天然气输气站场的风险管理 天然气输气站场的风险管理

天然气输气站场的风险管理

  • 期刊名字:大庆石油学院学报
  • 文件大小:306kb
  • 论文作者:刘扬,张艳,李广良,金立君
  • 作者单位:大庆石油学院,中国石油天然气股份有限公司,大庆油田技术培训中心化机系
  • 更新时间:2020-06-12
  • 下载次数:
论文简介

大庆石油学院报第31卷第1期2007年2月JOURNAL OF DAQING PETROLEUM INSTITUTEVol 31 No. 1 Feb. 2007天然气输气站场的风险管理刘扬,张艳2,李广良3,金立君1,.大庆石油学院石油工程学院黑龙江大庆163318;2.大庆石油学院机械科学与工程学院,黑龙江大庆163318;3.中国石油天然气股份有限公司管道兰成渝输油分公司四川成都610036;4.大庆油田技术培训中心化机系黑龙江大庆163255)摘要以风险管理技术和风险评价模型为基础結合我国天然气输气站场设计、施工、运行时的工况遵循我国输气站场技术标准和安全规范建立输气站场的凤险管理模型包括输气站场位置及环境、站內埋地管道、地面压力设备、转设备、站內阀门、仪器仪表、工艺流程、站内甲烷泄漏、站场安全系统等9个部分提岀了输气站场风险标准及可接受性准则給出了风险控制的措施关键词天然气;输气站场;风险管理中图分类号TE88文献标识码:A文章编号:000-1891(2007)1-0064-0420世纪80年代末至90年代初各种独立的风险管理逐步形成了比较系统的理论和方法.1995年我国的一些管道工程技术专家也开始关注国外管线风险技术的发展并逐步介绍到国内同时結合我国管道输送实际工况而制定的管道风险管理体系也逐步应用于实际生产.通常将天然气输气站场作为天然气输送管道的一部分进行风险评价然而输气站场的功能和站內的设备相对于输气管道复杂许多笔者以风险管理技术为基础建立天然气输气站场的风险管理模型給出了主要影响因素的分值并将其应用于某段管道的5座工艺站场的风险评价1风险管理技术1.1相对风险分值在管道风险管理方面比较完整的方法是 MUHLBAUER W K提岀的指数评分法,该方法容易掌握便于推广、较系统全面可由工程技术人员、管理人员、操作人员共同参与评分,集中多方面的意见.该方法评价所得的相对风险系数越高其风险越小这与通常翰气站场数据采集习惯不一致.为此将对其评分规则作适当修改,以形成种与通常习惯一致的评分法即评分值越高风险越大站地运站仪站站安输气站场内设备种类繁多工艺复杂且各自相对独立场内面转内器内内全位埋压设阀仪工甲与如果直接套用油气管道的风险评价模型并不合适.根据输置地力备门表艺烷消及管设气站场的特点、失效分析及重大风险源辨识技术21给出输气站场的风险管理模型见图1)图1中输气站场风险的相对风险评价值是9个风险评价指标的评分值之和该值满「单压单因素风险加权值分为100分每个风险评价指标的评分值为单项评分(满分相对风险评价值100分)与其加权值的乘积.其中输气站场位置及环境内埋地管道、地面压力设备、运转设备、站内阀门仪器仪表中国煤化工风险管理模型工艺流程、站內甲烷泄漏、站场安全系统的权值分别为CNMH%10%,15%,10%,攸稿日期2006-06-25审稿人李伟編辑狂志平作者简介浏撇1957-)男博士博士生导师教授主要从事油田地面工程优化与节能降耗技术方面的硏究.第1期刘扬等天然气输气站场的风险管理10%站场的系统风险值由相对风险评价值经站场的重要性修正系数修正后得到.根据站场在整个输气管网中的功能不同包括矿区进气、多条管线进站或出站、大用户和倒输、属干线站、属支线站、清管站、阀室等确定输气站场的重要性修正系数(1)腧气站场位置及环境.主要考虑因素输气站场位置(70分ⅹ包括与居民区(10分)相邻厂矿8分)铁路(6分)公路(5分入电力线7分)架空通信线5分)35kV及以上独立变电所的距离5分)公众教育及法制观念24分))以及输气站场环墩30分Ⅹ包括放空管的点火裝置(10分)天然气的排放速率(10分)排污设施条代〔6分)排污地点(4分))评价.