大型石化项目

大型石化项目（精选10篇）

大型石化项目 篇1

随着社会的发展, 项目的大型化趋势日趋明显, 对工程建设项目提出了更高的要求, 工程市场投资主体的多元化趋势, 为投资额巨大的大型工程建设项目提供了资金支持;复杂工艺技术的完善, 现代信息技术的迅猛发展, 特别是计算机网络技术的发展, 拓展了项目的实施空间, 为大型工程建设项目提供了技术支持;现代项目管理理论和合同管理理论的发展, 为大型项目各参与方共担风险、共享利益提供了新的管理思路和管理方法。

项目的大型化必然会给工程建设项目的管理和建设模式带来深刻的变化, PMC、EPC等工程模式逐渐被采用[1]。中国石化与巴斯夫 (BASF) 合作的杨巴项目、中国石化与英国石油 (BP) 合作的赛科项目、中国海洋石油与壳牌 (SHELL) 合资的南海石化项目等一大批超大型的工程项目已经采用了PMC+EPC作为项目建设管理的模式[2]。

1 我国项目管理发展历史和组织形式

至20世纪初, 我国的工程项目管理还没有形成行之有效的计划方法, 更谈不上科学的管理方法, 20世纪80年代开始才真正接触项目管理方法。当时一些国外专家和回国学者在一些场合介绍项目管理, 如美国专家J ABing及我国同济大学教授丁士昭等。这些努力对项目管理在中国的传播起到了重要的作用。l因此, 国内一些大学逐步开始项目管理的教育和研究。与此同时, 在中国开始了项目管理的实践。

我国工程项目管理的组织形式[3]与政治和经济体制有着密切的关系, 随着他们的变化而变化。我国常见的5种工程项目管理的组织形式有:建设单位自管方式, 工程指挥部管理方式, 总承包管理方式, 工程托管方式, 三角管理方式。

2 中国传统项目管理方案与PMC方案的比较

虽然项目管理的起步时间不同, 但就其发展阶段和项目管理特点而言, 国内外项目管理包括了大致相同的三种形式, 即:业主自行管理模式、业主委托承包商承包建设模式 (即EPC方式) 、业主聘请管理承包商模式 (即PMC方式) 。目前, 这三种项目管理方式无论在国内还是在国外都是存在的, 国内基本建设上更多的偏重于业主自行管理, 以成立指挥部或类似机构来执行项目;而在国外, 从90年代中期开始, 项目建设即更多地采用了项目承包商的方式 (PMC方式) 。就大型复杂项目而言, 国外已经完成了从EPC为主要形式向PMC形式的转化。

2.1 项目管理承包商务 (PMC) 的概念和作用

业主聘请管理承包商模式 (即PMC方式, Project Management Contractor 项目管理承包商) 是指由业主聘请具有相应资质、人才和经验的管理承包商, 作为业主代表或业主的延伸对项目进行集成化管理。PMC主要发挥如下作用: (1) PMC是业主的代表和延伸, 与业主充分合作确保项目各项目标的完成; (2) 完成或分包完成基础工程设计包和项目投资概算, 为业主融资提供支持; (3) 负责编制初步设计并取得中国有关部门批准, 协调项目运作过程中的政府关系; (4) 负责组织各区块的招标工作, 与业主共同协商确定项目实施主体——EPC承包商或其它承包商; (5) 在项目执行阶段, 对项目实施主体——承包商的详细设计、采购和建设进行管理, 并对承包商的各项要求和索赔进行评估, 成为承包商和业主沟通的桥梁, 为业主的各项决策提供依据; (6) PMC按照合同规定在项目各阶段向业主报告工作, 并以薪酬加激励的形式从业主那里获得报酬和利润。

从上述作用可以看出:PMC的工作几乎贯穿了项目管理的全过程。PMC凭借社会化、专业化优势顺利解决了业主依靠自身资源和能力难以克服的问题, 节省了业主大量精力和时间。PMC通常用于国际性的大型项目中, 主要有:项目融资超过10亿美元且技术含量复杂的项目;业主方面包括许多公司甚至有政府部门介人的项目;需要得到商业银行或出口信贷机构国际信贷的项目;业主不以原有资产进行担保的项目;由于内部资源短缺而难于实现的项目。

2.2 中国传统项目管理执行方案与PMC方案的比较

传统建设模式与PMC模式从形式到内容、从业主到施工单位、从责任到权利都有很大不同。

第一, 管理模式和管理内容。

在传统管理中, 强调集权、务实, 而在PMC模式下必须授权, 它用更加现代、更加科学和规范的方式进行, 更多的带有理性和民主色彩。在管理模式上, 传统项目管理模式有业主项目管理、“建设指挥部”管理、业主项目管理+第三方监理三种模式;PMC模式下则采用业主项目管理和PMC管理模式。在管理内容上, 传统项目管理模式包括工期管理、费用管理、质量管理、安全管理等内容;PMC模式则涉及到集成管理、范围管理、风险管理、成本管理、时间管理、质量管理、沟通管理、采购管理、人力资源管理等现代管理的诸多内容。

第二, 职责与标准的范围。

在传统模式下, 业主的职责是全面的, 决策是单一的, 因而标准常常有欠统一和规范;而PMC模式则在这些方面具有更大的灵活性, 但标准的执行一旦由业主认可, 则表现为一贯性和规范性。

第三, 工程的设计、采购和施工。

传统模式下工程的设计、采购和施工基本均由业主在“操作”, 业主对所有工作一揽无余、一管到底;而PMC模式则将三项职能分层管理、各负其责。

第四, 承包商及生产准备和试车。

传统模式中, 由于常常采用分段立项、分段招标的办法, 承包商各对其相应部分负责, 因而在生产的准备和试车的全过程只能由业主承担责任、承担风险;而PMC模式强调系统的统一管理, 必须对工程负有相对全面的责任。

第五, 项目的融资及风险。

传统模式下的工程融资及风险几乎由业主全部承担;而在PMC模式下, 则可责任分担、风险分担。

在我国, 建设单位 (业主) 多为生产型企业, 虽然有建设指挥部或基建处存在, 但也较难在项目管理中实现全过程的最佳化。如果有一家PMC做项目管理, 采用风险激励机制, PMC同业主利益一致, 能将国际先进的综合管理技术同中国的特定需要充分融合, 管理中应用完整的管理软件, 实现项目管理全过程及全方位的最优化。

3 PMC模式在大型石化项目管理中的应用

3.1 选择PMC管理模式的原因

进入21世纪后, 国际承包工程市场竞争日趋激烈。作为我国国际贸易中重要组成部分的国际工程承包也将遇到前所未有的挑战, 特别是在加入WTO后, 更给中国建筑业带来前所未有的机遇和挑战。与此同时中国巨大的建筑市场, 必然会吸引越来越多的国际资本和国外大型工程承包商进入中国。现在和未来的全球化的市场竞争中, 中国建筑业能否和国际接轨, 能否在国际建筑市场上占有一席之地, 并在国际工程项目管理上取得成功, 关键是中国建筑业能否在工程项目管理理念、管理方法上与国际接轨。

经过20年的改革和探索, 我国不断推进工程建设项目管理模式的引进与吸收。形成了一定规模的建设工程总承包企业和相对应的项目管理模式。

PMC管理模式在国外已是一种成熟的工程承包形式, 选用该种模式管理项目时, 业主方面仅需保留很小部分的基建管理力量对一些关键问题进行决策, 而绝大部分的项目管理工作都由项目管理承包商来承担。由于PMC模式具有设计、材料采购和施工配套、承包商外部接口少、便于施工组织、加快工程进度、业主管理成本低等优点, 近几年, 国内也开始逐渐接受并采用这种管理模式。

3.2 PMC在南海CSPC项目中的应用情况[4]

3.2.1 合资企业情况

中外双方各出资50%, 外方为SHELL (50%) 、中方为CNOOC (45%) 和广东投资开发银行 (5%) , 成立中海壳牌石化有限公司 (China Shell Petrochemical Company以下简称CSPC) , 外方任合资公司项目主任。

3.2.2 PMC公司及分工情况

该项目的PMC由中外3家工程公司 (BECTHEL、SEI和FW) 组成, 取3家公司缩写简称BSF, 并根据业主要求分别在英国和香港成立两个BSF独立的实体性公司。PMC由3家公司联合成立, 集合3家各自的优势, 有利于项目目标的实现。

美国BECTHEL公司以管理和综合能力见长, 负责项目执行程序、进度计划、人力投入、费用估算和控制、采购、建设与业主的关系协调, 同时负责乙烯及大部分公用工程的基础设计, BECTHEL作为BSF的领导方并任BSF的项目主任。

英国FW公司在化工领域有丰富经验, 负责BSF的质量保证、技术支持和国外标准规范和大部分工艺装置的基础工程设计的组织工作。

中方SEI以对国内情况的熟悉和人工时成本优势在BSF中负责全厂初步设计文件的编制、地方政府管理的协调、国内标准规范、设备材料分交、现场准备以及大量公用工程/界外设施/HDPE/PP以及装置的基础工程设计工作。

3.2.3 业主的前期准备工作

南海项目由于前期准备时间比较长, 从1997年可研批复到2000年才发出招标书, 所以CSPC有足够的时间在前期准备中做了大量的工作, 为项目的执行打下了一个良好的基础。其中, 完成的主要工作有:与专利商签订合同;设计基础文件包的编制;设计标准规范 (DEP) 的编制;招标文件 (ITB) 编制。

3.2.4 项目阶段的划分

项目分为两个阶段, 称为定义阶段和实施阶段, 共58个月, 至2005年10月投产。定义阶段:计划18个月完成, 包括2个月的投资决策期;实施阶段:计划40个月完成。

3.2.5 PMC合同方式

该项目业主决定采用国际目前通用的PMC (项目管理承包) 管理模式, 由PMC代表业主对项目工程建设全过程进行管理。

3.2.6 PMC商务报价构成

按照业主的要求, PMC商务报价主要由两个部分构成:PMC所投入的人工时成本;利润+奖励, 包括:固定奖励金和节约工程建设投资奖励金。

3.2.7 PMC的职责

1) PMC将充当业主的延伸, 并且与业主的项目管理队伍充分联盟以实现项目目标。

2) PMC将设法通过定义阶段和实施阶段实现项目的完成。

3) 负责HSE、价值工程及项目总体优化、可施工性研究等工作。

4) PMC将按需要提供工作和服务以支持业主及其顾问获得项目融资, 包括有出口信贷机构参与的总的采购策略的优化。

5) PMC的分支机构可以依照与业主先前的协议列入投票商的名单中, 执行公用工程、基础设施和工艺单元所定义的设计和/或采购和/或施工工作包。但是这部分的工作包将不会基于单一来源的基础而被授标, 并且PMC的分支机构如投标此工作包将不能被允许参加对此部分工作包的评标和授标工作。

