重庆白涛化工园区电力系统互联研究

(重庆白涛化工园区能通公司 电仪部，重庆 408017)

重庆白涛化工园区是由重庆市特色工业园区规划建设领导小组于2006年12月6日批准成立(渝园区领导小组〔2006〕6号)的市级特色工业园区。该化工园区规划面积21 km2，拓展区10 km2。园区内现有建峰工业集团、天原化工有限责任公司、重庆化医大塚化学有限责任公司等11家企业。

重庆白涛化工园区内有两个电力供给中心，其中一个为老电厂，一个为热岛。老电厂于2002年建成投产，供给园区内所有35 kV电压等级用户，老电厂110 kV电网与二化、白涛变电站(国网)形成三角形环网，如图1所示。老电厂内装机规模为四炉三机，采用高温高压机组,3台发电机功率分别为12 MW、12 MW、25 MW。锅炉配置为循环流化床锅炉1台150 t/h、1台130 t/h、2台80 t/h；汽轮发电机配置为抽汽凝汽式机组，装机容量1台25 MW、2台12 MW。迫于环保压力，目前只有单炉单机运行，产能不足，需从国网白涛变电站下电供给周边企业[1-4]。

图1 老电厂110 kV系统环网示意

热岛核准总规模为：4×440 t/h CFB锅炉(三用一备)+1×CC50 MW高温高压抽汽凝汽式汽轮发电机组+2×CB30MW高温高压抽背式汽轮发电机组。一期两炉一机(2×440 t/h循环流化床锅炉+1×CC 50 MW抽凝机组)2014年建成投产，110 kV电网与弛源-油房站(南网)形成三角形环网，如图2所示。热岛现运行方式为单炉单机运行，其电力用户主要为弛源化工。

图2 热岛110 kV系统环网示意

1 园区内电力系统互联的必要性

老电厂电力用户主要为一化、三胺、地区负荷等，年均用电共计约1.6亿kW·h。其中自身机组供电约1.2亿kW·h，直接成本约0.46元/kW·h，完全成本高达0.77元/kW· h以上，另外需下网约0.4亿kW·h，下网费用高达0.82元/kW·h，使得总平均用电成本约0.78元/kW· h。

对于热岛，由于弛源化工需求电力不足，在发电机满负荷运行时，全年约有1.6亿kW·h电量以0.361 3元/kW·h的价格上网出售给聚龙电力公司。

若老电厂因环保原因关停，园区将面临以下困境：一边高价从重庆国网下电，一边向聚龙电网低价上网；电能供给平台严重失衡，无法经营，若要维持园区内电力供应就必须让两个电力中心互联，将热岛多余电量输送至老电厂。

2 园区电力整合后联网安全性分析

2.1 国网白涛变电站

老电厂及二化通过110 kV线路与国家电网公司白涛变电站并网，白涛变电站经营上属于国网重庆市电力公司涪陵分公司管理，调度关系在綦南分公司。

如图1所示，老电厂110 kV电网与二化、白涛变电站(国网)形成的三角形环网为解环运行，2015年1月21日，白涛变电站发生了一起因A相接地造成的二化失电事故，经济损失颇大。

2.2 聚龙电网油坊站

聚龙电力公司电源主要有4个：①龙桥电厂：300+100 MW；②石板水电厂：4台水轮机共115 MW；③青烟洞电厂：12台水轮机共20 MW；④能通热岛：50 MW。聚龙电网主要与贵州电网并网运行。

2015年2月1日，贵州电网输电线路结冰造成聚龙电网全停，损失惨重。为此，聚龙电网于2015年10月26日开始对220 kV上油双回线(贵州电网上坝站至聚龙电网油房站)进行抗冰加固以及安装覆冰在线监测装置和直流融冰装置。改造完成后，电网的安全性及可靠性将会进一步提高。

