神华榆林公司供电可靠性研究

神华榆林公司供电可靠性研究

马明武

(中国神华煤制油化工有限公司榆林化工分公司，陕西 榆林 719302)

摘要：煤化工企业兴起比较晚，对于供电可靠性的研究也没有进行专业论证，煤化工工艺对供电可靠性要求很高，供电突然中断将会造成数以亿计的损失。在实际生产过程中，由于电网结构及处于电网的地理位置不同，外电网供电电源可靠性也不同，相应的煤化工企业接线方式及自动装置也是不同的，针对电网及自身机组情况，选择适当的接线方式和配置不同的自动装置非常必要。鉴于此，对神华榆林公司供电可靠性进行分析。

关键词：煤化工；供电可靠性；接线方式；自动装置

收稿日期:2015-04-27

作者简介：马明武(1965—)，男，陕西神木人，电力工程师，研究方向：发电厂技术管理。

1电力系统简况

中国神华煤制油化工有限公司的甲醇下游加工等项目位于榆林神木县大保当镇的榆神工业园区清水煤化学工业园内，属于榆林电网供电范围内。距离该项目最近的变电站有大保当330 kV变电站和拟建小阿包110 kV变电站，其次还有锦开、石岩湾和榆树湾三座110 kV变电站。大保当330 kV变电站位于神木县大保当镇东北方向的小阿包村东北处，距离大保当镇约9 km，在S204省道及神延铁路的东侧，西距神延铁路约7 km。地处毛乌素沙漠东部边缘，已经于2011年建成投运。大保当330 kV变电站已建设2×240 MVA主变，远景预留3×360 MVA主变的规模，各通过两回330 kV出线与榆林变、神木变相连，并预留4回330 kV出线间隔；110 kV出线远景规划出线18回，已建成11回，即一回至锦开变、两回至石岩湾变、两回至榆树湾变、6回为清水园区预留。小阿包110 kV变电站位于大保当330 kV变电站东侧约1.5 km处，该变电站建有2×50 MVA主变，其110 kV采用单母线分段接线，有4回出线；35 kV采用单母分段接线，出线10回；10 kV采用单母分段接线，出线6回。

2榆林电网负荷预测

随着榆林市经济建设的飞速发展，榆林电网负荷同时保持较快增长态势。2000年最大负荷650 MW，2005年1 374 MW，到2010年为2 412 MW，“十一五”期间年均增长率为11.9%；2000年榆林电网用电量为17.9亿kW·h，2005年为69.4亿kW·h，2010年为123.6亿kW·h，“十一五”期间年均增长率为12.2%。“十二五”期间，榆林将在推进经济发展方式转型升级、能化基地建设、现代特色农业基地建设、促进城乡一体化发展、塞上生态名市建设、增强经济发展活力、建设西部文化大市、构建和谐榆林等8个方面实现新的跨越。到2015年榆林市GDP将达到4 000亿元，“十二五”期间年均增长率为21.7%。“十二五”期间，榆林电网负荷增长点将重点围绕上述“两区六园”、能源工业的建设。根据陕西电网“十二五”规划的成果，预测榆林电网2015年最大负荷5 800 MW，“十二五”期间负荷增长率为19.18%。2015年用电量292亿kW·h，“十二五”期间负荷增长率为18.76%。电网平衡计划：电力平衡选取电网负荷最大的冬季进行。备用容量：备用主要有负荷备用、事故备用、检修备用三部分。总备用按网内最高发电负荷的18%计算。电源装机按照《陕西电网“十二五”主网架规划设计报告》中的装机安排。火电电源按投产当年参加电力电量平衡考虑。风电、光伏发电等新能源发电装机不参加电力平衡。平衡不考虑宁夏电网、山西电网的供电。由电力平衡可以得出，“十二五”期间，随着大中型火电机组和热电联产机组的陆续投运，榆林电网电力基本处于盈余状态，盈余电力最大约为1 320 MW，仅在2013年有少量电力缺额。

3大保当330 kV变电站负荷预测和电力平衡

中国神华煤制油化工有限公司的甲醇下游加工项目等3个项目距离最近的供电区为大保当330 kV变电站。该变电所主要为锦界开发区和包西电气化铁路相关牵引变供电，同时还将为规划中的清水工业园区新增负荷供电，新建了石岩湾和小阿包110 kV变电站，预计2015年大保当330 kV供电区最大负荷约285.4 MW。目前，大保当330 kV变电站电源接入点仅有瑶镇自备电厂，装机容量37 MW；神华甲醇下游加工等3个项目中拟建设的2×25 MW机组将随着项目的建成接入大保当供电区。大保当供电区2015年最大负荷将达到285.4 MW，其供电区内电源有瑶镇自备电厂37 MW和本项目的50 MW装机容量，区内电源和大保当330 kV变两台240 MVA主变形成了较为充足的供电能力，即使一台主变故障，也能够满足区内负荷供电。

