降低油田配電網線路故障停電時率的智能化措施

龔開良

勝利石油管理局有限公司電力分公司 山東東營 257000

1 研究背景

配電網自動化系統利用現代電子技術、計算機和網絡技術、現代通信技術,將配電網數據和用戶數據、電力網結構和地理圖形進行信息綜合,完成對配電網的集中監視、優化運行控制與管理,達到提高供電可靠性、質量,降低供電成本,為用戶提供優質服務的目的。配電網自動化系統采用分層分布式結構,一般分為配電網主站層、配電子站層、配電終端層。在油田配電網逐步推進自動化改造過程中,重點針對油田配電網線路出現故障時如何對配電網線路的運行情況進行監控這一問題,基于停電區域數據進行細致排查,對故障造成的影響做出基本評估,快速找出故障原因,減少由停機造成的損失。油田配電網線路是保障原油生產的生命線,要充分利用配電網自動化系統,通過終端層對配電網線路正常運行和事故狀態進行智能化檢測、保護和控制。由此,筆者提出降低油田配電網線路故障停電時率的智能化措施。

2 配電網線路故障停電時率計算

油田進行配電網自動化改造以來,在建設調試主站、子站系統的同時,終端層通過安裝饋線終端單元開關,與變電站自動化系統相配合,進行調節和控制,實現故障定位、故障隔離和非故障區域快速恢復供電等功能。然而,系統運行初期并沒有完全達到預期效果,在支撐油氣主業發展、保障效益開發能力方面沒有完全滿足油田配電網用能時效的需求。油田通過專業化整合,推動油田配電網專業化發展,樹立服務油藏價值最大化理念,力爭在配電網自動化改造方面進一步做專做優,不斷提升支撐油氣主業發展、保障效益開發的能力,滿足油田配電網用能時效的需求。以渤埕供電管理區管轄渤南油區、埕東油區為例,2019年底優化重組后,建立配電運維站,接續轄區內原河口電力服務部的配電網管理工作,共運維68條采油配電線路,其中40條安裝了饋線終端單元設備。

油井平均故障停機時率按照單次事故造成的停井口數乘以停井時長累積,然后除以事故次數得到。通過實際計算,油井平均故障停機時率為1 725口·h。配電網線路故障主干線跳閘多,無法精準到某一分支,受影響的油井多,并且故障點查找用時長,隔離故障點、恢復正常分支供電的時間長,造成配電網線路故障停電時率居高不下,影響原油產量總計達到126.4 t。

3 影響因素分析

(1) 饋線終端單元上線率低。從運行情況看,前期安裝投入使用的饋線終端單元在運行期間發生故障較多,由于故障原因不明,需要停電進行處理,故障處理期間饋線終端單元退出運行情況較多,不能有效保證配電網自動化的功能穩定和可靠實現。

(2) 故障動作準確度低,不能實現選擇性隔離。饋線終端單元設備的保護定值設置不合理,會導致配電線路動作跳閘沒有選擇性,擴大停電范圍。對于饋線終端單元設備的保護定值,沒有進行分級計算,無法與配電線路變電站的保護進行配合,很難做到配電網分支饋線終端單元的保護選擇性,不能發揮饋線終端單元的分級保護選擇作用,造成無法精確識別故障點,無法精確隔離故障點,無法對非故障區域快速恢復供電。

(3) 油井線路事故多,尤其是夜間惡劣天氣等造成的油井停機時間長。隨著油井供電規模越來越大,電力系統的容量和規模變得十分龐大,油井線路事故需要到現場進行故障點查找,找到故障點并進行隔離,難度大,用時長。

4 智能化措施應用與分析

4.1 饋線終端單元安裝品質控制

改變饋線終端單元桿上組裝模式,在工房組裝提高組裝品質,安裝完成之后檢查擋位、天線等。在送電之前,對饋線終端單元試運行,使用內置電池,聯系主站遠程遙控斷路器,測試設備的通信情況,以及航空線是否插接完好。在安裝每一套饋線終端單元之前,在庫房內通過使用繼電保護儀測試斷路器的繼電保護動作可靠。在主站配置測試通道,提前配置好網際協議地址,遠程遙控斷路器分合閘,測試饋線終端單元的通信情況,保證每一臺饋線終端單元設備在上桿安裝之前能夠可靠運行。

制訂饋線終端單元故障處理方法。組織配電網運維技術骨干,開展討論,理清當前饋線終端單元故障處理的方法步驟,討論當前的方法步驟存在哪些不足,提出優化方案。對提出的優化方案進行充分論證,確定饋線終端單元故障處理指導卡和饋線終端單元故障處理流程圖,發現故障提前準備通信模塊,提前在主站配置好參數,到現場直接更換,提高處置效率,保證饋線終端單元盡快上線。

4.2 核定變電站、終端定值配合精確度

制訂饋線終端單元保護整定參考原則。電流定值整定原則為:配電線路所屬的變電站站內開關過流值除以1.1再乘以變比后的一次配合值作為該線上所有配電網自動化開關的過電流保護電流一次值,配電網自動化開關速斷保護電流值取為過電流保護電流一次值的2.5倍,時限為0 s。時限定值整定原則為:一級開關為0.3 s,二級開關為0.2 s,三級及以下開關為0.1 s。配電網自動化開關分級如圖1所示,A為變電站內配電線路開關,B為一級配電網自動化開關,C、E為二級配電網自動化開關,F、G、D為三級配電網自動化開關。

