油气管道站场（精选7篇）
油气管道站场 篇1
0 引言
长输油气管道站场中,高压补偿采用静态补偿方式,即电机采用就地补偿、同步投切电容器方式。该方式实现了无功功率就地产生就地消耗的原则,符合相关国家标准规范及电业部门有关规定。
对于长输电线路在合理的经济半径之内的常规油气管道站场,这种就地无功补偿方式经历了多年管道站场建设实践考验,补偿效果良好;但对于超长距离输电线路站场,在外电线路未考虑线路自身的补偿问题的情况下,仅对站内负荷进行无功就地补偿,虽可保证站场变电所母线功率因数,但容易产生一系列的问题。
由于高压静态补偿方式只能向系统提供容性无功,且所投入容抗仅用于补偿电机感性负载,而对长电线路无功未作补偿,带来的问题是该系统往往不能完全适应各种运行工况需要,容易重载时拉低母线电压,轻载时抬高母线电压,从而导致倒送无功[1,2,3],不仅危害用电设备安全,而且导致管道营运部门被迫向电业部门缴纳罚款。特别是当输电线路过长(在新疆、甘肃等地区)时,此情况时有发生。
本文以河西泵站为典型站,针对此类问题提出三种技术方案,通过比较分析,确定了目前长线路供电油气管道站场变电所无功倒送治理的最佳方案。
1 典型站基本情况
1.1 河西泵站负荷水平和无功倒送情况
以西部管道河西泵站为例,由于管道运行远远达不到设计输量,站内9台输油泵中投入运行的仅2台,导致站场负荷水平很低。电机设置情况如表1所示。
根据现场调研,站场有功功率、无功功率及功率因数分别约为1 358 k W、689 kvar、0.89(按原设计,设计输量情况下约为10 820 k W、3 592 kvar、0.95),即送电线路处于严重轻载状态下,导致线路末端电压上翘,发生无功倒送现象。
表2中列出了河西泵站2008年每月向系统倒送的无功量。
从表2可以看出,河西泵站2008年就向电力系统倒送无功高达1.067×108kvar·h。导致每月被迫向当地电力部门缴纳罚款40多万元。
1.2 河西泵站主接线和运行方式
河西泵站110 kV变电所主接线和运行方式:采用110 kV双电源、双变压器,110 kV侧为内桥接线方式,6 kV侧为单母线分段接线方式,两台110/6.3 kV主变,两台6/0.4 kV站变;正常时,110 kV双电源同时运行,两台主变分裂运行。一次系统图见图1。
最近为减少罚款,采用一路电源和一台主变带两段6 kV母线的运行方式。
2 技术方案
发生无功倒送现象的根本原因在于线路电容的充电效应(即所谓的法拉第效应)。一般而言,送电线路所发出的无功功率(线路的充电功率,即容性无功功率)与线路电压的平方成正比,而所消耗的无功功率(线路的感性无功功率)与线路电流的平方成正比;当容性无功与感性无功达到平衡时,送电线路电压处处相等,而当线路轻载,线路电流较小时,线路容性无功大于感性无功,导致线路末端电压上翘。根据电网功率传输的基本规律,在电抗比电阻大得多的高压电网中,有功功率从电压相位超前的一端流向电压相位落后的一端,而感性无功功率从电压高的一端流向电压低的一端。因此,多余的容性无功功率向电源侧发生倒送。
对于目前油气管道站场变电所出现的问题,解决的基本思路是在站场变电所内加装并联电抗器,基于该思想,提出三种无功倒送治理的技术方案。
2.1 晶闸管控制电抗器(TCR)技术方案
2.1.1(TCR)的基本原理
(TCR)工作原理可用两个反向并联的可控硅与固定电抗器的串联电路来表示,如图2所示。
当触发角α=90°时,电抗器支路完全导通,控制器相当于短路,当α在90~180°时,电抗器支路部分导通,效果是减小了电源的基波分量,相当于增大了电抗值,减小无功功率和电流的无功分量。对基波分量而言,TCR是一可控电纳。
TCR的电感支路的电流基波分量表达式为:
当可控硅的触发角变化时,该支路所等值的电纳也随着变化,其关系式为:
T C R的电流在0与可控硅完全导通时的最大值之间可连续变化,无任何阶跃,但电流永远是滞后的,只能吸收无功,因此TCR一般需与电容器并联,将工作区间偏置到超前以发出无功。电容器的投切方式有多种。对于老站改造(如河西泵站)而言,为充分利用站内原有补偿装置,电容器可采用手动投切方式。
TCR补偿装置的特性能灵活地改变,可由控制器的整定来确定其斜率、基准电压和动态响应参数,因此控制系统可以作到最优控制,对系统电压变化能快速响应,而且可以实现增强系统稳定性等一些特殊功能。但可控硅的使用会导致大量的谐波,必须采取措施消除谐波。
2.1.2 TCR的技术优势
1)TCR运行中噪声水平很低。由于传统型磁阀式可控电抗器(MCR)应用部分铁心磁饱和技术,因而必须采用铁心电抗器,所以运行中噪声很大;改进的MCR噪声水平与同容量电力变压器相当。
2)TCR系统响应速度快,一般不超过10 ms。而MCR响应速度一般在100~300 ms之内,原因在于铁心内磁通的惯性作用;虽然目前可采取一些措施提高MCR的响应速度,但一般也很难低于150 ms。
3)TCR损耗低。而传统型MCR采用饱和电抗器技术,铁心损耗非常大;虽然改进的MCR采用部分铁心饱和技术,比早期的饱和电抗器损耗降低不少,但仍然有大量的损耗。
2.1.3 TCR的工程设计
河西泵站静态无功补偿装置(SVC)容量为:TCR容量为4 Mvar,固定电容器容量为1 Mvar(可利用原有补偿设备)。
SVC分室内和室外两部分。室内主要是阀组室、控制室和滤波通道尺寸(长×宽×高):阀组室尺寸约为8.4 m×4.5 m×3.5 m;控制室约为3.6 m×4.5 m×3.5 m;三、五次滤波通道为8.0 m×8.5 m×2.2 m。室外相控通道为12.0 m×4.5 m。
由于TCR占地面积又较大,而目前河西泵站基本已无扩建空间,因此如果采用TCR方案,则需要重新征地。
2.2 MCR技术方案
2.2.1 MCR的基本原理
1)传统MCR技术
传统磁阀式可控电抗器原理接线见图3。
MCR主铁心分裂为两半(即铁心1和铁心2),截面积为A,每一半铁心截面积具有减小的一段,四个匝数为N/2的线圈分别对称地绕在两个半铁心柱上(半铁心柱上的线圈总匝数为N),每一半铁心柱的上下两绕组各有一抽头比为δ=N2/N的抽头,它们之间接有晶闸管KP1(KP2),不同铁心上的上下两个绕组交叉连接后,并联至电网电源,续流二极管则横跨在交叉端点上。在整个容量调节范围内,只有小面积段的磁路饱和,其余段均处于未饱和的线性状态,通过改变小截面段磁路的饱和程度来改变电抗器的容量。
