彭立威（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

1 喇嘛甸油田6 kV配電網(wǎng)現(xiàn)狀

喇嘛甸油田現(xiàn)有變電所23 座，供配電能力39.72×104kVA；所轄6 kV 配電線路173 條，線路長1 490 km。為121座站庫、4 388口油井等井站提供配電電源。6 kV 線路年消耗電量6.2×108kWh，全廠電量以11.9×108kWh 計，占全廠總用電負(fù)荷的52.1%。

目前，喇嘛甸油田按區(qū)塊分為喇南中塊、喇北西塊、喇北北塊、喇北東塊四個區(qū)塊，喇南中塊6座變電所負(fù)載率較合理，為46.16%；6 kV 線路電網(wǎng)密度最小，為13.8 km/km2。喇北西塊6座變電所供配電能力最大，達(dá)到122 600 kVA；線路密度最大，達(dá)到17.4 km/km2；所轄井最多，達(dá)1 311 口。喇北東塊6 座變電所平均負(fù)載率最低，為29.96%；6 kV線路最少，為40條線路，344.2 km；所轄油井和站庫最少，負(fù)荷較輕，設(shè)計供配電能力富裕量較大。因此，變電所和6 kV 配電網(wǎng)均有優(yōu)化的空間，見表1。

表1 變電所及線路分區(qū)塊統(tǒng)計

2 配電網(wǎng)優(yōu)化思路

2.1 優(yōu)化思路

依據(jù)喇嘛甸油田配電系統(tǒng)現(xiàn)狀及相應(yīng)規(guī)范要求，確定全廠配電網(wǎng)優(yōu)化思路：應(yīng)用高效節(jié)能技術(shù)，降低以變壓器為主的線路能耗點的無效損耗；將單條線路改樹干式為放射式配電方式、實施分段運行模式，以縮短供配電半徑、降低線路網(wǎng)損；實施線路合理覆蓋、優(yōu)化各變電所間區(qū)域負(fù)荷，以降低供配電系統(tǒng)區(qū)域綜合損耗。實現(xiàn)能耗節(jié)點、線路、各變電所間的供配電系統(tǒng)“點、線、面”逐級節(jié)能降耗。

2.2 技術(shù)指標(biāo)

1）確定油氣田供配電系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運行考核指標(biāo)。依據(jù)油氣田供配電系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運行規(guī)范的要求：6 kV 配電線路及配電變壓器網(wǎng)損率應(yīng)不大于6%；供配電系統(tǒng)功率因數(shù)應(yīng)大于0.9[1]。

2）確定變壓器負(fù)載率合格標(biāo)準(zhǔn)及經(jīng)濟(jì)運行區(qū)間。依據(jù)油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測規(guī)范的要求：變壓器負(fù)載率不小于30%為合格。電力變壓器經(jīng)濟(jì)運行規(guī)范中要求：單臺變壓器的最佳運行區(qū)為變壓器負(fù)載系數(shù)β 滿足[2]：最佳經(jīng)濟(jì)運行區(qū)上限負(fù)載系數(shù)為0.75，最佳經(jīng)濟(jì)運行區(qū)下限為1.33 β2JZ（βJZ為變壓器綜合功率經(jīng)濟(jì)負(fù)載系數(shù)）。

3）確定配電網(wǎng)壓降標(biāo)準(zhǔn)。依據(jù)供配電系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范規(guī)定：正常運行情況下，無特殊規(guī)定的用電設(shè)備端子處的電壓偏差允許值宜為±5%額定電壓。

3 配電網(wǎng)絡(luò)優(yōu)化運行措施

3.1 應(yīng)用高效節(jié)能技術(shù)

3.1.1 變壓器合理匹配技術(shù)

1）實施更換高耗能變壓器。目前，喇嘛甸油田井用變壓器為4 266臺，其中S7及以前系列高耗能變壓器為1 431 臺，S7 系列變壓器作為全國第一代節(jié)能變壓器，在1998年被列入國家第十七批淘汰落后機電產(chǎn)品名錄中。2012年，全廠對S7 及以前系列的高耗能變壓器進(jìn)行更換改造，更換為S11以上系列節(jié)能變壓器，共計102臺。

