氣田開采后期供電改造優化方案及應用

陳燕（西南油氣田公司重慶環境節能監測中心）

隨著氣田開采后期的不斷發展，氣井產量的降低，生產模式的轉變，井站進行了優化和簡化，場站能耗設備拆除及停用。部分井站分為有人值守和無人值守，大部分無人值守井的用電量僅為井站自動化儀表用電，井站供、用電的矛盾日漸突顯，保留原有的供電模式，存在能源及生產成本的浪費及安全風險。改變原有的供電模式，探索新型的供電方式，減少能源消耗及安全風險，成為氣田開采后期需要解決的一項供電優化策略。

1 氣田開采早期供電方式

川東地區氣田井站大部分建于上世紀八九十年代，更早的井站建于六七十年代。受當時供電條件限制，加之氣田井站多處于偏遠山區，為保障氣田生產和員工生活正常用電，氣田供電幾乎均采用建設6（10）kV 專線供電的模式延伸至各井站，導致氣田井站6（10） kV 供電線路較長，最長的超過800 km，如圖1 所示。

特點：專線供電，高壓線路長。該供電線路適用當初建設井站的需求，滿足了井站供電的需要，保證了井站供電可靠性。

2 氣田開采后期供電現狀及用電需求分析

2.1 供電現狀

線路老化，安全風險高。氣田專用6（10）kV供電線路從幾千米到幾十千米不等，線路多處于山區、丘陵地帶。受國家退耕還林政策影響，沿線植被茂密，線路障礙清除越來越困難。同時，由于線路建成時間長和本地區特有的自然條件（大多處于多雷區，酸雨較多），導致部分線路被雷擊的現象時有發生，金屬構件銹蝕較為嚴重，部分電桿出現開裂情況，供電安全和可靠性都受到了嚴重影響，運行、維護工作量大，安全風險較高。

變壓器富余量大，負荷不足現象普遍。重慶氣礦有變壓器363 臺，其中額定容量小于50 kVA 達259 臺，占變壓器總數的70%。通過對91 臺變壓器按照標準[1]對負荷率測試，其中12 臺合格，79 臺測試結果不滿足指標要求，合格率僅13%。存在的問題主要是變壓器容量與現場用電設備負荷的需求不匹配。根據現場統計，所有設備的額定功率與變壓器的額定容量相比，測試的91 臺變壓器的額定平均負荷率為59.7%，其中有41 臺的額定負荷率低于平均額定負荷，部分場站的額定負荷率低于10%，24 臺設備的額定負荷率不到50%。

2.2 用電需求分析

氣田開采初期生產場站耗電設備多，配套變壓器容量較高。而隨著后期開采的工藝簡化，優化人員配置，井站信息化程度的提高，管理模式的改變，大多數氣田開采現場實行中心站管理模式，逐漸出現了大量的無人值守井站。無人值守井耗能設備大量拆除導致生產用電降低，加之人員撤離后生活用電也無需求，無人值守井實際用電需求大幅降低；部分耗能設備拆除后，變壓器容量過剩，損耗量大[2]。2017 年，某單位的二級單位僅月均空載損耗電量為48 250.8 kWh，占總耗電量的6%，部分二級單位空載損耗電量占到用電量的12%。

圖1 某專線供電網絡

3 氣田井站當前供配電系統的變化

3.1 農網現狀

根據國務院關于印發“十三五”節能減排綜合工作方案的通知（國發〔2016〕74 號）第三十八條規定，鼓勵電力用戶積極采用節電技術產品，優化用電方式，加強儲能和智能電網建設。由于電力需求側管理是實現節能減排目標的一項重要措施，電網企業有引導用戶實施的需要，作為直接參與者的電力用戶，國家鼓勵優化用電方式[3]。 “十三五”以來，國家電網和地方電力公司都大力推進農網建設和改造，電網已延伸至鄉村的家家戶戶，且農網供電穩定性較好。高低壓供電全年累計停電頻次都大幅降低，電壓合格率超過98%，供電可靠率超過99%。如今氣田各井站附近基本都有新的地方10 kV、380/220 V 供配電設施，距離大多都在幾百米范圍內。

3.2 農網向井站供電可行性分析

根據現場調研，統計某二級單位共有無人值守井站且變壓器在用的156 座。無人值守井站生產用電量低，40%～50%井站消耗的電量中有50%為變壓器的損耗和線路損耗；若繼續采用專變、專線供電，則運維成本較大，浪費嚴重。因此，從實際用電需求和農網穩定性兩方面看，氣田所轄無人值守井站具備撤除專變并入農網的條件。

對于有人值守場站，由于老氣田新增大功率耗能設備的可能性較小，現有變壓器容量已完全滿足生產場站的電能運行負荷。調查發現，如今氣田各井站附近基本都有新的地方10 kV 高壓線通過，最遠的不超過1.5 km。而且，這些高壓線在井站附近大都與氣田專用高壓線相交或并行，這樣就為各井站就近搭接地方10 kV 高壓線提供了便捷的條件。

3.3 太陽能在西南地區的應用

太陽能發電相較于傳統發電方式具有眾多優點：光源不受區域限制，系統安全可靠，無噪聲，無污染，無需架設遠距離輸電線路，安裝便捷，建設周期短[4]；西南地區氣候溫和，屬亞熱帶季風性濕潤氣候，太陽能發電在西南地區應用越來越廣泛。

