大慶油田電網存在問題分析及解決措施探討

孫寧

大慶油田工程有限公司

隨著油田開發生產的不斷發展，油田電網作為助力油田的重要節點，存在的問題也隨之增多且日益凸顯，影響油田供電系統的安全可靠及電網電能質量。全面分析油田電網存在的問題，提出有效應對的解決措施，提高油田電網穩定性、電能質量，改善油田整體網架運行質量，確保油田電網平穩運行和油氣正常生產，已成為油田開發生產重要的研究課題，對油田發展具有深遠意義。

1 電網概況

大慶油田電網是全國最大的企業電網，主要承擔為油田生產和居民生活提供電力保障的任務。大慶油田電網一次變電站的電壓等級為110 kV，二次變電站的電壓等級為35 kV（1 座為66 kV），配電網電壓等級在中區油田為6 kV，在外圍油田以10 kV為主。油田電網覆蓋大慶油田及周邊地區，東西及南北方向最遠距離均約為160 km，此外在哈爾濱、齊齊哈爾、內蒙古呼倫貝爾和蒙古塔木察格等地區也有分布。目前，油田供配電網絡包括自備電廠3 座，110 kV 變電站37 座，110 kV 輸電線路77 條共1 573 km，35 kV 變電站272 座，35 kV 輸電線路446條共2 958 km。

油田電力系統經過不斷的技術創新、管理升級，整體安全、優質、經濟供電的能力取得較大進步，但仍存在電力設備設施老化、網架結構不合理、安全隱患突出、防災能力不強等問題。

2 存在問題

2.1 電力設施老化

部分早期投運的電力設施至今沒有經過全面改造，設備老化且無備件，主要存在以下問題：

（1）運行超過20年的35 kV變電站和6（10）kV配電所中，主廠房、一二次設備、交直流系統嚴重老化，安全性能下降，部分設備已無廠家生產維護，存在安全運行風險。

（2）運行超過20年的35 kV移動變電站中，一次和二次設備嚴重老化，維修維護困難。

（3）部分110 kV 變電站變壓器為強油風冷型，存在冷卻裝置維護量大、能耗高、春夏季易過熱的問題。

（4）部分35 kV 變電站仍使用以GG1A 型為代表的老式6（10）kV開關柜。此類型開關柜老化嚴重，運行故障率較高，而且柜體廠家已經退出市場，柜體及柜內配件通過物資渠道已無法購置。

（5）部分110 kV和35 kV變電站仍使用老式電磁型繼電器保護裝置，運行年限超過20 年，繼電器、端子排老化嚴重，備品備件采購困難。另外，部分35 kV變電站的保護系統是早期微機綜合自動化保護裝置，投運年限長、故障頻發，且部分廠家已退出市場，無法維護。

2.2 網架結構不合理

油田電力系統經過多年發展，電網結構不斷趨于合理，但是局部區域網架結構不盡合理，主要存在以下問題。

（1）因近幾年產能負荷大幅增加，部分110 kV變電站負載率偏高，變電站之間相互轉移負荷困難，無法承擔新增負荷。

（2）部分35 kV 變電站環網負荷高，系統運行方式單一固化，沒有冗余能力，嚴重時需限制部分產能負荷，線路故障時負荷無法轉出；同時因保護定值受網架結構限制，接帶負荷受限。

（3）部分35 kV 變電站只有單主變或者單回電源線路供電，線路孤網運行，線路故障和檢修時，需要停運產能負荷。

2.3 安全隱患突出

電力系統對安全可靠性的要求很高，任何外力破壞和任何具有缺陷的設備或技術都有可能產生安全隱患。

（1）部分35 kV 箱式變電站所在位置地勢低洼，通風除潮效果不良，受潮凝露現象嚴重，設備絕緣強度下降。雖然采取了多種除潮措施，但不能從根本上解決問題，尤其雷雨季節設備間放電現象時有發生，引發短路跳閘故障。

（2）大部分110 kV 雙回線路采用橫差保護，受橫差保護自身原理影響，線路故障時存在保護拒動、擴大停電范圍的風險。

（3）隨著城區綠化、防風林種植及退耕還林的開展，架空線路下方、周圍樹木越來越多，這些樹木與線路并行或跨越線路，雷雨大風等惡劣天氣樹木可能會傾倒或隨風舞動，樹枝也可能折斷落于線路導線上，嚴重影響供電可靠性。另外由于城市擴建、城市管理等多方原因，架空線路下方或線路保護區周邊垃圾場、廢品回收站、違章建筑等大量存在，異物掛碰導線故障時常發生，嚴重影響供電可靠性。