4神华甲醇下游加工项目电力平衡和接入方案

神华集团公司榆神工业区清水煤化学工业园动力供应与高纯洁净气体项目中拟建设一座动力中心，为整个神华甲醇下游加工等3个项目提供生产用蒸汽，除此之外按以汽定电的原则，生产部分电力供本项目生产装置使用。动力中心装机规模为：4×260 t/h高温高压煤粉锅炉+2×CB25抽汽背压式汽轮发电机组。

通过本项目的用电负荷表可知，在正常运行条件下，本项目配置的2×25 MW的抽汽背压式供热机组，其所有发电量都将被本项目装置用完，除此之外还需系统供给50.8 MW电量。按装置年运行8 000 h计算，为保证供需平衡，还需从电网购入4.06×108kW·h电量才能满足生产需要。在两台发电机都退出运行的条件下，本项目的用电需要全部由系统供给，共需10.08 MW电量，按装置年运行8 000 h计算，为保证供需平衡，还需从电网购入8.06×108kW·h电量才能满足生产需要。

4.1项目电力接入方案

根据上述电力负荷预测及电力平衡分析，为满足本项目负荷用电，拟建设一座110 kV总变电所。根据接入系统报告，经综合分析比较后，新建总变电所的两路110 kV联络线接至大保当330 kV变电站110 kV母线。本总变电所110 kV母线按双母线接线方式，35 kV母线按单母线分段接线方式，两者之间由两台主变相连接，主变数量按一用一备的原则配置；主变容量按两台发电机均退出运行，且一台主变因故障退出运行时，另一台主变仍能满足全厂用电负荷的供给极端工况考虑。根据用电负荷表，扣除低密度聚乙烯装置二次压缩机的用电负荷，全厂还需79.2 MW用电负荷；故本期总变电所内装设2×90 MVA三绕组变压器，低压绕组为平衡绕组，考虑到机组投切会造成电压波动，主变调压方式选用有载调压，电压变比为115±8×1.25%/37/10.5 kV。远期为后续负荷发展预留两台主变位置。总变电所通过110 kV线路与电力系统连接，拟采用线路纵差保护作为主保护，方向距离和零序保护作为后备保护。为满足电力系统的调度要求，在总变电所和动力中心内分别装设一套电气综合自动化系统和电气综合系统子站，该综合自动化系统或子站既可作为总变电所或动力中心的监控装置，又可通过光纤或者MODEN作为远动通道，向上级电力调度所输送所要的采集量。远动通道及调度所端的设施由相关电力局统一考虑。本工程与电力系统的连接：根据陕西省电力设计院完成的接入系统设计，本工程110 kV总变电站以双回110 kV线路接入大保当330 kV变电站110 kV母线，新建110 kV线路2×12 km，大保当变需要扩建两个110 kV出线间隔，线路按两个单回路架设。本期动力中心装机规模为：4×260 t/h高温高压煤粉锅炉+2×CB25抽汽背压式汽轮发电机组。动力中心的两台机组以双回35 kV电缆线路接入神华榆林110 kV总变电站，以两回35 kV电缆线路2×0.5 km接入总变电站35 kV开关柜，机组考虑采用两个单元接线。接线如图1所示。

图1　接入电力系统示意图

4.2无功补偿

为了保证供电质量，提高用电的功率因数，变电站应该配置无功补偿装置，补偿容量应使功率因数满足国际要求。根据电气专业统一规定：项目全厂无功补偿采取就地集中补偿的原则，在各装置区各变配电室内就地进行无功补偿。380 V系统由380 V电容器在变配电所补偿。要求补偿后的功率因数均在0.92以上。10 kV系统功率因数应不小于0.9，否则应在各装置区35/10 kV变电所设无功补偿装置。动力中心和总变电所的无功由动力中心的发电机过励磁来补偿。但是，由于动力中心是以热定电的原则进行生产安排的，在个别极端工况下，为满足装置区用热需求，动力中心的两台发电机可能都退出运行，在如此运行工况下，动力中心和总变电所正常运行所需的无功供应无法满足，从而导致总变电所110 kV进线处功率因数偏低，不能满足国家现行有关规定及当地供电公司的要求。故需要在总变电所35 kV母线处设置无功补偿装置，容量按动力中心和总变电所主变正常运行所需的无功容量进行补偿。

