一种运行维护阶段的FMECA方法及软件实现

设备的运行维护关系到设备使用的经济性和可靠性,需要通过科学的分析工具来规划维护工作以降低维护成本,保障设备可靠性。提出了一种应用于设备运行维护阶段的新型分层FMECA方法,将传统FMECA方法中的功能法和部件法相结合,进行功能子系统和部件相结合的故障模式分析,使得运行和维护建议更加具有针对性。以天然气加压站驱动用某型燃气轮机进气系统的运行维护为例,进行了FMECA分析,为设备的维护提出建议。在应用该FMECA方法分析过程中,开发了其软件管理系统,以辅助技术人员规范分析过程,减少分析的工作量,分析结果符合运行维护人员的经验,验证了该方法的正确性与可操作性。（图3,表5,参7）     

西二线燃驱压缩机组故障原因及其改进措施

燃气轮机压缩机组具有子系统多、控制系统复杂、故障频率较高、不易维护的特点,一旦燃气驱动压缩机失效,将直接影响输气的可靠性和站场的安全性.燃气驱动压缩机发生故障的主要形式为故障类停机和非故障类停机,以西气东输二线西段采用的PGT25＋ HSPT/PCL802机组为例,结合沿线各压气站机组工作的实际情况,对故障类别进行统计分析,查明了燃气驱动压缩机发生故障的主要原因,进而采取相应措施,提高了燃气驱动压缩机的可靠性和使用寿命,旨在保证天然气平稳、高效输送.（表2,图1,参4）     

陕京管道榆林压气站装机运行模式比较

压缩机组作为天然气输送的动力设备,是输气管道的心脏,输气管道运行的安全性和经济性很大程度上取决于压缩机组的可靠性和性能。燃气轮机驱动离心式压缩机和变频电机驱动离心式压缩机作为目前常用的长输管道驱动机型,被越来越多地应用于压气站生产实践中。结合榆林压气站的实际运行情况,通过对两类机组的可靠性、运行效率等性能进行比较,分析了燃机驱动机组和电机驱动机组在管道应用中的优缺点和适用性。通过组网联合控制配置方式弥补了双方的劣势,在发挥更高效率的同时,对输气管道安全、高效运行起着重要作用,对长输管道优化压缩机运行管理有一定的借鉴意义。（图2,表4,参8）     

西气东输干线燃驱压缩机组故障停机分析及建议

随着中国天然气长输管道的不断发展,燃气轮机驱动的天然气压缩机被广泛应用于管输天然气增压。对2006-2017年西一线、西二线、西三线及轮吐线的15个压气站共39套RR燃驱压缩机组进行故障停机数据统计,计算可用率、可靠性、平均无故障运行时间、千小时故障停机次数等指标,归纳分析各类故障的发生频次、产生原因及部位,统计故障分布图,并总结发生概率较高的故障。结果表明:控制系统及辅助设备故障是造成管道压缩机组故障停机的主要原因。针对几类高频故障,结合运行维护经验分析其原因,并提出解决措施,有助于提高机组运行稳定性,保障安全可靠生产。     

输气管道压气站余热的利用

燃驱压气站的余热利用有热、电和机械3种途径。分析比较了压气站中应用相对成熟或应用潜力较大的余热利用有方案:燃气轮机余热锅炉回收、燃气轮机回热循环、蒸汽郎肯循环、有机郎肯循环、燃气轮机进气制冷。各个方案均有较多应用业绩,但亦有其局限性,有机郎肯循环选用有机介质,技术较成熟,应用前景前较好,溴化锂吸收式制冷技术利用燃机废热对燃机进行进气制冷,以提高燃气效率,目前仅在燃机电站应用,亦可应用于压气站。选择余热利用方案时,应结合压气站现有条件、机组性能以及运行模式等因素进行综合评估。     

天然气长输管道设计中压缩机与驱动机选型

世界天然气工业在下在在加速发展。在长输天然气管道设计中，压缩机和驱动机的选型是重要内容之一。介绍了世界几家著名公司生产的燃－压机组的特性及技术指标。根据国外天然气管道输送系统压气站的安装生产情况，结合我国目前尚无运行的长输天然气管道中间压气站及现有技术、设备、管理水平、提出选用燃－压机组的原则应是大功率，台数少。指出国产压缩机组存在的主要问题是产品性能不稳定；使用寿命短；能耗高；效率低；现有系列覆     

