优化提升油田电网运行效率的探讨

侯宗文（大庆油田技术监督中心）

经过多年的建设，国内各油田电网已建成独立的输配电网络，供电系统具有相对独立性、完整性、配电网络复杂性、供配电电网末端存在故障频繁和输电稳定性差等特点[1-2]。特别是油田外围地区的电力调度主站系统，存在着自动化监控程度低、电网故障处理不及时、电网运行安全可靠性差、供电电能质量差、生产运行成本高、运行效率低、输电系统损耗高等问题。为提高油田电网自动化、网络化和智能化运行水平，满足油田安全生产、可靠供电的质量要求，提升供电系统质量效益，在广泛开展调研的基础上，提出了《优化提升油田电网运行效率的探讨》，并收到了良好的优化提升效果。

1 油田电网存在的主要问题

经过现场调研分析，油田电网主要存在以下几个方面的问题：

1）电网设备老化。油田区域调度主站系统、变电站二次设备和继电保护已运行多年，设备老化、技术落后、可靠性差的问题十分突出。目前油田部分外围地区的电力调度主站系统已运行十余年，设备整体老化、损坏严重，无法进行电网监控和远程遥控操作；部分变电站主变保护、110kV线路、35kV线路、6kV线路保护仍采用已运行20年的电磁式继电保护，经常出现保护误动、拒动等电网事故，严重威胁电网的安全稳定运行。

2）线路抵御自然灾害能力低。主要体现在配电系统防污、防雷等功能弱，油田生产环境条件恶劣，供配电线路可靠性差。电网供配电线路防雷设备、设施配套措施还不够完善，因雷击事故造成配电线路跳闸停电事故时有发生[3]。油气生产区域雷电活动频繁、每年受寒潮影响，要经受大风、冰冻、雨雪等多种恶劣天气对电网运行影响。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）电网智能化管控能力有待提升。部分偏远简易变电站采用无人值班模式，缺少遥测、遥信、遥控等功能，不能及时发现处理电网中发生的故障，可靠性差，直接影响了电网的正常运行[4-5]。近年来油田对高压配电线路存在的问题，对部分老化线路进行了局部技术改造，但改造工作量小，项目比较分散，且配电线路自动化程度较低，线路故障原因判断分析以及排除无采用人工处理方式，电网线路运行自动化程度低。

4）供电设施配置不合理。主要表现在：一是部分输电变压器利用率低，变压器的负荷率和负载率低，造成变压器运行效率低、损耗大，产生“大马拉小车”现象[6]；二是低压线路配置线路长，造成输电线路损耗增加，线路功率因数低；三是部分地区电网缺少备用电源。变电所负荷重、缺少备用馈出线，遇到线路故障影响面大，不利于供电系统及时恢复。

5）线路故障防控措施不到位。油田线路普遍采用单纯的“单对单”联络，一旦遇到故障，需要采取及时隔离技术措施，防止某条线路出现故障时，可能引发多条线路失电的现象，从而造成电网发生大面积停电事故，缺乏采取及时隔离技术措施。

6）电网电压暂降造成抽油机停机[7-8]。该原因靠边造成停机次数分别为2013年76次，2014年67次，2015年89次，2016年87次，2017年53次。

7）谐波信号对电网运行的干扰。随着油田新型采油管理区的建立运行，以及油田变频控制装置、换流设备等非线性设备大量推广应用[9]。在改善用电效率的同时，也不可避免地向供电网注入谐波电流。据了解，目前油田在用多数变频控制设备未采取谐波抑制措施，因谐波信号对油田供配电线路和供电用电设备造成不利影响。

8）电能智能化计量和准确性有待提升。电能计量管理中存在的计量误差大、抄表工作量大、计量点多面广等问题，在部分地区依然存在。

2 对策措施

针对油田电网存在的问题，结合实际，有针对性提出优化改进措施，提升油田整体电网运行效率。

1）推广应电网集中监控系统。采用智能化电网集中监控系统，提升电网自动化监控能力。该系统对操作区域、保电区域、故障区域相关设备的视频信息、量测值、状态监测信息等进行重点监视，项目通过变电站集中监控视频辅助巡视及视频监视系统建设，系统融合电网调度技术支持系统数据、视频数据，结合三维可视化展示技术、联动技术。通过该系统建设，实现了基于三维可视化的调度控制中心变电站集中监控视频辅助巡视及视频监视，为监控人员提供了直观便捷的人机交互体验，同时为设备运行提供辅助性决策技术支持。它是实时的配电自动化与配电管理系统集成于一体的系统，实现配电系统正常运行及事故情况下的监测、保护、控制和配电管理，有利于提升油田电网智能化管控能力。

