输气站场（精选7篇）
输气站场 篇1
随着我国社会经济的发展和学科技术的进步。近几年我国加快了天然气的建设, 现代长输管道的新技术、新工艺等都发生了巨大的变化。因此, 对这些新技术、新工艺在现代输气管道工程的应用进行分析, 加大对现代输气站场的用电负荷的特点和需求的研究, 确保现代输气管道站场供电方面的设计的合理化, 以满足我国各大输气工程的需要。
1 输气管道站场的负荷特征
1.1 关于负荷等级的认识
现阶段我国现行规范有《东配电系统设计规范》、《输气管道工程设计规范》等, 根据这两个规范的的规定, 在输气管道站场中, 压力站使用点击驱动时, 其为一级负荷。使用燃机驱动时, 其压力的符合为二级;在输气管道站场各输气的分输站主要采用二级负荷;在站场内, 各负荷中的通信、自控、机组等的应急系统为一级负荷, 其中应急的照明的电力负荷也是一级负荷。
在输气管道站场, 压气站的生产是一个连续的过程。输气管道输送的天然气等气体具有强烈的易燃性和易爆性, 在站场中, 出现突发性的停电时, 会对站场中管道的输气压力和输气量造成严重的损失, 甚至会中断管道输气的工作, 从而出现严重的经济损失。停电情况下, 不仅仅会造成输气作业的中断, 还会给电驱压气站和燃驱压气站带来严重的影响, 致使其压缩机组停运, 因此在实际的操作过程中, 要根据输气管道本身的特性和重要意义, 来气其中的各设备的供电设置负荷等级以及相应的供电防范。但是需要特别注意的是, 在输气管道站场中, 管道首站的供电, 如果遇到突然的停电, 对输气管道上游的气田造成严重的影响。甚至还会出现由于输气管道上游气田的压力过大而需要暂时关闭气井。因此, 当压缩机站为首站时, 应该制定科学合理的供电方案, 以保证压缩机站的正常运行。
1.2 用电负荷的特征
从实际的经验中, 可以看出, 计算的负荷通常比较偏大, 实际运行中, 由于间歇性负荷比较多, 在实际的运行中, 负荷会出现很大程度的波动。而采用计算的方式, 得出的负荷是不正确的, 造成发电机组的较大容量和较低的发电机组的负荷率, 在发电机组持续工作时, 会出现严重烧机油的现象, 从而会使气缸内部集碳, 使发电机组的使用性下降, 较大的故障的出现, 会严重影响发电机组的使用寿命。才外, 在发电机组的实际运行中, 如果机组的负荷较小, 就会使武功补偿装置不能正常的运转, 从而出现发电机组的功率出现因数超标的现象。因此, 只有对现代输气管道的生产过程和相关技术进行掌握, 才能计算出正确的发电机组的负荷, 为配电方案的确定提供理论依据。
2 供电方案
通常情况下, 根据电网的及时情况以及用电的负荷性质, 输气站场一般采用双回外电线路供电;采用一路外电源加一路自备电源的供电方式以及无外电地区, 完全自主发电三种方式。
从对电网运行管理的角度分析, 采用外电源供电方式是完全自发电方式无法比拟的。采用外电源供电, 能够保证供配电系统的安全性和稳定性, 即使在架空线路出现问题时, 对外电源恢复供电的时间要远远小于发电机组出现故障的修复时间。事实证明, 电力网比单一发电机组供电更可靠。因此, 采用电力网是现阶段制定供电方案的首选。但是随着我国社会经济的发展, 在我国一些地区用电依旧紧张, 频繁出现限电和断电现象, 在一些偏远的地区, 输气管道站场位于乡村, 条件差, 没有可靠的双回路电源, 所以常采用在一路外电源的基础上在加上一路自备电源的供电方案。
在双电源供电厂, 通常都会采用单母线分段或者是内桥接线的方式;在正常运行条件下, 一路电源出现故障以后, 自行退出, 另一路电源提供站内圈闭的负荷用电。
在无电地区的输气站, 要满足日常的供电, 就需要采用多台发电机组进行供电, 对发动机要进行定期的保养和维修。除此之外, 还要对发电机组的可靠行和高自动化性能能进行分析, 接线的方式, 以满足发电机组之间的正常切换和并列运行为主。
在管道的建设中, 一般要根据输气工程下游分输的需要, 不断增加分输站和压缩机站, 因此供电方案应该考虑未来发展的可能性, 尽量减少浪费。
3 保安电源
在单电源供电的输气站中, 设置应急供电的保安电源是必须的。在外电与昂停电以后, 保安电源要提供自控、通信、应急照明等供电的负荷。发电机组为保安电源。
电气故障是没有办法在某一个确定的范围内部可以限制的, 而电力部门并不能确保供电的持续性, 即使出现供电中断的现象, 电力部门也不需要承担任何的责任。因此, 应急电源要和电网上的电气相分离, 保持自身的独立性。工作电源和应急电源之间要采取一定的措施, 避免其并列运行的现象出现, 防止工作电源系统出现故障。为了防止出现在对一个电源系统进行检修和故障检查的同时另一个电源又发生严重的故障, 为了防止这种现象的发生, 需要采用UPS (不间断电源) 作为应急电源, 以确保自控、通信、事故照明以及压缩机组的紧急停电等现象的出现。
