加气站施工总结
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加气站施工总结范文第1篇
随着合肥经济的高速发展，尤其是城市经济的迅速发展，在国家提倡新能源经济的崛起和发展，合肥的汽车主要由石油消费向天然气消费的转变，从而刺激了当地的天然气产业的迅速发展，尤其以CNG加气站的发展最为迅速，通过对龙塘加气站的后评价研究，可以对后期加气站的建设起指导和借鉴作用，从而减少后期加气站投资决策的风险，给公司的经营带来更稳定可靠地投资收入。
【关键词】
后评价；CNG加气站；天然气
1 研究背景
天然气作为清洁能源，目前在城市经济发展中的作用越来越大，城市消费比重也在增加，逐渐改变石油垄断城市能源消费的格局，尤其在汽车领域，伴随着加气站在城市里也与日俱增。但作为新兴的产业，虽然有广阔的市场，但是在决策过程中也不能过于乐观和盲目，避免后期投资的风险。加气站在建设前期、建设过程和运营过程都需要进行评价，以判断过去投资的与失败，这就是我们所说的CNG加气站后评价。
龙塘CNG加气站位于合肥的东郊，比邻合肥市，占地面积16亩，位于省道105旁，管理房建筑面积600平方米，罩棚面积420平方米，罩棚檐口高度6.5米，储罐8座，四枪加油机4台，总投资2500万元。其作为安徽省示范加气站标准建设。
2 研究目的
CNG加气站是在天然气工业高速发展的情况下直接将天然气供给给终端客户，尤其是在城市建设过程中强调对环境污染轻等因素，作为洁净能源的天然气在城市能源使用的比例也逐年递增，CNG加气站的数量也在剧增，通过对加气站的工程的后评价研究，具有如下两个方面的意义。
一方面，龙塘加气站作为省级示范加气站，其投资规模较大和建设标准较高的特点，决定其在实际建设过程和后期的营运过程，都作为其他加气站的标准，所以其后评价不只是针对该加气站的实际研究意义。
另一方面，通过该示范加油站的后评价的研究，不仅是建立加气站在建设和后运营的标准，也是减少对后期加气站的投资风险，提高投资的高回报，对后期加油站的建设和运营起着借鉴作用。
3 后评价的内容
CNG加气站的研究的研究内容主要包括建设过程后评价和经济技术后评价，前者主要针对加气站在建设前期和建设过程中进行的决策和评价，后者主要针对建设过程的技术设备先进性评价和财务后评价，财务后评价主要针对后期运行过程的经营状况评价[1]。
3.1 建设过程后评价
CNG加气站建设项目的过程后评价：主要指加气站建设项目建设前期准备到工程的具体实施到工程的竣工验收的过程进行评价。通过加气站的过程后评价，可以在实际中归纳出成功的经营和失败的教训，并对实际项目管理的结构和人员做出合理的综合评价。CNG加气站建设过程后评价主要包括以下三个部分：工程开工前期工作评价、工程建设过程中评价和竣工验收后评价。
工程开工前期工作评价主要包括加气站立项决策后评价、勘察设计后评价、招投标工作后评价和开工准备后评价。该阶段通过以上的综合评价，可以保证CNG加气站项目按照期初设计目标按期按质按量的完成工程，确保在工程的预算定额内完成加气站建设。工程建设过程中评价主要包括合同执行情况的分析评价、工程造价控制分析评价、工程质量控制分析评价和工程进度控制分析评价。竣工验收后评价就是该工程是否符合国家相关法律法规程序规定要求，竣工验收过程资料的完整性和有效性。
3.2 技术经济后评价
技术经济后评价包括项目技术后评价和项目财务后评价。项目技术后评价主要针对项目在建过程中使用的技术设备标准的要求对施工的质量进行评价[2]，这里包含加气站建设过程中的特种设备技术要求标准和一般建筑施工规范标准，在施工过程中要严格施工技术规范对工程的质量进行检查和评价，以保证后期工程质量符合期初设计标准。最后达到竣工验收的技术标准和验收要求，施工过程的技术后评价主要发生在施工过程的阶段性的里程碑事件中，对后期工程质量起重要决定作用，做好技术后评价能够有效对后期加气站的技术后评价也有对比和借鉴指导作用。
项目的财务后评价包括动态分析和静态分析。动态分析考虑了货币的实际价值。静态指标主要包括投资利润率、投资利税率、静态投资回收期和借款回收期等指标。动态指标主要有包括财务净现值、财务净现值率、动态投资回收期和财务内部收益率等指标。动态指标更加符合工程的实际发生情况，具有实际意义。通过基础数据的收集，特别是在运行过程中的实际发生的数据，同时考虑到参考的基准收益率。结合费用成本收入分析，并计算实际发生的增值税、营业税和所得税。最后形成财务评价分析结果。其中在数据充分的情况下，可以采用盈亏平衡分析法，可以算出盈亏平衡点，计算出CNG加气站实际销售量。敏感性分析主要通过分析主要因素的变化对相关经济指标的影响，来预测和分析哪些因素对加气站的经营效益影响最大。
4 总结
通过对龙塘CNG加气站的后评价研究，其作为省示范加油站，其建设标准及相关技术要求都很高，通过其具体的后评价研究，不仅是对其本事建设和经营成败的综合评价，也是对后期的当地加气站的建设起借鉴作用，指导后期加油站后评价，某些优良指标可以作为评价的模板。
【参考文献】
加气站施工总结范文第2篇
中图分类号：U473.8 文献标识码：A 文章编号：
汽车加油加气站是加油站、液化石油气加气站（LPG）、压缩天然气加气站（CNG）、加油加气合建站的统称，液化石油气加气站应用较少，本文不再论述。
随着机动车保有量持续快速增长，对汽车加油加气站的各种需求会不断增加，城市汽车加油加气站作为城市交通的重要基础服务设施，其重要地位日益显现。城市中公共加油加气站的数量过少，则汽车加油（气）不便，大量机动车在加油加气站前排队等候加油，影响正常道路通行；加油加气站过多，则城市中储油（气）过多，经济效益低且不利于城市防火。
根据《城市黄线管理办法》，编制控制性详细规划，应当依据城市总体规划，落实城市总体规划确定的城市基础设施的用地位置和面积，划定城市基础设施用地界线，规定城市黄线范围内的控制指标和要求，并明确城市黄线的地理坐标。加油加气站是黄线的控制内容之一，本文将探讨在控规阶段如何控制加油加气站合理的用地规模以及站点布局，以便进行用地控制。
一、站点数量控制
