天然气长输管道施工技术总结（共11篇）
尊敬的分公司领导，我项目部自今年9月20日正式开工以来，项目部各项工作目前除管道穿跨越工程、试压吹扫工作及地貌恢复工作尚未进行外，其余大部分工作都在有序进行中。现将安徽深燃长丰乡镇天然气管道输配系统工程工序及经验做一下小结，以供参考。
一、测量放线
本工程管道所经位置较偏僻且障碍较多，施工属野外作业，施工时为保证连续施工，必须提前扫除沿途障碍。施工作业带宽度一般由设计单位确定，既要保证施工方便，又要防止造成耕地浪费。故我方按照规定，作业带宽度一般以14-16米为宜，但穿跨越及沟渠埋深处，可考虑16-20米。
放线时应放出曲率半径满足设计的圆滑曲线，在地势起伏处及管道弹性敷设段还需打加密桩，用于指导布管,主线路与管道、光缆等隐蔽工程交叉时，应在交叉出做出明显标志。放线时，应放出施工作业带边界线和中心线三条线，并撒白灰标记。
二、防腐钢管的倒运与布管
管道倒运及布管时应保证不损坏防腐层，吊装时用专用钩夹钩吊管道两端管口，也可以用钢丝绳穿套胶管或用尼龙吊带，钢管堆放时应铺垫沙袋或软垫。布管时，如果地表坚硬或有石块，需对地表进行清理，不能将管道从拖拉机上直接滚下。管道之间应错开一个管口，方便管内清扫、坡口清理及起吊。吊装防腐钢管时，还需注意保护管口不受破坏，以免影响对口及焊接质量。
三、管道的组队及焊接
组对前，可使用自制清管器对进行管内清扫，管口清理使用电动钢丝刷及磨光机。组对时避免强力校正管道错口及保护防腐层，每日施工结束后应将焊好管段进行封口处理，避免杂物进入。管子组对使用挖机和外对口器进行，现场取土方便，可将管道用土推垫高50公分左右，方便继续组对焊接、无损检测和防腐补口等工作。对口时，坡口角度、钝边、对口间隙及错边量应达到设计要求，同时为保证通球扫线，所用弯头曲率半径应大于等于5倍公称直径。
管道焊接采用下向焊接方式，焊条打底，焊丝盖面。焊条采用E6010 3.2纤维素焊条，焊丝采用E7018 2.0焊丝。焊工必须经过专业培训，并通过考试合格后方可上岗。
四、无损检测
焊缝按照SY4056-93和SY4065-93标准执行，进行100%射线探伤和100%超声波探伤。外观检验合格的焊口，在焊缝上游距离焊缝60公分处用白色记号笔进行编号，编号方法为工程地区拼音首字母+施工单位拼音首字母+桩号+焊口序号，此方法标记清晰，有助于单位工程的划分，焊口数量的统计及里程桩的埋设。不合格的焊口应尽早安排返修，返修长度应大于5公分，当返修焊缝总长度大于周长的30%或焊缝表面及内部裂纹大于周长的8%或裂纹间距小于20公分或同一部位返修次数超过两次，应割去重焊。
五、管道防腐绝缘及补口补伤
钢管防腐绝缘层的质量直接关系到长输管道的安全运行及使用寿命，所以防腐绝缘须严格执行国家标准。钢管要有出厂合格证，到场时须对防腐成品管进行检查验收，并用电火花检测仪检查绝缘的可靠性。
防腐补口补伤时，除锈按设计要求须达到Sa2.5级，采用聚乙烯热收缩套补口方式。
六、管沟开挖
管沟开挖按设计蓝图及并结合现场实际情况进行，管沟边坡按地下水位及土壤类别 情况确定，要能保证不塌方。管沟开挖的深度按要求应达到1.8米。沟底焊接弯头、死口处为方便施工，沟底宽度应每边增加1米，深度增加0.6米。开挖管沟时不可两边堆土，应将机械设备不易同行的一侧作为堆土侧，堆土距离沟边不小于0.5米，以防止塌方和管子落入沟中。
七、管道敷设及管沟回填、标志桩埋设
管道下沟前，管道须进行电火花检测，管沟须进行清理积水和塌方，保证管道在沟内不悬空。管道下沟采用两台机械平稳起吊，吊点避开焊缝，吊具选用尼龙吊带，动作要正确平稳，防止沟上管道出现溜管伤人。一次起吊不要太长，防止管道自重引起的弯曲破坏防腐绝缘层。
管道回填之前，特别注意检查阴极保护测量桩，其引线必须焊接牢固。对于未完工作量如连头处、阳极保护综合测试处须提前做好预留。管沟回填土必须清洁无垃圾杂物，回填土上方留有30公分沉降余量。
为提高施工的连续性，管沟回填后就可以就行里程桩和标志桩的埋设。标志桩和里程桩可以合并，每一公里一个。转角大于5度的拐点须设置转角桩，穿跨越、固定支墩与管道电缆交叉处需设置标志桩。
八、穿跨越工程
本工程的穿跨越段管道壁厚由6.3毫米增至7.1毫米，穿跨越段在施工之前必须进行强度和严密性试验，并用高压电火花检测仪测试其绝缘层是否合格。
对于公路及铁路，一般采用顶管穿越法。对于较大河流，一般采用水平定向钻机穿越法。对于小河流，可进行筑坝、排水开挖穿越，特别是小型公路和少水无水的河流，尽量采用大开挖方式穿越，九、管道分段试压及通球
管道试压应根据水源、排水条件等因素确定试压段，试压前应进行压缩空气通球清管，清管球最好选用带电子装置的电子清管器。若球受阻，可以适当提高运行压力，但严禁超过管道运行压力，无法排除故障时，可降至常压，采用开天窗法处理卡球故障。
试压充水采用水压推球充水，这样可以避免在管线高点开孔安装放空阀而削弱管道强度。试压升压应分阶段进行。对于试压中发现的问题，应将压力泄放至常压方可进行抢修作业，在升压过程中不得进行管道检查，特别在卡球情况下应做好操作人员的安全防范。值得一提的是山区和丘陵地带的输气管线由于水源困难、管道存在静水压力等因素，可采用气压试验代替水压试验。
十、管道整体试压及干燥
分段试压的管道连通后，应进行整体试压和全线吹扫，全线吹扫的吹扫口应选择地势较高，人眼稀少的地方，并进行严密监护，吹扫口及放空管必须有可靠的接地装置，以防静电引起火灾。输气管道投产前，应用吸湿剂对管道进行干燥。
十一、地貌恢复
地貌恢复为长输管道的最后一道工序，一般采用机械配合人工进行沟渠、道路及管沟的恢复，对于地势低洼、河流或沟渠处，还应在雨季来临之前进行水工保护，防止天长日久，水流冲垮管沟，管道暴露在外受损害。
完成了以上工序，也就完成了整个工程的全部施工。在实际施工中，我们应根据现场实际情况，掌握运用当今长输管道设计及施工的最新标准规范，并注意长输管道建设经验的积累和应用，不断提高长输管道的建设施工水平，为公司的发展贡献出自己的一份薄力。
1长输天然气管道腐蚀机理、危害与检验技术
腐蚀是管道本体与敷设环境间的物理—化学相互作用,其结果使管体的性能发生变化,并常可导致管体、环境或由它们作为组成部分的技术体系的功能受到损伤,最终可能导致管道泄漏、爆炸。腐蚀按腐蚀机理可分为化学腐蚀、电化学腐蚀和物理腐蚀。
1)化学腐蚀是指金属表面与非电解质直接发生纯化学作用而引起的破坏。其特点是金属表面的原子与非电解质中的氧化剂直接发生氧化还原反应,形成腐蚀产物。腐蚀过程中电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行的,因而没有电流产生。纯化学腐蚀的情况并不多。主要为管体在无水的有机液体和气体中腐蚀以及在干燥气体中的腐蚀。
2)电化学腐蚀是指金属表面与导电的介质离子发生电化学反应而引起的破坏。任何以电化学机理进行的腐蚀反应至少包含有一个阳极和一个阴极反应,并以流过金属内部的电子流和介质中的离子流形成回路。阳极反应是氧化过程,即金属离子从金属转移到介质中并放出电子,阴极反应为还原过程,即介质中的氧化剂组分吸收来自阳极的电子的过程。如碳钢在酸中腐蚀时,在阳极区铁被氧化为Fe2+离子,所放出的电子由阳极(Fe)流至钢中的阴极(Fe·C)H,被H+离子吸收而还原成氢气,即:阳极反应:Fe=Fe2++2e,阴极反应:2H++2e=H2,总反应:Fe+2H+=Fe2++H2,从上述电化学机理可知,金属的电化学腐蚀实质上是短路的电偶电池作用的结果。
3)物理腐蚀是指管体金属由于单纯的物理溶解作用而引起的破坏。熔融金属中的腐蚀就是固态金属与熔融液态金属(如铅、锌、钠、汞等)相接触引起的金属溶解或开裂。这种腐蚀不是由于化学反应,而是由于物理溶解作用,形成合金,或液态金属渗入晶界造成的。
2003年10月发布的《中国腐蚀调查报告》中指出:我国腐蚀损失为5 000亿元/年,占我国国民生产总值的5%。据不完全统计,2011年我国长输天然气管道因腐蚀发生泄漏40余起,直接经济损失400余万元,而其中大多数腐蚀泄漏是可以通过检验、修复避免的。
