油田電網改造的技術對策

中原油田電網經過30多年的建設，現已形成了一個以110kV變電所為供電樞紐，35kV變電所深入負荷中心的輸配電網絡。投入運行的110kV變電所共7座、35kV變(配)電所共26座，主變安裝總容量為701.6MVA、建成的6kV及以上電力線路200多條，線路總長度約1500km、建成的電力調度中心一座、供各類負荷用電的配電變壓器1720臺，總容量為668.912MVA。現在用的供電電壓等級為110kV、35kV、6kV及0.4kV，系統年供電量21.6×108kWh。

從系統的規模講，僅僅能滿足油田各項生產和職工生活的正常用電。自“十二五”規劃以來，油田電網一直存在著建設與改造資金投入嚴重不足的問題，網絡結構得不到進一步調整和優化，陳舊老化耗能高國家明令淘汰、禁止使用的電氣設備得不到進一步更新和改造，老舊的電力網不堪重負，造成系統供電可靠性差、線損偏高。

2油田電網總體評價

2.1電網骨架工程

在中原油田目前的生產狀況下，電網的骨架結構僅能滿足生產的需要，個別樞紐變電站還沒有直接從220kV變電所取得供電電源，因此存在著自身調節能力差的一面。

2.2變電所的一、二次設備

中原油田大部分變電所由于建設年份較早，如一次主開關設備等目前還為多油斷路器，沒有實現無油化的要求，國內電力系統自八十年代中后期，已開始使用技術先進、安全可靠的真空開關、六氟化硫斷路器等，目前已經普及。而中原油田目前僅有7座110kV變電所的110kV少油斷路器及個別35kV變電所的35kV多油斷路器更換為SF6斷路器外，其余全為油型斷路器。因此電力系統一次設備的性能在國內較為落后，與國內先進水平相比至少有十年以上的差距。

二次設備：除少數變電站采用了微機控、保設備外(約占30%)，其余均為常規控、保設備。國內電力系統自八十年代后期已廣泛使用的微機保護設備，在這一點上與國內先進水平相比至少也有十年以上的差距。

2.3系統自動化運行管理

電力作為一個產、供、銷同時完成的特殊產業，對自動化管理程序要求較高，這就要求必須給運行管理提供有效的技術手段。國內電力系統要求實現“四遙”即遙測、遙信、遙控、遙調，近年來已逐步發展到位，并且又實現了對變電站的遙視等。油田電力系統尤其是在調度自動化管理等方面，目前僅在110kV變電站中實現了遙測、遙信功能，其他功能尚未實現，在這一點上與國內電力行業相比至少也有十年的差距。

2.4系統通信

各110kV變電所與電力調度中心之間實現了一點多址微波、電力載波和市話三種

通信方式;各35kV變電所與電調中心目前僅有市話一種通信方式,滿足不了調度自動化的需求。

2.5供配電系統損耗

目前中原油田供配電系統的網損仍相當高(綜合網損率10.5%)，年損耗電量約2×108kW.h。

3油田電網存在的主要問題

油田電網與地方電網、甚至同行業電網相比，突出存在以下問題：

3.1電網結構薄弱

部分變電站存在單電源供電，且電網多為輻射網，環網供電范圍小，負荷轉移能力差，事故、檢修停電范圍大，變電站之間轉供電能力差，安全水平與自動化水平都很低，因而供電可靠性普遍較低。雖說近兩年投入了點資金對部分變電站實施了技術改造和設備更新，選用了一部分新型的配電設備如真空或SF6斷路器，對提高可靠性、改善油田供電條件起到了一定的作用。但由于資金所限，新設備主要應用于變電所中，對事故多發的戶外配電線路并沒有太大改變。許多線路由于架設時間長，存在供電半徑長、線路老化嚴重、安全可靠性差、線路損耗大、電能質量差，有的線路負荷嚴重超載，常出現導線燒斷現象，導致整條線路停電。

3.2電能質量差，線損率高

近些年來油田電網用電負荷仍在繼續增長，平均年電量增長率在3%左右，現有的配電網因導線細、無功補償容量不足、電網中大量的高耗能設備(如高耗能變壓器等)的存在等原因，造成系統線損過大，如低壓線損率竟高達近13%。

3.3技術水平相對落后，設備陳舊，自動化水平較低

目前油田70%的變電站二次系統仍為常規保護設備，自動化水平低，個別變電站雖說實施了微機自動化，但目前還只是處于試點階段;調度自動化系統仍不完善，急需改造;配網自動化則基本處于零起步階段。

3.4個別變電站主變負荷率偏高急需增容

如趙村、李拐變主變負荷率已高達105%，如不及時進行增容，一是極不利于變壓器的經濟運行，增加電能損耗，二是危及著變壓器的安全運行，一旦發生故障，將直接影響著系統供電可靠性，發生大面積停電，其后果不堪設想。

4改造主要技術措施

隨著油田用電負荷的增長，油田電網布局將日趨復雜，供電范圍的擴大、電網故障機率的增加、部分設備老化嚴重，使油田電網的運行維護管理的工作量越來越大，原有手段很難適應復雜多樣的電網管理。只有加快油田電網的自動化建設，配置功能完善的調度和配網自動化系統，才能適應電網運行管理的需求。