（4）部分地區35 kV 及以上電壓等級線路的電桿和電纜溝位于低洼地帶，運行條件惡劣，夏天受水浸泡，冬天受凍脹，電桿存在不同程度裂紋，電纜絕緣性能降低，電纜溝積水嚴重，影響線路安全運行。

（5）部分110 kV變電站35 kV消弧線圈容量不足，在線路故障跳閘時存在發生串聯諧振過電壓的風險[1]，誘發電網設備絕緣故障。

2.4 防災能力不強

油田電網在防災方面采用的設計標準部分高于國家標準或與國家標準相同，但是隨著油田電網規模逐年擴大，輸電線路點多面廣分布密集，線路保護區環境復雜，在雷電、大風、雨雪等極端惡劣天氣下，易發生雷害、異物、覆冰等跳閘事故，電網穩定性和可靠性無法得到保障，存在以下問題：

（1）目前，油田變電站常規設計采用開關場戶外布置方式，雖然按照設計標準安裝有避雷針，但雷擊區域、雷電密集程度及閃電強度不確定，導致變電站設備存在被雷擊破壞的可能。

（2）35 kV 及以上電壓等級線路上瓷質絕緣子運行工況檢測必須通過登塔帶電操作和火花間隙觀察，作業風險高、勞動強度大、效率低。

（3）對于35 kV 及以上電壓等級線路的避雷器，檢修難度大，按照規程要求必須定期停電進行絕緣電阻測量和泄漏電流測試。

（4）目前油田電網在用的6（10）kV普通氧化鋅避雷器因長時間承受工頻電壓會加速氧化鋅閥片老化，且運行中不易發現避雷器失效缺陷，導致雷電防護能力降低，雷擊時發生瞬時短路故障。

（5）油田變電站現有防雷措施雖符合國家標準，但根據國網公司、南網公司等單位多年運行經驗，在變電站進線門型架構上加裝避雷器能進一步增強變電站雷電侵入波過電壓保護能力，提升變電站電氣設備的防雷水平。

3 解決措施

3.1 更新老化電力設施

（1）對老化嚴重的35 kV 固定式變配電站和移動式變電站整體進行改造，更新主廠房、一二次設備及交直流系統等。

（2）110 kV變壓器老式強油風冷型變壓器更新為新型節能自冷式變壓器，對變壓器附屬設施進行維護。

（3）35 kV 變電站以GG1A 型為代表的老式6（10）kV開關柜更新為金屬鎧裝封閉式開關柜。

（4）110 kV 和35 kV 變電站老式電磁型繼電器保護裝置和早期微機綜合自動化保護裝置，更新為新型微機自動化保護裝置。

3.2 優化調整網架結構

（1）對于因負荷增加導致供電能力不足的變電站或者電力線路，可進行原地改造增容，或者通過新建變電站和電力線來增強供電能力，以提高網架結構穩定性[2-3]。以110 kV 龍河一次變增容改造為例，龍河一次變主變容量為2×40 MVA，2019年，龍河一次變總負荷約為69.455 MW，負載率將達到86.81%，目前龍河一次變周邊的110 kV 變電站（杏南一次變、杏北一次變）負載率均偏高，龍河一次變負荷不易轉移出去。2030 年，龍河一次變總負荷約達到105.5 MW，2 臺40 MVA 主變容量不能滿足用電需求，需將2臺主變增容至2×63 MVA。龍河一次變目前有110 kV 進線2 回，其中1 回由220 kV 先鋒變的110 kV 鋒河乙線直接引出，另1 回由220 kV 先鋒變至110 kV 杏北變鋒北線T接，導線型號均為LGJ-240 。主變增容后需調整其110 kV 電源線路接入系統方式，將鋒北線T接至110 kV 龍河變的線路拆除，改為由220 kV 同北變的110 kV 母線引接，同北變至龍河變的同河線直接接入，同北變為主供電源，先鋒變為備用，新建1條單回塔線路，采用LGJ-240導線。該電網結構調整見圖1。

圖1 龍河一次變110 kV電源線路調整示意圖Fig.1 Schematic diagram of the power line adjustment of 110 kV Longhe Primary Substation

（2）對于局部區域不合理的電網結構，需調整優化網架結構[4]，緩解環網負荷壓力，增加系統供電能力。以采油八廠地區局部電網調整為例，將35 kV 徐一二線破口接入宋南變，由宋南變作為主電源接帶徐一變、徐二變、徐深9 變，同時緩解35 kV 宋徐線和宋一線冬季大負荷期間線路接帶負荷接近滿載的情況。該電網結構調整見圖2。

圖2 采油八廠局部網架調整示意圖Fig.2 Schematic diagram of the adjustment of partial grid structure in No.8 Oil Production Plant

