气田开采后期供电改造优化方案及应用

陈燕（西南油气田公司重庆环境节能监测中心）

随着气田开采后期的不断发展，气井产量的降低，生产模式的转变，井站进行了优化和简化，场站能耗设备拆除及停用。部分井站分为有人值守和无人值守，大部分无人值守井的用电量仅为井站自动化仪表用电，井站供、用电的矛盾日渐突显，保留原有的供电模式，存在能源及生产成本的浪费及安全风险。改变原有的供电模式，探索新型的供电方式，减少能源消耗及安全风险，成为气田开采后期需要解决的一项供电优化策略。

1 气田开采早期供电方式

川东地区气田井站大部分建于上世纪八九十年代，更早的井站建于六七十年代。受当时供电条件限制，加之气田井站多处于偏远山区，为保障气田生产和员工生活正常用电，气田供电几乎均采用建设6（10）kV 专线供电的模式延伸至各井站，导致气田井站6（10） kV 供电线路较长，最长的超过800 km，如图1 所示。

特点：专线供电，高压线路长。该供电线路适用当初建设井站的需求，满足了井站供电的需要，保证了井站供电可靠性。

2 气田开采后期供电现状及用电需求分析

2.1 供电现状

线路老化，安全风险高。气田专用6（10）kV供电线路从几千米到几十千米不等，线路多处于山区、丘陵地带。受国家退耕还林政策影响，沿线植被茂密，线路障碍清除越来越困难。同时，由于线路建成时间长和本地区特有的自然条件（大多处于多雷区，酸雨较多），导致部分线路被雷击的现象时有发生，金属构件锈蚀较为严重，部分电杆出现开裂情况，供电安全和可靠性都受到了严重影响，运行、维护工作量大，安全风险较高。

变压器富余量大，负荷不足现象普遍。重庆气矿有变压器363 台，其中额定容量小于50 kVA 达259 台，占变压器总数的70%。通过对91 台变压器按照标准[1]对负荷率测试，其中12 台合格，79 台测试结果不满足指标要求，合格率仅13%。存在的问题主要是变压器容量与现场用电设备负荷的需求不匹配。根据现场统计，所有设备的额定功率与变压器的额定容量相比，测试的91 台变压器的额定平均负荷率为59.7%，其中有41 台的额定负荷率低于平均额定负荷，部分场站的额定负荷率低于10%，24 台设备的额定负荷率不到50%。

2.2 用电需求分析

气田开采初期生产场站耗电设备多，配套变压器容量较高。而随着后期开采的工艺简化，优化人员配置，井站信息化程度的提高，管理模式的改变，大多数气田开采现场实行中心站管理模式，逐渐出现了大量的无人值守井站。无人值守井耗能设备大量拆除导致生产用电降低，加之人员撤离后生活用电也无需求，无人值守井实际用电需求大幅降低；部分耗能设备拆除后，变压器容量过剩，损耗量大[2]。2017 年，某单位的二级单位仅月均空载损耗电量为48 250.8 kWh，占总耗电量的6%，部分二级单位空载损耗电量占到用电量的12%。

图1 某专线供电网络

3 气田井站当前供配电系统的变化

3.1 农网现状

根据国务院关于印发“十三五”节能减排综合工作方案的通知（国发〔2016〕74 号）第三十八条规定，鼓励电力用户积极采用节电技术产品，优化用电方式，加强储能和智能电网建设。由于电力需求侧管理是实现节能减排目标的一项重要措施，电网企业有引导用户实施的需要，作为直接参与者的电力用户，国家鼓励优化用电方式[3]。 “十三五”以来，国家电网和地方电力公司都大力推进农网建设和改造，电网已延伸至乡村的家家户户，且农网供电稳定性较好。高低压供电全年累计停电频次都大幅降低，电压合格率超过98%，供电可靠率超过99%。如今气田各井站附近基本都有新的地方10 kV、380/220 V 供配电设施，距离大多都在几百米范围内。

3.2 农网向井站供电可行性分析

根据现场调研，统计某二级单位共有无人值守井站且变压器在用的156 座。无人值守井站生产用电量低，40%～50%井站消耗的电量中有50%为变压器的损耗和线路损耗；若继续采用专变、专线供电，则运维成本较大，浪费严重。因此，从实际用电需求和农网稳定性两方面看，气田所辖无人值守井站具备撤除专变并入农网的条件。

对于有人值守场站，由于老气田新增大功率耗能设备的可能性较小，现有变压器容量已完全满足生产场站的电能运行负荷。调查发现，如今气田各井站附近基本都有新的地方10 kV 高压线通过，最远的不超过1.5 km。而且，这些高压线在井站附近大都与气田专用高压线相交或并行，这样就为各井站就近搭接地方10 kV 高压线提供了便捷的条件。

3.3 太阳能在西南地区的应用

太阳能发电相较于传统发电方式具有众多优点：光源不受区域限制，系统安全可靠，无噪声，无污染，无需架设远距离输电线路，安装便捷，建设周期短[4]；西南地区气候温和，属亚热带季风性湿润气候，太阳能发电在西南地区应用越来越广泛。

