油田變電所改造中的風險與對策

李 莎 李瑞民 張 旭 周俊欽

（1.中國石油集團工程設計有限責任公司北京分公司，北京 100083； 2.新疆石油工程建設監(jiān)理有限責任公司，新疆 克拉瑪依 834000）

向整裝油田供電的變電所，以110kV 居多，一般這樣一座變電所供電范圍都在100km 左右甚至更遠，以35kV、10kV 等級向負荷供配電。而以10kV與周邊配電系統(tǒng)環(huán)網(wǎng)供電是不可能的，個別距離較近的有采用35kV 作為聯(lián)絡的，但也很少通過聯(lián)絡線路送電。因此就油田110kV 變電所中低壓側所帶負荷來說，大部分屬于孤立片區(qū)，在變電所全面改造時用戶用電無可依托，很容易造成冒險改造行為。

建設工程風險大[1]，更何況是改造中的變電所。改造中對用戶的供電，由于單臺主變的運行，可靠性降低一半，用電風險增加，特別是在運行主變故障的風險。盡管其概率很低，然而一旦變?yōu)榇_定的事件，對一些重要負荷來說將是災難性的，無法承受，在改造設計時應首先考慮這一風險的應對措施。在條件允許的前提下應建設臨時用電設施——哪怕技術上不合理。條件不具備時，考慮到用電將可能受到的較大損失應該對重要用戶制定應急供電預案，會在改造中處于主動地位。

1 變電所改造的常規(guī)做法

在所帶負荷基本不停電的情況下，一般采用分級、分段或是混合改造。

1.1 分級改造

分級改造時從110kV 側開始。110kV 進出線逐條改造，進出線為兩條及以上時不存在影響供電的問題，旁母改造也不影響供電問題，但Ⅰ、Ⅱ段母線改造（包含連接在Ⅰ、Ⅱ段母線上的隔離開關、PT、避雷器等設備）則需改造段停電，只有1 臺主變工作，與主變改造不同的是時間會短一些，變電所供電的可靠性降低了。一般情況下母線改造會結合主變及同段母線上連接的設備一起改造，但主變改造時間為最長。主變改造時35kV 及10kV 負荷分別通過各級母聯(lián)接自運行段母線受電，此時相當于單母線運行。35kV、10kV 按電壓等級分段進行直至完成整個改造工程。

1.2 分段改造

分段改造時將（110kV、1 臺主變壓器、35kV、10kV）母聯(lián)斷路器斷開，Ⅰ段或Ⅱ段所有設備及母線全部退出運行，母聯(lián)斷路器或隔離開關一側及本側設備拆除更換，耗時較長。此時對于用戶來說就只有單回路供電了，可靠性降低，一、二級用戶的用電風險增加。

1.3 混合改造

混合改造就是將以上兩種方法結合使用，找到適合用戶和供電企業(yè)最合適的改造順序和時間段進行施工，其施工方案也是根據(jù)不同的變電所及用戶用電實際逐一落實制定的。

但不管是怎樣改造，兩臺主變都少不了有其中一臺單獨運行，這對于中低壓用戶來說，供電可靠性降低至三級負荷的性質，對一、二級負荷來說都是不允許的。而往往甲方甚至設計都沒有深究其風險存在的事實，特別是單臺變壓器運行時，在運行主變內部故障可能造成的較長時間停電這一嚴重事件的影響；對于單臺主變運行往往也是采取限負荷手段而已，未進一步考慮可能轉移負荷的最佳方案；在施工時間段上一般不做要求。這樣，改造設計往往在實施中遇到較大困難而承擔較大風險，有些甚至釀成事故造成重大損失。

2 存在的風險分析

變電所總負荷的60%接近單臺主變容量時，就應該考慮對其進行增容改造[2]，否則將對生產(chǎn)發(fā)展用電形成瓶頸。而油田變電所在改造中到底存在哪些較大的風險？作為設計和監(jiān)理，哪些風險該向甲方及時告知？通過對一項實際工程的設計進行審查、施工方案的具體分析、研究，制定出相應的對策，最大限度地控制風險事件發(fā)生后可能導致的損失。

