海洋石油平台在线监测系统结构研究论文

海洋石油平台在线监测系统结构研究论文（共3篇）（共3篇）

1.海洋石油平台在线监测系统结构研究论文 篇一

容性设备绝缘在线监测系统可实时掌握变电站内运行的变压器套管、电流互感器、电容式电压互感器、耦合电容器等容性设备介损及电容量等电气参数动态变化情况。在电网内的应用较为广泛[1,2,3]。从设备现场实地调研情况来看, 存在数据波动大, 数据可利用性不强, 实际现场指导意义不够等问题。

本文结合上述问题, 引入平均介损偏差率的概念和计算方法, 搭建测评平台, 并针对容性设备绝缘在线监测系统试品开展长期的数据采集和分析工作, 有侧重的鉴别不同试品的性能, 以期为今后容性设备绝缘在线监测系统的性能测评提供参考。

1 在线监测系统原理与构成

1.1 试品一

试品一采用分布式现场总线结构, 所有本地测量单元 (LC) 均安装在变电站电气设备的运行现场, 只要输入被测信号, 把其通讯接口挂载到变电站中央监控器SC提供的CAN 2.0通讯总线上, 连接220 V交流工作电源, 即可就地监测电气设备的绝缘参量, 通过现场总线把监测数据传送到站内的监控中心数据终端[4,5,6]。其原理如图1所示:

试品一的测试原理为母线电压互感器的二次电压信号Un经过电阻R变换为电流信号In, 由安装在电压互感器下方的本地测量单元LC-PT (LC1) 进行检测, 电容型设备CX的末屏电流信号Ix则由本地测量单元LC-CX单元 (LC2) 检测。在中央监控器SC的控制下, 两个本地测量单元LC1及LC2的信号采集系统同时启动, 对传感器输出的模拟电压信号同步进行采样及FFT变换处理, 得到输入信号Un及Ux相对于220 Vac工作电源Us的基波相位Ph (n-s) 和Ph (x-s) [7,8,9]。中央监控器LC-SC只需通过现场通讯总线读取LC1、LC2对应的相位测量结果, 即可计算出电容型设备末屏电流信号Ix相对于母线电压Un的相位差Ph, 从而获得其介质损耗Tanδ和电容量Cx等绝缘参数[10,11]。LC-PT、LC-CX单元属于相位测量单元, LC-PT采集三相基准电压经过小型CT和SIM_LC板转换成数字量相位和电压幅值, LC-CX采集电容型设备末屏电流经过小型CT和SIM_LC板转换成数字量相位和电流幅值、电容量数值, 数据最后传送到LC-SC单元经过计算得出介损值, 通过10MRJ45网络传输到计算机监测数据。

1.2 试品二

试品二的基本工作原理是采集所监测设备的电压和电流等信号采用优化的傅立叶分析法, 求得其幅度、相位, 进而得到所需的介质损耗角等电气参数, 其结构如图2:

试品二主要分为FMU-U采集计算单元和FMU-C采集计算单元, 其原理如图3、4所示。

试品二通过FMU-U单元测得系统电压的幅度和相位, 经过电压电流转换板转换为对应的电流信号, 通过三相电流传感器转换后连接至主板, 通过与参考交流电源比较得到电压相位差, 高精度电流传感器FMU-C测出设备末屏电流的幅度和相位经过电流传感器与参考交流电源得到电流相位差。通过这两信号幅值可计算出设备的电容量, 通过这两信号相位与交流电源的差分量, 可计算电容性设备的泄漏电流和系统电压的相位差, 最终得出该容性设备的介质损失角[12,13,14], 并将数据传输至监控终端。基本原理与试品一相同。

1.3 试品三

试品三采用模块化设计结构, 所有测量单元的硬件结构完全相同, 均由传感器模块、数据采样模块、微处理器模块、通讯

及电源管理模块分构成。试品三系统结构原理示意图如图5所示:

试品三系统采用集成采集模块, 系统电压监测单元从PT (Potential Transformer) 二次端子引出的PT信号取样线经过PT保护空开进入电压传感器, 在电压传感器内转换为对应的电流信号, 经过电压采集模块将采集电压的幅值和相位信号转换为数字信号进入485通讯模块, 容性设备监测单元从三相末屏取样电流进入电流采集模块, 在电流采集模块将采集电流的幅值和相位信号转换为数字信号进入485通讯模块, 最终485通讯模块将数字信号经过光电模块光钎转换盒转换为串口通讯传输至监测终端读取数据。试品三未引入参考电压和相位, 与试品一、二存在明显差异。

