配電網生產信息管理系統在油田生產中的應用

胡月（中油電能電力研究設計院）

1 油田配電網簡介

1.1 油田配電線路概況

油田配電線路是石油開發生產的重要用能保障單元，油田配電線路運行效率的高低不僅直接影響油田生產開發效益和生產開發成本，而且還對油氣開發生產評價具有直接影響[1-2]。如何保證油田電力線路供電的可靠性，降低用電成本，降低配電系統損耗，提高配電系統運行效率，成為油田電力系統生產運行的一項重要研究課題。隨著信息化技術的發展，配電網智能化運行系統和配電網自動化運行技術得到進一步廣泛應用，引進推廣應用配電網生產信息管理系統，對提升油田配電網運行智能化管理水平具有十分重要的現實意義[3-5]。

1.2 某采油廠配電網概況

油田某采油廠配電網共管轄6kV線路68條，10kV線路2條，共計802.2km。轄區內有變電所14座，配電變壓器2199臺，安裝容量230.325MVA，年總用電量7.8×104kWh。配電線路基本達到了“短線路、輕負荷、雙電源”的目標，保障了轄區內2680口油井、8座注水站、7座集輸泵站、15座注聚站及居民區和部分地方企業的電力供應。

2 配電網存在的問題

經過對現有某采油廠電網的調查發現，雖然每年投入一定資金用于舊配電系統的技術改造，但由于油田配電網系統缺乏統一的規劃，整個配電系統仍然存在一定的問題，仍然不能滿足油田配電網系統安全高效運行的工作要求。主要表現在以下幾個方面：

1）配電網生產運行管理主要以人工為主，自動化程度低[6]。采油廠配電網運行管理手段沿用過去的人工巡線、檢查、線路故障應急處理等方式。配電系統運行管理自動化程度低，不能做到電網運行實時遠程監控、遠程巡線、故障預警、遠程故障報警和快速故障排除，配電線路的運行狀況信息掌握情況滯后，有效監控和管理能力不足。

2）事故故障排除處理效率低。供配電線路長，線路多，當線路發生故障時，完全依靠人工處理方式進行故障排除檢修作業，工作效率低，故障查找效率低，檢修難度大，檢修時間長[7]。如2013年某采油廠配電線路事故停電平均達4h。

3）配電系統損耗高。據統計，某采油廠2010年以前其電網線損普遍在12%左右，造成電能損耗高的主要原因：一是有線路長，電力配置不合理；二是配電系統普遍存在竊電現象，造成配電網運行系統經濟效益低。

4）電力故障頻繁。配電系統由于設備老化、電網負荷重、低壓線路長、電力配置不合理等諸多因素影響，造成整個配電網運行跳閘事故率高[8]。據統計，某采油廠配電網系統2012—2014年連續三年線路故障率平均超過160%，每年影響油氣生產在1×104t以上。

5）配電線路和變壓器遭被盜現象不能杜絕。由于缺乏現場有效監控手段，造成配電線路和配電變壓器被盜現象時有發生。

針對目前配電網系統存在的主要問題，在調查研究的基礎上，提出了引進推廣應用配電網生產信息管理系統，對現有配電網系統實施節能技術改造，提升電網運行管理自動化管理水平，實現配電網運行狀態的自動監視和智能化管理，達到提高配電網安全高效運行的目的，實現配電網系統的優化運行和節能降耗[9-10]。

3 配網自動化技術簡介

3.1 配網自動化系統結構

系統主要由主站和終端設備兩大部分組成，主站又包括配電網實時監測與故障判斷系統（SCADA與DA）、配電網地理信息系統（GIS）以及遠程抄表與自動計量系統（TMR）三部分。系統結構如圖1。

圖1 系統結構

控制中心主站是通過GPRS/CDMA無線通訊方式來接收終端設備采集的信息，對線路的電流、電壓等遙測量和線路運行狀態進行實時采集、監視和控制。主站系統通過路由器與其他網絡進行數據交換。

系統前置機將采集到的GPS時鐘信息，播送到整個網絡中。同時擔負和各種自動化終端之間的時鐘同步。系統配備專用的GPS時鐘，用于同步全網的系統時鐘。

3.2 系統分站

安裝在配電線路上用于采集線路的電氣參數的智能終端設備為系統分站。系統分站將采集到的線路電氣參數及時通過通信設備傳遞到主站系統進行分析和處理，并接受主站的控制命令，進行控制終端的智能控制，智能終端設備安裝位置見圖2。系統分站包括安裝在線路上的饋線終端設備（FTU）、安裝在線路變壓器上的配變檢測終端（TTU）、配網開關、電氣二次設備等。