在电源的一个工频周期内,晶闸管KP1、KP2的轮流导通起了全波整流的作用,二极管起着续流作用。改变KP1、KP2的触发角便可改变控制电流的大小,从而改变电抗器铁心的饱和度,以平滑连续地调节电抗器的容量。
2)改进的MCR技术
改进的MCR技术,即磁路并联漏磁自屏蔽式可控电抗器(MNG)技术,其基本原理与传统MCR原理类似。该技术是在电抗器铁心上设置了由不饱和区域铁心和饱和区域铁心交错排列组成并联磁路,在并联磁路中按比例设定不饱和区域铁心与饱和区域铁心面积或者设定不饱和区域铁心与饱和区域铁心各自磁阻,通过调节可控硅触发导通角来控制附加直流励磁电流对铁心的励磁磁化,使饱和区域铁心的漏磁通由主磁通方向前后相邻或左右相邻的不饱和区域铁心吸收而形成自屏蔽,通过对铁心的励磁磁化改变并联磁路中不饱和区域铁心和饱和区域铁心的磁饱和程度实现电抗值的连续、快速可调[4]。
2.2.2 MCR的技术优势
1)应用大型变压器的结构技术,真正实现了磁控电抗器的产品化;与传统MCR相比,噪音低,接近于低损耗电力变压器水平;
2)运行安全免维护,成本低;
3)电抗器本体基本不产生谐波,控制回路产生的少量谐波,由于采用Δ接线,不向系统输出;
4)主要的漏磁通在铁心内得到有效屏蔽,线圈和油箱中的漏磁通小,附加损耗小。按照容量大小,自身有功损耗占容量的0.5%~2%;
5)方便安装,占地面积小;
6)电抗器容量调节范围大:1%~98%。
2.2.3 MCR的工程设计
在6 kV系统母线上分别安装磁控电抗器式动态无功补偿成套装置1套,配磁控电抗器容量为4 Mvar。MCR配置隔离开关、断路器、放电线圈、避雷器、MCR磁控电抗器、控制屏(含智能控制器、保护装置)、高压电容器(利用原补偿设备)、空心电抗器、一次二次辅助元件等。该成套装置二套均为户外单相,户内两相式组成,由断路器柜控制,控制屏安装于控制室。
户外磁控电抗器占地面积(长×宽)约为:7 m×6 m;控制柜尺寸(宽×深×高)大约为0.8 m×0.6 m×2.2 m。另外需要增加中压馈线柜1面。
根据现场调研情况,目前河西泵站控制室、中压开关室、变电站户外均预留有空间,可适合于上述设备的安装。
2.3 静态无功功率发生器(SVG)技术方案
2.3.1 SVG的基本原理
SVG原理图见图4。设电网电压和SVG输出的交流电压分别用相量US和U1表示,则连接电抗X上的电压UL即为US和U1的相量差,而连接电抗的电流是可以由其电压来控制的。这个电流就是SVG从电网吸收的电流I。如果未计及连接电抗器和变流器的损耗,SVG的工作原理可以用图4 b)所示的单相等效电路图来说明。在这种情况下,只需使U1与US同相,仅改变U1幅值大小即可以控制SVG从电网吸收的电流是超前还是滞后90°,并且能控制该电流的大小。
2.3.2 SVG的技术优势
SVG是目前最先进的无功补偿技术。SVG不再采用大容量电容、电感器件,而是通过大功率电力电子器件的高频开关实现无功能量的变换。
1)SVG能够在额定感性到额定容性的范围内工作,所以比SVC的运行范围宽很多。当SVC在正负全范围运行时,需要TCR和FC配合使用,整个装置损耗较大,占地面积也较大。
2)在系统电压变低时,SVG能够输出与额定工况相近的无功电流。而SVC输出的无功电流与电网电压成正比,电网电压越低,其输出的无功电流也越低,这是SVC技术本质缺陷。
3)SVG本身具有滤波功能,MCR和TCR均无此项功能,特别是TCR需配备滤波装置对其自身产生的谐波进行滤波。
4)与TCR类似,SVG运行中噪声水平很低。
5)SVG响应速度快。SVG系统在5 ms以内即可响应,而SVC系统可在10 ms以内响应,MCR的响应速度则一般在100~300 ms。
6)与MCR特别是传统MCR相比,SVG运行中损耗很小。
2.3.3 SVG的工程设计
根据河西泵站的供电情况,设计补偿方案:在主变6k V侧母线上设计补偿容量为±2.4Mvar的动态无功补偿装置(SVG)1套(原站内电机就地补偿柜退出)。
柜体尺寸(宽×深×高)分别为:功率柜2面,柜体尺寸大约为0.8 m×1.0 m×2.2 m;控制柜1面,柜体尺寸大约为0.8 m×1.0 m×2.2 m;变压器柜1面,柜体尺寸大约为2.6 m×1.8 m×3.2 m。另外需要增加中压馈线柜1面。
根据现场调研情况,目前河西泵站控制室、中压开关室,可适合于上述设备的安装。
2.4 三种技术方案比较
综合比较上述各技术方案见表3。
无论哪种方案,均可跟踪电压波动和无功功率变化,并自动进行控制调节,使电压稳定到适当范围,且功率因数达到合理的值,避免无功倒送。
TCR方案虽技术成熟,应用广泛,但由于本身产生大量谐波,需专门设置滤波装置,且占地面积过大,投资高,因此不推荐用于已建站的改造。
对于SVG方案,其突出优势在于响应速度最快。然而,由于油气管道站场中一般不存在频繁变化类负载,而且解决线路轻载情况下的无功倒送问题对无功补偿系统响应速度没有严格要求,因此MCR的响应速度(100~300 ms)完全可以满足要求。
三种方案中,MCR价格最低,且可控电抗器的噪音水平、维护量与室外变压器基本相当。
因此,MCR技术方案较其它两种方案都具备显著的优势,因此,基于MCR技术的解决方案是长线路供电油气管道站场无功补偿的最佳方案。
3 典型站改造方案经济分析
下面对典型站MCR技术改造方案进行简单经济分析。
1)目前缴费估算。河西泵站用电属于大工业用电负荷,根据当地的电价水平,电度电价为0.396 4元/(kW·h),基本电价为27元/(kVA·月),计算出目前河西泵站每年电费约为:1382.64万元。
由于功率因数过低而增收的电费(以0.85为标准值)为760.45万元。即每年电费为2 143.09万元。加上每月罚款(假定每月罚款约10万元),则目前河西泵站每年需向当地供电部门缴费:2 263.09万元。
2)增加补偿装置后缴费估算。增加补偿装置后每年电费约为1 383.93万元。由于功率因数高而减免的电费(以0.85为标准值)为:41.52万元。即每年电费为1 342.41万元。加装补偿装置后每年节省的电费约为920.68万元。
3)工程总造价估算为326万元。假定材料费约:8万元;设备费约为296万元,施工费约为22万元。
4)经济效益估算920.68-326=594.68万元。可见一年之内即可收回投资并有盈余。
