油田变电所改造中的风险与对策

李 莎 李瑞民 张 旭 周俊钦

（1.中国石油集团工程设计有限责任公司北京分公司，北京 100083； 2.新疆石油工程建设监理有限责任公司，新疆 克拉玛依 834000）

向整装油田供电的变电所，以110kV 居多，一般这样一座变电所供电范围都在100km 左右甚至更远，以35kV、10kV 等级向负荷供配电。而以10kV与周边配电系统环网供电是不可能的，个别距离较近的有采用35kV 作为联络的，但也很少通过联络线路送电。因此就油田110kV 变电所中低压侧所带负荷来说，大部分属于孤立片区，在变电所全面改造时用户用电无可依托，很容易造成冒险改造行为。

建设工程风险大[1]，更何况是改造中的变电所。改造中对用户的供电，由于单台主变的运行，可靠性降低一半，用电风险增加，特别是在运行主变故障的风险。尽管其概率很低，然而一旦变为确定的事件，对一些重要负荷来说将是灾难性的，无法承受，在改造设计时应首先考虑这一风险的应对措施。在条件允许的前提下应建设临时用电设施——哪怕技术上不合理。条件不具备时，考虑到用电将可能受到的较大损失应该对重要用户制定应急供电预案，会在改造中处于主动地位。

1 变电所改造的常规做法

在所带负荷基本不停电的情况下，一般采用分级、分段或是混合改造。

1.1 分级改造

分级改造时从110kV 侧开始。110kV 进出线逐条改造，进出线为两条及以上时不存在影响供电的问题，旁母改造也不影响供电问题，但Ⅰ、Ⅱ段母线改造（包含连接在Ⅰ、Ⅱ段母线上的隔离开关、PT、避雷器等设备）则需改造段停电，只有1 台主变工作，与主变改造不同的是时间会短一些，变电所供电的可靠性降低了。一般情况下母线改造会结合主变及同段母线上连接的设备一起改造，但主变改造时间为最长。主变改造时35kV 及10kV 负荷分别通过各级母联接自运行段母线受电，此时相当于单母线运行。35kV、10kV 按电压等级分段进行直至完成整个改造工程。

1.2 分段改造

分段改造时将（110kV、1 台主变压器、35kV、10kV）母联断路器断开，Ⅰ段或Ⅱ段所有设备及母线全部退出运行，母联断路器或隔离开关一侧及本侧设备拆除更换，耗时较长。此时对于用户来说就只有单回路供电了，可靠性降低，一、二级用户的用电风险增加。

1.3 混合改造

混合改造就是将以上两种方法结合使用，找到适合用户和供电企业最合适的改造顺序和时间段进行施工，其施工方案也是根据不同的变电所及用户用电实际逐一落实制定的。

但不管是怎样改造，两台主变都少不了有其中一台单独运行，这对于中低压用户来说，供电可靠性降低至三级负荷的性质，对一、二级负荷来说都是不允许的。而往往甲方甚至设计都没有深究其风险存在的事实，特别是单台变压器运行时，在运行主变内部故障可能造成的较长时间停电这一严重事件的影响；对于单台主变运行往往也是采取限负荷手段而已，未进一步考虑可能转移负荷的最佳方案；在施工时间段上一般不做要求。这样，改造设计往往在实施中遇到较大困难而承担较大风险，有些甚至酿成事故造成重大损失。

2 存在的风险分析

变电所总负荷的60%接近单台主变容量时，就应该考虑对其进行增容改造[2]，否则将对生产发展用电形成瓶颈。而油田变电所在改造中到底存在哪些较大的风险？作为设计和监理，哪些风险该向甲方及时告知？通过对一项实际工程的设计进行审查、施工方案的具体分析、研究，制定出相应的对策，最大限度地控制风险事件发生后可能导致的损失。

某油田红浅110kV 变电所安全技术改造工程，就是对变电所进行全部在运行设备、设施、母线、接地系统、建筑电气等的全面改造。该变电所接线为110kV 单母线分段加旁路母线，两台主变压器由15MVA 更换为31.5MVA，35kV 单母线分段，6kV单母线分段。

改造进行中如果单台主变运行时发生故障停电则可能是长时间的，这将成为最大的风险。该变电所1999年11月份曾发生过主变故障差动保护动作引起长时间停电事故，尽管纯属意外，但作为重要用户来说却不得不防。