4 总结
对于输气管道站场而言, 供电方案是否科学合理, 是决定了输气站场是否能够正常运行的关键。在对输气管道站场的供电系统进行设计时, 既要采用先进的科学技术和新工艺, 满足用户的需要, 又要节约投资, 和输气管道的生产管理模式相结合, 充分的考虑供电系统的安全性、可靠性、灵活性、实用性等, 此外还要做好输气管道站场的主要耗能设备的设计和运行优化, 有效的实现节能降耗。为站场供电提供有力的保障。
摘要：本文主要以我国某输气管道工程的供电设计为背景, 通过对输气管道站场负载实测, 讨论了现代输气管道供电方案, 并且提出了确定供电方案原则和注意的主要问题, 为我国现代输气管道站场供电方案的设计和实行提供宝贵的经验。
关键词：输气管道,站场,供电,方案
参考文献
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输气站场 篇2
方案
即将进入冬季输气生产运行，为确保冬季期间各条输气管道的安全运行及各输气站安全平稳向下游用户供气，本着“安全第一”的工作方针，故对冬季输气管道、输气设备、生产运行做以下工作安排：
1)加强员工安全教育树立安全生产和服务用户满意的思想，认真执行岗位责任制。
2)利用站安全活动进行冬季安全生产教育培训，各站在入冬前对本站所管辖的设备、管道线路和阀室认真进行检查，加强自检自查工作，保证冬季输气管道及设备的正常运行，对查出的隐患及故障要及时整改，站里整改不了的要及时上报公司生产运行部及相关部门。
3)各站在冬季生产运行期间要加强值班巡回检查力度，巡检时要认真执行“听、摸、闻、看、测”五字方针进行检查，确保输气设备的正常运行。
4)针对冬季输气量的增大，各输气站要严格执行输气计划，加强输气生产控制，认真分析各运行参数及数据，及时检查调整输气设备的工作状态，保证其平稳输气。
5)各站要加强与上游及下游用户的联系，及时沟通。
6)各站认真开展安全活动，组织全站员工学习公司《冬季安全生产运行方案》，分析本站冬季生产运行动态。
1)静电接地、跨接线检查：冬季节气候干燥易产生静电，检查接地端是否牢固，有无锈蚀和断裂，确保接地良好，防止静电产生。
2)对收发球筒、分离器、球阀、备用设备进行排液、吹扫、放空，以防液体冻凝。
3)对室外露气管、水管线进行保温处理。
4)对站内安全阀及电动球阀执行机构的检查。
5)检查室内机柜、防爆开关接地电阻并做好详细纪录。
6)检查配电柜、配电箱、用电插座的接线及绝缘情况。
7)检查发电机防冻液液位、机油液位情况，发电机是否运行正常。
8)检查锅炉及附属设备是否运行正常。
9)检查排污池的水位，做好防冻措施。
10)检查主调压撬及自用气调压阀的伴热是否正常。
11)认真检查管道线路是否有露管、塌陷、三桩是否齐全、水工保护是否存在问题。
12)认真检查阀室各阀门是否渗漏，气液联动、太阳能板是否运行正常，阀室接地是否良好。
输气站场风险评价的必要性 篇3
煤层气是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气, 也称煤矿瓦斯, 其主要成份是甲烷。煤在形成过程中由于温度及压力增加, 在产生变质作用的同时也释放出可燃性气体, 即煤层气。从泥炭到褐煤, 每吨煤产生68立方米气;从泥炭到肥煤, 每吨煤产生130立方米气;从泥炭到无烟煤每吨煤产生400立方米气。科学家估计, 地球上煤层气可达2000×1012立方米。
从环保和优质能源的角度出发, 21世纪的重要能源非天然气莫属, 作为非常规天然气的煤层气也被广泛利用。对于今天能源的紧张和保护环境呼声越来越高的情况下, 煤层气的应用也将被提到一个相当高的高度, 并且逐渐向民用发展, 将为解决能源危机提供必不可少的助力。煤层气的管道输送也成为必不可少的输送方式。输气管道的安全问题也越来越受到重视, 其中输气站的安全管理也成为一项重要的研究项目。
一、风险评价的必要性
1. 研究课题的意义和目的
随着我国国民经济发展及市场对能源需求的增长, 迎来了油气管道快速发展的时期。用管道长距离输送煤层气是安全经济的运输方式, 但由于煤层气的易燃、易爆等特点, 一旦系统发生事故, 容易引起火灾及爆炸、污染环境等恶性后果, 特别在人口稠密的地区, 不但可能造成严重人员伤亡及重大经济损失, 还会污染环境, 造成恶劣的社会及政治影响。为保证油气管道安全运行, 防止各种事故发生并减少事故损失, 是摆在我们面前的重要任务。
