大庆油田电网存在问题分析及解决措施探讨

孙宁

大庆油田工程有限公司

随着油田开发生产的不断发展，油田电网作为助力油田的重要节点，存在的问题也随之增多且日益凸显，影响油田供电系统的安全可靠及电网电能质量。全面分析油田电网存在的问题，提出有效应对的解决措施，提高油田电网稳定性、电能质量，改善油田整体网架运行质量，确保油田电网平稳运行和油气正常生产，已成为油田开发生产重要的研究课题，对油田发展具有深远意义。

1 电网概况

大庆油田电网是全国最大的企业电网，主要承担为油田生产和居民生活提供电力保障的任务。大庆油田电网一次变电站的电压等级为110 kV，二次变电站的电压等级为35 kV（1 座为66 kV），配电网电压等级在中区油田为6 kV，在外围油田以10 kV为主。油田电网覆盖大庆油田及周边地区，东西及南北方向最远距离均约为160 km，此外在哈尔滨、齐齐哈尔、内蒙古呼伦贝尔和蒙古塔木察格等地区也有分布。目前，油田供配电网络包括自备电厂3 座，110 kV 变电站37 座，110 kV 输电线路77 条共1 573 km，35 kV 变电站272 座，35 kV 输电线路446条共2 958 km。

油田电力系统经过不断的技术创新、管理升级，整体安全、优质、经济供电的能力取得较大进步，但仍存在电力设备设施老化、网架结构不合理、安全隐患突出、防灾能力不强等问题。

2 存在问题

2.1 电力设施老化

部分早期投运的电力设施至今没有经过全面改造，设备老化且无备件，主要存在以下问题：

（1）运行超过20年的35 kV变电站和6（10）kV配电所中，主厂房、一二次设备、交直流系统严重老化，安全性能下降，部分设备已无厂家生产维护，存在安全运行风险。

（2）运行超过20年的35 kV移动变电站中，一次和二次设备严重老化，维修维护困难。

（3）部分110 kV 变电站变压器为强油风冷型，存在冷却装置维护量大、能耗高、春夏季易过热的问题。

（4）部分35 kV 变电站仍使用以GG1A 型为代表的老式6（10）kV开关柜。此类型开关柜老化严重，运行故障率较高，而且柜体厂家已经退出市场，柜体及柜内配件通过物资渠道已无法购置。

（5）部分110 kV和35 kV变电站仍使用老式电磁型继电器保护装置，运行年限超过20 年，继电器、端子排老化严重，备品备件采购困难。另外，部分35 kV变电站的保护系统是早期微机综合自动化保护装置，投运年限长、故障频发，且部分厂家已退出市场，无法维护。

2.2 网架结构不合理

油田电力系统经过多年发展，电网结构不断趋于合理，但是局部区域网架结构不尽合理，主要存在以下问题。

（1）因近几年产能负荷大幅增加，部分110 kV变电站负载率偏高，变电站之间相互转移负荷困难，无法承担新增负荷。

（2）部分35 kV 变电站环网负荷高，系统运行方式单一固化，没有冗余能力，严重时需限制部分产能负荷，线路故障时负荷无法转出；同时因保护定值受网架结构限制，接带负荷受限。

（3）部分35 kV 变电站只有单主变或者单回电源线路供电，线路孤网运行，线路故障和检修时，需要停运产能负荷。

2.3 安全隐患突出

电力系统对安全可靠性的要求很高，任何外力破坏和任何具有缺陷的设备或技术都有可能产生安全隐患。

（1）部分35 kV 箱式变电站所在位置地势低洼，通风除潮效果不良，受潮凝露现象严重，设备绝缘强度下降。虽然采取了多种除潮措施，但不能从根本上解决问题，尤其雷雨季节设备间放电现象时有发生，引发短路跳闸故障。

（2）大部分110 kV 双回线路采用横差保护，受横差保护自身原理影响，线路故障时存在保护拒动、扩大停电范围的风险。

（3）随着城区绿化、防风林种植及退耕还林的开展，架空线路下方、周围树木越来越多，这些树木与线路并行或跨越线路，雷雨大风等恶劣天气树木可能会倾倒或随风舞动，树枝也可能折断落于线路导线上，严重影响供电可靠性。另外由于城市扩建、城市管理等多方原因，架空线路下方或线路保护区周边垃圾场、废品回收站、违章建筑等大量存在，异物挂碰导线故障时常发生，严重影响供电可靠性。

