第1章緒論

1.1選題背景

管道運輸是我國經(jīng)濟發(fā)展的重要方式的一種。近年來，袖氣管道的安全問題已經(jīng)成為了從國家領(lǐng)導到城鄉(xiāng)百姓普遍關(guān)注的重要事項。若這些管道有破損，不但會影響能源的供應，也可能釀成事故，造成人員、財產(chǎn)和環(huán)境的重大損失。21世紀以來，各發(fā)達工業(yè)國家為使油氣管道始終處于一種安全可靠受控的工作狀態(tài)，正在推行積極的風險管理策略，并制定了相應的法律法規(guī)技術(shù)標準來不斷完善。目前，我國也已開始逐步建立和探索長輸油氣管道各類風險管理體系。

在近些年之中，伴隨中國在能源結(jié)構(gòu)方面的進一步發(fā)展，在管道方面也有著高速的成長，伴隨二線化及三線工程的逐漸推進，管道的整體長度達到了10000公里，在輸氣方面的表現(xiàn)有著顯著的提升。據(jù)估計在十二五的時候，國內(nèi)的油氣管道總長度會提升到4萬公里。在里程高速增長的過程中，整體的管理難度也隨之而提升。

輸氣站場（又稱分輸站）的功能是將干線管道中的天然氣計量、調(diào)皮后供給城市配氣管網(wǎng)及工業(yè)用戶。天然氣從氣并開采出來后，經(jīng)過采集進入輸氣管道，輸氣管道是由輸氣站場、干線線路工程及附屬設(shè)施組成。輸氣站場包括輸氣首站、輸氣末站、壓氣站、氣體接收站、氣體分輸站、清管站等站場是天然氣長輸管道系統(tǒng)的重要狙成部分，承擔著接受天然氣、給管道天然氣増壓、分輸天然氣、配氣、儲氣調(diào)峰、發(fā)送和接受清管器的功能。輸氣站場與管道工程比較，＂復雜性＂是輸氣站場所具有的最為顯著特征，因此其具有自己獨特的事故模式。為保證輸氣站場運營安全，建立一套針對輸氣站場運營安全的風險辨識與評價技術(shù)，是構(gòu)建其風險管理體系所必要的技術(shù)之一。

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1.2研究目的及意義

輸氣站場風險評價技術(shù)是近年來一門新興的站場管理技術(shù)。隨著國家能源經(jīng)濟的發(fā)展，我國的天然氣輸氣管網(wǎng)的發(fā)展日漸完善，輸氣站場的工藝和技術(shù)也隨之變化，但許多站場的風險控制和隱患管理卻缺乏前瞻性綜合分析和理論依據(jù)，導致公司在輸氣站場安全管理投入不夠合理，風險事故頻發(fā)。為此，通過對西氣東輸管道王程的輸氣站場風險評價方法的研究，將風險管理理論引入輸氣站場的生產(chǎn)管理中。根據(jù)管道風險管理理論的思想，依據(jù)有關(guān)天然氣站場設(shè)計、施工驗收及消防安全環(huán)保等方面的國家標準和行業(yè)標準，結(jié)合輸氣站場自身特點從而提出了一種定量的風險評價方法，建立了一套輸氣站場風險評價模型。據(jù)此為管理者提出現(xiàn)場風險管理的合理化建議，指導其安全生產(chǎn)的投入和方法，從而改善輸氣站場風險管控能力，并減少事故的發(fā)生率，從而規(guī)避不必要的損失。

企業(yè)只有不斷的提高其風險管理的水平，這樣才能在競爭中突出自己，為企業(yè)贏得更好的勝利。因此，對輸氣站場的風險管理的研究，有利于提高油氣管道企業(yè)對風險管理的控制能力，有利于企業(yè)健康穩(wěn)定的發(fā)展，本文正是基于這樣出發(fā)點，深入探討了輸氣站場風險管理在國內(nèi)長輸油氣管道的應用，從而為企業(yè)及本行業(yè)風險管理提供一些理論的支持，并最大限度的減少風險影響，有益于提高企業(yè)的效益。

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第2章油氣管道項目風險管理基本理論

2.1油氣管道風險的定義

油氣集輸系統(tǒng)是由很多個互相聯(lián)系的生產(chǎn)單元、設(shè)備結(jié)合而成的，適用于完成原油與天然氣采集的整個過程的有機整體。其主要任務是通過一定的工藝過程，把分散在油氣田內(nèi)的各個油氣井產(chǎn)出的油、氣、水或者其混合物集中起來，借助一定的處理方法，將其作為符合國家標準的原油、天然氣等產(chǎn)品，及處理合格的原油等資源分別輸往長輸管道的首站。

針對此類系統(tǒng)所開展的安全風險管理，也就是將實際存在的各種風險因素，控制到最低狀態(tài)的對應管理操作。系統(tǒng)內(nèi)在危險性和社會環(huán)境、自然環(huán)境及周邊物理環(huán)境與系統(tǒng)之間的相互影響共同構(gòu)成了油氣集輸系統(tǒng)的安全風險。因此定義，油氣管道風險是指造成管道破壞的概率和導致的生命、財產(chǎn)、管道安全、環(huán)境等各類損失。

2.1.1油氣管道風險的屬性

由于油氣管道項目本身的一次性、獨特性化及創(chuàng)新性等特點，所以油氣管道項目風險也具有一系列主要特性，有以下幾個方面：

風險事件的隨機性。有關(guān)風險的實際產(chǎn)生，都是因為隨機問題而存在的，，并不存在系統(tǒng)的方式來開展高效的預測，更難以針對其中的具體時間化及實質(zhì)來開展預測。此類實際存在的不可測性，導致有關(guān)風險的危害性進一步提升。

風險的相對可預測性。在開展此類管理的過程之中，需要有效掌握項目之中的具體風險，但是因為項目具體環(huán)境以及認知等方面存在的約束，使得有關(guān)主體難完全的預測有關(guān)風險，因此僅有相對層面的預測。

風險的漸進性。換而言之，許多風險并非是剎那之間而存在的，而屬于伴隨有關(guān)要素的變動隨之而產(chǎn)生的。

風險的階段性。有關(guān)風險的具體演變通常有三大核心要素，也就是潛在風險；實際產(chǎn)生；以及對應的影響。

風險的突變性。若是有關(guān)的項目條件存在一定的變動，則代表著項目的本質(zhì)以及風險等要素也會隨之而存在一定的變動。

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2.2油氣管道項目風撿識別

2.2.1油氣管道風險識別的定義

風險識別，就是對系統(tǒng)的危險做出定義，以及找出所有的危險事件。在具體的識別操作之前，需要針對系統(tǒng)開展對應的分析及界定操作，同時將較為復雜的存在進一步劃分作更為簡捷及明確的存在，之后依據(jù)所采集的全部信息與資料，借助有效的手段與措施對系統(tǒng)進行風險的識別，尋找出全部的影響因子。關(guān)于風險識別相適應的手段與技巧有很多，例如故障樹法、事件樹法、德爾菲法等，結(jié)構(gòu)系統(tǒng)可靠性原理及模糊數(shù)學方法統(tǒng)計等。

2.2.2天然氣站場風險識別過程

輸氣站風險要素辨識的主要流程是通過以下步驟來確定的：一是系統(tǒng)確定、二是資料的調(diào)研采集、三是系統(tǒng)功能分解、四是判斷危害類別、五是辨識風險源等。具體步驟見圖2.2。

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第3章天然氣輸氣站場風險識別..........22

3.1Ｓ公司長輸油氣管道基本概況..............22

3.1.1典型輸氣站場的運行特點及簡介............22