天然气管道站场110 kV变电站智能化改造

林森 马海云 陈聪 刘风明 刘皓 丁勇

1中国石油天然气管道工程有限公司

2中国石油集团冀东油田分公司监督中心

3国家石油天然气管网集团西部管道有限责任公司

天然气管道站场作为易燃、易爆危险场所，往往建设在相对偏远的地域，交通不便。近年来各地方管道运行单位推广“区域化管理”“无人值守”的管理模式，降低站场内常驻人员数量，提高设备的智能化水平。与此同时，国家电网、南方电网对老旧变电站的智能化改造经验已经非常成熟，出台了大量的技术要求和设计规定。但大部分已建的天然气管道受限于当年建设时的设计理念和电气设备产品特点，一旦进行变电站的智能化改造，站内电气设备需要进行大范围改造，部分改造工作甚至需要返厂进行。而作为国家能源动脉的天然气管道站场不可能长时间停输，否则会对下游用气造成影响，所以全盘采用国家电网公司或南网公司的智能变电站的方案不符合现场实际情况[1-2]。另一方面，随着管道运行单位管理模式的变化，运行人员负责管理的站场数量在增加，但仍然需要对变电站内电气设备进行人工巡检，每天奔波在站场之间，同时电气设备的使用年限逐年增加，故障风险越来越大，运行单位的安全运行压力逐步增加，急需找到可行的解决方案。为此，调研了天然气管道站场变电站的实际情况，结合当前智能化变电站的发展方向和电气设备的在线监测技术，探讨对油气管道站场变电站进行智能化改造的可行方案。

1 天然气管道站场变电站现状

变电站自动化系统按分层分布式结构设计，由间隔层、网络通信层和站控室监控终端三部分组成。各部分除完成各自单独功能外，还通过变电站通信网络和通信接口实现数据信息交换，可实现管道自动化系统（SCS）的管道控制中心和站控两级对天然气站场电气系统的数据采集及监视控制。

110 kV保护测控设备按Ⅰ段、Ⅱ段将进线保护和主变保护集中组屏安装，10（6）kV采用测控保护一体化装置，就地安装在高压开关柜内。电力监控系统电气模拟量采集采用交流采样方式。保护动作及装置报警等重要信号采用硬接点方式输入测控单元。

变电站内自动化系统不具备微机防误功能和“一键顺控”功能。只能进行人工填票、验票和口头模拟操作，不能防范不验票、不模拟操作，且只能采用无电气闭锁功能的机械锁，增加了管理工作难度。变电站内GIS、变压器、开关柜等电气设备没有配套设置在线监测系统，无法实时监测电气设备状态。

变电站自动化系统缺少配套的辅助控制系统、视频监视系统，室内缺少电子围栏、环境温湿度监测、智能照明、SF6和O2浓度检测、风机联动等辅助控制功能，还处在需要运行人员进行操作干预的阶段。

2 改造方案

2.1 电网公司智能化变电站技术特点

国家电网公司、南方电网已经建立起完善的智能变电站设计规定和产品制造标准。在智能变电站中，用分层分布式结构，分为3层：过程层、间隔层、站控层，采用IEC61850 通信规约；以全站信息数字化、通信平台网络化、信息共享标准化为基本要求；采用光纤电缆取代传统的电缆接线，在各类电子设备中大量使用了高集成度且功耗低的电子元件；采用合并单元智能终端一体化装置、整合型测控装置，简化了二次电缆布线，全站集成化水平大幅提升[3]。

电网公司智能变电站与传统变电站最大差别体现一次设备智能化、设备检修状态化、二次设备网络化三个方面。

过程层包含由一次设备和智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端，完成变电站电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等相关功能。保护装置直接采样。

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间隔层设备一般指继电保护装置、测控装置、故障录波等二次设备，实现使用一个间隔的数据并且作用于该间隔一次设备的功能，即与各种远方输入/输出、智能传感器和控制器通信。

站控层包含自动化系统、站域控制系统、通信系统、对时系统等子系统，实现面向全站或一个以上一次设备的测量和控制功能，完成数据采集和监视控制、操作闭锁以及同步相量采集、电能量采集、保护信息管理等相关功能。

