優化提升油田電網運行效率的探討

侯宗文（大慶油田技術監督中心）

經過多年的建設，國內各油田電網已建成獨立的輸配電網絡，供電系統具有相對獨立性、完整性、配電網絡復雜性、供配電電網末端存在故障頻繁和輸電穩定性差等特點[1-2]。特別是油田外圍地區的電力調度主站系統，存在著自動化監控程度低、電網故障處理不及時、電網運行安全可靠性差、供電電能質量差、生產運行成本高、運行效率低、輸電系統損耗高等問題。為提高油田電網自動化、網絡化和智能化運行水平，滿足油田安全生產、可靠供電的質量要求，提升供電系統質量效益，在廣泛開展調研的基礎上，提出了《優化提升油田電網運行效率的探討》，并收到了良好的優化提升效果。

1 油田電網存在的主要問題

經過現場調研分析，油田電網主要存在以下幾個方面的問題：

1）電網設備老化。油田區域調度主站系統、變電站二次設備和繼電保護已運行多年，設備老化、技術落后、可靠性差的問題十分突出。目前油田部分外圍地區的電力調度主站系統已運行十余年，設備整體老化、損壞嚴重，無法進行電網監控和遠程遙控操作；部分變電站主變保護、110kV線路、35kV線路、6kV線路保護仍采用已運行20年的電磁式繼電保護，經常出現保護誤動、拒動等電網事故，嚴重威脅電網的安全穩定運行。

2）線路抵御自然災害能力低。主要體現在配電系統防污、防雷等功能弱，油田生產環境條件惡劣，供配電線路可靠性差。電網供配電線路防雷設備、設施配套措施還不夠完善，因雷擊事故造成配電線路跳閘停電事故時有發生[3]。油氣生產區域雷電活動頻繁、每年受寒潮影響，要經受大風、冰凍、雨雪等多種惡劣天氣對電網運行影響。2013年故障56次，2014年故障49次，2015年故障37次，2016年故障46次，2017年故障29次。

3）電網智能化管控能力有待提升。部分偏遠簡易變電站采用無人值班模式，缺少遙測、遙信、遙控等功能，不能及時發現處理電網中發生的故障，可靠性差，直接影響了電網的正常運行[4-5]。近年來油田對高壓配電線路存在的問題，對部分老化線路進行了局部技術改造，但改造工作量小，項目比較分散，且配電線路自動化程度較低，線路故障原因判斷分析以及排除無采用人工處理方式，電網線路運行自動化程度低。

4）供電設施配置不合理。主要表現在：一是部分輸電變壓器利用率低，變壓器的負荷率和負載率低，造成變壓器運行效率低、損耗大，產生“大馬拉小車”現象[6]；二是低壓線路配置線路長，造成輸電線路損耗增加，線路功率因數低；三是部分地區電網缺少備用電源。變電所負荷重、缺少備用饋出線，遇到線路故障影響面大，不利于供電系統及時恢復。

5）線路故障防控措施不到位。油田線路普遍采用單純的“單對單”聯絡，一旦遇到故障，需要采取及時隔離技術措施，防止某條線路出現故障時，可能引發多條線路失電的現象，從而造成電網發生大面積停電事故，缺乏采取及時隔離技術措施。

6）電網電壓暫降造成抽油機停機[7-8]。該原因靠邊造成停機次數分別為2013年76次，2014年67次，2015年89次，2016年87次，2017年53次。

7）諧波信號對電網運行的干擾。隨著油田新型采油管理區的建立運行，以及油田變頻控制裝置、換流設備等非線性設備大量推廣應用[9]。在改善用電效率的同時，也不可避免地向供電網注入諧波電流。據了解，目前油田在用多數變頻控制設備未采取諧波抑制措施，因諧波信號對油田供配電線路和供電用電設備造成不利影響。

8）電能智能化計量和準確性有待提升。電能計量管理中存在的計量誤差大、抄表工作量大、計量點多面廣等問題，在部分地區依然存在。

2 對策措施

針對油田電網存在的問題，結合實際，有針對性提出優化改進措施，提升油田整體電網運行效率。

1）推廣應電網集中監控系統。采用智能化電網集中監控系統，提升電網自動化監控能力。該系統對操作區域、保電區域、故障區域相關設備的視頻信息、量測值、狀態監測信息等進行重點監視，項目通過變電站集中監控視頻輔助巡視及視頻監視系統建設，系統融合電網調度技術支持系統數據、視頻數據，結合三維可視化展示技術、聯動技術。通過該系統建設，實現了基于三維可視化的調度控制中心變電站集中監控視頻輔助巡視及視頻監視，為監控人員提供了直觀便捷的人機交互體驗，同時為設備運行提供輔助性決策技術支持。它是實時的配電自動化與配電管理系統集成于一體的系統，實現配電系統正常運行及事故情況下的監測、保護、控制和配電管理，有利于提升油田電網智能化管控能力。