长输天然气管道多埋于地下,在其使用过程中,主要受到来自内、外两个环境的腐蚀。因此,针对不同的腐蚀原因,检测技术也相应地形成了管道内、外检测技术两类。
管道内检测指的是应用各种检测技术真实地检测和记录管道的基本尺寸、管线基本状况、管道内外腐蚀状况、焊缝缺陷以及裂纹等情况。其原理是通过装有无损检测(ndt)设备及数据采集、处理和存储系统的智能清管器(pig)在管道中的运行,完成对管体的逐级扫描,从而达到对缺陷大小、位置的检测目的。目前,最常用的内检测方法有漏磁腐蚀检测和超声波腐蚀检测。但由于管道内检测技术的检验成本高,检验可行性差,所以管道内检测技术在我国应用较少。
管道外检测技术主要是指在不开挖的条件下,对埋地钢制管道外覆盖层、阴极保护效果以及管道腐蚀状况进行检测评价。目前,已有许多先进技术及设备被广泛应用于国内的管道外检测中。在实际操作中,经常运用的检测方法有:标准管/地(p/s)电位测试、密间距电位测量法(cips)、皮尔逊(person)检测、直流电压梯度测试技术(dcvg)、多频管中电流衰减法(pcm)以及C扫描埋地管线防腐检测系统(c-scan)。
2 检验原理与检验案例
c-scan是目前国际上最先进的管道外检测技术。它的优势在于功率大,单次检验管道长,操作简单,检验精度高且检验后可直接完成对管道防腐层系统状况的评价。其检验原理是先通过发射机给受检管道输入电流信号,然后利用接收机沿管线接收信号。加在防腐层完好的受检管道上的电流会沿着管道传输,并随着与发射点之间距离的增大而逐渐衰减,电流穿过防腐层泄漏到土壤中。如果防腐层厚度均匀地将管道与土壤完好地分隔开,管道中电流信号的衰减率应该是呈对数曲线衰减。电流衰减率主要决定于所使用的防腐层/涂层绝缘电阻,和单位长度的管道防腐层/涂层表面积(也就是对于给定的防腐涂层,衰减率与管道的周向面积成比例)。因为土壤电阻的变化值与防腐层电阻相比相差几个数量级,所以一般情况下可以忽略小范围内的土壤电阻的变化。如果在管道上的任意一点出现电导通而直接泄漏电流的情况,管道中电流信号的衰减率必然就会增大。这种防腐层电导通点可能会出现在以下情况下:没有正常施工的防腐层;施工过程中或者投入使用后,发生机械损伤的防腐层;因土壤状况而老化的防腐层;已经剥离管道的防腐层(地下水穿透缝隙所造成的电导通);或者因管道本身所造成的防腐层泄漏点。因为像这样的电导通点处的电阻比正常的没有破损的防腐层电阻小几个数量级,所以此处电流信号的损失非常大。即便是单个的只有几个平方毫米大小的破损点所造成的电流衰减,通常也比相当长一段具有正常防腐层的管道上的电流衰减要大。在生产实践中,数百米长的管道上如果存在一个或两个小防腐层破损点是可以容忍的,因为阴极保护系统可以有效的阻止或延迟此处发生严重的腐蚀现象。在这种情况下,并不需要马上找到这些小破损点的位置。但是必须记录这两个调查检测点之间的对数衰减率,作为将来调查检测的参考,也可以保证有效的监控所有管道状况较差的位置。如果所检测的管段对应的衰减率明显较高,就说明该管段防腐层存在严重破损点或者数量较多的小破损点。折中检测读数的方法可以判断其中最差管段的位置,通过记录和打印3～5 m的密间隔检测电流值,可以非常清楚地发现电流衰减曲线中下降最快的位置,并且对破损点精确定位。这样最严重的管道防腐层破损位置就可以得到及时的开挖和修复。
2012年10月,我单位利用c-scan对某燃气公司所属长输天然气管道进行非开挖外防腐层检测。该管道投用时间为2007年8月,管道规格ϕ406.4 mm×6.3 mm,设计压力4.0 MPa,材质为L360MB螺旋缝埋弧焊钢管,防腐层为三层PE,全长168 km。检验发现防腐层破损点176处,并对其进行开挖修复。开挖后发现一处管道本体机械损伤,管道轴向损伤长度约为2.5 m,管道损伤最严重处的壁厚损失约为3.9 mm,壁厚损失为原壁厚的61.9%,损伤部位位于管体侧上方,见图1、图2。
开挖验证坑内腐蚀环境调查结果:土壤颗粒为粉粒组,土壤松紧度为紧,土壤湿润无明显分层,土壤电阻率为17.3 Ω·m,检验人员对腐蚀部位进行磁粉检测,发现裂纹。通过调查了解,2010年春天,附近村民曾对该处进行挖掘机挖土施工,破坏了管道防腐层并对管道本体造成机械损伤。
3 管道修补技术
作为一种新兴的管道补强技术,碳纤维复合材料补强技术已在国内众多单位输油输气管线修复工程中得到了广泛的应用。该技术采用的碳纤维材料具有优异的力学性能,抗拉强度大于3 500 MPa,弹性模量大于200 GPa。该技术通过在受腐蚀的管体外部缠绕高强度的修复材料,在不影响生产的情况下对受损管体进行强度修复,保证补强处理后的管道能够恢复其原设计运行压力,达到最佳效果。此外,该技术还具有免焊不动火,不停输,操作安全,施工人员少,无需大型设备及施工迅速等优点。
具体修复方案及实施操作步骤如下:
1)管道防腐层剥离与表面清理:对修复管段进行喷砂除锈,处理质量应达到st3级。
2)缺陷尺寸测量:对缺陷长度、宽度及壁厚进行测量。
3)缺陷修补:填平树脂涂刷于钢管表面凹陷部位(蜂窝、麻面、小孔等),修补至缺陷部位表面平整。
4)碳纤维布粘贴:用环氧粘浸胶将绝缘纤维片和碳纤维片粘贴在修复部位,碳纤维修复区域要完全覆盖缺陷,且比缺陷区域两侧分别长出20 cm。
5)聚乙烯补口:采用聚乙烯胶粘带进行补口防护。待作业区域完全固化后即可恢复管道的运行压力。
4 结 论
作为一种经济、有效、环保的运输方式,长输管道已成为天然气长距离输送的主要手段。为保证管道的正常运行,长输管道的检验和修补是关键。利用先进的检测技术,对其进行定期检验,并采用系统可靠的修复方法进行补强修复,可为长输管道的安全运行提供可靠保障。
摘要：作为一种经济、有效、环保的运输方式,长输天然气管道在天然气运输中具有独特的优势,但腐蚀泄漏是长输天然气管道主要的失效模式。简单阐述了腐蚀机理及危害,介绍了国际上常用的长输天然气管道非开挖检测技术。现场选用国际上最先进的管道外检测技术c-scan对一长输管道进行非开挖检测,并对发现问题进行分析后选用碳纤维复合材料补强技术进行修复,通过现场检验案例验证了检验和修复技术的有效性和可行性。
关键词：长输天然气管道；外检测；综合技术；研究；应用
长输天然气管道的腐蚀防护工作关系天然气管道的安全运营状态，鉴于长输天然气管道的安全性和经济影响因素分析，长输天然气管道的外检测综合技术方案有其特定的价值和意义，合理的方案流程设计和可信度的检验数据，可以使长输天然气管道检测符合良好的定期检验要求，达到良好的工程应用效果。
1 长输天然气管道外检测综合技术原理阐述
我国对于长输天然气管道外检测综合技术尚缺乏具体的法规性标准为技术支撑，当前对于长输天然气管道外检测技术主要有：直流（交流）电位梯度法、直流电位（交流电流）衰减法、皮尔逊检测法、管中电流电压法、变频选频法、阴极保护电位分布测试法、密间隔电位测试法等，由于各种干扰因素的影响，现有的外检测设备和技术各有优缺点，有其特定的局限性，为了提高对长输天然气管道防腐层缺陷的检出率，需要确定长输天然气管道外防腐层的质量状况。
1.1 交流电位梯度检测法
它是运用雷迪PCM的A字架和皮尔逊法的防腐层检漏仪设备，测量出两个固定金属“地针”之间的电位差，这一具有特定频率的交流信号传送到天然气管道中，在金属“地针”插入土壤的过程中显示电位梯度的变化状态，并通过检测设备的db值用以判定天然气管道防腐层的电流影响因素，这些影响因素包括：电流大小、天然气管道防腐层破损面积大小、防腐层破损程度、管道埋深、土壤电阻率等。其主要技术原理是：通过检测设备对管道周围的土壤进行特定频率的交流信号检测，这个特定频率的交流信号可以准确地反映出管道外破损处泄漏的信号电流大小，从而产生交流电位的梯度变化，并根据电流变化方位和大小可以准确地判定天然气管道外防腐层破损的具体方位和破损程度。
1.2 皮尔逊法