4 结语
采用上述三种技术方案均可解决超长线路供电的油气管道站场变电站无功倒送问题,考虑目前动态无功补偿技术发展和应用现状以及管道站场变电站实际需求,MCR方案是目前最适合的技术方案。
采用MCR对典型站进行技术改造,不仅可以解决目前末端电压上翘对设备的危害,而且还可以取得一定的经济效益。
摘要：针对超长线路供电的油气管道站场变电站所发生的无功倒送问题,以河西泵站为典型站展开研究,提出了晶闸管控制电抗器(TCR)、传统磁阀式可控电抗器(MCR)和静态无功功率发生器(SVG)三种无功倒送治理技术方案。通过比较分析,结果表明,三种技术方案均可解决超长线路供电的油气管道站场变电站无功倒送问题,其中MCR是目前最适合的技术方案。
关键词：超长距离输电线路,静态无功补偿,晶闸管控制电抗器,磁阀式可控电抗器,静态无功功率发生器,油气管道站场
参考文献
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[2]孙玉雪,许涛.三塘湖油田110kV长距离供电线路的电容效应分析及对策[J].电气应用,2008,27(6):8-9.
[3]祁忠永.高原长距离输电线路电压补偿设计与仿真的研究[D].成都:西南交通大学,2006.
[4]田铭兴,励庆孚,王曙鸿.磁饱和式可控电抗器的等效物理模型及其数学模型[J].电工技术学报,2002,17(4):18-21.
山区油气站场总图设计浅析 篇2
关键词：山区,油气站场,总图设计,排水
油气站场作为提供能源的重要设施, 其设计与运作情况直接关系到能源输送质量与效率, 不同地区油气站场的设计有不同要求, 山区作为地形较为复杂、自然条件特殊的典型区域, 其油气站场总图设计要综合考虑到诸多情况, 以确保站场的设计与分布符合能源输送要求。下面结合某地油田山区站场总图设计情况做简要探讨。
1 山区油气站场平面设计
某地油田位于盆地, 地形横跨多以高原与山区为主, 油气站场多分布在各类陡坡或者不规则地形之上, 其站场的平面设计要综合考虑诸多地形因素, 以实现最优设计。站场平面设计优劣很大程度上可以决定总图设计优劣。地形作为影响平面设计至关重要的因素, 对于一般情况下可参考标准规模与工艺设计相近站场的平面布局, 山区地形由于较为复杂, 设计时必须加以修改, 不能直接套用, 尤其是地形特殊情况下, 各类功能区的布局与设置要综合考虑需求与最优地形条件, 避免将站场布置在沟壑、陡坡等危险因素, 应尽量以地势较缓、地形地势分布较为统一的区域为主。若设计中无法避免沟壑之类的特殊地形, 则要尽量将一些小型辅助设施布局进行优化, 以降低站场风险, 提升最终设计成果的稳定性。
某地油田因为横跨高原、山区与盆地等地形, 在平面布置无法参考标准化设计的情况下, 尽量选择了一些地势较为平坦的区域安置各类功能区, 比如净化区站址的选择就尽量以平坦区域为主, 对于有些恰好处于沟壑或者山区、两沟等复杂地形的功能区, 以理想平面布置图为指导进行了辅助设施优化, 最大限度的提升了战场设计的稳定性。像是办公区与生活区被布置在地形稳定区域, 污水处理系统、储运装置、生产装置、进站阀组区等则尽量靠近进站道路, 一些诸如污泥焚烧、硫磺回收、供热系统、变电所等则布置在向阳坡。
山区站场平面设计要综合考虑标准平面模板、山区地形、站场布局等特点做好内部功能区的规划与设计, 尽量结合山区地形特殊性, 将一些工艺联系紧密或者对地形要求相近的区布置在同一区域内, 避免过度高填、高挖等, 部分特殊地形则要做地基处理, 以减少沉降、变形等可能造成的破坏。
2 山区油气站场竖向设计
山区的特殊地形决定了油气站场竖向设计要综合考虑多种因素, 尽量做到平面与地形相结合, 符合平面设计要求, 做到二者相互辅助, 以实现核心竖向设计的优化与完善。山区复杂地形下要尽量对地势较缓的场地做合理平整, 对高填、高挖区域可采用台阶式竖向布置以减少土石方量, 配合山区坡向走势做到对地形条件的最大限度利用。比如某油田油气站场地形高差在30m左右, 坡度15°~38°, 按照统一高度进行平整的话将会形成较大的挖方与填方, 对于场地稳定性无疑有较大影响, 且涉及土方工程量也较大, 施工压力也很大, 所以综合考虑到多方因素, 可采用三台阶式布置, 将高差定为每级7m左右, 将最大坡度控制在8%一下, 通过四级土护坡与三级台阶完成竖向设计。
场地内台阶高度确定之后, 为了更好的与平面设计相结合, 内部功能区的设置要做好划分, 以便确定每级台阶的最佳宽度, 按照不同功能区互相之间的联系、与出入口之间的联系、工艺流程走向、对地形高差的要求等河流安排污水处理系统、办公区、生活区、储运系统, 便于管道有最佳进展路线, 各类功能区符合自身设计要求, 兼顾视野与管理应用。另外, 还要考虑到山区自然条件与季节风向变化, 将污染区的布置放在最小风频最上侧, 以便于污染气体的挥发, 避免扩散到场站内部影响生活与生产。山区油气站场竖向设计要对地形高差、坡度、平面等综合考虑, 尽量选择台阶式竖向设计以减轻负担, 合理确定台阶高度与护坡安全高度, 以提升竖向设计的实用性。
3 山区油气站场排水及挡护设计
考虑到山区油气站场本身场地边界与站外地形有一定高差, 所以出于稳定性考虑, 要做好边坡挡护的设计与雨水排外设计, 以便尽可能的预防洪涝, 实现急流槽、跌水井、集水井、截洪沟等的合理布置。因站场平面设计与竖向设计要求, 护坡位置的确定同样要综合考虑地形因素, 尤其不同山区地质条件有所差异, 要考虑到护坡高度、承载力及作用、工程费用、施工拿督等, 做好护坡设计。
排水设计中要将场地标高、地形地貌、洪涝灾害、排水需求等纳入考量, 在不阻塞或占用排洪通道的基础上, 通过边坡挖方合理设置截水沟, 以减少以边坡的冲刷作用, 配合排水通道、出水通道等保护场站。要结合山区地形条件、气候与自然条件选择适用排水方式, 尽量顺应坡向, 在降低施工成本、减少施工压力的基础上配合战场功能区布局实现最优设计。
4 结语
综上所述, 山区油气站场的总图设计要综合考虑多方因素, 在平面设计、竖向设计与排水设计上充分考虑地形地貌、地质条件、气候与自然条件等因素影响, 融入设计规划要求实现功能区的最佳布局, 做好山区油气战场的总图设计。
参考文献
[1]宋华.浅谈山区输气站场总图竖向设计[J].科技创新导报, 2014 (1) :75~75.
