油田电网改造的技术对策

中原油田电网经过30多年的建设，现已形成了一个以110kV变电所为供电枢纽，35kV变电所深入负荷中心的输配电网络。投入运行的110kV变电所共7座、35kV变(配)电所共26座，主变安装总容量为701.6MVA、建成的6kV及以上电力线路200多条，线路总长度约1500km、建成的电力调度中心一座、供各类负荷用电的配电变压器1720台，总容量为668.912MVA。现在用的供电电压等级为110kV、35kV、6kV及0.4kV，系统年供电量21.6×108kWh。

从系统的规模讲，仅仅能满足油田各项生产和职工生活的正常用电。自“十二五”规划以来，油田电网一直存在着建设与改造资金投入严重不足的问题，网络结构得不到进一步调整和优化，陈旧老化耗能高国家明令淘汰、禁止使用的电气设备得不到进一步更新和改造，老旧的电力网不堪重负，造成系统供电可靠性差、线损偏高。

2油田电网总体评价

2.1电网骨架工程

在中原油田目前的生产状况下，电网的骨架结构仅能满足生产的需要，个别枢纽变电站还没有直接从220kV变电所取得供电电源，因此存在着自身调节能力差的一面。

2.2变电所的一、二次设备

中原油田大部分变电所由于建设年份较早，如一次主开关设备等目前还为多油断路器，没有实现无油化的要求，国内电力系统自八十年代中后期，已开始使用技术先进、安全可靠的真空开关、六氟化硫断路器等，目前已经普及。而中原油田目前仅有7座110kV变电所的110kV少油断路器及个别35kV变电所的35kV多油断路器更换为SF6断路器外，其余全为油型断路器。因此电力系统一次设备的性能在国内较为落后，与国内先进水平相比至少有十年以上的差距。

二次设备：除少数变电站采用了微机控、保设备外(约占30%)，其余均为常规控、保设备。国内电力系统自八十年代后期已广泛使用的微机保护设备，在这一点上与国内先进水平相比至少也有十年以上的差距。

2.3系统自动化运行管理

电力作为一个产、供、销同时完成的特殊产业，对自动化管理程序要求较高，这就要求必须给运行管理提供有效的技术手段。国内电力系统要求实现“四遥”即遥测、遥信、遥控、遥调，近年来已逐步发展到位，并且又实现了对变电站的遥视等。油田电力系统尤其是在调度自动化管理等方面，目前仅在110kV变电站中实现了遥测、遥信功能，其他功能尚未实现，在这一点上与国内电力行业相比至少也有十年的差距。

2.4系统通信

各110kV变电所与电力调度中心之间实现了一点多址微波、电力载波和市话三种

通信方式;各35kV变电所与电调中心目前仅有市话一种通信方式,满足不了调度自动化的需求。

2.5供配电系统损耗

目前中原油田供配电系统的网损仍相当高(综合网损率10.5%)，年损耗电量约2×108kW.h。

3油田电网存在的主要问题

油田电网与地方电网、甚至同行业电网相比，突出存在以下问题：

3.1电网结构薄弱

部分变电站存在单电源供电，且电网多为辐射网，环网供电范围小，负荷转移能力差，事故、检修停电范围大，变电站之间转供电能力差，安全水平与自动化水平都很低，因而供电可靠性普遍较低。虽说近两年投入了点资金对部分变电站实施了技术改造和设备更新，选用了一部分新型的配电设备如真空或SF6断路器，对提高可靠性、改善油田供电条件起到了一定的作用。但由于资金所限，新设备主要应用于变电所中，对事故多发的户外配电线路并没有太大改变。许多线路由于架设时间长，存在供电半径长、线路老化严重、安全可靠性差、线路损耗大、电能质量差，有的线路负荷严重超载，常出现导线烧断现象，导致整条线路停电。

3.2电能质量差，线损率高

近些年来油田电网用电负荷仍在继续增长，平均年电量增长率在3%左右，现有的配电网因导线细、无功补偿容量不足、电网中大量的高耗能设备(如高耗能变压器等)的存在等原因，造成系统线损过大，如低压线损率竟高达近13%。

3.3技术水平相对落后，设备陈旧，自动化水平较低

目前油田70%的变电站二次系统仍为常规保护设备，自动化水平低，个别变电站虽说实施了微机自动化，但目前还只是处于试点阶段;调度自动化系统仍不完善，急需改造;配网自动化则基本处于零起步阶段。

3.4个别变电站主变负荷率偏高急需增容

如赵村、李拐变主变负荷率已高达105%，如不及时进行增容，一是极不利于变压器的经济运行，增加电能损耗，二是危及着变压器的安全运行，一旦发生故障，将直接影响着系统供电可靠性，发生大面积停电，其后果不堪设想。

4改造主要技术措施

随着油田用电负荷的增长，油田电网布局将日趋复杂，供电范围的扩大、电网故障机率的增加、部分设备老化严重，使油田电网的运行维护管理的工作量越来越大，原有手段很难适应复杂多样的电网管理。只有加快油田电网的自动化建设，配置功能完善的调度和配网自动化系统，才能适应电网运行管理的需求。