3 园区电力整合后择网建议

对国网及聚龙电网的运行情况分析可知，二者虽然从整体上来看，无论是公司实力、管理水平，还是可调动资源，国网都存在明显优势，但对处于国网“末端”的建峰集团而言，聚龙电网与国网并无太大差异。

1)两个电网的安全性整体差异不大；

2)两个电网的事故概率差异不大；

3)由于所处“电力位置”相对不同，两个电网在处理大网事故时，对建峰节点的响应时间基本无差异；

4)在处理本地线路及变电站故障时，由于地理优势及管理便利性，聚龙电网响应时间相对较快。

对比两个电网的优缺点，在上下网价格上，聚龙电网更占优势，建议园区内电网改造后联网于聚龙电网。

4 园区内电力互联方案

4.1 电力互联方案1

目前老电厂-白涛站-二化站通过110 kV单线联网组成三角形，废弃涛化线(白涛站-二化)、涛电线(白涛站-老电厂)；另建一条110 kV热化线(热岛-二化)将热岛电力输送至二化站，再经电化线给老电厂周边用户供电，再建一条油电线(油房站-老电厂)作为另一路电源，保证供电可靠性，这样将白涛化工园区内所有用户，整体转网在聚龙电网，如图3所示。改造后，110 kV电气一次系统示意图如图4所示。

图3 方案1电气联网示意图

4.2 电力互联方案2

老电厂-白涛站-二化站通过110 kV单线联网组成三角形，平时电化线二化站内开关处于热备用状态，电力供给主要由国网白涛站供给，老电厂仅作为备用电源使用。本次改造将二化分离出园区内电力网，由国网白涛站单独供给。

将110 kV涛电线(白涛站-老电厂)与110 kV电化线(老电厂-二化站)在老电厂110 kV变电站站外搭接，形成白涛站至二化站专用的110 kV线路。开断110kV油热线(聚龙油房站-热岛)“π”接入110 kV老电厂，新增老电厂-聚龙油房、老电厂-热岛各一回110 kV线路。形成除二化外园区内其余电力用户全部接入聚龙电网，二化两回线路全部由国网白涛站提供，电力联网如图5所示。改造后的110 kV环网电气系统示意图如6所示。

图4 方案1电气联网系统图

图5 方案2电气联网示意图

图6 方案2电气联网系统图

4.3 电力互联方案对比分析

4.3.1 方案1投资估算

110 kV热化线线路长度约3.5 km，曲折系数1.14；110 kV油电线线路长度约4.5 km，曲折系数1.18。据此做出本次改造的投资估算，如表1所示，在热岛和油房站需要扩充两个110 kV配电间隔，投资相对较多。

4.3.2 方案2投资估算

110 kV热老线线路长度约3.6 km，曲折系数1.14；110 kV油电线线路长度约3.7 km，曲折系数1.18；110 kV涛化改接线线路长度约0.8 km，曲折系数1.05。据此做出本次改造的投资估算，如表2所示，此方案无需增加110 kV配电间隔，投资相对较少。

表1 方案1投资估算

表2 方案2投资估算

4.3.3 方案经济对比分析

方案1：总投资1 570万元，需要在热岛和油房各新增加一个110 kV间隔。

方案2：总投资960万元，无需增加间隔，仅需要对原间隔进行完善，适应联网需求。

方案2的投资远远小于方案1，按照方案2进行改造后，110 kV环网结构明显比方案1简洁，另据目前园区能源统计，热岛的产能仅够维持除二化以外的其余用户，如果二化随老电厂转移，热岛必须扩大产能。从投资和技术角度比较，最佳方案为方案2。

5 结语

化工园区是工业发展到一定阶段的产物，园区内的电力供应平台是保证化工园区内所有企业的正常生产的基本保证，多数化工园区的建设和发展最初未实现统一规划，另外随着国家供给侧改革，园区的产能也与最初设计有较大变化，最终造成电力系统联网不合理，所以对园区内电力系统进行整合是必要的。