[2]韩东强, 杨肇琰, 赵亮, 等.浅析油气处理站场空压站的设计[J].化工中间体, 2015 (4) :48~51.
油气管道站场 篇3
关键词：陆上油田,油气集输站场,安全评价,主要隐患,隐患分析
1 油气输油站场任务及组成
1.1 油气集输站场的主要任务
陆上油田油气集输站场主要担负着三个方面的任务:一是负责将油井采出的石油气、液混合物经过管道输送到油气处理站进行气、液分离和脱水, 使处理后的原油能够符合国家的标准;二是由油气处理站把合格的原油输送到天然气处理厂 (天然气压气站) 进行再次脱水、脱氢和脱酸处理或深加工;三是由油田原油库、天然气压气站以不同方式将处理合格的原油、天然气外输给用户。
1.2 分类与组成
油气集输站场在石油工业内部是联系产、运、销的纽带, 也是能源保障的重要环节。按照功能和主要任务将油气集输站场分为:计量站、接转站、转油站 (又称集油站) 和集中处理站 (也称联合站) 。
2 油气集输站场安全现状评价
目前, 进行安全现状评价的油气集输站场多数是站场场地狭小、生产设施设备比较陈旧, 随着各个系统运行时间的延长, 设施设备老化、腐蚀现象较为严重, 存在一定的安全隐患, 一旦触发事件产生, 就会酿成事故。
使企业对所属站场的安全状况有一个总体的把握是我们对油气集输站场进行安全现状评价的目的。根据被评价站场安全管理和设施设备运行现状, 查找出生产运行中各个系统存在的事故隐患, 并提出针对性、技术可行性、经济合理性的安全对策措施和建议, 可以为企业及时进行隐患治理和确保合理的安全投入提供技术参考和决策依据。
2.1 安全管理
由事故致因理论可知, 人、物、环境都是受管理因素支配的。人的不安全行为和物的不安全状态是造成伤亡事故的直接原因, 管理不科学和领导失误才是本质原因。
安全管理方面的评价着重解决人、物、环境, 管理方面存在的隐患, 有助于提高企业的安全管理水平, 为实现安全管理的标准化、科学化创造条件。
2.2 区域与平面布置
随着油田开发的不断深入, 站场的生产功能发生着变化, 部分油气集输站场进行了局部扩建, 加之周边环境的改变和标准规范的升级, 使得油气集输站场内部布局、周边环境都发生了较大的变化。区域与平面布置方面的评价主要包括:站场内原油罐区;液化石油罐区;放空管;油气生产设施设备与周边居民区、村镇、公共福利设施;站场内生产设施设备之间的防火距离与国家现行的标准、规范的符合性, 以便采取切实可行的安全对策措施预防和减轻它们之间的相互影响, 防止事故的进一步扩大。
2.3 电气设施安全
电气设施安全评价着重解决站内供电、爆炸危险区域内防爆电气设备的选型、保护接地与保护接零设置、电气线路敷设方式、设施设备防雷防静电接地装置安装等方面与国家现行标准、规范的符合性, 以防止人员触电或因电火花、雷击火花和静电火花引发火灾爆炸事故。该部分评价的重点主要包括:电气线路的敷设方式和安全要求、变压器的安装与布置、配电室的耐火等级、站场内供配电通风设施设置和配电屏的布置方式、爆炸危险区域防爆电气设备设置、安全用具的配置等内容。
2.4 消防系统安全
物的不安全状态是造成伤亡事故的直接原因之一, 为了消除物的不安全状态, 提高技术装备的安全化水平是最为有效的措施。油气集输站场存在的主要危险因素是火灾爆炸, 一旦发生火灾爆炸事故将会造成严重的人员伤亡和巨大的经济损失。消防系统方面的评价着重从技术装备的本质安全化方面解决消防设施设置是否完善并满足实际灭火需要, 以保证消防系统能迅速、及时、有效地扑灭初期火灾, 防止火灾爆炸事故扩大。
3 存在隐患及隐患原因分析
通过对诸多油气集输站场进行安全现状评价总结分析, 我们发现生产运行中存在着许多隐患, 为了能使油气集输站场正常、安全的运行生产, 我们必须找出隐患存在的原因, 对原因进行分析, 使集输站场能够安全高效的运行生产。
3.1 存在的主要隐患
通过对油气集输站场的安全现状评价总结分析, 得出在陆上油田油气集输站场中主要存在以下六个方面的隐患。分别是安全管理、安全附件、区域与平面布置、工艺安全、电气设施及消防系统方面的隐患。
3.2 隐患原因分析
经总结分析, 油气集输站场隐患产生的原因主要表现在以下四方面。
3.2.1 管理缺陷。
如部分油气集输站场安全管理人员未取得资格证书、压力容器操作工无证上岗、部分特种设备未注册登记、金属油罐的阻火器、呼吸阀、量油孔、入孔、透光孔等金属附件没有等电位联接、原油破乳剂加剂人员未配备专用劳动防护用品等。
3.2.2 设计或施工原因。
如某联合站地下污水提升泵房无通风设施和可燃气体检测报警装置、稀原油采用明槽卸车、联合站原油储罐液压安全阀底座和集油站事故油罐呼吸阀底座未装设阻火器、注汽站化验室和值班室设置在注汽站锅炉间泄压处、部分燃油罐、加热炉、分离器和天然气除油器高处作业未设置平台、护栏和钢梯或存在缺陷等。
3.2.3 标准升级。
如某联合站原油罐区和液化石油气罐区消防水量不够、消防泵房至原油区及液化石油气罐区环状管网的供水干管仅一条、消防水罐至消防水泵、泡沫泵, 以及消防水泵、泡沫泵至原油储罐区消防管网之间均为单管线、部分联合站和集油站设施之间及其与生产厂房之间防火距离不符合安全要求等。
3.2.4 环境变化。
如油气集输站场周边建有民房或面粉厂等农用厂房、输电线路所处区域污秽等级变化、输电线路下方有建筑物和高大树木等。
4 结论
(1) 加大建设项目的安全预评价, 提高项目建成后的本质安全程度, 把好源头关, 使项目的建设做到良性循环, 防患于未然。
(2) 日常生产运行中加大安全管理人员, 尤其是特种作业人员的安全教育和培训, 加大岗位人员的技能训练, 加强对特种设备、原油储罐和油田专用容器及其附件的检测和检查, 强化用火管理, 严格执行操作规程, 防止意外事故的发生。
(3) 事故应急救援预案编制完成后应进行系统培训, 并且定期或不定期的开展演练活动, 根据演练发现的不足, 持续进行改进, 对预案不断加以修订和完善, 使之更具有针对性、有效性和可操作性。
参考文献
[1]王文登, 周长江.油田生产安全技术[M].北京:中国石化出版社, 2003.
