油气管道站场范文

油气管道站场范文（精选8篇）

油气管道站场 第1篇

油气长输管道运营企业所辖油气管道管线长, 沿线站场分布广,从整个企业局域网来看,作为支撑企业信息化的重要基础设施之一的网络设备,布局也较为分散。 网络设备自投用之后,开始进入运行期,在运行期间,处于汇聚层位置的关键设备———路由器,可能会因发生故障需要更换,或设备用途需要调整。 关于路由器数据配置这块的运维,往往选择集中统一模式。 在此情形下,基于集中运维模式的现状,如何通过远程———这一高效且经济的方式,让各站场局域网内路由器设备入网,需要我们在方法上有所思考。

1站场局域网现状

1.1 概念

站场局域网是指支撑站场办公桌面系统、语音电话系统、视频会议系统、工业监控系统等正常运行的局域网。 各个分散的站场局域网为企业局域网的主要组成单元。

1.2 结构现状

站场局域网网络结构包括三种, 分别是单路由器单链路结构、单路由器双链路结构和双路由器双链路结构。 结构示意如下,图1、图2、图3 中细线表示站场本地网线、粗线表示传输通道。

以下,笔者根据网络管理及运维工作经验,回顾和总结了一些站场路由器设备远程入网方法,供讨论。 为便于论述,以下提到的路由器设备和传输设备提供的互联接口均为电口。

2情形

2.1 新设备投用

当路由器设备出现软硬件故障无法继续正常使用时, 为保障故障设备所承载的各项业务的连续性和可靠性, 需启用新设备来做替换。

此情形下,若对新设备做远程配置,则可先按图4 所示较通用的连接方式,连通站场本地台式电脑和远程配置端计算机。

解释说明:

(1)在传输设备上,为站场本地和远程配置端之间临时开通一条2M传输通道。

(2) 在站场本地, 选1 台台式电脑, 用新网络设备自带console配置线,一头连接台式电脑的COM接口,一头连接网络设备的CONSOLE接口,再用网线,一头连接台式电脑网口,一头连接站场本地传输设备上2M通道预留端口。

(3)在远程配置端,选1 台笔记本电脑,用网线,一头连接笔记本电脑网口,一头连接远程配置端传输设备上2M通道预留端口。

(4) 站场本地台式电脑和远程配置端笔记本电脑配置同网段地址, 具体站场本地台式电脑可配置IP地址192.168.1.1,子网掩码255.255.255.0, 远程配置端笔记本电脑可配置IP地址192.168.1.2,子网掩码255.255.255.0。

IP地址设置完毕后,远程配置端笔记本电脑打开cmd窗口,ping测站场本地台式电脑。 ping测试通过后,远程配置端笔记本电脑通过桌面远程方式,登录到站场本地台式电脑,打开超级终端窗口,开始对新设备进行配置操作。 新设备配置以故障设备最近一次配置备份文件为参考。 待各业务数据配置完毕且保存后,用新设备替换故障设备,最终实现新设备入网。

需补充说明的是,对于部署有双路由器的站场,在其中一台路由器设备故障,另一台继续正常运行的情形下,站场本地局域网和远程配置端局域网仍保持连通。 站场本地台式电脑和远程配置端计算机通过正常运行的路由器设备实现互通。 如图5 所示。

解释说明:

(1) 在站场本地, 选1 台台式电脑, 用新网络设备自带console配置线,一头连接台式电脑的COM接口,一头连接网络设备的console接口。

(2)站场本地台式电脑和远程配置端计算机仍使用所在局域网内的IP地址。

站场本地连线接好后, 远程配置端计算机通过QQ远程或桌面远程方式,登录到站场本地台式电脑,对新启用设备进行配置。

2.2 设备用途调整

当路由器设备因业务需要, 从一个站场子网改接到另一个站场子网(两子网可能属于不同的企业局域网)时,通常需对其数据配置进行更改。 这种情况下路由器设备可能未设置远程登录管理信息,或者已设置远程登录管理信息。 下面分这两种情况进行论述。

2.2.1 未设置远程登录管理信息

该情况下,对于另一个站场子网,路由器设备可看作是新投用,可参照2.1 中所述方法实施设备入网。 在远程完成各业务数据配置更改后,再添加支持远程登录管理的配置信息。

2.2.2 已设置远程登录管理信息

当已设置远程登录管理信息时, 除可参照2.1 中所述方法实施之外,还可按图6 所示,连通站场本地设备和远程配置端计算机。

解释说明:

(1)在传输设备上,为站场本地和远程配置端之间临时开通一条2M传输通道。

(2) 在站场本地, 用一根网线, 将网络设备上联端口接到站场本地传输设备上2M通道预留的端口。

(3)在远程配置端,选1 台笔记本电脑,用网线,一头连接笔记本电脑网口,一头连接远程配置端传输设备上2M通道预留的端口。

(4)远程配置端笔记本电脑配置与站场本地网络设备上联端口同网段的可用地址,如图示中,原站场本地网络设备上联端口地址172.168.1.1 / 24,定义网段172.168.1.0 / 24,远程配置端笔记本电脑可配置地址172.168.1.2 / 24。

连通后,远程配置端笔记本通过telnet或ssh方式,登录到站场本地网络设备进行配置修改操作,包括修改上联端口数据配置。

3结论

近年来,上述方法相继在实施站场网络划转、网络改造升级过程中成功应用, 技术人员无需到油气长输管道沿线各个输油输气站现场,免去了各种舟车劳顿及出行成本,也避免了安全风险,从这一点上说,远程入网操作明显表现出高效且经济合理的优势。 路由器设备作为支撑站场网络的关键基础设施,其可靠性和稳定性,直接关系到信息化业务的可用性和连续性。 针对站场生产网网络故障应急处置,上述方法也具有重要的借鉴意义。

摘要：油气长输管道运营企业所辖管线长,沿线站场分布广,从整个企业局域网来看,作为支撑企业信息化的重要基础设施之一的网络设备,布局也较为分散。本文就用于各站场局域网内的路由器设备,针对新设备投用、设备用途调整等情形,在如何远程让设备高效且经济合理的入网方面,提出了一些方法,并对其可推广性进行了分析讨论。

陆上油田油气集输站场安全现状评价 第2篇

关键词：陆上油田 油气集输站场 安全现状评价

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）04（c）-0020-02

陆上油气田的集输站场是指在陆上的油气田内，将油井所采出的原油以及天然气进行储存以及初步加工并对其进行处理，可以说输送站场是整个陆上油气田的油气集输的关键所在，同时也是高风险所在；其承载着3个环节的任务，第一个是对开采出的石油气以及相关的混合物进行输送，并对其进行气体和液体的分离，使得经过处理后的原油等可以符合相关标准；第二点是将处理好的石油气输送到各大储存设备，并且将已经分离出来的天然气输送到压气站，并进行脱水以及脱酸等处理；第三点是利用原油库以及压气站等不同的处理方式将这些符合标准的原油或者是天然气等输送给用户。