（4）部分地区35 kV 及以上电压等级线路的电杆和电缆沟位于低洼地带，运行条件恶劣，夏天受水浸泡，冬天受冻胀，电杆存在不同程度裂纹，电缆绝缘性能降低，电缆沟积水严重，影响线路安全运行。

（5）部分110 kV变电站35 kV消弧线圈容量不足，在线路故障跳闸时存在发生串联谐振过电压的风险[1]，诱发电网设备绝缘故障。

2.4 防灾能力不强

油田电网在防灾方面采用的设计标准部分高于国家标准或与国家标准相同，但是随着油田电网规模逐年扩大，输电线路点多面广分布密集，线路保护区环境复杂，在雷电、大风、雨雪等极端恶劣天气下，易发生雷害、异物、覆冰等跳闸事故，电网稳定性和可靠性无法得到保障，存在以下问题：

（1）目前，油田变电站常规设计采用开关场户外布置方式，虽然按照设计标准安装有避雷针，但雷击区域、雷电密集程度及闪电强度不确定，导致变电站设备存在被雷击破坏的可能。

（2）35 kV 及以上电压等级线路上瓷质绝缘子运行工况检测必须通过登塔带电操作和火花间隙观察，作业风险高、劳动强度大、效率低。

（3）对于35 kV 及以上电压等级线路的避雷器，检修难度大，按照规程要求必须定期停电进行绝缘电阻测量和泄漏电流测试。

（4）目前油田电网在用的6（10）kV普通氧化锌避雷器因长时间承受工频电压会加速氧化锌阀片老化，且运行中不易发现避雷器失效缺陷，导致雷电防护能力降低，雷击时发生瞬时短路故障。

（5）油田变电站现有防雷措施虽符合国家标准，但根据国网公司、南网公司等单位多年运行经验，在变电站进线门型架构上加装避雷器能进一步增强变电站雷电侵入波过电压保护能力，提升变电站电气设备的防雷水平。

3 解决措施

3.1 更新老化电力设施

（1）对老化严重的35 kV 固定式变配电站和移动式变电站整体进行改造，更新主厂房、一二次设备及交直流系统等。

（2）110 kV变压器老式强油风冷型变压器更新为新型节能自冷式变压器，对变压器附属设施进行维护。

（3）35 kV 变电站以GG1A 型为代表的老式6（10）kV开关柜更新为金属铠装封闭式开关柜。

（4）110 kV 和35 kV 变电站老式电磁型继电器保护装置和早期微机综合自动化保护装置，更新为新型微机自动化保护装置。

3.2 优化调整网架结构

（1）对于因负荷增加导致供电能力不足的变电站或者电力线路，可进行原地改造增容，或者通过新建变电站和电力线来增强供电能力，以提高网架结构稳定性[2-3]。以110 kV 龙河一次变增容改造为例，龙河一次变主变容量为2×40 MVA，2019年，龙河一次变总负荷约为69.455 MW，负载率将达到86.81%，目前龙河一次变周边的110 kV 变电站（杏南一次变、杏北一次变）负载率均偏高，龙河一次变负荷不易转移出去。2030 年，龙河一次变总负荷约达到105.5 MW，2 台40 MVA 主变容量不能满足用电需求，需将2台主变增容至2×63 MVA。龙河一次变目前有110 kV 进线2 回，其中1 回由220 kV 先锋变的110 kV 锋河乙线直接引出，另1 回由220 kV 先锋变至110 kV 杏北变锋北线T接，导线型号均为LGJ-240 。主变增容后需调整其110 kV 电源线路接入系统方式，将锋北线T接至110 kV 龙河变的线路拆除，改为由220 kV 同北变的110 kV 母线引接，同北变至龙河变的同河线直接接入，同北变为主供电源，先锋变为备用，新建1条单回塔线路，采用LGJ-240导线。该电网结构调整见图1。

图1 龙河一次变110 kV电源线路调整示意图Fig.1 Schematic diagram of the power line adjustment of 110 kV Longhe Primary Substation

（2）对于局部区域不合理的电网结构，需调整优化网架结构[4]，缓解环网负荷压力，增加系统供电能力。以采油八厂地区局部电网调整为例，将35 kV 徐一二线破口接入宋南变，由宋南变作为主电源接带徐一变、徐二变、徐深9 变，同时缓解35 kV 宋徐线和宋一线冬季大负荷期间线路接带负荷接近满载的情况。该电网结构调整见图2。

图2 采油八厂局部网架调整示意图Fig.2 Schematic diagram of the adjustment of partial grid structure in No.8 Oil Production Plant