加油加气站的整体布局应均衡、合理，通常有一个合理的服务半径0.9km～1.2km，避免一些地方加油加气站分布过于密集而另一些地方加油加气站分布较少，加油加气站分布较少地方的车辆加油（气）不方便，车辆加油（气）需行驶较多距离，从而增加了不必要的机动车流量，同时机动车产生的尾气增多，影响城市环境卫生。根据加油加气站服务车辆的来源地和出行目的的不同，城市公共加油加气站可大致分为两类：一类为满足过境交通的需求，此类加油加气站应设于城市出入口附近，并要求视线开阔；另一类为满足城市内部居住区、商业区和娱乐区）交通的需求，此类加油加气站宜结合停车场、购物中心等公共场所设置。
按照《城市道路交通规划设计规范（GB 50220-95）》的要求，城市公共加油站的服务半径R=0.9～1.2km，服务面积A=πR2=2.54～4.52km2,折算分布密度K=0.22～0.39座/km2 ，则城市公共加油站的数量规模应在下列公式的计算范围之内：
N=KS=（0.22～0.39）S
其中：S—计算统计面积（km2），宜扣除成片的山体、水体，即扣除机动车可达性很小而面积较大的区域；
K—加油站分布密度（座/km2），对于土地开发强度大且机动车较多的城市中心区宜取上限，而土地开发强度小的郊区宜取下限；
N—公共加油站的数量（座）。
二、用地规模
按照《城市道路交通规划设计规范（GB 50220-95）》的规定，城市公共加油站的用地面积以加油站的昼夜加油的车次数而定（详见表1），但在实际操作中存在困难，因为加油站昼夜加油的车次数与加油站所在地段的加油需求和加油站的服务水平、管理水平有关，且主要取决于加油站所在地段的加油需求量，这是个不定因素，难以作为评定加油站用地规模的唯一依据，实际上从调查研究中也可以发现，已建成使用的加油站的用地面积规模与加油站的昼夜加油车次的关联并不明显。
表1 公共加油站的用地面积表
此外，规范中没有加气站和加油加气合建站用地如何控制的规定。
因此，从我国目前公共加油站的设施状况和管理水平，评定加油加气站的用地规模不仅要从加油加气站的昼夜加油车次考虑，更应该从消防安全的角度考虑，即从加油加气站的等级来考虑。加油加气站的等级越高（如一级加油站）、油（气）罐储量越大，加油站各建筑物之间的消防间距也越大，因而所需的面积也就越大；反之加油站的等级越低（三级加油站），所需的面积越小。根据《汽车加油加气站设计与施工规范（50156-2002）》，在城市建成区内不应建一级加油站、一级液化石油气加气站、一级CNG 加气站、一级加油加气合建站和压缩天然气加气母站。而城市中如建设规模较小的三级加油站，则服务水平偏低，不够经济，与集约节约利用土地目标不符，综合考虑功能性、经济性和安全性，市区应以中等规模的二级加油（气）站为主。因此下文以二级加油加气站为例对其占地面积进行探讨。
在《汽车加油加气站设计与施工规范（50156-2002）》中，对加油站、加油加气合建站的汽（柴）油设备与站外建、构筑物的防火距离、CNG工艺设施与站外建、构筑物的防火距离以及站内设施之间的防火距离均有详细规定，是测算加油（气）站面积时考虑的主要因素。
1、以二级加油站为例，按照规范中加油设施与站内外建、构筑物之间的防火距离要求进行测算，加油机按两排考虑，加油站通常情况下所需占地尺寸一般在63mX32.4m左右，面积约为2000平方米。
图1 中等规模加油站平面布置示意图
2、以CNG加气站为例，按照规范中加气设施与站内外建、构筑物之间的防火距离要求进行测算，加气机按两排考虑，CNG加气站通常情况下所需占地尺寸一般在75.9mX37.4m左右，面积约为2800平方米。
图2 中等规模CNG加气站平面布置示意图
3、以加油和CNG加气合建站为例，按照规范中加油加气设施与站内外建、构筑物之间的防火距离要求进行测算，加油和加气机共按两排考虑，合建站通常情况下所需占地尺寸一般在87.7mX39.4m左右，面积约为3400平方米。
图3 中等规模加油和CNG加气合建站平面布置示意图
再参考郑州市城市黄线规划控制导则：“加油站控制用地规模为：一级加油站占地2500平方米以上，二级加油站占地2000平方米以上，三级加油站占地1500平方米以上；天然气加气站控制用地规模为：母站每座按5000平方米左右控制，常规站按3500平方米左右控制，子站按2600平方米控制”。
因此，加油站面积宜为1500~2500平方米，加气站面积宜为2600~3500平方米。在此基础上，可进一步结合加油加气站所在地段的加油（气）需求及其服务水平、管理水平，预测加油站的昼夜加油车次，适当选取加油加气站的用地面积。
考虑到未来加油机动车与加气机动车的数量存在不确定性，建议新规划的加油（气）站均按所需占地面积最大的加油加气合建站进行考虑，未来可根据需求灵活建设加油站、加气站或加油加气合建站。由于我国汽车工业尚处于起步发展阶段，汽车快速进入家庭以后，对汽车加油加气站的各种需求会不断增加，例如：今后燃料品种扩充（不同型号的汽油、柴油或天然气），加油加气站服务功能更加丰富，如洗车、轮胎充气、小修等服务，因此，在加油加气站的用地控制上应留有适当余地。
加气站施工总结范文第3篇
关键词：厂房建筑；墙体材料；蒸压加气混凝土砌块
水利水电工程的厂房建筑不同于普通的民用建筑，与其他行业的工业建筑在生产工艺、建筑耐久性等方面也有所不同，本文针对水利水电工程厂房建筑的自身特点，对墙体材料的选择进行了梳理，对民用建筑行业广泛使用的蒸压加气混凝土砌块进行了相关说明，希望起到抛砖引玉的作用，能在今后的设计工作中推动蒸压加气混凝土砌块在水利水电工程厂房中的应用。
1水利水电工程厂房建筑的特点
水利水电工程通常涉及到规模较大的厂房建筑，如水力发电站厂房、抽水蓄能电站厂房、扬水泵站泵房及大中型水闸的闸室等，此类建筑不同于常规的民用建筑，其尺寸及规模一般较大。厂房建筑的跨度由机组尺寸和桥机跨度控制，多在20m以上；建筑高度受大件起吊高度的影响一般都在10m以上，大型厂房有时能达到20～30m高；厂房建筑的长度综合考虑机组台数、机组尺寸、安装间长度等因素，短则50～60m，长则几百米。单个建筑通常都会需要近千方的墙材，而一个工程往往有多个这样的建筑单体（如主厂房、副厂房、GIS开关站、机修间等等），因此厂房建筑围护结构的墙体材料用量很大。
根据厂房建筑大跨度、大尺寸的特点，其结构型式通常为钢筋混凝土框架或排架结构，梁柱体系承受荷载（竖向及水平荷载），主体结构之间的填充墙及建筑内隔墙通常采用非承重墙体材料。
