四川输气站场安全评价

本文提出了一种输气站场的安全评价方法。它涉及到站场位置评价,站场运行维护及升级改造,站场设备维护及压力容器定期超声检测,站内天然气泄漏检测及站场天然气气质分析,消防设施,工业安全卫生状况,仪器仪表的升级改造等方面。项目技术人员利用本方法对34个站场进行了实际评价,得出了定量和定性的评价结果,并据此提出了相应的整改意见。     

应用API 581对输气站场进行定量风险评价

目前专门针对输气站场的风险评价方法还不多，现有的手段也只是根据国家法律法规得出定性的评价结果，然后按照评价结果对照得出整改方案。为此，对输气站场的定量风险评价工作提出了一套新方法，得到了定量的和更加客观的风险排序，为管道站场的完整性管理工作提供了有力的支持；并以陕京输气管道榆林压气站为例，应用美国石油学会标准API 581（基于风险检测的基本源文件）对站内设施进行了风险评价，计算了站内设备和管线的失效后果、失效概率，得到了定量风险值，进而分析了风险值产生差异的原因。最后，针对我国输气管道风险评估工作提出了看法和建议。     

川气东送管道典型站场风险量化评价

川气东送管道是我国东西部地区的天然气管道大动脉,如何针对不同的管线、设备失效规律和特点开展风险量化评价是实施站场完整性管理的基础和关键。针对川气东送管道典型输气站场特点,制定了由风险预评估和检测、RBI、SIL与RCM分析组成的风险量化评价流程。根据站场管道流场模拟结果确定了站场重点检测对象和位置,结合川气东送管道站场的HSE管理目标提出了合理的可接受风险准则。利用建立的风险量化评价流程和方法,对普光首站的278个设备/管道项进行了风险量化评价,合理制定的风险控制与检验计划可有效防止失效事故的发生,从而有效提高川气东送管道站场的安全运行能力和完整性管理水平。     

输油气站场完整性管理与关键技术应用研究

输油气场站完整性管理目前仍然处于探索研究阶段,其目的是针对不断变化的场站设备设施及运营中面临的风险因素进行识别和技术评价,制订相应的风险控制对策,不断改善识别到的不利影响因素,从而将站场运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围内。为此,提出了一套系统、综合的油气站场完整性管理技术方法,重点建立了站场完整性管理框架和流程,阐述了场站风险管理技术（RBI、RCM、SIL）的应用范围,引进并开发了多项场站完整性管理关键技术,包括场站数据库管理技术、后果评估技术、站场内外腐蚀控制技术、站场压缩机故障诊断评估技术、站场管线超声导波检测技术和储气库井的完整性评价方法等,完善了场站完整性管理技术支撑体系,开发了场站风险评估软件（功能分为4个部分：具体设备风险评估、场站数据评估、个体设备风险评估、基本数据分析）,并已在陕京天然气管道所属站场全面推广应用。该技术的推广应用,对于站场完整性管理技术的发展,持续改进、减少和预防站场事故发生,经济合理地保证油气设施安全运行具有重要意义。     

天然气公司输气站场完整性管理解决方案

为了对我国天然气管道系统中的输气站场设备进行完整性管理,使其处于安全、可控的运行状态,介绍了输气站场现有的基于风险的检验、以可靠性为中心的维护及安全完整性分级3种完整性管理方法及其执行步骤,针对输气站场动设备、静设备的完整性管理特点形成了适合天然气分公司实际情况的输气站场完整性管理解决方案,该方案包括1个总则文件、8个程序文件和21个作业文件共30个文件,并建议增加安全完整性分级管理内容等输气站场完整性管理的持续改进措施。     

天然气输气站场的风险管理研究

作为天然气管道运输的枢纽,天然气输气站场的风险管理成为人们关注的焦点。做好天然气输气站场的风险分析与管理,是确保天然气安全、稳定运输的关键。本文主要对天然气输气站场存在的风险进行分析,提出几点天然气输气场站场风险管理措施,以为相关部门提供一些借鉴。     