3.2.8 南海石化工程管理特点

南海项目是一个相对而言比较典型和规范的PMC项目, 业主对PMC招标文件和前期文件的准备比较充分和完整, 对PMC工作范围、责任义务的规定比较清晰。相应地, 业主可以投入较少的技术和管理人员, 风险也可以由PMC分担。虽然在项目建设期由于PMC的费用一次性投入可能比较大, 但考虑到将来建设人员的转迁, 这种模式可以从总体上减少业主人员费用、避免产生包袱, 对于缺乏基建能力和经验的业主而言是一个比较好的选择。

综上所述, 南海项目相对而言是一个比较典型和规范的PMC项目, 业主对PMC招标文件和前期文件的准备比较充分和完整, 对PMC工作范围、责任义务的规定比较清晰。相应地, 业主可以投入较少的技术和管理人员, 风险也可以由PMC分担。PMC采取中外联合, 各取优势, 互相弥补, 从项目执行的总体效果上看是值得推荐的。

4 对大型石化项目工程管理的建议

4.1 大型石化项目应采用适应石化企业具体实际的PMC管理模式

石化企业对大型石化项目的工程管理应吸收国外先进管理理念和管理方法, 引入PMC管理模式, 实现项目的专业化和科学化管理。

4.2 石化企业应组建自己的PMC管理队伍

为了适应国际市场竞争环境, 参与国际市场的竞争, 有必要组建石化的专业工程管理队伍, 逐步形成可从事技术开发、融资、工程设计、采购、施工管理及发包、项目管理、操作服务、技术支持等多项工作专业化大型工程公司。

4.3 培育具有EPC承包能力的工程公司

为了适应未来EPC市场的要求, 应对目前“散、乱、差” 的建设公司进行重组, 形成具有规模效应的大型工程公司, 参与国内外建设市场的EPC招标。

4.4 培育工程公司的融资能力

融资的能力已是衡量一个工程公司是否真正能够走向国际舞台, 能够在国际上竞争的重要标志。国内的工程公司在融资方面基本上是空白, 必须在这方面下大力气, 培育其在融资方面能力。

4.5 强化业主管理的职能, 落实项目法人责任制

业主应当是股东的代表, 能够为股东利益和项目的最终效益负责;同时业主应当具有较高的专业技能, 能够在项目实施过程中作出正确的决策;业主不能代替专业化的工程公司进行项目管理工作, 应对项目进行监督和控制, 使得项目能够按照业主的要求高效率地开展。

4.6 组织开展项目管理技术研究开发, 提高项目管理技术水平

我国建设项目管理体制由于受计划经济体制的影响, 没有PMC的概念, 设计、采购、施工也是分离的。项目管理技术水平还比较低。提高项目管理技术水平是我国工程建设界的当务之急。为了提高我国建设项目管理水平, 应大力提倡和推进项目管理技术的研究、开发和应用推广。

摘要：工程项目的日趋大型化和复杂化使PMC、EPC等工程建设模式的应用越来越多, 文章介绍了PMC管理模式, 并与中国传统模式进行了对比, 同时, 介绍了PMC在南海石化项目中的应用情况。最后, 结合我国的实际情况, 提出了我国石化大型项目工程管理的一些建议。

关键词：石油化工,项目管理,PMC

参考文献

[1]王卓甫, 简迎辉.工程项目管理——模式及创新[M].北京:中国水利水电出版社, 2005.

[2]刘家明, 陈勇强, 威国胜.项目管理承包——PMC理论与实践[M].北京:人民邮电出版社, 2005.

[3]倪书洪.涉外工程管理[M].北京:中国水利水电出版社, 1995.

[4]中国石化工程建设公司内部材料.南海PMC项目工作总结, 2002.

大型石化项目 篇2

影响评价第一次公众参与公告

【“东营港”东营港经济开发区】 【来源：东营港经济开发区】 【2012-12-24】 【浏览次数：390 】 【字体大小：大 中 小】 【打印】 【关闭】

根据自2006年3月18日起实施的环发[2006]28号《关于印发<环境影响评价公众参与暂行办法>的通知》，特发布以下公告：

一、建设项目名称及概要：

名称：大型混合芳烃及配套工程项目

概要：

大型混合芳烃及配套工程项目由东营联合石化有限责任公司投资，由山东海美侬项目咨询有限公司承接环境影响评价工作。

拟建项目位于东营港经济开发区港北二路以北，港西一路以西，港北三路以南。主要建设内容包括420万吨/年渣油脱蜡装置、230万吨/年延迟焦化装置、150万吨/年混合芳烃加氢装置、7万标立/小时制氢装置、3万吨/年硫磺回收装置、240万吨/年加氢裂化装置、140万吨/年连续重整装置、55万吨/年芳烃抽提装置、6万标立/小时氢提纯装置，配套建设相应公用辅助环保工程和油品储运设施。

二、建设单位名称及联系方式

建设单位：东营联合石化有限责任公司

单位地址：东营经济开发区港北二路以北，港西一路以西，港北三路以南

联系人：安之东

联系电话：***

三、承担环评工作的评价机构 环评机构名称：山东海美侬项目咨询有限公司

环评机构地址：济南市工业南路100号枫润大厦1609 联系人：赵建波

联系电话：0531-81795817转8029 邮箱：hp2ok@126.com

四、环境影响评价的工作程序及主要工作内容(1)本项目环境影响评价工作程序如下：

①根据国家“建设项目环境保护分类管理名录”，确定本项目应编制环境影响报告书。

②研究国家和地方有关环境保护的法律、法规、标准文件，研究与本建设项目有关的技术文件及其它文件；进行初步环境状况调查和初步工程分析。

③进行环境影响因子识别与评价因子筛选，确定评价重点。

④环境现状调查和本项目初步工程分析的基础上确定各单项环境影响评价工作等级。

⑤利用现状监测资料分析全厂对环境的影响。

⑥根据国家和地方法律法规、标准评价建设项目的环境影响。

⑦在公众参与调查的基础上给出关于建设项目环境可行性的评价结论；提出环境保护措施与建议并完成报告书的编制。(2)环评主要工作内容：

①规划方案和开发现状。

②污染源调查及环境现状评价。

③污染源分析及源强预测；

④环境影响识别、评价因子筛选与评价等级确定。

⑤环境影响分析、预测和评价。

⑥环境容量与总量控制分析。⑦区域资源、环境承载力分析。

⑧开展公众参与调查。

⑨开发区规划方案综合论证及调整建议。

⑩从环境保护的角度给出项目建设是否可行的确切结论。

五、征求公众意见的主要事项

公众参与的目的是收集工程影响范围内的民众对项目建设的观点、要求和愿望，公众如果对项目或环评工作的工作程序及工作内容持有异议，请在10日内与项目单位或环评单位进行联系。

六、公众提出意见的主要方式

公众对建设项目有环境保护意见的，自本公告之日起10个工作日内，可同时向东营联合石化有限责任公司或山东海美侬项目咨询有限公司提出，反馈方式可打电话、发传真或发送电子邮件。

大型石化项目 篇3

[摘要]本文以中国石油独山子石化公司环境监测中心LIMS系统为例，针对大型石化行业环境监测实验室LIMS系统的特殊性，从LIMS系统的架构选择、LIMS产品平台选择、系统结构的实施规划设计、LIMS系统运行流程设计、LIMS系统组态实施和维护五个方面详细论述了石化环境监测LIMS系统的组态与实施过程和方法，并且根据成熟的实施工作经验给出了相应建议，以期对石化环境监测LIMS系统的组态与实施提供参考。

[关键词]石化行业；环境监测；LIMS系统；组态；实施

[中图分类号]：TU276.7 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0137-02

随着实验室信息化技术的发展和成熟，LIMS（Laboratory Information Management Systems）系统已经在不同行业分析测试实验室开始应用，该系统改变了传统人工的分析检测、质控、数据统计、报表生成以及实验室管理的模式，结合了分析测试技术、计算机技术、自动控制技术和实验室质量控制、实验室管理等各种先进科学技术和管理方法的LIMS系统大大的提高了实验室测试、管理的工作效率，自动化数据的采集和报表的生成以及数据的网上审核、发布、查询等等功能使得LIMS系统展现出极为突出的优越性，我国大型的石油、石化、制药、环境监测等行业的实验室都已开始逐步使用LIMS系统。

大型石化行业化学检验实验室作为我国先进分析测试实验室的代表已经开始广泛使用LIMS系统并已经应用成熟，信息化程度达到国际先进水平。作为石化行业分析测试实验室的重要组成部分，石化环境监测实验室承担着石化生产区及周边生活区的环境监测工作，为石化生产环境保护管理提供着数据支持。为了提高监测数据的管理水平，实现数据的及时发布、报表的自动生成、检测结果的自动计算、往期数据的随时查询与统计等，石化行业环境监测实验室也开始使用LIMS系统，但是，绝大多数均直接使用生产化验室的LIMS系统，环境监测部分只是其中的子程序，采取和化验室相同的架构和组态。石化环境监测实验室和政府环境监测站、生产化验室相比有着自身的特点，和政府监测站相比，石化监测站的监测项目、种类、点位、频次要多很多，如中国最大炼化一体化基地独山子石化公司环境监测中心的监测点位达1550多个，监测人员管理模式也不同，石化企业采用班组制管理，对于采样点位都是生产装置所以区别更大；和生产实验室相比，取样、测定时间又是完全不固定的，数据的报出模式也不同，同时石化环境监测实验室相关质量要求和数据文件格式等既要符合企业相关规定和要求，又要符合国家环保部和国家实验室资质认定质量管理体系计量认证（CMA）的规定和要求，因此石化环境监测实验室必须建立独立的专业LIMS系统才能满足使用的需要，独山子石化公司在率先在国内建立了石化行业的专业环境监测LIMS系统，不断完善、反复测试，经过两年多的使用总体运行良好，本文概述了该系统的实施过程和组态方法，以期为同行提供参考。

1 石化环境监测LIMS系统架构选择

和其他软件系统架构一样，LIMS系统的架构主要有C/S（浏览器/服务器端）架构和B/S（客户机/服务器端）架构两种，B/S架构在客户端不需要安装任何软件，只是用浏览器操作，可以随时随地进行查询、浏览等业务处理，通过增加网页即可增加服务器功能，维护简单方便，只需要改变网页，即可实现所有用户的同步更新，开发过程也较为简单，因为可以建立在广域网上所以共享性强，所以随着LIMS系统的快速发展，出现了完全基于Internet的LIMS产品。