智能变电站的在线监测系统一般包括变压器油色谱在线监测、变压器局部放电在线监测，GIS局部放电在线监测、SF6气体在线监测、开关柜绝缘在线监测、电缆绝缘和温度在线监测。这些在线监测系统可以实时返回数据，由监测系统进行分析，方便电气设备的检修维护、对电气设备的异常数据进行提前预判报警、防止设备和人员安全事故的发生[4-5]。

智能变电站配置视频监视系统，结合智能巡检机器人，搭载红外热成像仪、高清摄像头、交互式对讲平台等，视频监视后台与自动化系统后台进行实时通信，可以进行图像识别、智能巡检、故障监视、人员跟踪指挥等，从而提高安全性，减少巡检工作量[6]。

2.2 智能化改造技术

近年来，石油化工行业的智能化水平不断提高，智能机器人巡检等技术也得到了应用，大大提高了数据采集的准确度，节省了大量人力巡检成本[7]。

通过对天然气管道站场变电站智能化需求进行调研，管道运行单位希望变电站可以实现主要电气设备的在线监测、高压侧可以减少倒闸操作的人工作业并缩短倒闸时间、可以采用一定的技术手段替代日常的人工巡检工作。

根据电网公司的智能化变电站建设标准，结合天然气管道站场变电站的现状进行分析，讨论天然气管道站场110 kV变电站110 kV GIS和变压器设置在线检测功能、综保自动化系统增设“一键顺控”功能、变电站设置视频监控系统的可行性，力求在对已建天然气管线运行影响最小的前提下，尽可能利旧一次设备，简化智能化变电站的网络架构和硬件配置，规范统一通信接口，找到最合适的改造方案，确保系统稳定性、先进性[8]。

2.2.1 110 kV GIS局部放电在线监测技术

110 kV GIS在已建天然气管道站场中属于比较重要的电气设备，局部放电故障是GIS故障中较为常见的一种。其中特高频传感器因其灵敏性高、适用诊断范围广、精确度高、故障定位准确等特点得到了广泛应用。但针对已建天然气管道站场110 kV变电站内110 kV GIS，在现场改造安装内置式传感器难度过大，按照电网公司的经验需要进行返厂改造，而外置式传感器需要确认GIS的盆式绝缘子是否为屏蔽式。若为非屏蔽式，无需GIS厂家配合可进行现场加装；若为全屏蔽式的，则做不了局放监测；若为带泄漏孔的，需要GIS 厂家进行技术确认，征得同意后加装传感器。

2.2.2 变压器在线监测技术

变压器在线监测技术主要包括油色谱在线监测和变压器局放监测。基于气相色谱法的油浸式变压器的运行状态在线监测，具备自校准功能，可实现免维护运行，在变压器取油、回油口安装油色谱装置，现场改造难度不大。可在变压器油池旁增加安装油色谱基础，安装户外的监测机柜。

变压器内置式超高频局放传感器需要在变压器生产时提前在变压器外壳上预留法兰进行安装。其原理是通过采集变压器内部局部放电产生的超高频电磁波来实现局部放电的检测。在现场进行设备的改造安装存在很大难度，可能造成变压器的运行风险。

2.2.3 自动化系统“一键顺控”功能

智能变电站的“一键顺控”功能集成于变电站的自动化系统内（图1），具备操作票库、生成任务、模拟预演、指令执行、权限管理、防误闭锁、操作记录、人机界面等功能，并能与智能防误主机、辅助设备监视系统进行交互。要实现“一键顺控”，需要隔离开关、断路器、接地开关、电动底盘车等具备电动功能[9-10]。

图1 一键顺控控制流程Fig.1 Control flow of one-key sequential control

对于已建天然气管道变电站110 kV GIS 设备，其内部断路器、隔离开关均为电动操作机构，具备遥控操作的功能，满足“一键顺控”规范中对断路器、隔离开关应具备遥控操作功能的要求。

