浅析110kV变电站主变减容

摘要：济南裕兴化工有限责任公司2008年异地搬迁后，自2009年底110kV变电站运行以来发现，实际用电负荷与设计预期负荷存在较大偏差，需进行节能改造，因此对变电站主变减容，从而提高变压器的利用率并且降低电费支出。提出三种改造方案，经分析确定选用第二种方案，主变减容改造完成后经济效益可观。

关键词：110kV变电站；变压器；主变减容；节能改造；用电负荷；设计预期负荷 文献标识码：A

中图分类号：TM63 文章编号：1009-2374（2016）02-0128-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.02.062

1 基本情况

1.1 企业概况

济南裕兴化工有限责任公司建于1919年，是国家重要的无机化工生产企业，2008年搬迁至新材料产业园区，2009年底正式投产运行。公司生产区占地千余亩，现有员工千余人，拥有年产10万吨金红石钛白粉生产装置、年产30万吨硫磺制酸装置、3×75吨/小时中温中压循环流化床锅炉装置以及水处理、废酸浓缩处理等

装置。

自2013年以来，公司处于建厂以来最困难的经济时期，企业生产日渐亏损，如果企业停产，就会失去主打产品的市场，有可能永久停产。2014年，公司进行了多次大型协调会议，从各方面综合考虑，制定措施，防止企业停产。目前，采取的部分措施如下：一是申请政府支持，暂停或延后支付各类款项；二是与主要原材料、备件等供货商进行协商，在延期支付款项的情况下，以“一损俱损”为理由，大幅度压低各种材料备件价格；三是由政府主导，电力、天然气、自来水等部门进行支持；四是开展内部节能降耗，争取尽快使企业扭亏

为盈。

1.2 供电基本情况

110kV裕兴变电站于2009年底正式投入运行。变电站有110kV进线两条，1#进线为康裕线，2#进线为康孟线；双母线内桥接线方式；电压等级为110kV/10kV。变电站正常运行时由1#进线康裕线供电，2#进线康孟线为备用，内桥104开关处于热备用状态，若1#进线康裕线故障跳闸，内桥104开关自动合闸，转由2#进线康孟线供电。即变电站运行方式为110kV康裕线带变电站110kV Ⅰ母线、#1主变带全站负荷、110kV康孟线热备用，母联备自投投入。

变电站设有50000kVA有载调压变压器一台，两段10kV母线由Ⅰ段带Ⅱ段运行，设有10kV高压开关柜48台，接地变压器2台，高压电容器无功补偿装置4套。变电站高压开关柜通过10kV电压等级向公司内各生产线供电。公司共有4个10kV开关站、17个10kV/380V配电室。

2 节能改造必要性分析

2.1 负荷预计

济南裕兴化工有限责任公司自投产运行以来发现实际用电负荷与设计预期负荷存在偏差较大，急需进行节能改造。根据现有生产能力预计最大用电负荷为22.8MW。负荷分配如下：一是1#开关站（钛白A线、钛白B线）6.5MW；二是2#开关站（钛白C线、循环水污水）9.5MW；三是3#开关站（制酸）3MW；四是4#开关站（锅炉）3.8MW。

济南裕兴化工有限责任公司4.5兆瓦硫酸余热发电项目方案已经批复，该项目于2015年初开始建设，预计2015年底前投产运行。

2.2 存在问题

2.2.1 供电系统存在安全隐患。济南裕兴化工有限责任公司属于一级供电负荷：供电中断后，会带来爆炸、火灾等严重后果，可能造成人身伤亡，主要设备损坏且难以尽快修复，给企业造成巨大經济损失。一级供电负荷，应由双电源供电，目前，变电站有2条110kV进线，原来规划2台50000kVA主变，但自2009年1#主变投运后，发现预计负荷与实际负荷存在严重偏差：预计最大负荷8万千瓦，实际历史最高负荷仅为2.2万千瓦，为减少基本电费支出，2#主变一直未建。但一台主变运行存在安全隐患，变压器故障会引起全站停电，从而造成全厂停产，严重影响公司安全生产。

2.2.2 基本电费高。公司应执行35～110kV大工业两部制电价。大工业两部制电价电费由电度电费、基本电费、力率调整电费、基金附加四部分构成。基本电费目前收费标准为28元/kVA。因此，根据实际负荷合理选择主变容量，提高主变负载率是降低电费的重要途径。目前，公司1#主变容量为50000kVA，每月基本电费为5×28=140万元。但是2014年全年用电量为1.06亿千瓦时，最大用电负荷2.2万千瓦，主变平均负载率仅为23%，远低于70%的经济运行负载率，实际用电负荷与主变容量不匹配，致使基本电费负担过重，用电成本

增加。

2.2.3 变压器损耗高。由于变压器负载率过低，造成变压器空载损耗过大，能耗增大，也加重电费负担。

3 节能改造方案及分析

根据上述存在问题，供电系统改造应同时考虑以下三点：一是实际用电情况，2009年投产以来，110千伏变电站主变负载率一直保持较低水平，历史最高负荷为2.2万千瓦；二是现有产能规划发展情况，现有预计最大用电负荷为2.28万千瓦；三是自备电厂建设情况，硫酸4.5兆瓦余热发电项目预计2015年底投产。