2）實施一變多井變壓器匹配節(jié)能技術(shù)。依據(jù)供配電系統(tǒng)設(shè)計規(guī)范規(guī)定：正常運行情況下，電動機端子處的電壓偏差允許值為額定電壓的±5%；供配電系統(tǒng)的設(shè)計為減小電壓偏差，應(yīng)降低系統(tǒng)阻抗[2]。油井變壓器低壓側(cè)輸出電壓為400 V，電動機額定電壓380 V。根據(jù)電動機的實際有功功率在10～20 kW，以35 mm2鋁芯電纜計，當(dāng)電纜長度為60 m 時，電壓為382～364 V，即電壓降為+1%～-4.2%，滿足電動機正常運行要求。因此，經(jīng)計算確定：變臺距可實施一變多井的油井供電距離應(yīng)控制在60 m范圍內(nèi)。

幾年來，先后實施一變多井節(jié)能技術(shù)279 套。合并、拆除、少建變臺284 座，節(jié)省變壓器284臺，見表2，降低配電容量8 800 kVA。

表2 一變多井應(yīng)用一覽表

3）實施變壓器經(jīng)濟(jì)運行節(jié)能技術(shù)。目前，喇嘛甸油田現(xiàn)有井用變壓器4 266 臺，平均單臺變壓器容量為69.5 kVA，單井電動機平均運行功率為15.8 kW，變壓器平均負(fù)載率為30.3%。因此，結(jié)合油井電動機運行現(xiàn)狀及最大工作參數(shù)，確定變壓器與電動機合理匹配原則是：選用變壓器的容量應(yīng)為實際運行電動機額定功率的0.9～1.1倍。

依據(jù)變壓器與電動機合理匹配原則，全廠合理匹配變壓器587臺，降低變壓器容量1.76×104kVA。

以上三項節(jié)能措施，累計降低配電容量2.64×104kVA，變壓器負(fù)載率由30.3%提高到48.5%，節(jié)電568.8×104kWh。

3.1.2 實施無功補償技術(shù)

根據(jù)國家電網(wǎng)要求，當(dāng)6 kV及以上供配電線路自然功率因數(shù)在0.9 以下時，應(yīng)進(jìn)行人工無功補償。圍繞提高線路的功率因數(shù)，SY/T 6373—2008《油氣田電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)運行規(guī)范》要求：油氣田電網(wǎng)無功補償應(yīng)堅持固定補償與自動補償相結(jié)合，以固定補償為主；分散補償與集中補償相結(jié)合，宜以分散補償為主[3]。

1）實施線路高壓單井無功補償技術(shù)。由于，喇嘛甸油田井用變壓器平均負(fù)載率為30.3%，單井電動機平均運行功率為15.8 kW，為避免在單井實施無功補償時造成線路過補償現(xiàn)象，根據(jù)圖集電-16189 單井變臺安裝高壓電容器的要求，結(jié)合現(xiàn)場實際，確定我廠單井變臺安裝的高壓電容器容量，見表3。

表3 單井變臺安裝電容器容量

在全廠11條線路的120口井實施了高壓無功補償，共安裝容量3 000 kvar。

2）實施線路動態(tài)無功補償技術(shù)。依據(jù)集中補償與分散補償相結(jié)合的補償原則，在全廠15 條6 kV 線路上安裝動態(tài)無功補償裝置15 套，作為高壓分散無功補償技術(shù)的配套節(jié)能技術(shù)，提高原有線路的線路功率因數(shù)。累計安裝容量1 500 kvar。

3）實施井用變壓器無功補償技術(shù)。依據(jù)高壓補償與低壓補償相結(jié)合，以低壓補償為主的原則，在更換和應(yīng)用的377臺新型節(jié)能變壓器低壓側(cè)，實施安裝了補償電容器，見表4，對變壓器無功損耗進(jìn)行就地補償，減少經(jīng)變壓器傳輸?shù)臒o功量，降低變壓器的運行電流和負(fù)載損耗。累計配備電容器3 100 kvar。

表4 節(jié)能變壓器配備電容器容量

以上三項節(jié)能措施，累計安裝電容器7 600 kvar，功率因數(shù)平均由0.79提高到0.91，節(jié)電618×104kWh。

3.2 實施線路分段運行

喇嘛甸油田6 kV配電線路采用雙側(cè)電源單回路單變壓器為機械采油井排供電模式，雙側(cè)電源分別引自線路兩端的變電所，線路正常運行時，由其中一座變電所供電，形成了樹干式線路供電模式，線路檢修或故障時，分段線路的分段開關(guān)，實施線路分段或部分線路運行模式。

