输气管道压气站风险识别和控制

结合输气管道压气站生产过程三要素，对压气站风险因素进行详细、全面识别，在此基础上提出相应的控制消减措施。     

西气东输增输工程建设的项目管理

西气东输增输工程包括22座压气站和3座分输站，新建站建设与续建站建设和压缩机组改造同期进行，现场各专业配合交叉作业多，管理难度大。文章结合西气东输增输工程建设实践，介绍了工程建设过程中项目管理工作的主要内容和做法，总结了大规模压气站工程建设项目管理的经验和体会。     

输气管道压气站完整性管理

针对压气站完整性管理缺乏系统研究的现状,在确定压气站安全生产管理风险、工艺风险、设备设施风险、环境风险四大类风险的基础上,提出了压气站完整性管理体系框图,制定了压气站完整性管理流程和压气站完整性管理文件体系,选择合适的风险评价技术和检测技术,结合现有的信息管理平台,构建压气站完整性管理平台,较为系统地实现压气站完整性管理,实现压气站完整性管理科学化、系统化和平台化。     

长输天然气管道压气站运行分析

为了研究长输天然气管道压气站的调控运行技术,以长输天然气管道压气站运行经验为基础,分别对长输天然气管道压气站运行的平稳工况、启机工况、停机工况和特殊工况进行详细的分析,找出各自的运行规律及特点,提出了采取控制机组转速、启机、停机等相应的压气站及压缩机组的运行调整措施,保障天然气管道的运行安全。对压气站或压缩机组的切换过程进行研究,在切换过程中应首先遵循先启后停原则,根据切换压气站或压缩机组上、下游的压力情况调整机组的转速,从而保证运行平稳。以上研究对长输天然气管道压气站的调控运行具有一定的指导意义。     

西气东输管道增输压气站设置

西气东输管道是我国目前距离最长、管径最大、压力最高、输量最大的输气管道,原设计商品气输量120亿m3/a,设置10座压气站.根据下游市场情况,2007年要实现增输商品气量50亿m3/a,西气东输管道商品气输量将达到170亿m3/a.西气东输管道增输后全线共有22座压气站,其中增输将新建12座压气站.文章介绍了西气东输管道增输压气站站场设置、驱动方式选择、机组配置、水力计算等.     

西气东输管道年输气能力将增50亿立方米

横贯我国东西的能源大动脉——西气东输管道正在实施增输工程。工程完工后，西气东输管道年设计输气能力将从120亿立方米增至170亿立方米，净增50亿立方米。2006年11月24日，中国石油西气东输管道（销售）公司宣布，西气东输增输工程第一座压气站——位于甘肃省古浪县大靖镇的古浪压气站已建成投产。     

QC在安全管理中的应用

安全在生产中至关重要。在安全生产中可以引用质量管理理念，运用QC组织与运行形式加强管理工作．从而达到提高安全管理水平的目的。文章结合西气东输金昌压气站的动火连头施工工程，从QC管理模式、安全管理的戴明环和控制要点、安全管理目标的设定、风险识别与评价、风险原因分析、制订对策与实施、效果检查等环节阐述了QC在安全管理中的应用。     

中缅油气管道工程电驱站冷却水方案比选

中缅管道分输压气站多为电驱站,压缩机运行时,电机和变频器会产生大量热,影响运行状态与设备寿命。因此选择技术经济合理的冷却水方案对分输压气站及整个管网的安全稳定运营至关重要。以中缅油气管道工程某电驱压气站压缩机电机与变频设备为例,论述现阶段存在的主要冷却方式;首次系统地结合工程实践,针对耗水量、耗电量及其他经济指标,介绍并分析工程设计中冷却方案的比选思路与过程;比较水冷、空冷、机冷方式在站场投资、节能环保、维护工作量、环境适应能力等方面所需费用及工作量。结果表明水冷方式在站场运营中具有较强可行性并通过已建工程得以验证,冷却方案的比选思路与过程可供后续站场与有关设计人员参考。     

压气站工程工期风险关键因素识别与评价

压气站能否按工期目标建成投产对保证天然气长输管道的输气能力起着至关重要的作用。文章以压气站建设项目前期、施工期的关键环节和必要程序为切入点,分析归纳了9个方面的工期风险,涉及48项具体的关键风险因素;采用模糊数学二元对比排序法量化计算具体风险因素的隶属度,评价对工期的影响程度,并进行五级风险等级划分;结合工程实例,重点介绍了针对7项一级严重风险因素所采取的应对措施。有助于压气站项目管理者抓住工期风险的重点,以便采取针对性措施消减风险影响程度,对确保项目工期具有积极意义。     

压气站电机正压通风系统应用与故障分析

某天然气长输管道压气站压缩机组采用变频电机驱动,3台压缩机组电动机采用正压防爆方式。概述了压缩机组在电机启动和运行过程中采取的防爆措施,介绍了正压通风系统的结构原理及运行方式;生产过程中,压气站正压通风系统故障导致压缩机组停机,针对该现象分析了正压通风系统的故障原因,并提出了整改措施,为今后电机正压通风系统的故障处理提供借鉴。