110kV供電系統擴建改造方案

通用技術集團工程設計有限公司 連金羝

棗礦集團內部電網以35kV 電壓等級為主輸送電力。有53條35kV 線路，總長328公里，東西距離120公里，橫跨濟寧和棗莊。根據集團內發電廠和變電站的分布情況，內部電網分為三個區域：京滬鐵路以東，主要包括八一、陶莊和建陽三個電廠，陶莊、井亭、官北、山家林、甘霖、朱子埠、棗莊等礦井35kV 變電站，薛城駐地及輔助單位；中心區位于滕州市西崗市，主要由四座電廠組成：蔣莊、柴里、富源、付村，以及田陳、蔣莊、柴里等礦井35kV 變電站；西部地區位于濟寧市微山縣劉莊鎮，主要由新安、新源、濱湖等礦山的35kV 變電站組成。礦區東部有10條35kV 線路連接棗莊電力局，礦區西部有11條35kV 線路連接微山電力局，礦區內部共有32條35kV 線路。

礦區內部電網建成投產以來，運行穩定，供電負荷和銷售電量逐年增加，的從2005年的每年6億kWh 增加到2015年的每年13億kWh。內部發電廠供內部電網年供電量約為6.5億kWh，發電廠的自轉銷售電量為2億kWh；由于35kV 電壓等級、電力容量和距離的限制，公用電廠以上地方電網占主導地位，內部發電廠每年向電力局供應電量4.2億kWh。內部電網每年必須從電力局購買電量6.5億kWh。目前，集團內部電網發電量與用電量基本持平，略有盈余，但約50%的電量必須從公共電網購買；隨著國內電廠容量的升級和擴容，電力生產和供應能力逐年增加，遠遠超過了內部電網用電負荷的增長速度，但仍需外購電力。其棗礦集團內部電網供電負荷分布圖如圖1所示。

圖1 棗礦集團內部電網供電負荷分布圖

鑒于棗礦集團內部電網中發電廠和變電站的分布情況，以及發電廠的輸電需求，在棗礦集團內部擴建高輸電能力的供電系統迫在眉睫。因此，本文詳細分析了棗礦集團內部110kV電力系統擴建改造方案的可行性和必要性，并制定了改造方案，主要包括：新建三座110kV 變電站，改造一座原有110/35kV變電站（啟用110kV 側110kV 側），新建三條110kV 雙回輸電線路，改造原有兩條110kV 輸電線路（35kV 降壓運行）；完成了部分35kV 變電站和輸電線路的建設和改造，還有部分二次系統的改造。

1 改造方案必要性分析

根據棗礦集團內部電網發展及用戶開發情況，集團內部電網近期及遠期電力平衡如表1所示。

表1 集團內部電網近期及遠期電力平衡表（MW）

1.1 提升內部電網供電能力的需要

根據能量平衡分析，隨著內部發電廠的發展，供電能力有了很大提高，但仍需購買部分內部電網負荷進行電力運行。主要原因是由于現有35kV 電壓等級輸電距離和容量的限制，無法滿足內部遠離電網東部的用電負荷的用電需求。內部電網的東部地區主要依賴公共電網，因此有必要增加內部電網對該地區的輸電能力。隨著內部發電廠的發展和發電能力的增強，有必要開發更多的電力用戶。目前，有供電需求的新用戶不在內部電網的供電范圍內。由于棗莊供電公司變電站的改造，造成棗莊地區與濟寧威山之間的35kV 相角差為30°。雖然采用了角度轉換措施，但對內部電網東部和西部之間的負荷交換有限制性影響。

1.2 滿足用電負荷快速增長的需要

為了充分發揮棗礦內部電廠自用和冗余上網的優勢，盡可能協調礦區內部電網的供電，并在東、西部分配電力負荷，必須建設高輸電能力的電力系統。為此，內部電網建設110kV 供電系統勢在必行。棗礦內部電網負荷逐年增加，部分地區用電能力已達極限。因此，有必要提高電網的供電能力，以滿足增加負荷的需要，這不僅有利于減少損失，而且有利于提高供電的安全性和可靠性，減少事故的發生[1]。

1.3 升級內部電網網架結構的需要

隨著電力系統的發展和國家電力供應政策的放開，電力生產和供應的市場化運作逐步展開[2]。為配合國家打破電力壟斷行業的政治支持，棗礦集團堅持礦區循環經濟戰略發展，建設節能型企業，延伸煤炭產業鏈，充分利用內部現有電廠和煤炭資源優勢，構建煤電聯營、自備電網發供電一體的戰略部署[3]。

目前，礦區東部和西部的主要輸電線路為35kV電壓等級（雙回路LGJ-240/30）富—八（富源電廠—八一電廠）線路全長25.5km，負責東部和西部電廠的負荷交換。受35kV 電壓等級輸電距離的限制，線路長、損耗大，負荷交換能力小，無法滿足東部供電負荷需求，制約著礦區內部電網的負荷調配。