一流的供電管理水平必須有一流的電網，一流的電網必須有強有力的技術手段做支撐。因此要以電網調度與配網自動化建設帶動供電管理部門的技術水平的提高，只有依靠完備的自動化手段才能實現電網的安全可靠、經濟運行。

4.1優化網絡結構，提高電網的可靠性

隨著濮陽市電力建設的大發展，220kV系統網絡得到進一步完善，其可靠性大大提高，特別是近幾年，新技術、新產品在其電力系統中廣泛應用(如SF6斷路器、微機保護等)，以及電網結構和布局日趨合理，增強了供電區域之間互為備用能力，減輕了對單個變電站可靠性的依賴，從而為油田電網改造創造了條件。通過優化中原油田電網網絡結構，解決部分變電所單電源供電問題，為系統運行方式的合理調整等奠定基礎。

4.2提高電網裝備水平

積極采用新技術、新設備，如真空斷路器、SF6斷路器、柱上真空開關、金屬氧化物避雷器、硅橡膠絕緣子等，減少因設備質量問題造成的不必要停電，對老舊變電站設備進行無油化改造，依靠科技進步逐步實現輸、變、配電設備的狀態監測和狀態檢修，通過在線檢測等先進的技術手段及時掌握設備的運行狀況，指導設備的檢修等。

4.3大力推進變電站自動化和配網自動化的建設

變電站自動化是指將變電站的控制裝置、信號裝置、測量儀表、保護裝置、自動裝置、遠動裝置等二次設備利用微機技術進行功能組合，實現對整個變電站的數據采集、運行監視、測量控制協調、以及遠方通信和自身診斷，其主要特征是功能綜合化、結構微機化、安裝分布化、操作監視屏幕化、運行管理智能化。在變電站配置自動化設備的基礎上，逐步實現無人值班，這是整個電網發展的趨勢。通過建設變電站自動化系統和無人值班，不僅可以減少人為失誤、降低出錯率、增強設備運行的可靠性、簡化生產管理環節，還可以提高整個電網的技術水平，為保證電網的安全運行提供重要技術手段。同時，應積極推進配網自動化系統的建設，盡量減少配電線路故障停電時間，提高供電可靠性。

4.4采取多種手段，努力降低電網損耗

4.4.1合理選擇變壓器，降低變壓器自身的電能損耗，優先選用S11及以上新型低損耗變壓器。另外對配電變壓器，應按照負荷的季節性變化，及時調整分接開關，一方面可以保證電壓質量，同時也可以降低變壓器鐵耗，再者要淘汰網內的高耗能變壓器。

4.4.2合理進行無功補償，線路無功補償要通盤考慮，按照“全面規劃、合理布局、分級補償、就地平衡”的原則，盡量減少無功電流在設備和線路上的穿越。以提高配電系統的功率因數。

4.4.3加強需求側管理，建立負荷測錄制度，及時收集負荷和電網基礎資料及變動資料為理論計算和負荷調度提供準確數據，用電量有較大變動時計量裝置作相應改變，根據負荷變化及時調整三相負荷平衡。

4.4.4加強調度自動化建設

電網調度自動化系統是確保電網經濟運行、平穩供電，提高調度運行管理水平的重要手段。利用該系統可以監視電網的實際運行情況，并可根據電網實時運行參數，下達調度命令，如合理投切電容器組，達到合理補償，降損節能;還可根據實時負荷的大小，合理確定系統的運行方式，下達調度命令，確定主變壓器的運行臺數及線路回路數等，達到經濟運行之目的。如中原油田變電所一般均設2臺主變，不同季節、不同時期負荷不完全相同。因此根據實際運行負荷的大小，合理確定主變運行的臺數，對降低主變損耗是十分必要的。要實現電網運行方式的合理調整，必須借助于現代化的調度自動化管理手段。

在完成常規變電站改為微機綜合自動化變電站的基礎上，對現有的調度中心設備進行升級改造，并建設完善的35kV微波通信組網系統，從而實現整網調度自動化，為調度人員全面系統地實施對電網進行科學組織、指揮、指導和協調，并根據用電負荷的變化，及時、靈活、準確地進行電力調度，合理地分配負荷，使電網處于最佳的經濟運行狀態。

4.5改造中應注意的問題

為了加快油田電網的發展，提高供電可靠性，提升技術水平，需要注重以下幾個方面的問題：

4.5.1按照有關標準、規范、導則等要求，對較長線路的主干線或分支線裝設分段或分支開關設備時，要留有配網自動化發展的余地。

4.5.2油區配網應重電搞好線路導線截面的更換，調整部分線路的供電半徑，并實施線路故障自動定位，從而提高供電可靠性。

4.5.3調度自動化系統應集調度自動化功能與配電自動化功能于一體的調配一體化自動化系統，能夠切實降低線損、減少停電次數、提高供電可靠性，并減輕運行維護工作量，為提高油田的經濟效益提供強有力的技術支撐。

5結語

我國經濟的快速持續發展，為油田電網的建設改造創造了良好的宏觀環境。只要充分考慮油田電網的現狀和特點，采取切實可行的技術措施，加強電網及其自動化系統的規劃與建設，一定能夠為油田生產的發展等提供優質可靠的電力。

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