天然氣管道站場110 kV變電站智能化改造

林森 馬海云 陳聰 劉風明 劉皓 丁勇

1中國石油天然氣管道工程有限公司

2中國石油集團冀東油田分公司監督中心

3國家石油天然氣管網集團西部管道有限責任公司

天然氣管道站場作為易燃、易爆危險場所，往往建設在相對偏遠的地域，交通不便。近年來各地方管道運行單位推廣“區域化管理”“無人值守”的管理模式，降低站場內常駐人員數量，提高設備的智能化水平。與此同時，國家電網、南方電網對老舊變電站的智能化改造經驗已經非常成熟，出臺了大量的技術要求和設計規定。但大部分已建的天然氣管道受限于當年建設時的設計理念和電氣設備產品特點，一旦進行變電站的智能化改造，站內電氣設備需要進行大范圍改造，部分改造工作甚至需要返廠進行。而作為國家能源動脈的天然氣管道站場不可能長時間停輸，否則會對下游用氣造成影響，所以全盤采用國家電網公司或南網公司的智能變電站的方案不符合現場實際情況[1-2]。另一方面，隨著管道運行單位管理模式的變化，運行人員負責管理的站場數量在增加，但仍然需要對變電站內電氣設備進行人工巡檢，每天奔波在站場之間，同時電氣設備的使用年限逐年增加，故障風險越來越大，運行單位的安全運行壓力逐步增加，急需找到可行的解決方案。為此，調研了天然氣管道站場變電站的實際情況，結合當前智能化變電站的發展方向和電氣設備的在線監測技術，探討對油氣管道站場變電站進行智能化改造的可行方案。

1 天然氣管道站場變電站現狀

變電站自動化系統按分層分布式結構設計，由間隔層、網絡通信層和站控室監控終端三部分組成。各部分除完成各自單獨功能外，還通過變電站通信網絡和通信接口實現數據信息交換，可實現管道自動化系統（SCS）的管道控制中心和站控兩級對天然氣站場電氣系統的數據采集及監視控制。

110 kV保護測控設備按Ⅰ段、Ⅱ段將進線保護和主變保護集中組屏安裝，10（6）kV采用測控保護一體化裝置，就地安裝在高壓開關柜內。電力監控系統電氣模擬量采集采用交流采樣方式。保護動作及裝置報警等重要信號采用硬接點方式輸入測控單元。

變電站內自動化系統不具備微機防誤功能和“一鍵順控”功能。只能進行人工填票、驗票和口頭模擬操作，不能防范不驗票、不模擬操作，且只能采用無電氣閉鎖功能的機械鎖，增加了管理工作難度。變電站內GIS、變壓器、開關柜等電氣設備沒有配套設置在線監測系統，無法實時監測電氣設備狀態。

變電站自動化系統缺少配套的輔助控制系統、視頻監視系統，室內缺少電子圍欄、環境溫濕度監測、智能照明、SF6和O2濃度檢測、風機聯動等輔助控制功能，還處在需要運行人員進行操作干預的階段。

2 改造方案

2.1 電網公司智能化變電站技術特點

國家電網公司、南方電網已經建立起完善的智能變電站設計規定和產品制造標準。在智能變電站中，用分層分布式結構，分為3層：過程層、間隔層、站控層，采用IEC61850 通信規約；以全站信息數字化、通信平臺網絡化、信息共享標準化為基本要求；采用光纖電纜取代傳統的電纜接線，在各類電子設備中大量使用了高集成度且功耗低的電子元件；采用合并單元智能終端一體化裝置、整合型測控裝置，簡化了二次電纜布線，全站集成化水平大幅提升[3]。

電網公司智能變電站與傳統變電站最大差別體現一次設備智能化、設備檢修狀態化、二次設備網絡化三個方面。

過程層包含由一次設備和智能組件構成的智能設備、合并單元和智能終端，完成變電站電能分配、變換、傳輸及其測量、控制、保護、計量、狀態監測等相關功能。保護裝置直接采樣。

選文中蕙攬茝、蛾眉、鷙、蘭皋、椒丘、芰荷、芙蓉等意象均有同樣的規律，即都表現了作者對美好高潔品行的追求，象征自己高潔的品德。教師的講解，能讓學生懂得屈原為什么總愛用花花草草裝扮自己（因為這是他特立獨行的表現）；讓學生懂得屈原在艱難困苦中反復強調“余獨好修以為?！薄半m體解吾猶未變兮”的決心與勇氣；明白其形象正是有了這些意象群的運用而變得更加鮮明、高大，藝術氣息更加強烈，其精神境界因這些意象群的運用而更加美好，更加充滿濃郁的浪漫主義氣息。

