改变设计理念.PPT

14 14 14 技术先进 第一次在国内采用10兆帕设计压力、1016毫米管径 第一次在国内大规模应用X70钢 第一次大规模采用内涂减阻技术 第一次大规模采用全自动焊接、全自动超声波检测技术 第一次采用盾构技术穿越长江，完成隧道1997米 第一次采用长距离连续顶管穿越黄河，一次顶管1259米 第一次采用干空气干燥工艺技术 第一次在国内采用1.4–1.5大压比增压方案 建设30兆瓦功率大型压气站 第一次系统编制大口径天然气长输管道技术标准 管理模式新颖 第一次采用中外合作、以外方为主的工程监理模式 第一次全面开展HSE管理 采用三位一体的开放式项目管理体系开展工程建设 采用四位一体的开放式生产运行管理体系开展生产运行 第一次借鉴照付不议国际惯例开展天然气市场营销 构建符合中国天然气市场特点的定价机制 实施中外合作监理制 对山区段管道试压、线路站场干燥、冷弯管制作等提出建议。在水压试验方面，外方监理建议将管道最大试验压力由管材屈服极限的90%提高到95%，采纳这一建议后，试压段数量大大减少，仅16标段的试压分段数量就由230段减至12段。 实施工程质量监督制 在工程设计、物资生产、工程施工过程中实行监督、监造制，对关键环节质量实施监督、检查和控制 组织专家对制管、防腐、无损检测和现场施工的QHSE管理体系运行状况进行“飞检” 中国石油集团质量监督总站，受国家计委及中国石油集团委托，对工程建设质量进行全程监督 （一）加强项目前期准备工作，为工程顺利实施奠定基础 研究解决重点工程技术难题。多次召开国际施工装备与技术研讨会，组织试验和试制，解决了管道制管、弯管、穿越、自动焊、全自动超声波无损检测等技术难题 （二）借鉴国外经验，优化设计方案 创新设计管理模式 靖边压气站工程，采用与美国环球公司合作设计方式 设计文件的确认，实行设计建立审查确认制 开展输气工艺优化 采用SPS仿真模拟软件，对工艺方案优化比选，压比由1.25优化为1.45，压气站由18座减少到10座 采用管道瞬态模拟分析软件，建立管道动态模型，对管道系统进行模拟分析，将干线及储气库作为一个整体调峰 （一）勘察、设计方面 大口径管道设计理念亟待突破和创新 山区、黄土塬等地形复杂地段设计，出现设计弯头数量过多等问题，在接受环球公司建议后，采取推高填低和“冷代热”等手段，弯头数量由8000多个减少到2500个左右 伴行路设计与管道设计结合不够，新疆段部分地区伴行路距离线位较远，增加了占地面积；伴行路设计存在缺陷，水毁事件时有发生；某些伴行路水工保护设计与管道水工保护设计没有很好结合，造成部分线路伴行路排水冲刷管道覆土 大型水工保护工程在初步设计和施工图设计阶段仍沿用分类叙述和绘制典型图的设计模式，缺乏针对性。 大型崾岘施工图设计深度不够，只提交平面图和典型做法，没有工程量、构筑物标高等资料，也没有提出明确的施工措施，不能很好地指导施工 设计初期，选择管道通过野骆驼自然保护区的缓冲区，不符合国家对自然保护区的有关规定 工程地质资料与实际情况存在一定偏差 长江、黄河等大型河流穿越工程的地质勘察资料与实际情况存在一定偏差，造成施工方案的多次修改，延误了工期，同时造成承包商的索赔 局部线路选线、部分阀室和站场的选址不尽合理 部分线路走向没有与地方城镇规划很好结合，造成线路走向与地方规划多处出现矛盾，导致改线。如苏浙沪地区改线总长度达100公里左右 个别阀室选择在地势低洼地区，而且没有考虑采取防水措施 对黄土地区古滑坡潜在地质灾害认识不足 管道通过山西董家寺附近古滑坡体，因坡体前沿受到已建输水管道破裂渗水的主要影响而被重新激活，对管道安全构成了极大威胁。经反复论证后，改线近600米 对软地基场地的处理缺乏认识 东部地区部分站场工程地质条件较差，设计单位没有采取必要的处理措施，部分埋地汇管和阀门基础出现沉降倾斜、地面管道变形 （二）工程施工方面 个别承包商没有严格按照设计图纸和施工规范进行施工 部分施工承包商没有认真执行施工验收规范，管内清洁不到位，残留焊渣和泥沙，运行中破坏阀门密封，造成近200多个阀门内漏。甘肃山丹–古浪段投产后第一次清管就清出五米长、直径一米的泥沙与水合物混合柱状物。 （三）标准、规范方面 现行标准、规范存在不全面或适应性不够的问题： 设计规范对站场、阀室的防洪要求没有明确规定 国家标准《原油和天然气工程设计防火规范》与《建筑设计防火规范》对工艺站场消防对象和要求不统一 缺乏管道隧道标准，只能参照公路、铁路隧道标准 定向钻、盾构、顶管等穿越工程缺乏有针对性的地质勘察标准，只能参考相近标准 缺乏燃气轮机废气排放允许值标准，无论是参照国家大气排放标准，还是参照锅炉