但是，环境监测LIMS系统中每个分析都含有大量的计算公式代码计算出数据，同时大型石化行业环境监测采样点位极多、分析频率高所以数据录入量很大，由于分析方法国家标准的实时更新及厂区装置的优化改进和节能减排技术的推广使得LIMS系统的组态变更、维护任务也很多，等等。基于以上原因要求，我们必须要求LIMS产品满足操作快捷响应速度很快、易于实现具有个性化的功能（如：固定监测任务的样品自动登陆功能、特殊的工作流要求等）、实现复杂业务流程等的要求。而这些恰恰是B/S架构系统的软肋，以中石油HSE信息系统为例，该系统虽然只要求录入最终的监测结果但是由于规模很大、分支机构多使得服务器压力大而导致相应速度很慢，监测人员每天都要利用1～2小时录入数据。

C/S架构可以满足几乎所有个性化功能，可以根据实验室的需求量身定制LIMS系统，正好可以弥补B/S架构相应速度慢等热点，同时由于数据安全性更高所以更适合于石化行业环境监测实验室。不过，C/S架构需要在客户端安装软件，对使用者的要求也较高。

然而，对于环境保护管理人员而言只需实时了解监测数据、查询数据报表、统计监测数据即可，所以似乎B/S架构更适合于环保管理部门。为了同时满足数据计算、录入人员和环保管理人员的需求我们决定使用B/S和C/S相结合的架构，即使用C/S架构的LIMS系统也必须具有WEB功能，以供管理人员随时查询、统计数据和查看报表。

2 LIMS产品平台选择

LIMS产品主要有美国Thermo公司开发的Darwin LIMS及Nautiins LIMS、ABI公司的SQL LIMS、美国Labware公司开发的LabwareLIMS等。随着我国IT行业的迅速发展及市场需求的不断扩大，产生了由我国软件供应商开发的具有自主知识产权LIMS系统，如成都青之软件开发的King'S LIMS系列软件、杭州天软科技开发的TyanLIMS、北京英普思科技公司开发的InproLIMS、北京汇博精瑞Labbuilder LIMS System等，这些LIMS系统也在各领域获得了良好的应用，因为软件采用中文界面，所以降低了用户的维护使用难度，同时应用成本较低。

在LIMS产品平台的选择上，我们进行了深入的调查和思虑，架构是我们选择的首要因素，如前所述，为了使应用效果最佳，我们计划采取C/S和B/S相结合的结构模式，在此基础上我们排除了TyanLIMS等B/S结构的LIMS产品。我们了解到江苏省环境监测中心等使用Labbuilder lJlMsSystem 3.0作为LIMS平台，Nautilus LIMS的定位是生物技术实验室等。基于大型石化行业环境监测站的特点我们必须在可以提供C/S和B/s结合架构的基础上选择熟悉石化行业业务、有在该行业成熟的应用经验和现成模板的LIMS系统。

现在石化行业应用最为广泛、成熟的LIMS平台是LabWare LIMS。LabWare LIMS产品连续三年在sDI的全球LIMs调查中排名第一。LabWare LIMS具有开放性、可组态、标准化等优点，其中最突出的优点是可组态，系统提供了诸多通用的DOS功能和工具，很大程度上避免上用户编程和定制的麻烦。LabWare LIMS可以现实B/S和C/S相结合的架构模式，同时为了共享在石化行业应用的先进经验和软硬件资源，为后期软件的维护提供知识和人员的支持，我们选择LabWare LIMS作为石化环境监测LIMS系统的软件平台。

3 系统结构的实施规划设计

在向软件开发人员提出使用需求之后，对于系统的结构、层级、主要事项等都需要监测部门未来的LIMS系统维护人员协同软件工程师进行详细的规划和设计，既定的LIMS系统维护人员应具有良好的计算机知识同时要对环境监测业务和所在单位的管理模式非常熟悉，因为软件工程师并不是实验室专家也不了解该实验室的管理。需要强调的是，从项目立项到系统经过组态实施完成LIMS系统建立的整个过程中，维护人员都不应只是被动参与维护培训的学生，而应该在努力学习软件组态、数据库操作的同时以高度的责任心和主人翁意识主动参与到LIMS系统的开发中去，提出自己的观点和需求，对系统结构的设计建言献策并在实施过程中不断优化，这点非常重要，甚至可以说这才是系统成功建立的关键所在。

我们应该从监测计划、样品登陆、分析方法、采样点位、数据录入、样品审批、监测报表生成、LIMS WEB、超标数据汇总、数据库系统、服务器、以及分析流程的组态的各个方面进行综合考虑、合理布局并不断优化来设计最佳的系统实施规划。

LIMS系统的整体规划设计及人员职能如图1所示：

对于数据库系统，因为大型石化企业均已使用了大量的数字应用系统，如ERP、MES生产管理系统、技术管理系统、设备管理平台、科研项目管理平台、论文管理平台，等等，有着极为成熟的数据库应用管理经验和专业的信息化管理部门，而Labware LIMS可以使用任何遵守ODBC标准的数据库，如SQL Server、ORACLE等，所以我们选择在石化行业其他系统中已经成熟使用的世界第二大软件供应商美国甲骨文公司的ORACLE数据系统。

4 LIMS系统运行流程设计

设计规划系统整体架构和人员职能之后就需要设计石化环境监测LIMS系统的运行流程。石化行业环境监测实验具有和政府环境监测实验室不同的管理模式，石化环境监测实验室施行班组制，所以我们设计了如图2所示的运行流程，经过一年的试运行和两年的正式运行我们认为这种运行流程和模式是非常合理的。

在石化行业，一股情况下都是安质环处或者环保科等管理部门下达正常监测任务或或者临时性监测任务至监测站，监测站生产管理人员对监测任务进行分析确认之后将监测任务传达至相应班组（—般包括水质监测组、大气监测组、烟气烟尘监测组、噪声监测组、在线监测组等），由班组长通知监测人员进行监测。

监测人员在采样完成后需要根据采样时间在客户端LIMS系统中登陆样品，如果是固定周期的样品，比如周一、周二、周三……周五监测哪些点位的水质是固定的，则可以设定自动登陆样品的个性功能，监测人员在点击自动登陆样品后系统自动生成相应的点位名称，监测人员只需输入采样时间即可，类似环境质量监测大气普查也可以制作成自动登陆，如果监测时间是随机的，则需要手动登陆样品。

在分析完成后，监测人员在LIMS系统客户端查找登陆的样品，根据原始记录在LIMS中录入如温度、压力、采样时间、吸光度值、空白值等数据，系统就可自动计算出监测结果，录入完毕保存后监测人员的工作基本完成。

班组长在所在班组监测数据录入结束后在客户端对所录入数据的准确性和完整性进行审批，如果存在问题，则不通过审批，通知监测人员重新分析、录入，如果无误，则通过审批，此时LIMS WEB中的“检验分析陕报”立刻显示监测结果并包含相应的监测时间、点位、所在分厂、装置、车间、超标限制等数据。有权限的环保管理部门和生产车间、战、队即可查询实时的排污监测数据。

在分析结果报出的次日或周末、月末、季末、年末等时间，质控人员根据管理部门根据正常和临时性监测任务书对系统中所有的数据进行审批，再次确认无漏输的数据和未完成的分析项目，然后根据时间段在客户端操作自动点击上传相应监测报表，包括日报、周报、月报、季报、年报等。系统立刻自动生成报表，检查报表无误后即可确认自动上传。上传后，LIMSWEB中“报表查询”同时显示所确认上传的报表。

至此，LIMS系统中监测数据的全部流程运行完毕。

5 LIMS系统组态、实施和维护

设计好了系统的运行流程，就要开始进行各种组态、实施创建LIMS系统，这也是最为复杂的工作，我们所创建的中国石油独山子石化公司环境监测实验室LIMS系统的组态和重点的实施内容如图3所示，这些工作也是LIMS系统在运行的过程中所需要对系统进行维护的工作。

我们将组态与实施工作化为为五个板块，分别为人员板块、分析方法板块、采样点板块、报表板块和定制功能板块。其中“定制功能板块”是根据用户需求制定的个性化模板，难以通过LabWare LIMS系统自有的功能进行组态，需要独立编程，最为复杂，所以应该在系统其他部分组态完成后进行，其他的板块可以按上述顺序依次完成组态。

首先进行人员板块的组态，石化环境监测实验室采用班组制，所以应该建立班组和岗位以供分配，对于人员，需要分配系统中的角色、工作流界面（需要用Macromedia Dreamweaver等网页制作软件进行创建）、唯一的ID）和密码。

其次进行分析方法板块的组态，对于所有的监测分析方法系统维护人员都要熟系，对于分析过程和数据计算公式更是要熟练掌握，才能配合软件商高效、正确完成每一种分析方法的组态。在对一个分析进行组态时，先要列出所需的分项，对每一个分项的数据类型、重复数、报告名等其他字段、是否可选、是否报告等进行设置，在分项属性中设置修约规则和计量单位。接下来的实施工作主要集中在了计算编程方面，除了数据计算很多分析方法的修约规则、数据取合也需要通过编程实现，此时维护人员需要复习Basic程序语言。编程完成后要比对人工计算的原始记录选择各种区间范围的数据进行测试以保证编程和分析组态完全正确。

再次进行采样点板块的组态，对于采样点部分，环境监测LIMS不适合使用LabWare～台默认的由生产实验室使用的“采样点——产品——分析”的模式，因为环境监测没有传统意义上的产品，而产品这一层级又是平台所不能“跨越”的。所以我们创新性的使用了“产品——分析”的模式，也就是说我们不使用平台的Sample Point、Sample Plan等针对于采样的功能，而是把采样点当成产品，使用平台Product Specification这一针对于产品的功能实施创建采样点，这样系统显得简易，也大大减少了使用过程对于监测点位的维护工作量。对于Product Specification中的字段，可以使用“空气化工老区芳烃主控室、噪声国家原油储备库_南界_1号”这样的“类型、分厂、车间、采样点”的层级结构的字段命名方式，对采样点的特征进行区分，为石化环境监测实验室上千个采样点的分类提供了很大的便利。

监测报表需要使用crystal Reports软件进行编制，在LIMS系统中建立报表模板进行报表配制。如果报表需要根据系统中的数据进行数据统计，如求最大最小值，只显示年度监测平均值等，则需要编程实现，对于水晶报表的编制在此不再赘述。

定制功能是根据实验室的个性化需求和企业的管理要求所编程实现的功能，最为不易，耗时最多，但是可以使LIMS系统不只是计算器、数据统计发布软件，而可以为工作提供便利，发挥巨大的作用。

