摘要：油气站场已经成为油气输送管道的主要单元，在输送油气的过程中具有增加压力、分流运输、计量油气的作用，在整个管道系统中具有至关重要的作用。由于油气具有较强的易燃性、易爆性，增加了油气管道的风险，因此油气站场的管理人员需要加强油气管道的完整性管理和维护管理。本文首先分析油气站场完整性管理技术，其次探讨油气站场完整性管理技术的框架，以期对相关研究具有一定的参考价值。

关键词：油气站场;完整性管理;维护

引言：由于油气站场内部设备的数量比较多、类别比较丰富，若是出现故障问题或者是泄漏问题，容易使整个油气站场出现安全事故，将会对工作人员的生命安全和油气站场的经济财产产生威胁。因此油气战场需要研究一套技术可行性比较高、实用价值比较强的油气站场完整管理方案，工作人员在识别场内设备具有的风险因素后，需要预估该风险的后果，确保场内设备可以正常运行。

1油气站场完整性管理技术

现如今国内外在研究油气管道完整性管理方面的技术已经比较成熟，但是在对油气站场实施完整性管理方面仍旧处于探究阶段，虽然国内相关领域的专家相继提出管道泵站以及油气终端使用的风险管理方式、油气储罐的风险识别方式、油气站场的风险评价方式、对天然气管道进行完整性管理的流程，但是尚未提出油气站场完整性管理的详细步骤。而国外其他国家提出了以风险分析为基础的完整性管理方式，实质上是针对不同属性的设备，使用不同方式的风险分析评价方式。

本文以油气站场风险为依据，制定了站场完整性管理的方式和理念，总结归纳了站场可使用的完整性管理技术：检测风险的RBI技术、以增加站场安全可靠性为中心的RCM维护技术、油气站场安全完整性分级的SIL技术。

1.1检测站场风险的RBI技术

RBI技术主要是针对油气管道、油气储罐等静态设备进行完整性评价的技术，其工作原理是计算设备出现失效问题的可能性以及设备失效导致的后果，并以此为根据排序油气站场设备的风险程度，然后工作人员即可以依照风险排序状况，确定应该重点关注的油气设备以及站场位置。现如今常使用的RBI技术主要包括定性检测法、半定量检测法、定量检测法，通过分析油气站场设备失效的可能性以及失效后果，能够确定检验油气站场设备的顺序。站场管理人员通过制定合理性比较高、可靠性比较强的油气站场设备检修计划，可以高效完成20%-30%的风险设备检测，能够顺利完成85%左右的风险预控处理，从而通过优化油气站场设备的风险管理减少检修管理成本。

1.2 以增加站场安全可靠性为中心的RCM维护技术

RCM维护技术实际上是确定动态设备的检修需求、优化设备检修管理制度的一种方式。维护管理的基本思路是分析整个站场安全系统的各种功能以及故障问题，评估完整性管理系统出现安全故障的后果。工作人员在使用逻辑决断方式时，需要确定好预防各种故障后果的防控对策，将油气站场设备的检修管理作为主要宗旨，尽量避免出现停产问题导致站场需要承担过多的经济损失。工作人员通过在站场内部使用专家评估方式、定量建模方式、现场故障数据汇总方式，有助于优化油气站场设备的检修策略。

1.3 油气站场安全完整性分级的SIL技术

SIL技术主要是对油气安全仪表进行完整性管理的主要方式，RBI技术、RCM技术、SIL技术均是基于分析设备风险概率技术研发而来，主要用于处理一些出现概率比较低、后果比较严重的极端风险事件，而风险概率统计，一般是以大数据为基础内容，分析风险事件的出现概率，工作人员需要结合每项危险事件的风险等级排列顺序[1]。油气站场的完整性管理实际上是一项系统性比较强的工程，需要管理人员进行统筹管理，充分调动管理人员的工作积极性，提升技术人员的专业能力，技术人员需要综合使用不同种类的技术方式、检测方式、评价方式以及检修维护方式进行协调管理。

2 油气站场完整性管理技术的框架和实践

油气站场进行完整性管理技术主要包括六个步骤：采集油气站场的相关数据、识别场内的风险、评价场内设备的风险程度、对整个油气站场作出完整性评价、维护检修油气站场的设备、评价油气站场的效能。以长庆油田集输站为例，对其使用完整性管理和维护管理，分为六个步骤。