它可以检测出天然气管道外防腐层局部连续或不连续破损点，通过测量天然气管道周围土壤中交流电位梯度的变化，来判定管道外防腐层的破损方位和大小。其应用原理，如图所示：
通过向天然气管道传送特定频率的交流信号，一旦天然气管道的外防腐层出现破损，则其会与周围的土壤形成一个有电压差的电位场，并呈现出管道破损点接近处的电压差越大的特性，采用地下管道防腐层探测与检漏仪设备可以检测到这一异常状况，从而根据“电位场”的信号确定管道外防腐层的破损方位和大小。这个方法借助于信号发射机进行交流信号的传递，根据电流信号的大小值和音频报警的声音大小判定破损方位。但是，它也有其弊端，即：对于天然气管道外防腐层破损点的检测方位与检测人员的经验密切相关，有经验的检测人员可以根据信号判定埋地管道的防腐层破损位，而经验欠缺的检测人员则易受到外来因素的干扰，对于复杂的地理环境的适应性较差，无法得出准确的判定结果。
1.3 交流衰减法
这是通过测量天然气管道特定频率的交流电流信号进行测定，根据天然气管道外防腐层的衰减变化来测定其平均质量和破损位置。其应用原理为：通过对天然气管道进行电流信号的施加，根据探地雷达等设备进行电流大小和衰减变化的接收，从而对管道破损情况进行判定，评价天然气管道的防腐整体质量。
1.4 变频选频法
这一技术的重点在于测量天然气管道外防腐层绝缘电阻率，其应用原理为：通过对天然气管道提供一个特定频率的电流信号，并被视为单线——大地信号通路，在这个信号通路的数学模型下，根据对交流电流信号衰减的情况，得出天然气管道外防腐层的绝缘电阻率信号频率、衰减量、土壤电阻率等。
1.5 直流电位梯度法
通过对天然气管道施加一定频率的电流信号，根据信号衰减的变化确定防腐层的缺陷位置和大小。其应用原理为：对天然气管道防腐层进行阴极保护，一旦外防腐层出现破损状况，其阴极保护电流将流向管道破损位，这使得土壤电阻产生了电压降低的趋势，形成一个直流电位梯度分布状态，从而判定天然气管道外防腐层破损点方位和大小。
2 长输天然气管道外防腐层检测工程应用研究
以安徽省某一长输天然气管道为例，由于长输天然气管道大多存在焊接缺陷与防腐层破损缺陷，长输天然气管道进入了安全事故高发期，因而，要开展长输天然气管道外防腐层检测技术的工程应用与全面检验。
2.1 管线概况
本项目是连接安徽两市的长输天然气管道工程，长约32km，为了对这段长输天然气管道进行检验，设计了一个连接信号源的中间阀室管道，以便于进行管道的检验测试工作。
2.2 管道外检测综合技术工程应用
①检查管道的敷设环境。包括地面装置的检查、管道的走向检查、管道埋深检查、土壤腐蚀检查。
②判定防腐层不开挖检测。要确定管道外防腐层绝缘性能及其质量状况等级，根据检测数据显示，该工程管道的绝缘特性参数为Rg=146252>10000，质量状况等级为一级，整体管道质量状态良好。
天然气是重要的清洁型能源，天然气需要借助于长输管道来远距离运输，如果不对这种损耗加以控制，则将影响燃气传输的效率，甚至会带来更多的能源浪费问题，必须强化天然气长输管道的节能环保设计，从而确保达到燃气节能环保传输的目标。
1天然气传输过程剖析
天然气属于洁净型资源，其适用范围较大，应用领域较广，天然气通常采用长输管道输送的方式，具体的运输包括：管道运输、液化运输等。然而，无论哪一种运输方式都有某种局限性，这是因为天然气难以储存，通常管道运输具有更好的优势。现阶段，整个世界已经创建并形成了长输天然气管道，而且这些管道已经连区成片，甚至构建起了燃气传输网络系统，实际的燃气管道运输最关键是要控制其损耗，提高燃气输送效率。天然气传输中的能耗具体包括：直接消耗与间接消耗，前者一般来自于传输器具、设备等的消耗，例如：压缩机、管道等的能量损耗，通常可以选择智能化技术来加以控制，无法彻底免除损耗，相反，间接损耗则主要发生在天然气传输过程中，具体包括：气体的泄漏、放空等，对于这一损耗一般应该借助现代科技与管理等来预防和控制。天然气长输管道的节能环保设计需要结合燃气运输的特点，从运输管道、机械设备等入手来加以调节、控制，要积极地提高管道运输效率，以最小的能源消耗来获得最快的燃气运输，这样才能真正达到节能环保的.目标。
一、施工期环境保护管理措施
1.建立高效、务实的环境保护管理体系
建设单位临时成立项目安全环保管理机构，制定相应的环境管理办法。委托有资质的环境监测单位进行施工期污染监测，落实施工期污染控制措施，建立完善的监测报告编制、上报制度。
2.加强工程的环境保护监理工作
建设单位加强工程监理的招投标工作，保证合理的监理费用，使工程监理单位能够独立开展工程质量、环境保护的监理工作。通过招标选择优秀的监理队伍，严把监理上岗资质关、能力关，明确提出配备具有一定环保素质的工程技术人员以及相应的检测设备的要求。
施工单位作为具体的施工机构，必须自觉遵守和维护有关环境保护的政策法规，教育好队伍人员爱护施工路段周围的一草一木。
二、施工期生态环境保护措施
1.工程占地保护措施
严格控制施工占用土地，减少敏感地段施工作业带宽度。不得在施工作业带范围以外从事施工活动。施工前作业带场地清理，注意表层土壤的堆放及防护，避免雨天施工；临时用地使用完后，立即实施复垦措施。
恢复原有土地利用格局。对管沟回填后多余的土方，应均匀分散在管道中心两侧，防止水土流失。
2.生物多样性保护措施
在施工过程中，应加强施工人员的管理，杜绝因施工人员对野生植物的滥砍滥伐而造成沿线地区的生态环境破坏。
3.植被保护和恢复措施
首先应尽量缩窄管道通过森林公园等敏感区段的施工作业带宽度，减少对植被的破坏面积；其次应保存施工区的熟化土；最后，施工结束后及时清理、松土、覆盖收集的耕作土，复耕或选择当地适宜植物及时恢复绿化。
4.林地保护措施
加强对施工人员及施工活动的管理，禁止施工人员对植被滥砍滥伐，严格限制人员的施工活动范围。
5.野生动物保护措施
施工单位应对施工人员开展增强野生动物保护意识的宣传工作，杜绝施工人员猎捕施工作业区附近的蛙类、蛇类、鸟类等现象。在主要施工场地设置警示牌，提醒施工人员保护野生动物。
6.对农业生态系统的保护措施
将农业损失纳入到工程预算中，管道通过农业、牧业区时，尤其是占用耕地、果园、菜地、粮棉油地、牧场等经济农业区时应尽量缩小影响范围，减少损失，降低工程对农业、牧业生态环境的干扰和破坏。提高施工效率，缩短施工时间，同时采取边铺设管道边分层覆土的措施，减少裸地的暴露时间，保持耕作层肥力，缩短农业生产季节的损失。
管道施工中要采取保护表层土壤措施，对农业熟化土壤要分层开挖，分别堆放，分层回填。
7.地表水体生态保护措施
管道所经区域内河流时，严格控制对鱼类产卵有害的河流淤塞。在过河管道的施工过程中，制定有利的措施加强对河流生物、鱼类的保护，尽量减少对水资源的破坏。为防止河流生态环境受到影响，大中型河流穿越较多选用定向钻穿越方式，小型河流穿越采用大开挖方式进行施工时，尽量选择枯水期进行，且河底面应砌干砌片石，两岸护坡设浆砌块石护岸。
8.水土流失防治措施
在主体工程施工过程中应加强临时防护措施和水保措施的施工，做到与主体工程同时施工，并经当地水行政主管部门进行阶段验收签字后方可撤离施工队伍。
三、施工期污染防治措施
1.废气污染防治措施
开挖施工过程中产生的扬尘，采用洒水车定期对作业面和土堆洒水。在施工现场设置专门库房堆放水泥。施工现场设置围栏或部分围栏，缩小施工扬尘的扩散范围。当风速过大时，应停止施工作业，并对堆存的沙粉等建筑材料采取遮盖措施。汽车运输易起尘的物料时，要加盖蓬布、控制车速，防止物料洒落和产生扬尘。另外，运输路线应尽可能避开村庄，施工便道尽量进行夯实硬化处理。
2.废水污染防治措施
管道试压废水主要含铁锈和泥沙等杂质，经沉淀过滤后，按当地环保部门指定地点或指定方式进行排放。在穿越河流的两堤外堤脚内不准给施工机械加油或存放油品储罐，不准在河流主流区和漫滩区内清洗施工机械或车辆。
3.固体废物污染防治措施
施工现场设置专门的配浆区，在专用的泥浆搅拌、备置槽内进行泥浆配制工作，配制好的泥浆储存在金属结构的泥浆槽内，不得向环境中溢流。生活垃圾经收集后，依托当地职能部门处置。道路顶管穿越产生的弃渣主要为道路路基填土，可以作为地方基础建设的场地回填用、道路建设或生态工程的挡坝用。