6 总结

从LIMS系统的架构选择、LIMS产品平台选择、系统结构的实施规划设计、LIMS系统运行流程设计、LIMS系统组态实施和维护五个方面详细阐述了大型石化行业环境监测实验室LIMS系统的组态与实施过程，以期对可以对同行提供参考。虽然力求详尽，但是处于篇幅所限对于具体的编程技巧和实现方法不能面面俱到的表述。

石化环境监测实验室创建独立的LIMS系统是必要的，LIMS系统的应用可以极大提高各项基础管理水平，可以更好的为炼化环保工作服务。系统的组建是一个较为庞大的系统工作，实验室领导的坚定支持必不可少，各专业管理室也要及时为负责人员提供所需的信息和数据。实验室未来的维护人员在系统的组建过程中必须具有强烈的责任心，事实上，系统实现各种个性化功能并使系统性能达到最佳的受益者是实验室内的监测人员和环保管理部门，对于维护人员来说增加了工作量，但是维护人员的辛苦和付出却可以为整个实验室的运行和管理提供很大的便利。在系统的组态和实施过程中，维护人员要尽可能考虑到未来可能出现的问题，并配合软件商编制针对这些问题的特定程序，使系统可以长时间为实验室服务，而在后期独立的维护过程中也要经常复习编程、数据库等IT知识，及时解决出现的故障。LIMS系统可以实现实验室人员管理、设备管理等，但是石化企业均建立了ERP系统、设备管理系统，笔者认为此功能可能不用在LIMS系统中重复创建。

大型石化项目 篇4

1 前期策划是决定QRA评估有效性的重要前提

本项目已开展过全厂安全评价,并通过了政府审批。由于本项目是中外合资项目,外方业主按照国外大型石化项目的惯例提出了委托有资质的承包商开展QRA的要求。为了避免与安全评价的重复,应对QRA评估范围、评估重点和要求进行认真策划,在合同中将QRA评估限定在本项目关注和有实际意义的问题上。

本项目是典型的炼油乙烯一体化大型石化工程项目,主要包括80万吨乙烯裂解、800万吨常减压、70万吨PX联合装置、汽电联产装置等17套新设计的炼油化工生产装置,还包括乙烯/丙烯低温储罐和11个罐区单元等大约77个储罐,以及火炬系统、中心控制室和全厂公用工程配套设施。本项目的QRA评估是在基础设计过程中开展的,设备布置、工艺技术文件、设计数据等基本完整和准确,为QRA计算结果的可用性奠定了重要的基础。本项目QRA收集了28套装置单元的PFD、设备布置图、设备表等上千个设计文件。如果对每套装置单元均进行全面风险分析,不仅工作量巨大,也没有必要。因此,在前期策划阶段,确定了以下重点和主要原则:

(1)本项目开展全面QRA评估是为设计提供依据,为安全生产管理提供建议。因此,需要识别所有与设计相关的潜在重大事故危险,评估重点是爆炸事故的全面分析和计算,对火灾和中毒事故仅进行重点分析计算。QRA报告分爆炸研究和重大风险评价二部分。

(2)QRA评估重在事故后果分析和模拟计算,并绘制图形文件,以直观了解事故影响范围和程度,对事故频率和风险曲线则不做特别要求。

(3)确定QRA重大危险源辨识初步筛选原则,根据各装置物料特性、设备容量、操作压力和温度四项参数,采用经修改的日本安全评价六段法,对各工艺设备分别进行评分筛选,使评估集中在全项目中具有重大危险代表性的230台工艺设备上。

2 QRA计算结果的可信度关键在于事故条件的假设

本项目QRA采用PHAST软件进行火灾、爆炸及有毒事故后果模型计算。工作步骤包括:危险源辨识、频率估算、后果模拟、产生事故后果影响等高线图、评价结果等。其中危险源辨识是完全靠人工完成的,是需要根据多年生产经验进行分析,也是技术含量最高的环节。开展QRA常见的误区之一是重计算、轻分析,相信软件模型的计算结果,忽视了危险识别的不正确和事故条件假设的不合理必然导致计算结果的不可信,因为垃圾输入只能导致垃圾输出。

影响QRA计算结果的主要关键因素如下:

(1)泄漏物料的选择——由于在反应过程中,工艺流体往往是由不同沸点的混合物所组成的,虽然PHAST软件可根据摩尔比的组分组成相关的混合物,但采用比重平均产生的混合物有可能导致物料闪蒸百分比计算错误。另外,不同物料具有不同的火焰速度,在爆炸计算中这是重要的参数。对于烃和空气的混合物,薄层火焰速度越快,混合物反应越剧烈,使火焰穿过气云层加速和压力迅速积聚。在气体状态转换到爆炸的过程中,强烈的正向反馈机理是导致火焰加速和高爆炸力的主要原因。因此,如何选择单组分物质作为代表性物料非常关键,并应与工艺数据相对比,以确保最终采用的物料和流体状态与工艺流程数据相一致。

(2)泄漏量的确定——泄漏量直接影响到产生气云的大小及导致点燃的可能性,还决定了可能产生的爆炸级别。参加爆炸事故的是从设备泄漏出来的物料量,而不一定是设备内的全部物料量,这取决于泄漏孔的大小、泄漏方式和泄漏持续时间。本评估按照“最大危险原则”,只考虑设备上连接的最大管口破裂的最不利灾害性事故,而不考虑一般小、中、大孔的泄漏。持续时间则需要结合不同工况进行计算和核算,主要包括正常操作的设备储量和事故条件下10分钟的泄漏量(以排放模拟来决定)。由于一些高温高压设备几秒钟就可将设备内的所有物料泄放出去,因此需要再加上10分钟的工艺输入流量。操作方式不同,使罐区储罐采用的泄漏持续时间与工艺设备不同;事故特点不同,使爆炸事故采用的泄漏持续时间与火灾及中毒事故也不同。

(3)事故条件假设与选取事故情景——PHAST软件包括的事故情景有:灾难性破裂/泄漏/管线破裂/10分钟泄漏/爆破片破裂/安全阀泄放/气相空间排放等7种方式,应根据工艺过程可能发生的最不利情况进行分析后选定。除此之外,本项目还根据业主审查意见,补充分析了下列特殊事故案例:

a)罐区的事故假设是根据英国等罐区事故,主要考虑因操作失误或控制失效造成的储罐过量进料导致的爆炸事故,溢流量相等于储罐的输入流量。

b)对加氢反应器这类高温高压设备,由于飞温或反应速度加快会释放大量的能量,有可能造成容器瞬间破裂而产生爆炸,由于软件没有模拟该类型的爆炸后果数据,采用的是业主提供的TNT爆炸当量。

c)当工艺操作温度超过物料自燃点时,应作为重大危险进行案例分析。

d)LPG、乙烯、丙烯等压缩液体储存在球罐或容器中,当罐壁超过机械强度极限发生突然破裂时,大量气化轻烃将瞬间释放而形成沸腾液体扩展气云爆炸(BLEVE)。本项目对加氢裂化和乙烯原料罐区等进行了专门的BLEVE爆炸模拟。

e)低温罐破裂的主要原因有选材不当而导致焊缝脆性开裂或疲劳开裂。泄漏到大气中的液态乙烯或丙烯吸收热量蒸发成气体,同时把大气中的水蒸气冷凝成“雾团”。根据以往事故案例,因“雾团”含有一定的水分,且温度较低,在遇点火源后形成火灾的可能性较大。

(4)装置区障碍物密度——被延迟点燃的蒸气云形成爆炸超压的关键因素是与空气的混合程度,障碍物的密度对爆炸超压有重大影响,密度高会增加爆炸超压值。本项目根据各装置单元设备布置的拥挤程度,分为高、中、低三类密度,并在QRA技术审查中进行确认。

(5)爆炸效率的确定——不是泄漏的所有物质均会参加爆炸反应形成爆炸波。爆炸量是根据泄漏达到稳定状态时,物料蒸气云体爆炸下限和爆炸上限之间的质量来进行计算的。爆炸效率反映的是云体内包含的易燃物质转化为TNT当量的比例。当蒸气云含有足够的能量并被点燃时,由于可燃气云燃烧,能量迅速释放,产生足够的压力,造成对周围建筑物结构的破坏。抗爆建筑物的二个重要设计参数就是爆炸波强度(或称爆炸超压值)和冲击波的持续时间。

3 审查QRA结果是保证QRA合理应用的重要环节

业主和设计单位一般只关心安评报告提出的安全对策措施,对风险分析计算结果不太关心。由于本项目的QRA数据是要用作设计参数,为了保证风险识别的完整性和计算结果的可靠性,在QRA开展过程中组织了三次有中外业主参加的审查会,对不同版次报告进行了多次评审。同时,为了将QRA计算结果合理地应用到工程设计中,又组织了多次设计评审会,重点澄清和审查了以下问题:

(1)确认需要采用抗爆保护的建筑物

本项目要求建筑物抗爆保护是为了保护人和重要的设备和仪表,根据本项目《爆炸保护设计原则》的规定,确定了需要进行QRA计算的中央控制室和现场机柜间等16座建筑物。在设计中,对渣油罐区和循环水场二个现场机柜间是否需要抗爆保护进行了审查,主要确认如受到爆炸破坏是否会对工艺装置运行产生重大影响,或是否可能产生二次事故灾害等。对可能受到爆炸影响的其他有人建筑物,即使不采取抗爆设计,也要求采用抗爆玻璃、缩小开窗面积等措施将对人员的伤害风险降到最低。

(2)合理选取抗爆建筑物设计参数

通过对221台重点设备爆炸事故的模拟计算,QRA评估提出了每个建筑物四面墙分别可能受到的爆炸波强度和持续时间,这包括该建筑物周围所有装置可能发生爆炸的影响。QRA报告是按照最不利事故提供的最大爆炸波,其中有些爆炸波强度很大。我们认为,在选取设计参数时应考虑业主对风险的可接受程度、投资费用以及工程设计的可实施性等诸多因素,而不应简单取计算最大峰值。我们对某装置机柜间可能受到的53个爆炸事故进行了专门剖析,结合以前合资项目的设计经验,确认选择设计参数不仅应考虑可能受到的最大爆炸波,也要考虑该事故可能发生的频率,对发生频率很低的极端恶性爆炸事故可不作为设计条件。另外,由于软件无法计算爆炸波传递遇到障碍物的衰减作用,设计应主要考虑邻近装置而不是远处装置的爆炸事故影响。