考慮到內部電網的規模、供電安全和供電能力，建設內部電網的110kV 供電系統是棗礦內部電網的發展方向。110kV 輸電線路供電距離長，損耗小，負荷輸送能力大，促進了礦區供電安全，減少了事故發生。

2 改造方案可行性分析

2.1 安全分析

礦區電網110kV 供電系統形成后，以110kV 為主送電等級，35kV/10kV/6kV 為配電系統，依托當地電網（電力公司電網），避免了內部電網獨立運行的風險，尤其是一旦主發電機組解列，內部電網存在崩潰的可能性。加上電力調度綜合自動化系統的技術支持，即使內部電廠出現緊急停機時，能及時調整電網內部負荷，將電網內部負荷轉移到當地電網運行，既保證了礦井供電的連續運行，又保證了內部電網運行的安全穩定。充分發揮礦井運行管理的經濟效益，最大限度地實現內部電廠自發自用，多余上網。

以二期杜廟和建國為主的四條110kV 線路接入當地電網，可滿足內部電網28萬kW 的輸電能力。即使八一電廠和富源電廠同時大修或故障解列，仍能滿足內部電網用戶的用電安全要求。

礦區內部電網供電的所有35kV 礦井變電站均能實現兩個不同區域的供電，滿足煤礦安全規程的要求，提高了礦區電網的安全性和可靠性。

2.2 技術可行性

與35kV 電力系統相比，110kV 電力系統線損降低90%，電力容量增加3倍；供電范圍可達150km，增加了變電站的供電范圍和變電站之間的負荷交換能力。因此，110kV 電力系統顯著提高了供電的穩定性和整個礦區內部電網的安全性。

集團內部電網的運行維護方，即棗礦集團供電處，在礦區內部電網調度的建設和運營方面積累了豐富的經驗。從工程技術到運行管理和調度，可以滿足110kV 系統運行的要求，從人員到設備也可以滿足工程建設的要求。供電部門多年來在35kV 系統管理方面提供安全供電，具有良好的基礎。35kV礦區內部電網由集團公司設計建設。從運行情況來看，取得了巨大的經濟效益，提高了供電的安全性和可靠性，有成熟的技術經驗。

3 改造方案

本次改造方案分為兩期：一期為電網內部主干網及配套工程，構成內部電網東西部之間的電力輸送通道；二期是內部電網與當地電網的連接工程，連接內部電網主干網東部和西部的當地電力公司，以提高供電可靠性。棗礦集團內部電網擴建改造前后結構圖如圖2所示。

圖2 內部電網擴建改造前后結構圖

3.1 一期改造方案

由于棗莊供電公司變電站進行改造后，造成棗莊與微山地區35kV 相位差為30°。因此，棗礦集團內部電網的35kV 系統與公共電網之間的連接在東部為三角形接線，在西部為星形接線。在110kV電力系統改造完成之前，35kV 內部系統將有相位差。因此，在柴里電廠、富源電廠、八一電廠和洪村35kV 變電站將自西向東建設四座110kV 變電站。其中除富源電廠為恢復啟用原有變電站內110kV 側GIS 設備、測量和保護設備外，其余均為新建項目。

3.1.1 洪村電廠變電站改造方案

新建洪村110kV 變電站主變壓器預計容量為2×63MVA。110kV 主電氣接線擬為單母線段連接。本次改造建成一條單母線接線，規劃6回110kV 進出線，本階段建成的6回分別位于建國220kV 變電站、八一電廠110kV 變電站和主變壓器各2回。

35kV 電氣主接線規劃為單母線分段接線，進線2回（電纜進線）分別連接至洪村變電站現有的35kV 電源；主變壓器進線2回和出線9回，分別至濰焦集團（LGN）35kV 變電站2回、洪村35kV變電站3回、朱子埠35kV 變電所2回、備用2回。35kV 配電裝置采用氣體絕緣金屬封閉式開關柜，戶內單列布置。其中110kV 中性點設計為直接接地，35kV 中性點設計為不接地。

3.1.2 八一電廠變電站改造方案

新建八一電廠110kV 變電站主變壓器的預期容量為2×63MVA。根據《35kV～110kV 變電站設計規范》GB50059-2011第3.2.4條規定：當110kV線路為6回或6回以上時，應采用雙母線接線。因此，基于變電站設計規范，八一發電廠110kV 變電站內部110kV 電力系統改造為雙母線加聯絡接線。本期建成雙母線接線，本期建成110kV 進出線8回，分別至富源電廠110kV 變電站、洪村110kV 變電站、八一電廠、主變壓器各2回。

在35kV 變電站35kV 配電室新增2臺電纜進線柜和2臺出線柜。在本地配置保護、測量和控制裝置。2臺進線柜的電源從新八一電廠110kV 變電站主變壓器的出線側，通過電纜連接。35kV 配電裝置采用氣體絕緣金屬封閉式開關柜。