2 在线监测系统测试研究

2.1 在线监测系统测评平台

本测评平台包括干式变压器、断路器、电流互感器、电压互感器、避雷器、三相负载柜 (高阻抗负载) 等设备。其中三相负载柜内安装有三只耦合电容器, 作为容性设备绝缘在线监测系统的测试对象。本测评平台能够真实模拟10 k V电压条件下容性设备的运行情况, 基于本测评平台能够长期采集各试品的监测数据, 同时引入平均介损偏差率的概念和计算方法, 利用大量的采集数据对各试品开展测评, 测评平台结构和接线如图6所示:

2.2 基准电压及被测对象

三套容性设备绝缘在线监测系统试品基准电压取自10k VPT柜内的PT二次 (1a、1n) 测量端子。被测对象选取10k V三相高阻抗负载柜内的三只耦合电容器, 同时利用AI-6000D介质损耗测量仪对耦合电容器主要参数进行实际测量。

2.3 试品安装

三套试品基准电压信号取样均取自10 k V PT柜内的PT二次 (1a、1n) 测量端子, 确保基准电压一致, 为防止发生故障反送电对一次设备造成危害, 在现场安装了保护空气开关, 确保系统安全。

三套试品电流信号取样均取自3只耦合电容器末屏电流, 为防止电容器末屏开路, 在电容器末屏和大地之间并联了开路保护器件。一旦电容器末屏开路, 开路保护器件就会击穿, 保证电容器末屏和大地之间短接[16,17]。

安装过程中将三套试品的三相电流信号取样回路分相进行串联, 示意图7所示, 确保三套试品采集电流值一致, 并保证系统运行安全。

2.4 平均介损偏差率概念和计算方法

设平均介损偏差率为S, 测试介损为, i为采集点编号为1~n, 实测介损为a0, 则有平均介损偏差率

引入平均介损偏差率可以直观判断试品采集介损值与实测介损值的偏差, 从而有效判定试品数据采集的有效性与稳定性。

2.5 试品数据采集情况说明

设定试品一数据采集周期为20秒, 试品三系统数据采集周期为108秒, 试品二数据采集周期为540秒, 共开展持续24小时的试运行。

计算后三套试品各相平均介损偏差率如表1所示:

2.6 数据分析结果

1) 三套试品介损测试值与实际测量介损值存在较大偏差, 如表1所示, 试品一总平均介损偏差率最小也达到51.6%

2) 三套试品介损测试值各相监测数据存在偏差, 如表1所示, 试品二B、C相平均介损偏差率差值为34.03%

3) 三套试品之间介损测试值存在较大偏差, 以A相为例, 试品一平均介损偏差率为57.03%, 试品二平均介损偏差率为46.97%, 试品三平均介损偏差率为73.37%, 试品三系统与试品二平均介损偏差率差值达26.4%。

4) 三套试品介损监测曲线稳定性存在差异, 试品三系统数据跳变大, 而试品一和试品二相对稳定。

3 结束语

本文搭建容性设备绝缘在线监测系统测评平台, 以10 k V三相高阻抗负载柜中的三支耦合电容器为监测对象, 从10k V PT柜的PT二次测量绕组 (1a、1n) 提取基准电压信号, 安装了三套容性设备绝缘在线监测系统试品, 开展基于介损值测量的长期数据采集和分析工作, 结果表明三套试品各相均存在平均介损偏差率较大的情况, 其中平均介损偏差率最小相为试品二B相37.56%, 平均介损偏差率最大相为试品三B相79.35%, 在此种偏差率情况下容性设备绝缘在线监测系统监测数据不能真实反映容性设备运行情况, 甚至会对现场判断容性设备故障情况产生误导, 因此, 对容性设备绝缘在线监测系统现场数据应该采取更加谨慎的态度。下一步将在运行数据基础上, 逐步开展偏差纠正等有针对性的研究工作, 为云南电网范围内的容性设备绝缘在线监测系统运维和规范提供参考和依据。

