HAZOP分析在天然气长输管道站场中的应用

为了排查和分析在役天然气长输管道运行期间存在的危害因素,基于危险与可操作性分析(HAZOP)原理,对天然气长输管道站场的HAZOP分析流程进行了梳理说明,形成了针对性和操作性强的HAZOP分析方法。通过实例分析,提出了深入挖掘HAZOP分析发现的管理缺陷问题,总结了天然气长输管道站场HAZOP分析的注意事项。

乌东联合站原油外输方式探讨

因海拉尔油田乌东作业区产量低于乌东联合站至中一加热站输油管道设计最小输量,所以停运乌东联合站至中一加热站管道,乌东作业区净化油采用汽运至苏一联合站卸油点。但汽运费用高,工作效率低,且安全系数低。经“十四五”海拉尔油田地面系统优化调整,将乌东联合站降级为转油站运行。分析计算输送能耗后,可知管输能力完全符合要求。同时,对十年预估管输与汽运费用进行对比,表明管输费用明显低于汽运费用。

鄯乌线出站温度调节强化天然气输送的可行性

鉴于国内冷却输送天然气技术处于初步探索阶段的现状,以鄯乌线为例,根据输气管道的水力、热力计算公式,定量分析了气体出站温度调节对于强化天然气管道输送的可行性。分析结果表明,当气体出站温度高于70℃或者低于56℃时,出站温度调节对输量影响很小,温度过高或过低都不利于强化天然气的输送;当气体出站温度介于70℃和56℃之间时,随着温度降低,输量缓慢增加;当气体出站温度为65℃和56℃时,管道输送能力增加6.5%。根据计算结果,针对管道的运行管理和进一步深入研究该问题应考虑的因素提出了建议。

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。

多气源混输管道在线气相色谱仪安装位置的确定方法

采用在线气相色谱仪实时监测管道中天然气组分的变化是目前大型输气场站保证天然气计量准确性的关键工艺,而在线气相色谱仪抽取样品的代表性则是保证分析检测结果准确可靠的关键因素,对于多气源汇合的输气场站,不同气源天然气的混合程度直接关系到在线气相色谱仪所取样品的代表性。为此,以中石化川气东送工程的普光首站为例,按照该站的工况条件,采用FLUENT软件对多气源天然气的混合规律进行了仿真模拟,探讨了多气源天然气混合距离与温度、压力、流速等因素的关系,以及多气源天然气混合均匀的最近位置。试验结果表明:(1)含两种不同摩尔分数值组分的天然气在汇管不同位置处混合的均匀程度不同——距汇管50 m处天然气各组分混合不均匀,具明显分层现象,距汇管150 m处天然气各组分的混合开始呈现均匀状态,但仍存在分层现象,距汇管280 m处天然气各组分混合完全呈现出均匀状态,其CH_4摩尔分数为98.30%,CO_2摩尔分数为0.95%;(2)在普光首站距混合点280 m以远处的位置安装在线气相色谱仪取样较为合适;(3)对于气源体积流量或气源的体积流量差别较大、压力较高或温度较低的工况条件,在线气相色谱仪的取样点可适当靠近混合点。

加热泵站采用控制粘度加热输送工艺的必要性

分析了辽河油田曙光泵站管输原油的粘度化验数据,比较了控制温度加热输送与控制粘度加热输送两种工艺,介绍了控制粘度加热输送的优点。采用控制温度输油工艺加热原油后,虽然使出站油粘度降低,但出站油粘度波动情况并未得到改善;当加热泵站用出站原油作燃料油时,由于出站原油粘度波动,使加热炉操作困难,影响燃料油的燃烧状态。采用控制粘度加热输送工艺后,出站油粘度稳定,可以改善控制温度加热输送工艺的不足之处。为了改善输油管道的运行管理,降低输油成本,在一般人工控制温度的加热泵站和自动控制温度的加热泵站,采用控制粘度加热输送工艺是必要的。

顺序输送管道的水力特性分析

在研究顺序输送管道水力特性的基础上 ,对黄岛油库泵站 -管道系统工作点的确定过程进行了分析。为保证管道系统工作点位于泵特性曲线的最高效率区 ,给出了泵站与管道工作特性调节的两种方式。

输气站站内埋地管道防腐层PCM检测

PCM检测在长输埋地输气管道外防腐层缺陷检测中已较成熟,但因输气站站内检测现场操作难度较大而极少应用。检测准确性直接影响后续开挖修复的工程量,为提高站内检测准确性,有必要分析现场检测的特点,找出解决办法。结合现场实际检测分析得出,输气站内PCM检测困难主要是因为站内管道分布复杂、密集造成信号干扰和大型设备接地造成信号流失等,继而提出相应的现场操作要点和改进意见。

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。

顺序输送成品油管道主泵运行方式的优选

以格—拉成品油管道昆仑山口泵站的技术改造为例,探讨了顺序输送多种油品的管道泵站的主泵运行方式,通过对主泵并联运行和串联运行的各项参数计算、比较,指出当顺序输送不同油品,且各油品的输量相差较大时,主泵运行方式采用串联比用并联具有较大的优越性。

高压长输天然气管道站场管线全地上敷设的应力分析

目前国内在役的高压长输天然气管道站场工艺管线的主要敷设方式为混合式敷设。为了消除埋地工艺管线在运行过程中出现的沉降问题,提出管线全地上敷设方案。通过梳理应力分析要点和理论分析,搭建了节点应力分析模型,并对安装方案、支吊架设置、计算参数、计算工况进行合理选取。经过对可能存在较大应力的主管线与强烈振动的放空管线的应力和位移进行模拟计算,结果表明,站内管道最大应力和位移量均在允许范围内并满足规范要求。因此,高压长输天然气管道站场工艺管线全地上敷设方案是可行的。对比传统安装方案,全地上敷设方案在施工难度、防腐与阴极保护效果、巡检与维抢修方便性、工程造价方面均具有一定优势,对类似项目的设计具有一定的参考意义。