某油田紅淺110kV 變電所安全技術改造工程，就是對變電所進行全部在運行設備、設施、母線、接地系統(tǒng)、建筑電氣等的全面改造。該變電所接線為110kV 單母線分段加旁路母線，兩臺主變壓器由15MVA 更換為31.5MVA，35kV 單母線分段，6kV單母線分段。

改造進行中如果單臺主變運行時發(fā)生故障停電則可能是長時間的，這將成為最大的風險。該變電所1999年11月份曾發(fā)生過主變故障差動保護動作引起長時間停電事故，盡管純屬意外，但作為重要用戶來說卻不得不防。

2.1 原油外輸?shù)娘L險

根據(jù)甲方要求，該工程應在2011年9月下旬開工，預計完工應在2012年3月底，施工方按計劃向監(jiān)理提交了施工方案，監(jiān)理根據(jù)工程實際，進行走訪用戶了解生產(chǎn)單位生產(chǎn)性質、特點。經(jīng)深入調查，由該變電所供電的油田年產(chǎn)原油超過一百萬噸，其中大部分為稠油，經(jīng)處理后外輸煉油廠，外輸管線近30km。每年2—3月這個時段，地溫降至一年中的最低點，如果外輸稠油由于停電時間太長溫度下降至45℃的臨界值以下凝結，將會引起輸油管線報廢，整個區(qū)塊停產(chǎn)，后果不堪設想。而要使改造時因故障停電不超過12h 這一臨界時間值，參建各方都沒有完全的把握，因此，這一風險太大，超出了各方所能承擔的責任范圍，甲方也表示不能接受。

2.2 科研項目的風險

根據(jù)中石油集團公司的科研試驗安排，在紅淺油區(qū)設置了重大火驅試驗項目，試驗總投資約2 億元，該項目是石油開采的最后手段，是否可行，要經(jīng)過試驗進行驗證，其項目用電容量約為1600kW（其維持不滅火的最小用電量為800kW）。經(jīng)深入了解，該項目允許停電時間不可超過8h，一旦超時，試驗井將全部熄火。而改造時一般開關設備、線路、控制保護誤動作等的故障有保證在6h 內解決恢復供電，但單臺變壓器運行期間如果發(fā)生內部故障，恢復供電的最快速度也需要24h，一旦風險變成確定的事件，該試驗項目將因故障停電不能及時恢復供電而宣告失敗。作為建設方、用戶和監(jiān)理方都承擔不起這個責任，而施工方和供電部門更是不能保證在運行的單臺變壓器不會發(fā)生故障，因此，該風險存在，為消除風險形成確定事件的損失，必須制定相應的風險對策。

2.3 消防負荷的風險

紅淺油區(qū)有原油處理站3 座，其中負荷直接由改造變電所負擔的1 座，內建有為該站承擔消防的消防泵房1 座，工作負荷220kW，電源為變電所兩段母線分別提供的兩條專線，改造期間單臺主變運行，兩條線只剩1 條，另1 條拆除改造，一旦在運行主變故障停電，消防泵將無法啟動，如果此時段恰遇處理站原油罐區(qū)火災，則會給處理站造成滅頂之災，由此可知該負荷也不可長時間停電，此風險須有對策。

