随着天然气市场持续不断的发展、竞争愈发激烈，天然气运营公司面临着成本压力慢慢的变大。目前现状为天然气站场绝大部分为有人值守站场，随着自动化通讯技术及工艺设计、设备可靠性的提高，企业控制优化经营成本天然气无人值守站场成为未来主流趋势。

  天然气无人值守站场大体可分为两种方式。一种是有人值守、无人操作。一种改进型的长输管线站场运营模式：站场配备专人值守，但正常运行时无需站场人员操作，主要由调控中心远程控制，出现异常时由站场人员维护。第二种是无人值守、无人操作。目前比较理想的站场运营模式 ：正常运行时站场不设置值守人员，实行调控中心远程控制、区域中心远程集中监视的模式 ；实行区域化管理，以集中待班、周期巡检的方式来进行维护保养和应急处理。除压气站外，其它站场均可实现远程自动控制、现场无人值守。

  具体运营方式及管理包括以下几个方面。监控模式 ：就地控制、站场控制、中心控制三级控制。区域化管理：地区管理处，配置管理人员、维护人员、巡检人员、看护人员 ；地区管理中心通常设置在其中一个站场，包括备件库房。其他辅助设施 ：集中监视中心，通常设置在分公司或者地区管理处。管理范围：80～100公里范围内(1～2 小时内能到达)，4～10个站场。

  国外先进的长输管线从设计之初就采取站场运行由调控中心控制，站场以无人值守站为主的方式，采用站场自动控制和调控中心远控。管道沿线合理划分片区设立有各专业运行 维护机构及极少量维护人员，具体应包括工艺设备、自控通讯、电气、安全及管道管理工程师主要负责所辖区域内站场、管线 的现场维护管理。管道维抢修、大型设备维检修、专业化维检修、大型设备维修、专业检验测试等主要依托天然气公司本身就具有的维抢修队伍或者第三方服务商。

  国内在长输管线设计中，有人值守、无人操作已经提出很多年了，无人值守站的概念也已经提出好几年了，目前为止，还没有完全实现无人值守站管理方式。

  北美天然气管道站场运转均由调控中心全面控制，场站以无人值守站为主，采用场站自动控制和调控中心远程控制。管道沿线按区域设置有运行维护机构及极少量维护人员，主要负责所辖区域内站场、管线的现场维护管理。管道维抢修、大型设备维检修、专业化维检修等主要依托第三方服务商，甚至管 道运行也可委托相关调控中心负责，通过合同管理保障管道的 运营和应急处置。

  国内天然气管道运行由调控中心监视或控制，站场以有人值守站为主，采用站场远程或就地操作、部分设备自动控制及调控中心远程监控。管道沿线按线路节点设立管理处，承担区域内管道、站场的现场运行管理，另设有专门的维抢修队伍和巡线日有人值守，负责站场工艺操作和日常运行管理。站场设备日常维护、维修主要依托管理处或维修队，重大设备维护主要依托厂家或第三方服务商。

  无人值守站场优点：合格的无人值守站运行模式，可有效提升远程监控管理的有效性与可靠性，降低人为原因产生的不确定性或不安全因素，提高管道的运行效率和可靠性，进而降低管线的运行成本。无人值守站场风险及缺点：对设备自动化、信息化要求高，造成投资所需成本高；控制逻辑复杂，实现难度大，测试不充分可能会留下隐患；系统容错性要求高；缺少实际运行经验，风险考虑不全；大多都是将已建站场改造为无人值守站；无人值守后响应速度问题。

  无人值守站场风险控制措施：项目招标时要有明确的目的性的提出要求；工程建设时要严格把关，保证实施工程质量。制定合适的控制逻辑标准，逻辑以满足规定的要求、可靠为前提；系统维护过程中应针对控制逻辑定期测试、逐渐完备 ；通过设备冗余、通讯信道冗余等方式提高站场运行的容错率；增加各种诊断功能 ；针对无人值守运行模式这一主题开展HAZOP 分析，从不同专业、不同角度、不同岗位发现问题 ；对发现的问题进行重点分析解剖，并进行整改；对于已建站场，应该按照完整的工程建设标准做无人值守站改造；严格按照设计、采办、施工流程，并最大限度地考虑成熟的运行模式基础上完成改造 ；增加短信报警功能；设置远程集中监视中心；增加远程维护系统；配备充分的物资：车辆、工具、专业人员。

  本文从不同角度对比国内外天然气管线输气站场管理运营方式，分析了国内该领域目前的现状，对今后国内天然气站场朝着工艺技术更先进、设备更可靠、通讯和自动化控制更完善，及人力资源成本逐步降低，提升公司经济效益等有一定借鉴意义。返回搜狐，查看更加多