4.噪声防治措施
及验收规范
阴极保护管道防腐绝缘要求及绝缘法兰安装...................................................电源设备的验收与安装...........................................................................................-5测试桩的安装...........................................................................................................-910111314
第一章 总 则
第1.0.1条 为了确保长输管道阴极保护工程建设质量，特制定本规范。
第1.0.2条 本规范适用于输送天然气的埋地钢质干线管道及站内区域性钢质管网和容器的阴极保护工程的施工及验收。
第1.0.3条 阴极保护工程施工应与主管道同步进行，并应在干线敷设后半年内投运。
第1.0.4条 凡本规范未涉及部分，应按现行的有关标准规范的规定执行；本规范在执行中若与国家有关发给或标准产生矛盾，则应按国家标准规范的规定执行。
第三章 电源设备的验收与安装
第3.0.1条 阴极保护工程选用的电源设备及电料器材均应符合现行有关标准、规范的规定。电气设备应有铭牌和出厂合格证。
第3.0.2条 阴极保护的电源设备到达施工现场后，应根据装箱清单开箱检查清点主体设备和零附件，主体设备和零附件应齐全完整。电源设备的技术文件、图纸及设备使用说明书应齐全。
第3.0.3条 阴极保护的段媛设备应存放在气温5-40℃，相对湿度 小于70%，清洁、干燥、通风能避雨雪、飞砂、灰尘的场所。不得存放在周围空气空气中含有有害的介质的地方。
第3.0.4条 在搬运电气设备时，应防止损坏各部件和碰破漆层。第3.0.5条 阴极保护电源设备的安装应按设计和设备产品说明书要求进行。并应符合下列规定： 1.2.3.4.电源设备附件应无妨碍通风、影响散热的设备； 电源设备在安装时应小心轻放，不应受震动； 接线时电源电压应与设备额定电压值相符；
接线时应根据接线图核对交直流电压的关系；输出电源极性应正确，并应在接线端子上注明“+”、“-”极性符号； 5.安装完毕后，应将电源设备积尘清除干净。
第3.0.6条 可控硅恒电位仪在安装前，首先应按出厂技术标准对交流输入特性、漂移特性、负载特性、防干扰能力、流经参比电极的电流、防雷击余波性能、过流短路保护和复位、自动报警等各项性能指标逐台进行检验。不合格者，不应验收。
第3.0.7条 电源设备在送电前必须全面进行检查，各插接件应齐全，连接应良好，接线应正确，主回路各螺栓连接应牢固，设备接
第四章 汇流点及辅助阳极的安装
第4.0.1条 汇流点及辅助阳极必须严格按设计要求联接牢固，不得虚接或脱焊。联接后，必须用与管道防腐层相容的防腐材料进行防腐绝缘处理。
第4.0.2条 钢铁辅助阳极装置的安装应符合下列规定： 1.辅助阳极的地床位置、布置、数量均符合设计要求； 2.辅助阳极应埋设在土壤电阻率较低区域，但在特殊情况下，可加化学试剂或食盐进行处理。辅助阳极埋设后接地电阻不宜大于1Ω；
3.辅助阳极表面应清除干净，严禁涂油漆、焦油和沥青； 4.辅助阳极埋设顶端距地面不应小于1.0米；
5.辅助阳极装置的焊接必须符合现行的《长输管道站内工艺管线工程施工及验收规范》（SYJ 4002）中有关的规定。第4.0.3条 高硅铸铁和石墨辅助阳极装置的安装应符合下列规定：
1.高硅铸铁和石墨辅助阳极地床位置、阳极布置、数量均应符合设计规定。
2.高硅铸铁和石墨辅助阳极连接电缆（引线）和阳极汇流电缆宜采用焊接联接。焊接应牢固可靠，所有焊接处均应采用环氧树脂密封绝缘。其结构为“三脂四布”，待干实后用高压电火花检漏仪检查（用2.4kV电压）不得有任何针孔存在。3.电缆敷设应符合《电缆敷设》图集D164的要求。4.汇流电缆长度应留有一定裕量，以适应回填土的沉降。5.阳极四周必须填焦炭渣，其粒径易小于15mm，阳极上下部的
第五章 测试桩的安装
第5.0.1条 测试桩及其引线的安装应符合下列规定： 1.2.测试桩必须按设计要求进行施工。
作为腐蚀控制或腐蚀测试用的引线，应注意其安装状态，应避免在管道上应力集中的管段焊接引线。
3.引线与管道焊接时，应先将该管段的局部防腐层清除干净，焊接必须牢固。焊后必须将连接处重新用与原防腐层相容的材料进行防腐绝缘处理。
4.5.引线的连接应在管道下沟后和土方回填前进行。测试桩引线焊接后，应用松软土壤回填，并应防止碰断或砸坏引线。
6.连接头不应漏水，裸露的测试引线及管体应加绝缘保护层，其绝缘材料应与原有的电线绝缘层和管体涂层相同。
第5.0.2条 管道汇流点连接电缆，均压电缆及管道电流测试电缆均应在测试桩接线盒内连接。
第5.0.3条 测试桩高出地面不应小于0.4m，测试桩数量、规格、编号、标志及埋设位置应符合《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》（SYJ 36-89）的规定。
第5.0.4条 测试桩位置宜避开耕地，但埋设相对位置不得超出设计间距±10m。在竣工资料中应真实的反映出实际位置。
第七章 牺牲阳极的安装
第7.0.1条 牺牲阳极敷设的种类、数量、分布及连接方式应符合设计要求。
第7.0.2条 牺牲阳极连接电缆和阳极钢芯采用焊接连接时，电缆绝缘外皮至少应保留50mm和钢芯采用尼龙线绳或其它线绳捆扎，以防止电缆在搬运过程中折断。在焊接处和阳极端面必须打磨并用酒精刷洗；干净后再用环氧树脂或相同功效的涂料和玻璃布防腐绝缘，其厚度不应小于3mm。不得有任何金属裸露。
第7.0.3条 带有焊接导线的牺牲阳极在包裹前，应进行氧化皮打磨，埋设前，必须将其表面清除干净，表面不得有氧化薄膜和其他污物。
第7.0.4条 牺牲阳极化学填包料应符合下列要求：
1.除特殊说明外，土壤中的牺牲阳极必须使用化学填包料包裹，填包料的配制应按《镁合金牺牲阳极应用技术标准（试行）》（SYJ 19-86）和《锌合金牺牲阳极应用技术标准》（SYJ 20-86）的有关规定执行。
2.填包料的称重、混合包装宜在室内进行，且必须符合下列规定：
（1）填包料以干调振荡包装为宜，以确保阳极在填包料中间部位；
（2）填包料包裹袋不得用人造纤维织品制作；
（3）包裹好的阳极必须结实，使其在搬运过程中不产生位移；（4）填包料中的膨润土部分不得用粘土代替。
3.阳极孔内填包料宜在现场装填。但必须保证阳极处于填包料
第八章 调 试
第8.0.1条 强制电流和牺牲阳极阴极保护装置建成后应作好调试工作。强制电流阴极保护调试时，其电源设备给定电压应由小到大，连续可调。
第8.0.2条 采用强制电流阴极保护时，管道的阴极保护电位应符合《埋地钢质管道强制电流阴极保护设计规范》（SYJ 36-89）的有关规定。
第8.0.3条 调试的保护电位以极化稳定后的保护电位为准。其极化时间不应少于三天。
1 简析天然气长输管道施工主要风险及产生原因
长输气管道施工风险是一个较为复杂的技术研究课题。而风险问题与产生原因, 是其首要研究对象。
1.1 施工实践中遇到的主要风险问题
天然气长输气管道施工是一项重要的能源工程项目, 施工风险较为复杂, 技术人员将其风险主要分为以下三类:第一类、自然因素风险。长输气管道施工过程, 遇到的自然因素风险主要由气候与地质两个因素组成。如施工中遇到灾害性天气, 或是较为复杂不利施工的地质环境, 都有可能造成施工停滞、安全事故等风险性问题的出现, 进而造成施工延误、严重施工事故等问题, 对整体施工造成严重影响。第二类、质量因素风险。管道施工的质量因素风险主要来自于原材料质量、施工质量两个主要方面。其中原材料质量问题, 是当前施工中遇到的主要风险。原材料风险的形成, 主要与原材料自身质量、储存环境以及施工使用方法等多种原因有关。第三类、管理因素风险。管理因素风险主要来自于施工管理问题 (如工程施工方案制定、质量监管、工程施工调配等) 因素。由于这类风险具有较强的人为性与可预防性特点, 所以是我们技术研究的重点内容。