浅谈天然气输气站场的风险分析与控制

天然气输气站场具有环境偏远、场点繁多、面积宽广、人员结构复杂等特点,所以潜在很多风险问题。但输气站场是输气系统的重要构成部分,对输气运行以及管道的安全、稳定有重要影响,因此,分析天然气输气站场的风险问题并探讨相应控制措施十分重要和迫切。     

输气站场工艺功能及运行设施浅析

输气站场是输气管道工程中各类工艺站场的总称,其主要功能是接收天然气、给管道天然气增压、分输、配气、储气调峰、发送和接收清管器等。本文介绍中缅天然气管道某段站场的功能、工艺及站场运行等重要环节。     

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总结了天然气管输漏失的现场检测方法、数据录取和处理，显示出ＯＶＡ—１０８检漏仪的先进性和野外适应性。利用该仪器可标识出微漏、漏失严重的管输设备，便于操作ＬＤＡＲ程序（检测—修复—再检测—再修复）。同时，还可考察站场天然气生产对周围环境的甲烷贡献及站场地理位置通风状况。利用漏失、不漏失公式，可初步估计站场设备运行的日漏失量。将上述因素综合考察，即可评价一个站场设备的运行状况，进而确定该站场是否必须进行整改，以求得最大的经济合理性     

天然气站场瞬时放空关键参数设计方法研究

天然气站场放空系统是保证油气田天然气处理厂及输气站场安全运行的重要设施,其设置的合理性、规范性,以及瞬时放空流量和放空时间计算的准确性对站场本质安全至关重要。通过对现行与油气田天然气处理厂及输气站场放空系统相关的设计规范和历史修订情况的梳理,并结合放空系统的设计经验,提出在油气田天然气处理厂及输气站场新建和改扩建工程中进行放空系统设计时应遵守的规范要求和进行放空过程计算时的注意事项,为提升天然气处理厂工程设计质量、消除安全隐患提供参考。     

输气场站天然气泄漏检测及分析

通过运用由美国热电子公司生产的680HVM型碳氢化合气体分析仪，确定了该仪器的最佳使用条件及泄漏量计算模式。利用该仪器两次对川西北气矿平丹输气管线上4个输气场站的设备进行泄漏检测，并用美国ENVIRO METRICS软件公司的F.E.M.S（fugitive emissions management system）泄漏管理软件对所测数据进行处理，得出了所需要的天然气泄漏量的有关数据（即天然气泄漏量报告、泄漏点报告、泄漏点汇总报告、泄漏率报告等）。通过分析所得结果，认识到了对输气场站及时进行天然气外泄的检测并及时整改泄漏设备，对于防止和杜绝天然气泄漏、减少事故隐患十分必要。     

自助加油站建设模式及技术应用研究探索

自助加油站能让客户自主完成车辆加油和结算,作为加油站先进的管理与服务模式,具有传统加油站不可比拟的核心竞争优势。四川销售成品油分公司通过对全自助加油站和半自助加油站建设模式的探索,结合国内综合情况和不同客户群的实际服务需求,对自助加油站的建设模式和技术设备应用进行研究,总结出在推广初期建设半自助加油站为主、逐步推广全自助加油站的建设模式,采取人工服务和自助引导相结合的混合模式培养消费者自助加油习惯,尽可能减小对原有加油站客户的影响,为国内自助加油模式提供一整套可行的解决办法。     

基于AHM风险定量分析的LNG输气场站完整性管理综合评价

针对LN G输气场站完整性管理涉及因素较多的问题,选取业务能力、安全意识、职业素质、消防系统、防护抢救装备、压力容器、阀门及仪表、HSE管理、规章制度、第三方破坏和自然灾害等11项内容作为主要评价指标,提出了基于AHM(属性层次模型)对LN G输气场站运营中存在的风险进行定量评价的方法。计算结果表明,AHM简单且易掌握,计算量小,无需进行一致性检验;通过对矩阵进行调整判断,使AHM对多因素、多层次的复杂问题评判效果较好。同时,该研究可为LN G输气场站运营风险决策、风险管理以及完整性管理提供可靠的基础依据。     