根据上述厂房建筑墙材用量大、墙体非承重的特点，在水利水电工程厂房建筑设计中通常采用如轻集料混凝土空心砌块、烧结空心砖、蒸压加气混凝土砌块或轻质复合隔墙等墙体材料。
2墙体节能设计
《水利水电工程节能设计规范》GB/T50649中指出，应合理选择电（泵）站厂房的布置、结构和围护型式，减少给排水、采光、采暖、通风与空气调节系统等的运行能耗。但规范中并未像民用建筑节能设计规范（如国家以及各地方的公共建筑或居住建筑节能设计标准等）中那样规定了详细的节能设计要求与节能措施，限定具体的节能指标限值，因此目前水利水电设计行业普遍采用的方法是：参照公共建筑的节能设计规定来进行厂房建筑的节能设计。
对于建筑墙体的节能设计，通常是根据所处的地理位置和气候分区，在满足建筑单体的体型系数和窗墙面积比的前提下，找出墙体的热工性能指标限值，然后选择适合的墙体材料与保温措施，以满足墙体传热系数限值的要求。
以我国西南地区某水利工程为例，该工程一级泵站所处位置属于夏热冬冷地区，参照该地区公共建筑的节能设计要求，其墙体的传热系数限值为1.0W/（O.K）。泵站围护结构的填充墙若选用240mm厚轻集料混凝土空心砌块，为满足传热系数限值要求，则需要粘贴至少30mm厚的聚苯板或者涂抹40mm厚的聚苯颗粒保温浆料；填充墙若选用240mm厚烧结空心砖，则同样需要粘贴至少30mm厚的聚苯板。若选择240mm厚蒸压加气混凝土砌块，则该墙体的自保温性能就能满足要求，无需粘贴或涂抹任何外保温材料，大大简化了施工工序，节约了施工成本。
3蒸压加气混凝土砌块的产品优势
蒸压加气混凝土砌块（以下简称加气砌块）是以钙质材料（如水泥、石灰）和硅质材料（如砂子、粉煤灰、矿渣）为主要原料，以铝粉为发气剂，经加水搅拌成浆料，浇注成型，经预养、切割、蒸压养护等工艺过程制作而成的多孔硅酸盐砌块。
与其它墙体材料相比，其自重轻，容重仅为6KN/m3左右，而混凝土空心砌块的容重约为12KN/m3，普通粘土砖的容重约为18KN/m3，加气砌块仅为混凝土空心砌块的二分之一和普通粘土砖的三分之一。在墙厚一致的条件下，加气砌块的墙体荷载大大减小，从而可以减小墙下梁板的配筋，甚至可以减小厂房基础的尺寸。
加气砌块的耐火性能也十分优越，《建筑设计防火规范》GB50016附录中标明，200mm厚的加气砌块墙体其耐火极限可达8小时，其耐火性能是同等厚度粘土砖墙或钢筋混凝土实体墙的2倍，完全可以作为防火墙的墙体材料。而同等厚度的混凝土空心砌块的耐火极限还不到2小时，其必须用细石混凝土灌实孔洞后方可作为防火墙墙材使用。
蒸压加气混凝土砌块的施工特性也非常优良，由于它的体积比较大，因此施工速度和施工效率都可以大大提高。以某国外水电工程为例，来说明同等条件下蒸压加气混凝土砌块的施工便捷性。该工程电站主厂房墙体材料用量约1150方，若选用烧结空心砖（规格240x190x90），需要砌筑约16.8万块的砌体；若选用混凝土空心砌块（规格400x240x200），需要砌筑约6万块的砌体；若选用蒸压加气混凝土砌块（规格600x240x240），则只需要砌筑约3.3万块的砌体，施工成本大为降低。且上述单块加气砌块的重量仅为20kg左右，甚至比外形尺寸更小的混凝土空心砌块还轻1/3，一至两个工人完全可以自如的搬举抬运，方便施工。
同时加气砌块不仅可以在工厂内生产出各种规格，还可以像木材一样进行锯、刨、钻、钉。在厂房建筑墙体砌筑完毕后，因为使用要求，通常会在墙体上固定一些构件或吊挂一些设备（如配电箱等），烧结空心砖和混凝土空心砌块因为壁厚较小，无法钉入钢钉或植入膨胀螺栓（若必须吊挂设备则在砌筑时必须将此处的砌块孔洞用细石混凝土灌实，施工工序复杂），而加气砌块在单点吊挂力不超过800N的情况下，是可以吊挂一些设备的，因此施工起来非常方便。
除上述优点外，加气砌块的保温性能、隔音性能和抗渗性能是均不同程度的优于其它墙体材料。
4蒸压加气混凝土砌块在使用中应注意的问题
蒸压加气混凝土砌块虽有众多优点，但在选用过程中还是有几点应当引起建筑工程师的注意。
首先应当注意加气砌块的使用范围，比如建筑物防潮层以下的墙体、受冻融交替作用频繁的部位、长期浸水或干湿交替频繁的部位、受酸碱化学侵蚀以及砌体表面温度常处于80摄氏度以上的部位，不得使用蒸压加气混凝土砌块。
其次在施工过程中严禁使用普通砂浆砌筑加气砌块并对砌体进行抹面。砌筑加气砌块的砂浆应采用粘结性能良好的专用砂浆，砌体抹面也应采用专用的抹面材料或聚丙烯纤维抹面抗裂砂浆。
墙体构造上应按照国标图集的要求，在外墙转角处、内外墙交接处、门窗洞口处以及梁柱拉结处执行相应的构造措施，以提高墙体的稳定性和抗震性能。
5结语
加气站施工总结范文第4篇
关键词：压缩天然气（CNG） 加气站 技术发展
中图分类号：TE64 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2016）01-0264-02
一、CNG加气站的原理和流程
CNG加气站主要是指为CNG汽车充装燃料，也可为大型的CNG运输槽车充装转运的CNG燃气燃料场所。天燃气管道输送天然气到CNG加气站，燃气通过工艺设备进行脱硫、脱水等预处理，再通过压缩机压缩后储存到储气瓶中或通过加气机给出售给加气车辆。
加气站控制系统被分为压缩机控制系统、网络控制工艺流程管道系统、加气机费用管理系统、可燃气体报警控制系统，加气站实现安全运营、平稳加气功能是与四套系统互相配合工作密不可分的。天然气加气站的流程如图1所示。
图1 天然气加气站的流程图
Fig. 1.1 Flowchart of natural gas filling stations
二、国外CNG加气站技术
国外CNG加气站的技术水平和发展趋势以美国安吉公司（ANGI）、加拿大IMW 公司和意大利新比隆公司等外国厂家的CNG技术为代表。
1.加气站总体技术
加气站普遍采用撬装式结构，按照集装式和模块化设计，将压缩机、天然气净化系统、冷却系统、气体回收系统、控制系统、储气瓶组等都集成在一个类似集装箱封闭的金属箱体中，该箱体具有降噪、防雨、防爆和便于运输安装等作用。模块化结构具有可变形组装的特点，可以满足不同用户和不同地区建站的要求。
2.安全为首的设计
为了安全加气站普遍采用了防爆设计、集中排空、紧急关机、安全泄压、售气机自动关闭等措施：