圖2 智能終端設備安裝位置

3.3 系統特點

1）系統運行可靠性高。采用高質量、高可靠性、高負載能力的監控設備，采用冗余配置、雙網絡配置，無故障時間平均超過10000h。

2）具有遙測、遙信、遙控、遙調功能。系統遙測合格率大于98%；故障定位正確率大于95%；CPU負載全功能節點平均負載小于50%。

3）系統實時性強。遙信變化送到主站小于5s；重要遙測量送到主站小于5s；一般遙測量送到主站小于10s；全系統實時數據掃描周期15min；畫面調用時間小于3s。

4）系統容量大。自動化監控終端可大于500臺；模擬量大于16000點；信號量大于10000點；電度量大于10000點。

5）測量準確度高。電壓測量準確度為0.5級；電流測量準確度為0.5級；有功功率測量準確度為1.0級；無功功率測量準確度為1.0級；功率因數測量準確度為1.0級。

3.4 系統功能

1）實時監測功能。應用該系統可以有效實時采集來自配電線路各個關鍵點的電流、電壓、功率等模擬量和狀態量，并在主控制站上以配電網絡圖、線路單線圖、趨勢曲線、棒型圖、餅圖、報表等方式顯示，實時顯示各線路及全網的負荷及電力數據。

2）“四遙”功能。該系統具有遙測、遙信、遙控、遙調功能，能遙測配電網各線路的電流、電壓、功率因數、有功功率、累計電量、分時電量、保護電流、動作時間等測試數據，能檢測網絡各開關的狀態信息及保護動作類型，擴充功能后能通過系統進行話音通訊，能通過主站計算機對網絡中的各路開關進行無線遙控分合操作，并具備操作權限審核登記、操作安全記錄等措施，能實現配電網的優化運行及自動調度。

3）配電網故障診斷和定位功能。系統能通過對各測控開關的保護動作類型及動作前的瞬態參數數據加密存貯變化曲線分析，能夠快速判斷和查找故障原因，迅速找到故障定位，快速確定故障線路，并在電子地圖上以動態著色的方式顯示出來，提高巡查故障點的時間，縮短故障停電時間。

4）推廣應用配電網地理信息管理系統。配電網地理信息管理系統，實現配電網數據的集成、生產和設備的綜合管理。

5）自動優化線路功率因數。實時檢測線路的功率因數，通過投切補償電容實現無功自動補償，提升配電系統線路功率因數，降低線路無功損耗。

4 配網自動化系統應用情況

2010年開始對配網自動化探索和引進研究應用，2015年5月正式投入現場試驗應用。目前已在油田某采油廠70條供配電線路系統上實現了配網自動化，通過DA快速對線路的各類故障進行判斷，其中累計判斷短路故障共計96條、累計小電流接地共計56條，判斷準確率達100%，收到良好現場應用效果，70條供配電線路配網自動化實施前后效果對比統計見表1。

從表1中可以看出，應用配網自動化后，70條供配電線路運行質量得到明顯提升，年線路故障次數由68次下降到18次，線路損耗減少961.27×104kWh，故障判斷準確率由69%提升到100%，這說明配電系統節能技術改造收到明顯成效。

表1 70條供配電線路配網自動化實施前后效果對比

5 綜合效果評價分析

1）節能效果明顯。通過加強電網線路監控運行和無功治理，提高了電能質量，降低了線路損耗。電網線損率從過去的12%逐步降低到6%，年減少線路損耗961.27×104kWh。按0.6231元/kWh計算，則產生年直接節電效益為599萬元。

2）增油效益。通過推廣應用配電網生產信息管理系統，某采油廠配電系統運行可靠性明顯境強，線路故障減少，過去油田配電線路事故停電平均4h，實現配網自動化后僅為1.6h，原油生產時率有效增加，控制在原有水平的1/4，相當于年增油3000t。原油價格按3000元/t計算，則年增油效益可達900萬元。

3）提高故障判斷準確率。當出現線路故障時，充分利用管理系統的故障分析準確判斷功能，迅速找出故障部位，且故障判斷準確率達到100%。

4）降低勞動強度。應用配網自動化系統的故障定位、隔離與恢復的功能以后，大大縮減了線路事故時的平均停電時間，最大限度地降低經濟損失。

5）配電線路實時監控，降低維修成本。根據電網的負荷狀況及時有效地調節線路的運行方式，通過該系統的遙控功能，使配電線路負荷處于高效合理運行狀態，有利于提升配電線路功率因數，降低線路無功損耗。通過實現各配電線路實時監控措施，及時發現竊電現象和破壞設備現象，確保配電系統線路完好率和故障率，實現年減少設備維修安裝成本達300余萬元。

6）提升配電網管理智能化和自動化水平。提高線路管理水平，保障油氣生產的電力供應。配電網生產信息管理系統在油田生產中的應用，提升了配電網管理智能化和自動化，為油田開發生產實時掌握電力系統運行基礎數據，從而提高采油廠生產管理的質量和水平。

6 結語

配網自動化系統是利用現代電子、計算機、通訊和網絡技術，將配電網的在線數據和離線數據、配電網數據和用戶數據、電網結構和地理圖形進行信息集成，構成完整的自動化系統，實現配電網及其設備正常運行及事故狀態下的監測、保護、控制和配電管理的現代化，實現配電系統整體節能降耗。實踐證明，配電網生產運行信息管理系統在油田生產中的應用，有利于推進智能化油田的建設和節能減排綠色油田的創建。