(3)H2S有毒气体泄放事故分析

本项目重点对H2S进行了有毒气体扩散的模拟分析,计算了在白天和夜晚的6种气象条件下,不同装置设备发生小、中、大孔气体和液体泄漏事故时,H2S在下风向可能扩散的最远距离。计算表明,一旦有毒气体H2S发生泄漏,其影响距离可达几公里甚至超过五十公里,对周边社区居民影响较大。报告建议采取制定专门的应急预案、设置疏散隔离区、厂界处安装风向标、在居民区设置报警器、开展有毒物防护培训等措施。

(4)火炬系统熄火事故后果评估

本项目设有化工、炼油、PX装置和酸性火炬四套火炬系统,在发生全厂停电、停水重大事故排放时,由于低热值或长明灯故障导致火炬熄灭,有可能使大量碳氢化合物或H2S气体未经过燃烧直接排放到大气中,造成重大的环境污染甚至火灾爆炸事故。本项目QRA对这种事故后果进行了分析计算,核算了最不利事故条件下,排放气体达到爆炸极限的扩散范围和落地浓度,并重点分析了硫磺装置故障停车时的酸性火炬排放、H2S尾气焚烧炉在正常运行和事故紧急排放等不同负荷条件下,如果发生熄火事故H2S气体的扩散范围和影响。根据毒气扩散模拟分析,在不同气候条件下,硫化氢扩散浓度在地表上不会对健康造成不可恢复的伤害。不过,硫化氢的一级应急反应浓度(0.1PPM)扩散范围较大,有可能对周边人员造成短期影响,从个人死亡风险角度而言,这是在可接受范围内。

石化项目环境风险评价初探 篇5

石化项目环境风险评价初探

环境风险评价是石油化工项目环境影响评价的一项重要内容.以一个石化仓储项目为例,阐述了环境风险评价的技术路线,给出了事故概率和污染源强的计算方法,预测了事故发生后对大气的污染影响.

作 者：周志斌 ZHOU Zhi-bin 作者单位：广东省环境保护工程研究设计院,广东广州,510630刊 名：广州化工英文刊名：GUANGZHOU CHEMICAL INDUSTRY年，卷(期)：38(2)分类号：X8关键词：石化 环境风险 环境影响评价

大型石化项目 篇6

1 大型石化建设工程项目信息管理工作所面临的挑战

大型石化建设工程项目参与方众多, 信息种类繁杂且数量众多, 从而对顺利实现项目信息管理的目的造成极大挑战。一般而言, 大型石化建设工程项目信息管理工作所面临的困难主要包括:

1.1 项目团队内部不同项目成员对项目信息有着不同的观点和需求

这种观念上的不一致会对信息管理策略的实施形成较大阻力。比如对某组项目成员而言至关重要的信息在另一组项目成员看来可能并无多少价值。又比如, 对大多数公司而言, 项目建设实施团队和项目建成后的运营团队并非是同一批人员。在项目建设阶段, 工程师由于长年累月同相关项目信息打交道, 因而会对其非常熟悉, 并不会花费过多的精力对信息进行管理。但对项目运营团队而言, 只有在项目移交之前的几个月才会开始接触到数以万计的各类项目文件, 所以其对项目信息管理的需求会更加迫切。

1.2 工程承包商对项目信息管理策略的实施产生负面影响

首先, 大部分工程承包商只负责完成项目某一阶段或某一部分的工作, 在完成相应工作之后, 就不再需要使用项目信息, 因此并没有参与信息管理工作的动力。即使业主在工程承包合同中明确提出承包商在信息管理方面应尽到的义务, 但承包商最为关注的仍然是如何能够通过业主对其工作的验收, 仅此而已。其次, 承包商的能力水平参差不齐, 就信息管理而言, 有些实力雄厚的大型承包商具备一整套专业流程, 而另一些中小承包商甚至连最基本的体系都未建立起来。再次, 设备供应商提供的信息通常难以引起承包商甚至是业主团队的足够重视, 因为这并非在其职责范围之内, 这就容易导致这些信息难以通过标准的信息管理流程得以管理, 而往往是由非专业的团队任意处置, 从而出现信息丢失, 信息得不到及时更新, 变更控制难以执行等问题[2]。

1.3 项目工期紧张

大型石化建设工程项目通常工期较为紧张, 特别是对于长周期设备而言, 往往在项目团队成立之前或是项目信息管理方案出台之前就已经发出了询价文件或订购单, 这也是不利于项目信息管理工作开展的。

1.4 业主人力资源紧张

业主团队在建设项目中主要是负责对承包商的工作进行监督以维护业主方的利益, 并不会直接从事某项具体工作, 因而同承包商相比, 业主方的人力资源数量甚至不及其十分之一, 使得业主方在面临大量文件信息时难以抽出足够的资源对其进行审阅, 最终导致大量文件处于一种“中间产品”状态———无法确认文件质量是否合格, 编号是否正确, 是否包含所有应当包含的信息。

1.5 项目团队遣散

业主和承包商项目团队的部分成员往往在项目正式结束之前就已经被遣散, 这就有可能使大量重要信息面临丢失的风险, 比如文件尚未正确编号, 尚未传入文件管理系统, 未能按照正当的程序进行保管。

1.6 项目团队分散在世界各地

很多跨国公司大型石化建设工程项目的团队成员可能分散在全球各地。每个地区的成员都会自行编制部分项目文件同时也会对其他地区项目成员编制的文件进行查阅和参考, 只有健全可靠的信息管理体系才能确保信息在全球各处往来的过程中仍能得以妥善处理。

1.7 电子邮件

通过电子邮件交流信息在很多方面确实能够提高工作效率。然而, 从信息管理的角度来看, 电子邮件的不恰当使用往往导致项目信息得不到妥善处理。也正是由于电子邮件的便利性, 使得团队成员倾向于规避已建立起的信息管理流程。

2 大型石化建设工程项目信息管理策略举例

为了减弱甚至消除上述挑战所带来的负面影响, 项目团队有必要采取适当的策略来更好地实现项目信息管理工作的目标。

2.1 项目团队成员要具备信息管理意识并主动积极参与

再完美的信息管理策略如果得不到项目团队成员的支持和执行也是一纸空文而已。因此, 使项目团队成员具备信息管理意识并主动积极参与其中是实施信息管理策略最重要的一环。这就要求做到对所有项目成员进行相应培训, 使其了解信息管理的各项标准和程序, 在同承包商等打交道时能做到口径一致, 按统一的标准行事。仅靠信息管理专员自身的力量是难以实现信息管理的最终目标的。

2.2 从信息产生之时起便对其开始管理

任何信息从其产生之时起便面临着丢失的风险。有些信息一开始先供部分团队成员使用, 之后便束之高阁, 直到一段时期之后, 另一组团队成员才会需要使用到这些信息, 但这组成员并未从一开始就参与信息的管理, 因此很有可能并不清楚信息的位置, 准确性及完整性等情况。

正是由于存在此种风险, 要求项目团队从信息产生之时起便对其进行管理是非常必要的。比如业主在收到承包商提供的工作交付成果之后, 应立即将其传入文件管理系统, 且在今后文件更新或再版时, 做好相应记录。

2.3 制定清楚明确的信息管理策略

只有在所有项目参与成员都清楚自己在项目管理流程中应扮演何种角色, 完成哪些具体事项的前提下才能成功实现项目信息管理策略。这就要求业主制定清楚明确的信息管理策略并应将其包含在与承包商签订的工程承包合同之中, 同时要求承包商严格按照该策略开展工作。根据项目的不同情况, 比如项目规模大小, 文件数量的多寡, 承包商的工作范围等, 可对信息管理策略进行适当修改和补充, 使之适应具体项目的实际情况。

2.4 对承包商的信息管理工作进行监督

尽管在工程承包合同中已经要求承包商按照信息管理策略行事, 但若承包商执行力度不够, 也会严重影响信息管理工作的质量, 导致业主花费大量精力和财力对此进行补救。因此业主对承包商的信息管理工作进行监督是非常必要的, 其中主要包括确认承包商是否做到以下几点: (1) 明确理解自己在信息管理方面应承担的义务和完成的工作; (2) 制定相应的信息管理方案及具体实施计划, 该方案应同时适用于分包商和设备供应商; (3) 定期对信息管理方案实行情况进行检查。

仅靠信息管理团队来对承包商的工作进行全面监督是不现实的, 这就要求业主项目团队所有成员都参与其中, 且监督工作应尽早开始, 并一直持续到项目实施阶段直至项目结束。

2.5 妥善管理设备供应商提供的信息

在石化工程建设项目中, 设备承包商提供的有关成套设备的信息可能占到项目总信息量的20%以上, 相对其他信息而言, 这些信息对于项目的建设与开展起到同等重要的作用, 因此也应对其进行妥善管理。特别是当设备采购工作是由承包商代业主开展时, 承包商有义务对设备信息按照既定流程进行管理并应督促设备供应商按照信息管理流程行事, 这就要求业主工程团队, 信息管理团队, 采购团队与承包商通力合作[3]。

为激励承包商和设备供应商采取措施满足业主对信息管理的需求, 可将付款进度与之联系起来。比如只有在供应商按要求提供所有的文件及设备工程技术数据资料后才能要求业主结清设备尾款。

2.6 所有项目参与方使用同样的文件编号规则

在大型石化工程建设项目中, 对文件进行编号十分有助于对文件进行归类整理, 使信息使用方能够迅速便捷地找到文件。文件编号通常由一系列数字和字母组成, 每一部分都具有特定的意义。然而, 不同公司所使用的文件编号原则通常彼此“不兼容”, 这主要是由于不同的公司对同样的数字和字母组合赋予了不同的意义[4]。

大型石化建设工程项目由于有多方参与, 如果各方都将自己的文件编号体系应用于同一个项目势必造成混乱。要解决这个问题, 就必须确保项目参与各方在产生文件时都使用统一的文件编号体系对文件进行编号。

由于不同的项目所使用工艺技术有所不同, 涉及的专业也不尽一致, 因此项目团队可以针对具体的项目对文件编号规则进行适当修改, 比如增删部分编码, 专业代码等, 但在同一公司内部, 文件类型和主要专业所对应的数字和字母代码应保持不变。

2.7 充分运用电子文件管理系统

目前市面上已有多种电子文件管理系统可供用户选择, 在项目信息管理的过程中起到了事半功倍的作用。电子文件管理系统其中一个主要功能便是帮助用户记录各个文件的元数据[5]。元数据是指与某个文件的基本概况相关的数据, 包括文件的作者, 版次, 生成时间, 修改者, 修改时间等, 这种元数据在文件管理过程中能起到至关重要的作用。另外, 电子文件管理系统的归类, 查询等功能亦能大大提高信息管理工作的效率。

3 结语

做好大型石化建设工程项目的信息管理工作并非易事, 但实践证明, 如果能让接受过良好培训的具备相应能力的专业信息管理人员介入到项目中, 采取适当的策略, 应用合适的软件系统, 项目各方完全能够做好信息管理工作, 从而更扎实地为整个项目的执行打下坚实基础。

参考文献

[1]赵宇.如何推进企业文档管理工作的思考[OL].http://www.cnki.com.cn/Article/CJFDTotal-ZFSX200905176.htm.

