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油田电网改造的技术对策

导读: 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。

  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。

  1 油田电网总体评价

  1.1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。

  1.2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。

  1.3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。

  1.4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。

  1.5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。

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