喇嘛甸油田配电网运行优化潜力分析及对策

2011-11-07王久洋李庆梅大庆油田有限责任公司第六采油厂

石油石化节能 2011年2期

王久洋李庆梅（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

喇嘛甸油田配电网运行优化潜力分析及对策

王久洋李庆梅（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

喇嘛甸油田23座变电所共辖176条6 kV配电线路，存在线路过长、功率因数低而导致电能浪费的现象。通过线路优化调整、变压器合理匹配、线路分段运行、补偿及配套节能措施，缩短了供电半径，减少了线路压降，提高了线路功率因数，线路损耗明显降低。措施实施后，预计可节电7 990×104kW·h，可实现喇嘛甸油田6 kV配电网的优化运行。

配电网运行优化变压器

截至2010年10月底，喇嘛甸油田有23座变电所，供配电能力39.72×104kVA，运行负荷率为51.83%。所辖6 kV配电线路176条，线路长1 470 km，为47座转油站、23座污水站、43座注入站、3座配置站、4 021口油井提供配电电源。总运行电流为6 488 A，6 kV线路年消耗电量6.2×108kW·h，全厂电量以11.8×108kW·h计，占全厂总用电负荷的52.5%。

随着产能区块的逐年开发，新增用电负荷逐年递增，到2017年，预计每年将新增产液量349×104t，新增各类站库14座，新增油水井354口，新增用电负荷4 580×104kW·h，节能降耗形势日趋严峻。因此，挖掘喇嘛甸油田6 kV配电网节电潜力，提高线路功率因数，降低线路损耗，优化6 kV配电网运行，对实现全厂持续稳产400×104t的近期目标至关重要。

1 6 kV配电网运行优化

1.1 节能潜力分析

目前，喇嘛甸油田6 kV配电网线路按变电所供电方式分为136条，线路上共有变压器4 153台，变压器平均负载率为30.3%，S7及以前系列的变压器共计1 971台。对喇嘛甸油田6 kV配电网的线路长度、所带负荷、运行电流以及有功无功电量的调查分析见表1，发现6 kV配电网部分线路过长、功率因数低于0.9的国家标准，造成电能浪费。

表1 6 kV配电网线路分配运行

1.2 对策

针对喇嘛甸油田6 kV配电网存在的变压器负载率偏低、线路过长、功率因数低等现象，制定如下优化线路运行的节能措施：

◇对S7及以前系列的变压器共计1 971台进行更换，并对更换后的高耗能变压器进行节能改造；

◇对4 153台井用变压器进行合理匹配，提高变压器的实际负载率，使变压器运行在40%～75%的经济运行区间；

◇在功率因数小于0.9的22条线路上安装高压无功补偿装置，将线路功率因数提高到0.9以上；

◇在长度10 km以上、电流为70～120 A的31条线路上加装真空断路器，线路实施分段运行模式；

◇对电流在120 A以上的7条线路实施优化调整改造，改造后实施分段运行模式。

1.3 节能潜力预测

根据喇嘛甸油田6 kV线路现状调查分析及制定的优化对策，从变压器合理匹配、提高线路功率因数和线路优化调整等三个方面挖掘6 kV配电网节能潜力。1.3.1 变压器合理匹配

（1）更新改造高耗能变压器。对S7及以前系列的变压器共计1 971台进行更换，并对更换后的高耗能变压器进行节能改造，实施后预计年节电1 760×104kW·h。

（2）对距变压器60 m范围内的多口油井实施一变多井技术。喇嘛甸油田现有油井4 021口，到2017年将达到6 041口，井距将缩减至100 m以内，预计有近2 000口油井可实施一变多井，可降低配电容量6.3×104kVA，预计年节电1 780×104kW·h。

（3）变压器经济运行。对4 153台井站用变压器进行合理匹配，提高变压器的实际负载率，使变压器运行在40%～75%的经济运行区间内。可降低配电容量6.87×104kVA，预计年节电1 900×104kW·h。

