李 锴 郑宏伟 王志方

西气东输管道公司

西气东输管道公司通过采取创新生产组织管理模式、加强站场完整性管理等一系列措施，有力促进了站场运行的本质安全。

推行生产组织新模式，提升风险预警能力 

2009年以来，西气东输管道公司逐步推行“集中巡检、集中监视、远程计量交接”生产管理模式，提高生产运行异常状况的风险预警能力和控制水平，提高了设备的完好率和可靠性。 

（1）集中巡检

“集中巡检”是指采取联合巡检、重点巡检方式，取消站场原来2小时、4小时巡检一次的传统方式，优化巡检次数，提高巡检效能。“联合巡检”，即由站场负责人组织在岗人员，按照规定的巡检要求对所属站场的生产运行、工艺状态、设备设施状况全面检查并进行当场维护维修。“重点巡检”，即由值班人员对重要运行参数、关键输气设备、重点区域按照相关巡检要求进行重点检查。

“集中巡检”减少了巡检次数，避免了巡检频率高、形式化，提高了巡检质量和巡检效率。“联合巡检”参与专业人员全，检查比较全面，可及时发现设备设施的各专业问题。站长可当场组织讨论制定解决方案，提高了处理问题的及时性，实现“以检代巡”。通过集中巡检，实现从24小时值班到单岗制和夜间应急值班的优化，同时重新划分站场、维抢修单位的设备维护工作界面，将维修关口前移，增加了站场的维护、维修工作量，设备维护保养的可靠性和完整性得到提高。 

（2）集中监视

“集中监视”是指站场在实行站控和北京油气调控中心远控的同时，将设备设施报警数据采集上传至西气东输上海生产调度中心，中心负责全线站场设备设施异常状态的集中监视，站场负责运行操作、集中巡检、维护维修、异常状态确认和应急处置。将站场人员从传统的24小时运行监控工作中解放出来，承担更多的维护维修工作，实行“运检维”一体化，提高站场维护质量和工作效率，进一步提高设备完好率和功能完整性、可靠性。

上海生产调度中心实行24小时值班，值班调度通过集中监视系统及时发现站场的设备设施异常报警，第一时间通知站场进行及时处置，并指导和跟踪报警的处置过程。由于报警及时，并在第一时间做出反应和正确的处置，有效避免了事态进一步扩大，减少了事故对管道输气生产的影响。

站场人员承担了更多的检查和维护维修工作，使设备的维护保养关口进一步前移，及时发现并处理故障及隐患，故障的处理周期大大缩短，站场设备设施的报警率逐年降低，有效提高了设备完好率、可用率。通过“以修代训”促进站场人员的专业维修技能，加快运检维一体化的推进，提高基层站队劳动生产率，实现了监（上海生产调度中心监视）管（站场管理）分离。

集中监视系统测试期间进行了每个报警系统的报警测试，站场所有系统包括电气综保系统、压缩机机组辅助系统等恢复了原报警功能，促进了系统的功能完善和可靠性，进一步提高了站场完整性管理水平。

（3）远程计量交接

“远程计量交接”是指利用PPS管道生产系统的SCADA数据接口，自动采集流量计算机的计量数据，直接生成计量交接凭证和气质分析报告，并利用电子网络签名技术实现场站交接计量员与用户的网上确认，从而实现远程计量交接。在传统人工现场抄表进行交接的基础上，深化PPS系统SCADA数据的应用，减少现场人员数据录入量，并通过互联网实现计量单据网络确认，实现交接电子化，可提升办公效率和降低办公成本，从而有力支撑了公司集中监视管理模式的推行。 

探讨风险评价新方法，充分识别各项风险 

（1）站场风险评价模型

目前国内尚无输气站场设备失效概率模型，仅根据所收集的信息资料无法形成可信的统计规律。公司采用国际上目前通用的评分指标体系法建立了输气站场风险评价模型。在确定各模块的评分指标时充分考虑了输气站场的设计、施工、操作管理和维护，依据我国输气站场安全技术规范和工业事故损失评价方法修正各因素的评分指标和因素间的权重分值，基于专家判断并结合模糊数学的方法来确定风险区块模糊失效概率。

首先由专家小组对区块失效可能性评价体系评分层次结构中的底层因素失效可能性进行打分，再将分值转化为模糊数，从而计算出故障树底层事件的模糊失效概率，最后根据故障树的逻辑关系计算出顶层事件失效的概率值。概率修正系数综合考虑站场安全消防因素、设计方案因素、人为因素、环境因素和管理因素。依据API581中失效概率管理系统修正系数制定站场概率修正系数。输气站场失效后果采用API 581的计算方法，以火灾和爆炸后人员受伤面积为后果评价指标。遵循ALARP准则的思想，依据输气站场风险值的计算规则和相关原则确定输气站场站可接受风险水平和风险等级。为天然气站场提供了一种可操作性、适用性较强的半定量风险评价模型。 