根据以上实际用电情况、用电预测、自备电厂建设情况，预计25000kVA主变容量可以满足正常生产需求。因此，将主变减容至25000kVA，提高主变负载率，从而降低基本电费和主变损耗，减少电费支出。变电站原来是按两台50000kVA主变，110kV GIS、10kV配电系统设计，这些都可满足供电要求，无需进行改造。

3.1 改造方案

3.1.1 方案一：拆除原50000kVA主变，原位置新建25000kVA主变。今后如有新建项目，负荷增加，应新增一台25000kVA主变。这一方案可利用原有继电保护系统，重新计算安康变电站110kV康裕线、康孟线出线保护定值及公司变电站新建25000kVA主变保护定值。送电后110kV变电站运行方式不变：110kV康裕线带变电站110kV Ⅰ母线、#1主变带全站负荷、110kV康孟线热备用。

方案优点：一是110kV变电站运行方式保持不变；二是新建25000kVA变压器主变保护可利用原50000kVA变压器继电保护系统；三是自备电厂投产后，在主变停电情况下，由自备机组短时带全厂影响安全的重要负荷。

方案存在问题：一是110kV变电站更换主变期间全站需停电约7天；二是自备电厂投运前，单主变运行，存在安全隐患。

3.1.2 方案二：预留2#主变位置新建25000kVA主变，拆除原50000kVA主变（或保留）。负荷增加时将原1#主变更换为25000kVA变压器。这一方案新增2#主变继电保护系统一套。重新计算安康变电站110kV康裕线、康孟线出线保护定值及110kV变电站25000kVA主变保护定值。送电后110kV变电站运行方式发生改变：110kV康裕线带变电站110kV Ⅰ、Ⅱ母线、#2主变带全站负荷、110kV康孟线热备用。

方案优点：一是新建25000kVA变压器施工期间，110kV变电站不必全站停电；二是自备电厂投产后，在主变停电情况下，由自备机组短时带全厂影响安全的重要负荷。

方案存在问题：一是自备电厂投运前，单主变运行，存在安全隐患；二是110kV变电站运行方式发生改变；三是需购置主变继电保护装置一套。

3.1.3 方案三：拆除原50000kVA主变，新建两台12500kVA主变。负荷增加时，视情况将一台或两台主变增容至25000kVA。这一方案新增#2主变继电保护系统一套。重新计算安康变电站110kV康裕线、康孟线出线保护定值及新建12500kVA主变保护定值。送电后110kV变电站运行方式发生改变：110kV康裕线带变电站110kV Ⅰ段母线、#1主变；Ⅱ母线、#2主变；#1、#2主变并列运行，10kV Ⅰ、Ⅱ段母线分段带全站负荷，110kV康孟线热

备用。

方案优点：一是满足济南电网规划设计要求，满足各项规范要求，运行方式安全、可靠。当两台主变中一台故障时，变电站不致全站停电，减少人身伤亡事故或设备损坏的风险。同时，一台12500kVA变压器可以满足两条钛白生产线、硫酸生产线的生产需求，不影响正常生产。主供电源康裕线故障或检修时，变电站无需全站停电进行倒负荷，可通过110kV系統短时并网带电倒负荷，不会影响企业连续生产；二是两台主变并列运行方式更加灵活；三是自备电厂投运后，可进一步提高全厂供电可靠性。

方案存在问题：存在重复投资、建设的问题，今后增容后，两台12500kVA主变闲置。

3.2 方案分析

经分析研究，综合考虑，以节能降耗、降低成本为前提，决定选用方案二，即：2台25000kVA的供电方式，先期在预留位置建设一台2#主变。理由如下：一是与方案一相比，该方案实施过程中，不必110kV变电站全站停电影响连续生产；二是虽然方案二需购置主变继电保护装置一套，但今后负荷增加时，另一台变压器可以继续使用，不存在重复投资及闲置资产；三是自备电厂投产后，在主变停电情况下，由自备机组短时带全厂影响安全的重要负荷，可以保证供电的安全性。

4 减容后经济效益分析

2014年10月，根据方案二，公司进行施工，于2014年11月11日将新建2#主变投运，原1#主变停运，拆除1#主变连接线。送电后110kV变电站运行方式为：110kV康裕线带变电站110kV Ⅰ、Ⅱ母线、#2主变带全站负荷、110kV康孟线热备用。项目完成运行以来每月可节省基本电费70万元，每年节省70×12=840万元。变电站减容后经济效益可观。

参考文献

[1]油浸式电力变压器技术参数和要求（GB/T 6451-2008）[S].

[2]电力变压器选用导则（GB/T 17468-2008）[S].

作者简介：姜利欣（1976-），女，山东济南人，济南裕兴化工有限责任公司工程师，研究方向：电气。

（责任编辑：蒋建华）