3.自动化系统监控
美国 CNG加气站普遍自动化程度较高。压缩机组启动后，系统在运行过程中，包括启动、净化压缩、给气瓶组充气、停机排空、再启动，以及通过售气机按低、中、高压的顺序给汽车充气等，完全按一定的时序自动运行。管理人员通过SCADA系统对本地或各地多台加气站实现远距离实时集中控制管理，出现故障，立即报警，同时自动紧急关闭系统，进行故障诊断和排除。
4.模块式的灵活组装
生产厂家已形成自己固定的工艺流程和结构模式。同一厂家生产，同一规格排量的加气站，几乎没有完全相同的。任一台结构上都有些变异，或局部更换了某台设备，或增加了某些功能。这些都是应不同用户要求，或不同地区的需要而修改的。
5.调试后出厂，现场安装工作量小
美国普遍采用橇装结构，将加气站组装调试的大量工作都放在工厂完成，易于加强质量控制，保证加气站稳定可靠。现场施工量很小，只要接通电源和气源，连上售气机即可安全运行。
三、国内CNG加气站技术
中国石化集团公司江汉三机厂生产的撬装式结构和其他部分厂家生产的开放式结构产品基本反映了目前国内CNG加气站的技术水平。脱硫设备和干燥设备比较庞大，一般采用水冷却和后置净化干燥处理方式，管路复杂，无法在工厂内完成安装调试，质量控制有一定困难。
1.天然气压缩机
国内天然气压缩机技术与国外相比有较大的差距，目前广泛应用的是重庆气体压缩机厂和自贡高压容器厂生产的产品。
2.净化设备
（1）脱水干燥设备压力高达25MPa，对容器的制造工艺要求较高，需要配置较大的水池、冷却塔等设备，使整个系统复杂，不宜与撬装式压缩机相匹配。
（2）由于各地天然气的气质和含硫量不同，所选用的脱硫工艺和设备也有较大不同。
3.控制系统
加气站控制系统多数为常规电器控制，比较简单。
4.售气机
目前国内目前多数厂家生产的售气机技术性能和精度不高，稳定性和可靠性差，故障率较高。
四、国内加气站发展方向
根据中国国情，将国内多年来CNG加气站积累的成熟经验总结继承下来，同时积极借鉴国外先进技术和服务理念，使我们开发研制的CNG加气站成套设备，达到起点高，性能稳定，技术完善，安全可靠的目的。为了赶超国外CNG加气站的技术水平，应从以下方面去努力。
1.集装式设计，模块化安装
加气站应进行集装式和模块化设计，使之成为一种标准化的成套设备。具有较高的灵活性和可靠性，能方便运输、简化安装、变形安装、减少占地面积、缩减投入运行成本，以满足不同用户和不同地区建站的要求。
2.完善安全措施，提高自动化程度
为了减少人为不安全因素的影响，要提高加气站自动化程度，完善监控、安全保障措施。
3.提高集成化，加强质量控制
结合用户情况提高加气站集成化程度。将加气站主要设备（干燥器、储气瓶组）全部集成到橇装里去，设备只剩下售气机。在工厂里完成全部安装调试任务，在生产制造环节加强质量控制，确保设备安全。
4.加强技术合作，提高管理水平
在国产化过程中应积极寻求国际合作。通过销售、合资合作等多种方式，引进国际CNG先进技术和管理经验，使我国CNG 技术的发展与世界一流水平保持同步，就能在市场竞争中占据较强的优势。
参考文献
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[3]高猛.王宪.GAO Meng.WANG Xian 压缩天然气站投产及运行中应注意问题的研究[期刊论文]-山西建筑2010，36（31）
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加气站施工总结范文第5篇
关键词 LNG；放散管；材质选择
中图分类号：TU996 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）15-0144-02
近年来我国天然气能源开发与利用的进程不断加速，天然气汽车产业也发展迅猛，天然气加气站和天然气汽车总量均有大幅增长。LNG（液化天然气简称）加气站从工艺流程、设备制造等各方面都在不断发展完善，使用领域从最初的城市公交逐步向长途客车、重型卡车等不同领域延伸。截至2014年1月，国内各类加气站总数已经突破4800座，其中建成的LNG加气站为1844座，预计2014年底投产LNG加气站将达2500座左右。随着越来越多的LNG加气站投入运营使用，放散管出现变形甚至损坏的现象时有发生，给LNG加气站的安全生产运营带来一定的隐患。
1 LNG加气站放散系统的组成
LNG加气站工艺管道系统内运行的介质为液化天然气，具有低温、易燃易爆的特性。放散系统作为LNG加气站天然气管道系统的最后一道安全防线，当工艺系统出现问题，如压力超高时，安全放散系统能及时将系统压力降至设计允许范围内，从而确保整个加气站的安全运营，因此站内必须设置天然气安全放散系统。LNG加气站安全放散系统分为CNG放散和LNG放散系统两部分，需要设置放散的工艺设备包括LNG储罐、潜液泵、柱塞泵及其管路系统，以及加气机、BOG回收系统。放散系统的组成包括各工艺设备上的安全放散阀、配套控制阀门、放散管道、加热器（常用的有空温式或水浴式两种，通常选用空温式）、阻火器、排污装置及集中放散管。其中LNG放散系统设计温度为-196℃，工作温度为-164℃；CNG放散系统设计、工作温度均按站址所在地环境温度考虑。LNG放散系统中起点介质为低温天然气，存在气态、液态或气液混合态，由于低温天然气温度大于-112℃时比重才小于空气，为了保证放散的低温天然气能迅速上浮至高空，需要通过空温式加热器加热，使其完全成为气态后（按规范《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012要求，放散温度大于-107℃）再进入LNG集中放散管进行放散。低温部分放散管路通常选用不锈钢无缝钢管，其技术性能符合现行国家标准《流体输送用不锈钢无缝钢管》GB/T14976-2012的规定，材质为06Cr19Ni10。但在一些南方地区的LNG加气站，空温式加热器后的放散管路选用了无缝钢管，其技术性能符合《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-2008的要求，材质为20#。
2 LNG加气站放散管的实际问题及原因分析