油气集输生产过程中，包含了油田点多、线长以及面广等生产特性，并且还有着化工炼制企业的高温、高压以及易燃、易爆等危险性，所以在生产过程中，任何一点纰漏都会造成灾难性的火灾或者是爆炸事故，所以说，将生产过程中的一些安全生产问题找到，并且对其进行相关的处理，加强整个油气集输站场的安全管理以及生产过程中安全运行就是现阶段最为重要的事情。

1 分类以及组成

油气集输站场是石油工业内部连接生产以及运输还有销售的关键所在，更是能源保障系统的核心，如果按照功能进行分类，那么应该分为计量站以及接转站还有集中处理站和转油站等等。

1.1 计量站

计量站即为油田内部完成分井计量油、气、水的站点，其主要包含了油阀组也就是总机关，还有单井油气计量分离器，通常都会将多口油井生产的油气产品进行集中，并对各个单井的产油气量分别进行计量。

1.2 接转站

由于部分油气计量站油压比较低，就格外的添加了缓冲罐或者是输油泵等等辅助设备，这样一来不但可以对油气进行计量，还能承担起原油转接的任务，在油田油气收集系统中，将这种利用液体增压为主的站点叫做接转站。

1.3 集中处理站

油田内部对原油以及天然气等进行集中处理就是集中处理站，也叫做联合站，这是对于油气集中处理联合作业站的一种简称，其主要囊括了油气的集中处理，例如天然气的净化，原油的稳定等等；同时对于油田注水以及污水处理也都是集中处理站需要做的。

1.4 转油站

转油站是将多座计量站运输过来的油气等进行分离以及计量还有加热等相关的处理工序，也叫做集油站；而不少转油站还会对原油进行脱水作业，包含这道工序的叫做脱水转油站。

2 安全现状评价的重点所在

就目前来看，我国进行安全现状评价的油气集输站场多数都是上个世纪末建立的，其站场的面积非常狭小，相关的设备也很老旧，伴随着各个环节运行时间越来越久，相关的设备越加老化，有着一定的安全隐患，一旦发生事故将是灾难性的。

对于油气集输站场进行安全现状评价的目的，就是使得企业对于自身所属的站场有一个总体上的掌控，根据被评估的站场其设备的运行现状，了解到整个站场的安全隐患在哪里，并且制定出有针对性的解决措施还有预防措施。

2.1 安全管理

根据事故发生的因素理论可以了解到，无论是人还是物以及环境都会受到管理因素的支配；人的不安全行为与物的不安全因素发生碰撞时导致安全事故是直接原因，而不科学的管理以及领导失误则是本质上的原因。

安全管理上的评价重点，在于解决人和物以及环境等方面的隐患，这对于提高企业的安全管理水平有着很大的作用。安全管理评价方面包含了太多的项目，例如安全管理机构的设置、单位负责人相关培训、在发生事故后相应的紧急措施、使用明火作业或者是带电作业等等危险作业；除此之外，还包含对于安全附件（例如安全阀还有压力表）的检查、特种作业设备的等级评定等、相关设备的防雷电措施以及各种检查的记录。

2.2 区域以及相关的平面布置

油田的开发一直不断地发展，站场生产的功能也随之发生改变，大部分油气集输站场都进行了局部的改建以及扩建，再有就是站场周围环境也进行了改变，这使得油气集输站场内的环境以及布局都有了一定程度的改变。区域以及平面布置上的评价重点就在解决油气集输站场与周边的环境，以及站场内部生产设备与防护距离等等因素上。

2.3 工艺的安全

隐患的治理，对于集输的采用必须首选更加安全的手段，将相关的设备等进行本质上的安全化，如果由于站场条件不足，无法实现，就需要利用安全防护装置，尽可能地对事故或者是危害进行预防措施。工艺安全上的评价其重点就是对集输装备例如相关的机械设备还有仪器仪表等，其本质上的安全维护以及相关的防护。

2.4 电气设施的安全

油气集输站电气设施在安全评价的重点上，主要倾向于解决站内的供配电以及相关易爆炸危险区域的相关电气设备型号的选择，而除此之外，像接地保护装置以及电气线路敷设方式等也是安全评价目标所在。

3 存在的隐患及解决措施

油气集输站内存在的安全隐患大多都是安全管理上，安全附件上，相关安全工艺上以及电器的设施上。例如安全管理上的隐患大多都是相关的管理人员未能持证上岗，相关压力容器操作不熟悉，对相关的特种设备并没有进行登记以及没有进行突发事件的应急处理培训等。而安全附件上的隐患多是原油罐或者是事故油罐液压安全阀没有相应的阻火器，设备上的安全阀以及压力表没有进行相关的检测或者是部分油气设施安装裸露等；工艺上的安全隐患多是由于油罐并没有相关的高低液位报警装置，或者是有关进油管线从顶部接入，除此之外，像机动设备以及压缩机旋转部位没有相应的保护措施，高处作业没有相关的防坠落保护等等。

对于这些隐患的解决措施，大体上都是以预防为主，再有就是对相关的安全培训有所重视，例如突发事件应急处理的培训，可以保障在真正发生爆炸等危险事故之后，相关管理人员可以迅速地进行应急处理；除却这些基本的预防，例如设备的登记备案，设备运转部位的检查，裸露在外的部分进行相关保护都非常重要。而油田油气集输站场的消防系统是必须要健全的，也是不可缺少的，而且必须要保证消防水罐的容量能满足最大一次的火灾事故。从一定程度上来看，所有的设备都有其危险所在，但在没有人为不安全行为因素干扰前提下，这些所谓的危险都不会波及到相关的工作人员，只有人为不安全行为与设备的不安全因素碰撞后才会发生不可逆转的突发事件，所以预防为主，加强安全管理才是现在最需要做的。

4 结语

综上所述，对建设项目的安全与评价能力的提高，并且对源头把好关，使得项目的建设可以做到良性循环，进而防患于未然。提升建设项目安全验收的评价，保障安全设施资金上的投入还有相关生产过程中的安全，对一些缺陷以及不足及时进行改正。只有这样才能使其更有针对性、有效性和操作性，使得油田油气集输站场安全评价更加客观、有效。

参考文献

[1]孙传雁，李瑞卿，景军锋，等.陆上油气集输站场安全现状评价[J].中国新技术新产品，2014（7）：189.

[2]高静.综述陆上油田油气集输站场安全现状[J].科技视界，2014（10）：229.

