配电网生产信息管理系统在油田生产中的应用

胡月（中油电能电力研究设计院）

1 油田配电网简介

1.1 油田配电线路概况

油田配电线路是石油开发生产的重要用能保障单元，油田配电线路运行效率的高低不仅直接影响油田生产开发效益和生产开发成本，而且还对油气开发生产评价具有直接影响[1-2]。如何保证油田电力线路供电的可靠性，降低用电成本，降低配电系统损耗，提高配电系统运行效率，成为油田电力系统生产运行的一项重要研究课题。随着信息化技术的发展，配电网智能化运行系统和配电网自动化运行技术得到进一步广泛应用，引进推广应用配电网生产信息管理系统，对提升油田配电网运行智能化管理水平具有十分重要的现实意义[3-5]。

1.2 某采油厂配电网概况

油田某采油厂配电网共管辖6kV线路68条，10kV线路2条，共计802.2km。辖区内有变电所14座，配电变压器2199台，安装容量230.325MVA，年总用电量7.8×104kWh。配电线路基本达到了“短线路、轻负荷、双电源”的目标，保障了辖区内2680口油井、8座注水站、7座集输泵站、15座注聚站及居民区和部分地方企业的电力供应。

2 配电网存在的问题

经过对现有某采油厂电网的调查发现，虽然每年投入一定资金用于旧配电系统的技术改造，但由于油田配电网系统缺乏统一的规划，整个配电系统仍然存在一定的问题，仍然不能满足油田配电网系统安全高效运行的工作要求。主要表现在以下几个方面：

1）配电网生产运行管理主要以人工为主，自动化程度低[6]。采油厂配电网运行管理手段沿用过去的人工巡线、检查、线路故障应急处理等方式。配电系统运行管理自动化程度低，不能做到电网运行实时远程监控、远程巡线、故障预警、远程故障报警和快速故障排除，配电线路的运行状况信息掌握情况滞后，有效监控和管理能力不足。

2）事故故障排除处理效率低。供配电线路长，线路多，当线路发生故障时，完全依靠人工处理方式进行故障排除检修作业，工作效率低，故障查找效率低，检修难度大，检修时间长[7]。如2013年某采油厂配电线路事故停电平均达4h。

3）配电系统损耗高。据统计，某采油厂2010年以前其电网线损普遍在12%左右，造成电能损耗高的主要原因：一是有线路长，电力配置不合理；二是配电系统普遍存在窃电现象，造成配电网运行系统经济效益低。

4）电力故障频繁。配电系统由于设备老化、电网负荷重、低压线路长、电力配置不合理等诸多因素影响，造成整个配电网运行跳闸事故率高[8]。据统计，某采油厂配电网系统2012—2014年连续三年线路故障率平均超过160%，每年影响油气生产在1×104t以上。

5）配电线路和变压器遭被盗现象不能杜绝。由于缺乏现场有效监控手段，造成配电线路和配电变压器被盗现象时有发生。

针对目前配电网系统存在的主要问题，在调查研究的基础上，提出了引进推广应用配电网生产信息管理系统，对现有配电网系统实施节能技术改造，提升电网运行管理自动化管理水平，实现配电网运行状态的自动监视和智能化管理，达到提高配电网安全高效运行的目的，实现配电网系统的优化运行和节能降耗[9-10]。

3 配网自动化技术简介

3.1 配网自动化系统结构

系统主要由主站和终端设备两大部分组成，主站又包括配电网实时监测与故障判断系统（SCADA与DA）、配电网地理信息系统（GIS）以及远程抄表与自动计量系统（TMR）三部分。系统结构如图1。

图1 系统结构

控制中心主站是通过GPRS/CDMA无线通讯方式来接收终端设备采集的信息，对线路的电流、电压等遥测量和线路运行状态进行实时采集、监视和控制。主站系统通过路由器与其他网络进行数据交换。

系统前置机将采集到的GPS时钟信息，播送到整个网络中。同时担负和各种自动化终端之间的时钟同步。系统配备专用的GPS时钟，用于同步全网的系统时钟。

3.2 系统分站

安装在配电线路上用于采集线路的电气参数的智能终端设备为系统分站。系统分站将采集到的线路电气参数及时通过通信设备传递到主站系统进行分析和处理，并接受主站的控制命令，进行控制终端的智能控制，智能终端设备安装位置见图2。系统分站包括安装在线路上的馈线终端设备（FTU）、安装在线路变压器上的配变检测终端（TTU）、配网开关、电气二次设备等。