一些LNG加气站竣工验收合格，投入运营一段时间后，建设单位就反馈放散系统空温式加热器后的放散管出现明显变形起拱，甚至出现放散管道断裂的情况。经现场调查，放散管出现变形、损坏的管段恰恰都是选用20#无缝钢管的部位，选用06Cr19Ni10不锈钢管的管段均能正常运行。
按照设计意图，正常运营过程中，LNG设备及管道系统由于吸收外界热量，天然气介质温度升高，部分LNG气化，或由于卸车或加气过程中LNG液体发生扰动而气化，天然气系统压力慢慢升高，为使系统压力降到正常范围，需要主动放散部分天然气（液态、气态都有可能）。根据实际运营经验，这部分天然气放散量很小，设计能力通常为150～200标准立方米/小时的空温式加热器能够满足此时放散量的加热要求，经过空温式加热器的放散气体温度应大于-20℃。根据《压力管道规范 工业管道 第2部分：材料》GB/T20801.2-2006规定，材质为20#的无缝钢管适用温度范围为-20～425℃，故正常情况下是能够满足要求的。
但在一些特殊情况下，如前期采用液氮（在常压下，液氮温度为-196℃）对系统进行预冷置换时，建设单位往往通过开启放散系统手动控制阀将液氮经放散系统集中排空，造成放散系统出现大量氮的气液混合物，远超空温式加热器的设计能力，从而导致低温气液混合物来不及加热气化，直接进入加热器出口端材质为20#的放散管道，极限最低温度-196℃，超出其-20℃的温度下限，这一过程往往需要几个小时，致使放散管道出现明显的变形、甚至脆性断裂。经了解目前出现问题的几个LNG加气站都属于这种情况。
当然还存在一种可能性：当LNG储罐出现问题，非正常状态下需要大量放散LNG时，势必也会出现这种温度超限的情况，虽然目前实际运营过程中还没有发生，但设计时应充分考虑极端不利情况，才能采取有效措施加以预防。
通过分析可以得出问题的原因正是由于空温式加热器后的LNG放散管道内出现低温气体，甚至是低温液体，低温气、液体的温度远远低于20#无缝钢管的温度适用下限，故发生管道变形、损坏现象是必然的。
3 LNG加气站放散管问题解决措施
因此LNG加气站设计时考虑放散介质的低温特性，工艺系统设计参数的确定应按最不利工况考虑，尤其是冬天时系统出现非正常放散情况。《汽车加油加气站设计与施工规范》GB50156-2012明确提出，放散天然气温度不宜低于-107℃。而最不利工况条件下，设计可以采取的应对措施包括：低温材质选择、加热器设计负荷提高、采取温差变形补偿措施等。
针对LNG介质的低温特性，最直接的措施就是：空温式加热器出口的放散管道也应采用不锈钢无缝钢管（材质为06Cr19Ni10，适用温度范围-196～425℃），并根据计算管道系统最大温差变形量，采取相应变形补偿措施。这一方法的缺点是：增加部分工程投资；极端情况下集中放散管出口气体温度可能会达到-112℃以下，气体比重比空气重，不利于天然气的迅速放散。
一般LNG加气站的放散系统管径通常为DN40或DN50（长度按30米计），末端集中放散立管管径通常为DN80（长度按20米计），管道长度较短，选用不锈钢管材其造价并没有提高多少。不同材质管材价格对比见下表。
管径 20#无缝钢管 06Cr19Ni10不锈钢无缝钢管
单价
（元/米） 总价
（元） 单价
（元/米） 总价
（元）
DN40 18 540 116 3480
DN50 24 720 119 3570
DN80 42 840 213 4260
从上表可以看出，不考虑安装费和不同材质阀门价格差异，空温式加热器出口端放散管采用不锈钢无缝钢管比采用20#无缝钢管造价最高多6000多元，相对于LNG加气站几百万的总投资来说，增加的投资微乎其微，但可以有效解决放散管的变形、损坏问题，提高LNG加气站运行的安全可靠性。同时放散管统一采用不锈钢管也提高了LNG工艺装置区的整体外观效果。
也可以考虑采用增大放散系统空温式加热器设计负荷能力或增加水浴式加热器的方法，但这两种方法缺点是：一方面增加了工艺区占地面积，这对于原本用地就很紧张的加气站来说非常不利，另一方面也增加了前期投资，除了加热器设备本身的投资增加外，占地面积增大对属于商业用地动辄上百万地价的加气站来说，征地费用也要加大；如采用水浴式加热器，需要外加热源，增加了后期运营费用。
综合上述几种解决方案的优缺点，相比较而言，设计时直接采用不锈钢无缝钢管+温差变形补偿的作法更为简单、经济合理，可以有效解决后期运营过程中放散管变形、损坏问题。
4 结束语
现在全国各个城市都在积极响应国家利用清洁能源-天然气的号召，加快LNG加气站的规划布局和建设，加气站的后期运营安全问题也日益得到重视。针对前期LNG加气站工程遇到的问题及时妥善解决并加以总结推广，在设计阶段优化方案，可以有效解决后期运营出现的问题，这对LNG加气站行业的健康发展有着非常重大的意义。
加气站施工总结范文第6篇
关键词：LNG CNG 施工 工艺
中图分类号： TU74文献标识码：A 文章编号：
一、术语
BOG——LNG储罐日蒸发率大约为0.15％，这部分蒸发了的气体简称BOG
EAG——安全放散系统
二、工艺概况
1、工艺流程
1.1、进液：LNG罐车—卸车平台—卸车增压—LNG储罐进液
1.2、充装LNG钢瓶：LNG储罐—钢瓶充装台—充装LNG钢瓶
1.3、周边用户供气：
1.3.1、LNG储罐出液—LNG气化器—调压计量撬—周边用户
1.3.2、BOG—BOG加热器—调压计量撬—周边用户
1.4、站内自用气：调压计量撬—调压箱—站内自用气
1.5、LCNG（汽车加气）：LNG储罐出液—LNG泵增压—高压气化器—程序控制盘—储气瓶组—加气机
2、主材：除去LCNG系统管材全部采用316外，其余气化器前低温液相管、气相管管材均采用0Cr18Ni9（304）。
三、工艺管线施工前的准备
1、图纸准备
绘制工艺施工系统简图指导现场管工下料，图中需注明：支架编号、管径、管线编号、焊口编号、尺寸，如图：
2、机具准备
四、工艺管线施工
1、焊前准备
1.1、开始焊接前应具备相应的焊接工艺评定，并具有焊接工艺评定编制的焊接作业指导书或焊接工艺卡。
1.2、焊工应具有锅炉压力容器焊接合格证并具有Ws4-11和Ws4-12合格项。
1.3、采用带高频引弧器的直流焊接电源。
1.4、根据焊接作业指导书或工艺卡准备焊丝和氩气，焊丝存放应注意避免油污等污染，氩气纯度应大于99.9％。