4 氣田井站供電優化方案

4.1 優化方案思路

1）因地制宜，利用農網就近用電。按照井站生產特點和中心站管理用電需求，將供電線路長、離主干線遠、用電負荷小的單井站線路及變壓器拆除，就近接入380/220 V 電網；部分偏遠井站無法搭接地方電網但由于生產數據采集需要，采用加裝太陽能供電系統方式，滿足了氣田井站的用電需求，打破石油企業傳統的大而全供電模式[5]。

2） 探索創新多方案供電模式。對于增壓站、脫水站、回注站等重點場站及有大功率用電設施的井站，保留原變壓器或降低變壓器容量供電，優化和簡化供電專線，就近搭接地方10 kV 電網供電，充分利用原有的架空線路或路由，降低成本，既安全、可靠、方便，又經濟適用。

4.2 優化效果分析

1）電網優化、簡化節能成果。重慶氣礦通過近幾年推行氣田井站供配電設施優化和簡化，在滿足正常供用電的情況下，共拆除6（10）kV 配電線路220 km 以上，配電變壓器減少74 臺，容量減少4 470 kVA。用電量由實施前原來的每月150×104kWh 左右降為不足100×104kWh，每月節約電量約50×104kWh，全年可節約電量600×104kWh以上，折合標煤約2 000 t，節電效果顯著。

2） 削減供配電設施安全風險。由于6 （10）kV 配電線路分布區域多、廣，要確保超過800 km絕對數量的高壓供配電設施安全、平穩、可靠運行，難度極大。為此，通過調整供電模式，供電線路從超過800 km 降至590 km 以上，減少供配電設施的絕對數量，從而降低和減小運行、維護、操作等帶來的安全風險。

實施供配電設施優化、簡化后，在人力方面適應了現有電工數量少的現狀，減少了操作帶來的不安全行為；在物力方面縮減了供配電設施的絕對數量，消除了因本質安全帶來的物力不安全因數[6]；在環境方面，去除了因退耕還林等帶來的沿線遭遇突發故障的潛在隱患；同時在管理方面開展了制度的修訂、完善和員工培訓，提升員工基本技能（兼職電工），堵塞管理上的不安全漏洞。供配電設施的安全風險得到大幅度減弱，為川東氣田高效開發提供了可靠的供電保障。

3）降低運行、維護成本。根據上述測算，全年減少電量600 kWh 以上，節省電費400 余萬元；全年可降低運行成本約50 余萬元，減少電氣安全大檢查及預防性試驗費用30 余萬元。重慶氣礦年可節約運行、維護成本約500 萬元。

4）線路部分工程投資回報率。線路部分工程投資在200 萬，每年投資回報率為16.63%，約6 年可收回投資。

4.3 優化案例

重慶氣礦墊江采輸氣作業區臥龍河氣田原供電網絡主要包括油黃線、雷黃線、雷五線、青石線、文黃線及其各支線，線路總長93.8 km，其中臥北片區由油黃線供電，線路總長12.3 km，作業區共有變壓器44 臺。

為達到優化、簡化供電網絡實施降本增效的目的， 2012 年至2017 年，作業區停用并拆除雷黃線、雷五線、青石線、文黃線及其各支線共計78 km，拆除變壓器32 臺。將臥北片區供電網絡進行了改造，原線路上的井站變壓器全部搭接地方高壓10 kV 線路，臥北片區的12.3 km 高壓線路縮短到0.9 km。作業區已基本完成了全部供電網絡的優化、簡化，從原來的93.8km 高壓線路優化、簡化到3.3 km，變壓器從44 臺減少到12 臺。

經過臥龍河供電網絡適應性改造和臥北片區供電改造，作業區在安全、技術、經濟等方面都取得了顯著成效。

1） 安全風險大大降低，供電可靠性大幅提高。偏遠井站線路及變壓器拆除，故障排查范圍大大縮小，最大程度上降低了高壓線路的運行維護風險，解放了勞動力。

2）運行方式更優，更節能經濟。將長期空載運行的冗余的線路和閑置變壓器進行了拆除，減少了整個電網的線路損耗和變壓器損耗。將容量過大的變壓器更換為容量較小的變壓器，改變了原先負荷不足的不經濟運行模式。

3）維護工作量減輕，維護成本大幅降低。從原來的93.8 km 高壓線路優化、簡化到3.3 km，每年可節約防雷電檢查、整改和運行維護成本約45萬元。

5 結論

做好配電系統的優化工作，消除安全隱患，降低損耗提高效率，提高配電系統的供電能力，為保證配電系統安全、可靠運行的前提下滿足生產的需求，為國家安全、經濟發展與社會穩定提供可靠保障[7]。通過供配電系統優化、簡化項目的實施，從技術上可實現多種供配電模式滿足川東氣田生產的需要，并能達到節能降耗之目的；安全上從人力、物力、環境、管理等多角度多層次控制風險，達到削減目前供配電各個環節的風險；降低運行、維護成本。用較少的投入，獲得最佳的經濟及安全效益。