侯宗文（大慶油田技術監(jiān)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(tǒng)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(wěn)定性差等特點[1-2]。特別是油田外圍地區(qū)的電力調度主站系統(tǒng)，存在著自動化監(jiān)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(tǒng)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(tǒng)質量效益，在廣泛開展調研的基礎上，提出了《優(yōu)化提升油田電網運行效率的探討》，并收到了良好的優(yōu)化提升效果。

1 油田電網存在的主要問題

經過現(xiàn)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(qū)域調度主站系統(tǒng)、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(qū)的電力調度主站系統(tǒng)已運行十余年，設備整體老化、損壞嚴重，無法進行電網監(jiān)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(xiàn)保護誤動、拒動等電網事故，嚴重威脅電網的安全穩(wěn)定運行。

2）線路抵御自然災害能力低。主要體現(xiàn)在配電系統(tǒng)防污、防雷等功能弱，油田生產環(huán)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(fā)生[3]。油氣生產區(qū)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(fā)現(xiàn)處理電網中發(fā)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(xiàn)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(xiàn)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(shù)低；三是部分地區(qū)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(tǒng)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(lián)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(xiàn)故障時，可能引發(fā)多條線路失電的現(xiàn)象，從而造成電網發(fā)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(shù)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(qū)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(shù)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(qū)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(yōu)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(jiān)控系統(tǒng)。采用智能化電網集中監(jiān)控系統(tǒng)，提升電網自動化監(jiān)控能力。該系統(tǒng)對操作區(qū)域、保電區(qū)域、故障區(qū)域相關設備的視頻信息、量測值、狀態(tài)監(jiān)測信息等進行重點監(jiān)視，項目通過變電站集中監(jiān)控視頻輔助巡視及視頻監(jiān)視系統(tǒng)建設，系統(tǒng)融合電網調度技術支持系統(tǒng)數(shù)據、視頻數(shù)據，結合三維可視化展示技術、聯(lián)動技術。通過該系統(tǒng)建設，實現(xiàn)了基于三維可視化的調度控制中心變電站集中監(jiān)控視頻輔助巡視及視頻監(jiān)視，為監(jiān)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(tǒng)集成于一體的系統(tǒng)，實現(xiàn)配電系統(tǒng)正常運行及事故情況下的監(jiān)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(jié)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(tǒng)優(yōu)化節(jié)能技術改造，提升電力設施性能，消除電力安全隱患。

3）優(yōu)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(jié)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(jiān)控系統(tǒng)，實現(xiàn)平臺綜合管理、電力監(jiān)測、環(huán)境監(jiān)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(tǒng)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(xiàn)配電圖查看、視頻監(jiān)視及回放、電力參數(shù)查詢、最大需量統(tǒng)計、用能分析，可通過手機接收報警、執(zhí)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(tǒng)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(fā)生相間短路故障。采用自動跟蹤補償?shù)南【€圈進行補償，殘流限制在5A以內，消除了35kV系統(tǒng)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(yōu)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(tǒng)。研發(fā)應用用電信息自動采集及監(jiān)察管理系統(tǒng)，實現(xiàn)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(yōu)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(yōu)化措施前后電網運行效果統(tǒng)計對比見表1。實施優(yōu)化提升措施后，油田電網功率因數(shù)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(tǒng)的安全性、運行可靠性、質量穩(wěn)定性明顯提升，取得可觀的節(jié)能效益和社會效益。

表1 優(yōu)化措施前后電網運行效果統(tǒng)計對比

4 結束語

提高油田供配電系統(tǒng)運行質量管理，優(yōu)化提升油田電網運行效率是一項復雜的系統(tǒng)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(jiān)控系統(tǒng)，實施電網節(jié)能技術改造，優(yōu)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(tǒng)，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。