1.5、焊接时采用与进口管材配套的焊丝。
1.6、焊接方法为钨极氩弧焊，钨极直径为φ1.0~φ2.0接法为直流正接。
1.7、壁厚小于1.5mm的管材采用I形对接坡口。壁厚大于1.5mm的管材应修磨成30°的V型坡口，并留1～1.5mm的钝边。
1.8、焊前应清理干净管口20～30mm范围内的污染物。
1.9、焊前将管子两端封死，并从一端冲入氩气。氩气流量为6～10L/min，进行背面保护。
2、施焊
2.1、焊前应将地线与工件牢固连接，避免地线 与工件之间产生火花灼伤工件表面。
2.2、口内引弧，严禁在管子表面 引弧，以免电弧灼伤管子表面。
2.3、焊接材料、焊接参数根据焊接作业指导书或焊接工艺卡执行。
2.4、焊接过程中，在保证熔透的情况下应尽可能地提高焊接速度，杜绝焊缝过热。
2.5、运弧时不摆动或不摆动，保证背面焊透，两边熔合完好，余高为0～1mm。
2.6、送丝应均匀，保证焊缝表面余高。
2.7、每道焊口要一次完成。
3、清理
3.1、砂轮机打磨焊道时，不能伤及管材表面。
3.2、清理时应采用不锈钢刷，禁止使用碳钢钢丝刷。
4、质量要求及注意事项
4.1、组对前应对焊接接头进行清理检查，两侧20mm范围内无油漆、毛刺、氧化皮及其他对焊接有害物质。
4.2、施焊过程焊件应处于稳固状态，接头不得强力组对。
4.3、焊逢表面无裂纹、未融合、气孔、夹渣、飞溅存在。焊逢表面不得低于管道表面。
4.4、现场环焊缝进行100%射线检测，无法射线检测的接头进行100%渗透检测。焊接接头无损检测质量评定符合现行的相关规定。
5、施工保护措施：进行焊接作业过程中，当施焊环境有下列情况之一时，应采取保护措施。
5.1、气体保护焊环境风速大于等于2m/s；
5.2、相对湿度大于90%；
5.3、下雨、下雪
5.4、环境温度低于-5℃。
五、工艺管线压力试验
1、吹扫、试压应具备的条件及准备工作
1.1、管道系统施工,符合设计规范要求，已达试压、吹扫条件。
1.2、支吊架安装完毕。
1.3、实验用压力表已校验合格，表的满刻度值为最大被测压力的1.5-2倍,并且数量不少于2块.，压力表等级为0.25级。
1.4、吹扫、试压前将不能参与与试压的系统、设备、仪表及管道附件加以隔离。
2、试压吹扫阶段
2.1、LCNG高压不锈钢管线，因压力较高，强度试验采取水压试验，水中氯离子含量不得超过25ppm，建议采用纯净水，强度试验压力为37.5MPa，稳压1小时，无压降为合格。
2.1.1、首先在管线首末端装上0.4级，量程在0-45.0 MPa的压力表。
2.1.2、强度试验时首先排尽管道里空气。
2.1.3、依次将压力升至7.5Mpa、15.0Mpa、20.0Mpa、30.0Mpa保持15min，最后将压力升至37.5Mpa后进行检查，无渗漏、无异常情况无压降，合格。
2.2、高压不锈钢管线，严密性试验采用氮气进行试验，严密性试验压力为25.0Mpa，稳压24小时，无压降为合格。
2.2.1、将压力升至0.5Mpa，保持10min进行检查，无渗漏异常情况继续升压。
2.2.2、再将压力升至15.0 Mpa，保持10min进行检查，无渗漏异常情况继续升压。
2.2.3、然后按试验压力的10%逐级升压，每级稳压3min，直至升至30.0Mpa，停压时间根据查漏工作需要，以发泡剂检验不泄漏为合格。
2.3、管线试压合格后，进行吹扫，吹扫介质为储气瓶组内的氮气，管线应逐条吹扫，管线吹扫次数预计每条12次。
2.3.1、管线吹扫时，将管线与设备断开，确保无脏物进入设备。
2.3.2、将气泵与管线连接，管线末端作为吹扫口，并在管线末端装上爆破吹扫用铝片。
2.3.3、管线吹扫时，在排气口处，设一个用白漆涂的铝板板靶，若在10min中内板靶上无尘土、水分和其它赃物时为合格。
六、管线保温
1、施工准备
1.1、各种保温材料的品种、数量与设计要求相符。
1.2、保温材料表面平整度、光洁度以及尺寸公差、容重、导热系数均符合设计要求。
1.3、备足施工用各各种保温材料的品种机械、工具，主要施工工具如下：工具刀、老虎钳、尖嘴钳、手锯、钢直尺、角尺、圈尺、圆规等。
2、施工工艺
2.1、聚氨酯硬泡瓦块安装
2.1.1、安装时将聚氨酯瓦块套在管道上，瓦块的纵缝应相互错开安装。环、纵缝缝隙不得大于5mm，超过时要用同等材质进行嵌塞。瓦块纵向搭接缝位置应布置在管道侧部。
2.1.2、每个瓦块两端用聚乙烯胶带扎紧。
2.2、三通保温层安装：按支管与保温管壳的位置，确定聚氨酯瓦块的切割形状，然后用不锈钢丝扎牢，扎牢后用胶带粘牢。
3、外保护层
3.1、本工程保护层采用0.5mm铝板或镀锌铁皮。
3.2、下料区域照明充足，电源接头符合安全规定，电线布置整齐不影响通行和下料作业。
3.3、下料前须分清板材的正反面，不得随意更改。
3.4 下料裁切边缘整齐无褶皱，且裁切尺寸准确。
七、储罐、管线预冷
1、预冷前的准备工作
1.1、检查上、下进液、卸车增压系统各阀门的正常开启状况。
1.2、遇冷时，监理、业主、质量监督、特检院相关人员必须在场。
1.3、现场划分警戒区域，明确所有操作人员的岗位和相关职责。
1.4、关闭上、下进液、卸车增压系统、BOG、EAG系统所有阀门。
2、储罐、管线预冷
2.1、连接卸车软管，开启卸车增压器进液、出气阀门为液氮罐车增压卸车。
2.2、依次按照储罐进液开启截断阀门及放散阀门、排空管道内的所有空气。
2.6、开启BOG加热器前控制阀门、BOG加热器出气阀门及调压计量撬放散阀门进行氮气置换。
2.7、开启LNG泵、高压气化器前、后控制阀门将LCNG系统加压至20MPa后开启储气瓶组放散阀进行LCNG系统氮气置换。
八、LNG置换
1、准备工作
1.1、开启所有系统阀门，将系统内的氮气进行放散。
1.2、连接卸车金属软管，后按照预冷程序开启、关闭相应阀门。
加气站施工总结范文第7篇
关键词：光通信系统，安装调试，经验，
中图分类号：[TN929.14]
总结
0引言
锦屏二级水电站位于四川省凉山彝族自治州木里、盐源、冕宁三县交界处的雅砻江干流锦屏大河湾上，是雅砻江干流上的重要梯级电站。其上游紧接具有年调节水库的龙头梯级锦屏一级水电站，下游依次为官地、二滩（已建成）和桐子林水电站。电站总装机容量4800MW，单机容量600 MW，最大净水头318.8m，额定水头288m，多年平均发电量242.3亿kWh，保证出力1972MW，年利用小时5048h。电站以500kV电压等级接入电力系统，在系统中担任调峰、调频和事故备用。电站按“无人值班”原则设计，采用计算机监控系统，由国家电网调度中心统一调度运行，华中网调和四川省调进行运行监控。