間隔層設備一般指繼電保護裝置、測控裝置、故障錄波等二次設備，實現使用一個間隔的數據并且作用于該間隔一次設備的功能，即與各種遠方輸入/輸出、智能傳感器和控制器通信。

站控層包含自動化系統、站域控制系統、通信系統、對時系統等子系統，實現面向全站或一個以上一次設備的測量和控制功能，完成數據采集和監視控制、操作閉鎖以及同步相量采集、電能量采集、保護信息管理等相關功能。

智能變電站的在線監測系統一般包括變壓器油色譜在線監測、變壓器局部放電在線監測，GIS局部放電在線監測、SF6氣體在線監測、開關柜絕緣在線監測、電纜絕緣和溫度在線監測。這些在線監測系統可以實時返回數據，由監測系統進行分析，方便電氣設備的檢修維護、對電氣設備的異常數據進行提前預判報警、防止設備和人員安全事故的發生[4-5]。

智能變電站配置視頻監視系統，結合智能巡檢機器人，搭載紅外熱成像儀、高清攝像頭、交互式對講平臺等，視頻監視后臺與自動化系統后臺進行實時通信，可以進行圖像識別、智能巡檢、故障監視、人員跟蹤指揮等，從而提高安全性，減少巡檢工作量[6]。

2.2 智能化改造技術

近年來，石油化工行業的智能化水平不斷提高，智能機器人巡檢等技術也得到了應用，大大提高了數據采集的準確度，節省了大量人力巡檢成本[7]。

通過對天然氣管道站場變電站智能化需求進行調研，管道運行單位希望變電站可以實現主要電氣設備的在線監測、高壓側可以減少倒閘操作的人工作業并縮短倒閘時間、可以采用一定的技術手段替代日常的人工巡檢工作。

根據電網公司的智能化變電站建設標準，結合天然氣管道站場變電站的現狀進行分析，討論天然氣管道站場110 kV變電站110 kV GIS和變壓器設置在線檢測功能、綜保自動化系統增設“一鍵順控”功能、變電站設置視頻監控系統的可行性，力求在對已建天然氣管線運行影響最小的前提下，盡可能利舊一次設備，簡化智能化變電站的網絡架構和硬件配置，規范統一通信接口，找到最合適的改造方案，確保系統穩定性、先進性[8]。

2.2.1 110 kV GIS局部放電在線監測技術

110 kV GIS在已建天然氣管道站場中屬于比較重要的電氣設備，局部放電故障是GIS故障中較為常見的一種。其中特高頻傳感器因其靈敏性高、適用診斷范圍廣、精確度高、故障定位準確等特點得到了廣泛應用。但針對已建天然氣管道站場110 kV變電站內110 kV GIS，在現場改造安裝內置式傳感器難度過大，按照電網公司的經驗需要進行返廠改造，而外置式傳感器需要確認GIS的盆式絕緣子是否為屏蔽式。若為非屏蔽式，無需GIS廠家配合可進行現場加裝；若為全屏蔽式的，則做不了局放監測；若為帶泄漏孔的，需要GIS 廠家進行技術確認，征得同意后加裝傳感器。

2.2.2 變壓器在線監測技術

變壓器在線監測技術主要包括油色譜在線監測和變壓器局放監測?；跉庀嗌V法的油浸式變壓器的運行狀態在線監測，具備自校準功能，可實現免維護運行，在變壓器取油、回油口安裝油色譜裝置，現場改造難度不大?？稍谧儔浩饔统嘏栽黾影惭b油色譜基礎，安裝戶外的監測機柜。

變壓器內置式超高頻局放傳感器需要在變壓器生產時提前在變壓器外殼上預留法蘭進行安裝。其原理是通過采集變壓器內部局部放電產生的超高頻電磁波來實現局部放電的檢測。在現場進行設備的改造安裝存在很大難度，可能造成變壓器的運行風險。

2.2.3 自動化系統“一鍵順控”功能

智能變電站的“一鍵順控”功能集成于變電站的自動化系統內（圖1），具備操作票庫、生成任務、模擬預演、指令執行、權限管理、防誤閉鎖、操作記錄、人機界面等功能，并能與智能防誤主機、輔助設備監視系統進行交互。要實現“一鍵順控”，需要隔離開關、斷路器、接地開關、電動底盤車等具備電動功能[9-10]。