近年来, 国外通过应用安全系统工程的理论和方法, 使安全管理从传统的事故调查、事故处理的被动模式, 转变为对风险事先分析, 并采取预防、控制措施以减少事故的主动防范的理论和方法。这种以风险评价为基础的现代安全管理方法已在油气管道上得到了广泛应用, 不少发达国家已在风险管理的基础上, 实施油气管道的完整性管理, 使其安全水平有了很大提高。
风险管理是指管理者通过对油气管道的风险评价、制定和采取相应的措施, 来改善管道安全, 将管道风险水平降至合理的、目前可接受的范围内, 达到安全、经济地运行的目的。
近年来, 在欧美等国实施的油气管道完整性管理是在风险管理的基础上, 增加了在役管道完整性检测与评价等内容。它是对新建的和在役的油气管道实施全过程的、有效的安全管理的先进方法。
应用风险管理方法, 可以把管道维护从被动维护转变为主动的、预防性的积极维护, 不但很大程度上减少了管道突发事故造成的直接、间接损失, 而且可以节约管道维护费用, 其综合经济效益十分显著。
此外, 国外以风险评价为基础的现代安全管理方法给我们提出了一个保证输气管道安全及风险管理的最有效方法。我们现在可以借鉴这个方法, 再根据我国现在输气管道的现状及我国地理气候的影响, 提出一个符合我国国情的现代输气管道的风险评价, 能更快的解决我国输气管道存在的隐患, 从而保障输气管道的安全运营。
输气站场是输气管道的重要组成部分, 并且是输气管道中人口最密集的地方, 尤其输气末站是距离城市等人口密集地方最近的输气站场, 这就更需要对输气站场事故隐患的及时发现及事故发生后的及时处理措施的理论体系的建立, 从而保障输气管道的安全运输和周围的人身安全及环境保护。
2. 本论文主要研究的内容
(1) 了解风险评价方法;
(2) 输气站场主要危险因素分析;
(3) 输气站场风险评价的必要性。
二、风险评价介绍
1. 风险评价介绍
风险评价技术在现代安全管理中占有重要位置。在油气管道系统的HSE (健康 (Health) 、安全 (Safety) 和环境 (Environment) 管理体系的简称) 管理体系中, 我国法规要求的安全预评价、安全验收评价和现状安全评价中, 管道风险管理以及管道完整性管理, 都要用到风险评价。
2. 危险指数评价
危险指数评价是风险评价技术中的一种, 它应用危险指数模型, 根据系统的基本性质和状态, 逐步推算出事故的危险性、事故可能的损失以及采取安全措施的有效性, 即不同的安全防范措施对危险性降低的程度。通常把复杂的系统划分为相对独立的若干评价单元, 逐个单元按评价方法规定的步骤, 评分、计算单元的危险指数, 再据此划分该单元的危险程度等级。比较不同单元的评价结果, 可以确定该系统危险严重的单元、设备和它们的主要危害因素。
三、资料收集及有关事故分析
输气站场主要有煤层气压缩机、分离器、干线截断阀及其驱动装置、气体调压设备、计量设备、清管设施、安全阀和煤层气储存设备等设备。
根据重大危险源辨识原理, 煤层气 (天然气) 分别属于库区危险源、压力管道危险源和压力容器危险源等三大危险源中的主要危险物质。
先从国内外天然气管道的事故统计分析中, 找出引发事故的主要原因, 分析其经验教训, 可以为我们找到输气站场的主要爆炸危险源, 从而更好的为输气站场爆炸危险性评价作服务。
从1981年至1990年期间, 前苏联输气管道发生事故总数为752次, 平均事故率0.4×10-3次/ (km·a) 。事故主要原因依次为:腐蚀、外力损伤 (称第三方损伤, 即管道企业职工以外的人为损伤管道) 、材料设备缺陷、施工缺陷。从多年的事故数据的详细分析中可以得出, 前苏联的输气管道事故率, 特别是腐蚀引发的事故在逐渐下降, 而且大直径管道的事故低于小管径。[7]
从1970年开始, 截至1998年, 欧洲多家管道公司统计了总长相当于2×106km的高压输气管道。事故总数为1109次, 事故的主要原因依次为:外力损伤、材料缺陷、腐蚀。
美国目前约有42×104km输气管道, 是世界上输气管道总长最多的国家, 美国能源部对1970~1984年间输气管道的事故统计为, 事故总数为5872次。主要事故原因为:外力损伤、材料缺陷、腐蚀。[7]
20世纪90年代, 我国天然气管道主要集中在四川地区, 已有输气管道总长约5890km, 承担着四川境内及想云南、贵州供气的任务, 从1969年~1990年的22年间, 四川地区输气管道工发生事故155起, 有资料表明事故主要原因依次为腐蚀、材料及施工缺陷、不良环境影响。[7]
从前苏联、欧洲、美国等输气管道发达国家及我国四川的事故统计可见, 事故主要原因都是外力损伤、腐蚀及材料和施工缺陷这三个方面, 这也是全世界油气管道事故的重要原因。
由以上资料可以得出煤层气输气站场爆炸危险性评价中重要要注意的设备及问题。