1锦屏二级水电站接入系统通信概况
锦屏二级电站接入系统通信分为接入国调、华中网调、省调和接入公司集中控制中心两部分。接入国调、华中网调和省调均按照规范要求，配置一主一备两个通道，接入集控中心部分除配置一主一备通道外还增加了一路卫星通信作为紧急备用通道。
1.1 锦屏二级电站接入系统通信
接入系统沿电站至裕隆换流站的500kV输电线路架设2根24芯OPGW光缆，光缆长度为2×60km，沿电站至乐山变的两回500kV线路上架设1根24芯OPGW光缆，光缆长度308km，沟通电站至国家电力调度、华中网调和四川省调之间的通信联系。目前，在裕隆换流站已配置1套阿朗Metropolis? ADM和1套诺西hiT7070 MSTP光传输设备，分别用于接入国网一通道和二通道；另在裕隆换流站和乐山变电站分别配置1套中兴S385光传输设备，用于接入四川省调；配置在四川省调的PCM设备型号为Unitrans? BX-10。锦屏二级电站至调度端的通道组织如下图1-1：
图1-1锦屏二级电站接入国网设备配置
Figure 1-1 Jinping II power station access to the national network device configuration
为增加接入系统通信的可靠性，配置在锦屏一级电站的国网第一、第二通道和省网光传输设备均通过锦屏一级、二级电站的施工通信光缆连接，组成锦屏一级～锦屏二级～裕隆换流站环网；配置在电站端的国网第一、第二通道和省网设备通过STM-4光接口板互连。
图1-2 锦屏二级电站接入省网设备配置
Figure 1-2 Jinping II power station access the provincial network equipment configuration
1.2电站与流域集控中心通信
锦屏二级至流域集控中心的通信电路采用主用、备用和应急3个通信通道。
主用通道租用四川省调电力通信专网的光纤通信通道，锦屏二级电站至成都集控中心租用1个155M，通过电力通信专网将信息传输至省调，再由省调至集控中心，实现电站与集控中心之间的通信。
备用通道租用电信公网光纤通信通道，锦屏二级电站至集控中心租用20M带宽，电信公司将光缆分别放至集控中心和锦屏二级电站，并提供光通信终端接入设备，调通电站至集控中心的电路。
应急通道为卫星通信系统，在地面网络中断的情况下，可以通过应急通道将电站的重要数据和调度电话传输至集控中心。卫星通信网络为星状拓扑结构网络，中心站设在集控中心，电站侧建设一座远端站，采用Ku频段，以星形网方式组网，租用中国卫星通信集团有限公司鑫诺6号卫星0.8M带宽。
图1-3 锦屏二级电站接入成都集控路由示意
Figure 1-3 Jinping II power station access Chengdu centralized control routing schematic
2、现场安装调试过程
2.1接入系统的安装调试
接入系统在安装调试过程中主要涉及到设备安装、光缆敷设及熔接、两端调试等步骤。
调试工作包涵三个步骤：配置设备硬件，配置设备软件和测试。
其中设备的硬件配置都依照设计施工图进行，软件配置需根据调度部门分配的电口和光口进行配置。现场主要把控测试过程。测试包括：电源电压测试；线路光接口测试；2Mb/s 电支路口测试；设备倒换功能测试。以线路光接口测试为例：
图2-1输出端口测试连接图
Figure 2-1 Output port test connection diagram
测试仪表为光功率计，测试步骤：
a. 确认光线路发送端安装的衰耗器是0dB；
b. 设置光功率计接收波长为当前设备波长；
c. 将光线路发送端连接至光功率计；
d. 用CIT 将光线路接口自动光保护设置为Disable；
e. 读数并记录。
2.2接入集控通道的安装调试
接入集控的三个通道中，主用通道随接入系统通信通道一并测试，备用通道测试由电信公司完成，如下图：
图2-2 租用公网系统图
Figure 2-2 rented to the system diagram of the the public network
测试内容如下表：
3问题处理
在锦屏二级电站接入系统通信在安装调试过程中主要遇到以下几个问题：
1）光缆路由问题，系统通信需满足“双设备、 双路由、 双电源”的要求 ，因锦屏二级厂房地理条件限制，在设计时有部分光缆未能实现双路由，在投入运行前及时修改路由并紧急施工得以实现双路由。
2）光缆敷设问题，光缆敷设过程中设计要求全程使用PVC管对光缆进行防护，施工单位施工过程中因施工不当，造成光缆受力衰耗增大，测试发现后及时将光缆受损段割除续接得以消除。
3）通信机房接地问题，通信机房设计之初分别设计了工作接地和保护接地网，施工人员在施工时未仔细查看图纸，导致两个接地网焊接在一起，采取整改措施重新加绝缘子实现保护接地与工作接地分开。
4）OPGW熔纤出错问题，因OPGW在熔接过程中中间熔接点较多，难免出错，测试时发现纤芯不对应，采取办法为在两个站点光纤盘内将纤芯调好，保证运行维护人员不因熔接错误出错。
5）调试过程联系问题，因系统通信调试需要两个站点之间调试人员密切配合，且调试时间通常较紧急，由于各站点投运情况和要求不一，需要提前联系，确保调试有序开展。
6）卫星通信安装调试问题，因卫星通信作为应急通道租，在选址时必须对天线的安装位置做好选择，既要防止天线受自然灾害影响，又要满足搜星信号能够使用。
4结束语
锦屏二级接入系统通信作为典型的山区大型水电站送出通道通信模式，在设备组成及安装，组网方式都可作为其他水电站的参考，对于安装过程中的经验也值得其他水电站借鉴。因接入通信系统一旦投运将很难有检修机会，从施工之初就必须严格施工，严把调试关，确保电站投运后通信的安全可靠。
参考文献：
[1] 水利电力部西北设计院 . 电力 工程电气设计手册 （ 电气二次部分 ）[M ]. 北京 ： 中国电力出版社，1991.