4 气田井站供电优化方案

4.1 优化方案思路

1）因地制宜，利用农网就近用电。按照井站生产特点和中心站管理用电需求，将供电线路长、离主干线远、用电负荷小的单井站线路及变压器拆除，就近接入380/220 V 电网；部分偏远井站无法搭接地方电网但由于生产数据采集需要，采用加装太阳能供电系统方式，满足了气田井站的用电需求，打破石油企业传统的大而全供电模式[5]。

2） 探索创新多方案供电模式。对于增压站、脱水站、回注站等重点场站及有大功率用电设施的井站，保留原变压器或降低变压器容量供电，优化和简化供电专线，就近搭接地方10 kV 电网供电，充分利用原有的架空线路或路由，降低成本，既安全、可靠、方便，又经济适用。

4.2 优化效果分析

1）电网优化、简化节能成果。重庆气矿通过近几年推行气田井站供配电设施优化和简化，在满足正常供用电的情况下，共拆除6（10）kV 配电线路220 km 以上，配电变压器减少74 台，容量减少4 470 kVA。用电量由实施前原来的每月150×104kWh 左右降为不足100×104kWh，每月节约电量约50×104kWh，全年可节约电量600×104kWh以上，折合标煤约2 000 t，节电效果显著。

2） 削减供配电设施安全风险。由于6 （10）kV 配电线路分布区域多、广，要确保超过800 km绝对数量的高压供配电设施安全、平稳、可靠运行，难度极大。为此，通过调整供电模式，供电线路从超过800 km 降至590 km 以上，减少供配电设施的绝对数量，从而降低和减小运行、维护、操作等带来的安全风险。

实施供配电设施优化、简化后，在人力方面适应了现有电工数量少的现状，减少了操作带来的不安全行为；在物力方面缩减了供配电设施的绝对数量，消除了因本质安全带来的物力不安全因数[6]；在环境方面，去除了因退耕还林等带来的沿线遭遇突发故障的潜在隐患；同时在管理方面开展了制度的修订、完善和员工培训，提升员工基本技能（兼职电工），堵塞管理上的不安全漏洞。供配电设施的安全风险得到大幅度减弱，为川东气田高效开发提供了可靠的供电保障。

3）降低运行、维护成本。根据上述测算，全年减少电量600 kWh 以上，节省电费400 余万元；全年可降低运行成本约50 余万元，减少电气安全大检查及预防性试验费用30 余万元。重庆气矿年可节约运行、维护成本约500 万元。

4）线路部分工程投资回报率。线路部分工程投资在200 万，每年投资回报率为16.63%，约6 年可收回投资。

4.3 优化案例

重庆气矿垫江采输气作业区卧龙河气田原供电网络主要包括油黄线、雷黄线、雷五线、青石线、文黄线及其各支线，线路总长93.8 km，其中卧北片区由油黄线供电，线路总长12.3 km，作业区共有变压器44 台。

为达到优化、简化供电网络实施降本增效的目的， 2012 年至2017 年，作业区停用并拆除雷黄线、雷五线、青石线、文黄线及其各支线共计78 km，拆除变压器32 台。将卧北片区供电网络进行了改造，原线路上的井站变压器全部搭接地方高压10 kV 线路，卧北片区的12.3 km 高压线路缩短到0.9 km。作业区已基本完成了全部供电网络的优化、简化，从原来的93.8km 高压线路优化、简化到3.3 km，变压器从44 台减少到12 台。

经过卧龙河供电网络适应性改造和卧北片区供电改造，作业区在安全、技术、经济等方面都取得了显著成效。

1） 安全风险大大降低，供电可靠性大幅提高。偏远井站线路及变压器拆除，故障排查范围大大缩小，最大程度上降低了高压线路的运行维护风险，解放了劳动力。

2）运行方式更优，更节能经济。将长期空载运行的冗余的线路和闲置变压器进行了拆除，减少了整个电网的线路损耗和变压器损耗。将容量过大的变压器更换为容量较小的变压器，改变了原先负荷不足的不经济运行模式。

3）维护工作量减轻，维护成本大幅降低。从原来的93.8 km 高压线路优化、简化到3.3 km，每年可节约防雷电检查、整改和运行维护成本约45万元。

5 结论

做好配电系统的优化工作，消除安全隐患，降低损耗提高效率，提高配电系统的供电能力，为保证配电系统安全、可靠运行的前提下满足生产的需求，为国家安全、经济发展与社会稳定提供可靠保障[7]。通过供配电系统优化、简化项目的实施，从技术上可实现多种供配电模式满足川东气田生产的需要，并能达到节能降耗之目的；安全上从人力、物力、环境、管理等多角度多层次控制风险，达到削减目前供配电各个环节的风险；降低运行、维护成本。用较少的投入，获得最佳的经济及安全效益。