输气站场位置选择应符合池地势平缓、开阔洪电、给水排水、生活及交通方便应避开山洪、滑坡等不良工程地质地段及其它不宜设站的地方卢附近工业、企业、仓库、火车站及其它公用设施的安全距离应符合现行国家标准的有关规定.站场内应设有生产操作和设备检修的作业通道及行车通道并有车行道与外界公路相通(2)站内埋地管道.主要考虑因素埋地金属腐蚀3々30分¥包括土壤腐蚀性(8分)外防腐涂层分)阴极保护(8分)其它埋地金属(3分)干扰电流(3分)),管道内腐蚀(10分X包括介质腐蚀(6分)内防腐措施(4分))系统安全10分Ⅹ包括系统安全系数6分)超压放空系统4分))管道设计5分包括设计人员水平(3分)设计审查(2分))管道施工(15分X包括施工检验4分)材料使用记剥3分)连接点检测3分)回填2分)涂层补口2分)系统水压试验1分)),管道材质(10分),管道年龄5分)及管道维护操作(15分ⅸ包括工作文件(2分)维护人员(5分)维护规程(5分)维护方式(3分))(3)地面压力设备.针对分离器、过滤器、除尘器、清管设备等主要考虑大气腐蚀(10分X包括大气条仵(4分)外防腐措施(6分))内腐蚀(10分Ⅹ包括处理介质(6分)內防腐措施(4分)),设备材质(10分)压力设备工作条件15分X包括承压能力5分)使用频率4分)使用年限(6分))设备设计5分Ⅹ包括设计人员水平3分)设计审查(2分))设备施工(10分Ⅹ包括施工检验6分)材料使用记剥4分))安全及维护保养40分Ⅹ包括安全泄压装置(10分)操作人员水平(10分)工作文件(5分)维护人员水平5分)维护规程5分)维护方式5分)(4)运转设备.主要考虑因素大气腐蚀10分Ⅹ包括大气条代(5分)外防腐措施5分))内腐蚀(15分Ⅹ包括处理介质(10分)内防腐措施(5分))轴润滑(20分),设备安装(15分),设备工作条件15分Ⅹ包括使用频率(5分入使用条件10分))设备维护操作(25分Ⅹ包括操作人员水平(5分)工作文(5分)维护人员水平3分)维护规程5分)维护方式(7分))5)站內阀门.主要考虑因素惘门承压能力10分)阀门材质10分)阀门腐蚀状况(15分¥包括大气条仵(5分)阀门油漆5分)输送介质5分))阀门维护保养(55分Ⅹ包括连接法兰泄漏(5分)阀门内膩5分)阀门外派5分)开关灵活度5分)阀体锈蚀程度(5分)阀门螺杄锈蚀程度(5分)电动调节阀10分)操作记剥4分)维护规程(6分)维护方式(5分))阀门使用年限10分)6)仪器仪表.主要考虑因素器仪表运行维护(50分X包括操作人员水平(10分)工作文件(5分)维护规程10分)维护人员水平(15分)维护方式(10分)),仪器仪表所处位置(10分)大气腐蚀10分Ⅹ包括大气条俫5分)仪表油漆5分))工作条代30分Ⅹ包括环境温度(10分)输入电流(15分)测量参数5分)7)工艺流程.主要考虑因素输气站场管网的安全运彳沾场不气整改30分X包括阀门的维护保养10分)计量设备的维护与调教8分)自控单中国煤化工))站场停气整改(40分Ⅹ包括分离器的大修更換(10分)收/发球装置的更换(CNMHG和更换(15分)站场升级改造(15分Ⅹ包括升级改造方案(6分)调整工艺流程4分入新技术的应用(5分))〔8)內甲烷泄漏.根据现场检测的甲烷泄漏数据计算各类泄漏指标进行评分.9)安全与消防系统.主要考虑因素:站场的消防措施(40分Ⅹ包括站内工艺设备与道路距离(大庆石油学院学报第31卷2007年分)站场围墙(ˆ5分)消防车道(7分入灭火设施(10分)工作人员对消防器材的使用(8分)消防器材检查5分))安全措施(60分Ⅹ包括收/发球作业方案(3分)清管作业方案(3分入干线阀室通风条件〔6分)操作规程5分)通诹4分)安全责仼制3分)职工培诹3分)机械防错装置(5分)安全标志(10分)防雷防爆防静电技术(10分)动火前提条伟8分))1.2风险控制根据输气站场风险的相对风险评价值即可完成输气站场的风险评价.根据评价的结果进行分析找到风险值偏高的因素从而提岀相应的风险控制措施4将输气站场运营的风险水平控制在合理的、可接受的范围之內以减少事故发生保证管道安全运行2应用实例某输气管道总长为301.625km管道d457mm材质为S360设计年输气能力为6×108m3全线共设置5座工艺站场首站、清管站、第一分输站、第二分输站、末站)和中间阀室.