4.3继电保护及其安全自动装置

大保当330 kV变电站到神华110 kV变电站两回110 kV线路每回配置一套光纤电流差动保护，阶段式距离保护作为后备保护，光纤电流差动保护使用专用的光纤通道，线路采用检同期重合闸方式，线路两端配置电压互感器。神华110 kV变电站配置一套110 kV母线保护，配置一套35 kV分段保护，一套微机故障录波装置和一套低周低压减载装置。调度自动化，神华110 kV变电站属于榆林市供电公司调度，相关远动信息和电能量数据上传榆林调，其调度自动化装置应与榆林调相协调，并满足电网商业化运营的要求，神华110 kV变电站配置调度专用数据网接入及二次安全防护设备，不同系统之间、不同分区设备之间应满足“安全分区、网络专用、横向隔离”的原则。综合自动化系统可对整个总变电所的主变、110 kV GIS配电装置、35 kV GIS配电装置、所用电、直流及UPS系统等进行遥测、遥控、遥信、遥调、继电保护等；通过通讯管理机与各装置区的35/10 kV变电所及动力中心的电气综合自动化系统子站联系，与各子站相互配合，完成对整个厂区电气系统的控制；上级调度可通过远动数据处理及通信装置监视总变电所的实时运行参数；各级领导可即时查看各种报表等。其功能特点可归结为简洁、方便、可靠、灵活，技术先进。总变电所设正常照明和事故照明两种供电网络，电压均为220 V。正常照明和事故照明分开供电，正常照明由动力和照明共用的变压器供电，事故照明平时由交流电源通过EPS电源供电，当交流电失去后，直流电源自动切入，经EPS的逆变器供电。总变电所的主要出入口、通道、楼梯间的事故照明采用应急灯。厂区照明与动力中心厂区照明统一考虑。在电气中央控制室装设直流常明灯。

5存在的问题

(1) 从大保当330 kV变电站到我公司110 kV总变电所采用电力电缆和架空线组成的混合线路，由于电力电缆和架空线的实际长度、电力电缆占线路总长度的比例各不相同，同时电力电缆型号规格多种多样，其设备参数复杂，运行方式特殊，混搭给供电可靠性带来许多问题，最直接的就是重合闸的投退。

(2) 从大保当330 kV变电站到我公司110 kV总变电所采用两条单塔单回架空线和电力电缆混合线路，由于以架空线路为主，而架空线路部分易受环境条件，如冰、风、雨、雪、温度、化学腐蚀、雷电等的影响，不够安全可靠，同时单塔单回架空线造成本项目投资增大、土地浪费、植被破坏。

(3) 该项目动力中心升压变高压侧到总变电所35 kV母线没有隔离开关(刀闸)，等于没有明显的断开点，在变压器或者机组检修时，所做安全措施不够完善，容易造成误伤检修人员，存在人身伤害的风险；同时在做实验时需要将电缆与35 kV母线彻底解除连接，多次操作后容易造成电缆头损坏，存在设备损坏的风险。

(4) 该项目动力中心发电机出口到厂用变无断路器，导致厂用变故障检修时必须将发变组系统转检修，影响发电机正常运行。

6建议和改进

(1) 针对电力电缆和架空线组成的混合线路配合问题，大多数混合线路的跳闸故障是由架空线引起的，架空线的故障基本上属于瞬时故障，可以自恢复，此时未投入重合闸装置，势必造成整个混合线路停电，加之从大保当330 kV变电站到我公司110 kV总变电所12 km的距离以架空线为主，此时未投入重合闸装置，势必造成整个混合线路停电，给输电线路运行可靠性指标带来较大不利影响，同时电力电缆不易受周围环境和污染的影响，送电可靠性和稳定性较高，故笔者认为应该投入重合闸。

(2) 针对本项目两条单塔单回架空线和电力电缆混合线路的设计问题，笔者认为随着征地费用日益昂贵，砍伐树木及拆迁赔偿等费用不断上升，在榆林项目所在地同杆并架双回线路的造价远低于两条单塔单回架空线和电力电缆混合线路，也可以避免土地浪费和植被破坏，建议在扩建变电所时可以考虑采用同杆并架双回线路。同时由于大保当变至榆林公司尾河变仅12 km，笔者认为可以考虑全线采用电力电缆连接地下敷设，虽然投资增大，但是考虑到电力电缆不易受周围环境和污染的影响，线间绝缘距离小，占地少，无干扰电波，不占地面与空间，既安全可靠，又不易暴露目标，笔者认为也是合适的。

(3) 针对升压变高压侧到总变电所35 kV母线没有明显的断开点，存在安全风险，建议在35 kV母线上加装隔离开关(刀闸)，作为线路中可见的断开点，对于确保人员和设备安全是有意义的。将电器设备与带电的电网隔离，以保证被隔离的电气设备有明显的断开点，能安全地进行检修实验。

(4) 针对厂用变故障影响发电机运行的现象，建议在厂用变一次侧加装断路器，起隔离电压的作用，将高压配电装置中需要停电的部分与带电部分可靠隔离，以保证检修工作的安全。

7结语

供电可靠性的研究是大型煤化工企业的一个值得研究的课题，根据电网的性质不同、接入点不同、电压等级不同等因素造成的接线方式、机组容量、自动装置不同，需要进行大量的论证，没有一个统一的模式，也不能按照普通电厂的接入系统进行论证，要把煤化工企业的供电可靠性提高到电厂接入系统可靠性上进行论证。

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