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[5]GB5018-2004石油天然气工程设计防火措施[S].
油气管道站场 篇4
油气集输生产有多、长、广的特点, 同时在炼制时易燃易爆、工艺复杂、生产连续性强、火灾危害大。在生产过程中, 设备任一环节或者是人工操作失误, 都极有可能导致重大的人员伤亡和财产损失。所以, 探明在生产运输过程中可能出现的安全隐患以及对此采取的相关的措施, 是十分重要的。
一、种类与构成
按照任务和功能分为:计量站、接转站、转油站 (又称集油站) 和集中处理站 (也称联合站) 。计量站:由集油阀组和单井油气计量分离器构成, 将各油井生产的油气产品集中, 分别对各井的产油气量进行计量。接转站:既进行油气计量, 也接转原油, 用液体增压为主。转油站:把接转站来的油集中, 分离油气、计量油气、加热沉降和油气转输。集中处理站:对原油、天然气、采出水进行集中处理。
二、陆上油田油气集输站场现状评估
80年代初、中期有多数的油气集输站场建成, 但是设备都较为陈旧, 场地狭窄, 腐蚀严重, 设备老化情况堪忧, 具有安全隐患。在此基础上, 对于陆上油田油气集输站场的安全隐患就不能不顾不管, 于是要针对各种安全隐患进行评估以及及时做出合适恰当的措施。其中主要评价内容为以下五点:
1. 安全的管理:
除去设备的技术的客观因素, 在实际生产过程中管理因素是起到了非常大的作用的。因此, 要提倡科学的管理方式, 摒弃落后的、不科学的管理方式。安全事故的防范要从管理层面做起。也就是合理安排设备、操作人员之间的关系, 使之相辅相成。
(1) 安全管理机构的设立、责任制度的确定、操作规程的制定等方面;
(2) 单位各部门人员的培训取证情况;
(3) 救援紧急预案、突发情况发生处理方案以及救援组织的确立、培训及演练、应急救援器材和设备的配备情况、应急救援人员组成及职责;
(4) 高空作业、高温作业、临时用电、起重作业、用火作业、票证是否齐全、完好、安全监督 (监护) 及完工验收程序、进入受限空间作业等特殊作业票证审批是否符合相关标准;
(5) 安全附件 (压力表、呼吸阀、安全阀、阻火阀、液位计等) 安装、检验情况;
2. 油区平面与区域的布置
油田的开发越来越多, 功能也发生着变化, 地区内环境也发生着改变 (村镇、民房的建筑等) , 因此油气集输站场的布局也发生着变化。所以重点在于:油气生产设施设备与周边村镇、居民区、公共福利设施、生产设施设备与生产厂房和辅助厂房之间的防火距离、放空管是否符合标准。
3. 操作技术安全:
个别站场可能因为安全条件不具备时, 应尽可能对隐患进行防范, 避免隐患的发生。
4. 消防安全:
评价主要是从消防设施的完整性以及技术性是否在发生火灾时, 起到有效、快速、及时的灭火效果。主要包含五个部分: (1) 消防水罐或水池座数和容量、消防冷却水系统设置形式 (固定式、半固定式、移动式) 、消防水源等; (2) 泡沫泵的类型与台数、油罐区泡沫灭火系统设置类型 (低倍数、中倍数或高倍数) 、泡沫管线敷设方式; (3) 消防水炮、油罐区消火栓设置要求、包括类型、栓 (炮) 布置、数量、直径等; (4) 泡沫泵以及消防水泵至油罐区消防管网之间管线设置、消防水泵的类型、消防水罐至消防水泵、消防泵房设置地点、台数和运行参数、消防水泵的类型; (5) 生产装置区、油罐区的消防通道设置、灭火器材的规格、数量、类型和放置位置等方面。
5. 电气设备安全:
重点包括:配电室的耐火等级、、电气线路的敷设方式和安全要求、通风设施设置和配电屏的布置方式、站场内供配电等。
三、存在的隐患
1. 安全附件
压力表和安全阀未检验、油罐液压安全阀和呼吸阀底座未装设阻火器、测温仪表未进行校验。
2. 安全管理:
监火票、动火票、和HSE检查记录填写不规范、部分特种设备未注册登记等。
3. 消防系统:
消防水泵能力不足无备用泵、消防系统给水管网设置不合理等。
4. 电气设施:
呼吸阀、阻火器、人孔、透光孔、人孔等金属附件没有等电位连接、未设置应急照明等。
5. 平面布置:
生产设备间以及辅助厂房、生产厂房的防火距离不合格。
6. 工艺安全:
站内压力管道未进行检测、部分离心泵出口和活塞空气压缩机出口管段上未安装止回阀、机动设备和压缩机旋转部位安全防护设施设置不完善等。
三、隐患产生原因分析
主要包括四点:
1.施工或设计问题:不符合力学原理, 施工过程中的偷工减料问题等。
2.管理问题:压力容器操作工无证上岗、安全管理人员未取得资格证书、大部分油气集输站场压力管道未进行检测等。
3.环境变化:民房、村镇、高大建筑、树木的阻挡。
4.标准升级:消防水泵能力不足且无备用泵、消防水量不够等。
结束语
为了加强陆上油田油气集输站场的人员安全以及财产安全, 故提出以下几则建议:对特种工作人员进行专业培训, 严格执行操作规程, 不定期演练, 有针对性的发现隐患存在的可能, 确保安全设施的投入与使用, 发现隐患及时处理。
参考文献
[1]李江.陆上油田油气集输站场安全现状探析[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 03:254.