合计可降低配电容量13.17×104kVA，预计年节电5 440×104kW·h。

1.3.2 提高线路功率因数

采用单井变台高压侧安装电容器、线路安装动态补偿装置及应用补偿型节能变压器等提高功率因数的组合节电措施，对功率因数小于0.9的22条线路实施线路无功补偿，安装电容器1.02×104kvar，提高线路功率因数至0.9以上。预计年节电880×104kW·h。

1.3.3 线路优化调整

对长度在10 km以上、电流在70～120 A的31条线路加装真空断路器，并对线路实施分段运行模式。预计年节电1 360×104kW·h。

对电流在120 A以上的7条线路实施优化调整改造，改造后实施分段运行模式。线路压降控制在6 kV标称电压的-5%以内，预计年节电310×104kW·h。

全部实施后预计年节电7 990×104kW·h。

2 节能措施

2.1 变压器合理匹配技术

2.1.1 更换高耗能变压器

目前，在喇嘛甸油田大量使用的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，并推荐更新为S9及以上系列配电变压器。在油田应用的节能变压器主要有S9、RS9、S11、SH11等系列节能变压器。SH11系列非晶合金节能变压器由于能耗少、节能效果好而被普遍采用。

几年来，S7及以前系列的高耗能变压器更换为SH11系列非晶合金变压器共计210台,累计节电187×104kW·h。

2.1.2 实施一变多井变压器匹配技术

《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±5%；供配电系统的设计为减小电压偏差，应降低系统阻抗[1]。油井变压器低压侧输出电压为400 V，电动机额定电压380 V。电动机的实际有功功率为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，确定为距变台60 m范围内的多口油井选用1台变压器，为其供电。

几年来，先后实施一变多井节能技术251套。合并、拆除、少建变台254座，节省变压器254台，见表2，降低配电容量7 900 kVA，累计节电223×104kW·h。

表2 一变多井应用一览表

2.1.3 变压器经济运行技术

目前，喇嘛甸油田现有井用变压器3 919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%。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的原则是：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，累计节电229×104kW·h。

以上三项节能措施，累计降低配电容量2.55×104kVA，节电639×104kW·h。

2.2 应用组合节能技术提高线路功率因数

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。提高线路的功率因数应遵循以下原则：集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿为主；高压补偿与低压补偿相结合，以低压补偿为主；调压与降损相结合，以降损为主。实施组合节能技术，提高线路功率因数。

2.2.1 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，确定了全厂单井变台安装的高压电容器容量，见表3。

表3 单井变台电容器的容量

在11条线路的120口井实施高压无功补偿3 000 kvar。累计节电259×104kW·h。

2.2.2 线路动态无功补偿技术

依据集中补偿与分散补偿相结合，以分散补偿主的补偿原则，在全厂15条6 kV线路上安装动态无功补偿装置15套，见表4。作为高压分散无功补偿技术的配套节能技术，提高了原有线路的功率因数。累计安装容量1 500 kvar，累计节电91×104kW·h。

以喇一变150线6127—喇十八变喇一联络线为例，线路长11 km，有34座油井变台，带5-6#注入站和喇111转油站，通过油井变台高压侧安装静态补偿电容器，线路功率因数为0.893，线路运行电流120 A，有功负荷为915 kW，动态无功补偿容量100 kvar，功率因数提高到0.93。

2.2.3 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安装了补偿电容器，见表5，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。累计安装容量为1.51×104kVA，配备电容器3 100 kvar，累计节电268×104kW·h。

以上三项节能措施，累计安装容量7 600 kvar，节电618×104kW·h。

2.3 线路优化运行技术

喇嘛甸油田6 kV线路总长1 470 km，平均每条运行线路长10.8 km。变电所出线侧电压为6.3 kV，线路电压损失控制在-5%以内，线路终端电压为5.7 kV。线路导线采用LJ-120铝绞线，若线路功率因数按0.9计，线路运行电流应控制在70.1 A以下。因此，考虑到线路的扩展裕量及线路优化运行后重新划分，长度超过10 km、电流在70～120 A的线路为较重负荷线路，电流在120 A以上的线路为超重负荷线路。为此，对喇嘛甸油田重负荷线路实施了优化运行节能技术。