喇嘛甸油田配电网络优化运行技术研究

彭立威（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

1 喇嘛甸油田6 kV配电网现状

喇嘛甸油田现有变电所23 座，供配电能力39.72×104kVA；所辖6 kV 配电线路173 条，线路长1 490 km。为121座站库、4 388口油井等井站提供配电电源。6 kV 线路年消耗电量6.2×108kWh，全厂电量以11.9×108kWh 计，占全厂总用电负荷的52.1%。

目前，喇嘛甸油田按区块分为喇南中块、喇北西块、喇北北块、喇北东块四个区块，喇南中块6座变电所负载率较合理，为46.16%；6 kV 线路电网密度最小，为13.8 km/km2。喇北西块6座变电所供配电能力最大，达到122 600 kVA；线路密度最大，达到17.4 km/km2；所辖井最多，达1 311 口。喇北东块6 座变电所平均负载率最低，为29.96%；6 kV线路最少，为40条线路，344.2 km；所辖油井和站库最少，负荷较轻，设计供配电能力富裕量较大。因此，变电所和6 kV 配电网均有优化的空间，见表1。

表1 变电所及线路分区块统计

2 配电网优化思路

2.1 优化思路

依据喇嘛甸油田配电系统现状及相应规范要求，确定全厂配电网优化思路：应用高效节能技术，降低以变压器为主的线路能耗点的无效损耗；将单条线路改树干式为放射式配电方式、实施分段运行模式，以缩短供配电半径、降低线路网损；实施线路合理覆盖、优化各变电所间区域负荷，以降低供配电系统区域综合损耗。实现能耗节点、线路、各变电所间的供配电系统“点、线、面”逐级节能降耗。

2.2 技术指标

1）确定油气田供配电系统经济运行考核指标。依据油气田供配电系统经济运行规范的要求：6 kV 配电线路及配电变压器网损率应不大于6%；供配电系统功率因数应大于0.9[1]。

2）确定变压器负载率合格标准及经济运行区间。依据油田生产系统节能监测规范的要求：变压器负载率不小于30%为合格。电力变压器经济运行规范中要求：单台变压器的最佳运行区为变压器负载系数β 满足[2]：最佳经济运行区上限负载系数为0.75，最佳经济运行区下限为1.33 β2JZ（βJZ为变压器综合功率经济负载系数）。

3）确定配电网压降标准。依据供配电系统设计规范规定：正常运行情况下，无特殊规定的用电设备端子处的电压偏差允许值宜为±5%额定电压。

3 配电网络优化运行措施

3.1 应用高效节能技术

3.1.1 变压器合理匹配技术

1）实施更换高耗能变压器。目前，喇嘛甸油田井用变压器为4 266台，其中S7及以前系列高耗能变压器为1 431 台，S7 系列变压器作为全国第一代节能变压器，在1998年被列入国家第十七批淘汰落后机电产品名录中。2012年，全厂对S7 及以前系列的高耗能变压器进行更换改造，更换为S11以上系列节能变压器，共计102台。

2）实施一变多井变压器匹配节能技术。依据供配电系统设计规范规定：正常运行情况下，电动机端子处的电压偏差允许值为额定电压的±5%；供配电系统的设计为减小电压偏差，应降低系统阻抗[2]。油井变压器低压侧输出电压为400 V，电动机额定电压380 V。根据电动机的实际有功功率在10～20 kW，以35 mm2铝芯电缆计，当电缆长度为60 m 时，电压为382～364 V，即电压降为+1%～-4.2%，满足电动机正常运行要求。因此，经计算确定：变台距可实施一变多井的油井供电距离应控制在60 m范围内。

几年来，先后实施一变多井节能技术279 套。合并、拆除、少建变台284 座，节省变压器284台，见表2，降低配电容量8 800 kVA。

表2 一变多井应用一览表

3）实施变压器经济运行节能技术。目前，喇嘛甸油田现有井用变压器4 266 台，平均单台变压器容量为69.5 kVA，单井电动机平均运行功率为15.8 kW，变压器平均负载率为30.3%。因此，结合油井电动机运行现状及最大工作参数，确定变压器与电动机合理匹配原则是：选用变压器的容量应为实际运行电动机额定功率的0.9～1.1倍。

依据变压器与电动机合理匹配原则，全厂合理匹配变压器587台，降低变压器容量1.76×104kVA。

以上三项节能措施，累计降低配电容量2.64×104kVA，变压器负载率由30.3%提高到48.5%，节电568.8×104kWh。

3.1.2 实施无功补偿技术

根据国家电网要求，当6 kV及以上供配电线路自然功率因数在0.9 以下时，应进行人工无功补偿。围绕提高线路的功率因数，SY/T 6373—2008《油气田电网经济运行规范》要求：油气田电网无功补偿应坚持固定补偿与自动补偿相结合，以固定补偿为主；分散补偿与集中补偿相结合，宜以分散补偿为主[3]。