圖1 配電網自動化開關分級

對所轄電力線路上的配電網自動化開關進行統計,依據每一條電力線路上所帶的配電網自動化開關進行簡要繪圖,根據繪圖情況,確定每一條電力線路上所帶的配電網自動化開關的級數。依據每一條電力線路上所帶的配電網自動化開關的級數,按照整定原則進行定值全面修訂,實現支線、用戶故障就近隔離,精準控制配電網故障停電范圍,快速恢復供電。

4.3 應用在線監測裝置

將普通饋線終端單元的常規功能融合智能在線監測裝置、智能熔斷器、智能隔離刀閘,以及遙視功能,構建智能融合終端。由饋線終端單元分割為獨立網格,并結合智能在線監測裝置將電網從邏輯上分割為監測點。智能熔斷器、智能隔離刀閘與配電網主站通信,進行遙控調試,完成視頻監控接入。對重要線路的聯絡隔離開關進行遙控和遙視改造,達到遠程操作目的,方便進行運行方式調整。當配電網發生接地或短路故障時,饋線終端單元動作,精確隔離故障點。通過故障閉鎖及檢有壓合閘,對非故障區域快速恢復供電。同時智能設備發出準確定位,運行維護人員可以直奔故障區段進行故障巡視,在最小范圍內查找故障點,在最短時間內排除故障,降低勞動強度,提高工作效率,并最大限度降低對油田原油生產的影響。

對主干線故障動作過程進行分析。如圖2所示,SW1和SW2之間發生故障,SW1感受到故障電流,SW2～SW4、SW8側無電源,感受不到故障電流。

圖2 SW1和SW2之間故障

如圖3所示,SW1為首開關,一側無故障,經延時后故障切除動作跳閘。SW2一側無故障,一側有故障,經延時后故障隔離動作跳閘。SW3、SW4、SW8自身無故障,且兩側均無故障,不動作。

圖3 SW1、SW2動作跳閘

如圖4所示,SW2故障隔離成功后,向兩側發送故障隔離成功信號,故障隔離成功信號經過SW3、SW4轉發至開環點SW5,SW5收到信號,且單側失壓后啟動合閘,經過延時后合閘成功,恢復供電。

圖4 SW5合閘

對末開關下級故障后動作過程進行分析。如圖5所示,當故障發生在末開關SW8和YS1之間時,SW1、SW2兩側節點均有故障電流,無法動作,SW3自身無故障電流,但一側接收到SW2、SW8均有故障,也無法動作。

圖5 SW8和YS1之間故障

如圖6所示,末開關SW8檢測到故障,且收到SW2 節點故障信號,經過故障切除延時后,故障切除動作跳閘。

圖6 SW8動作跳閘

5 實例

渤埕管理區的68條配電線路由130臺饋線終端單元分割為100多個小獨立單元,故障在線監控系統有178臺,將電網從邏輯上分割為更小、更多的監測點,實現移動電話應用及短信推送,將事故類型、故障位置等信息在移動電話端直觀顯示,便于職工分析判斷。智能在線系統移動電話應用標明故障位置,便于現場人員分析和處置,為線路故障巡視及處理限定故障范圍,縮短巡視時間,提高事故處理效率,減小對原油生產的影響,并大大降低職工勞動強度。某日凌晨4:37,6 kV呈南一線發生速斷保護動作跳閘,重合閘成功,線路分支三臺饋線終端單元速斷跳閘同時,智能故障顯示裝置提示呈一變電站母線1段呈南一線108號桿和125號桿之間故障,重合閘成功。經過現場巡視確認,故障原因為114號桿開關負荷側刀閘有鳥窩,因天氣潮濕導致相間短路,引發跳閘。隨后隔離故障,恢復其它分支回路供電。

6 結束語

筆者提出降低油田配電網線路故障停電時率的智能化措施,對配電網自動化終端進行智能化改造,精確隔離故障點,對非故障區域快速恢復供電,可以提高油田配電網的可靠性和智能管理水平,降低油田配電網線路故障停電時率,在油田配電網中具備廣闊的使用空間和較高的使用價值。目前,已經取得了一定成績,但是仍然存在一些不容忽視的問題,管理水平、供電質量等還需要進一步提高。后續計劃將管控網點在配電主站接線圖上進行物理標注,便于調度員監控信息,直觀分析。總結經驗,編制供電管理區配電網自動化系統的管理辦法,明確配電線路綜合自動化設備的投運和調度、配電線路和饋線終端單元故障處理、設備管理等。

電力具有較高的能源轉化效率,在終端能源消費中具有便捷性,在油田穩產中占據至關重要的地位。少停電就是最好的服務,提升油井時率就是最優的服務,作為油田專業化隊伍,應當充分體現筑牢堅強電力支撐、保障國家能源安全的政治站位,把握保障支撐主業、技術服務創效職能定位,將智能化技術應用于配電線路的科學管理與維護,提升配電線路維護的質量和效率,促進油田配電網運行維護工作高質量發展。