油气管道站场 第3篇

针对上述两种观念, 对油气站场金属管道法兰跨接导线设置问题进行探讨。

1 油气站场金属管道静电危害与防护

油气生产工艺一般由设备、管道、阀门等组成, 从而实现油气处理、储存和外输等功能。同时, 系统中设备、管道和各种管件的存在对静电的形成、积聚和消散又会产生较大的影响, 因此, 加强管道系统静电危害管理至关重要。

1.1 金属管道法兰静电危害分析

静电是一种自然现象, 它滞留于物体表面, 是正电荷和负电荷在局部范围内失去平衡的结果, 通过电子或离子转移而形成[1]。在油气站场管道系统, 介质在管道中流动, 与管道内壁接触形成“双电层”, 在湍动冲击和热运动的作用下, 部分带电荷的分子离去时, 在管壁上吸附一层极薄的不随介质移动的离子, 并且因介质的电阻率不同而显示出不同的静电电位。为消除静电对系统的危害, 一般采用接地方法将静电释放和消散, 避免造成静电积聚, 从而实现消除静电危害的目的。

事实上, 油气站场管道系统并不是一根完整的管子, 除管子以外, 往往还包括阀门、法兰、仪表及其它管件, 在这些部位, 介质流动状态会因介质性质、压力、流速不同而发生很大的改变, 并影响静电的形成和集聚。在金属法兰处, 设备、管件的存在会加大管道介质的湍动冲击, 甚至影响其热运动, 从而加快电子或离子的转移并滞留于管壁, 提高金属法兰的静电电位。一方面, 法兰的存在影响了管道的完整性, 提高了管道系统的对地电阻, 影响管道的静电释放, 并在两片法兰之间形成电容。当电容电压达到一定极限后将产生放电打火现象, 此时, 若环境中存在易燃易爆物质, 可能引发火灾。而法兰盘之间的电压又和两片法兰之间的电阻成正比, 并取决于法兰连接螺栓的数量和可靠性。另一方面, 当油气管道法兰泄漏时, 油气喷射与周围的空气摩擦将产生大量静电, 可导致静电放电, 进而引发火灾爆炸事故。

1.2 金属管道法兰静电导通性分析

从1.1可以看出, 在不考虑管道介质流动状态和电阻率的前提下, 管道系统的静电释放效果与法兰盘之间的电阻有关, 电阻越大, 系统对地电阻越大, 静电积聚的可能性增大。同时, 电阻越大, 法兰盘之间的电压越大, 更容易造成静电打火。因此, 金属管道的静电危害在一定程度上取决于法兰盘之间的电阻值大小, 即金属管道法兰的静电导通性。

相对于雷电和工频电来讲, 由于静电电流很小, 往往以微安计, 对静电导通材料的电阻大小要求很低。国家标准《防止静电事故通用导则》 (GB 12158-2006) 将静电导体定义为:在任何条件下, 体积电阻率小于或等1×106Ω·m的物料 (标准退火铜在20℃时体积电阻率为1.7241×10-8Ω·m) 及表面电阻率小于或等于1×107Ω的固体表面。也就是说, 很多电气绝缘材料都可以满足静电导体的要求。为此, 《石油化工静电接地设计规范》 (SH 3097-2000) 第4.3.3条规定, 在管道系统上, 当金属法兰采用金属螺栓或卡子紧固时, 一般可不必另装静电连接线, 但应保证至少有两个螺栓或卡子间具有良好的导电接触面。不仅如此, 《化工企业静电接地设计规程》 (HG/T 20675-1990) 和《化工企业静电安全检查规程》 (HG/T 23002-92) 也有相同的规定。事实上, 从不少单位的实践经验来看, 在金属螺栓相连的金属法兰之间, 仅是螺栓相连, 已具有足够的静电导通性[2]。因此, 对少于5条连接螺栓的金属法兰设置导线跨接并非是出于静电防护的需要。

2 油气站场金属管道雷电安全防护

2.1 油气站场雷电危害分析

雷电是一种自然现象, 发生雷电时, 强大的雷电能量可摧毁建 (构) 筑物、生产设备, 引燃或引爆油气, 造成火灾爆炸、人员伤亡及财产损失。雷击的危害形式大致可划分为三类:

1) 直击雷:雷电直接击于建 (构) 筑物、设备设施、大地或外部防雷装置上, 产生电效应、热效应和机械力。雷击放电所产生的数万乃至数百万伏的冲击电压, 可将无防雷装置或防雷装置存在缺陷的油气生产设施击毁, 造成油气生产装置爆炸或火灾。巨大的冲击电压还可产生数千安至数百千安的电流, 并在雷击电流通道上瞬时转变成巨大热能, 将雷击电流通道上的物体加热, 其温度可达8 000~10 000℃, 使金属迅速熔化燃烧。雷击所释放的机械能, 可直接对被击物体造成机械破坏。

2) 闪电感应:由于雷云的作用, 使附近导体上感应出与雷云符号相反的电荷, 雷云主放电时, 先导通道中的电荷迅速中和, 在导体上的感应电荷得到释放, 如没有就近泄入大地之中, 就会产生很高的电位, 形成闪电静电感应。另一方面, 由于雷电流迅速变化在其周围空间产生瞬变的强电磁场, 使附近导体上感应出很高的电动势, 从而形成闪电电磁感应。这些导体如果没有构成回路或连接不牢, 会使导体各部件之间产生火花放电, 引起油气爆炸和燃烧。

3) 闪电电涌侵入:闪电击于防雷装置或管线上以及由闪电静电感应或雷击电磁脉冲引发, 表现为过电压、过电流的雷电波, 可沿着这些管线侵人屋内, 危及人身安全或损坏设备。

油气站场属易燃易爆场所, 不仅表现在站场内部设备、管道存有大量的易燃易爆介质, 当这些设施遭受雷击后, 在电效应、热效应和机械力的冲击下, 造成油气生产设施的破坏, 引发介质泄漏, 并由此导致火灾爆炸。而且闪电感应还可导致金属设备、管道各部件之间产生火花, 引起环境中的油气爆炸和燃烧。闪电电涌侵入还将直接危及操作人员的安全。

2.2 油气站场金属管道防雷技术措施

油气站场防雷是一项系统工程, 其防护措施的实施往往并不是针对某一类型的雷电危害。油气站场防雷的主要技术手段是接地和等电位连接。通过系统接地, 将雷电与雷电电磁脉冲的能量通过大地泄放, 使区域内物体免遭雷击。等电位连接就是保持系统各部分不产生足以致损的电位差, 避免金属导电体之间放电。

雷电电流巨大, 其泄放通道内的电阻大小直接影响管道系统的雷电防护效果, 而金属法兰在管道系统中的大量存在, 又对系统电阻产生很大的影响。一方面, 金属管道法兰连接的可靠性直接影响管道系统接地有效性。由于金属管道法兰的电阻远远高于金属管子本体, 其电阻值的大小直接影响雷电电流的释放, 甚至导致管道防直击雷措施失效。另一方面, 金属管道法兰之间电阻过高, 将因闪电感应在法兰盘之间形成较高电压, 可导致法兰盘之间放电并引发事故。为此, 国家标准《建筑物防雷设计规范》 (GB 50057-2010) 4.2.2明确规定, 第一类防雷建筑物内, 当长金属管道弯头、阀门、法兰盘等连接处的过渡电阻大于0.03Ω时, 连接处应用金属线跨接。对不少于5根螺栓连接的法兰盘, 在非腐蚀环境下, 可不跨接。这里必须注意的是, 该内容仅仅是针对第一类防雷建筑物。