（3）外圍油田和海拉爾油田單電源供電問題突出，通過調整電網結構解決。以采油九廠地區單電源改造為例，在古一變旁邊新建35 kV開關站，具有6個開關間隔，并配備相應保護裝置。新建35 kV線路T 接到35 kV 龍敖線；古一變至古三變T 接處拆除，新建線路，古三變接入新建開關站；龍古線至古一變兩側線路拆除，龍古線、古一變、布一變接入新建開關站。該電網結構調整見圖3。

圖3 采油九廠單電源調整示意圖Fig.3 Schematic diagram of the single power adjustment in No.9 Oil Production Plant

3.3 加強系統安全隱患治理

（1）采用密封措施對35 kV 箱式變進行密封改造[5]，包括箱式變門密封、頂部密封、底部座密封等，有效防止箱式變內部受潮帶來的安全隱患。

（2）隨著變電站綜合改造，逐步進行光纖縱差保護改造，增設光纖縱差保護，全線敷設專用保護用光纖通道。同時，油田電網今后新建的110 kV雙回線路設計采用光纖縱差保護[6]，不再設置橫差保護。

（3）改善35 kV 和110 kV 架空線路運行環境，優化更改線路走向，調整線路結構、維修或更換受損線路電桿、鐵塔等。

（4）將35 kV和110 kV進入老化期的隱患電纜進行更換，按照電纜溝敷設的，新建或修整電纜溝。

（5）將變電站內容量不足的35 kV 消弧線圈更換增容，將更換下來的適容消弧線圈更換至其他變電站。

3.4 提高電網防災減災能力

（1）新建或擴改建變電站采用設備戶內布置方式，減少氣候因素對設備運行的影響，整體提升變電站防護水平，同時有效降低維護工作量，提升運行可靠性和連續性。

（2）新建的110 kV和35 kV架空線路絕緣子串以鋼化玻璃材質[7]為主，對110 kV 和35 kV 輸電線路現有瓷絕緣子逐年進行更換。玻璃材質絕緣子在線檢測準確便捷，失效檢出率低，抗老化性能優越。

（3）將110 kV和35 kV輸電線路上無間隙線路避雷器加裝在線監測裝置[8]。線路避雷器在線監測裝置可監測避雷器通過沖擊大電流的次數，反映避雷器剩余壽命及是否需要預防性試驗，有效避免避雷器帶缺陷運行。

（4）對110 kV和35 kV線路易落雷線段，尤其是變電站進線側加裝避雷器。該措施在架空線路終端桿塔安裝避雷器的基礎上，為變電站提供雙重防范雷電波侵入的保護措施，能進一步提升變電站電氣設備的防雷水平。

（5）逐步替換普通的6（10）kV 氧化鋅避雷器，提高線路耐雷水平。

（6）新建線路接地裝置優先采用接地模塊。接地模塊的主要材料是由導電的非金屬材料、電解質材料、化合填充物組成，自身有很強的吸濕保濕能力，使周圍土壤保持濕潤，保證接地模塊導電作用，同時接地體中導電物的導電特性不受干濕度、高低溫等季節變化影響。接地總體抗腐蝕性能良好，設計使用壽命達30 年，能提供穩定的接地電阻[9]。

（7）逐步將110 kV 變電站一、二次電纜設備、電纜豎井口、各功能柜電纜進出口，使用阻燃封堵材料進行孔洞封堵。

（8）對于6（10）kV線路有針對性地在輸電線路裸導線上加裝絕緣防護層[10]或者直接更換為絕緣導線，以防止惡劣天氣下樹木舞動、樹枝刮落對線路平穩運行的影響。

4 結束語

（1）由于油田不斷地持續發展壯大，超過運行年限、腐蝕老化的電力設備設施也在逐年增加，針對此類問題的解決措施即更新更換老化老舊的電力設備設施，提高電力設備設施的本體質量，從而提高供電可靠性。

（2）隨著油田用電負荷的逐年增加，出現油田局部電網規模、電源點分布、電網結構不合理等問題，可增容或者新建變電站、電力線路來增加供電能力，并調整網絡結構使其盡量平衡以穩定電網，提高電網經濟運行水平。

（3）電網規模不斷擴大，電力系統結構的復雜性顯著增加，電網的安全穩定性問題越顯突出，需技術更新和改造存在隱患的設備設施。

（4）暴雨雷擊等不可控災害是影響電力系統安全穩定運行的重要因素，全面提升油田電網防雷減災能力，進一步提升電網防雷水平和防雷設施運行可靠性，是維護電氣設備和輸配電網絡安全的重要保障。

雖然油田電網還存在諸多問題亟待解決，但是通過采取合理的改造措施，并努力提高管理標準，可全面消除缺陷和隱患，為油田生產提供安全、可靠的電力保障。