1.2 风险因素产生原因分析
风险因素的产生包括客观原因与主观原因两种情况, 具体可以分为: (1) 长输气管道施工特点。长输气管道在施工过程中具有较多如施工工期与路径较长、工程施工方案与技术措施复杂、工程突发性技术问题较多等主要技术特点。这些特点的存在, 增大了施工风险。 (2) 技术问题的产生。长输气管道施工, 对于施工方技术要求较高。如果施工方技术水平较低、或是忽视了技术管理重要性, 都会造成施工风险的出现。如施工地质勘测技术不到位, 进而造成勘测数据错误、数据不全面等问题, 施工中就无法避免地质风险的产生, 进而提高了工程整体的施工风险。 (3) 管理失误问题。由于长管道施工管理周期与范围较长, 单一的管理者难以对整体工程进行全面有效管理, 进而造成了部分施工段缺乏管理、管理数据审查疏忽等诸多问题的出现, 影响了风险控制管理质量。
2 长输气管道施工风险应对措施
长输气管道施工风险应对措施可以分为前期预防与施工管理两类。
2.1 提高前期勘测信息化水平, 降低工程风险
长输气管道施工前期勘测可以有效的降低地质性风险。其前期勘测包括以下过程: (1) 开展信息化地质勘测工作。长输气管道施工中应用的主要技术应用包括GPS勘测定位、岩土成分与地质结构勘察、分析等技术性措施。如针对复杂地形勘测, 勘测人员通过岩土成分与地质结构勘察、分析, 勘测人员可以对地质结构进行全面分析, 形成有效的地质结构勘测报告。 (2) 地质模型的形成。地质勘测数据形成后, 勘测人员通过GIS平台技术, 将勘测数据首先形成区域性的地质勘测模型, 再将区域性模型形成工程整体地质模型。这种整体地质模型的形成, 将为施工风险管理提高整体性模型参考。 (3) 形成风险管理数据库。将地质勘测数据经过数据处理形成施工地质数据库, 对于工程方案制定、执行都有很大帮助。数据库内容不仅包括勘测获取数据、模型数据, 还应包括风险预测与应对数据, 用以完善风险应对措施。
2.2 采用大数据挖掘模式, 充分完善工程设计方案
方案中的各项数据指标是否完善, 是保证方案质量的基础。大数据挖掘技术的应用可以完善方案数据, 其主要作用为: (1) 经验数据挖掘。完善方案体系可以借鉴国内外相关施工经验数据。传统的方案制定获取数据过程, 需要通过工程档案进行定向查找, 其效率较低。而大数据挖掘技术则是通过网络平台进行数据检索, 效率与数据量都有极大提升。 (2) 极限数据挖掘。对于工程风险控制而言, 极限数据的挖掘可以为设计方案提供有效的数据支持。其上下限控制, 对于方案是否具有可执行性具有有力的支持作用。如施工地区高低温极限天气状况、施工材料的使用技术极限等, 都是工程方案的制定基础数据。
2.3 以工作责任制为基础, 保障原材料质量
原材料质量风险, 是当前长输管道施工风险的主要原因。为了避免这一风险的发生, 风险控制管理者需要在工程分工基础上确定质量管理责任制, 保障原材料质量。 (1) 建立定岗定责管理模式。原材料采购、储存与定期检测, 是保证原材料质量的三个重要环节。工程管理者需要在三个岗位中确定质量控制责任人员, 实行定岗定责模式降低原材料风险。 (2) 加强岗位检查。对于定责岗位, 管理者需要加强原材料定期与不定期的质量检查工作。对于检查发现的质量问题及时处理, 并告知责任管理者。 (3) 责任倒查制度的落实。在责任制基础上, 管理者对于发现的质量风险问题应落实责任倒查制度。确定责任人员进行处理, 确实落实原材料风险控制责任制度。
2.4 利用监控网格模式, 实现整体质量监控
长输管道施工具有施工路径与周期长的特点, 依靠单一的管理部门难以对工程风险进行有效监控。为此风险管理部门应利用网格监控模式, 对施工全程进行有效监控。这种模式的主要方式就是将工程整体, 按照实际因素 (如地质情况、施工复杂程度、施工土方量等) 划分网格, 有专职的风险监控人员进行监控。网格监控模式需要注意以下两方面问题:一方面合理设置网格, 确保监控人员可以对网格进行全面的监控工作。同时网格间工作总量应基本相等, 避免出现工作量过于悬殊造成的管理问题。另一方面监控人员应选择有实际工作经验与技术水平的技术人员担任, 保证监控工作确实有效。在网格监控完成后, 监控技术人员需要将监控数据进行汇总, 汇报到监控管理者手中形成整体监控数据, 实现整体风险控制体系。
2.5 设置合理的应急预案, 作用突发风险应对处理
风险应急预案的设置尤其是对于突发性风险可以发挥指导与管理作用。 (1) 突发性风险危害最大化预测。对于风险应急管理而言, 风险的最大化预测可以使应急管理在预测整体范围内, 避免出现预案外风险。危害预测最大化后, 其应对过程才能游刃有余, 切实有效。 (2) 反应简洁原则。风险应对预案应采用反应简洁原则, 及处理反应过程简洁有效, 避免因步骤过多或操作复杂, 降低反应处理效率。 (3) 风险管理责任制度。风险应急处理应由专人岗位负责, 并通过预案制度方式确定。 (4) 方案的可行性原则。应急处理方案应根据勘测、质量控制等实际工作内容制定, 保证方案措施确实可行, 不能因理论化过重影响方案执行过程。
3 结语
长输气管道是当前天然气运输的主要方式, 长输气管道建设是天然气能源应用的基础。但是工程施工风险的出现, 严重的影响了管道施工质量与效率。在未来天然气运输研究中, 长输气管道风险应对研究依然会是技术研究的重点内容, 其研究结果会为我国天然气能源运输的开展提供良好的技术支持。
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【关键词】天然气；长输管道；隐患防范；安全运行
天然气长输管道连接着非常多的用户，工业用户和居民用户，是我国重要的能源运输线路，然后天然气不同于煤炭，是易燃易爆的物品，在运输过程中，一旦出现安全事故，那么它的威力是巨大的，会造成国民经济的损失，甚至广大人民群众生命损失。
一、天然气长输管道存在的隐患
天然气长输管道存在着以下三个方面的安全隐患，公共安全、管道自身安全及正常供应。
（一）天然气长输管道的公共安全：天然气长输管道公共安全，主要体现在防止不法分子偷气盗气及自然灾害方面。
打孔盗油盗气的例子非常多，行为恶劣，给国民生产及居民使用带来了严重的影响。据齐鲁网报道，青岛路一生意红火的小面馆竟是非法盗气窝点，营业半年来涉嫌盗气上万方，使得附近小区的居民做饭只能用“空气”，我国一直在重拳打击非法盗油盗气的不法分子，但往往会被不法分子钻了空子。
为了保护天然气长输管道的公共安全，我国曾出台了《石油天然气管道保护条例》，明确规定了天然气管道与建筑物的关系，但在现实中，仍有不少建筑物违规建在了石油天然气管道的上方，对管道形成了重压，另外一个建筑物虽然远离了石油天然气管道，但在附近施工，同样给天然气长输管道带来了安全隐患，在一些大城市，因修建地铁或改良道路，挖断天然气管道的事例，层出不穷。
还有一方面是自然灾害带来的安全隐患，天然气长输管道往往会建立在地质比较复杂的地区，一旦发生地震、泥石流等自然灾害，往往对管道的安全会形成一定的影响。
（二）管道自身的安全隐患：任何管道都有一定的使用寿命，在潮湿重压及复杂的地形下，会缩短天然气管道的使用年限，管道就很容易出现老化断裂的情况。
管道的质量问题也影响着安全，管道自身材质不符合相关标准，管道接口处焊接不良等。
另一方面是管道的使用需要遵循其规则，在具体的操作中，因操作失误或者操作不当，往往也会破坏天然气管道的使用，缩短其使用手寿命。
（三）单一气源对正常供应的影响：虽然我国天然气长输管道的建设取得了长足的发展，但就目前来看，并没有形成全国联网，不少工业用户与居民用户，仍然在使用单一的气源，一旦天然气在运输过程中，出现问题，很难保证这些用户的正常供应，给经济建设与人民生活带来极大地影响。