关于第一类防雷建筑物, GB 50057-20103.0.2给出了如下定义:在可能发生对地闪击的地区, 遇下列情况之一时, 应划为第一类防雷建筑物:1) 凡制造、使用或储存火炸药及其制品的危险建筑物, 因电火花而引起爆炸、爆轰, 会造成巨大破坏和人身伤亡者。2) 具有0区或20区爆炸危险场所的建筑物。3) 具有1区或21区爆炸危险场所的建筑物, 因电火花而引起爆炸, 会造成巨大破坏和人身伤亡者。由此可以看出, 在第一类防雷建筑物内, 对少于5根螺栓连接的金属管道法兰设置导线跨接, 并不仅仅是针对易燃易爆介质管道, 而是针对有可能造成严重后果的爆炸火灾区域。在这些区域, 所有金属管道上的少于5根螺栓连接的法兰均应进行导线跨接。

而对于第二类 (如:爆炸后果较低的一般小型油泵房、计量间等) 、第三类建筑物以及室外空旷环境下的平面管网, 虽然不会因闪电感应引发特别严重的后果, 但却会由于法兰电阻增大降低管道系统的雷电释放效果, 引发直击雷破坏, 造成管道破裂。巨大的电流还可能使金属法兰接触面熔化, 进而引发易燃易爆介质泄漏并导致火灾爆炸事故发生。因而, 除第一类防雷建筑物外, 其它区域的易燃易爆介质管道金属法兰当少于5根螺栓连接时, 应进行导线跨接。为此, 《石油与石油设施雷电安全规范》 (GB 15599-2009) 4.7.1明确规定:输油管路可用其自身作接闪器, 其弯头、阀门、金属法兰盘等连接处的过渡电阻大于0.03Ω时, 连接处应用金属线跨接。对有不少于5根螺栓连接的金属法兰盘, 在非腐蚀环境下, 可不跨接, 但应构成电气通路。

另一方面, 由于国家标准《工业金属管道工程施工规范》 (GB 50235-2010) 7.3.6明确规定:当钢制管道安装遇到下列情况之一时, 螺栓、螺母应涂刷二硫化钼油脂、石墨机油或石墨粉等。1) 不锈钢、合金钢螺栓和螺母;2) 设计温度高于100℃或低于0℃;3) 露天装置;4) 处于大气腐蚀环境或输送腐蚀介质。当这些螺栓涂刷二硫化钼润滑脂后, 势必影响金属管道的电气导通性, 这对于不少于5根螺栓连接的法兰是否可以满足过渡电阻不大于0.03Ω的要求, 增加诸多不确定性。为此, 对于超过5根连接螺栓的金属法兰, 建议采用电力复合脂代替二硫化钼润滑脂, 或通过测量电阻值确定是否进行导线跨接, 确保在金属法兰盘之间具有良好的电气导通性。

3 如何认识油气站场金属管道雷电与静电安全防护之间的关联

雷电与静电均属自然现象。静电的产生主要取决于流体性质与流体状态, 而雷电仅与气象条件有关。同时, 雷电中的闪电静电感应也可以导致金属管道产生静电。

在危害方式上, 雷电与静电均与管道系统电气释放通道的可靠性有关。从危害形成的机理看, 在不考虑油气泄漏引发静电危害事故的情况下, 静电危害主要取决于管道系统的静电电位;而雷电危害则更多的取决于管道系统电气释放通道电阻的大小。从法兰过渡电阻对系统电气释放效果的影响来看, 由于静电具有高电位、低电量等特点, 其静电电流多以微安计, 对系统电阻要求很低, 金属法兰连接的过渡电阻对静电释放的影响很小;而雷电释放电流巨大, 对系统电阻大小要求较高, 金属法兰的连接可靠性对雷电防护的影响较为突出。从危害后果来看, 法兰盘之间的静电放电仅对易燃易爆环境造成危害, 而雷电除对爆炸火灾环境形成威胁外, 还可以直接破坏金属管道和连接法兰, 危害后果更为严重。另一方面, 由于雷电的感应作用, 只要气象条件具备, 无论管道系统处于什么环境, 是否存在静电危害, 是否直接遭到雷击, 都会受到雷电的威胁, 其危害影响范围更广。至此, 可以认为, 相对于静电危害来讲, 雷电危害的影响范围更广, 且后果更为严重。

另外, 在雷电与静电安全防护问题上, 导致诸多错误认识的原因并不仅仅在于安全技术和管理人员本身, 国家和行业标准在管道静电防护方面也存在着概念模糊问题。如:《压力管道规范-工业管道第4部分制作与安装》 (GB/T20801.4-2006) , 《工业金属管道工程施工规范》 (GB 50235-2010) , 《石油化工金属管道工程施工质量验收规范》 (GB50517-2010) 等均有规定:有静电接地要求的管道, 每对法兰或螺纹接头间电阻值大于0.03Ω时, 应设导线跨接。事实上, 这些要求均属雷电防护内容, 而这种突出静电防护的安全规定却从某种程度上淡化了雷电防护, 这也是人们对防雷防静电认识模糊的原因之一。

4 结语

油气站场金属管道法兰跨接导线设置不规范, 反映出企业在防雷防静电方面的认识不足, 但却从深层次反映出当前国家及行业标准的认识不规范、不统一问题。基于这一点, 企业安全技术和管理人员应加强对油气站场防雷防静电技术的深层次研究, 积极探索雷电和静电安全防护的有效途径, 确保油气站场的运行安全。同时, 建议国家有关部门加强对标准化工作的协调管理, 确保防雷、防静电标准的规范、协调和统一, 以此推动国家标准化事业的健康发展。

摘要：油气站场属易燃易爆场所, 其生产设施的雷电与静电防护历来是现场安全管理工作的重点, 但由于部分企业安全技术及管理人员, 甚至政府部门的个别安全监管人员对该问题认识不深刻, 概念不清晰, 导致油气站场金属管道雷电与静电防护措施设置不当。通过分析油气站场金属管道系统雷电和静电危害的形成机理、危害方式和危害后果, 深入研究两者之间的联系和区别, 纠正了人们在金属管道法兰跨接导线设置认识上存在的误区, 提出相应的安全防护意见, 进而提高油气站场的本质安全水平。同时向国家有关部门提出相关建议, 希望藉此推动国家标准化事业的健康发展。

关键词：管道法兰,防雷,防静电,跨接导线,设置

参考文献

[1]刘成文, 宋振宇.静电防护系统理论的探讨及其实际应用[J].电子工艺技术, 2002, (5) :223.