结论
输气站场风险评价技术在我国是一门新兴的站场管理技术。随着我国经济的发展, 煤层气输气管网日趋复杂化, 气体流量、流向都有了不同程度的变化, 输气站场的工艺流程及设备也随之变化, 相许多站场的整改方案却缺乏前瞻性综合分析和理论依据, 导致部分输气站场频繁整改, 造成了很大浪费。
为此对蓝焰煤层气中心站进行风险性评价的研究, 将风险管理理论引入输气站场的生产管理中, 就显的刻不容缓了, 并建立一套输气站场风险评价理论体系, 以此将风险评价及风险管理引入输气站场的设计、生产、管理中, 能合理利用资源, 并减少事故的发生率, 从而为输气站场牟求最大的利益。
通过本次设计, 深入研究了输气站场内各个环节, 对各个设备的运作情况、输气站场的工艺流程有了更深入的了解, 从中更是把理论学习应用到实践中, 全面提高了分析问题、解决问题的能力, 加强了对专业知识的理解、掌握, 为今后从事油气管道输送方面积累了经验。由于输气站场以及现有各种风险评价的多样性、涉及面的广泛性、涵盖知识与学科的多样性和时间的限制等因素综合影响, 加之本人水平有限, 本文一定存在某些不完善之处, 这都有待于今后进一步的完善和提高。
摘要：风险管理是指管理者通过对油气管道的风险评价、制定和采取相应的措施, 来改善管道安全, 将管道风险水平降至合理的、目前可接受的范围内, 达到安全、经济地运行的目的。输气站场风险评价技术是一门新兴的站场管理技术。随着我国经济的发展, 天然气输气管网日趋复杂化, 气体流量、流向都有了不同程度的变化, 输气站场的工艺流程及设备也随之变化, 相许多站场的整改方案却缺乏前瞻性综合分析和理论依据, 导致部分输气站场频繁整改, 造成了很大浪费。为此对中心站进行风险性评价的研究, 将风险管理理论引入输气站场的生产管理中, 就显的刻不容缓了, 并建立一套输气站场风险评价理论体系, 以此将风险评价及风险管理引入输气站场的设计、生产、管理中, 能合理利用资源, 并减少事故的发生率, 从而为输气站场牟求最大的利益。
关键词：输气站场,风险评价,风险管理,完整性管理
参考文献
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天然气输气站场的风险管理分析 篇4
1 输气站风险管理
对于输气站来说什么叫风险?一般风险都是根本其事故发生的几率和事故发生之后的损失度形成的综合数据。对于该平衡其风险指标的称呼一般都被称呼为风险系数, 该风险系数一般都是等于其发生事故的几率跟造成的损失数据。风险管理的从根本上来说可以包含其风险分析、风险评价、风险控制。然后再根据其得出的全面数据来确定其风险管理体系制度。
在国际社会上面管理其输气站比较合适的办法是Muhlbauer WK所指出的数字评分法, 一九九七年时潘佳华教授首先引进了次办法并且进行其改进使用。潘佳华教授经过改进让其有着更好更人性化, 并且还便于推广, 系统全面等等一系列优点, 并且其中可由技术人员、管理人员、操作人员一同去参与评分, 从更多的方面去集中不同的管理操作的办法。
我们可以首先对于会造成输气站的首要问题解剖, 其主要的问题是输气站场内装置种类繁多, 设计操作复杂, 且相对独立等特性, 我们必须要根据其特性来了解该怎么样才能够把风险降到最低, 因为只有这样才可以确定出风险管理系统应用。
天然气输气站的主要失效原因是由于9个部分组成的, 这九个部分分别是输气站场地理位置及周边环境, 站内铺设地管道, 地面压力设备, 机器运转设备, 站内阀门, 仪器仪表, 工作流程, 站内甲烷泄漏防护, 站场安全系统应用。那么按照其国际计算标准来讲, 其设计的主要分值是由于9个部分综合计算而成, 该值总分为100分, 其中每个单项的风险都是为100分, 与其加权值的乘积。其他对于风险评价标准为 (100分) 其中输气站场位置及环境等于十五分, 站内埋地管道正常十分, 地面压装置十分, 运转装置十分, 站内阀门十分, 仪器仪表正常, 工艺流程适应环境性, 站内甲烷泄漏安全指标, 站场安全系统十分, 站场地理位置及周围环境评价值12分, 总共为单项评分120分×加权值 (15%) 站场的系统风险值是对于由相关的风险评价值的重要性整理综合系数修正后得到的。依据我们站场对于该输气场输气管网中各个所起功能不同, 其中包括矿区进气系统, 有关于多个管线进站或出站, 有大量用户, 属干线站、支线站、清管站、阀室等一系列, 来确定输气站场的其重要性修正系数问题。
2 输气站建设的地理位置与环境
