输油气站场区域化管理创新与实践

为优化资源配置,发挥油气管网的整体优势,中国石油管道公司积极探索输油气站场区域化建设管理模式创新,提出了以调控中心远程集中调控、分公司调度室远程监视巡检巡查、作业区定期到站场巡检维护的"三位一体"运行控制与维护模式,解决了集中调控模式下站场运行岗位人员设置冗余、维抢修中心维修能力不能及时满足运行需求、维修成本较高等问题。通过作业区设备定期测试、集中维检,提高了现场设备可靠性;制定区域化作业文件,实现了区域化管理的标准化;最终达到了减少站场人员配置、增强维修队维修能力、降低运维成本、提高企业经济效益的目的。     

基于西气东输中卫压气站集中监视模式的实现与分析

为优化生产运行管理模式,西气东输管道公司不断研究创新,提出了"集中监视"的新型管理模式概念。本文从"集中监视"概念的提出、集中监视系统的结构组成、集中监视系统的数据采集和上传方式、系统实施的可行性评估和验证,实施后取得的成效、存在问题和建议等多方面,详细分析、论述了"集中监视"新型管理模式。     

油气长输管道站场设备改进的几点建议

油气长输管道站场设备的质量可靠性,可以确保项目质量、工期和成本目标实现的同时对设备安全长满优运行及运行成本的降低起着至关重要的作用。本文对长输油气管道站场设备的质量可靠性进行探讨,并对站场设备需要改进的地方提出几点建议。     

大数据在管道运行中的应用探讨

大数据在油气长输管道行业上已不是一个时髦的概念,而是一种实实在在的技术。通过说明管道在线路截断阀室和工艺站场上大数据的生成和数据的管理模式,结合事故案例,探讨了找出事故原因不是通过习惯性地分析事故点设备之间的因果关系,而是运用大数据技术分析现场设备产生的数据之间的相关关系;对已生成历史服务器进行定制修改,功能扩展,数据再次开发利用,实现预测事故。油气管道已经环络化、多元化和集约化,大数据的应用并未给管道的运行增加任何额外投资,却能够保障油气管道安全、平稳运行。     

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。     

长输管道集中调控关键技术应用现状分析

随着长输管道管网互通互联、量级扩大，对管道运行控制理念、技术、设备和管理模式提出新的要求和挑战，集中体现在提高数据采集与监视控制系统(SCADA)的稳定性、安全性和可靠性。提出了长输管道SCADA系统设计的基本技术要求，包括远程控制、备用控制中心、网络通信系统和报警等，介绍了管道集中调控中的地理信息系统(GIS)、决策支持系统(DSS)、仿真技术和优化运行技术应用情况，针对管道集中调控技术的智能化、系统化和集成化发展趋势进行展望。     

苏里格气田数字化集气站建设管理模式

鄂尔多斯盆地苏里格气田建产速度快、区域面积大、管理点多、人力资源相对不足,推广数字化集气站建设管理模式,通过中心站的“集中监视、事故报警、人工确认、远程操作、应急处理”的功能和集气站的“实时动态检测技术、多级远程关断技术、远程自动排液技术、紧急安全放空技术、关键设备自启停技术、全程网络监视技术、智能安防监控技术、报表自动生成技术”等8项关键技术,实现对数字化集气站的“站场定期巡检、运行远程监控、事故紧急关断、故障人工排除”,实现了整个生产过程的自动化、科学化、现代化管理,减少了现场操作次数,降低了安全风险,达到了减员增效的目的。苏里格气田数字化集气站模式是气田数字化的延伸、标准化的拓展,体现了现代精细管理的理念,提高了气田管理水平,适应大气田建设和管理的需要。     

国内外石油公司在外防腐保温和阴极保护方面的差异

站内管道外防腐是保证站场区域内的工艺管道和设备安全运行的重要措施,线路管道阴极保护系统是保障线路管道安全运行的重要组成部分。通过对国外石油公司在站内管道防腐、阴极保护系统设计、保温结构设计方面的常规做法的研究,提出了国内站场管道外防腐,线路管道阴极保护系统及站内地面保温管道结构设计的新思路和新理念。     