圖1 一鍵順控控制流程Fig.1 Control flow of one-key sequential control

對于已建天然氣管道變電站110 kV GIS 設備，其內部斷路器、隔離開關均為電動操作機構，具備遙控操作的功能，滿足“一鍵順控”規范中對斷路器、隔離開關應具備遙控操作功能的要求。

對于雙確認的問題，為保證“一鍵順控”的可靠動作，斷路器和隔離開關必須在雙判據條件得到確認的前提下，才可以執行。對于斷路器采用“位置遙信+遙測”方式，位置遙信可以通過GIS 設備斷路器的輔助開關分、合觸點，遙測采用三相電流或電壓，電流取自本間隔電流互感器，電壓取自本間隔電壓互感器或母線電壓互感器，位置遙信作為主要判據，遙測作為輔助判據。GIS設備本身都已安裝有這些元器件，無需改造。

對隔離開關雙位置確認，目前多采用“位置遙信+非同源遙信”，位置遙信采用輔助開關分、合觸點，非同源遙信可采用機構增加“壓力傳感器”“姿態傳感器”“圖像識別”等判別技術；機構增加“壓力傳感器”“姿態傳感器”的技術難點在于機構和傳動機構部分，比如“姿態傳感器”，若強行增加姿態傳感器，則需要增加支架和改造機構箱蓋板，可能會導致設備故障。故在條件適宜的情況下，可采取“圖像識別”的方案，其實施效果依賴攝像頭布置的位置和角度，以及GIS觀察窗的清晰度。

同110 kV側一樣，10 kV高壓開關柜中電氣元件也需要具備遙控功能，但已建變電站10 kV高壓開關柜內僅斷路器具備遙控操作功能，隔離開關、接地開關均不具備遙控操作功能，因此需要對隔離開關、接地開關進行電動改造。由于10 kV高壓開關柜數量較多，從經濟性方面考慮，可以對經常進行操作的進線柜和母聯柜等按“一鍵順控”功能考慮進行改造，對其他不常操作的10 kV開關設備可以不考慮改造[11-12]。

同時，10 kV 側開關設備也需要滿足雙確認的功能要求，在10 kV開關柜前增設智能軌道巡檢機器人，既可進行“圖像識別”的雙確認，又可實現日常運行的“自動巡檢”[13]。

2.2.4 變電站視頻監控系統

變電站視頻監控系統由視頻監控主機（含智能分析）、硬盤錄像機及各類攝像機等組成。硬盤錄像機接入、存儲各類攝像機視頻信息并將視頻數據上送至視頻監控主機；視頻監控主機對獲取的視頻流進行智能分析，并輸出結果，實現變電站視頻監控預覽、控制、管理、聯動、智能分析結果等數據的上傳[14-15]。配置變電站視頻監控子系統及設備，在變電站二次設備室配置一面視頻系統屏柜，在全站范圍內部署攝像頭及軌道攝像頭等，就地安裝設備。

變電站外部設置4個周界攝像頭均采用屋頂壁裝，安裝于建筑本體4 個角，其中2 個安裝位置如圖2所示。

圖2 視頻監控系統攝像頭安裝位置Fig.2 Installation position of video monitoring system camera

主變區域巡視共安裝6 個攝像頭，其中2 個含紅外熱成像功能，監視主變本體外觀狀態的同時監測主變各部的溫度（圖3），另外4個攝像頭立桿安裝于2 臺主變兩側，分別監視檔位控制器和各表計。

圖3 熱成像攝像頭安裝位置（1臺主變裝1臺）Fig.3 Installation position of thermal imaging camera(1 camera for 1 transformer)

變電站內各房間需要設置的攝像頭見表1。

表1 視頻監控子系統配置明細Tab.1 Configuration details of video monitoring subsystem

3 結束語

國家管網公司在大力推廣“區域化管理”“無人值守”的管理模式，油氣管道智能化發展勢在必行，各管道運行單位的油氣管道智能化工作正在逐步推進，但已建天然氣管道站場變電站的硬件裝置和軟件系統還不具備智能化的完整功能，沒有實現無人值守變電站的要求，而對已建站場進行大范圍的升級改造又勢必影響管線的能源輸送。通過分析，部分110 kV GIS的結構適宜采用外置式傳感器實現局部放電在線監測技術，變壓器可采用油色譜在線監測技術，變電站綜合自動化系統可在110 kV 和10 kV 重要回路采用“一鍵順控”技術，變電站可增設視頻監控系統。上述改造技術可行性強，改造難度不大，可在管線運行可接受的停輸時間內完成對已建變電站的改造，對減少運行人員工作量，增加電氣設備運行可靠性，提高油氣管道的智能化水平具有重大意義。