自动气象站常见故障排除及维护

为确保自动站的持续稳定运行,自动站工作人员应掌握自动站设备的操作规范和技能。分析了自动站故障判断的常用办法,并提出自动气象站常见故障排除及自动气象站日常维护的建议,以切实提高自动气象观测的质量。     

自动站雨量器故障的排除技巧和维护方法

通过对河北省沧州市自动站雨量仪器的使用和日常维护,为了使仪器正常、稳定地工作,经过在实际工作中的学习和摸索,对自动站雨量器一些我们常见的故障进行了分析,总结了一点故障排除技巧和维护方法,力求维护好设备仪器,使自动气象站的降水数据更加客观、准确地反映天气实况。     

基于RCM的电驱压缩机故障分析

为防止和减少电驱压缩机故障,对某大型管道压缩机近5年发生的各类故障进行归类.采用RCM可靠性分析技术,对各种可能的风险进行评价与分析,确定了压缩机的潜在失效模式:电力系统、电机驱动压缩机的变频装置、可变速电机、滤波系统、浪涌抑制柜、电机非驱动端等.提出了相应的维护策略:定期维修、事后维修、状态维修、视情维护等.采用RCM分析方法可有效降低压缩机的运行风险和维护成本,避免过度维护,提升压缩机的运行管理水平.     

一种输气管道燃气轮机的综合故障诊断方法

基于单一参数的诊断方法无法准确高效地判断燃气轮机的故障状态,故提出了基于燃气轮机振动故障机理和性能故障机理的综合诊断方法。以中国石油西气东输一线某压气站燃驱离心压缩机组LM2500+SAC型燃气轮机运行过程出现异常振动为例,借助在线监测系统数据,基于振动和性能故障机理进行综合诊断,逐项排查异常振动的诱导因素,最终确定燃气轮机异常振动的激励源是轴承旋转封严损坏引起的不平衡量。由此避免了机组继续运行可能造成的严重后果,验证了该综合诊断方法的有效性,为类似故障的监测诊断提供了参考。(图9,参19)     

复杂天然气管网系统运行期可靠性评价体系

中国天然气管道行业正朝着规模化、网络化方向发展,整个管网系统运行期的输气保障能力受到广泛关注,对其完成输送任务的可靠性进行评价显得尤为重要。为了保障大型天然气管网系统安全、高效运行与管理,对管网系统可靠性指标、系统可靠度计算、单元可靠度计算、可靠性数据及可靠性管理开展了研究。提出了包括可靠性类、维修性类以及健壮性类的3层系统可靠性评价指标体系,建立了基于管道工艺仿真的物理管网系统可靠度分布式阶梯计算模型,能够实现管网/管道/站场系统可靠度的简化、快速计算。将该计算模型在某压气站进行案例试算,按照站场系统→典型结构→基本回路→设备单元的顺序,将管网拓扑结构由上至下拆分为不同层级的可靠性框图,再利用单体设备可靠度由下至上依次计算各层级可靠度,获得该压气站在不同压缩机启停方案下的可靠度。该研究成果为今后持续开展大型天然气管网系统可靠性评价及管理奠定了基础。     

全寿命周期成本分析在站场设备采购中的应用

油气管道站场设备运行寿命长,运行维护费用比购置费用高,现行采购方式难以全面考虑站场设备全寿命周期内的总费用。基于全寿命周期成本（LCC）分析的设备采购方式,考虑了设备从采购、安装、运行、维修、改造直至报废的全寿命周期内的总费用。在站场设备采购中采用LCC分析,可有效减少设备LCC,降低管道建设和运行成本。介绍了全寿命周期设备管理的概念及基于LCC分析的设备采购流程,提出各环节的注意事项。以燃驱压缩机组为例,对站场设备的LCC组成进行分析,说明了影响LCC估算的关键因素。为科学进行基于LCC分析的设备采购,应推行设备的全寿命周期管理,建立设备运行管理信息系统,选择合理运行维护机制,逐步完善设备LCC模型。     