摘要：结合容性设备绝缘在线监测系统在现场运行过程中问题频出、数据异常、用户单位针对容性设备绝缘在线监测系统维护需求的实际, 搭建了10 k V容性设备绝缘在线监测系统测评平台, 对3套容性设备绝缘在线监测系统试品在原理、安装、运行等方面开展研究比对, 以平均介损偏差率为切入点, 对3套容性设备绝缘在线监测系统试品进行测评。

关键词：容性设备在线监测系统,测评平台,试品

参考文献

2.海洋石油平台在线监测系统结构研究论文 篇二

海上石油和天然气生产设施, 通常包括平台、FPSO以及陆上终端。 平台还包括中心平台和井口平台, 通过海管连接在一起。 有时为了满足钻井和开采的双重需要, 生产平台上还包括钻机模块。 随着勘探和开采技术的发展, 现代海上平台可以建造在远离海岸一二百公里、水深百米以上的深海区域。 在平台上, 生产设施和生活设施集中在相对狭窄的空间, 安全相当重要。

平台上的安全防护系统由紧急支持系统 (ESS) 和气动、液动支持系统, 以及其他机械或工艺安全设施构成, 还包括安全管理体系和紧急响应程序。 ESS包括应急关断系统 (ESD) 、火气系统 (FGS) 、紧急卸压系统 (EDP) 、放空和排放系统, 以及井下安全阀 (SSV) 系统等。 其中, ESD和FGS作为最典型的安全仪表系统 (SIS) 普遍应用于各个海上石油和天然气生产设施。

2 安全仪表系统的保护层设置

典型的工业控制过程安全保护层模型如图1 所示。 首先是建立基本过程控制系统, 对过程对象进行控制, 如DCS等。

外层是预防保护层, 包括ESD系统, 由传感器、逻辑运算单元和最终控制元件组成, 用于当生产过程的预定条件受到冲击时, 自动将其置于安全状态, 预定条件包括压力高限、温度高限等。 安全仪表监测出潜在的危险工艺状态, 通过组态的联锁逻辑控制现场电磁阀等的切断或导通, 保护工业设备和人员的安全。

下一层是减灾保护层, 包括FGS, 是更高一层的保护。 ESD是对工艺过程的保护, 而FGS是对整个现场的保护, 包括生产设备, 最重要的是人员安全。

3 安全仪表系统的全生命周期管理

就海洋平台而言, 安全仪表系统 (包括ESD、FGS等) 独立于过程控制系统, 生产正常时处于休眠或静止状态, 一旦生产装置或设施出现可能导致安全事故的情况时, 能够瞬间准确动作, 使生产过程安全停止运行或自动导入预定的安全状态, 必须有很高的可靠性 (即功能安全) 和规范的维护管理, 若安全仪表系统失效, 则往往会导致严重的安全事故。 安全仪表回路在设计、制造、安装调试、操作维护、修改、停用等各个生命周期都需要采用完善的完整性保障技术来保证系统的安全完整性满足使用要求。

IEC61511 的安全生命周期模型如图2 所示, 包括三个阶段活动:分析、工程实施及操作运行。 根据工程实践, 这三个阶段活动的主体由不同的组织机构承担:分析阶段的主体是最终用户、专利商、设计院, 及过程危险分析 (PHA) 专业咨询机构;工程实施阶段的主体是设计院、SIS的供货商、安装公司和最终用户;操作运行阶段的主体为最终用户。

安全仪表系统的功能安全管理贯穿于从设计到停用的各个环节, 应确定采用的安全准则、技术、措施, 以及实施步骤。 IEC61511 规定了5 个节点的功能安全评估, 并要求在SIS安装和调试后完成功能安全验证。

4 海上平台工艺过程风险的评估

过程的危险和风险分析 (PHA) 是SIS安全生命周期活动不可或缺的首要组成部分。 辨识出工艺过程及其相关 (如BPCS) 的危险和危险事件, 是为了确定并设计出正确无误的安全保护或抑制减灾功能;对危险事件发生的后果及其可能性进行分析, 是为了确定所需的必要风险降低, 最终确定SIF的绩效水平 (SIL) 要求。

过程风险用特定危险事件发生的后果及其发生频率的乘积 (即风险=后果×频率) 表述。 风险的大小和可接受风险 (过程安全目标) 要求的不同, 决定了对必要风险降低措施的绩效水平要求不同。 必要风险降低措施的业绩水平用安全完整性表征。 风险与安全完整性的关系如图3 所示。