（2）站场风险评价软件系统

在基于模糊失效概率等级的站场风险评价模型理论研究的基础上研制了站场风险评价软件系统，方便对各种信息参数的管理和综合利用，提高了站场风险评价的工作效率，充分识别站场的各项风险。软件的结构模块如下图所示，“数据调入”用于完成数据的输入。“数据计算”按输气站场风险评价的计算法则完成各种参数的计算。“表格输出”是将计算所得的结果数据以数据表的方式显示、排序。“柱状图输出”是以柱状图的方式显示计算结果。“工艺流程示意图”是该软件中特有的，以站场的区块为背景，直观、形象地显示所评价的站场及站场上各个区块的风险状况。“单个输气站场风险评价结果”为该软件的最后一个输出模块，它能够详细地显示被评价站场的基本信息、风险评价结果、威胁该站场的主要因素以及相应的风险缓解建议措施。“打印”能够实现该软件评价结果的预览和输出打印。 

以预防为主的风险控制措施

组织开展对站场输气生产设备的风险评估，评价现有设备的风险控制措施是否恰当，根据不同的风险评估结果，调整风险控制措施。基于科学的风险评价，系统性制定风险控制措施。针对高风险作业活动进行风险控制技术研究，制定切实可行的风险控制措施。

针对站场、阀室放空作业开展放空风险控制技术研究。分析公司管道站场、阀室放空情况，对场站放空进行风险辨识，找出可能导致放空失效的各个因素。利用PHAST、FLUENT等软件分析冷、热放空规律，预测不同环境、不同工况下，站场、阀室采用不同放空方式时的影响范围和大小。确定不同放空方式、放空工况下的关键参数，从而为场站放空作业提出切实可行的改进措施，提高场站放空的时效性，有效控制管道事故事态。研究成果形成了《放空作业指导书》《站场、阀室放空方式速查表》和《天然气管道站场、阀室放空系统查询软件》，规范了放空作业操作程序和风险管控，指导站场、阀室放空方式选择。多次成功应用于公司大型放空作业，如西二线东段干线第三方损伤管线泄漏事故抢险放空等，减少了站场、阀室运行维护人员的误操作。 

加强站场设备设施完整性检测与评价 

（1）组织实施完整性全面检查

2014年，公司组织技术骨干成立检查组，用时240天行程3.3万公里对全线447座阀室进行了统一标准、统一方法、统一组织的功能性、完好性技术检查，发现和整改问题7789项。2015年，借鉴阀室完整性检查取得的经验，制定站场完整性检查技术方案和工作方案，组织公司二级单位先开展站场完整性自检自查。公司成立两个专家组，利用10个月时间行程7万公里对全线所有站场进行了完整性检查，发现和整改问题9263项。

（2）站内管道完整性检测评价

根据风险评价结果，组织制定了公司所辖152座站场的站内工艺管道完整性检测与评价的滚动计划，编制了站场工艺管道完整性检测与评价项目实施方案。检测范围包括站内工艺管线、排污管线、放空管线和自用气管线本体及焊缝缺陷检测，以及接头焊缝缺陷检测。查找埋地管道高风险点并定位，包括站内低点排水位置、与汇管相连的排污管线和放空管线连接点及埋地管线的走向。对重点管段的检测，在现场条件允许的情况下，实施100%超声导波检测；对一般检测管段，实施抽测，覆盖范围不低于20%。组织选择第三方具有资质和评价能力的单位进行开挖验证，包括所有可疑点和站内高风险点低点排水位置的确定。2012年以来发现39座站场存在严重腐蚀点、裂纹等缺陷达10余处。 

展望 

西气东输公司通过创新生产组织，推行“集中巡检、集中监视、远程计量交接”管理模式，进一步提高了生产运行风险预警能力和系统的安全可靠性，促进站场员工专业维修技能的提高。通过加强站场完整性管理，探讨风险评价新方法，充分识别各项风险，落实各项风险控制措施，组织实施站场设备设施完整性检测与评价，提高站场的本质安全水平，设备故障报警率低至0.1‰，8万多台套设备完好率达98%，压缩机组可用率99%、故障率低于0.31次/千小时。

通过集中巡检、集中监视、区域化和无人站的逐步实施，实现从传统管理向现代化管理的转变，提高系统的可靠性和自动化水平，提高生产运行异常状况的预警和控制，提高站场完整性管理水平。 

作者：李锴，硕士研究生学历，高级工程师，现任中国石油西气东输管道公司生产运行处处长。

《管道保护》2016年第6期（总第31期）