2.1 原油外输的风险

根据甲方要求，该工程应在2011年9月下旬开工，预计完工应在2012年3月底，施工方按计划向监理提交了施工方案，监理根据工程实际，进行走访用户了解生产单位生产性质、特点。经深入调查，由该变电所供电的油田年产原油超过一百万吨，其中大部分为稠油，经处理后外输炼油厂，外输管线近30km。每年2—3月这个时段，地温降至一年中的最低点，如果外输稠油由于停电时间太长温度下降至45℃的临界值以下凝结，将会引起输油管线报废，整个区块停产，后果不堪设想。而要使改造时因故障停电不超过12h 这一临界时间值，参建各方都没有完全的把握，因此，这一风险太大，超出了各方所能承担的责任范围，甲方也表示不能接受。

2.2 科研项目的风险

根据中石油集团公司的科研试验安排，在红浅油区设置了重大火驱试验项目，试验总投资约2 亿元，该项目是石油开采的最后手段，是否可行，要经过试验进行验证，其项目用电容量约为1600kW（其维持不灭火的最小用电量为800kW）。经深入了解，该项目允许停电时间不可超过8h，一旦超时，试验井将全部熄火。而改造时一般开关设备、线路、控制保护误动作等的故障有保证在6h 内解决恢复供电，但单台变压器运行期间如果发生内部故障，恢复供电的最快速度也需要24h，一旦风险变成确定的事件，该试验项目将因故障停电不能及时恢复供电而宣告失败。作为建设方、用户和监理方都承担不起这个责任，而施工方和供电部门更是不能保证在运行的单台变压器不会发生故障，因此，该风险存在，为消除风险形成确定事件的损失，必须制定相应的风险对策。

2.3 消防负荷的风险

红浅油区有原油处理站3 座，其中负荷直接由改造变电所负担的1 座，内建有为该站承担消防的消防泵房1 座，工作负荷220kW，电源为变电所两段母线分别提供的两条专线，改造期间单台主变运行，两条线只剩1 条，另1 条拆除改造，一旦在运行主变故障停电，消防泵将无法启动，如果此时段恰遇处理站原油罐区火灾，则会给处理站造成灭顶之灾，由此可知该负荷也不可长时间停电，此风险须有对策。

3 应对措施

以前变电所的改造只存在消防负荷风险，改造时从未做过风险识别及论证，也未采取过任何应急措施，从思想上就没认识到单台主变运行时发生故障引起较长时间停电这一风险（虽然变电所主变自身故障并不高），但确实是存在的，好在有油田消防可依托——尽管它的灭火剂量配置有限，尽管距离并不近，但没有发生停电事故的侥幸结果却支持了这一冒险行为的连续，我们认为这样的行为是不可以提倡的，特别是在油田这样重要的生产场所是应该彻底消除的。形成这一事实的主要原因在于大多数这种风险没有变为灾难，一旦风险变为确定的损失事实，将会给企业造成不可挽回的巨大损失，因此，不能把所负担重要负荷特别是一级负荷的供电可靠性完全寄托于侥幸事件上，必须要有可靠的保证措施，使所负担的负荷满足真正双电源供电的条件。也许建成后永远没用，也许不建设也不受影响。正像影剧院中的消防通道，有可能在设计寿命周期内都用不上，但却不能没有或被占用。这正是变电所改造中需要解决的风险问题。

该变电所改造的原方案是：2011年9月下旬开工，先对110kV 进出线断路器分段改造；后建设临时户外35kV 分段旁路母线，4 条35kV 线路负荷通过各自的隔离开关并接于分段旁路母线两段；断开6kV 母联断路器，停运1 号主变及6kVⅠ段，由2号主变单独运行满负载临时负担35kV 及6kV 大部分负荷，再停运一小部分负荷。更换1 号主变、所有35kV 室内开关柜及6kVⅠ段开关柜，同时更换主控室相应及共用部分控保、电源设备；1 号主变更换完成按同样步骤完成2 号主变及对应中低压侧改造；最后完成室外接地及电缆沟改造。

经审核，设计与监理依据对所存在的风险分析，结合施工方案提出110kV 进出线改造完成后，主变、35kV 及6kV 改造应采取的相应风险对策为：

1）开工日期不宜选在下半年，更不能将施工高峰期放在冬天，为避免意外停电发生在地温最低时段，恢复操作难度大，建议开工时间为2012年4月，这样单台主变运行时段约在6月至9月，将地温最低时段改为最高时段，一是可以有效延长原油凝结时间，二是此时段气温适于处理故障操作，恢复供电速度快。经建设方代表向领导反映，建议被采纳。

2）建设临时应急供电站，以备万一发生非预期停电事故又不能及时恢复时向火驱试验项目供电，保证火驱试验不因故障停电而失败，同时保证联合站消防及稠油外输用电，消除消防安全隐患。这一方案经分析后必须满足的正式改造必备条件，经向建设方领导陈述风险一旦形成可能的后果，建设方表示采纳该建议，同意建设临时供电站。