智能仪表的故障诊断与维护

随着油田自动化应用的逐渐普及,不可避免地会产生一系列影响智能仪表正常运行的故障问题,高效快速地发现故障并解决问题成为当务之急。面对自控系统故障类型多、排除技术难度高、生产维护工作量大等实际情况,不仅需要了解智能仪表的种类及应用方法,还要熟练掌握站场工艺流程、PLC系统的设计和智能仪表现场维护技术。针对不同类型仪表进行现场与实际应用安全防护,并对站场重要参数加装数字显示仪表或更新现场一次表,在远程数据系统出现故障时,可以通过现场仪表实现安全生产。同时应提高自控专业人员的业务能力,加强技术培训,提高其编程、调试及故障诊断水平,进而有效地开展油田生产自动化系统的运行维护工作。     

输油气站场区域化创新管理模式探讨

结合西南管道公司生产运行及管理实际情况,调研西气东输及西部管道站场区域化管理的成果,从区域化管理职责、人员配置、风险辨识、适应性改造、集中巡检、集中监视、运维抢一体化、员工技能提升、区域划分、标准体系、实施规划等角度进行了简要的分析和探讨,提出了管道企业以"安全第一、服务至上、专业专注、以人为本"为指导思想的区域化改革创新模式。经过分析研究,以控制风险为目标、四级报警为手段、员工能力提升为抓手、解决实际问题为出发点构建区域化管理方法,明确"先试行后推广"的思路,为全面开展区域化管理工作提供参考。     

集中监控智能化在元坝气田的应用

针对元坝气田提出的"地面集输站场集中监控智能化"概念,对"集中监控、片区巡检"的新型管理模式进行了探索与实践。着重介绍了新型管理模式下气田的基本设置和安全方面的措施,围绕智能化展开了讨论。"地面集输站场集中监控智能化"模式提高了气田的自动化管理水平,减少了操作人员数量并提高了劳动效率,同时降低了气田的运行成本。     

长输管道SCADA系统失电分析及改进

多数长输管道输油站场和油库地处偏僻,外供电源系统稳定性差,不间断电源系统(UPS)采用单一配置或者关键站场采取的串联冗余配置方式,经常导致数据采集与监视控制(SCADA)系统失电。分析了人工处置应对方法落实安全措施的缺陷,提出了对UPS配置方式采用并联静态冗余优化,对调节性设备的程序进行优化跟踪等改进措施,确保了SCADA系统失电后的安全生产。     

长输管道油气计量集约化管理模式的初步探索

长输管道油气计量交接基本采用人工现场确认交接,定时完成计量系统工作状态巡护检查;运销统计分析工作简单重复,人工出错率高。利用智能流量计在线诊断及维护功能,建立流量远程诊断系统;实施油气在线计量交接功能开发,实现原油、成品油、天然气在线油气数质量交接确认;利用管道生产管理系统和计量远程诊断系统建设推进成品油、原油及天然气数据自动采集,加强计量系统集中监控和管理。制定无人分输站的管理标准,实现基层负责计量设备紧急维修、分公司负责在线交接及远程诊断维护、集中监视平台实时监控运行状态的管理模式。有效利用互联网信息技术、智能设备自动控制技术,打破目前计量交接管理模式,精简计量管理层级,将计量管理重心上移到分公司专职计量管理岗位,在减少基层工作量、取消基层计量交接工作的同时加强计量管理深度。     

优化备品备件采办管理的思考

安全的站场作业环境、优质的天然气供应服务是LNG企业在项目生产运行过程中所追求的目标,该目标的实现离不开对站场运行设备的维护。建立与LNG项目运行维护及其相关技术力量相适应的备品备件采办管理模式,是项目高质量、高效率、低成本运行的基本保障。探讨了备品备件定额的制定、备品备件的采办以及仓储管理等内容,认为加强这三个环节的管理,对保障LNG企业顺利安全生产至关重。     

油气管道站场防感应雷击的设计

随着油气管道站场信息系统的不断提高,仪表、通信等弱电设备数量也不断增加,站场内自动化、通信系统已成为油气管道的神经中枢。然而,大部分油气管道站场坐落在雷暴活动极其复杂的地区,且设备装置较多,雷击现象时有发生。雷击主要表现为直击雷电与感应雷电,感应雷电通常会危害仪表、通信等弱电设备,导致站场信息系统的中断,影响油气管道监控及信息传输功能。以中缅油气管道（贵州段）为例,由感应雷击入侵弱电设备的表现形式,对成因进行分析,采用全方位防雷设计理念,即屏蔽、均压和接地的方式,提出具体防雷措施,从而降低了感应雷击的危害,取得了较好的防雷效果,提高了油气管道站场运行的可靠性     