对于危险的识别和风险分析, IEC6508/IEC61511等功能安全标准没有任何规定和限制。 目前比较常用的危险和风险分析技术和方法包括: 检查表Checklists、 故障模式和影响分析FMEA、 故障树分析FTA、事件树分析ETA、危险与可操作性分析HAZOP、保护层分析LOPA。

就海上平台而言, 工艺流程比较简单, 有同类工程设备和操作的经验, 通常采用定性分析和半定量分析相结合的方法。 定性分析最常用的方法是HAZOP, 半定量分析则以LOPA为主。

4.1 危险与可操作性分析

HAZOP是一种结构化和系统化的检查被定义系统的技术, 其目标:识别系统中潜在的危险、识别系统中潜在的操作性问题。 HAZOP分析流程如图4 所示。

对于属于安全保护层的ESD系统, HAZOP分析可以很好地识别流程工艺参数 (压力、温度、流量、液位等) 的异常偏差 (过高、过低、反向等) 可能引发的危险和后果, 可以较全面地识别平台ESD系统的各个回路的安全功能要求。

对于属于减灾保护层的FGS系统, 在使用HAZOP分析流程异常可能造成的火灾和气体泄漏事故的风险的同时, 还需要分析其它原因 (人为因素、取样口泄漏、法兰泄漏、外界因素等) 造成的火灾和气体泄漏事故引入的风险。 同时, FGS系统探测的有效性受探头的安装位置、现场风向、装置布局等因素的影响, 在评估分析的同时需要对FGS探测的有效性进行评估。 可以采用CFD技术对设施现场流场进行模拟, 分析火气探头安全及布局的有效性。

4.2 保护层分析

LOPA以过程危险分析得出的数据信息为基础, 评估现有的保护层是否足以控制给定情节的意外风险, 给出保护层的绩效值。

工艺过程的风险降低是由一系列保护层 (IPL) 实现的, 当工艺过程中的触发原因出现时, 最终是否形成危险事件, 取决于这些IPL是否成功地发挥作用。安全保护层实现的风险降低如图5 所示。

每一个IPL都由执行其功能的物理系统和作为其基础的管理系统构成。 管理系统包括操作、检验、维护等人为因素。 人为的错误或者物理失效都会削弱IPL的完整性。 因此, 辨识IPL, 对每个IPL及其相互关联进行分析, 合理地估计其绩效, 是LOPA的意图所在。

LOPA的步骤:

(1) 辨识影响事件, 筛选情节。 影响事件通常是在HAZOP阶段辨识出来的。

(2) 选择危险事件情节。

(3) 辨识情节的触发原因, 并确定触发原因发生的频率 (如, 该事件每年预计发生多少次) 。

(4) 辨识IPL, 并评估每个IPL在操作要求时失效的概率PFD。 有些危险事件情节, 仅需要求一个IPL, 而其他一些情节, 则可能需要多个IPL。

(5) 结合影响事件、 触发原因, 以及IPL其他数据, 用数学方法计算评估情节的风险水平。

(6) 依据对情节风险的评估, 得出结论并决策。

5 安全完整性等级 (SIL) 评估

SIS在 “防护层”和 “减灾层”扮演着重要的角色。特定危险事件的风险降低, 是由SIS的安全仪表功能 (SIF) 实现的。SIL是评价SIF的风险降低绩效的参数, 其评价的主要参数就是平均危险故障率 (PFDavg) , 按从高到低依次分为SIL1~4 级。 目前海洋石油平台一般涉及到的只有SIL1、2、3 级。 SIL4 级投资大, 系统复杂, 一般只用于核电行业。

IEC 61508 对安全仪表功能所属的过程工艺定义了两种模式:低要求模式和高要求模式 (IEC 61511 称之为要求模式和连续模式) 。 低要求模式和高要求模式定义上的区别在于, 低要求模式下, 安全仪表功能每年被执行的次数少于1 次, 并且每个验证测试周期中不超过2 次;而高要求模式每年安全仪表功能被执行的次数超过1 次, 每个验证测试周期中执行次数超过2 次。 通常, 海洋石油及化工等行业所采用的ESD、FGS等系统均属于低要求模式。

5.1 SIL的选择和确定

根据过程风险和保护层分析的结果, 对每个SIF的SIL进行选择和确定。 确定SIL有定性和定量两种方法。 定性方法是根据经验和主观评判, 依据风险的类别, 确定SIL;定量方法是建立定量的风险目标, 通过实际风险值与可接受的风险目标值比较, 进而确定SIL。