2）实施电网节能技术改造。将原来20台变压器安装位置过低，全部抬高至2.5m，提升电网设施的整体运行质量；对配电线路采取集中无功补偿，降低线路损耗[10]。通过实施电网系统优化节能技术改造，提升电力设施性能，消除电力安全隐患。

3）优化供电设施配置。采取降低变压器容量，将50台50kVA大容量老旧变压器改造为25kVA节能变压器，将原来1台变压器带2口或3口油井，改造为1台变压器带1口油井；提升变压器负荷率和负载率低井；完善输电线路布局，减少低压配电线路348km，增加10kV高压线路，降低线路损耗；加强用电线路负荷和供电能力分析，完善备用电源能力建设，提升电网供配电能力。

4）加强智能电网建设，提升线路防故障能力。建立电网云平台，推广智能化电网运行实时监控系统，实现平台综合管理、电力监测、环境监测、故障保障（对电网故障点及时隔离技术措施和故障及时排除，提升电网整体系统故障防控能力）、能效分析、电力设施设备管理、巡检消缺、以及用户报告等功能，并通讯手机APP实现配电图查看、视频监视及回放、电力参数查询、最大需量统计、用能分析，可通过手机接收报警、执行巡检、记录缺陷等。

5）开展技术攻关，解决电网电压暂降问题。从技术角度，开展“一线生产技术难题揭榜挂帅”活动，有效解决电压暂降对油田电网运行的影响[8]。将35kV线路的普通XP-7型绝缘子更换成防污闪XWP-6型绝缘子;将110kV线路的耐张段防污绝缘子全部换成硅橡胶合成耐张绝缘子；35kV系统单相接地电流已达58A，由于没有设置消弧线圈，污闪形成单相接地，极易因弧光接地过电压发生相间短路故障。采用自动跟踪补偿的消弧线圈进行补偿，残流限制在5A以内，消除了35kV系统的隐患；对户外站主要设备采用防污增爬裙和防污闪涂料；将户外电缆头全部更换为硅橡胶电缆头；提高35kV变电站穿墙瓷套管绝缘等级，条件许可的用66kV套管代替。

6）开展电网谐波治理。采取选用技术性能更优越的双PWM逆变器、安装电抗器、提高载波频率等多种谐波抑制措施，消除谐波信号对电网的危害。

7）推广电网智能电能计量系统。研发应用用电信息自动采集及监察管理系统，实现电网电量自动计量，提升电网电能计量准确度，改变过去自动采集和手工抄表方式，有利于开展精准损耗分析。

8）加强电网需电侧管理。积极推广应用新技术，油田电网精准降损。加强电网需电侧管理，通过每月召开用电经营分析会，对损耗高的线路重点剖析；通过强化线路维护和管理责任落实，划小核算单元，责任落实到人，通过开展每一条线路损耗分析，找出高损耗的主要原因，制定对策并实施。

3 实施效果

经过实施针对性的优化提升措施，油田电网运行效率和运行质量得到明显提升，优化措施前后电网运行效果统计对比见表1。实施优化提升措施后，油田电网功率因数提升了0.1491，电网故障事故率降低了20%，油田电网综合损耗率由实施前的5.96%降至目前的3.36%，下降了2.6%，不仅油田电网损耗下降明显，而且电网供电系统的安全性、运行可靠性、质量稳定性明显提升，取得可观的节能效益和社会效益。

表1 优化措施前后电网运行效果统计对比

4 结束语

提高油田供配电系统运行质量管理，优化提升油田电网运行效率是一项复杂的系统工程，也是一项十分重要的供电管理工作。实践证明，要提升电网运行效率，必须从管理和技术两方面入手，加强电网运行质量分析，运用先进智能化技术，推广应用电网集中监控系统，实施电网节能技术改造，优化供电设施配置，加强智能电网建设提升线路防故障能力，开展技术攻关解决电网电压暂降问题，开展电网谐波治理，推广电网智能电能计量系统，加强电网需电侧管理等措施，这些措施均十分有效，具有良好的推广应用前景。