对于输气站的建设规范必须要符合国家规定跟技术设计的要求, 对于不同级别的输气站必须要联合建设。关于输气站位子与环境评价, 其中包括计算输气站场位置, 与之距离最近的居民区, 相邻工厂, 铁轨铁路, 高速公路, 电力线的距离等等, 同时还必须要计算其输气站周围客观环境, 包括放空管的点火装备, 天然气的排放速度, 以及其排污装备条件, 排污地点是否合适。那么关于其输气站的地里选择位子必须要包括, 地势相对开阔, 供电、给水排水便捷, 生活便利与交通方便, 并且还需要有效的去避开自然灾害, 像山洪跟山体滑坡一类的。与附近工厂、企业、仓库、火车站、汽车站及其它公用设施的安全距离应该符合我们国家的现行国家标准。站场内必须要设有生产操作和设备检修的通道与机动车行车通道, 并有人行道、机动车通道必须与外界公路相通。
其对于地下管道的主要影响问题是在于掩埋在地下的腐蚀, 那么对于地下的腐蚀其中包括土壤腐蚀性, 阴极保护, 其他埋地金属, 干扰电流等等, 还有关于其管道内部的腐蚀问题, 其中包括介质腐蚀, 对于内防腐问题必须要采用以下措施。定期定点的检查会不会有漏气等问题存在, 求其科学化的可持续发展观去督查。还有对于管道的初级设计必须要有具备相对应资格的人员来负责设计与检查, 对于管道的施工要查看其材料使用记录, 连接点检测, 回填等等系列。最后是其管道材质, 管道使用年龄与其管道必要的维护操作其中包括相关人员的工作文件, 维护人员跟进, 维护规定, 维护保养方式等方面
3 风险与成本
对于天然气输气站场的风险评价的其最究极目的是要确定管道安全程度能不能够符合我们国家的相关规定与社会各界, 企业等等各方面的要求。既然我们为了去达到该目的, 就必须要去建设一个风险制度管理概念, 科学化快捷化的去判断其天然气输气场是否能够符合其科学标准, 从其根本的角度上去确定是否要增加维护办法, 那么该办法就是指望风险最大可以接受的尺度。那么对于其风险分析和风险评价的角度来讲, 人们都会去希望风险可以越小越好, 笔者却不敢苟同, 因为该概念是一个错误的概念。因为我们如果需要去减少风险那么我们就必须要提高其控制风险的投入, 所以对我们来讲, 我们不论是需要去减少风险发生的几率还是要去采取加强提高风险的控制力度, 这些必须都要去投入资金, 技术与劳动力等等。笔者认为比较合理的做法是把会造成的风险给规划成为一个比较合理在可以接受的范围之中, 然后再去通过各个方面与层次来进行最大可能的优化, 寻找最好的投资管理方案。这个就是风险与成本的关系。
上述所讲的办法在学术上称呼为“A L A R P”原则, 该原则又被称之为“最低合理可行”, 这原则就是说如果在其不可容忍线以上的风险不能被广泛接受, 那样我们就要去不计算其代价的情况, 有效的去降低会造成的风险问题, 该区域就是被称呼为“最低合理可行 (A L A R P) ”区, 如果降低风险的成本费用超出了事故发生的赔偿费用, 那么对于这样的情况是宁愿去承受潜在的事故损失, 也不建议去采取该办法。
4 结束语
天然气输气站场的风险管理分析问题是处于国际社会上比较普遍的热点问题, 该问题很好的从全面的角度去概括了对于我国目前建造天然气输气站的风险管理分析有着哪些具体的问题, 从更高的角度去进行解剖跟分析, 让其天然气输气站场的风险管理分析问题可以得够更好的解决, 让其发展得到更好的空间。
摘要：天然气输气站场的安全管理技术研究是风险管理当中的一个全新的课题。其是以风险理论与风险评价为根本, 对其结合我国内天然气输气站场规划、施工、运行时的情况, 根据国内天然气输气站场技术行为标准和安全要求, 制定适合我国国情的输气站场的风险管理模块, 从几个部分对我国输气站场进行评估, 并且同时提出对于站场风险标准及可接受性范围设定, 给出其风险控制的针对性建议。
关键词：天然气,输气站,风险管理分析
参考文献
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输气站场 篇5
以可靠性为中心的维修 (RCM) 是世界上通用的、用来确定资产预防性维修需求、优化维修制度的一种系统工程方法, 也是输气站场制定设备预维修大纲、优化维修制度的首选。
1 RCM基本思想
RCM是一种以对设备进行系统划分, 应用故障模式和影响分析, 以维修的适用性、有效性和经济性为决断基础, 确定是否对设备进行预防性维修工作, 并确定维修工作的内容、维修级别、维修时机等的逻辑决断方法[1]。RCM方法需要对每一设备就下列问题进行讨论:
(1) 设备在现行的使用环境下的功能及相关的性能指标是什么?
(2) 在什么情况下设备无法实现其功能?
(3) 设备出现故障的原因是什么?
(4) 各故障发生时会产生什么样的后果?
(5) 什么条件下各故障至关重要?
(6) 如何预防各故障的发生?
(7) 找不到合适的预防工作应怎么办?