2.1收集资料

长庆集输站内部一共有12个功能有所差异的油气储罐、2台油气分离器、2台油气加热炉、9台油田输油泵、1台天然气压缩机等基础设施，工作人员需要在收集资料这一环节，采集集输站内部各个设备的静态数据、相关运行参数、历史泄漏次数、历史检修数据等[2]。

2.2识别风险

若是依照功能对油田集输站进行区域划分，可以将其划分为油气储罐区域、进出站阀门组区域、原油处理区域、供热区域、原油输送区域、压缩机区域等，本部分将详细介绍这些风险单元的危险程度和有害因素。油气储罐容易出现火灾爆炸事故和高处坠落事故，相比之下，储罐出现火灾爆炸问题的几率比较小，出现高空坠落问题的几率比较大。而进出站阀门组区域容易由于阀门的密封性能失效出现介质泄漏问题的可能性比较大。

由于原油处理区域内部的压力容器比较多、管理流程相对比较复杂、压力温度变动的比较大、动静密封点比较多，出现油气泄漏现象的几率比较大。供热系统区域出现火灾爆炸事故、机械伤害以及噪声污染的可能性比较大，在原油输送区域容易出现火灾事故、爆炸事故、中毒问题，其中加热炉出现火灾事故、爆炸问题的几率比较大，压缩机区域出现火灾爆炸问题、冻伤问题、高处坠落现象的可能性比较大。

2.3评价风险

工作人员需要结合油气集输站的特征，参照国内外同类型集输站的操作经验、维护经验、设计经验和工程经验，使用三步分析法对油田集输站内部的设备开展初步审核处理，从而获得设备出现失效问题的可能性、设备失效引发的后果[3]。通过评价风险的结果可知，油气储罐在整个场内设备的完整性管理中具有至关重要的地位，分析风险排序方式可知，储罐具有的风险等级比较高，因此相关单位应该提升对储罐展开的维护检修和检测管理，而输油泵的风险等级是中等风险，三相分离器以及加热炉可以归属到低风险区域。

2.4检测和评价管理的完整性

对油气场站内的设备开展完整性检测和评价，对油气储罐使用宏观检验时，对罐顶罐壁板使用超声检测技术检查厚度，检查罐底板的漏磁问题[4]。在对加热炉和三相分离器使用宏观检查时，检查仪表的阀门，使用超声探伤技术检查该位置。在对输油泵以及压缩机使用综合诊断系统进行故障检测时，应该先采集正常运行状态时的振动变动情况，深入分析油泵的运行情况，在检查工艺管网时，需要使用超声导波方式和测厚方式进行故障检测，从而保证对整个油气场站进行完整性检测。

2.5检修维护

工作人员通过对油气场站内的各种设备进行风险评价、完整性检测和综合评价以后，需要总结场站的完整性管理经验，对油气场站进行正常运营管理时，需要使用合理的防范举措，有助于提升设备检修维护的实际效果。

2.6评价效能

在评价油气场站的效能时，需要评估各项工作的实施成果、工作效率、经济效益，工作人员应该在评价之前收集好相关数据，在数据完整的基础上进行完整性管理，相关单位应该结合效能评价结果，进行有针对性的问题整改，从而创建出油气站完整性管理数据库。

结论：在对油气站场进行完整性管理时，最为核心的问题是数据管理，工作人员需要结合场内关键设备进行风险管理。因此相关单位应该使用可行性比较高的评价方式，深入研究工艺流程的风险因素，评估好风险引发的后果。

参考文献

[1]周立国，杨文，朱渝，张卓凡，王晓霖，李明.输油气站场完整性管理体系建设[J].安全、健康和环境，2020，20（09）：44-47.

[2]赵晓云，高海霞，王义，马相阳，彭敏.油气站场完整性管理技术探索与实践[J].石油和化工设备，2019，22（12）：66-68.

[3]孙明周.油气站场完整性管理与维护探究[J].石化技术，2017，24（07）：198.

[4]程万洲，张华兵，王新.油气站场工艺管道完整性管理[J].化工设备与管道，2015，52（03）：76-79.