SIL确定的常用方法包括:风险图法 (定性方法) 、校正的风险图法 (半定性方法) 、安全层矩阵法 (半定量方法) 、HAZOP结合保护层分析 (定量方法) 。

5.2 SIL的验证

SIL验证目的是通过可靠性建模证实现有安全仪表功能的安全完整性是否满足在SIL评估中提出的目标。 需要对每个功能安全回路的硬件失效概率 (PFD) 、 诊断覆盖率 (DC) 、 安全失效分数 (SFF) 、 硬件故障裕度 (HFT) 等参数进行定量计算和定性评定, 从而验证各安全功能目前能达到的SIL等级是否满足最低的SIL等级要求。 SIL的验证步骤与流程:

(1) 查找SIF中包含的传感器、逻辑控制器、执行部分及相关元件的型号、规格, 根据现场安全仪表系统的使用、维护、检测、检验及故障记录, 并综合设备出厂参数及国际可信的数据库确定各器件的失效率参数, 包括:检测到的危险失效率 (λDD) 、未检测到的危险失效率 (λDU) 、 检测到的安全失效率 (λSD) 以及未检测到的安全失效率 (λSU) 等。

(2) 画出各个安全功能对应的可靠性框图。

(3) 计算出安全失效分数、硬件故障裕度, 得出结构约束的安全完整性等级, 计算PFD值, 综合评定当前SIF的SIL等级。

(4) 将SIF的SIL与要求的SIL进行比较, 验证当前的功能安全是否满足要求。

(5) 对于未达到要求的SIF, 给出合理的建议。

6 功能安全评估的基础数据来源

当SIS的选型完成后, 可依据制造商提供的FMEDA报告、标准数据库数据, 进行SIL验证计算;在SIS操作阶段, 特别是对于已经运行多年的SIS, 根据多年的维护运行经验, 可以对SIF的SIL进行实际的完整性水平评估。

根据IEC61511 推荐的“经验使用 (Prior Use) ”原则, 现场多年积累的SIS运行故障数据是最具代表性的。对于在役的海上生产平台的SIS评估, 最好的数据源是来自现场多年积累的操作和维护记录。 但第一手数据欠缺是业界普遍存在状况, 目前还主要采用国际经验数据作为SIS评估的基础数据, 包括SINTEF发表的OREDA数据库和PDS等。

7 结语

SIS的完整性评估主要包括工艺过程风险的评估及安全度等级的评定, 在SIS全生命周期的各个环节都起着关键的作用, 就海洋平台而言, 通常采用定性分析和半定量分析相结合的方式。 目前存在的主要问题是现场基础数据缺失, 评估还主要依托于经验数据和参考数据, 因此今后应加强安全仪表系统相关设备故障管理 (包括设备失效、联锁动作、误动作情况等) 和分析处理, 逐步建立相关设备失效数据库。

摘要：介绍海洋石油平台安全仪表系统的功能安全评估技术方法。

关键词：SIS,ESD,FGS,保护层,HAZOP,CFD,LOPA,SIL

参考文献

[1]张建国.安全仪表系统在过程工业中的应用[M].北京:中国电力出版社, 2010

[2]张双亮, 李庆涛.海洋石油平台安全仪表系统设计与应用[J].自动化仪表, 2011, (9)

[3]史学玲, 孟邹清, 邓意.如何理解安全完整性与SIL等级[J].仪器仪表标准化与计量, 2006, (6)

[4]郭亮, 娄开丽.安全仪表系统的安全生命周期[J].化工自动化及仪表, 2009, (4)

[5]李荣强.安全仪表系统安全完整性等级评估技术研究[D].中国石油大学 (华东) , 2011

3.海洋石油平台防雷设计及优化研究 篇三

海洋石油平台矗立在空旷的海面上进行油气生产作业, 一般都是爆炸和火灾危险场所, 其装置规模大、露天化布置, 生产区域弥漫着爆炸性气体混合物, 危险程度很大;海洋平台上的井架、容器、泵和管架等金属物暴露在室外, 遭雷击概率很大;海洋平台装置自动化程度高, 规模化的电子信息系统和仪器仪表的使用和多点布设, 更增加了雷击对平台装备设施的潜在危害。根据国家气象局监测, 我国海上平均雷暴日普遍高于临近陆地, 对海上油气生产造成重大安全隐患, 如何防止雷击灾害事故的发生显得尤为重要。