由于，喇嘛甸油田6 kV配電線路173條，線路長1 490 km，平均每條線路長8.61 km，平均線路網(wǎng)損率為5.49%，電網(wǎng)密度為14.9 km/km2，每條線路的干線平均距離為4.27 km，支線平均距離長為4.34 km。線路樹干式配電模式增加了線路末端的電壓損失和線路損耗。因此，在線路干線中間適當(dāng)位置安裝真空斷路器，分?jǐn)嗑€路，實施兩端電源分別供電，線路由原來的一條樹干式配電線路改為2條放射式配電線路，縮短了供電半徑，減少了線路損耗和電壓損失。

2012年，全廠對33 條未分段運行的線路，實施線路加裝真空斷路器改造，改造后實施分段運行。預(yù)計年節(jié)電462×104kWh。實施后，全廠在運173 條線路有126 條實現(xiàn)分段運行，23 條聯(lián)絡(luò)線為保證變電所所用電可靠性需整條運行，3 條帶終端負(fù)荷線路不能分段，還有21 條線路未實現(xiàn)分段運行，需進(jìn)行分段開關(guān)改造后實現(xiàn)。表5為公司節(jié)能技術(shù)檢測評價中心對全廠5 條線路網(wǎng)損率測試情況。其中，4 條線路為分段運行方式，1 條線路為未分段運行方式，從測試結(jié)果可以看出，分段運行的4線路線損率遠(yuǎn)低于6%標(biāo)準(zhǔn)值，見表5。

表5 線路網(wǎng)損率測試情況

3.3 優(yōu)化區(qū)域負(fù)荷

在喇北東塊6座變電所中，喇Ⅱ-1變電所的負(fù)荷率為34%，喇360 變電所為18%，喇十三變電所為25%。針對喇北東塊變電所平均負(fù)荷率偏低，各變電所負(fù)荷不均衡的現(xiàn)狀，實施區(qū)域間6 kV線路負(fù)荷調(diào)整。

2012年，對喇Ⅱ-1 變喇八排線、喇Ⅱ-1 變鉆井線等6條線路進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整改造，改造后喇Ⅱ-1變喇八排線帶有18口井和3座站，喇Ⅱ-1變鉆井線帶有36口井，線路供電半徑平均縮短了3.2 km，降低了線路損耗，拆除交叉跨越線路2處，低洼地帶線路30檔，見表6。累計節(jié)電88×104kWh。

表6 負(fù)荷調(diào)整對比統(tǒng)計

上述配電網(wǎng)線路優(yōu)化運行節(jié)能措施實施后，綜合節(jié)電1 736.8×104kWh。

4 結(jié)論及認(rèn)識

1）針對線路高耗能變壓器多，部分線路功率因數(shù)低的現(xiàn)狀，實施更換高耗能變壓器、線路安裝無功補償裝置等高效節(jié)能技術(shù)措施，是通過改善能耗節(jié)點降低線路損耗的最直接有效的手段之一。

2）線路實施分段運行模式，將單條線路由樹干式改為放射式供電方式，不僅縮短了供配電半徑、降低了線路網(wǎng)損，減少了電壓損失，還由于線路改動小，投資低，節(jié)能效果更顯著，應(yīng)在6 kV配電網(wǎng)中加大推廣應(yīng)用的規(guī)模和力度。

3）優(yōu)化配電網(wǎng)區(qū)域負(fù)荷的措施，由于涉及變電所、6 kV 線路以及所轄井站負(fù)荷較多，改造量大，投資回收期長。因此，在實施中需考慮中長期開發(fā)規(guī)劃、負(fù)荷分布及管理計量等因素，應(yīng)結(jié)合產(chǎn)能或老改等項目統(tǒng)籌實施。

[1]高丙紳,姜衍智,王振良,等.油氣田配電系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運行規(guī)范[M].北京:中國計劃出版社,1998:3.

[2]胡景生,趙躍進(jìn),董志恒,等.電力變壓器經(jīng)濟(jì)運行規(guī)范[M].北京:中國計劃出版社,2008:4-5.

[3]高丙紳,于傳聚,李衛(wèi)東,等.油氣田電網(wǎng)線損率測試和計算方法規(guī)范[M].北京:中國計劃出版社,2006:3-5.