其中110kV 中性點設計為直接接地。主變壓器的35kV 側通過電纜直接連接到八一發電廠35kV 變電站的35kV 母線側。

3.1.3 柴里電廠電站改造方案

新建柴里110kV 變電站主變壓器預計容量為2×63MVA，主變壓器為三繞組變壓器。110kV 主電氣接線擬為單母線分段接線。本期將建成單母線接線，110kV 進出線6回分別至杜廟220kV 變電站、富源電廠110kV 變電站、主變壓器各2回。

35kV 電氣主接線為單母線分段接線，出線4回分別至盛隆焦化35kV 變電站和柴里35kV 變電站各2回。35kV 配電裝置采用選用氣體絕緣金屬封閉式開關柜，戶內單列布置。在35kV 變電站戶外35kV配電裝置場地新增2臺35kV 組合開關。電源引自并就地配置保護、測控裝置。兩回電源引自新建柴里110kV 變電站35kV 出線側。由于為室外分散室配電裝置系統，需要增加外部結構、母線接線、線夾等輔助裝置。其中110kV 中性點設計為直接接地，35kV 中性點設計為不接地。

3.1.4 富源電廠變電站改造方案

富源110kV 變電站啟用110kV 系統對110kV系統設備進行檢測。重新設置110kV 系統保護、測控系統。控制、保護、操作設備設置在110kV 配電室和控制室內。

一期工程完成后，柴里110kV 變電站、富源電廠110kV 變電站、八一電廠110kV 變電站、洪村110kV 變電站等四個樞紐變電站均通過雙回路110kV 輸電線路自西向東可靠連接，促進集團內電網東部和西部之間的電力調度和輸送。

3.2 二期改造方案

新建兩條110kV 雙回路輸電線路，分別于礦區東、西部將內部電網主干網接入地方電網。

西部：新建杜廟220kV 變電站至柴里110kV 變電站雙回路110kV 輸電線路，線路長度約7公里，利用原富源電廠至新安煤礦部分110kV 雙回輸電線路，形成完整的輸電線路。柴里發電廠110kV 變電站至新安煤礦新建雙回輸電線路（利用部分原有線路）。

東部：新建建國220kV 變電站—洪村110kV 變電站雙回路110kV 輸電線路，線路長約11公里。

3.3 二次系統改造方案

3.3.1 新建變電站站用電及直流系統

①站用電系統。站用電兩回電源分別引自專用變壓器柜及低壓開關柜，站用電電壓為：380/220V，采用三相四線制中性點直接接地系統，低壓側接線形式為單母線分段接線，正常運行情況下，兩段母線分列運行，互為備用，設分段備投。站用配電屏布置在控制室內。

②直流系統。直流系統電源引自所用電交流屏，充電設備采用220V 智能高頻開關電源，冗余配置。蓄電池選用閥控式鉛酸蓄電池組，蓄電池組屏安裝于控制室[4]。

3.3.2 照明

變電站照明設計根據《建筑照明設計標準》GB50034的有關規定[5]。在控制室、屋內配電裝置室及屋內主要通道等處裝設事故照明。

3.3.3 過電壓保護及防雷接地

根據《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合設計規范》GB/T50064-2014采用氧化鋅避雷器作為限制雷電及操作過電壓措施[6]。本站防直擊雷保護采用獨立避雷針防雷。接地采用垂直接地極和水平接地相結合的復合接地網。

3.3.4 微機監控系統、系統保護及元件保護

本次新建110kV 變電站自動化系統采用分散式，布置采用分散與集中相結合的方式，對于110kV 線路及主變壓器部分的監控和保護設備按單元組屏布置在控制室內，對于35kV（10kV）線路采用分散布置的方式，其監控、保護、測量、信號裝置均安裝在35kV（10kV）開關柜上，在35kV（10kV）配電裝置與控制室之間設總線，與監控裝置相連接[7]。

3.3.5 系統通信及調度自動化

一期工程根據棗礦集團內部電網調度管理規定：統一調度、分層管理的原則。待二期工程投入后根據電力電網調度管理規程規定：統一調度、分層管理的原則。

棗礦集團內部通過新建三座110kV 變電站，改造一座原有110/35kV 變電站（啟用110kV 側110kV 側），新建三條110kV 雙回輸電線路，改造原有兩條110kV 輸電線路（35kV 降壓運行）；完成了部分35千伏變電站和輸電線路的建設和改造；完成了部分二次系統改造等，順利完成了110kV 供電系統擴建改造，后期投產后，可為礦區內部電網增加供電能力。新增電能可全部輸送至內部電網東部區域用電企業，減少外購電量。此外，110kV 供電系統整體擴建完成后，隨供電半徑的增大，供電用戶的增加，八一電廠二期350MW 機組可建設投產，增加對外銷售電量。同時按照國家政策積極發展用戶，擴大銷售電量，新增效益。