天然气是不可再生能源，面对庞大的用户需求，我国天然气的开采很难保障正常供应，急需从国外引进，这也给天然气的正常供应带来了影响。
二、天然气长输管道的防范及正常运行
保障天然气长输管道的安全运输，不仅仅是经济问题，还是社会问题及政治问题。
（一）完善油气保护法规：对天然气的保护需要依法进行，国家已经在政策层面和法治层面上，给予了很大程度的支持，出台了很多相应的法律法规，但执行起来的时候，因管理机构失位，这些制度很难落到实处。因此作为地方政府，一方面要充分地落实这些法律法规，另一方面也要针对性地出台一些地方性的规章制度，来提升地方天然气运输的安全保障工作，营造良好的天然气保护氛围。
而司法机关也应该成立相应的机构，并与地方机构紧密配合，严厉打击盗油盗气的不法分子，用“重拳”来提升天然气长输管道的安全工作。
（二）深入开展安全生产专项整治：早在2003年7月，国务院就批准开展了“油气田及输油气管道生产治安秩序专项行动”，严格打击了盗油盗气的不法活动，给盗油盗气者以最严苛的震慑，起到了非常重要的作用。
（三）运营公司保障运输安全工作：在配合公安部、地方政府的同时，运营公司应该从内部强化天然气运输的安全检查及安全防卫工作，加强对油气管道的定期检查及安全巡护工作，保障天然气的正常供应和管道自身安全。采用先进的电子技术，对管道运输进行全天候，全方位的监测，一旦发现问题，要及时解决。加强对员工安全生产意识的培训与考核，从制度、机构等层面来推进天然气运营公司的内保安全工作。
（四）加强油气管道的设计及安全生产：在铺设天然气长输管道的前期，需要对相应地方的地质结构进行严格的考察，对当地的天气状况、生态环境等进行充分衡量，加强天然气长输管道的安全评价工作，用科学的数据及严密的考察来作为是否铺设天然气管道的重要参考标准。
在铺设过程中，要严格审查天然气长输管道的质量标准，使用年限及材质材料，杜绝材质伪劣的产品投入使用。
在运营过程中，严格执行安全运营的相关规范及技术操作标准，在安全生产的过程中，要考虑到有可能出现的突发情况，提前建立风险机制及预警处置方案。
（五）充分保障天然气资源的正常供应：保障天然气资源的正常供应，需要加快脚步，对天然气的建设实行联网，实现资源的灵活调度及合理安排，不断开发新的能源，同时加强与周边国家，尤其是俄罗斯等资源大国，在天然气联网方面的合作，多措并举，保障我国天然气能源的市场供求平衡和正常的供应。
三、总结
近几年我国天然气长输管道的建设取得了长足的进步，但同时也存在着诸多安全隐患，既有公共安全方面的隐患，也有管道自身方面的隐患，同时还有正常供应方面的隐患，这些隐患严重制约了我国天然气的健康发展，也给国民经济和人民群众的正常生活带来了影响，因此我国在天然气安全运行方面，需要出台强有力的法律法规，地方政府需要配合国家机关，出台政策，打击盗油盗气的不法分子，运营公司需要保障天然气的内部安全运输工作，只有这样，才能促使我国天然气长输管道健康持续发展。
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摘要：石油和天然气长距离管道工程主要包括管道施工技术建设两大类。从长距离油气管道工程的特点,作业线长、现场施工、工序多、作业更快,更有利于物流和施工组织工作,结合地形条件复杂,有天然屏障,工程作业是很困难的。提供更多的就业机会,施工技术的工程机械品种、数量大,也容易泄漏危险物品和大型起重事故。从这些我们可以看到,在石油和天然气输送管道的建设面临许多风险,工程施工进度和施工质量有负面影响。
关键词：油气长输；管道工程；施工风险；管理
1、长输管道工程施工质量保障的含义
长距离管道工程包含许多内容,建筑工程的质量品质,工程设备、管道焊接合格率,操作条件等等。长输管道工程施工质量保证是指通过整个施工过程的质量控制,以确保完全符合设计标准管的质量,需要建设单位、监理单位和施工单位共同努力。
2、油气长输管道工程施工风险管理
2.1风险识别
为了了解油气输送管道的建设在各种风险问题,应该在风险识别。所谓风险识别风险因素的建设石油和天然气传输管道、危害进行了分析和确定。危险因素有很多石油和天然气传输管道,本文主要分析技术风险和风险管理。
2.1.1技术风险
可能是由于以下原因:一是在使用新技术,新技术没有科学验证,导致项目不适合实际情况,增加了施工风险;第二是关键施工技术相对落后,在受影响的整个项目的施工质量。三是建设不成熟的技术,采用施工工艺本身存在缺陷和不合理的地方,导致了施工质量不合格。第四,施工质量控制的方法和内容科学、具体,导致工程质量问题。
2.1.2管理风险
可能是由于以下原因:一是由于分包工程,检查和校准错误,导致分包商施工环节漏洞;第二个是施工进度和施工计划不合理,影响了施工进度和质量。三是建设工地进度报告并不具体,导致混乱的建筑。四个施工准备不足,影响施工的顺利进行。五是建设安全管理环节的漏洞,导致安全事故频发。六是施工现场的管理是不完美的,施工现场管理混乱。7不是施工调度定期小组会议和施工计划和执行检查将导致频繁停工或工作放缓,并影响项目按计划完成,也增加了项目成本。
此外,在长距离油气管道工程的建设,社会风险存在的风险、环境风险、设备、材料、人员风险,经济风险,等等,应该特别注意在施工。
2.2风险分析
所谓的风险分析,分析风险发生的概率和后果。从风险概率,主要包括两种类型的客观概率和主观概率。的石油及天然气长距离管道工程,从历史数据客观概率分析,或者是基于理论分析方法来确定风险事件的概率。主观概率由专家或决策者基于经验和信息,和自己的判断,主观估计。
2.3风险评估
过程中油气长距离管道建设,建设有效的风险评估。所谓的风险评价,风险之间的关系的过程中建设和分析工程建设的影响,并准备应对风险。在施工过程中、施工技术、施工工艺和过程,并分析了施工管理工作中存在的潜在风险,根据工程建设风险评价指标的特点,可以为风险预警提供科学依据和风险的反应。
2.4风险预警
风险评估后,应采取必要的措施,来控制施工中存在的风险。在工程建设的过程中,应密切关注技术风险和管理风险,如果发现超过预先确定的风险预警值,你应该立即开始采取行动的风险预警,控制风险事件发生之前,减少工程建设的风险。
2.5应对风险
在工程建设石油和天然气传输管道、风险应对策略如下: 2.5.1技术风险措施
技术风险的问题应该是做好工作的关键避免风险和损失控制两种。首先,因为石油和天然气输送管道的建设工地环境更为复杂,工程施工,处理工程施工现场的实际情况进行了分析,选择合适的技术解决方案。随着科学技术的发展,各种新技术广泛应用于工程建设,施工过程中,如果需要采用新技术,应该合理的选择根据新的环境建设,可以有效地规避风险。第二,应该特别注意建筑工地施工,在施工技术的选择上应追求创新和突破,抛弃不合时宜的施工工艺和操作方法。再次,不宜采用成熟技术,减少施工质量问题由于技术缺陷引起的。最后,在施工质量控制方面,我们应该开发科学合理的质量控制程序。同时也应该做一个施工班组进行技术交底工作,施工方便。
2.5.2风险管理措施
首先,对分包商的选择,资格审查、处理分包的分包商严格控制问题。第二,做好前期的准备工作的建设,如机械设备、技术、人员等。同样,在计划和施工计划的进展,应结合工程的实际情况,如自然条件、资金的条件,人员,等建设工作,加强施工现场管理、施工调度会议定期组织和建设计划和执行检查将在确保项目按计划完成,以确保工程质量。最后,我们应加强施工现场的文件管理,防止混乱的建筑工地。
2.6风险监控
过程中长距离油气管道工程施工,可能会有各种各样的问题,影响工程建设的顺利进行。因此,有必要建立一个风险管理监测系统,收集各种风险信息的整个施工过程,根据收集风险信息采取相应的对策,使风险管理工作更加制度化、规范化。
3、长输管道工程施工质量保障的关键环节
3.1设置质量保障点
质量保证的关键是长距离管道工程施工质量保证、施工关键技术的重要组成部分和质量保证是困难的联系和应用新技术和设备及材料设置质量保证,关注安全。在建立质量保证点结合长距离管道施工的设计方案,还根据施工进度的变化及时调整,更新信息反馈,以确保质量保证点集配合实际情况和建设活动。