干线管道设计中的可靠性问题

干线管道了可靠性是一种由若干单项属性组成的综合属性，它包括无故障性、可维修性、耐久性、工况可控性、和和安全性。干线管道运行的可靠性在很大程度上取决于外部条件；一方面是自然环境的作用；另一方面是油气开采系统和油气处理系统的工作能力，还包括满足用运输企业提出的要求。在设计干线管道时，要对情况进行综合分析，即不仅要研究管道本身，而且要研究工艺相关项目管道的影响。干线管道通过能力、动力设备可靠性指标和维护     

川气东送管道站场ESD系统误触发原因及对策

紧急关断系统（ESD）是输气站场自动化系统的重要组成部分，其可靠性与设备自身、外部供电情况等因素有关。以近几年川气东送输气管道沿线站场ESD误触发事故为例，对川气东送管道沿线各输气站场ESD系统误触发事件进行整理、分析，得出ESD外部供电系统异常是ESD误触发的主要原因；从ESD系统上级供电、同级负载及下级负载等方面，对导致ESD系统误触发的设备因素、人为因素、设计因素进行分析，提出防范措施。将防范措施推广应用于川气东送各站场，验证了其能够明显提高ESD系统在应用过程中的可靠性。     

西气东输站场放空天然气回收需求与工艺

天然气长输管道增压站和分输站放空主要包括紧急抢修放空和计划性放空,前者具有随机性,单次放空量大,不具备回收的技术条件,后者主要指分离器排污放空和压缩机定期检修放空,具有较强的计划性和一定的规律性,具有良好的回收基础条件和回收价值。西气东输管道站场压缩机检修和分离器排污两项放空量之和占总放空量的50%以上,对放空天然气进行回收是可行和必要的。为此,设计了一套以CNG压缩机为核心的站场放空天然气回收工艺系统,可对站场因设备维修、排污等产生的放空天然气进行回收并重新注入上游管道、下游管道或分输管道,达到节能减排的目的。     

MXL185型天然气压缩机在国内CNG加气站的应用

介绍了MXL185型整体撬装天然气压缩机的主要技术参数特性及其在国内的实际应用情况,并对该型号的压缩机与国产配套设备在德州市经济开发区CNG加气站的应用工艺进行了分析和比选。结果表明,压缩机采用机前脱水工艺,实施加气机、储气瓶组和加气柱优先级控制顺序,通过单线加气系统并预留三线加气功能,提高了站内设备的安全可靠性,降低了建设投资。     

中亚天然气管道压气站运行能耗优化模拟计算

在长输天然气管道运行费用构成中,压气站自耗气费用成本占比50%以上,基于能耗最优的压气站运行优化具有重要意义。以中亚天然气管道加兹里压气站为例,针对该站场存在的高温天然气输送及不同输量与压缩机组匹配的特殊运行工况,借助SPS 仿真软件及历史运行数据,模拟计算了不同工况下自耗气量的变化规律,量化分析了不同工况所导致的额外自耗气量。模拟结果表明:压气站进站天然气温度每上升5 ℃,压缩机组自耗气量增幅6%;在一定的输量范围内,采用低效率的双机组运行模式,每天将增加1×10^4~3×10^4 m^3 自耗气量。由此制定了基于月度输气计划压气站能耗优化的压缩机组匹配工艺方案,可为长输天然气管道压气站开展能耗优化提供参考。     

干线天然气管道运行可靠性评价方法

干线天然气管道是我国重要的战略能源通道，其运行可靠性研究显得十分必要。基于国内外相关文献调研，结合干线天然气管道的工艺特点，对干线天然气管道运行可靠性的重点评价指标进行筛选，并给出计算方法；运用可靠性基本理论和统计学基本方法，提出一种针对管道单元及压气站单元的运行可靠性评价方法；运用可靠性框图，建立单元与系统之间的联系，运用故障树分析法确定系统的薄弱环节，最终提出干线天然气管道系统运行可靠性的评价方法。（图5，表2，参31）