图2 智能终端设备安装位置

3.3 系统特点

1）系统运行可靠性高。采用高质量、高可靠性、高负载能力的监控设备，采用冗余配置、双网络配置，无故障时间平均超过10000h。

2）具有遥测、遥信、遥控、遥调功能。系统遥测合格率大于98%；故障定位正确率大于95%；CPU负载全功能节点平均负载小于50%。

3）系统实时性强。遥信变化送到主站小于5s；重要遥测量送到主站小于5s；一般遥测量送到主站小于10s；全系统实时数据扫描周期15min；画面调用时间小于3s。

4）系统容量大。自动化监控终端可大于500台；模拟量大于16000点；信号量大于10000点；电度量大于10000点。

5）测量准确度高。电压测量准确度为0.5级；电流测量准确度为0.5级；有功功率测量准确度为1.0级；无功功率测量准确度为1.0级；功率因数测量准确度为1.0级。

3.4 系统功能

1）实时监测功能。应用该系统可以有效实时采集来自配电线路各个关键点的电流、电压、功率等模拟量和状态量，并在主控制站上以配电网络图、线路单线图、趋势曲线、棒型图、饼图、报表等方式显示，实时显示各线路及全网的负荷及电力数据。

2）“四遥”功能。该系统具有遥测、遥信、遥控、遥调功能，能遥测配电网各线路的电流、电压、功率因数、有功功率、累计电量、分时电量、保护电流、动作时间等测试数据，能检测网络各开关的状态信息及保护动作类型，扩充功能后能通过系统进行话音通讯，能通过主站计算机对网络中的各路开关进行无线遥控分合操作，并具备操作权限审核登记、操作安全记录等措施，能实现配电网的优化运行及自动调度。

3）配电网故障诊断和定位功能。系统能通过对各测控开关的保护动作类型及动作前的瞬态参数数据加密存贮变化曲线分析，能够快速判断和查找故障原因，迅速找到故障定位，快速确定故障线路，并在电子地图上以动态着色的方式显示出来，提高巡查故障点的时间，缩短故障停电时间。

4）推广应用配电网地理信息管理系统。配电网地理信息管理系统，实现配电网数据的集成、生产和设备的综合管理。

5）自动优化线路功率因数。实时检测线路的功率因数，通过投切补偿电容实现无功自动补偿，提升配电系统线路功率因数，降低线路无功损耗。

4 配网自动化系统应用情况

2010年开始对配网自动化探索和引进研究应用，2015年5月正式投入现场试验应用。目前已在油田某采油厂70条供配电线路系统上实现了配网自动化，通过DA快速对线路的各类故障进行判断，其中累计判断短路故障共计96条、累计小电流接地共计56条，判断准确率达100%，收到良好现场应用效果，70条供配电线路配网自动化实施前后效果对比统计见表1。

从表1中可以看出，应用配网自动化后，70条供配电线路运行质量得到明显提升，年线路故障次数由68次下降到18次，线路损耗减少961.27×104kWh，故障判断准确率由69%提升到100%，这说明配电系统节能技术改造收到明显成效。

表1 70条供配电线路配网自动化实施前后效果对比

5 综合效果评价分析

1）节能效果明显。通过加强电网线路监控运行和无功治理，提高了电能质量，降低了线路损耗。电网线损率从过去的12%逐步降低到6%，年减少线路损耗961.27×104kWh。按0.6231元/kWh计算，则产生年直接节电效益为599万元。

2）增油效益。通过推广应用配电网生产信息管理系统，某采油厂配电系统运行可靠性明显境强，线路故障减少，过去油田配电线路事故停电平均4h，实现配网自动化后仅为1.6h，原油生产时率有效增加，控制在原有水平的1/4，相当于年增油3000t。原油价格按3000元/t计算，则年增油效益可达900万元。

3）提高故障判断准确率。当出现线路故障时，充分利用管理系统的故障分析准确判断功能，迅速找出故障部位，且故障判断准确率达到100%。

4）降低劳动强度。应用配网自动化系统的故障定位、隔离与恢复的功能以后，大大缩减了线路事故时的平均停电时间，最大限度地降低经济损失。

5）配电线路实时监控，降低维修成本。根据电网的负荷状况及时有效地调节线路的运行方式，通过该系统的遥控功能，使配电线路负荷处于高效合理运行状态，有利于提升配电线路功率因数，降低线路无功损耗。通过实现各配电线路实时监控措施，及时发现窃电现象和破坏设备现象，确保配电系统线路完好率和故障率，实现年减少设备维修安装成本达300余万元。

6）提升配电网管理智能化和自动化水平。提高线路管理水平，保障油气生产的电力供应。配电网生产信息管理系统在油田生产中的应用，提升了配电网管理智能化和自动化，为油田开发生产实时掌握电力系统运行基础数据，从而提高采油厂生产管理的质量和水平。

6 结语

配网自动化系统是利用现代电子、计算机、通讯和网络技术，将配电网的在线数据和离线数据、配电网数据和用户数据、电网结构和地理图形进行信息集成，构成完整的自动化系统，实现配电网及其设备正常运行及事故状态下的监测、保护、控制和配电管理的现代化，实现配电系统整体节能降耗。实践证明，配电网生产运行信息管理系统在油田生产中的应用，有利于推进智能化油田的建设和节能减排绿色油田的创建。