華北油田變電站電力系統(tǒng)改造方案設計及評價

何 軍

貴州電子信息職業(yè)技術學院

華北油田變電站電力系統(tǒng)改造方案設計及評價

何 軍

貴州電子信息職業(yè)技術學院

隨著油田的不斷開發(fā)和建設，華北油田變電站電力系統(tǒng)已不能滿足生產需求。以低投資、小工量、新技術為原則設計出了3套電力系統(tǒng)改造方案，通過對技術、性能、費用等各種因素綜合分析比對，充分優(yōu)選，確定了技術先進、成本合理的最佳改造方案，該方案能夠從根本上消除目前變電站的安全隱患。其年平均總成本為1 772萬元，年利潤總額20 912萬元，稅后的年利潤為16 136萬元；投資的回報周期為6.54年，遠低于行業(yè)平均10年的回收周期。

油田變電站；電力系統(tǒng)；設備改造；方案；費用；盈虧平衡

華北油田電力系統(tǒng)自建設以來已經運行30多年，隨著油田的不斷開發(fā)和建設，變電站已不能滿足生產需求。本文以低投資、小工量、新技術為原則設計出3套改造方案，通過對技術、性能、費用等各種因素綜合分析比對，確定了技術先進、成本合理的最佳改造方案[1]，該方案能夠從根本上解決目前變電站的安全隱患。

1 設計方案一

舊的220 kV高壓斷路器、電壓互感器、隔離開關等設備不變，用110 kV替換220 kV進線電源，35 kV改為單母線分段方式；將現(xiàn)在10 kV無功補償設備拆除，改為35 kV戶外式，擬建1棟綜合配電樓，內設110 kV中控室、35 kV開關室等；110 kV和35 kV進、出線材質為電纜。

（1）主變壓器優(yōu)選。根據預測負荷的結果，綜合考慮新站負荷與原站之間的平衡問題，新增加90 MW電量負荷。第一級、第二級電量負荷均高于70 MVA，把以前的2臺SFPSZ8-120000/220，220±8×1.25%/121/11kV變壓器分別換成SFSZ10-180000/220，220±8×1.25%/121/35kV型，冷卻方式采用強迫油循環(huán)風冷。

（2）電氣主接線。采用舊的220 kV接線方式；用GIS雙母線替換原110 kV母線，出線9回，3回備用；35 kV接線采用單母線分段接線方式，出線9回，2回備用；220 kV、110 kV接線采用中性點直接接地的系統(tǒng)。主變壓器的中性點可按照設計要求直接接地或者不接地來運行[2]。

（3）無功功率補償。采用單相集合式電容器，電纜進線，接線為單星形，戶外分相布置35 kV側電容器組。裝置主要由進線隔離開關、避雷器、干式空芯串聯(lián)電抗器、放電線圈、集合型并聯(lián)電容器和連接導體等共同組成。按照每臺變壓器30%的容量來計算無功功率補償，容量定為60 000 kVA。

（4）平面布置設計。220 kV配電裝置等保持不變，拆除10 kV無功補償設備和輔助廠房。擬建造1棟綜合樓，包括35 kV配電設備和相關配套的生產和輔助生產的房間，35 kV配電裝置戶內交流移開式開關柜（布置方式采用單排列），電纜進、出線；110 kV GIS房，GIS選擇為戶內共箱式。

（5）自動化系統(tǒng)優(yōu)選。全站控制和通信結構分別采用分層分散式和分布式，如圖1所示。優(yōu)選計算機監(jiān)控系統(tǒng)，選用分層、分布式微機綜合自動化保護系統(tǒng)[3]。在主控制室設置220 kV配電裝置和主變壓器的控制和保護裝置，控制和保護裝置接入監(jiān)控系統(tǒng)時選用總線通信的方式。依然采用原來的光纖通訊設備連接該變電站至電力調度中心。

圖1 變電站控制和通信結構

考慮站內同一電壓等級的選取原則，把全站設置成五個“塊”結構，依次為110、35、10 kV系統(tǒng)，主變，站用電及直流。五個“塊”內，相同的一次設備各自對應同樣的保護及控制元件，“塊”結構內部的同一性能夠便于管理和使用全站軟件。