油气管道站场 第4篇

关键词：防火防雷,油气集输,设计要点,意义,技术要求

“油气集输”进程中要完成的作业任务概括起来就是“三回收”和“三脱”, 其中, 油气集输中的“三回收”则是要对油田开发过程中的天然气、废弃的污水和轻质油进行科学地回收;“三脱”则更侧重于在油气输送和收集中的原油脱天然气、原油脱水以及燃气脱轻质油。在油气集输的泵站, 特别是原油脱水的环节, 原油需和水一道进行加热, 水会产生大气压, 甚至会出现爆炸事故。总之, 全过程的防火防雷仍是安全技术的难点, 本文透过“双防”要面对的安全、技术性问题, 论述其中要采取的技术要领。

1 油气集输泵站防火防雷设计中面临的技术问题

1.1 消防系统中的安全技术风险

油气集输的消防任务本来就特别严峻, 就现阶段而言, 油气集输泵站用于消防的水罐容量仍不及一次性的火灾和消防的需求量;消防水网在设置时遇到了诸多不合理、不完善的地方, 消火栓本身设置的数量偏少, 泡沫灭火设备的安装和消防硬件设施凸显出多项弊端, 每一个方位的灭火器械均暴露出安放位置不科学的现象, 这也在很大程度上减少了防火功能的有序化发挥, 假若出现恶劣天气, 油气集输泵站会出现严重的意外事故。

1.2 消防系统中的隐患问题

油气集输技术虽然在探索中不断地突破, 但仍由于油田挖掘效果较差致使油田自身的产能效果欠佳, 不利于成本的降低。更为关键的是, 一批联合站消防水罐的容量不足以满足防火的用途, 消防系统给水管网的配置不尽科学、合理, 消防泵站以及油罐之间都是单管线, 消防泵站若无消防栓, 水罐区消火栓的数量匮乏跟不上需求, 泡沫灭火设施凸显技术盲点, 消防器械在油气集输的每一个方位和场地, 所摆放的方式不一致。

2 油气集输站场防火防雷设计的技术要点

2.1 油气集输站场的防火设计要点

在敷设电缆时, 动力线需用铜芯绝缘层电缆, 室外部分采用电缆沟或者就地铺设, 而室内的部分则应当穿钢管深埋地表敷设;对于易爆场所和消防负担重的区域, 电缆沟的里面应当充满砂砾, 户外应当选用铜芯铠装塑胶护套的电缆, 一般而言, 铜芯电缆应当运用铜芯制铠装塑胶护套的电缆深埋于地表完成敷设任务, 并且电缆的横截面和以及绝缘电线均要适合于相应的规定;动力线应运用绝缘的铜芯制电缆。

为了有效地保障输气线路的平稳、有序地运行, 必须选取自动化天然气发电机组充当应急电源;天然气发电机组的额定电压在选用时, 要保障交流点220V, 50Hz, 4线路, 能够自行变换发电和供电。

在电气照明时, 需评估正常的故障可能会发生危险的重要区域, 譬如, 发电机房、变配电间和变电站等事故照明以及应急场所。在事故照明时, 一般需安装在全部逃离途径和拐弯处的沿线路径中;在生产、生活过程中, 必须大力通用荧光灯, 一些场所照明应当运用高压钠灯;在防火区域中的电气照明时, 要按照本环境的相应电力配置规范的条款要求, 最大限度的满足防爆炸的现实需要。

2.2 油气集输站场防雷设计的技术要点

首先, 要防治静电, 通常意义上, 需设定必备的防感应雷达接地设备, 并且还要注意各管线的长度差。在以爆炸的区域中, 凡是有较大几率出现管道、金属导体和器械的均要防静电接地。在输气管线的阀门的连接点, 就应运用金属线进行跨接;其次, 变电站的周边区域应当设置环形的接地网络, 所辖范围内的是全部装置, 必须保障设备的金属外壳均能严格靠近地面, 接地电阻不要超过0.5欧, 0.4千伏特的发电机组以及配电变压器均要可靠接地;第三, 电力系统低压接地应运用TN-S系统, 站场的电气需接地, 通信、自控的维护接地和防静电、防雷等需通用相同的接地设备, 接地的电阻要小于3欧姆。

需特别指出的是, 在防雷和接地时, 电子信息系统的防雷保护应当严格依照防雷设计规范的要求去做。变电站要直接装配在建筑物上, 以规避雷电的侵袭和影响, 高压一侧为电缆进线时, 变压器的高低压测均需安装避雷器;变电站高压侧是架空进线时, 以防雷电波的侵袭。

3 油气集输站场防火防雷设计的安全技术管理方法

3.1 防火防雷的设计要以安全和技术为基本要求

油气集输站场的设计应当凸显安全、技术的原则, 在设计过程中, 难免会有纰漏之处, 这也就要求全体人员都能第一时间掌握技术要领和操作规范, 将安全摆在项目工程的关键位置, 防患于未然。筑牢防线, 在建设中, 要对可能的或潜在发生的安全隐患给予及时的补救, 以便于实现安全和技术同步过关。在工程建设竣工后, 也不能对安全和技术问题松懈, 若发现安全问题, 要及时地查清源头, 把好源头关, 促使项目的建设得以沿着良性的方向发展。

3.2 必须加大岗位职员的专业培训力度

岗位职工的专业知识关乎整个工程建设的质量高低, 要着力提升职员的技能, 特别是依照油气集输泵站防火防雷的现实状况, 集中搞好对原油储罐、油田专用器械以及特种装备的检验, 尤其要加强用火的管护, 号召职工们自觉学习油气集输消防、防雷领域内的前沿理论, 并转化为具体的实际行动, 严格依据操作规程去执行任务, 防范一切未知事故的出现和产生, 将一切可能给工程带来巨大威胁的不良技术盲点和安全漏洞遏抑在萌芽状态。

3.3 在油气集输泵站防火防雷中要及时地健全项目评估机制

油气集输站场开展防火防雷的技术设计时, 要提高各部门、各位职员的责任意识和忧患意识, 构筑合理的、科学的安全评估机制, 在项目完工后, 必须进入专业地安全和技术性能评测阶段, 以确保及时查明、发现技术上的硬件设施所凸显的不足之处, 安全监督人员、施工员工要会同技术管理者对项目硬件方面的建设展开科学化地论证, 以及时提出建设性的意见, 做好预防对策, 最终提升建设项目整体的安全性能水准, 实现油气集输站场的正规化、规范化运营。

3.4 提前编制完善的救援预案, 开展演习活动

油气集输站场可能本身蕴含着大量的安全风险和技术缺陷, 必须在事故发生前就要对可能出现的情况提前做好预案, 制定出切实可行的应急救援方案, 以此开展演练活动, 并结合演练中所暴露的不足之处, 持续加强改进和完善, 对预案加以必备的修订和改善, 使之更具有现实的技术指导意义。

4 结语

油气集输站场防火防雷在设计中必须遵循专业领域内的技术原则, 对运行中可能遇到的这样那样的危险和问题进行提前预测, 多措并举降低项目工程的建设成本, 提高工程的效益。

参考文献

油气管道站场 第5篇

能源关系到我国经济发展、社会稳定和国家安全。本人本着多年供热设计工作的经验和研究, 试图从自身从事专业领域探讨如何更好的利用能源, 如何从供热领域更好的优化长庆的油气站场设计, 从而提高运行管理水平, 为长庆的快速发展贡献自己的力量。