[2]仇正刚.浅析项目管理中的几个关键工作[OL].http://www.lunwenf.com/xiangmuguanlilunwen/13111.html.

[3]佚名.浅析如何做好施工项目内业资料管理工作[OL].http://www.lunwenf.com/xiangmuguanlilunwen/9836.html.

[4]佚名.浅谈施工项目管理[OL].http://www.lunwenf.com/guanlixuelunwen/1177.html.

大型石化项目 篇7

近十年来, 众多国外知名的石化公司进入中国的石油化工行业, 合资或独资建设了一批投资数十亿美元的大型石油化工项目, 同时引进了专业工程建设管理公司的项目管理模式。其中完善的质量保证和控制体系以及质量审计机制成就了石化项目装置的开车成功及稳定运行, 促进了中国石化工程建设的发展。

质量保证和控制并不是石化工程项目所特有的行为活动。每一个企业, 每一种经营活动都有其各自的质量控制措施和目标。而石油化工装置连续化生产、原材料和产品易燃易爆、高 (低) 温高 (负) 压、有毒有害的行业特点, 决定了其项目质量控制和安全控制的重要性。石化工程项目的质量保证和控制, 应以其企业所建立的质量保证体系作为基础和保证, 并贯穿于项目的管理、设计、采购、施工安装及开车全过程各个阶段的每一项工作当中。即不仅要监督、控制设备和材料的制造、加工质量、装置现场的施工、安装工程质量, 还要控制工程合同文件、设计文件、项目所采用的标准规范的完整性、准确性和时效性等项目软件质量。项目质量控制的主要活动内容包括:

(1) 制定并贯彻执行项目质量计划;

(2) 在项目实施过程中, 除项目质量计划的特殊规定外, 应严格执行质量体系文件;

(3) 严格的设计评审、校核和审核;

(4) 设备、材料采购的检验、试验和验证, 不合格品的控制;

(5) 建筑、安装的过程控制和验收;

(6) 开车的过程控制和验收。

2 质量管理之审计机制

大型的石化工程项目, 因其规模庞大, 通常设有总的管理机构, 即由业主和管理公司组成联合管理团队, 并按单元划区域分块管理。有的特大是一体化石化项目区域较多, 不同区域由不同的管理公司承包管理, 还可能是EPC管理模式。如果说各区域管理团队是具体质量控制的主体, 那么联合管理团队的质量管理部门则发挥全局性质量保证的职能, 以审计的方式确保各区域的质量保证体系得以落实。以联合管理团队总负责人 (通常是业主担任的项目主任) 责任制, 首先确立项目的总体质量目标, 制定项目质量体系, 规定各区域按照质量管理的要求实行。不同的区域可能由来自不同的国家和地区的管理公司管理, 使用不同的质量管理体系。联合管理团队质量部门负责项目的总体质量管理, 集中了所有的质量管理职能, 推行总体质量管理计划。并以联合管理团队的质量部门为主导的质量审计小组, 对各区域的质量保证体系进行审计, 对设计、供货和施工质量进行全方位的过程质量控制进行审计。质量审计已成为ISO 9001质量标准体系中的一个关键要素, 是对质量控制系统的体系检查。

(1) 设计方面派驻设计院的项目质量代表审计并监督设计行为是否满足项目的要求和程序。项目管理团队还会在不同的设计阶段对设计文件进行抽检, 监督设计工作的质量;

(2) 供应商质量监控 (SQS) 对于采购的材料和设备, 由专业的第三方SQS服务商在质量部门的指导下, 配合材料部门, 进驻材料及设备供货厂家进行专门的检查和质量监督服务, 确保所采购的材料和设备满足项目质量要求, 并接受对SQS服务行为的审计;

(3) 施工质量在现场施工阶段, 现场质量控制除了施工单位承担主要责任外, 国家规定的监理制度发挥着监督作用。联合管理团队或区域的质量部门批准的质量保证和控制计划是否得以落实, 是质量审计工作的主要内容。

3 质量审计的目的

质量审计是为了监督和保证项目行为符合项目的质量体系, 以实现项目的总体质量目标。由联合管理团队的质量管理部门制定的项目运行机制, 来确保质量计划的有效实施。按照ISO 9001∶2000的质量管理体系, 确定项目执行的方式。运行机制包括项目准则、项目执行计划、现场质量手册、各专业的执行方案、工作指令、检查清单、规范等, 以及软件系统, 这些都构成了项目质量体系的基本要素。运行机制还规定了基本原则和机制的关键要素。审计以运行机制文件为准绳, 通过定期的内部审计, 检查设计院、材料设备供应商和现场施工行为是否符合项目运行机制的要求。需要时, 还可以引入外部审计。对审计结果进行衡量、分析, 提高质量行为。

4 质量审计机制的运行

项目质量审计组对项目的质量行为做独立的审计, 审查并监督项目行为符合项目的要求和程序、认定质量问题并提供解决方案、评定解决方案的效果、并确保质量审计中提出的纠正措施和预防措施得到落实。通的审计, 来指导和监督联合执行组各成员及工承包商/供应商的质量管理方案及行为, 确保符合项目的总体质量管理计划。

在项目实施过程中适时地安排审计, 以便尽早发现问题。并根据审计和监督结果对审计计划予以必要的更新, 调整审计的类别、审计的频度及审计时间, 以确保质量满足项目的规范要求题随着ISO标准系列从1994更新到2008系列, 质量审计的重点已从纯粹的程序符合性和执行力度转移到了对质量管理体系实际效果的衡量, 以及对质量管理体系执行结果的评审。任何形式的审计都是为了查找不符合要求的情况。一旦发现质量行为不符合的情况, 便提出纠正措施和预防措施, 以及改善的建议。处理不符合情况和发现不符合情况同等重要。

审计机制的功能还可延伸至对承包商/供应商工作质量的量化考核。设立项目质量性能指数, 每月适时地跟踪设计、供货和现场的质量行为, 以此来考核承包商/供应商的质量控制水平。质量性能指数衡量项目的内容包括:订单下达后设备设计需修改的比例、按照图纸现场需修改的次数、单线图重新发布的比例、设备到场后需再加工的次数、阀门及仪表安装后因不当处置而损坏需更换的数量、现场仪表回路检查后需要修改的次数、无损检测发现的不合格率、试车/开车/性能测试中发现的泄漏数量、试车/开车/性能测试中发现的中断次数、机械竣工前关键人员更换的次数等等。通过考核, 选出优秀的设计和施工安装承包商及供应商, 作为后续项目的可靠资源。

5 结束语

实现一个项目的质量目标, 不仅要依靠承包商/供应商的直接质量行为来控制工程的质量, 还要靠项目管理层面的质量保证体系来支撑, 并且利用审计机制指导供应商所有参建方在质量保证体系的框架内规范质量行为, 以达到预期的工程质量目标。

摘要：大型石化工程项目规模庞大, 质量管理不仅靠过程质量控制管理, 更需要集中的审计机制对质量保证体系的监督和审计。本文简单介绍了质量审计的作用和在大型石化项目中的运用

关键词：石化建设项目,质量管理

参考文献

大型石化项目 篇8

1 企业简介

该企业分为生产区和管理、生活区。原油加工能力1 200万t/a。生产区包括16套主体生产装置组成的4套联合生产装置;辅助设施包括储罐区、铁路专用线、仓库、栈桥、机、电、仪维修、化验等;公用工程包括水、电、蒸汽、压缩风、氮气、消防设施等系统。厂外工程包括30万t、3万t码头各一座及配套储罐、海底输油管线、铁路交接站等。厂区占地面积163 hm2。工厂的生产工艺条件苛刻,最高压力超过30 MPa,最高温度超过500 ℃,而且介质都是易燃易爆的油品或其他化学品。这些因素都对消防设施的能力和可靠性提出了更高的要求。

2 企业消防设施概况

企业的建筑物功能分类包括生产装置、公用管道系统、储罐及其他设施等构筑物,仓储(含甲类危险化学品仓库)等用房,控制室、配电室、化验室、维修间等生产用房,办公楼、宿舍等生活管理用房。为了满足各类建构筑物消防要求,企业消防设施设置了如下系统。

火灾报警系统:现场设有电话119和自动报警两种火灾报警方式。厂区自动电话程控机设有119专用号,各分机均可拨打119向厂消防值班室报警,该站终端机能对报警电话录音,显示报警电话号码和位置。火灾自动报警系统划分为三个主要部分,即生产装置及辅助设施、变配电所系统、管理区。生产装置及辅助生产设施以中心控制室为火警监控站,监测范围为生产装置及辅助生产设施内除独立的变配电间以外的所有区域;变配电系统以总变电值班室作为火警监控站,监测范围为总变电所和各单元内的独立的变配电间;管理区以厂办公楼值班室作为火警监控站,监测范围为厂办公楼及管理区其他设施。全厂所有的火灾报警控制器通过总线方式联网,组成全厂性火灾报警系统。消防值班室、消防控制中心设在厂消防站内并设控制终端。

不同的区域配备不同的报警设备。建筑物内和室外现场采用点式火灾探测器和手动报警按钮,变配电间电缆夹层的电缆桥架内采用线型感温探测器,外浮顶的油罐上采用光纤光栅感温探测器,装置区、油罐区采用防爆型手动报警按钮。所有报警信号首先送到各区域的火灾报警控制器,再通过光缆送消防站值班室的控制终端。

消防水系统主要由消防贮水、给水及消防加压泵站、管网系统、喷淋设施等组成。消防用水量按厂区和辅助生产区内最大消防用水量的设施共两处同时着火的用水量计算。在遍布全厂的管网上设置消火栓,在装置区、球罐区设置消防炮,油罐上设置水喷淋设施。消防水系统为稳高压系统,平时维持0.8 MPa压力。

泡沫灭火系统:工厂罐区设有5座泡沫站,泡沫原液贮备按服务区一次灭火最大用水量计算。采用低倍数水成膜发泡灭火剂,码头上的还适用于海水。

气体灭火系统:计算机房、档案室等场所设置了七氟丙烷气体灭火系统。七氟丙烷瓶头阀由高压氮气打开,全厂管理区火灾报警控制器接收到火灾信号后,打开高压氮气瓶阀门,高压氮气驱动七氟丙烷瓶头阀引发动作。另外,燃气轮机发电机室(类似于集装箱的钢结构房子)设置了独立的CO2灭火系统,室内装有烟感探测器,机身旁装有感温棒。当室内或机身着火时,烟、温感信号传递到独立的控制机,引发CO2在室内喷放。