3.2推行质量过程保障
长距离管道工程施工质量保证过程的输入和输出的过程,建筑活动的质量保证,包括整个施工过程和每个施工环节的质量保证。流程,确保各个环节连接,因此你必须做出有效地保证每个链接的质量,确保质量目标的实现。
3.3施工质量的考核与验收保障
负责具体分工后,也为建立相应的水平评价体系,确保标准化的责任来执行和检查质量保证的影响。评估结果的奖惩执行以上所陈述的,遵守责任落实。每个链接的项目完成后,以及整个项目完成后,所有人都必须进行检查,测试的质量标准是否符合设计规范,时间交付的质量标准。长距离管道工程建设各个环节的严格的质量检查和验收的环节,是确保工程质量的关键环节和措施,遵守的质量检查和验收标准执行,不仅仅是表面功夫。参考文献：
天然气的开发利用，对人们的生活和工作产生了很大的积极影响，因它具有污染小、储量大，输送安全等特点，而逐渐取代传统的液化气、煤气等燃气。天然气管道施工技术必须定期革新和优化，随着材料的不断更新，固有的技术并没有办法在安全性等方面达到一个理想的效果。而质量控制还关系到人为因素、地区因素、自然因素等方面，要综合性的控制。本文主要对天然气管道施工技术以及质量控制进行一定的研究。
一、天然气管道施工技术
（一）钢管使用
现阶段的天然气管道施工针对不同环节，采用不同类型的技术，从根本上提高天然气管道的质量和性能。在本文中，主要以大唐国际的某一标段天然气管线施工为例，加以说明。该标段虽然仅有30多公里，却是地形多变，地质复杂：既有冲沟、河道、漫滩，又有山地、丘陵。地市平缓处，地下水位较高；山地区域则地形起伏较大。为此，在钢材和制管技术当中，管线用钢的种类会随着输送压力、输送量、管道用钢、管道安全等技术指标而发生变化。比如：钢材选用L450级钢；特殊的河流穿越段采用直缝管；其他部分使用螺旋焊管。同时在考虑地形、地质的影响，采用分段使用不同壁厚的管材，如山区段以11.3mm的壁厚为主，水网段因地势低而采用以16.2mm壁厚为主。这种因地制宜，分段用管的方式大大的降低了用钢量，节约了项目投入成本。
（二）管道防腐
管道防腐是天然气管道修建的必要指标。由于天然气管道大部分是修建在地下，极易与地下的各种物质发生反应。为此，加强天然气管道的防腐性是提高天然气管道安全性和延长使用寿命的重要措施。在该标段的防腐施工中，光管材料首先经过防腐企业的专业处理后才进入使用现场；预留管口位置，在焊接完成后采用外加聚乙烯热收缩套防腐材料进行防腐。当该管段通过焊接、喷砂除锈，涂刷粘结剂，热收缩套加热处理等工序完成后，对已完成的防腐部位进行局部剥离强度试验抽查检测；管道下沟后以电火花检漏仪检漏；管沟回填后，通过第三方专业检测人员地面检漏，发现漏点并及时补伤处理，确保其防腐质量。
（三）焊机技术
焊接技术作为天然气管道修建的一种重要保障，焊接质量在很大程度上决定了管线的制作质量。就现有的焊接技术来看，从第一天长输管线建设开始，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、半自动焊和自动焊四个发展过程。在该标段的施工中，就是通过以下技术措施，多方位综合考虑来提升管线焊接质量的。1、采用因地制宜的施工作业方式：水网段地势平缓，采用沟上作业，使用精度高的内对口器，多机组同时流水作业，提高效率，加快施工进度；山区段因空间狭小，采取沟下作业，使用外对口器简易方便，便于操作。2、技能精良的焊接人员，不仅要求取得焊接资格证书，而且需通过岗前专业考试取得上岗证，以此来保证并提升管线焊接质量。3、执行两种不同 的焊接工艺操作规程，即：常温焊接与低温焊机工艺规程，以适应当地多变的气候环境。4、按照有关规范和施工合同，完善施工程序和质量检查措施。管道建设中，为保障施工的高效率、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、天然气管道施工质量控制
（一）施工技术控制
对于一个施工项目，施工工序多，施工工艺也不尽相同，这就要求实现现场的施工人员要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，为了保证管线施工质量，施工准备阶段：通过图纸审核、施工现场调查、技术交底工作，编制长输管线工序指导书；施工过程中，则通过顶管穿越、管沟开挖（水网段）、河流穿越等多个专项施工技术方案的编制，解决特殊地质地段的施工技术；加强管道原材料的质量检查，加强焊接质量控制，同时针对该标段地理位置处于风口位置，自然条件恶略，寒冷且风力穿透性极强的特性，在管道单体试压与分段试压的过程中，设置保温棚、保温棉被，火炉取暖；专人24小时值班等措施，确保试压工作的顺利进行，
（二）施工材料设备控制
在天然气管道修建的过程中，材料和设备是具体的执行者，它们不仅仅要具有较高的质量，同时还要进行妥善的处理和保存，尤其是材料，不同的材料对存储条件有着严格的要求。而大型和精密的机械设备，要定期进行检修，同时在每天都要做好应用记录，对发生的问题和一些不良现象进行分析，当天的问题尽量当天解决，避免对后续工作产生不利的影响。在该工程中监理、业主、施工单位、供货方一同对进场的材料进行验收，并对进场材料的具体情况做好开箱检验记录及设备检验记录，从根本上做到有据可查、有迹可循的要求。拒绝偷工减料、拒绝以次充好的事件发生。
（三）管道施工过程控制
天然气管道在施工过程中，除了施工单位自身的组织、技术措施的质量控制外，还需要对整个过程进行综合性的控制。做好工程施工的监督，保证工程各方尽职尽责的必要手段。本次天然气管道施工中，就集结了众多监督单位参与对施工过程的质量、安全、环境保护等方面的监督与控制，如北京水保监理、河北化工质检站、中国特检院、天津环保监理等。综合性的控制不仅仅要制定较好的施工方案和备案，同时还要提前对该地区进行详细的考察，对未来的投入使用进行了解。将每一个因素都考虑到，才能取得较为理想的成果。
（四）施工监测
天然气管道的施工质量，是一个非常不容易控制的环节。上述的措施，能够在内部和外部进行综合控制，将天然气管道施工质量提升到一个理想的水准。但是，天然气管道的施工质量，还需要施工监测的保障。目前的施工监测主要是通过以下几个方面来完成：第一、对施工过程进行全程监测，重点环节重点监测，减少问题，提高质量。比如，在管线试运行阶段，安全专人负责，密切关注各个阀室及场站的仪表动态，并记录变化情况，及时进行信息沟通；同时，还设计多种突发状况的应急处理方案，防患于未然；第二、施工监测要合理进行，远程监控和近距离监控要合理安排。该线路工程全线设置了3个站场，11个阀室（其中2个为RTU阀室），管线光缆的敷设不仅使线路维护人员可以在任意一个场站操作室通过计算机网络对全程管线进行远程监控，并形成380公里内的线路信息互通和报告，也为线路的检修工作提供了方便；第三、施工监测要随时记录和报告，并且根据处理预案和处理备案，有效解决问题；第四、施工监测要随着施工要求的变化而变化，单一的监测技术和监测方法，并没有办法取得最好的结果。比方说数字管道体系的形成可以为长输管线的施工提供诸多便捷，专家可以通过计算数据判断断层移动、错位、滑坡迹象、泥石流现象以及其它不良工程地质出现，这些可以起到对在建、在役管道的提早防范。
三、总结
本文对天然气管道施工技术及质量控制进行了阐述，从目前的总体情况来看，天然气管道的施工技术和质量控制，均达到了社会的标准和国家规定的标准。日后的工作重点在于，通过循序渐进的优化策略，进一步提高技术型措施，在质量上获得较大的改变。值得注意的是，我国各个地区的经济发展有所差异，天然气管道施工技术和质量控制，必须结合地方的实际因素，以及未来的发展程度进行。否则很难保证现有的成果满足未来的需求，一味的修建和返修不见得是最好的情况。
参考文献：
[1]王同有，聚乙烯天然气管道在高寒地区的应用与研究[D].吉林大学，2009.