一流的供电管理水平必须有一流的电网，一流的电网必须有强有力的技术手段做支撑。因此要以电网调度与配网自动化建设带动供电管理部门的技术水平的提高，只有依靠完备的自动化手段才能实现电网的安全可靠、经济运行。

4.1优化网络结构，提高电网的可靠性

随着濮阳市电力建设的大发展，220kV系统网络得到进一步完善，其可靠性大大提高，特别是近几年，新技术、新产品在其电力系统中广泛应用(如SF6断路器、微机保护等)，以及电网结构和布局日趋合理，增强了供电区域之间互为备用能力，减轻了对单个变电站可靠性的依赖，从而为油田电网改造创造了条件。通过优化中原油田电网网络结构，解决部分变电所单电源供电问题，为系统运行方式的合理调整等奠定基础。

4.2提高电网装备水平

积极采用新技术、新设备，如真空断路器、SF6断路器、柱上真空开关、金属氧化物避雷器、硅橡胶绝缘子等，减少因设备质量问题造成的不必要停电，对老旧变电站设备进行无油化改造，依靠科技进步逐步实现输、变、配电设备的状态监测和状态检修，通过在线检测等先进的技术手段及时掌握设备的运行状况，指导设备的检修等。

4.3大力推进变电站自动化和配网自动化的建设

变电站自动化是指将变电站的控制装置、信号装置、测量仪表、保护装置、自动装置、远动装置等二次设备利用微机技术进行功能组合，实现对整个变电站的数据采集、运行监视、测量控制协调、以及远方通信和自身诊断，其主要特征是功能综合化、结构微机化、安装分布化、操作监视屏幕化、运行管理智能化。在变电站配置自动化设备的基础上，逐步实现无人值班，这是整个电网发展的趋势。通过建设变电站自动化系统和无人值班，不仅可以减少人为失误、降低出错率、增强设备运行的可靠性、简化生产管理环节，还可以提高整个电网的技术水平，为保证电网的安全运行提供重要技术手段。同时，应积极推进配网自动化系统的建设，尽量减少配电线路故障停电时间，提高供电可靠性。

4.4采取多种手段，努力降低电网损耗

4.4.1合理选择变压器，降低变压器自身的电能损耗，优先选用S11及以上新型低损耗变压器。另外对配电变压器，应按照负荷的季节性变化，及时调整分接开关，一方面可以保证电压质量，同时也可以降低变压器铁耗，再者要淘汰网内的高耗能变压器。

4.4.2合理进行无功补偿，线路无功补偿要通盘考虑，按照“全面规划、合理布局、分级补偿、就地平衡”的原则，尽量减少无功电流在设备和线路上的穿越。以提高配电系统的功率因数。

4.4.3加强需求侧管理，建立负荷测录制度，及时收集负荷和电网基础资料及变动资料为理论计算和负荷调度提供准确数据，用电量有较大变动时计量装置作相应改变，根据负荷变化及时调整三相负荷平衡。

4.4.4加强调度自动化建设

电网调度自动化系统是确保电网经济运行、平稳供电，提高调度运行管理水平的重要手段。利用该系统可以监视电网的实际运行情况，并可根据电网实时运行参数，下达调度命令，如合理投切电容器组，达到合理补偿，降损节能;还可根据实时负荷的大小，合理确定系统的运行方式，下达调度命令，确定主变压器的运行台数及线路回路数等，达到经济运行之目的。如中原油田变电所一般均设2台主变，不同季节、不同时期负荷不完全相同。因此根据实际运行负荷的大小，合理确定主变运行的台数，对降低主变损耗是十分必要的。要实现电网运行方式的合理调整，必须借助于现代化的调度自动化管理手段。

在完成常规变电站改为微机综合自动化变电站的基础上，对现有的调度中心设备进行升级改造，并建设完善的35kV微波通信组网系统，从而实现整网调度自动化，为调度人员全面系统地实施对电网进行科学组织、指挥、指导和协调，并根据用电负荷的变化，及时、灵活、准确地进行电力调度，合理地分配负荷，使电网处于最佳的经济运行状态。

4.5改造中应注意的问题

为了加快油田电网的发展，提高供电可靠性，提升技术水平，需要注重以下几个方面的问题：

4.5.1按照有关标准、规范、导则等要求，对较长线路的主干线或分支线装设分段或分支开关设备时，要留有配网自动化发展的余地。

4.5.2油区配网应重电搞好线路导线截面的更换，调整部分线路的供电半径，并实施线路故障自动定位，从而提高供电可靠性。

4.5.3调度自动化系统应集调度自动化功能与配电自动化功能于一体的调配一体化自动化系统，能够切实降低线损、减少停电次数、提高供电可靠性，并减轻运行维护工作量，为提高油田的经济效益提供强有力的技术支撑。

5结语

我国经济的快速持续发展，为油田电网的建设改造创造了良好的宏观环境。只要充分考虑油田电网的现状和特点，采取切实可行的技术措施，加强电网及其自动化系统的规划与建设，一定能够为油田生产的发展等提供优质可靠的电力。

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