[2]杨亚莉.油气集输站场安全现状评价探讨[J].化工管理, 2013, 10:57.
[3]鹿元首.油气集输站场安全现状评价探讨[J].神州, 2012, 30:232.
现代输气管道站场供电方案探讨 篇5
1 输气管道站场的负荷特征
1.1 关于负荷等级的认识
现阶段我国现行规范有《东配电系统设计规范》、《输气管道工程设计规范》等, 根据这两个规范的的规定, 在输气管道站场中, 压力站使用点击驱动时, 其为一级负荷。使用燃机驱动时, 其压力的符合为二级;在输气管道站场各输气的分输站主要采用二级负荷;在站场内, 各负荷中的通信、自控、机组等的应急系统为一级负荷, 其中应急的照明的电力负荷也是一级负荷。
在输气管道站场, 压气站的生产是一个连续的过程。输气管道输送的天然气等气体具有强烈的易燃性和易爆性, 在站场中, 出现突发性的停电时, 会对站场中管道的输气压力和输气量造成严重的损失, 甚至会中断管道输气的工作, 从而出现严重的经济损失。停电情况下, 不仅仅会造成输气作业的中断, 还会给电驱压气站和燃驱压气站带来严重的影响, 致使其压缩机组停运, 因此在实际的操作过程中, 要根据输气管道本身的特性和重要意义, 来气其中的各设备的供电设置负荷等级以及相应的供电防范。但是需要特别注意的是, 在输气管道站场中, 管道首站的供电, 如果遇到突然的停电, 对输气管道上游的气田造成严重的影响。甚至还会出现由于输气管道上游气田的压力过大而需要暂时关闭气井。因此, 当压缩机站为首站时, 应该制定科学合理的供电方案, 以保证压缩机站的正常运行。
1.2 用电负荷的特征
从实际的经验中, 可以看出, 计算的负荷通常比较偏大, 实际运行中, 由于间歇性负荷比较多, 在实际的运行中, 负荷会出现很大程度的波动。而采用计算的方式, 得出的负荷是不正确的, 造成发电机组的较大容量和较低的发电机组的负荷率, 在发电机组持续工作时, 会出现严重烧机油的现象, 从而会使气缸内部集碳, 使发电机组的使用性下降, 较大的故障的出现, 会严重影响发电机组的使用寿命。才外, 在发电机组的实际运行中, 如果机组的负荷较小, 就会使武功补偿装置不能正常的运转, 从而出现发电机组的功率出现因数超标的现象。因此, 只有对现代输气管道的生产过程和相关技术进行掌握, 才能计算出正确的发电机组的负荷, 为配电方案的确定提供理论依据。
2 供电方案
通常情况下, 根据电网的及时情况以及用电的负荷性质, 输气站场一般采用双回外电线路供电;采用一路外电源加一路自备电源的供电方式以及无外电地区, 完全自主发电三种方式。
从对电网运行管理的角度分析, 采用外电源供电方式是完全自发电方式无法比拟的。采用外电源供电, 能够保证供配电系统的安全性和稳定性, 即使在架空线路出现问题时, 对外电源恢复供电的时间要远远小于发电机组出现故障的修复时间。事实证明, 电力网比单一发电机组供电更可靠。因此, 采用电力网是现阶段制定供电方案的首选。但是随着我国社会经济的发展, 在我国一些地区用电依旧紧张, 频繁出现限电和断电现象, 在一些偏远的地区, 输气管道站场位于乡村, 条件差, 没有可靠的双回路电源, 所以常采用在一路外电源的基础上在加上一路自备电源的供电方案。
在双电源供电厂, 通常都会采用单母线分段或者是内桥接线的方式;在正常运行条件下, 一路电源出现故障以后, 自行退出, 另一路电源提供站内圈闭的负荷用电。
在无电地区的输气站, 要满足日常的供电, 就需要采用多台发电机组进行供电, 对发动机要进行定期的保养和维修。除此之外, 还要对发电机组的可靠行和高自动化性能能进行分析, 接线的方式, 以满足发电机组之间的正常切换和并列运行为主。
在管道的建设中, 一般要根据输气工程下游分输的需要, 不断增加分输站和压缩机站, 因此供电方案应该考虑未来发展的可能性, 尽量减少浪费。
3 保安电源
在单电源供电的输气站中, 设置应急供电的保安电源是必须的。在外电与昂停电以后, 保安电源要提供自控、通信、应急照明等供电的负荷。发电机组为保安电源。
电气故障是没有办法在某一个确定的范围内部可以限制的, 而电力部门并不能确保供电的持续性, 即使出现供电中断的现象, 电力部门也不需要承担任何的责任。因此, 应急电源要和电网上的电气相分离, 保持自身的独立性。工作电源和应急电源之间要采取一定的措施, 避免其并列运行的现象出现, 防止工作电源系统出现故障。为了防止出现在对一个电源系统进行检修和故障检查的同时另一个电源又发生严重的故障, 为了防止这种现象的发生, 需要采用UPS (不间断电源) 作为应急电源, 以确保自控、通信、事故照明以及压缩机组的紧急停电等现象的出现。
4 总结
对于输气管道站场而言, 供电方案是否科学合理, 是决定了输气站场是否能够正常运行的关键。在对输气管道站场的供电系统进行设计时, 既要采用先进的科学技术和新工艺, 满足用户的需要, 又要节约投资, 和输气管道的生产管理模式相结合, 充分的考虑供电系统的安全性、可靠性、灵活性、实用性等, 此外还要做好输气管道站场的主要耗能设备的设计和运行优化, 有效的实现节能降耗。为站场供电提供有力的保障。
摘要：本文主要以我国某输气管道工程的供电设计为背景, 通过对输气管道站场负载实测, 讨论了现代输气管道供电方案, 并且提出了确定供电方案原则和注意的主要问题, 为我国现代输气管道站场供电方案的设计和实行提供宝贵的经验。
关键词：输气管道,站场,供电,方案
参考文献
[1]付寿刚, 刘建海, 等.高压储气井在压缩天然气供气站的应用[J].煤气与热气, 2004 (05) [1]付寿刚, 刘建海, 等.高压储气井在压缩天然气供气站的应用[J].煤气与热气, 2004 (05)