加气站施工总结范文第8篇
关键词：输气站场；雷击案例；安全检测
中图分类号：TV547 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）14-0156-02
1 工程概况
川气东送管道工程西起川东北普光首站，东至上海输气站，途径四川、重庆、湖北、安徽、江苏、浙江、上海等7省（直辖市）53个县市。管道设输气站场25座、阀室93座。管道管径1016mm，设计输送压力10MPa。
2 站场阀室防雷设计
综合楼均为三类防雷建筑，建筑物的防雷装置满足直击雷、防电感应雷及防雷电波的侵入。在屋顶采用￠10热镀锌圆钢作避雷带。接地母线采用-40×4的镀锌扁钢，接地极采用镀锌角钢L50×5×2500。自控仪表接地电阻不大于3欧，其余接地电阻不大于10?。其中自控、通信、防腐电涌保护器由机柜自带，电源系统电涌保护器安装于UPS及配电柜内。将自控、通信、防腐设备及其它正常不带电的外壳与MEB连接，MEB与户外的接地网连接。同时，放空区与工艺区的接地网是互相独立的。
3 案例分析
3.1 案例一：应急发电机控制器故障分析
该管线输气站场的发电机电压等级为400V，频率为50Hz，功率因数为0.8，功率从80～125kW不等。
某晚雷雨天气，某站场市电中断，值班人员启动了应急发电机。40分钟后，在站控室内看见工艺区收发球筒方向有一道耀眼的闪电，并伴有巨大雷声，随后发现发电机组停止运转、工艺区照明关闭、收发球筒区视频监控装置无法正常工作、激光对射有两组报警无法消除。在雷电减弱后，对发电机进行检查，发现控制器内保险并未受损，但控制器主逻辑通讯电路板的集成模块爆裂，互连板电路板也无任何反应，判断此现象为控制器多处受到雷击而造成机组不能正常工作。
部分输气站场的应急发电机在雷雨季节均出现工作不正常的现象，如控制器内通讯端口输出电压不正常，导致数据无法上传至站控室，无法实现远程监视；发电机无法连续运行，频繁异常停机。经过分析，判断结果为设备遭受雷击，导致发电机组的电源板、主板损坏，致使应急发电机组不能正常。如果站场的外电源一旦长时间失电，应急发电机不能连续正常运转，将严重影响输气生产。
原因分析：（1）部分应急发电机所在建筑并没有防直击雷的措施，建筑物顶上未安装避雷带或者避雷针，仅发电机外壳接地。（2）在直击雷击发生时，大约50%的雷电流将沿接闪——引下线通路直接泄放入地，频率成分非常复杂的雷电流快速通过引下线时会感应出极强的电磁场，建筑物中的管线相对切割磁力线产生感应电流（即雷击电磁脉冲），间接导致应急发电机损坏；另外，至少有50%的雷电流将沿着进出建筑物的管线泄放，因控制器内的各种电路板件对大电流敏感，因此对控制器构成直接威胁。
解决措施：为了保证各站场燃气发电机在雷雨季节的正常运行，减少雷击事件的发生，根据应急发电机厂家提供的资料及发电机遭受雷击的具体情况分析，经过与发电机组供货商沟通，对发电机在400V输出回路、充电回路、通讯回路、直流回路（自带的直流装置前端）、自启动控制回路加装浪涌保护器等进行了防雷设计，如图1所示。浪涌保护器通过外壳或就近的接地点进行有效接地。通过电源浪涌保护器防止由电源线侵入的感应雷电或电涌破坏数据、信息、控制等系统；通过信号浪涌保护器防止由信号传输线侵入的感应雷电或浪涌破坏数据、信息、控制等
系统。
3.2 案例二：可燃气体控制器机柜GIA102故障分析
该工程阀室内有一台可燃气体控制器，柜内电源走向如图2所示，根据可燃气体控制器柜内电源走向，合上开关后，报警器显示F4，现场可燃气体探头无显示，经检查，报警控制器没有24V电供给探头，0.5A保险多次烧毁。
原因分析：检查现场探头到火气机柜的电缆没有短接和接地现象（可以判断出保险熔断不是由于现场的原因），因报警器损坏，换上新的保险后再次烧毁。为什么有大电流通过此回路，浪涌保护器未起保护设备的作用呢？虽然此设备有接地线引至等电位端子排，但测量等电位端子排处的接地电阻为100?以上，说明等电位端子排并未与接地网实现良好连接，无法将大电流引入地网。
解决措施：将接地扁铁表面防腐层打磨，然后与等电位端子箱母排连接，及时整改完成后，要求接地电阻小于4?，以免造成控制设备损坏。
3.3 设备遭雷击的原因
本工程发生了多次因雷击或接地系统问题导致的设备故障或者损坏，站场阀室在投产运行两年内发生此类雷击现象，经过分析，造成以上情况的原因可总结如下：
（1）因部分施工方未严格按照防雷设计的要求进行施工，部分设备并未与接地系统实现连接。如浪涌保护器、可燃气体检测仪、可燃气体探头、电子控制单元、摄像头、太阳能电池板的基座、各种机柜外壳未接地。
（2）因部分阀室地处山区，施工难度较大，接地系统的接地电阻未能满足设计要求。
（3）因雷雨季节，天气潮湿，设备与接地系统连接处锈蚀严重，连接效果不好，影响接地效果。
（4）因部分地区为雷雨多发段，个别设备内部自带的防雷设计不能满足要求，设计未能全面考虑感应雷的防护措施。
（5）浪涌保护器的型号选择有误，未严格根据该地区的雷电流进行选型。
4 日常运行防雷安全检测要求
4.1 检测的范围
输气管道行业定期进行防雷防静电安全检测是雷电防护系统工程的重要一环，防雷防静电安全检测应当每半年检测一次，全面检测建筑物、生产装置、设备、容器、自控仪表、电气配电装置、防静电装置的接地情况，与以前数据进行对比，以便及时发现雷电灾害安全隐患，避免或减少安全事故的发生。
4.2 检测要点
根据相关的标准规范，防雷接地检测要点如下：
（1）下雨后和土壤吸收水分太多的时候以及气候、温度、压力等急剧变化时不能测量。
（2）接地电阻测试方法有误必然产生错误的测试结果，从而为管道运行增加了不安全因素。在进行接地电阻测试时，应打开断接卡进行测量。若没打开断接卡，测试结果是不准确的，同时有可能会损坏仪器仪表。
（3）测量地极的安排。为了正确地测量出某地极的接地电阻，接地极应合理安排，尽量避免将其安排在工艺生产区，远离地下管道、电缆等较大金属体，其中电流极应远离10m以上，电压极应远离50m以上。同时宜选择土壤电阻率大的位置时候。
（4）注意电流极插入土壤的位置，应使接地棒处于零电位的状态。
（5）外引加联接线的影响。测量地点比较远，地极和测量仪器的所放位置受限制而不能到达被测位置时，应加外引加接线，所用的加接线的截面积一般不应小于1～1.5mm2。
（6）各种引线应与地绝缘。测量时引线中会流过微弱的电流，如果各种引线的绝缘破坏，会影响电流的分配从而引起测量数据的不准确。
（7）反复在不同的方向测量3～4次，取其算数平
均值。
5 结语
天然气长输管道站场阀室的建筑物、设备、容器、构筑物大多为易燃易爆场所，企业要求必须重视防雷工作，在实际生产中，不仅要保证防雷施工按照规范进行，建立完善的综合防雷系统；同时也要做好安全检测工作，保证测量的接地电阻真实可靠，以便及时发现问题，及时整改，以免影响人身安全和生产事故。
参考文献
[1] 电气装置安装工程接地装置施工及验收规范（GB50169-2006）[S].北京：中国计划出版社，2006.
[2] 董振亚.电力系统的过电压保护（第2版）[M].北京：中国电力出版社，2003.
[3] 川气东送管道工程站场系统燃气发电机组防雷设计文件.