西气东输二线东段管道SCADA系统运行

目前,西气东输二线管道是世界上管输里程最长,设计压力最高的天然气管道,自动化程度在国内也是最高的,干线于2011年6月30日正式投产试运。SCADA系统作为输气管道生产运行的管理工具,其调试投运的质量直接关系到系统运行的稳定性及管道生产的安全性。介绍了西气东输二线管道SCADA系统中站控系统的调试投运情况,对站场各种现场仪表、控制设备、火气消防系统、第三方智能设备通信及各种联锁逻辑的投用情况进行分析。提出调试过程中存在的一些主要问题,并给出系统运行的相关建议。     

天然气站场ESD阀门意外关停事故的分析处理

ESD系统在天然气站场出现异常情况时,达到保护现场设备及人员安全,防止险情进一步扩大的目的。如果ESD系统发生故障,会引起生产装置部分失效甚至停产的风险,做好ESD系统的管理和维护,可以有效的保障安全生产。     

SCADA系统在天然气管道工程中的应用

输气管道的SCADA系统常采用管理集中、控制功能分散的分布式控制方式。一个完整的输气管道SCADA系统一般可分为三级控制:调度控制中心级、站场控制级和现场控制级。调度控制中心是SCA-DA系统的核心;站场控制系统是保证天然气管道系统安全操作的基础;现场控制主要是指对工艺单体或单台设备进行手/自动就地独立的操作。SCADA系统的应用实现了天然气输气管道的全线远程监控,不仅使控制工艺得到改进,提高了企业管理水平,而且在确保安全生产基础上,获得了更大的经济效益。     

输气管道工程站场设备与压力容器技术上之区别和对策

清管器收发筒和汇管按照中国和美国的输气管道规范定义，应属于输气管道工程管道附件或管道系统组件，可称之为站场设备，其功能为输气管道清管和站场天然气介质分输。但长期以来部分地方或单位存在将这两类设备按压力容器设计和监管的问题，给这两类设备长期平稳安全运行带来了安全风险。从中国和美国对输气管道和压力容器相关定义、规范标准编制历史回顾与启示、站场设备监管与技术上存在的问题、输气管道及站场设备与压力容器技术上的主要区别等角度进行较全面的对比分析研究。研究结果显示，输气管道及站场设备与压力容器在功能、规范标准、环境条件、强度安全理念、强度和韧性要求等方面存在重大技术差别，论证了清管器收发筒和汇管属于站场设备而非压力容器，应完全按照输气管道规范进行设计，才能排除其安全风险。分析了出现这类问题的原因，提出判定压力容器归类应同时具备定义和功能两个条件。最后对清管器收发筒和汇管设计与制造中应注意的技术问题提出了意见。     

考虑运行平稳性的成品油管道调度方法

成品油管道调度计划是管道完成输送任务的重要运行依据,除了要保障按时、按量地将油品输送到沿线站场外,还应尽量维持管道的平稳运行,提高管道调度整体服务质量。目前,对于采用集中分输工艺的成品油管道,已有国内外调度计划制定研究尚无法将管道运行平稳性因素纳入考虑范围。而且,部分文献证实,若仅以水力约束的方式控制管道流量,会引起管段流量在某一范围内波动频繁的问题,进而会削弱管道运行安全性,致使研究成果脱离工程实际,鲜有落地应用。本文针对单源多汇的成品油管道,在现有研究的基础上,引入了流量波动系数、操作次数上限等适应于集中分输工艺的关键参数,并基于离散时间表达方法提出优化策略。此后,对站场分输工艺、管段运行流量、批次跟踪、预估下载量、下载偏差以及流量偏差等约束进行考虑,并以下载偏差和运行流量波动最小为目标函数,结合现场在相邻站场操作时间节点上改变本站下载流量的人工编制计划经验,构建了管道调度计划自动编制模型,实现了考虑运行平稳性的成品油管道调度计划的快速制定。所建模型应用于我国包含9座站场的某实际成品油管道,在2分钟内能够准确求解出该管道月调度计划;调度计划充分考虑了该管道全分输工艺、一次性下载要求...