对于双确认的问题，为保证“一键顺控”的可靠动作，断路器和隔离开关必须在双判据条件得到确认的前提下，才可以执行。对于断路器采用“位置遥信+遥测”方式，位置遥信可以通过GIS 设备断路器的辅助开关分、合触点，遥测采用三相电流或电压，电流取自本间隔电流互感器，电压取自本间隔电压互感器或母线电压互感器，位置遥信作为主要判据，遥测作为辅助判据。GIS设备本身都已安装有这些元器件，无需改造。

对隔离开关双位置确认，目前多采用“位置遥信+非同源遥信”，位置遥信采用辅助开关分、合触点，非同源遥信可采用机构增加“压力传感器”“姿态传感器”“图像识别”等判别技术；机构增加“压力传感器”“姿态传感器”的技术难点在于机构和传动机构部分，比如“姿态传感器”，若强行增加姿态传感器，则需要增加支架和改造机构箱盖板，可能会导致设备故障。故在条件适宜的情况下，可采取“图像识别”的方案，其实施效果依赖摄像头布置的位置和角度，以及GIS观察窗的清晰度。

同110 kV侧一样，10 kV高压开关柜中电气元件也需要具备遥控功能，但已建变电站10 kV高压开关柜内仅断路器具备遥控操作功能，隔离开关、接地开关均不具备遥控操作功能，因此需要对隔离开关、接地开关进行电动改造。由于10 kV高压开关柜数量较多，从经济性方面考虑，可以对经常进行操作的进线柜和母联柜等按“一键顺控”功能考虑进行改造，对其他不常操作的10 kV开关设备可以不考虑改造[11-12]。

同时，10 kV 侧开关设备也需要满足双确认的功能要求，在10 kV开关柜前增设智能轨道巡检机器人，既可进行“图像识别”的双确认，又可实现日常运行的“自动巡检”[13]。

2.2.4 变电站视频监控系统

变电站视频监控系统由视频监控主机（含智能分析）、硬盘录像机及各类摄像机等组成。硬盘录像机接入、存储各类摄像机视频信息并将视频数据上送至视频监控主机；视频监控主机对获取的视频流进行智能分析，并输出结果，实现变电站视频监控预览、控制、管理、联动、智能分析结果等数据的上传[14-15]。配置变电站视频监控子系统及设备，在变电站二次设备室配置一面视频系统屏柜，在全站范围内部署摄像头及轨道摄像头等，就地安装设备。

变电站外部设置4个周界摄像头均采用屋顶壁装，安装于建筑本体4 个角，其中2 个安装位置如图2所示。

图2 视频监控系统摄像头安装位置Fig.2 Installation position of video monitoring system camera

主变区域巡视共安装6 个摄像头，其中2 个含红外热成像功能，监视主变本体外观状态的同时监测主变各部的温度（图3），另外4个摄像头立杆安装于2 台主变两侧，分别监视档位控制器和各表计。

图3 热成像摄像头安装位置（1台主变装1台）Fig.3 Installation position of thermal imaging camera(1 camera for 1 transformer)

变电站内各房间需要设置的摄像头见表1。

表1 视频监控子系统配置明细Tab.1 Configuration details of video monitoring subsystem

3 结束语

国家管网公司在大力推广“区域化管理”“无人值守”的管理模式，油气管道智能化发展势在必行，各管道运行单位的油气管道智能化工作正在逐步推进，但已建天然气管道站场变电站的硬件装置和软件系统还不具备智能化的完整功能，没有实现无人值守变电站的要求，而对已建站场进行大范围的升级改造又势必影响管线的能源输送。通过分析，部分110 kV GIS的结构适宜采用外置式传感器实现局部放电在线监测技术，变压器可采用油色谱在线监测技术，变电站综合自动化系统可在110 kV 和10 kV 重要回路采用“一键顺控”技术，变电站可增设视频监控系统。上述改造技术可行性强，改造难度不大，可在管线运行可接受的停输时间内完成对已建变电站的改造，对减少运行人员工作量，增加电气设备运行可靠性，提高油气管道的智能化水平具有重大意义。