二、油田各种油气站场供热现状及节能策略

长庆油田油气站场的供热根据规模大致分为小型、中型、大型三种。

(一) 小型站场、中型站场供热现状:

供热技术比较成熟, 但热水炉、真空加热炉等供热设备可做进一步的改进。目前热水炉运行效率一般在65%~75%的水平, 做进一步改进设计后效率有望达到75%~85%, 具体措施如下:1、热水炉结构设计优化;2、导热材料优化, 引进超导材料热管, 有效提高换热效率;3、选择可分段比例调节火力大小的全自动控制燃烧器, 这样既可以确保随着供热负荷的变化 (外界温度变化, 供热负荷也随着改变) , 有效调节炉子燃料供给, 从而有效节能, 又可提高炉子运行的安全性。众所周知, 设计中参照的设计热负荷是依据在当地冬季采暖室外计算温度 (西安市为-5℃) 下根据建筑物的维护结构或介质的换热温差计算得到的热负荷, 基本上反映了冬季最冷日子里所需最大热负荷, 实际运行中一个采暖期以长庆油田所在区域划分, 采暖期为4~5个月, 其中2~3个月实际负荷都小于计算负荷, 那么过去在紧缩投资背景下使用的大气式燃烧器虽然初次投资低, 但在运行的安全性和可调节性及节能方面远不能满足社会发展对节能的要求, 改用可自动点火、比例式燃烧器既能提高站场的运行安全性, 便于操作, 又能节约燃料。

(二) 大型站场供热一般要建造锅炉

房, 锅炉作为比较重要的压力容器, 其加工、制造国家均有严格的标准, 设计中在优化设备本身性能、效率方面能做的工作不多, 重点在于如何让每台锅炉充分发挥出其最大工作效率。在这方面我认为有以下几种有效解决措施:

1、根据站场情况认真分析负荷性质

和特点, 从而合理确定锅炉房的总安装容量和锅炉安装台数。生产热负荷根据热用户的特点进行统计分析, 应分清是常年热负荷还是季节性热负荷, 是24小时连续负荷还是间断性负荷。依本人多年设计经验, 锅炉安装容量及数量的确定应遵循如下原则: (1) 锅炉房的安装总容量应满足外界热负荷的最大需求。 (2) 应保证锅炉房在较高或较低热负荷运行工况下能安全运行, 并应使锅炉台数、额定蒸发量或热功率和其他运行性能均有效的适应热负荷变化, 且应考虑全年热负荷低峰期锅炉机组的运行工况; (3) 锅炉房有多台锅炉时, 当其中1台额定蒸发量或热功率最大的锅炉检修时, 其余锅炉应能满足两点, 其一、连续生产用热所需的最低热负荷;其二, 采暖通风空调和生活用热所需的最低热负荷。 (4) 锅炉房的锅炉台数对新建锅炉房不宜超过5台, 扩建和改建时总台数不宜超过7台, 非独立锅炉房, 不宜超过4台。

2、锅炉的容量和数量应适应热负荷

的变化, 对于外界热负荷的变化, 首先通过锅炉容量和数量的组合进行粗调, 在此前提下再通过自动控制系统进行细调, 以达到满足外界需求节约能源的效果。对于有采暖负荷的常年运行锅炉房首先要保证在采暖季和非采暖季锅炉房正常运行和经济运行。一般情况下采暖季和非采暖季热负荷相差都比较大, 而燃气锅炉负荷调节范围一般为30%~110%, 当外界需求热负荷不足锅炉房最小容量锅炉的30%时, 不仅会造成能源的浪费, 同时还会造成锅炉无法正常运行。在这种情况下, 可以采用大小炉搭配的方式, 采暖热负荷是随天气的变化而变化, 在采暖初期和末期, 外界需求热负荷只是设计热负荷的50%甚至更低, 锅炉容量和数量的选择应适应这种变化同时尽量使锅炉在采暖季内均在较高的热效率下运行。

3、合理控制排烟温度。中小型燃气

(油) 蒸汽锅炉 (包括进口锅炉) 大部分都不带省煤器和空气预热器, 因而造成锅炉排烟温度偏高, 一般在160℃以上, 有的甚至达到200℃, 锅炉的排烟损失较大。由于燃气锅炉没有机械未完全燃烧损失和灰渣的物理热损失, 所以燃气锅炉排烟热损失占锅炉总热损失80%以上, 合理控制排烟温度对提高锅炉热效率, 节约能源将起很重要作用。

目前采取在烟道中加装热回收装置 (相当于省煤器) 的措施来回收烟气中热量, 降低排烟温度。排烟温度在烟气露点温度15℃左右比较合适--既减少热损失又避免烟气中产生凝结水。该装置目前在油田的应用越来越多, 运行效果比较理想。

综上, 长庆油田油气站场供热值得研究, 在节能方面有许多潜力可挖, 本人只窥得冰山一角, 希望能够起到抛砖引玉的作用, 引起他人的关注和研究, 集全体员工的力量, 从自身做起, 从身边的小事做起, 把长庆油田建设的更加美好, 把我们的祖国建设的更加美好, 我们的生活就更加美好, 我们的社会就会更加和谐。

摘要：本文依据多年设计经验和运行经验, 通过对油田各种油气站场的供热现状分析, 针对性的提出各种优化建议, 目的在于探索提高各种站场供热设备运行的安全性, 减少人工操作量, 方便管理, 从供热领域提出优化节能的措施。

油气管道站场 第6篇

现代科学技术的发展使工程测量技术、光电技术、设备制造产生了革命性的发展, 测绘技术、微电技术、计算机技术、通讯技术的结合使得测绘向着智能化、集成化、集约化的方向发展。随着三维激光扫描技术的飞速发展, 其不需要棱镜就可以获取高密度的点云数据成为了快速获取空间三维数据的一个亮点。

目前, 扫描的方式有相位式和脉冲式, 大多数激光扫描仪所采用的工作方式是脉冲激光测量方法, 采用的是无接触式高速激光测量, 以点云形式获取扫描物体表面阵列式几何图形的三维数据。仪器主要是由一台高速精确的激光测距仪, 配一组可以引导激光并以均匀角速度扫描的反射棱镜。激光测距仪由其内部的激光脉冲二极管发射激光脉冲, 经过旋转棱镜, 射向被测物体, 通过探测器, 接收并记录由自然物表面反射回来的激光脉冲, 从而进行测距。对每一个扫描点而言, 可以测得测站至扫描点的斜距, 再配合扫描的水平和垂直方向角, 可以得到每一个扫描点与测站的空间相对坐标。若测站的空间坐标已知、或者存在已有的若干个控制点, 根据已知点的数据信息就可以求得每个扫描点真实的三维坐标。

随着莱卡C10三维激光扫描仪的面世, 其卓越的性能使得地面扫描这一领域的测量有了更大的发展空间, 其体积小、精度高、扫描速度快、电池持续时间长等特点, 使得这一领域的测量有了突破性的进展。莱卡C10的技术参数见表1。