天然气输气站场站控系统供电可靠性设计研究

天然气长输管道输气站场站控系统(SCS)担负着站内生产工艺参数采集、调节、流程调度控制的作用,不仅要满足下游用户的输气需求,同时还负责站内安全联锁控制及紧急关断功能,是整个站场自动控制功能实现的核心。由于SCS供电故障导致的非正常停车问题时有发生,造成供气中断,甚至可能给下游用户带来重大的经济损失。从供电方式、供电回路配置、设备选型及不间断电源设备(UPS)等方面,分析讨论了造成SCS供电异常的原因,提出了双电源、UPS选型、静态转换开关(STS)、负荷分级配置等提高供电可靠性的设计方式,并对可编程序控制器(PLC)、操作站及服务器给出了推荐的供电方式,通过以上配置,可使输气站场SCS的供电可靠性将得到大幅提高。

油气储运安全技术进展研究

石油与天然气属于易燃易爆化学品,储运难度大。油气储运安全事故频发,对安全技术的要求也越来越高。近几年来,油气储运工作者不断探索研究,安全技术得到发展。在阅读文献的基础上,归纳油气储运安全技术的进展。首先分析了油气储运安全现状,提出对安全技术的迫切需求,然后从管道和站场两个方面进展详细介绍了近几年来安全技术的进展,最后提出未来几年的探索方向。

格拉管道泵站柴油发电机组余热利用

全长1080km的格拉成品油管道纵贯“世界屋脊”的青藏高原,这里严寒缺氧,环境艰苦,给沿线泵站的输油生产和日常生活带来很多困难,为改善生产、生活条件,原工程设计时选用了上海工业锅炉厂专门为高原研制的WNSI-8型高原燃油锅炉。全线除拉萨分输站外的11座泵站,每站配备2台作为采暖的唯一热源。

中俄原油管道塔河输油站地面管道防结露措施研究

输送低温原油的地面站场管道表面夏季会产生大量冷凝水,从而引发保温层和防腐涂层失效问题。通过对塔河输油站地面管道冷凝水腐蚀原因,如当地气候、管输介质以及设计方案等进行深入分析,发现传统的环氧类防腐涂层与无机纤维类绝热结构不符合塔河输油站地面管道的防腐与绝热要求。结合超疏水技术和传热学原理,根据当地气候环境和管输介质,重新设计了塔河输油站内管道的防腐隔热结构。研究表明,采用具有优异耐水疏水能力的超疏水复合涂层与柔性橡塑材料的复合结构,能够使站场管道表面疏水接触角大于150°,完全杜绝绝热层内外冷凝水的产生。

增大输油管线输送能力的技术经济分析

对于一条已经建成的石油管道而言，采用哪一种增大输量方式来增大管线的输送能力最经济，这是一个重要的技术经济分析课题。本文从费用现值最低的角度出发，给出了确定管线最佳增输方式的方法和敷设副管的经济界限，并进行了实例计算。分析与计算表明，所提出的方法是合理可行的。

西气东输三线工程天然气管线压气站供电系统方案设计优选

天然气管线压气站的压缩机功率大,且压气站常处于偏远地区,远离供电负荷中心,为保证压缩机的正常运行通常采用变频技术。针对西气东输三线工程,从电动机的驱动方案、变频调速装置的选用、谐波的分析与抑制等方面进行了科学合理的设计,确保压缩机组能够安全运行,同时实现了对长输管道站场供电系统的保护,满足了供电公司的要求,并改善了供电系统的运行环境,提高了供电系统运行的安全性。

基于自主可控的长输管道站控系统方案及应用

重点分析了长输管道站控系统远程监控的工艺要求及监控难点,介绍了国产可编程控制器(PLC)产品的特性以及与国外产品的差距,详细介绍了将智能PLC产品应用于长输管道站控系统的具体方案。分别阐述了时钟同步方案、远程维护方案、全网诊断方案、全系统防病毒方案、单站网络方案,并成功地将该长输管道站控系统运用于天津LNG输气管道上,证实了该方案的可行性。

在役天然气长输管道输气站场升级改造项目管理探讨

在人口密集和经济发达地区,大规模的管道建设已经非常困难。为满足日益增长的用气需求,提高供气能力,须对现有基础设施进行升级和扩容改造。在输气站场改造中,站内施工动火点较多,要做到一边向用户供气,一边进行施工,改造难度高,管理难度大,安全隐患多。通过对莘县输气站改造工程进行总结,摸索出一套既能保证改造工程顺利进行,又能保证现有设备正常使用的工程项目管理机制,其中包括加强施工期间站场管控;严格落实直接作业审批流程,确保作业期间安全监护到位;加强风险管控及项目组织机构的建设和管理;注重项目管理经验的积累等。该管理机制为今后的输气站场改造可提供一定的借鉴与参考。

输油管道站场交通工程探讨

在天津港—华北石化原油管道工程设计过程中,受管道走向及地形的影响,7号阀室进站路的线形较为复杂;任丘站为华北管道原油末站、锦郑线华北注入支线首站、任固线首站以及维抢修队的合建站,具有办公、生产、维抢修等功能,人员及车辆组成复杂。通过对交通工程—交通流、道路线形设计、交通管理等的分析与理解并结合工程实际,得出交通工程安全在站场平稳运行中的重要性。