因油田柴油发电机组较多，建议首先考虑在负荷所在配电室旁安装柴油发电机组供电，优点是一旦由临时供电站供电，不受改造中的任何线路或变压器影响，直接供电。因主变形成故障的概率很低，很可能只建设不使用，所以只需要建设方落实有发电机并能在6h 运至现场完成安装发电即可，这样也节约投资。但在短时间内没有协调到满足条件的柴油发电机组，工程又亟待开工，结合实际考虑按所提建议建设一座临时35/6kV 简易变电站，以6kV向改造期间本变电所故障停电后的火驱及联合站消防和稠油外输负荷提供电力保障。还可在风险未形成的前提下利用简易变供电而缩小限负荷范围，有效减少采油厂的经济损失。该简易变是由110kV 电源旁经本变电所后以南42km 的变电所以反送电方式供电的，技术上虽然不合理，但却解决了应急问题。该简易变按要求于2012年6月28日建成投运，增加投资约10 万元。此后红浅变电所主变、35kV及6kV 方才正式进入改造阶段。

4 验证

改造前该变电所负荷已近15MW，还在继续增加，改造时1 号主变停电拆除，由2 号主变满载运行承担负荷近13MW，势必还要关停部分用电设备以限负荷，利用了简易变电所供电后限负荷范围缩小，从7月19日至8月22日共在网运行35 天，担负了所限油田负荷的近一半，填补了改造期间油田生产的一个缺口，充分利用了它的功能，使得采油厂减少原油损失三千多吨，创直接经济效益1300 余万元。

变电所主变投运二十多年来从未单独满载运行过，因为需要长时间满载运行，故障概率升高，恐出意外。简易变的设置，使得所有参建者特别是用户及施工方都特别放心，具有了安全感，排除了恐惧心理（此心理足以造成各方因督促施工进度而忙中出错地引起误动作或误操作，从而酿成不该发生的停电事故），有利于改造工程的顺利进行，可以有效地降低因赶进度发生工程事故的可能性。

改造完成后的新1 号主变自8月23日起开始向6kV 负荷供电，限负荷时段结束。9月21日向所有（35kV 及6kV）负荷供电，旧2 号主变完全退出运行并开始拆除，新1 号主变9月25日晨报绕组超温告警，显示绕组超温，其时所带负荷不足变压器额定容量的2/3，此时所有参建及变电所运行人员均高度紧张，唯恐主变故障高压侧跳闸形成大面积停电事故，因2 号主变已拆除成散件，根本无法恢复继续供电，一旦新1 号主变故障跳闸无从知道何时可恢复，这时的临时变电站就充分显示了它稳定人心的强大作用，使所有参建人员无后顾之忧。

建设临时变电站后，火驱实验项目、消防负荷及稠油外输即完全消除了因突发事故长时间停电形成的威胁，对变电所的改造完全可照原计划按部就班进行，有力地推进了变电所改造工程的工作。

到变电所改造完成，并未发生在运行主变非预期停电事故，也没有给各重要用户形成用电影响，这也是工程建设者们所期望的，正像设立的消防通道一样，没有是不行的，有了也最好永远用不上。

5 结论

该项分析研究充分说明了一个核心问题，那就是小概率事件在什么情况下不可忽略不计，应当作必然发生的结果来对待？当这个风险一旦形成灾难所造成的损失太大且无法挽回的时候。而设计和监理所要做的就是对可能发生的风险进行预测、识别、分析、评估，并在此基础上进行有效的处置，以最低的成本实现最大目标保障。

另一个问题是在投资方案和设计阶段就应该考虑周全了。作为建设方应该完全知道自己什么地方需要特别重视，什么地方会是最薄弱处，什么地方经不起长时间停电，什么地方不允许频繁停电等这些至关重要的因素，哪怕设计用不上也应该尽到提醒责任。而设计应该充分考虑原有系统的特点，将收集基础资料的范围扩大，将所搜集到的资料综合分析、筛选，为的是不遗漏任何有价值的信息或数据。

最后就是改造工程考虑了原有电力系统的影响，却没有考虑与电力系统相关方的影响，特别是在我国北方较寒冷的地方，不充分考虑施工的时间段将会给工程建设特别是改造工程造成很大困难。在该工程改造中，设计并没有考虑到施工中遇到冬末初春地温最低这一要素而提出特别要求，如果所预测的风险发生了，结果将不言而喻。

[1] 中国建设监理协会.建设工程监理概论[M].北京:知识产权出版社,2009,12.

[2] 中国电力企业联合会.35～110kV 变电所设计规范[S].北京:中国计划出版社,2011.