蒸汽灭火系统:在生产装置内,塔、加热炉、其他设备框架上设有消防蒸汽管。管上有接口,与橡胶管相连。在初期火灾时,由人工操作打开阀门,蒸汽通过橡胶管喷到着火点,灭火效果较好。

通风、防排烟、防火门、疏散指示系统:在人员相对集中的办公楼、化验室等建筑物设置了上述系统。也由管理区火灾报警控制器控制,保证火灾时人员疏散逃生用。

3 检测单元的划分

石化企业按专业分车间、装置等进行管理。人员分工明确。现场管理、人员配合、组织整改等都由专管的行政单位负责。如果依以往的习惯,按消防设施系统分类检测,则每一个系统的单体分布到全厂各处,跨越许多管理区域,检测时无法协调各单位统一动作;以全企业作为一个单元出一个测试报告,势必内容繁复,不方便厂方使用。经与厂方反复研究,决定根据专业、管理分工和设备平面布置等,将全企业分为73个单元,出73份测试报告。划分原则是:有利于检测现场的管理;方便生产人员的配合;报告结果明了,特别是不符合项目的标注清楚;组织不符合项目整改时责任明确;划分区域检测需要注意局部和全系统的关系等。实践证明,这一种划分符合实际要求。

4 火灾自动报警系统的分级检测

由于企业范围较大,火灾自动报警系统又分为三个区域,分别设有火灾报警控制器,每个区域中又分为若干小区域(如一个装置或一个罐区),每个小区域也设有本区域的火灾自动报警器,可以将报警信号传至区域火灾报警控制器,自动启动相应消防设施,也可就地手动启动相应消防设施,这样形成分系统。这些区域控制器通过总线方式联网,组成全厂性火灾报警系统。全厂火灾报警系统所设显示器可以从平面图上显示报警位置,通过119值班室指挥全厂应急反应和灭火动作,但不直接自动控制启动消防设施,形成三级报警、两级控制系统。为了检验其分区和总体的报警功能,现场检测采用的方法是:在火灾探测器模拟火灾(如模拟烟、温感触发条件)引发探测器报警。分区域、区域、全厂火灾报警器同时检测报警信号显示,判定显示的时间、地点是否正确、统一。全厂火灾报警信号超过一万点,逐点核对。检测中发现的问题是:现场有探测器但全厂火灾报警系统显示器编码没有;显示器编码列有位置,但现场找不到探测器;显示器编码位置与现场不符。这些误差点共100多点,约达总量的1%。除报警点核对外,对控制器自动或手动启动消防设施的功能也作了检测,即联动试验。对分区域、区域两级控制器的联动功能试验为在探测器模拟火灾条件,观察控制器能否自动或手动启动相应消防设施,逐个控制回路试验确认。

5 防爆区域感烟、感温探测器的检测

石化企业许多区域划分为防爆区域,区域内非特殊需要和采取安全措施,严禁存在火源。所以在防爆区域感烟探测器不能使用烟棒检测,通常采用化学烟雾剂模拟烟雾。市场上有多种感烟探测器和化学烟雾剂,并不互相通用。所以首先要选择合适的化学烟雾剂,其次还要确定喷雾量,即喷多少量探测器反应即为合格。烟雾剂过量会腐蚀探测器,造成短路、结垢等。为了顺利开展检测,预先在非防爆区选定同样型号的探测器,经烟棒检测是符合要求的,用以筛选合适的烟雾剂,然后确定合适的喷雾量。反复试验后,将标准的操作方法规定下来,并对检测员进行培训,经考核掌握了标准操作方法后才开展防爆区的检测。厂方严格要求采用化学烟雾剂后不得出现潮湿、腐蚀、结垢、增大电阻或短路等现象。经过多方调查、筛选,选用某进口喷雾剂,符合检测要求。

通常对感温探测器检测采用电吹风机吹热风的办法。由于电吹风机不防爆,防爆区域不能采用。现场检测决定采用自行研发的防爆聚光灯照射的办法,即将防爆灯具改装成聚光灯,功率75～100 W,其接线和插座均采取了严格的防爆措施。经厂方确认同意采用。检测前也在非防爆区进行测试,确定标准检测操作方法。检测时感应时间约60 s,时间稍长;另一个缺点是拖着很长的电缆,操作不便利,这些问题有待改进。

该企业100 000 m3原油储罐为外浮顶罐,浮顶与罐壁间软密封处设有一圈光纤光栅感温探测器,其结构是感温棒(长约10 cm,直径0.8 cm)由长约1 m的光纤交替连接,成为线性的感温探测器,随浮顶上、下。该探测器平时监测罐温,火警时感温报警。设定响应温度为65～85 ℃。由于浮顶密封圈不可能绝对密封,浮顶上存在可燃气体,属于高度危险的防爆区域。浮顶上检测员操作危险性也较大。检测前,曾经考虑用防爆聚光灯、化学反应发热包、电蓄热器、长距离送热风等手段提供热源对感温棒加热。但采用聚光灯加热,现场对电源、线路及灯具要求非常严格,操作不便;采用化学反应加热,热量不够,难以控制温度,也很难设计出合适的发热包;采用直接热风加热,现场无风源,远距离加热送风,温度难保证。经过反复研究,最后决定用热水作热源。为此设计了专用的热水套,该热水套是保温的,但包裹感温棒的一面采用传热较好的材质,对光纤光栅感温棒进行加热,经试验均符合规范和检测要求。为保证检测员安全,检测时浮顶最好处在高位,并用便携式可燃气体检测器检测罐顶环境,确认安全后才进行检测。共完成了14座外浮顶油罐近万米光纤光栅感温探测器的检测。

6 泡沫灭火系统的检测

该企业泡沫灭火系统主要用在罐区和码头,共设12座泡沫原液储罐,均采用低倍数水成膜泡沫灭火剂。其中码头处为适用海水型。当系统启动时泡沫原液泵将泡沫液送往混合器与消防水通过压力平衡式混合。水和泡沫液配比为94∶6。混合液送往各个油罐,经空气泡沫产生器后直接进罐灭火。每个油罐区分为两个区域,设区域控制阀,阀后至每个罐都有控制阀。检测泡沫系统是按每个分区作为一个系统,在生产区域火灾控制器输入信号,由火灾控制器自动启动泡沫泵、消防水、混合器直至该分区的控制阀。为了防止泡沫窜入油罐、污染油品,在分区域控制阀后加了盲板,盲板后的管道设施等无法检测。泡沫液在泡沫罐试喷口喷出(泡沫水带喷口带有发泡器)。为了防止污染环境,试喷泡沫由收集槽和专用容器接收。同时通过泡沫采样、称重等可算出发泡倍数。泡沫液回收后送往事故废水回收系统。将每个罐区的两个区域泡沫系统逐一进行自动控制的联动试喷,检测其灭火功能。

该企业所采用泡沫灭火剂储存期规范规定为两年,过期后应每年检验一次,现已储存4年。对这些泡沫灭火剂的性能检测和判定,做了两方面的工作:一是试喷,二是化学检验。试喷如前所述;化学检验过程为对各泡沫储罐采样,委托广东省产品质量监督检验中心进行化学分析。项目有密度、pH值、粘度、凝固点、沉淀物、发泡倍数、25%析液时间。由这些项目判定泡沫液的化学稳定性和发泡性能。经检验,有两个样品发泡倍数、25%析液时间均不合格。为此建议更换这两罐泡沫液,其他的每年进行检验,以判定是否应该更换。厂方已采纳建议。

7 结 论

石化企业规模大,生产工艺复杂、高温、高压、易燃、易爆,作为高危行业,各类消防设施齐全,技术先进。按《消防法》规定应每年对消防设施至少进行一次全面检测。由于设备和环境的特殊性,检测方法和仪器也应作相应的研发或改进。当前我国对消防设施检测的方法和仪器、工具均没有统一的标准规范,各地做法相差较大,影响了检测质量。因此,制订消防设施检测技术规程和检测主要仪器、工具的标准已是当务之急。

参考文献

[1]韩刚.石化企业安全生产模糊综合评价系统的研究[J].消防科学与技术,2009,28(5):384-386.

[2]严晓龙.舟山市石油储运行业消防安全对策探讨——大连“7.16”火灾爆炸事故的启示[J].消防科学与技术,2010,29(12):1118-1120.

[3]郭虎城.高压细水雾灭火系统在石化企业热油泵区的应用[J].消防科学与技术,2011,30(1):52-54.

大型石化项目 篇9

1 电动机起动方式及相关标准要求

根据国家标准《电能质量 供电电压允许偏差》(GB/T 12325-2008)与《通用用电设备配电设计规范》(GB 50055-1993)的规定[2,3]:

(1)需频繁起动的电动机起动时,在配电线路末端的电压降应≤10%;

(2)电动机不频繁起动时,配电母线末端的电压降不宜>15%;

异步电机的电磁转矩公式

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由上述公式可知,异步电机在某一转速下,其电磁转矩与机端电压的平方成正比,与频率成反比。这是电动机起动分析的基础。

(1)电机制造以后,在对应的每个转速点(s)下,电磁转矩与机端电压的平方成正比,与定子电流频率成反比。那么在工频方式下,机端电压越高则电磁转矩越大。而每个转速点对应的电机电抗值是一定的,所以机端电压高,就对应着电机电流大。目前,机械强度不存在问题,所以对于电机和负载而言,是希望电磁转矩越大愈好,也就是希望电机电流大。

(2)对于系统而言,则希望起动支路吸取的电流越小越好,即电机起动电流越小越好。可以这样分析,母线电压肯定是在85%～100%之间,变化不大,可以视为一个定值。那么起动支路与电网交换的能量就是 1.732×母线电压×回路电流,回路电流越小,则与电网交换的能量越小,那么对电网的影响就越小。

这就产生一个矛盾,即如何在保证电机转矩足够大的情况下减小对电网的冲击。

常见的电动机的起动方式按特性可以划分为以下几个类型:全压起动、降压起动及变频器起动。其中工频降压起动方式主要有串电阻降压起动、相控调压方式起动和降补固态软起动。

电机在串电阻降压起动和相控调压方式这两种起动过程中(如图1所示),电机转矩和电机端电压的平方成正比,电机端电压和电机堵转电流成正比,电机转矩与电机堵转电流的平方成正比,所以为了保证电机起动转矩足够拖动负载,电机起动电流可以减少的范围有限。