1）实施线路高压单井无功补偿技术。由于，喇嘛甸油田井用变压器平均负载率为30.3%，单井电动机平均运行功率为15.8 kW，为避免在单井实施无功补偿时造成线路过补偿现象，根据图集电-16189 单井变台安装高压电容器的要求，结合现场实际，确定我厂单井变台安装的高压电容器容量，见表3。

表3 单井变台安装电容器容量

在全厂11条线路的120口井实施了高压无功补偿，共安装容量3 000 kvar。

2）实施线路动态无功补偿技术。依据集中补偿与分散补偿相结合的补偿原则，在全厂15 条6 kV 线路上安装动态无功补偿装置15 套，作为高压分散无功补偿技术的配套节能技术，提高原有线路的线路功率因数。累计安装容量1 500 kvar。

3）实施井用变压器无功补偿技术。依据高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主的原则，在更换和应用的377台新型节能变压器低压侧，实施安装了补偿电容器，见表4，对变压器无功损耗进行就地补偿，减少经变压器传输的无功量，降低变压器的运行电流和负载损耗。累计配备电容器3 100 kvar。

表4 节能变压器配备电容器容量

以上三项节能措施，累计安装电容器7 600 kvar，功率因数平均由0.79提高到0.91，节电618×104kWh。

3.2 实施线路分段运行

喇嘛甸油田6 kV配电线路采用双侧电源单回路单变压器为机械采油井排供电模式，双侧电源分别引自线路两端的变电所，线路正常运行时，由其中一座变电所供电，形成了树干式线路供电模式，线路检修或故障时，分段线路的分段开关，实施线路分段或部分线路运行模式。

由于，喇嘛甸油田6 kV配电线路173条，线路长1 490 km，平均每条线路长8.61 km，平均线路网损率为5.49%，电网密度为14.9 km/km2，每条线路的干线平均距离为4.27 km，支线平均距离长为4.34 km。线路树干式配电模式增加了线路末端的电压损失和线路损耗。因此，在线路干线中间适当位置安装真空断路器，分断线路，实施两端电源分别供电，线路由原来的一条树干式配电线路改为2条放射式配电线路，缩短了供电半径，减少了线路损耗和电压损失。

2012年，全厂对33 条未分段运行的线路，实施线路加装真空断路器改造，改造后实施分段运行。预计年节电462×104kWh。实施后，全厂在运173 条线路有126 条实现分段运行，23 条联络线为保证变电所所用电可靠性需整条运行，3 条带终端负荷线路不能分段，还有21 条线路未实现分段运行，需进行分段开关改造后实现。表5为公司节能技术检测评价中心对全厂5 条线路网损率测试情况。其中，4 条线路为分段运行方式，1 条线路为未分段运行方式，从测试结果可以看出，分段运行的4线路线损率远低于6%标准值，见表5。

表5 线路网损率测试情况

3.3 优化区域负荷

在喇北东块6座变电所中，喇Ⅱ-1变电所的负荷率为34%，喇360 变电所为18%，喇十三变电所为25%。针对喇北东块变电所平均负荷率偏低，各变电所负荷不均衡的现状，实施区域间6 kV线路负荷调整。

2012年，对喇Ⅱ-1 变喇八排线、喇Ⅱ-1 变钻井线等6条线路进行优化调整改造，改造后喇Ⅱ-1变喇八排线带有18口井和3座站，喇Ⅱ-1变钻井线带有36口井，线路供电半径平均缩短了3.2 km，降低了线路损耗，拆除交叉跨越线路2处，低洼地带线路30档，见表6。累计节电88×104kWh。

表6 负荷调整对比统计

上述配电网线路优化运行节能措施实施后，综合节电1 736.8×104kWh。

4 结论及认识

1）针对线路高耗能变压器多，部分线路功率因数低的现状，实施更换高耗能变压器、线路安装无功补偿装置等高效节能技术措施，是通过改善能耗节点降低线路损耗的最直接有效的手段之一。

2）线路实施分段运行模式，将单条线路由树干式改为放射式供电方式，不仅缩短了供配电半径、降低了线路网损，减少了电压损失，还由于线路改动小，投资低，节能效果更显著，应在6 kV配电网中加大推广应用的规模和力度。

3）优化配电网区域负荷的措施，由于涉及变电所、6 kV 线路以及所辖井站负荷较多，改造量大，投资回收期长。因此，在实施中需考虑中长期开发规划、负荷分布及管理计量等因素，应结合产能或老改等项目统筹实施。

[1]高丙绅,姜衍智,王振良,等.油气田配电系统经济运行规范[M].北京:中国计划出版社,1998:3.

[2]胡景生,赵跃进,董志恒,等.电力变压器经济运行规范[M].北京:中国计划出版社,2008:4-5.

[3]高丙绅,于传聚,李卫东,等.油气田电网线损率测试和计算方法规范[M].北京:中国计划出版社,2006:3-5.