3 應對措施

以前變電所的改造只存在消防負荷風險，改造時從未做過風險識別及論證，也未采取過任何應急措施，從思想上就沒認識到單臺主變運行時發(fā)生故障引起較長時間停電這一風險（雖然變電所主變自身故障并不高），但確實是存在的，好在有油田消防可依托——盡管它的滅火劑量配置有限，盡管距離并不近，但沒有發(fā)生停電事故的僥幸結果卻支持了這一冒險行為的連續(xù)，我們認為這樣的行為是不可以提倡的，特別是在油田這樣重要的生產(chǎn)場所是應該徹底消除的。形成這一事實的主要原因在于大多數(shù)這種風險沒有變?yōu)闉碾y，一旦風險變?yōu)榇_定的損失事實，將會給企業(yè)造成不可挽回的巨大損失，因此，不能把所負擔重要負荷特別是一級負荷的供電可靠性完全寄托于僥幸事件上，必須要有可靠的保證措施，使所負擔的負荷滿足真正雙電源供電的條件。也許建成后永遠沒用，也許不建設也不受影響。正像影劇院中的消防通道，有可能在設計壽命周期內都用不上，但卻不能沒有或被占用。這正是變電所改造中需要解決的風險問題。

該變電所改造的原方案是：2011年9月下旬開工，先對110kV 進出線斷路器分段改造；后建設臨時戶外35kV 分段旁路母線，4 條35kV 線路負荷通過各自的隔離開關并接于分段旁路母線兩段；斷開6kV 母聯(lián)斷路器，停運1 號主變及6kVⅠ段，由2號主變單獨運行滿負載臨時負擔35kV 及6kV 大部分負荷，再停運一小部分負荷。更換1 號主變、所有35kV 室內開關柜及6kVⅠ段開關柜，同時更換主控室相應及共用部分控保、電源設備；1 號主變更換完成按同樣步驟完成2 號主變及對應中低壓側改造；最后完成室外接地及電纜溝改造。

經(jīng)審核，設計與監(jiān)理依據(jù)對所存在的風險分析，結合施工方案提出110kV 進出線改造完成后，主變、35kV 及6kV 改造應采取的相應風險對策為：

1）開工日期不宜選在下半年，更不能將施工高峰期放在冬天，為避免意外停電發(fā)生在地溫最低時段，恢復操作難度大，建議開工時間為2012年4月，這樣單臺主變運行時段約在6月至9月，將地溫最低時段改為最高時段，一是可以有效延長原油凝結時間，二是此時段氣溫適于處理故障操作，恢復供電速度快。經(jīng)建設方代表向領導反映，建議被采納。

2）建設臨時應急供電站，以備萬一發(fā)生非預期停電事故又不能及時恢復時向火驅試驗項目供電，保證火驅試驗不因故障停電而失敗，同時保證聯(lián)合站消防及稠油外輸用電，消除消防安全隱患。這一方案經(jīng)分析后必須滿足的正式改造必備條件，經(jīng)向建設方領導陳述風險一旦形成可能的后果，建設方表示采納該建議，同意建設臨時供電站。

因油田柴油發(fā)電機組較多，建議首先考慮在負荷所在配電室旁安裝柴油發(fā)電機組供電，優(yōu)點是一旦由臨時供電站供電，不受改造中的任何線路或變壓器影響，直接供電。因主變形成故障的概率很低，很可能只建設不使用，所以只需要建設方落實有發(fā)電機并能在6h 運至現(xiàn)場完成安裝發(fā)電即可，這樣也節(jié)約投資。但在短時間內沒有協(xié)調到滿足條件的柴油發(fā)電機組，工程又亟待開工，結合實際考慮按所提建議建設一座臨時35/6kV 簡易變電站，以6kV向改造期間本變電所故障停電后的火驅及聯(lián)合站消防和稠油外輸負荷提供電力保障。還可在風險未形成的前提下利用簡易變供電而縮小限負荷范圍，有效減少采油廠的經(jīng)濟損失。該簡易變是由110kV 電源旁經(jīng)本變電所后以南42km 的變電所以反送電方式供電的，技術上雖然不合理，但卻解決了應急問題。該簡易變按要求于2012年6月28日建成投運，增加投資約10 萬元。此后紅淺變電所主變、35kV及6kV 方才正式進入改造階段。

