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管道风险管理的理论和应用在国外已取得成功,但输气站场的功能及站内设备与输气管道相比要复杂许多,如果用输气管道的风险评价体系来进行输气站场的风险评价,可能会出现极大偏差甚至错误。因此,如何借鉴国内外现有的油气管道风险评价经验和技术来建立一套输气站场的风险评价体系,是一个值得深入研究的课题。以川气东送输气系统的普光首站为对象,应用基于风险检验(RBI)的风险评价方法,确定普光首站的管线与设备风险等级,通过计算未来风险,确定在此期间内其风险超出可接受准则的设备及管道,以保障未来三年间装置的安全运行；根据RCM分析结果,合理划分系统与子系统,通过确定设备的技术层次和功能,识别压缩机的主要失效模式、影响以及失效原因,系统评估压气站风险,制订装置维护策略,有效识别高风险项目,建立相应维护策略；划分普光首站安全仪表系统,确定受保护设备(EUC),识别风险,确定和增加保护EUC的安全仪表系统,确定其相应安全仪表功能(SIF),根据后果分析得出安全仪表功能的SIL等级。研究结果表明,普光首站278个设备及管线在当前工况下,中高风险为2.52%,无高风险项,20%设备/管线贡献了80%以上站场风险；5个受保护设备(EUC)的8个安全仪表功能(SIF)中,有2个为SIL-(无安全要求),2个为SIL a(无特殊安全要求),3个为SIL2(安全等级为2级),1个为SIL3(安全等级为3级)；识别出28.57%低风险设备与23.81%高风险设备,前者应避免过度维护,后者在维检修时应特别重视；输气站应从岗位职责、工艺安全信息、工艺危险分析、变更管理、操作规程、作业安全、培训、机械维修等方面加强日常运行管理。