电机在降补固态软起动过程(如图2所示)中,为了进一步降低母线电流I1,降补固态软起动装置将电动机及无功发生器并联回路经降压器接入电网,通过降低机端电压的方式进一步减小电流。此时降压器的输出电流为电机电流ID与无功发生器电流IC之差,输入电流为输出电流的k倍(降压器一二次电压比为1:k,k<1), 即I1=k(ID-IC)。

2 齐鲁石化14 MV备用风机不同起动方式对比分析

备机14 000 kW电机及负载参数如下:

额定功率: 14 000 kW

额定电压: 10 000 V

额定频率: 50 Hz

相 数: 3

极 数: 4

额定电流: 925 A

起动电流倍数: 4.2

效 率: 97.1

功率因数: 0.9

额定转速: 1 486 r/min

堵转转矩倍数: 0.6

最大转矩倍数: 1.8

电机转动惯量: 1 760 kg·m2

负载的转矩曲线:(已折算到电机端)

静阻力矩: 6 000 N·m

起动阻力矩:23 000 N·m

负载的GD2值:(已折算到电机端):22 000 kgm2

起动方式采用软起动。当机端电压不低于72%,电机允许起动时间65 s。

已知系统参数:

110 kV母线最小短路电流5.6 kA,经40 MVA的变压器到10 kV母线。

同母线下固定负荷为17 697 kW,功率因数0.9 。

电机起动时间的计算方法:

传动加速定理:

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其中:

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则有:

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可以推得:

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分段计算,

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将原始数据中的时间段中的转矩视为定值,则有:

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习惯上给出的是

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则通项为:

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按照以上参数,对三种起动方式分别计算,空载电压按10.5 kV考虑,各性能指标见表1。

上述计算仅为理论计算值,仅供参考,实际应用时各项参数以现场实测为准。

通过以上对比分析可知:

(1)采用串电阻降压起动和相控调压方式这两种起动方式时,电机端电压和起动电流成正比,因而机端电压下降明显,电机起动转矩仅能满足拖动负载需要,因而起动时间较长,这势必影响电机制造厂的各项电机参数(电机允许起动时间,机端电压降允许值)。

(2)如果采用将补固态软起动的方式,可以明显提高机端电压,从而增大起动转矩,缩小起动时间,对于电机制造过程中电机参数的影响较小。

根据电机厂提供的相关参数,可以发现本工程项目中14MW电动机起动方式优先采用补固态软起动的方式。

3 结 论

这里就齐鲁石化2 600 kt/a催化裂化装置中14MV备用风机的工频降压起动方式进行了对比分析,给出了相关参数计算方法。

通过表2“三种工频降压起动方式主要起动性能指标比较”的分析,采用降补固态软启动方式具有如下特点:

(1)起动时回路电流小于1.8倍电机额定电流,最小可达到额定电流。

(2)起动时电网的压降在5%～12%之间,可任意选择。

(3)对电网容量要求较低,可显著减小变压器安装容量,大幅降低一次设备投资。

(4)起动转矩大,可满足不同负载的要求。

(5)可连续起动,重复精度高,起动时切换过程无操作过电压。

(6)无谐波,压降很低,基本不影响电能质量;无附加有功损耗。

(7)全密封,不受环境限制,安全可靠,寿命长,基本免维护。

尤其对于石化行业内部分总变无改扩建能力的企业,在已有电机参数不可调整的前提下,采用降补固态软起动方式,既可以有效的降低电网冲击又可以保证电机有足够的起动转矩,缩短电机起动时间,在实际应用方面有着良好的推广应用前景。

在实际应用过程中,大型电动机起动与电机自身特性、电网结构、负荷阻力距等密切相关,需要根据实际情况进行具体分析,从电机起动特性、经济性及实用性等方面综合选择电机的起动方式。

参考文献

[1]王颖,中压电动机起动传统方式的危害[J].大电机技术,2003,3:42-45.

[2]GB50055-1993通用用电设备配电设计规范[S].北京:标准出版社,1994.

大型石化项目 篇10

1.1 石化企业污水的特点

石化企业炼油污水是电脱盐、常减压、催化裂化等工段产生的污水汇集而成,是一种集悬浮油、乳化油、溶解有机物及盐于一体的多相体系,悬浮物及盐出自电脱盐工艺,油及溶解于污水中的硫化物、酚、氰化物等与原油加工工艺有关。

1.2 石化企业污水治理现状

石化企业污水处理技术按治理程度分为一级处理、二级处理和三级处理。一级处理所用的方法包括格栅、沉砂、调整酸碱度、破乳、隔油、气浮、粗粒化等;二级处理方法主要是生物治理,如活性污泥、生化曝气池、生物膜法、生物滤池、接触氧化、氧化塘法等;三级处理方法有吸附法、化学耗氧法、膜法等。炼厂污水一般经二级处理可达标排放。国内采用三级处理即深度处理的企业极少,而国外很多石化企业污水一般都有三级或深度处理工艺。据国家环保局统计,真正达到规定排放标准的不足50%。水资源的严重短缺和环境因素制约着我石化企业的进一步发展壮大。为解决这些问题,研究适宜的污水深度处理工艺使炼油污水循环回用是十分必要的。

2 石化企业污水处理与回用技术

2.1 污水处理概述以及污水回用途经

污水的回用一般要经过深度处理(即三级处理)来除去二级处理(生化处理)所不能除去的污染物(有机物及胶状固体,可溶的无机矿物质氮磷等等)和COD、BOD、颜色、味道、气味等。

石化企业废水回用主要有三种途径,一是作循环水补充水源,二是作为工业用水水源,三是作锅炉用水产生蒸气。

2.2 石化企业污水处理与回用技术

污水处理与回用技术按照原理不同,可分为物理处理法、化学处理法和生物处理法。单一的深度处理技术一般只能去除某一类污染物,几种技术有机耦合才能满足回用水质的要求。

(1)物理处理法。物理处理法主要包括沉淀、过滤、吸附、空气吹脱、膜分离等。沉淀主要用于固液分离,澄清水质,去除大颗粒的絮体或悬浮物。过滤主要是澄清水质,可以去除大于3μm的悬浮物、病原菌等。常用的过滤介质有石英砂、褐煤、核桃皮、活性炭等。利用活性炭或某些粘土类材料的巨大比表面积吸附大分子有机物,去除色度,降低COD和去除某些无机离子。膜分离技术用于污水深度处理的历史很短,但用途却十分广泛。根据膜材料孔径的不同,可将其分为微滤、超滤、纳滤和反渗透等几种。(2)化学处理法。化学处理法主要有絮凝、化学氧化、消毒、离子交换、石灰处理、电化学和光化学处理等。絮凝是指投加无机或有机化学药剂使胶体脱稳,凝结悬浮物、絮体等,去除悬浮物和胶体,常与沉淀、过滤等结合使用。化学氧化能去除COD、BOD、色度等还原性有机物或无机物,如O3氧化、H2O2+Fe SO4氧化等,常与其它方法结合使用。消毒是指利用CI2、Cl O2、O3等杀生剂、45和电化学方法杀灭细菌、藻类、病毒或虫卵。离子交换能去除水中的阴、阳离子,用于咸水或半咸水脱盐。石灰处理用于沉淀钙、镁离子,降低水的硬度,防止结垢。电化学、光化学处理能去除水中的难降解物质,如45催化氧化或辐照处理,电水锤技术、脉冲电晕技术等,常与化学氧化结合应用。(3)生物处理方法。生物法在污水回用深度处理中应用非常广泛,能够降解多种污染物,处理成本低、运行稳定可靠,抗冲击能力很强。常用的生物处理法有生物过滤法、生物接触法、氧化法、氧化塘和地层生物修复。

3 大型石化企业的污水处理与回用技术的选择

3.1 大型石化污水处理回用技术选择-膜生物反映器技术

传统的生化处理工艺普遍存在COD、氨氮去除效果差,抗冲击负荷能力弱等缺点,而膜生物反应器技术,把生化技术与膜分离技术组合处理工艺虽然流程较长、成本较高,但处理后的水质情况较为理想,比较适合于大型石化企业。

膜生物反应器(Membrane Bioreactor)简称MBR,把膜分离技术和生化技术结合在一起。膜分离技术是40年来发展起来的一种技术,在能源、电子、石化、环保等各个领域发挥着重要作用。它是一种利用特殊的薄膜对液体中的某些成分进行选择性透过的方法。20世纪70年代,许多膜分离技术实现了工业化生产,并得到了广泛的应用。20世纪80年代膜分离技术的发展,主要集中在不断提高工业化的应用水平,拓展应用范围,加大开发力度,开拓新型的膜分离技术等方面。膜生物反应器一般采用一定孔径的中空纤维膜,通过膜分离,使污水中大分子难降解成分在生物反应器内有足够的停留时间,有利于特效菌的培养,大大提高了难降解有机物的降解效率,它可以取代传统活性污泥法中的二沉池进行固液分离。

3.2 利用膜生物反映器技术进行污水处理的流程

MBR系统由缺氧池、好氧池、中沉池、好氧池、膜池、清洗和反洗系统组成。在生化前有均质调节罐、CPI除油、涡凹气浮、容器气浮、匀质罐等预处理设置,主要作用是去除油类和悬浮物等。经过预处理后的污水自流进入MBR系统的水解酸化池、好氧池、中沉池、好氧池、膜池,在水解酸化池中大分子转化为小分子,提高了水的可生化性,在好氧池中进行有机物降解和暗淡的消化作用,在中沉池中进行部分泥水分离和反硝化作用,经过好氧和缺氧反应后的混合液自流到膜分离池,在此进行泥、水分离,污水中绝大部分活性污泥(尤其是硝化菌)被截留残留在生化池内,混合液回流泵提升进入前端生化池,清水透过中空纤维膜在泵的抽吸下进入清水池。反洗系统用来去除附在膜丝上的污染物,保证膜丝有良好的水通量。

反洗过程在一定周期后进行一次。MBR系统的出水中仍含有一些有机物,通过臭氧-生物炭降解作用,进一步去除水中残留的COD、氨氮等污染物。

摘要：本文以大型石化企业为例,介绍了石化企业污水的特点,污水处理回用现状以及相关的污水处理技术,并针对大型石化企业的特点重点介绍了膜分离技术和生化技术结合膜生物反映器技术以及利用该技术的进行相关污水深度处理与回用的流程。

关键词：石化企业,污水,深度处理与回用

参考文献

[1]杨金鹏.中国石化广州分公司膜生物炼油污水处理回用装置投用[J].炼油技术与工程,2008(6).