[2]邹君杰，天然气管道施工过程中存在的问题和对策探讨[J].房地产导刊，，（5）：387-387 .
【摘要】天然气长输管道建设工程属于我国的重要建设项目之一，在促进社会经济发展的过程中有重要作用。但由于工程所跨区域较大、建设时间较长、易受其他因素影响等，加大了工程管理难度。为保证天然气长输管道建设工作的顺利、安全开展，需对其加强管理和安全控制。本文简单介绍了天然气长输管道建设工程的管理工作，并提出了加强天然气长输管道建设工程管理和安全控制的方法对策。
【关键词】天然气长输管道；建设工程；管理；安全控制
前言
天然气是一种被广泛应用的清洁能源，而长输管道则是运输天然气的重要形式。但天然气长输管道建设具有涉及面广、工作内容和环节繁多、施工程序复杂等特点。若工程质量不过关，容易导致管道发生泄漏现象，一旦发生泄漏则会对周边的公共安全和经济财产造成很大威胁。为确保天然气长输管道的经济效益，保证其安全运行，必须重视天然气长输管道建设工程的管理和安全控制工作。
1.天然气长输管道建设工程的管理概述
1.1管理的实质
天然气长输管道建设工程管理的实质性体现在：⑴进行天然气长输管道建设工程管理，是建设企业进一步扩大资本和提高经济效益的有效途径；⑵天然气长输管道建设工程管理水平的高低其实是对施工质量的综合反映[1]。
1.2管理的特点
天然气长输管道建设工程管理特点主要有两点。其一，管理工作需要全体成员的共同参与。每个成员都是管理的主体，管理工作是全体成员的职责和任务[2]。其二，成本控制是管理工作的核心。建设企业在工程设计图阶段，就要进行建设成本预算，然后根据制定的预算设计各种费用开支等。成本控制贯穿于建设的全过程，因此，成为管理的核心。
2.天然气长输管道建设工程管理中存在的主要问题
2.1现场管理控制力较低
天然气长输管道一般建在山区或郊区，交通多有不便，这导致施工材料运送至施工现场更为困难、施工环境更为恶劣、材料堆放分散等，这也在一定程度上加大了建设方对施工单位的现场管理难度。
2.2管理体制相对落后
受建设企业自身管理体制的种种缺陷和制约，天然气长输管道建设的管理模式、管理体制等难以彻底革新。在此条件下，天然气长输管道建设管理难以实现由粗放型向集约型的转变。
2.3专业管理人才缺乏
天然气长输管道建设管理缺乏专业的管理人才是目前较为突出的问题之一。分析原因主要有：其一，企业人才建设制度环境不够完善，不利于培养工程管理方面的人才；其二，缺乏有效的激励和约束机制，难以激发员工的上进心和工作积极性，因而无法实现人力资源效益的最大化。
3.加强天然气长输管道建设工程的管理对策
3.1加强工程的进度管理
工程的进度管理是管理的重要内容之一。为保证工程的总进度，应严格按照合同确定的项目进度目标，制定施工进度网络图对施工建设单位的工作进度进行严格把控。一旦出现进度滞后的情况，应及时分析原因，根据具体情况采取相应的措施进行纠正，调整工程项目的进度。
3.2加强工程的成本管理
在工程管理中，成本管理是其核心内容。良好的成本管理有利于保证工程的顺利进行，并对健全、完善工程管理体制有重要意义[3]。开工前，应根据相关资料对施工建设场地进行实地考察，做好建设过程中的各种费用预算工作。为避免出现成本不足的情况，预算中应考虑可能会出现的意外费用。另外，建设方对施工方的施工方案加强审核，尽量选择在经济、技术上合理的方案，根据成本目标制定成本支出计划，并切实落实成本控制计划。同时，制定严格的施工方案变更机制，对变更行为进行严格管理，以尽量减少由于变更而造成的成本问题。
3.3加强工程的质量管理
做好天然气长输管道建设的质量管理工作，应做到：其一，严格把控建设材料关。建设材料的优劣直接影响工程建设的质量，应引起足够重视。要求施工单位选择信誉好、口碑好的建筑材料供应方。并做好施工材料的质量检测工作，确保材料质量。其二，对施工人员加强管理。施工人员的技术水平同样对施工质量有直接影响。因此，有必要加强施工人员的管理。建设管理人员和监理人员应下到施工现场，认真检查和监督管道的施工情况，如聘请专业人员进行管道焊缝的检测工作，查看管道施工的质量是否符合规范要求等。同时，要求施工单位对施工人员进行技术技能培训，学习新的施工工艺，提高施工技术水平。其三，加强机械设备管理。机械设备能否正常运转，不仅影响建设的进度，而且影响施工的质量。因此，不能忽视机械设备的管理工作，包括要求操作人员定期进行维修保养、合理配置机械、要求正确使用机械设备等。通过严格的质量把控，保证天然气长输管道建设的顺利、安全进行。
4.天然气长输管道建设工程的安全控制对策
4.1安全控制相关要求
天然气长输管道建设的安全问题一直是管理工作中的重中之重。鉴于天然气的特殊性，对其进行安全控制被提到一个很高的地位。近年来，我国很多地区发生天然气安全事故，天然气建设企业也从中吸取了很多经验教训，并在安全防范方面达成了一致意识，就是将安全控制放在首位[4]。这也引起了国家相关部门的重视，加大了安全教育力度，力争杜绝各种违章作业现象，消除安全隐患，保证管道建设的顺利、安全进行。
4.2安全控制技術方法
要防止安全事故的发生，就必须树立系统化、整体化的管理理念，对建设工作进行全过程、全方位的安全把控。应做到：第一，对关键点位和重点工序进行重点控制，同时，建设管理人员应加强现场监控，需要对关键点位进行风险评价，并以此制定风险消除对策。还需要对现场操作人员加大安全宣传和教育力度。第二，注重管道基础施工的安全监控。很多安全事故的发生可能源于某一细节工作的忽略。因此，不能忽视管道的基础施工安全问题。例如，要求施工人员详细检查所用的机械、设备、工具等，及时更换或修理好损坏的器具，保证使用的安全性。在雨季，监督施工方做好沟槽的排水、防水工作。第三，做好管道安装施工的安全监督工作。安装管道前，认真检查架空支架、沟边现场，如检查支撑有无松动、沟壁有无裂缝情况；进行高空和沟槽作业时，要求做好立梯下端的防滑措施，遭遇恶劣天气时应禁止高空作业。
5.结语
综上所述，天然气长输管道建设工程属于我国重要的建设项目，并具有投资大、耗时长、管理难度大等特点。为达到建设目标，满足工程项目的适用要求，应重视天然气长输管道建设的管理和安全控制工作。
参考文献
[1]王伦，杨禹.浅析天然气长输管道建设工程的管理及安全控制[J].中国石油和化工标准与质量，2012，33（14）：201.
[2]呼延涛.浅析天然气长输管道建设工程的管理及安全控制[J].科技创新导报，2012（20）：142.
[3]梁家利.探究天然气长输管道建设项目管理与控制[J].管理学家，2014（11）：361.
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