1999年, 国际汽车工程师 (SAE) 颁布的RCM标准的第五章规定, 只有按顺序回答上诉7个问题的过程, 才能被称为RCM。
2 国外RCM的研究与应用现状
国外在20世纪50年代末开始RCM理论的研究, 并于1960年建立了一个工作组。在20世纪70年代, 美国军方采用RCM技术制定了S-3A、F-4J、B-52等飞机的维修大纲, 实现了以可靠性为中心的维修。1978年12月, 美国联合航空公司以AD报告的形式发表了《以可靠性为中心的维修》, 这是RCM技术发展的里程碑之一, 同时, 也是RCM学科的重要理论基础。美国军方对RCM极为重视, 进行了大量的理论与应用研究, 美国海、路、空分别颁布了其应用RCM标准。目前美军几乎所有重要的军事装备的预防性维修大纲都是应用RCM方法制定的。
1991年英国Aladon维修咨询有限公司的创始人John Moubray在多年实践RCM的基础上出版了系统阐述RCM的专著《以可靠性为中心的维修》, 由于这本专著与以往的RCM标准、文件有较大区别, John Moubray又把这本书称为《RCMⅡ》。
RCM在国外的石油化工行业也有了较为成熟的应用。该方法在国外大型石油公司如Exxon Mobil、Conoco Philips、DNV等都已成功应用, 并引入在欧洲联盟的RIMAP工作标准手册中。北美NOVA天然气输送公司也采用了RCM方法, 该公司负责输送加拿大生产的80%以上的的天然气, 面对社会越来越高的安全和环境的要求, 该公司及时将传统的维修方式变为RCM, 现也取得了良好的经济效益。
目前的RCM应用领域已涵盖了航空、武器系统、石油化工、生产制造、甚至大众房产等各行各业[2]。据不完全统计, 在欧美发达国家的传统制造业中, 有60%以上的企业应用RCM来建立或优化维修大纲[3]。在提高设备可靠性的同时, 维修费用普遍降低20%~40%。实践证明, RCM分析方法在维修优化领域显示出其无以比拟的巨大优势。
3 我国RCM的研究与应用现状
我国在RCM方面的研究起步较晚, 在1979年, 我国民航和空军首先引进了RCM理论, 并跟踪研究RCM理论和应用技术。1992年, 我国颁布了RCM的国家军用标准, 即GJB1378《装备预防性维修大纲的制定要求与方法》, 并于1994年3月颁布了《<装备预防性维修大纲的制定要求与方法>实施指南》。以上标准, 可用来指导各类装备维修大纲的制定, 也使得我国在RCM技术方面的的应用更加规范[4]。
RCM理论针对石化行业的特点, 进行研究、更新和开发应用, 在风险和可靠性方法的基础上, 应用系统化的方法和原理, 系统地分析和评估设备的失效模式及后果, 进而定量地确定出每个设备失效原因及失效风险, 有效地识别出设备固有或潜在的风险及其影响后果和危害程度, 制定出适当的维护策略[5]。
目前, 中国石化行业已经成功运用RCM方法实践的项目包括:
中国石油化工总公司茂名石化工业有限公司乙烯裂解装置 (项目由合肥通用机械研究院和挪威船级社共同给予实施) ;
兰州石化公司300万吨/年重油催化装置 (项目由兰州石化公司、合肥通用所、挪威船级社和北京化工大学共同合作完成) ;
广州石化加氢裂化、加氢处理装置;
天津大港油田天然气公司运用以可靠性为中心的维护技术 (RCM) 对天然气处理站的压缩机进行了风险分析, 有针对性地制定了压缩机的维护策略。减少了维护成本, 消除了不必要的维修, 避免了过度维护, 提升了压缩机的运行管理水平。
4 RCM在输气站场的应用
RCM技术虽然比较成熟, 但输气站场的维修策略涉及方面较多, 不同的国家, 不同的管道站场各有差异, 没有确定的模式。我国的输气站场, 常套用输气管线的维修策略体系, 但在实践中发现, 我国输气站场与输气管线维修体系之间存在较大的差异, 主要体现在以下几个方面。
(1) 对象多样化。输气站场的设备类别众多, 不同设备的属性不同, 因此, 输气站场设备的多样性是不同于管道的单一性的最基本区别之一;
(2) 失效原因不同。造成管道的失效原因有第三方破坏、管道腐蚀、设计因素以及人为操作因素等。而对于输气站场而言, 腐蚀因素和第三方破坏并非是最主要的原因;
(3) 泄露影响参数不同。管线泄漏影响参数的确定关键在于确定管输介质扩散系数。而输气站场设备繁多, 但对于整个输气站场而言所有设备的扩散系数都相同, 该值不能反映输气站场中不同位置设备的风险值。
对输气站场制定维修策略需要对输气站场不同设备进行系统的功能划分, 对不同设备进行失效模式和影响分析, 分析故障的模式、原因以及评估其发严重度、发生度、可检测度, 计算其风险系数, 对于不同风险系数选择不同维修方式, 对于后果严重的, 加入RCM服务, 对于后果不存在或影响较小的, 从经济角度考虑, 不必加入RCM。
5 结论