川渝地区天然气生产井站强弱电橇装一体化方案的研究与设计

为优化简化地面工艺和设施,有效控制投资和成本,提高站场管理有效性,基于西南油气田分公司站场一体化设计标准与要求,结合川渝天然气站场生产运行模式,以及深入研究"钻前工程一体化"设计理念和要求,提出了川渝地区天然气生产井站强弱电橇装一体化建设方案。从供配电系统管理和站场信息化两个方面考虑整体橇装化,将强电供配电系统和弱电自动控制信息化系统整体成橇,采用"侧进/出线"方式,充分与钻前工程一体化相结合,最终实现无基础化安装、简化地面设备以及零开挖,缩短施工周期,降低建设成本的总体愿望。强弱电橇装一体化装置具有较高的实际应用价值,可广泛推广应用。     

基于HAZOP与AEMA的输气站场风险评估

为全面地评估输气站场安全状况,综合运用化工行业常用的危险与可操作性分析(HAZOP)和针对人因、管理因素分析的行为失效模式分析(AMEA)确定输气站场风险影响因子,将各因子整合得到输气站场4个一级风险评价指标和对应的17个二级风险评价指标。根据输气站场特点确立输气站场风险影响因子关系矩阵,不仅考虑单个因素对输气站场安全运营的影响,同时还分析输气站场多因素耦合作用结果。采用该方法,针对风险程度较高的具有代表性的调压单元进行多因素耦合分析,计算得到选用示例调压单元为强风险单元,给出该单元风险因子权重排序。研究表明,该风险评估方法对输气站场安全管理具有借鉴意义。     

管网可视化调度技术在川西气田的应用

管道仿真技术是日常天然气集输管理中，提高天然气集输调度科学水平、提高管网运行的经济性和安全性的关键。文章介绍的管道仿真调度是根据川西气田管网特点建立的一套服务于管网设计、改造以及运行分析和调度管理等方面的实用技术。它与地理信息可视化技术相结合，形成了具有管网分析功能特征的管道可视化调度技术，使管网规划、管理和运营变得科学、直观和高效。该技术在川西气田天然气集输配调度、管道系统的维护改造、增压方案优化以及新井投产路线规划等方面都发挥了重要作用，保证了该地区集输管网的安全营运。     

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在城市内建设CNG汽车加气站成本高，合理布局CNG汽车加气站至关重要。结合技术经济学和交通系统分析的观点，探讨了公交车和出租车不同的加气行为，提出了CNG汽车加气选站时应遵循的5项原则或假设，并根据最短路径理论建立了加气站和车站车源分配模型。通过对加气站车辆来源及售气情况的计算，得到加气站负荷率、投资回收期、加气行驶里程等3类评价指标，对加气站布点选址与整体经济性进行了评价分析。编制了城市CNG汽车加气站布点计算机辅助选址评价软件，对城市新增加气站布点的合理性进行了预测检验，能满足用户对加气站的时空分布要求，为拟建城市加气站布点规划提供了参考。     

基于序贯模块法的川渝管网输气站压损过程模拟技术

川渝地区已形成较为完善的天然气输配管网系统。为了降低压力损失和提高管网的输送能力,针对输气站在管网中的重要性和站场设备多样性的实际情况,建立了输气站工艺单元和系统结构的数学模型,运用序贯模块法开展了输气站压损过程模拟技术研究,开发了天然气输气站过程模拟软件。运用模拟软件对川渝地区典型输气站运行工况进行了模拟分析,结果表明：单元设备模拟压损计算的相对误差大部分低于5%,全压损计算的相对误差也在10%左右,验证了该软件的可靠性。该技术可为输气站的安全稳定运行提供有效的技术支持。