2 防雷设计

海洋平台的雷击防护是一个系统工程, 应综合考虑外部防雷和内部防雷设计, 见图1。外部防雷主要防直击雷, 通过设置接闪器、引下线和接地装置, 将强大的雷电流迅速引导入地 (海) ;内部防雷设计要综合考虑屏蔽、等电位连接、线缆敷设和布线、浪涌保护器 (SPD) 的设置。

海洋石油平台的防雷设计主要遵循防雷设计国家标准、石油石化行业的防雷设计标准, 以及中国船级社颁布的建造规范, 主要标准包括:GB50057—2010《建筑物防雷设计规范》、GB 50650—2011《石油化工装置防雷设计规范》、GB 50343—2012《建筑物电子信息系统防雷技术规范》。

根据上述标准, 结合实际工程案例分别对海洋平台的外部防雷设计和内部防雷设计进行研究。

2.1 外部防雷设计

建筑物应根据建筑物的重要性、使用性质、发生雷电事故的可能性和后果, 将防雷要求分为三类[1]。海洋石油平台至少应按照第二类防雷建筑物进行防雷设计, 具有0区或20区爆炸危险区的海洋平台应按照第一类防雷建筑物进行防雷设计。

一套完整的防雷装置包括接闪器、引下线和接地装置。近海油气开采普遍采用的固定式导管架平台桩腿入泥深度较深 (可达百米) , 桩腿上部沉浸在海水里, 其接地电阻很低, 效果良好, 因此平台桩腿可兼做接地装置。

1) 接闪器。石油化工装置防雷设计规范推荐利用生产设备的金属实体作为防直击雷的接闪器, 用作接闪器的生产设备应为整体封闭、焊接结构的金属静设备;转动设备不应用作接闪器[2]。对于金属结构平台, 上部构件同平台主体结构形成了固有的对地低电阻通路, 故不需另设避雷系统。

2) 引下线。陆地建筑物防雷的常规做法一般都专设引下线, 规范要求专设引下线与人员活动区域之间的距离应不小于3 m, 事实上这在海洋平台上很难实现。海洋石油平台一般为钢结构焊接型式, 钢结构壁厚均大于4 mm, 高耸钢结构 (如钻井井架、火炬臂等) 底部与平台钢结构可靠焊接, 可以利用平台钢结构作为引下线。

2.2 内部防雷设计

海洋平台的内部防雷设计主要从等电位连接、屏蔽与布线、浪涌保护器的设置3个方面考虑。

1) 等电位连接。海洋石油平台整体为钢结构焊接型式, 平台本身即为一个等电位体, 设备外壳以及电缆铠装层等均已按要求有效接地, 能够有效限制接触电压和跨步电压, 保护人员和设备安全。

2) 屏蔽与布线。海洋平台的中控系统和电气系统的主要设备均布置在设备房间内, 设备房间为大空间屏蔽钢结构, 屏蔽效果良好;海洋平台电力电缆均采用铠装电缆, 电缆端头均已有效接地。这些设计特点体现了对电磁屏蔽的重视, 事实证明对雷电电磁脉冲的抑制效果良好。

3) 浪涌保护器的配置。浪涌保护器是对平台上的各种电子设备、仪表、通讯系统提供安全防护的重要装置, 当电气回路或者通信线路中因雷击而突然产生尖峰电流或者电压时, 浪涌保护器能在极短的时间内导通分流, 从而避免浪涌对回路中其他设备的损害。国际电工委员会标准IEC62305-1和欧盟标准EN 6199-4-5分别以10/350μs和8/20μs来描述模拟直击雷和感应雷电流的测试波形, 见图2。

雷击产生的瞬时过电压很高, 为有效保护平台电气系统和信息系统安全, 应将其进行分级防护, 使过电压逐步减小至无害水平。将建筑物的保护空间分成几个防雷分区 (LPZS) , 在线路由一个分区进入到另一个分区处安装浪涌保护器, 按照不同分区的具体要求安装相应等级的浪涌保护器。

3 案例分析

渤海某石油平台上新建海事雷达站, 在主甲板上架设雷达塔架, 雷达设备布置在底部设备房间内。项目实施后雷达塔高于平台上其他设备高度, 遭雷击的可能性尤其大, 需对雷达天线进行直击雷防护。由于本项目新增的雷达天线、微波天线等设备接入平台现有电气系统和中控系统, 防止雷击电磁脉冲和雷电波入侵对平台电气和中控系统的影响是防雷设计的另一重点。