首站—未站设计采用压力常规递减的设计方式全线设计压力为4.0MPa第一分输站设计压力为2.5MPa第二分输站、末站设计压力为1.6MPa应用输气站场风险评价技术对工艺站场进行风险评价绘制单站风险评价结果柱状图給岀单个站场的风险状况并指出威胁该站场安全的主要风险要素.首站风险评价结果见图2.由图2可见站场位置及环境、运转设备、阀门和甲烷泄漏对站场影响较为严重当风险评价值大于评分标准的50%时认为该风险因素严重影响站场的安全运行须及时整改.首站中阀门风险评价值达到总评分的65%,说明该项指标对站场影响十分严重应列入整改及时更换泄漏及螺杄、阀体锈蚀严重的阀门同时应通过加强运行管理来降低站场风险如严格设备操作规程采取自动化控制系统配备齐全的消防设施、自动报警设施,定期进行检测加强人员操作技能及应急演习和培训力度等.首站、清管站、第一分输站、第二分输站、未站的输气管道各站场评价结果见图3.根据图3的各站的风险评价值給出相应的风险控制措施(见表1)表1主要风险因素及控制措施场名称主要风险因素险控制措施盐渍土壤腐蚀性较强严格设备操作规程首站阀件内漏或渗漏定期加注优质润滑剂加强巡检可燃气体报警器未检测配备防护措施安全防护设施配备不足排污池周围有污渍改善排污设施保证除油污效果清管站阀件内漏或外渗漏及时排污及清管加强排污组分的监測和分析可燃气体报警器未检测严格设备检、维修规程严禁设备带故障运行居民比较密集警示标志加强巡检第一分输站埋地管道腐蚀严重加强缓蚀措施及腐蚀监测定期进行站场内地下管道检测居民比较密集设置警示标志加强巡检第二分输站安全防护设施配备不足健全输气站场的各项安全制度加强安全教育改善消防场地加强消防培训高地震烈度严格设备检、维修规程严禁设备带故障运行可燃气体报警器未检测可燃气体报鳘器按照规定要求进行检测湿陷性黄土附近有危险性建筑V凵中国煤化工考核动计划员工培训有待加强CNMHG阀室内角阀渗漏严格设备检、维修规程严禁设备带故障运行通风措施不完善员培训包括技能、消防和应急能力中间阀室进出阀室操作规程不完善人员有违章操作受到外界破坏取得当地政府和可依托救援力量的支持第1期刘扬等天然气输气站场的风险管理802010璧22清管站图2首站风险评价结果图3输气站场及中间阀室风险评价结果3结束语针对天然气输气站场旳特点建立天然气输气站场旳风险管理模型提岀输气站场的风险管理方法给出了站场失效因素评分体系其风险评价结果可最大限度地减少突发性事故所造成的综合经济损失提高站场运营的安全性.参考文献[1]潘家华.油气管道的风险分杌J]油气储运』995J43)11-15[2]刘诗飞詹予忠.重大危险源辨识及危害后果分桁M]北京北学工业出版社2004[3]任志平浏青魏立新等.穿越输气管道腐蚀因素的模糊评判J]大庆石油学院学报200428(1)50-52[4]马志祥.油气长输管道的风险管理J]油气储运200524(2)1-7.上接第63页)动介质有关的系数则有=。下标a为实验数据,下标b为数值模拟数据将表1中实验数据和数值模拟数据进行拟合得出Q。=1.091Q5结论(1)屎采用对边壁加密的网格选择标准k-ε模型和加强的壁面函数,同时考虑压力梯度的影响用SIMPLEC方法进行压力速度耦合应用QUCK格式对动量方程、湍动能方程、湍动耗散率方程进行离散可以得出比较满意的二次节流油嘴的模拟结果.2)数值模拟结果与实验结果吻合较好得到了数值模拟数据与实验数据的拟合关系式表明可以通过CFD技术对压差变化时的二次节流油嘴的流量变化进行预测参考文献:[1]张庆华康宜华.新型分层采油管柱与工具的研制J]石油机械20[2]王福军。计算流体动力学分析-CFD软件原理与应用M]北京清mH中国煤化工CNMHG[3]雷红霞杈龙.液压锥阀內部流场的三维仿真计箅及可视化分杌J]机楲科学与技术20062X4):26-4294]姜佩东.液压与气动技术M]北京高等教育出版社200017-19[5]万仁溥.采油工程手删M]北京石油工业出版社200015-24

论文截图
版权:如无特殊注明,文章转载自网络,侵权请联系cnmhg168#163.com删除!文件均为网友上传,仅供研究和学习使用,务必24小时内删除。