2）實施電網節能技術改造。將原來20臺變壓器安裝位置過低，全部抬高至2.5m，提升電網設施的整體運行質量；對配電線路采取集中無功補償，降低線路損耗[10]。通過實施電網系統優化節能技術改造，提升電力設施性能，消除電力安全隱患。

3）優化供電設施配置。采取降低變壓器容量，將50臺50kVA大容量老舊變壓器改造為25kVA節能變壓器，將原來1臺變壓器帶2口或3口油井，改造為1臺變壓器帶1口油井；提升變壓器負荷率和負載率低井；完善輸電線路布局，減少低壓配電線路348km，增加10kV高壓線路，降低線路損耗；加強用電線路負荷和供電能力分析，完善備用電源能力建設，提升電網供配電能力。

4）加強智能電網建設，提升線路防故障能力。建立電網云平臺，推廣智能化電網運行實時監控系統，實現平臺綜合管理、電力監測、環境監測、故障保障（對電網故障點及時隔離技術措施和故障及時排除，提升電網整體系統故障防控能力）、能效分析、電力設施設備管理、巡檢消缺、以及用戶報告等功能，并通訊手機APP實現配電圖查看、視頻監視及回放、電力參數查詢、最大需量統計、用能分析，可通過手機接收報警、執行巡檢、記錄缺陷等。

5）開展技術攻關，解決電網電壓暫降問題。從技術角度，開展“一線生產技術難題揭榜掛帥”活動，有效解決電壓暫降對油田電網運行的影響[8]。將35kV線路的普通XP-7型絕緣子更換成防污閃XWP-6型絕緣子;將110kV線路的耐張段防污絕緣子全部換成硅橡膠合成耐張絕緣子；35kV系統單相接地電流已達58A，由于沒有設置消弧線圈，污閃形成單相接地，極易因弧光接地過電壓發生相間短路故障。采用自動跟蹤補償的消弧線圈進行補償，殘流限制在5A以內，消除了35kV系統的隱患；對戶外站主要設備采用防污增爬裙和防污閃涂料；將戶外電纜頭全部更換為硅橡膠電纜頭；提高35kV變電站穿墻瓷套管絕緣等級，條件許可的用66kV套管代替。

6）開展電網諧波治理。采取選用技術性能更優越的雙PWM逆變器、安裝電抗器、提高載波頻率等多種諧波抑制措施，消除諧波信號對電網的危害。

7）推廣電網智能電能計量系統。研發應用用電信息自動采集及監察管理系統，實現電網電量自動計量，提升電網電能計量準確度，改變過去自動采集和手工抄表方式，有利于開展精準損耗分析。

8）加強電網需電側管理。積極推廣應用新技術，油田電網精準降損。加強電網需電側管理，通過每月召開用電經營分析會，對損耗高的線路重點剖析；通過強化線路維護和管理責任落實，劃小核算單元，責任落實到人，通過開展每一條線路損耗分析，找出高損耗的主要原因，制定對策并實施。

3 實施效果

經過實施針對性的優化提升措施，油田電網運行效率和運行質量得到明顯提升，優化措施前后電網運行效果統計對比見表1。實施優化提升措施后，油田電網功率因數提升了0.1491，電網故障事故率降低了20%，油田電網綜合損耗率由實施前的5.96%降至目前的3.36%，下降了2.6%，不僅油田電網損耗下降明顯，而且電網供電系統的安全性、運行可靠性、質量穩定性明顯提升，取得可觀的節能效益和社會效益。

表1 優化措施前后電網運行效果統計對比

4 結束語

提高油田供配電系統運行質量管理，優化提升油田電網運行效率是一項復雜的系統工程，也是一項十分重要的供電管理工作。實踐證明，要提升電網運行效率，必須從管理和技術兩方面入手，加強電網運行質量分析，運用先進智能化技術，推廣應用電網集中監控系統，實施電網節能技術改造，優化供電設施配置，加強智能電網建設提升線路防故障能力，開展技術攻關解決電網電壓暫降問題，開展電網諧波治理，推廣電網智能電能計量系統，加強電網需電側管理等措施，這些措施均十分有效，具有良好的推廣應用前景。