其双轴补偿可充分保障仪器对中整平的精度, 保证了测量准确性;触摸屏控制面板, 不需要连接外部PC或PPC就可以完成数据采集;另外, 支持GPS和棱镜的标准连接接口, 可完全按照全站仪的方式进行工作;提供激光下对点并可在已知点设站。

2 用全站仪或者GPS测量大比例尺地形图的特点

2.1 此类地形图的优点

以往在油气田地面建设中, 其站场建设或改造时均使用全站仪或者GPS来测量大比例尺的地形图, 此类地形图有以下几个优点:

2.1.1 周期短

一幅大比例尺的地形图如1∶2001∶500, 面积在150m×200m左右的站址或者现状, 一天或两天时间就能完成其测量。

2.1.2 成本低

测量上述的一块站址或者现状地形图, 一台全站仪配2名作业人员, 勘测成本1000元左右。

2.2 对于一常规的测量存在的不足

但是对油气田场站及大坝来说, 往往牵涉对旧站场管网改造和大型设备、罐体的监测, 对于一常规的测量也存在不足。

2.2.1 作业受到限制

由于全站仪测量靠棱镜的反射而测点, 其观测易受到视域影响, 好多死角观测不到, 另外在油气田站址里面好些区域油气管网较多不容许带有金属的棱镜使用, 有些高压区域人员也不许靠近, 这些环境里面, 常规测量手段就受到限制。

2.2.2 成果单一, 数据量小

现在测量的CAD版图纸, 其只能用于平面图纸的使用, 像一些立体的管网设计, 根本满足不了。在油气站里面, 常常分布好多管网, 其纵横交错, 参差不齐。其中直径小于20cm的管子, 其宽度不能在图纸上反映出来, 这给设计作业带来很大的制约, 如图1所示。

2.2.3 成果不便于后期的拓展和管理

在数字化要求的大环境下, 图纸的后期制作不仅要满足当前设计的需要还要为后期的管理留下对接的端口, 如GIS。数字化背景前提下, 就为GIS采集、管理提供了可能。

3 莱卡C10三维扫描仪

随着莱卡C10三维扫描仪的引进, 在油气田站场内部的改造中, 就改造的管网密集区域进行了局部扫描, 对于大量的点云数据, 根据需要做了相应的处理, 以便设计部门进行设计作业和后期的管网数据管理。图2是局部扫描点云的处理图。

由于图形效果直观, 数据量大, 这给管网改造的设计提供了翔实、可视的平台, 使之设计考虑得更加合理, 避免了常规图纸错绘、漏绘的情况, 可以利用扫描的图纸结合地理信息方面软件, 直接建库, 给后续管理、后期设计改造提供一个客观、真实的平台。

4 总结

随着三维扫描仪的日益成熟和后期软件的跟进, 常规测量的理念和手段收到了挑战, 许多领域要求以新技术、新手段来完成全新的数据和图纸, 使得三维激光扫描这一领域有很大的发展和提高空间, 许多技术和经验仍然需要我们学习和探讨。

参考文献

[1]郑德华, 雷伟刚.地面三维激光影像扫描测量技术[J].铁路航测, 2003 (2) .

[2]刘春, 杨伟.三维激光扫描对构筑物的采集和空间建模[J].工程勘察, 2006 (4) :49-53.

[3]郑德华, 沈云中, 刘春.三维激光扫描仪及其测量误差影响因素分析[J].测绘工程, 2005 (6) :33-34.

[4]程光亮, 张福利, 王宝山.三维激光扫描技术在工程应用中的精度探讨[J].测绘与空间地理信息, 2007 (8) :5-9.

油气管道站场 第7篇

一、爆炸危险区的划分步骤

在对爆炸危险区域划分之前,应判断可能泄露的介质闪点的温度,若是在45℃之上则仅仅存在火灾危险,若是在45℃或者以下,其介质将可能发生爆炸。

1、确定释放源

对爆炸危险区进行划分过程中,主要采用的是以释放源作为基础的形式,基于此,实践中应首先对释放源位置进行确定,比如泵、阀门以及压缩机等位置,应当注意其密封性,同时还要注意储罐、分离器以及溶气浮选设备和生物氧化设备液体表面情况;依据释放源的实际释放频度、时间等因素,对释放源等级进行确定。

2、确定危险区类别

根据所确定的释放源,首先应当对危险区域的类型进行确定。通常包括三个区域:其中,0区域是连续、长期存在爆炸性气体的环境场所;1区是实际运行中可能会出现爆炸性气体的环境场所;而2区则属于实际运行中产生爆炸性气体几率很小,或者不会产生爆破性混合物场所。

3、修正危险区的类别

确定危险区类别不仅仅是对释放源等级进行判定。释放源所处位置的通风条件对爆炸危险介质与空气混合、扩散等条件也起着重要的作用,若是相关环境下通风条件较好,危险介质难以聚集,并且危险的介质能快速被空气稀释,从而降低爆炸极限,则该区域的危险程度会随之大幅度的降低;如果通风条件不好,将引起危险遏制的聚集,则应相应提高危险区域的的呢几个。在根据示范源初步确定了危险区之后,还应根据通风条件进一步修正危险区类别。

4、划定危险区范围

根据释放源所处的管线、流量、压力以及容积,对危险区域的范围予以确定。如果相关的操作工艺和设备容积在95L,说明是中小型的容积,反之则可确定为是大容积;同时其压力在3.5MPa以内的视为中低压力,否则为高压力;流量不超过38L/s的视为中小流量,否则视为大流量。对于实践中的中小容量、小流量、中低压力进行识别,当释放源作为第二级时,危险区域的最大半径可设定为4.5米;对于大容量、高压力以及大流量设备而言,危险区域最大半径应当在15米标准范围以内,然如果易燃物可能出现大量释放、或者扩散至15米以外,则此时的爆炸危险区范围应当附加上2区。

5、

画出危险区域划分图

二、电气设备的选用

不同类型的防爆电器以及其防爆原理和相应的电气设备结构特征各有所不同,在相应的电力装置设计规范中对不同的爆炸危险场所的电气设备选型进行了明确的规定,在实际的设计和选择过程中可以其为参考。按照相应的标准选型过程中应注意:

1、在危险等级非常的高的区域,

电气防爆设备也可用于那些危险等级相对较低的一些环境之中。

2、同时在选型过程中还应正确把握不同防爆设备自身的属

性和特点,在确保安全的基础上,尽可能地选择那些有利于维护和投资节约的电气设备,从而达到较好的经济效益。实践中,对于隔爆型、增安型电气设备而言,应当对其进行优化组合,在综合比较的基础上最终做出选择。

比如,在防爆开关选择过程中,需要注意的是防爆开关注意由开关、接线端子等部分构成,如果使用隔爆外壳将端子和开关均放入其中,则其防爆性能将非常的安全可靠,但其所使用的材料较多,加工量较大,致使开关的重量较大、体积较重,费用也比较高一些。若干将开关本体置于隔爆壳之中,然后再将端子塑成增安型,则该组合既不会降低其防爆性,又可以有效地节约成本,方便维护操作。实践中,该类型防爆开关已被广泛地应用在了油田集输站场建设之中。

