4、管道防腐施工
管道防腐层质量的好坏将直接性的影响到管线运营的安全与使用寿命，尤其是天然气高压管线进入到人口比较密集的地区之后，运营安全也是更加的关键。相应的高压管线的防腐技术就要不断地提高和发展。管道防腐施工首先要科学、合理选择防腐材料，长输管道的补口防腐建议采用环氧树脂/辐射交联聚乙烯热收缩带三层结构，底漆则使用无溶剂环氧树脂底漆。
2.5、长输管线施工阶段质量控制的一些建议
(1)做好现场巡查、旁站、检查工作，对于重要的施工工序如管道下沟、管道吹扫、气密试验、基础隐蔽施工，必须采取旁站监督的方式进行质量控制。
(2)监督施工单位严格工序管理，按程序做好作业活动中的自检、互检和专检，做到上道工序质量不经检查合格不得进入下到工序，上到工序出现的质量问题得不到处理不得进入下到工序等。
(3)监督施工单位做好质量控制点（见证点、停止点）的检查验收，如管道的防腐补口与下沟前的电火花检查、下沟前沟底及沟深检查、设备就位等。
(4)见证隐蔽工程验收，做到质量不合格坚决不得隐蔽。如锚固墩混凝土浇筑前钢筋、模板的检查，绝缘接头焊接施工等。
3、运行管理
3.1、下游用户资源管理
在特殊的情况下，管道的调节能力以及日峰谷比的大小主要是取决于城市管网与储气能力，管道季节性峰谷比的大小则主要是取决于用气结构，管道资源的利用率取决于用气规律与用气能力。储气装置、各城市管网、用气结构及用气能力等等均包括在下游的用户资源之中。
3.2、上游用户资源管理
上游气田用户以及用气量，上游气井的数量、产气能力及其分布，净化装置数量等等均包含在气田资源之中。上游资源的贫富程度由气井的数量及气井的日均产期能力来决定的；管道增加气量的难易程度与响应时间由气井的分布以及种类来决定；在各个阶段管道获取资源的难易程度由净化总处理能力与气田用户用气量来决定的；净化厂所受到的管道波动影响程度的大小由净化装置的调节能力来决定。
3.3、调度信息资源管理
考虑到输送系统及管理的特点，在天然气管道之中，实施工艺参数的实时控制及监视十分关键。数据采集与监控功能的实现就需要借助到SCADA系统，建立完善的调度管理体系，通过卫星通讯系统，其中重要的数据在各PLC场站之中被采集并通过全线设置的监控系统实时传到度控制中心。
3.4、生产安全运行
在企业生产活动中调度是直接管理者，需要具有极强的安全意识，在协调任务、下达调度指令以及处理问题时，安全都要放在首位，生产过程中开展各项活动都要在安全得以保证的前提下进行。
3.4、长输管线线路管理
由于天然气高压长输管线运行压力高、易燃易爆、点多、线长、面广、地理位置偏僻、自然环境差、远离城镇和交通要道的性质和特点，使之在长输管线管理过程中难点和盲点较多。目前，大多数天然气公司都采取以站管线，线段结合的方法来进行长输管线管理，它是利用天然气场站、阀室将高压长输管线分割成若干段，有效解决了战线过长的难题。此种管理模式的优点是分工明确，巡护彻底，监督到位，达到了站站相连、段段相通、没有死角的效果，而且更能有效的调动各场站的积极性，形成了互动互比，共同提高天然气高压长输管线管理的能力。
3.6、天然气长输管线稳定运行管理的措施
（1）加大培训力度提高员工素质
根据天然气长输管线运行的特点，组织相关技术人员编写培训大纲，制定专业理论和实际操作培训计划，做到“人员、时间、内容”三落实，使参训人员达到100％。真正提高员工的整体素质。
（2）吸收和利用先进技术，使管线管理科学化
长输管线数据实时监控系统已经得到了广泛的应用，利用长输管线本身实现全线数据的采集、传输，并且取得了较为显著的成效。公司调度中心内设有一套现代化的SCADA监控调度系统。宽大的主控板上，天然气系统管网一目了然，门站、分输站的的工艺流程、出站压力、出站流量；各高中压调压站的压力、瞬时流量、累计流量等均显示在主控板与电脑里、随时可以调检、打印。调压站主要控制阀为电动阀，可以在调度中心远程操作，并有压力远传显示，可随时根据压力变化情况判断供气状态和是否出现泄漏。此套系统起点高、自控、调度能力强，可保证管网安全平稳运行，使复杂隐蔽的管网变得清晰直观，极大地提高了公司的管理水平及对系统突发事故的应急能力。
总之，国际上，对原油、成品油、天然气及常温状态下呈现流体性质的各类化工产品的运输主要是依靠长输管道的方式来实现的。随着我国经济的持续发展，石油天然气及石油化工工业的发展相当迅速，以西气东输工程为标志，我国的长输管道建设高峰期已经到来。伴随着长输油气管道越来越向长距离、大口径、高压力输送方向的发展趋势，长输管线施工技术与运行管理的研究就具有很强的实际意义。
参考文献
[1]何鹏程.天然气长输管线施工技术及运行管理[J].油气田地面工程,2013,09:110-111.
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