综上所述, 根据我国输气站场的特点, 运用先进RCM理论设计符合我国输气站场的维修策略, 有助于对站场内经常出现故障的高风险设备实施技术改造, 能有效地降低输气站运行中的风险, 提高输气站的安全性和可靠性, 从而提升站内设备的运行管理水平。同时, 一个维修策略的制定也不是一成不变的, 应该随着站场设备的运行环境和实际状况对设备的认识程度和监测手段不断地进行修正完善。
摘要：应用先进的RCM技术, 设计符合我国输气站场的维修策略, 有助于对站场内经常出现故障的高风险设备实施技术改造, 能有效地降低输气站运行中的风险, 提高输气站的安全性和可靠性, 从而提升站内设备的运行管理水平。
关键词：以可靠性为中心的维修,RCM,输气站场
参考文献
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输气站场 篇6
天然气资源的使用, 使城市居民的生活更加便利。例如, 人们可以通过天然气进行生活做饭以及冬天取暖。但是在天然气实际使用的过程中, 天然气资源的生产以及运输也存在诸多问题影响人们的人身安全。
由于天然气输气站场在建设初期, 设计者在设计天然气输气站场过程中, 设计的技术以及生产方式仅仅适应当时的天然气生产结构, 并不能满足当前社会的能源生产的需要。在现实生活中, 建设天然气输气站场往往没有进行长远的设计规划。随着天然气输气站场的运行, 在输气站场周边会逐渐产生居民的住所, 对于居民的人身安全产生了不利影响。再者, 因为天然气输气站场使用的生产技术较为落后, 在现阶段快节奏的生产模式下, 容易出现问题, 降低天然气能源的生产效率。此外, 由于天然气属于易燃易爆气体, 所以在输气站场中会布置较多的防火装置。但是随着时间的推移, 大部分防火设备会出现问题, 而且并没有人员对防火装备进行检修, 在出现紧急问题时, 无法及时的解决问题, 极易造成人员财产的损失。
因为天然气的发展处于兴起阶段, 所以天然气的运营企业也是近年来刚产生并运行的, 天然气企业缺乏专业的天然气生产以及企业运行的管理制度以及专业性的知识理论。在出现因人员失误造成的危险事故时, 企业因不具备处理危险事故的管理素质, 操作人员也因没有较为专业性的知识作为处理事故的理论依据, 无法对当前事故进行解决。因此, 企业应加强对企业员工的专业素质的提高。现实生活中由于检修人员没有较为专业的能力, 关于维修人员定期对生产设备进行检修的并不能起到保护的作用。
天然气企业在招收企业员工时, 主要的对象是不了解天然气输气站场操作的高等院校学生, 因此在实际操作过程中会出现因为失误而造成事故的现象。同时因为学生缺乏专业的操作人员进行指导, 所以在处理紧急问题时, 不能控制事故的蔓延。
2 关于当前天然气输气站场的风险评估方式
在现实生活中, 人们可以通过多元化的评价方法得到理想的数据并对问题进行处理解决。而在天然气输气站场风险评估的问题中, 主要依靠定性评价方式对风险进行评估。在实际评价过程中, 天然气生产过程中的各种装置设备是主体评价对象, 而评价的宏观因素则是天然气输气站场的环境以及生产过程中具体的操作人员。通过较为完善的科学评价体系, 对安全生产情况, 危险发生原因以及事故的处理方法进行总结研究。
定性评价方法在评价过程中, 根据具体的监测对象设置主要的监测内容, 并且将得到的监测数据进行列表分析, 同时设置安全范围, 通过评价的结果对当前的生产模式进行优化, 避免事故的产生。由于此评价方法操作较为简单, 并且易于企业进行运用。但是由于问题会不断的产生, 而且一定范围内会受到认为因素的干扰, 会影响最终的评测结果。
3 应对天然输气站场紧急问题的主要措施
天然气生产过程中, 应急管理是处理紧急问题的必要防护手段。在具体的天然气生产过程中, 应急管理应根据事故发生的原因以及处理结果进行分析研究, 并对问题进行有效的预防, 最终实现事故的预防或者事故发生后应急处理的管理模式。
在天然气生产过程中, 管道泄漏是天然气实际生产中的较易出现的问题。天然气泄漏会对操作人员进行伤害并且较大程度的会发生爆炸, 所以天然气企业对于管道泄漏应做好突发状况处理, 定期维护管道, 防止管道出现裂缝或者管道密封失效。
天然气气体在泄露的同时, 操作人员应及时关闭管道总阀以及火种, 并且工作人员之间要保持交流畅通, 根据泄漏报警器或者天然气的浓度找到天然气的泄漏源头, 并且做好标注告知工作人员, 同时报警。在消防车赶到时, 防止消防车进入天然气泄漏区域, 同时消防员应注意动作幅度不宜过大, 需做好防护措施后才能进入事故区域对事故源头进行处理。
电力资源对于天然气企业的影响也比较大。如果在生产过程中突发意外停电, 天然气企业应启动停电紧急应对措施, 并且启动备用电源对天然气生产的核心装置输入电力, 例如一些紧急照明, 消防装备等。保证天然气生产装置在停电后天然气生产核心部分能运行三至五小时, 此外相关部门应加强企业电力的恢复工作。
参考文献
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[3]刘芳文, 韩保新, 颜文.城市天然气工程环境风险评价[J].安全与环境学报, 2006, 05:91-95.