2 設計方案二

保持老站原有各開關場的位置，一次設備運行狀況良好的繼續(xù)使用，高故障率、老化的電器設備更換掉，將2臺變壓器替換成SFPSZ10-180000/ 220/110/10 kV三繞組有載調壓變壓器，選擇強迫油循環(huán)風冷。

3 設計方案三

根據老變電站位置基礎，新建1座緊湊型220 kV變電站。主變壓器采用2×180 MVA三相三繞組變壓器，電壓等級為220/110/10 kV。220 kV、110 kV變電站戶內均采用GIS設備進行布置，選用雙母線的接線方式，前者的進出線是4回，采用架空進線；后者出線間隔為10回，采用電纜出線。用戶內開關柜采用5回的電纜出線，選擇10 kV無功補償設備[4]。

（1）主要設備選擇。根據負荷預測結果，考慮本站負荷與老站之間的平衡，新增加90 MW電量負荷，第一級、第二級電量負荷均高于70 MVA，主變容量選擇180 MVA。冷卻方式采用強迫油循環(huán)風冷，主變壓器采用有載調壓的變壓器[5]。采用戶內SF6全封閉組合電器裝備220 kV和110 kV配電裝置；35 kV配電裝置選用戶內交流金屬封閉鎧裝移開式開關設備。按變壓器30%的容量來考慮10 kV無功補償設備的容量問題。

（2）繼電的保護與控制。微機綜合自動化系統(tǒng)選擇分層、分布式的排布方式。在主控制室設有控制和保護220 kV配電裝置和主變壓器裝置的設備，選擇分布式微機監(jiān)控和保護裝置應用于35 kV、10 kV出線，并且把該裝置安裝在開關柜上。采用總線通信方式把控制和保護裝置接入到監(jiān)控系統(tǒng)。

4 技術經濟比較分析

3個方案技術經濟指標的對比見表1?；迹⑶覍嶋H應用中也不會對油田供電設備的正常作業(yè)造成影響，技術層面上完全符合要求，供電的安全性有保障，經濟投資較高，但運行維護成本較低。綜合比較，選擇方案一。

表1 設計方案各項數據比較

4.1 經濟評價

1年建設期和20年生產期，即評價計算期為21年；生產定員需要23人；電進價、賣價分別按每千瓦0.466 1和0.622 5元計算；工資福利每人每年4.0萬；設備的平均折舊年限是10年；預計的凈殘值率為5%。無形資產的攤銷預算為10年；剩余資產全部攤銷在投產第一年上。按照固定資產原值的5%來記取修理費用。按照1.5萬元/人/年來計算其他的管理費用?；鶞蕛炔渴找媛蕿?1%；基準投資回收期為12年。

通過實際計算得出：年平均總成本為1 772萬元，年利潤總額為20 912萬元，稅后的年利潤為16 136萬元。

4.2 盈虧平衡分析

根據計算，公司年均售電總量在33890×104kW·h左右時就可以盈虧持平，所以本項目風險比較小。

根據分析計算結果，稅后財務內部收益率為24.5%，跟同行業(yè)平均收益率比較，高出大約10%；稅后投資回收時間為6.54年，遠低于行業(yè)平均10年的回收周期。根據以上分析，該項目具有較好的經濟效益，并且具有一定的抗風險能力。

[1]鐵道部電氣化工程局電氣化勘測設計院．電氣化鐵道-牽引供電系統(tǒng)[M]．北京：中國鐵道出版社，1988：21.

[2]吳世富．油田電力系統(tǒng)電網的優(yōu)化設計[J]．油氣田地面工程，2014，33（6）：70-71.

[3]李彥哲，胡彥奎，王果，等．電氣化鐵道供電系統(tǒng)與設計[M]．蘭州：蘭州大學出版社，2006：6-8.

[4]高飛．油田電力系統(tǒng)無功功率補償[J]．油氣田地面工程，2012，31（10）：75.

[5]施健，唐云善．基于RIA技術的綜合網管平臺研究[J]．電力系統(tǒng)通信，2010，31（9）：55-61.

（欄目主持 關梅君）

根據對比結果可知，方案二不能解決根本性問題；方案三實施后會造成嚴重的資源浪費；方案一容易實施，可以消除現(xiàn)有變電站實際存在的安全隱

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.10.027

何軍：工學碩士，副教授，2006畢業(yè)于東南大學信號與信息處理專業(yè)，研究方向為電力電子技術。

2015-08-05

18785593839、yaoyao365@163.com