華北油田變電站電力系統(tǒng)改造方案設(shè)計及評價

何 軍

貴州電子信息職業(yè)技術(shù)學院

華北油田變電站電力系統(tǒng)改造方案設(shè)計及評價

何 軍

貴州電子信息職業(yè)技術(shù)學院

隨著油田的不斷開發(fā)和建設(shè)，華北油田變電站電力系統(tǒng)已不能滿足生產(chǎn)需求。以低投資、小工量、新技術(shù)為原則設(shè)計出了3套電力系統(tǒng)改造方案，通過對技術(shù)、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(shù)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(shè)備改造；方案；費用；盈虧平衡

華北油田電力系統(tǒng)自建設(shè)以來已經(jīng)運行30多年，隨著油田的不斷開發(fā)和建設(shè)，變電站已不能滿足生產(chǎn)需求。本文以低投資、小工量、新技術(shù)為原則設(shè)計出3套改造方案，通過對技術(shù)、性能、費用等各種因素綜合分析比對，確定了技術(shù)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(shè)計方案一

舊的220 kV高壓斷路器、電壓互感器、隔離開關(guān)等設(shè)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(shè)備拆除，改為35 kV戶外式，擬建1棟綜合配電樓，內(nèi)設(shè)110 kV中控室、35 kV開關(guān)室等；110 kV和35 kV進、出線材質(zhì)為電纜。

（1）主變壓器優(yōu)選。根據(jù)預測負荷的結(jié)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(shè)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(cè)電容器組。裝置主要由進線隔離開關(guān)、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(shè)計。220 kV配電裝置等保持不變，拆除10 kV無功補償設(shè)備和輔助廠房。擬建造1棟綜合樓，包括35 kV配電設(shè)備和相關(guān)配套的生產(chǎn)和輔助生產(chǎn)的房間，35 kV配電裝置戶內(nèi)交流移開式開關(guān)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(nèi)共箱式。

（5）自動化系統(tǒng)優(yōu)選。全站控制和通信結(jié)構(gòu)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(shè)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(shè)備連接該變電站至電力調(diào)度中心。

圖1 變電站控制和通信結(jié)構(gòu)

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

2 設(shè)計方案二

保持老站原有各開關(guān)場的位置，一次設(shè)備運行狀況良好的繼續(xù)使用，高故障率、老化的電器設(shè)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(diào)壓變壓器，選擇強迫油循環(huán)風冷。

3 設(shè)計方案三

根據(jù)老變電站位置基礎(chǔ)，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(nèi)均采用GIS設(shè)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(nèi)開關(guān)柜采用5回的電纜出線，選擇10 kV無功補償設(shè)備[4]。

（1）主要設(shè)備選擇。根據(jù)負荷預測結(jié)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?nèi)萘窟x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(diào)壓的變壓器[5]。采用戶內(nèi)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(nèi)交流金屬封閉鎧裝移開式開關(guān)設(shè)備。按變壓器30%的容量來考慮10 kV無功補償設(shè)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(shè)有控制和保護220 kV配電裝置和主變壓器裝置的設(shè)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(guān)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(shù)經(jīng)濟比較分析

3個方案技術(shù)經(jīng)濟指標的對比見表1。患，并且實際應用中也不會對油田供電設(shè)備的正常作業(yè)造成影響，技術(shù)層面上完全符合要求，供電的安全性有保障，經(jīng)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(shè)計方案各項數(shù)據(jù)比較

4.1 經(jīng)濟評價

1年建設(shè)期和20年生產(chǎn)期，即評價計算期為21年；生產(chǎn)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(shè)備的平均折舊年限是10年；預計的凈殘值率為5%。無形資產(chǎn)的攤銷預算為10年；剩余資產(chǎn)全部攤銷在投產(chǎn)第一年上。按照固定資產(chǎn)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?nèi)部收益率為11%；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(jù)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(jù)分析計算結(jié)果，稅后財務(wù)內(nèi)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(jù)以上分析，該項目具有較好的經(jīng)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(shè)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(wǎng)的優(yōu)化設(shè)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(shè)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(shù)的綜合網(wǎng)管平臺研究[J]．電力系統(tǒng)通信，2010，31（9）：55-61.

（欄目主持 關(guān)梅君）

根據(jù)對比結(jié)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(shù)。

2015-08-05

18785593839、yaoyao365@163.com