3.1 接闪器

3.1.1选型设计

按照第一类防雷建筑物进行防雷设计, 滚球半径取30 m, 塔架顶部设置接闪器保护设备和人员安全。海洋平台上推荐使用耐海水和盐雾腐蚀的不锈钢或铝合金接闪器。为降低整个塔架荷载和接闪器的风载, 考虑采用单根接闪器, 接闪器位置示意如图3所示, 雷达塔顶部平台布置如图4所示。

雷达天线安装高度 (含底座) h=1.9 m, 接闪器与雷达天线之间距离L1=0.76 m, 雷达天线旋转半径R=2.93 m, 经估算, 接闪器突出保护物高度L2至少应大于2.23 m。经计算采用6 m长单根接闪器。

3.1.2保护范围计算

根据GB 50057标准, 使用滚球法计算所选用的6 m接闪器的保护范围 (图5) 。接闪器在hx高度xx′平面上的保护半径计算公式:

式中:h——接闪器高度, m;

hx——被保护物高度, m;

hr——滚球半径 (一类防雷建筑物) , m;

rx——被保护高度上保护范围截面半径, m。

3.2 浪涌保护器的选型和设计

项目中除了平台已有的等电位连接和屏蔽措施以外, 合理设置浪涌保护器是雷击电磁脉冲防护的关键措施。

1) 浪涌保护器冲击电流。根据GB 50343标准当采用屏蔽线路时, LPZ0和LPZ1界面处每条电源线路的浪涌保护器的冲击电流应取大于或等于12.5 k A。

2) 浪涌保护器设计。雷达天线电源和天馈线穿入底部设备间, 电力电缆从LPZ1区穿入LPZ0B区, 应在交界处的电源配电箱内装设第一级SPD (B级) , 在雷达天线电源出线回路开关装设第二级SPD (C级) 进一步降低冲击电压;但由于设备房间空间有限, 无法满足一、二级保护器级间10 m安装距离的要求, 因此选用了B+C级复合型浪涌保护器。B+C级复合型电涌保护器电涌泄放能力大, 电压保护水平低, 可节省两级保护器之间的退耦器的安装, 优化导线连接。雷达天线电源进线端装设第三级浪涌保护, 所选用的前1级SPD的参考电压要比后1级SPD高, 前1级SPD的通流容量要比后1级大, 两级SPD之间要保持一定距离, 这样能量配合才比较合理, 提高防雷可靠性[3]。

4结论

海洋石油平台的防雷是一个系统工程, 要全面综合采取措施, 海上雷击频率和强度普遍较高, 平台上既有高耸的井架、露天布置的机械设备、容器, 又集电气设备、仪表通信设备及各种大型生产设备于一体, 其防雷设计全面而复杂, 稍有疏忽即可能导致雷击灾害, 对人身安全和安全生产造成严重隐患。

根据国家标准、行业标准, 针对海洋平台作业特点, 结合实际项目案例进行了系统的防雷设计 (外部防雷和内部防雷) 采取了切实可行的防雷措施, 既合理减少投资, 又取得较好的防雷效果, 为海洋平台的新建和改扩建项目防雷设计提供了借鉴和参考。

摘要：海洋石油平台防雷是系统工程, 应综合采取外部防雷和内部防雷措施, 同时与陆地常规做法有所不同。海洋平台的外部防雷一般无需专设接闪器和引下线, 可以钢结构本身兼做接闪器和引下线, 但顶部有转动设备时应设接闪器保护设备;内部防雷要综合采取屏蔽、等电位连接、线缆敷设和浪涌保护器等措施防止雷击电磁脉冲入侵。经工程实际检测, 防雷保护设施动作效果良好, 系统运行安全可靠。

关键词：海洋平台,防雷设计,浪涌保护器,冲击电流

参考文献

[1]林维勇, 黄友根, 焦兴学, 等.建筑物防雷设计规范:GB 50057—2010[S].北京:中国计划出版社, 2011:8-9.

[2]黄旭, 俞俊人, 周勇, 等.石油化工装置防雷设计规范:GB50650-2011[S].北京:中国计划出版社, 2011:11-13.