[2]黎云英, 输气管道站场总图特点以及主要做法[J].2008 (02) [2]黎云英, 输气管道站场总图特点以及主要做法[J].2008 (02)
[3]方东晓, 钱济人, 陈燕玲, 等.杭甬线输气管道站场设计优化[J].天然气与石油, 2008 (10) [3]方东晓, 钱济人, 陈燕玲, 等.杭甬线输气管道站场设计优化[J].天然气与石油, 2008 (10)
站场埋地管道外腐蚀检测 篇6
1.1 外腐蚀缺陷定位
外腐蚀缺陷定位技术主要有两种方法:通过管道外防腐层缺陷检测, 确定可能发生外腐蚀的缺陷点;通过超声导波技术, 直接定位管道外部缺陷。在实际检测作业中, 一般首先进行管道外防腐层缺陷检测, 然后进行超声导波检测。
由于站场埋地管线存在多管并行、管线长度短、管道接地点多以及各种干扰信号强的特点, 因此在站场管道外防腐层缺陷检测中一般使用ACVG和皮尔逊法两种技术进行检测, 这样即可以保证检测精度, 同时也可以对两种不同检测方法的检测结果进行检查、验证。检测出的防腐层缺陷点的严重程度, 采用缺陷点检测信号大小来判定。
超声导波检测技术利用低频扭曲波 (Torsinal Wave) 或纵波 (Longitudinal Wave) 可以对管道进行检测, 包括对于埋地管道进行非开挖检测。一般情况下, 对于有外防腐层的埋地管线, 超声导播单侧检测距离可以达到30m, 正好适用于站场埋地管线管段短、多管并行的特点, 一次开挖可以对每条并行管道的外部缺陷进行检测定位, 经济高效。
通过外防腐层完整性检测和超声导波检测, 可以实现对管道外防腐层缺陷、管体外部损伤 (包括管道外腐蚀以及其它损伤) 的检测定位, 为直接开挖检查提供基础资料。
1.2 潜在腐蚀风险区域检测
外腐蚀缺陷定位主要是针对已经发生的外部缺陷进行定位, 潜在腐蚀风险区域检测则主要是确定站场各区域埋地管道发生外腐蚀的几率及强弱程度进行检测, 为站场埋地管道外腐蚀控制提供基础数据。外腐蚀风险区域检测主要包括管道敷设环境 (土壤) 腐蚀性检测、管道阴极保护状态检测、管道杂散电流干扰检测。
1.2.1 管道敷设环境 (土壤) 腐蚀性检测
一般情况下, 埋地管道外腐蚀主要是电化学腐蚀。土壤电阻率是表征土壤电化学腐蚀性的主要参数, 并且易于测量。根据土壤电阻率将土壤腐蚀性划分为三个等级[2]。处于土壤腐蚀性“强”的区域的管道, 其发生腐蚀风险大于土壤腐蚀性“中、弱”的区域。
1.2.2 管道阴极保护状态检测
阴极保护是埋地管道外腐蚀控制的重要手段, 是对管道外防腐层的有效补充。保护电位 (管道/电解质电位) 是评价管道阴极保护状态的有效指标。采用极化探头、腐蚀试片可以测量到有效真实的管道保护电位。
1.2.3 杂散电流干扰测试
由于杂散电流腐蚀属于电解电池腐蚀, 其腐蚀存在强度高、危害大的特点, 1A的杂散电流在管道上每年可以形成9kg的腐蚀损失, 一条新建管道在杂散电流的作用下, 4-5个月就会发生腐蚀穿孔。
交流杂散电流干扰可以通过测试管道交流电压来进行判定, 交流干扰强度采用交流电流密度进行判定[4]。直流杂散电流干扰通过测试管道自然电位或土壤电位梯度的方法进行测试。
通过对管道敷设环境腐蚀性、管道阴极保护状态以及管道杂散电流干扰情况检测, 可以对站场内管道的腐蚀风险进行评估, 确认土壤腐蚀性强、阴极保护效果差以及受杂散电流干扰影响的区域/管段, 并对这些高腐蚀风险区域的管道, 定期组织检查, 消除站场埋地管道腐蚀安全隐患。
1.3直接检查
站场管道是管道输送系统的重要节点, 因此需要对检测到管道外防腐层缺陷、管道外部缺陷全部进行开挖检查, 分析管道腐蚀的原因, 并通过管体腐蚀损伤程度, 评价管道运行可靠性, 确定管道进一步运行维护方法。
开挖检查需要检查评价管道外防腐层质量, 采用腐蚀坑深测试仪、超声波测厚仪测量管道腐蚀坑深及最小剩余壁厚, 测量腐蚀缺陷的轴向/环向长度, 根据SY/T0087.1对管道腐蚀损伤评级。还应根据腐蚀产物的形状、颜色, 腐蚀缺陷的外观特征, 分析腐蚀类型, 判断引起腐蚀的主要原因。
1.4 后评价
后评价阶段主要是分析明确再评价时间间隔和评价ECDA过程整体有效性、总结评价中的相关信息和数据, 完善评价方法。后评价主要包括再评价时间间隔确定、ECDA过程的有效性评价以及评价结果的跟踪、反馈。
再评价时间间隔主要根据每个ECDA管段的腐蚀速率和剩余寿命来确定。采用剩余寿命确定再评价时间间隔, 再评价时间选取ECDA管段剩余寿命的一半。采用腐蚀速率确定在评价时间, 采用管道最小安全壁厚的1.5倍计算。
ECDA有效性评价是根据直接开挖检查结果, 分析此次ECDA检测过程的有效性, 并根据跟踪、反馈的管道运行中发现缺陷, 进一步完善、改进ECDA评价方法。
2 结语
2.1 根据站场埋地管道的特点, 提出了其实可行的站场埋地管道外腐蚀评价方法, 并通过现场检测验证了其合理性和可行性。对于开展站场埋地管道外腐蚀评价, 具有一定的应用价值。
2.2 探讨了对站场埋地管道进行腐蚀风险分级的方法, 为站场埋地管道腐蚀控制提供了新的管理手段。
2.3 提出了ACVG缺陷严重程度判定指标, 并通过工程开挖进行了验证, 为缺陷严重程度判定提供了参考依据。
参考文献
石油长输管道站场的供电设计 篇7
1 站场供电负荷分级及要求
按照有关标准《供配电系统设计规范》 (GB50052-2009) 、《输油管道工程设计规范》 (GB50253-2003) 2006版、《石油天然气工程设计防火规范》 (GB50183-2004) , “首站、末站、减压站和压力、热力不可逾越的中间 (热) 泵站、具有消防负荷用电的一、二、三级战场为一级负荷, 其他各类输料泵站为二级负荷, 输油站场及远控线路截断阀室的自动化控制系统、通信系统、输油站的紧急切断阀及事故照明应为一级负荷中特别重要的负荷”。一级负荷应采用双电源供电, 对于一级负荷中特别重要的负荷, 除上述两个电源外, 还应增设UPS应急电源, 如通信、仪表自控系统、应急照明等。