4 驗證

改造前該變電所負荷已近15MW，還在繼續(xù)增加，改造時1 號主變停電拆除，由2 號主變滿載運行承擔負荷近13MW，勢必還要關停部分用電設備以限負荷，利用了簡易變電所供電后限負荷范圍縮小，從7月19日至8月22日共在網(wǎng)運行35 天，擔負了所限油田負荷的近一半，填補了改造期間油田生產(chǎn)的一個缺口，充分利用了它的功能，使得采油廠減少原油損失三千多噸，創(chuàng)直接經(jīng)濟效益1300 余萬元。

變電所主變投運二十多年來從未單獨滿載運行過，因為需要長時間滿載運行，故障概率升高，恐出意外。簡易變的設置，使得所有參建者特別是用戶及施工方都特別放心，具有了安全感，排除了恐懼心理（此心理足以造成各方因督促施工進度而忙中出錯地引起誤動作或誤操作，從而釀成不該發(fā)生的停電事故），有利于改造工程的順利進行，可以有效地降低因趕進度發(fā)生工程事故的可能性。

改造完成后的新1 號主變自8月23日起開始向6kV 負荷供電，限負荷時段結束。9月21日向所有（35kV 及6kV）負荷供電，舊2 號主變完全退出運行并開始拆除，新1 號主變9月25日晨報繞組超溫告警，顯示繞組超溫，其時所帶負荷不足變壓器額定容量的2/3，此時所有參建及變電所運行人員均高度緊張，唯恐主變故障高壓側跳閘形成大面積停電事故，因2 號主變已拆除成散件，根本無法恢復繼續(xù)供電，一旦新1 號主變故障跳閘無從知道何時可恢復，這時的臨時變電站就充分顯示了它穩(wěn)定人心的強大作用，使所有參建人員無后顧之憂。

建設臨時變電站后，火驅實驗項目、消防負荷及稠油外輸即完全消除了因突發(fā)事故長時間停電形成的威脅，對變電所的改造完全可照原計劃按部就班進行，有力地推進了變電所改造工程的工作。

到變電所改造完成，并未發(fā)生在運行主變非預期停電事故，也沒有給各重要用戶形成用電影響，這也是工程建設者們所期望的，正像設立的消防通道一樣，沒有是不行的，有了也最好永遠用不上。

5 結論

該項分析研究充分說明了一個核心問題，那就是小概率事件在什么情況下不可忽略不計，應當作必然發(fā)生的結果來對待？當這個風險一旦形成災難所造成的損失太大且無法挽回的時候。而設計和監(jiān)理所要做的就是對可能發(fā)生的風險進行預測、識別、分析、評估，并在此基礎上進行有效的處置，以最低的成本實現(xiàn)最大目標保障。

另一個問題是在投資方案和設計階段就應該考慮周全了。作為建設方應該完全知道自己什么地方需要特別重視，什么地方會是最薄弱處，什么地方經(jīng)不起長時間停電，什么地方不允許頻繁停電等這些至關重要的因素，哪怕設計用不上也應該盡到提醒責任。而設計應該充分考慮原有系統(tǒng)的特點，將收集基礎資料的范圍擴大，將所搜集到的資料綜合分析、篩選，為的是不遺漏任何有價值的信息或數(shù)據(jù)。

最后就是改造工程考慮了原有電力系統(tǒng)的影響，卻沒有考慮與電力系統(tǒng)相關方的影響，特別是在我國北方較寒冷的地方，不充分考慮施工的時間段將會給工程建設特別是改造工程造成很大困難。在該工程改造中，設計并沒有考慮到施工中遇到冬末初春地溫最低這一要素而提出特別要求，如果所預測的風險發(fā)生了，結果將不言而喻。

[1] 中國建設監(jiān)理協(xié)會.建設工程監(jiān)理概論[M].北京:知識產(chǎn)權出版社,2009,12.

[2] 中國電力企業(yè)聯(lián)合會.35～110kV 變電所設計規(guī)范[S].北京:中國計劃出版社,2011.