（3）外围油田和海拉尔油田单电源供电问题突出，通过调整电网结构解决。以采油九厂地区单电源改造为例，在古一变旁边新建35 kV开关站，具有6个开关间隔，并配备相应保护装置。新建35 kV线路T 接到35 kV 龙敖线；古一变至古三变T 接处拆除，新建线路，古三变接入新建开关站；龙古线至古一变两侧线路拆除，龙古线、古一变、布一变接入新建开关站。该电网结构调整见图3。

图3 采油九厂单电源调整示意图Fig.3 Schematic diagram of the single power adjustment in No.9 Oil Production Plant

3.3 加强系统安全隐患治理

（1）采用密封措施对35 kV 箱式变进行密封改造[5]，包括箱式变门密封、顶部密封、底部座密封等，有效防止箱式变内部受潮带来的安全隐患。

（2）随着变电站综合改造，逐步进行光纤纵差保护改造，增设光纤纵差保护，全线敷设专用保护用光纤通道。同时，油田电网今后新建的110 kV双回线路设计采用光纤纵差保护[6]，不再设置横差保护。

（3）改善35 kV 和110 kV 架空线路运行环境，优化更改线路走向，调整线路结构、维修或更换受损线路电杆、铁塔等。

（4）将35 kV和110 kV进入老化期的隐患电缆进行更换，按照电缆沟敷设的，新建或修整电缆沟。

（5）将变电站内容量不足的35 kV 消弧线圈更换增容，将更换下来的适容消弧线圈更换至其他变电站。

3.4 提高电网防灾减灾能力

（1）新建或扩改建变电站采用设备户内布置方式，减少气候因素对设备运行的影响，整体提升变电站防护水平，同时有效降低维护工作量，提升运行可靠性和连续性。

（2）新建的110 kV和35 kV架空线路绝缘子串以钢化玻璃材质[7]为主，对110 kV 和35 kV 输电线路现有瓷绝缘子逐年进行更换。玻璃材质绝缘子在线检测准确便捷，失效检出率低，抗老化性能优越。

（3）将110 kV和35 kV输电线路上无间隙线路避雷器加装在线监测装置[8]。线路避雷器在线监测装置可监测避雷器通过冲击大电流的次数，反映避雷器剩余寿命及是否需要预防性试验，有效避免避雷器带缺陷运行。

（4）对110 kV和35 kV线路易落雷线段，尤其是变电站进线侧加装避雷器。该措施在架空线路终端杆塔安装避雷器的基础上，为变电站提供双重防范雷电波侵入的保护措施，能进一步提升变电站电气设备的防雷水平。

（5）逐步替换普通的6（10）kV 氧化锌避雷器，提高线路耐雷水平。

（6）新建线路接地装置优先采用接地模块。接地模块的主要材料是由导电的非金属材料、电解质材料、化合填充物组成，自身有很强的吸湿保湿能力，使周围土壤保持湿润，保证接地模块导电作用，同时接地体中导电物的导电特性不受干湿度、高低温等季节变化影响。接地总体抗腐蚀性能良好，设计使用寿命达30 年，能提供稳定的接地电阻[9]。

（7）逐步将110 kV 变电站一、二次电缆设备、电缆竖井口、各功能柜电缆进出口，使用阻燃封堵材料进行孔洞封堵。

（8）对于6（10）kV线路有针对性地在输电线路裸导线上加装绝缘防护层[10]或者直接更换为绝缘导线，以防止恶劣天气下树木舞动、树枝刮落对线路平稳运行的影响。

4 结束语

（1）由于油田不断地持续发展壮大，超过运行年限、腐蚀老化的电力设备设施也在逐年增加，针对此类问题的解决措施即更新更换老化老旧的电力设备设施，提高电力设备设施的本体质量，从而提高供电可靠性。

（2）随着油田用电负荷的逐年增加，出现油田局部电网规模、电源点分布、电网结构不合理等问题，可增容或者新建变电站、电力线路来增加供电能力，并调整网络结构使其尽量平衡以稳定电网，提高电网经济运行水平。

（3）电网规模不断扩大，电力系统结构的复杂性显著增加，电网的安全稳定性问题越显突出，需技术更新和改造存在隐患的设备设施。

（4）暴雨雷击等不可控灾害是影响电力系统安全稳定运行的重要因素，全面提升油田电网防雷减灾能力，进一步提升电网防雷水平和防雷设施运行可靠性，是维护电气设备和输配电网络安全的重要保障。

虽然油田电网还存在诸多问题亟待解决，但是通过采取合理的改造措施，并努力提高管理标准，可全面消除缺陷和隐患，为油田生产提供安全、可靠的电力保障。