3、防爆设备选型

在实际的电气设备的选型过程中,应针对我国的实际进行选型。例如,国外在爆炸危险1区使用的防爆电器属于增安型,没有其应用予以限制,当前国内在标准上所做出的规定要求是慎用,然具体应用过程中则是禁用,欧美国家在2区注意使用的是非防爆性电动机,然在国内是不允许使用的;同时,英国在2区使用的是“n”型防爆设备,然国内允许使用之,但因具体产品没有形成规模性的市场,所以应用范围比较狭窄。在防爆设备选型过程中,实践中的差异性导致国内选择标准难以与国际标准相统一,究其原因,一方面在防爆设备自身的制造水平、质保上的区别,而另一方面,则是由于管理以及维护水平上的差异,由此应通过提高设备的可靠性以及保险数据实现对管理以及制造缺陷上的弥补。

摘要：以油田油气集输站场安全评价的实际状况,分析了油气集输站场危险区域的划分以及电气设备的选择方式和方法,通过分析油气集输站场防爆区域划分的一般步骤,在此基础上检验了先关防爆区域中的电气设备是否符合防爆要求,为类似油气集输站场防爆区域的划分以及电气设备的选用提供了可供参考的经验。

关键词：油气集输,站场,防爆区域,划分,电气设备,选用

参考文献

[1]刘正伟,蒋燕,史传坤,闫胜奎.陆上油田油气集输站场安全现状评价探讨[J].中国安全生产科学技术.2009(02).

[2]李淑萍.海底油气集输系统网络流规划模型设计[J].油气储运.2009(04).

[3]李雪峰.油气集输系统的能耗评价与能损分析[J].应用能源技术.2009(06).

油气管道站场 第8篇

1. 埋地管道泄漏原因分析及对策

1.1 造成埋地管道泄漏的主要原因

1.1.1 管道出现腐蚀和老化的现象

如果埋地管道被腐蚀, 那么管道极易发生泄漏现象。对于腐蚀现象, 诱因很多, 比如, 接地土壤的酸碱性对管线产生腐蚀, 导致管壁出现孔隙;腐蚀介质与静拉伸力的作用, 导致应力断裂;不同的天然气类型, 使得管道内出现多种物质相互作用, 出现不同类型的腐蚀。同时, 管线自身的老化也会造成泄漏。

1.1.2 流体产生的冲刷力加快管道的腐蚀

管道内气体流速超出一定范围, 会产生冲刷力, 损坏管道壁, 最终出现穿孔的情况, 导致泄漏, 这种形式的泄漏比较容易发生在管道的拐弯处。

1.2 如何做好埋地泄漏的防护

1.2.1 对管道进行防腐涂层处理

首先, 可以选用质量上乘的防腐涂层。要结合管道所处的环境、施工特点以及具体的成本支出, 选择质优价廉的高效防腐涂层, 如环氧煤沥青、聚乙烯冷缠带等。其次, 做好表面处理。对于防腐涂层, 要选择合理的表面处理工艺, 充分考虑现场的环境因素, 避免出现失效问题。

1.2.2 对常规阴极保护技术进行不断改进

首先, 以现场条件为前提, 选择合适的阴极保护模式。对于新成立的站场, 采用牺牲阳极系统与柔性阳极系统的形式, 目的是降低对管道的负面影响, 减少干扰, 保证管道电流的均衡性。对于投入使用多年的站场, 要采取深井阳极系统, 这样可以控制挖掘量, 有利于施工的开展。其次, 改造和优化接地系统。改造传统的接地系统, 采用锌合金阳极集中式, 实行电缆与设备的有效连接。

1.2.3 对防冲刷泄漏的避免

首先, 可以加厚管道拐弯处的厚度;其次, 可以对管道进行定期检查, 目的是防止管道内金属粉末对管道冲刷的加剧;再次, 控制好管道内末端的储气量, 避免流速过大对管道磨损的加剧。

2. 法兰泄漏原因分析及对策

2.1 造成法兰泄漏的主要原因

在站场内, 出现法兰泄漏的原因很多, 例如, 在施工过程中, 安装出现质量不过关的情况, 造成螺栓出现松紧不合适的问题, 使得法兰在使用过程中出现泄漏;管道工艺出现不合理, 使得管道出现震动, 造成法兰螺栓出现不稳定, 产生泄漏;管道由于受到外力作用, 出现的变形、密封垫变形等情况, 都会出现法兰泄漏的情况。

2.2 如何做好法兰泄漏的预防

2.2.1 采用降压放空技术

对于可以停输的管道, 一旦出现法兰泄漏, 要迅速关闭阀门, 做好放空置换, 更新垫片, 而后进行固定。

2.2.2 对法兰泄漏进行堵塞

对于不可停输的管道, 一旦出现法兰泄漏, 要进行及时的堵塞。首先要设计合适的密封卡, 进行恰当安装, 而后注入一定量的密封剂, 当其固化后, 就可以发挥密封的功能。

3. 螺纹泄漏原因分析及对策

3.1 螺纹泄漏的主要原因

API锥管螺纹实现站场仪器、仪表的连接。如果螺纹出现空隙, 就会导致密封出现问题。因此, 采用密封胶带进行密封, 但是, 仍然不能完全避免螺纹泄漏现象的发生。

3.2 如何做好螺纹泄漏的预防

为了杜绝螺纹泄漏, 可以采用焊接的形式, 对干线进行连接。也可以选用具有高弹性和密封功能的螺纹。

4. 阀门泄漏原因分析及对策

站场的管道质量与阀门的使用密不可分, 要避免阀门使用过程中的泄漏。阀门的泄漏主要分为外漏和内漏, 一旦检测不及时, 就会造成重大的事故, 因此要重视对阀门泄漏的检测。声发射检测是比较科学的检测方法。

4.1 声发射检测的原理

当天然气管道的阀门出现气体泄漏的时候, 会出现生源地泄漏, 此时可以对声发信号进行噪声的降低处理, 借用声发射的道理, 对信号进行处理, 以此确定泄漏声的范围和特征, 达到对阀门泄漏是否发生以及泄漏程度的检测, 有针对性地采取应对措施。

4.2 声发射检测技术的优势

声发射对阀门泄漏的检测优势为精度高、范围大, 不需要对阀门进行拆卸, 避免对阀门的损坏, 因此, 这种方法十分适合天然气站场阀门泄漏的现场检测。

5. 结语

为了更好地做好管道安全工作, 避免各种泄漏的发生, 要重视对管道安全的宣传, 形成管网建设的安全观念, 同时, 让更多的人参与管网的保护中来。一旦发现任何形式的泄漏, 要及时分析原因, 找准对策, 及时上报。要不断提高相关人员的专业技术水平, 掌握规范, 熟练操作, 保证工艺正确, 避免管道泄漏现象的发生, 降低事故发生率。

参考文献