输气站场 篇7
目前, 在天然气管道输送行业中, 选取燃气轮机作为大型压缩机的驱动设备已十分广泛, 降低燃气轮机进气温度显得十分必要[2,3]。基于此, 以中亚某天然气输气站为例, 研究并分析了余热制冷技术在输气站场应用的可行性。
1余热制冷技术方案
1.1吸收式制冷原理
吸收式制冷是一种技术成熟、自动化程度较高的余热制冷技术。因为其具有活动部件少、冷量调节范围广、环境性能好等优点, 目前应用较广泛。它包含蒸发器、吸收器、冷凝器、发生器等设备[4] (图1) 。
1.2典型的进气冷却配置方案
图2是一种典型的溴化锂进气冷却配置方案[5], 整个系统由制冷机组、驱动热源、进气冷却器、冷却塔、配套的泵组 (冷水泵、凝水泵、冷却水泵) 及管道组成。其工作原理是利用站内排放的多余高温烟气, 将溴化锂溶液的水分蒸发, 冷剂蒸汽经过冷却水冷却后再进行真空蒸发, 对冷媒水进行降温, 最后经过降温的冷媒水通过安装在燃气进气风道的表冷器对燃机进气进行冷却降温。
然而, 由于采用冷媒水为燃气轮机进气降温, 经过一次热传导后, 系统效率必然降低, 针对同样的进气降温需求来讲, 这种方式的制冷量要求更多, 造成不必要的成本增加;采用溴化锂制冷方案, 一般得到的冷媒水温度在7℃左右, 用其对进气进行冷却降温所能得到冷却后的空气温度范围较窄, 且响应较慢, 不易控制。
1.3改进后的进气冷却系统
针对上一种进气冷却系统存在的缺点, 作出如下改进:首先选用氨水吸收式制冷系统替换溴化锂吸收式制冷系统, 然后将燃气轮机的进气直接作为冷媒接收蒸发器中冷剂蒸发所带来的制冷量, 由于氨水余热制冷系统能够在零度以下工作, 且燃气轮机进气与冷剂直接进行热交换, 改进后的进气冷却系统可以将进气温度降到较低的温度;另外, 与溴化锂制冷相比, 氨水吸收式制冷系统还具有密封要求性低、工质价格低廉、可采用风冷、便于节水等优点。
改进后的余热制冷系统工作原理如图3所示。将蒸发器安装在燃机进气滤芯后, 通过采集蒸发器后燃机进气管道内的温度、湿度等参数, 控制节流阀开度, 一方面调节进气温度, 另一方面保证空气中的水蒸气不会凝结进入到机组空压机内。
2进气温度对燃机效率的影响
由于燃机的热耗率与进气温度有关, 不同进气温度下的燃料气消耗量存在差异, 针对这一情况, 选取中亚天然气管道公司某输气站场, 分别于夏季与冬季不同环境温度下测试燃驱压缩机组的运行情况, 测试结果如表1所示。
从表1可以看出, 在冬季随着环境温度的降低, 燃驱压缩机组在出力相同的情况下, 燃料气消耗量呈现逐渐下降的趋势。其中, 单位体积燃料气做功量随环境温度变化的关系如图4所示。对数据点采用最小二乘法进行多项式拟合, 得出单位体积燃料气做功量与环境温度的关系为
3余热制冷经济性研究
3.1投资估算
以中亚某输气燃驱压缩机组为例, 该机组正常运行时空气进气量为82.51 kg/s, 空气定容比热容为0.717 k J/ (kg·K) 。一般余热制冷机组的建设成本为0.224万元/k W。假设夏季平均气温35℃, 采用不同制冷量下余热制冷投资估算如表2所示。
3.2经济评价
余热制冷系统耗电量一般为压缩制冷系统的10%左右, 取压缩制冷系统制冷系数为2.0, 电价取0.8元/k Wh, 夏季运行时间取90 d, 则采用不同制冷量下余热制冷运行成本估算如表3所示。
以中亚某输气燃驱压缩机组为例, 该机组输气量为45×104m3/d, 压缩机进口压力为7.0 MPa, 出口压力为10.0 MPa, 压缩机多变效率取0.85, 燃机效率取0.30, 则该机组能耗如表4所示。
根据式 (1) 求得不同进气温度下单位体积燃料气做功量, 燃料气单价取1.6元/m3, 则不同制冷量下余热利用系统经济效益估算如表5所示。
从表5可以看出, 随着余热制冷后进气温度的降低, 单位体积燃料气做功能力提升, 经济效益逐渐升高。当进气温度降低到1℃时, 夏季采用余热制冷技术的经济效益达到387.68万元, 节能效果非常可观。在该条件下, 余热制冷系统的建设成本为451万元, 年运营成本为15.6万元, 2年左右即可收回成本, 具有较好的应用前景。
4结论
本文研究了余热制冷原理, 基于长输管道输气站场, 提出了一种新型的余热制冷工艺, 并分析了压缩机组进气温度对机组运行效率的影响。通过分析得出, 随着进气温度的降低, 单位燃料气做功能力提升, 有助于节能降耗, 故针对长输天然气管道站场采用余热制冷技术对燃气轮机进气降温具有良好的应用前景。
参考文献
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