2 供电方案
长输管道站场一般由首站、中间站、末站、阀室组成, 根据站场的性质及所在地的公共电网情况, 一般分为以下的供电方案。
2.1 站场供电方案
首站一般配备变配电间一座, 根据首站的负荷等级, 采用双独立电源双回路进线, 当条件受限制时, 可由当地公共电网同一变电站不同母线段分别引出两个回路供电, 但作为上级电源的变电站应具备至少两个电源进线和至少两台主变压器。每一个回路的容量应满足站场的全部计算负荷, 正常时, 两路电源分列运行, 当一路电源或变压器故障时, 母联开关手动或自动投入, 为全站负荷供电。
2.2 阀室供电方案
阀室位置通常比较特殊, 大多在荒郊野外且现场环境比较恶劣, 均为无人值守, 供电一般采用电网供电、太阳能供电、发电机发电。
1) 电网供电。阀室依托当地公共电网需建1座变配电室, 室内设一台干式变压器, 系统可同时配备UPS不间断电源, 以保障外电源失电的情况下仍能有备用措施。2) 太阳能供电。利用太阳能发电给太阳能电池充电, 供负载使用, 因此系统应在日照射量大和日照时间长的地方使用。一般, 年平均日照时间大于1800h的地区可采用太阳能供电。3) 发电机发电。对于偏远山区远控阀室, 电网供电难, 部分阀室又处于山区洼处, 太阳光不易获得, 对此类阀室多采用发电机发电方式。输油管道一般采用燃油发电。发电装置均配备蓄电池组作为备用电源。
3 站场变电所微机综合自动化系统
站场的变配电所一般采用微机综合自动化装置, 将10k V以下控制盒保护下方到开关柜上, 35k V部分采用集中组屏, 变配电所内设当地微机操作站, 并通过远动终端将数据送入站控系统, 对于个别重要的低压回路也纳入站控系统, 通过站控系统对电气设备能够实现遥控、遥测、遥信, 达到无人值班, 以满足电网电网调度和管理自动化的要求, 变电所微机综合自动化系统与站控系统一般采用以太网口, TCP/IP协议进行通信。电气设备的开关操作应满足远控、站控和就地控制的要求。
4 站场变配电
4.1 变配电所主变容量
1) 当有两路电源进线时, 主变压器应为两台。变电所一次侧宜采用桥形接线, 其二次侧宜采用单母线分段接线。主变压器每台容量宜按全站计算负荷的95%~100%选择。当一台主变压器断开时, 另一台主变压器应能保证全站一、二类负荷的供电, 并应满足输油主泵电动机的启动条件。2) 单电源进线和单台变压器的变电所, 可采用线路—变压器组的单元接线, 其主变压器的容量宜按全站计算负荷的1.25~1.33倍选择, 且应满足输油主泵电动机的气功条件。
4.2 无功补偿
1) 输油泵10k V异步电动机宜采用单机无功补偿方式。2) 低压配电侧宜采用集中无功自动补偿方式。
4.3 电能计量
根据《中华人民共和国电力供应与使用管理条例》规定, 在用户与供电局产权分界处设置电能计量装置, 即在电源专用线路出口设置收费计量, 并在站场变电所电源进线侧设置参考计量, 采用脉冲峰谷复费率电能表;非专用线路外供电的站场在变电所的电源进线侧设置专用计量。
5 电力调度通信
1) 应设置输油管道内部电力调度通信, 应由管道通信网统一考虑装设。2) 应设置与地方供电部门地调中心间的外部电力调度通信, 宜以电力载波或音频电缆、光缆作为主通信方式, 同时还应设置与当地市话网联通的市话通信作为备用通信方式。3) 无人值班变电所, 除在变电所装设电调电话外, 同时还应在站控制室装设并机电调电话。
6 站场防雷、防静电及接
输油站场的变配电所、工艺装置等建 (构) 建物的防雷、防静电设计, 应符合现行国家标准《工业与民用电力装置的过电压保护设计规范》 (GBJ64) 、《石油库设计规范》 (GB50074) 和《建筑物防雷设计规范》 (GB50057) 的规定。站场的工业控制计算机、通信、控制系统等电子信息系统设备的防雷击电磁脉冲设计应符合下列规定:1) 信息系统设备所在建筑物, 应按第三类防雷建筑物进行防直击雷设计。2) 应将进入建筑物和进入信息设备安装房间的所有金属导电物 (如电力线、通信线、数据线、控制电缆等的金属屏蔽层和金属管道等) , 在各防雷区界面处应做等电位连接, 并宜采取屏蔽措施。3) 在全站低压配电母线上和UPS电源进线侧, 应分别安装电涌保护器。4) 当数据线、控制电缆、通信线等采用屏蔽电缆时, 其屏蔽层应做等电位连接。5) 在一个建筑物内, 防雷接地、电气设备接地和信息系统设备接地宜采用共用接地系统, 其接地电阻值不应大于1欧姆。
7 结语
具体的工程设计, 设计者一定要严格遵照有关规范的要求, 结合站场的性质, 切实考虑, 选择一种最符合工程实际的技术方法, 努力做到设计最优化, 为工程配置合理、可靠且经济实用的供电方式。
摘要：站场在石油长输管道中起着重要的作用, 随着安全、环保等要求的提高和科学技术的发展, 管线系统的安全性和自动化水平逐步提高。在石油长输管线中, 站场的供电系统设计应根据工程特点和规模采用技术先进、运行安全可靠、节能的设备。文章介绍了站场供电负荷的分级, 站场的供电方案, 站场变电所微机综合自动化系统、供配电以及站场防雷、防静电及接地等内容。
关键词：石油长输管线,站场,供电负荷,防雷
参考文献
[1]中国石油天然气集团公司.GB50253-2003输油管道工程设计规范.北京:中国计划出版社, 2003.
[2]GB50052-2009供配电系统设计规范.