降低油田配电网线路故障停电时率的智能化措施

龚开良

胜利石油管理局有限公司电力分公司 山东东营 257000

1 研究背景

配电网自动化系统利用现代电子技术、计算机和网络技术、现代通信技术,将配电网数据和用户数据、电力网结构和地理图形进行信息综合,完成对配电网的集中监视、优化运行控制与管理,达到提高供电可靠性、质量,降低供电成本,为用户提供优质服务的目的。配电网自动化系统采用分层分布式结构,一般分为配电网主站层、配电子站层、配电终端层。在油田配电网逐步推进自动化改造过程中,重点针对油田配电网线路出现故障时如何对配电网线路的运行情况进行监控这一问题,基于停电区域数据进行细致排查,对故障造成的影响做出基本评估,快速找出故障原因,减少由停机造成的损失。油田配电网线路是保障原油生产的生命线,要充分利用配电网自动化系统,通过终端层对配电网线路正常运行和事故状态进行智能化检测、保护和控制。由此,笔者提出降低油田配电网线路故障停电时率的智能化措施。

2 配电网线路故障停电时率计算

油田进行配电网自动化改造以来,在建设调试主站、子站系统的同时,终端层通过安装馈线终端单元开关,与变电站自动化系统相配合,进行调节和控制,实现故障定位、故障隔离和非故障区域快速恢复供电等功能。然而,系统运行初期并没有完全达到预期效果,在支撑油气主业发展、保障效益开发能力方面没有完全满足油田配电网用能时效的需求。油田通过专业化整合,推动油田配电网专业化发展,树立服务油藏价值最大化理念,力争在配电网自动化改造方面进一步做专做优,不断提升支撑油气主业发展、保障效益开发的能力,满足油田配电网用能时效的需求。以渤埕供电管理区管辖渤南油区、埕东油区为例,2019年底优化重组后,建立配电运维站,接续辖区内原河口电力服务部的配电网管理工作,共运维68条采油配电线路,其中40条安装了馈线终端单元设备。

油井平均故障停机时率按照单次事故造成的停井口数乘以停井时长累积,然后除以事故次数得到。通过实际计算,油井平均故障停机时率为1 725口·h。配电网线路故障主干线跳闸多,无法精准到某一分支,受影响的油井多,并且故障点查找用时长,隔离故障点、恢复正常分支供电的时间长,造成配电网线路故障停电时率居高不下,影响原油产量总计达到126.4 t。

3 影响因素分析

(1) 馈线终端单元上线率低。从运行情况看,前期安装投入使用的馈线终端单元在运行期间发生故障较多,由于故障原因不明,需要停电进行处理,故障处理期间馈线终端单元退出运行情况较多,不能有效保证配电网自动化的功能稳定和可靠实现。

(2) 故障动作准确度低,不能实现选择性隔离。馈线终端单元设备的保护定值设置不合理,会导致配电线路动作跳闸没有选择性,扩大停电范围。对于馈线终端单元设备的保护定值,没有进行分级计算,无法与配电线路变电站的保护进行配合,很难做到配电网分支馈线终端单元的保护选择性,不能发挥馈线终端单元的分级保护选择作用,造成无法精确识别故障点,无法精确隔离故障点,无法对非故障区域快速恢复供电。

(3) 油井线路事故多,尤其是夜间恶劣天气等造成的油井停机时间长。随着油井供电规模越来越大,电力系统的容量和规模变得十分庞大,油井线路事故需要到现场进行故障点查找,找到故障点并进行隔离,难度大,用时长。

4 智能化措施应用与分析

4.1 馈线终端单元安装品质控制

改变馈线终端单元杆上组装模式,在工房组装提高组装品质,安装完成之后检查挡位、天线等。在送电之前,对馈线终端单元试运行,使用内置电池,联系主站远程遥控断路器,测试设备的通信情况,以及航空线是否插接完好。在安装每一套馈线终端单元之前,在库房内通过使用继电保护仪测试断路器的继电保护动作可靠。在主站配置测试通道,提前配置好网际协议地址,远程遥控断路器分合闸,测试馈线终端单元的通信情况,保证每一台馈线终端单元设备在上杆安装之前能够可靠运行。

制订馈线终端单元故障处理方法。组织配电网运维技术骨干,开展讨论,理清当前馈线终端单元故障处理的方法步骤,讨论当前的方法步骤存在哪些不足,提出优化方案。对提出的优化方案进行充分论证,确定馈线终端单元故障处理指导卡和馈线终端单元故障处理流程图,发现故障提前准备通信模块,提前在主站配置好参数,到现场直接更换,提高处置效率,保证馈线终端单元尽快上线。

4.2 核定变电站、终端定值配合精确度

制订馈线终端单元保护整定参考原则。电流定值整定原则为:配电线路所属的变电站站内开关过流值除以1.1再乘以变比后的一次配合值作为该线上所有配电网自动化开关的过电流保护电流一次值,配电网自动化开关速断保护电流值取为过电流保护电流一次值的2.5倍,时限为0 s。时限定值整定原则为:一级开关为0.3 s,二级开关为0.2 s,三级及以下开关为0.1 s。配电网自动化开关分级如图1所示,A为变电站内配电线路开关,B为一级配电网自动化开关,C、E为二级配电网自动化开关,F、G、D为三级配电网自动化开关。

图1 配电网自动化开关分级

对所辖电力线路上的配电网自动化开关进行统计,依据每一条电力线路上所带的配电网自动化开关进行简要绘图,根据绘图情况,确定每一条电力线路上所带的配电网自动化开关的级数。依据每一条电力线路上所带的配电网自动化开关的级数,按照整定原则进行定值全面修订,实现支线、用户故障就近隔离,精准控制配电网故障停电范围,快速恢复供电。

4.3 应用在线监测装置

将普通馈线终端单元的常规功能融合智能在线监测装置、智能熔断器、智能隔离刀闸,以及遥视功能,构建智能融合终端。由馈线终端单元分割为独立网格,并结合智能在线监测装置将电网从逻辑上分割为监测点。智能熔断器、智能隔离刀闸与配电网主站通信,进行遥控调试,完成视频监控接入。对重要线路的联络隔离开关进行遥控和遥视改造,达到远程操作目的,方便进行运行方式调整。当配电网发生接地或短路故障时,馈线终端单元动作,精确隔离故障点。通过故障闭锁及检有压合闸,对非故障区域快速恢复供电。同时智能设备发出准确定位,运行维护人员可以直奔故障区段进行故障巡视,在最小范围内查找故障点,在最短时间内排除故障,降低劳动强度,提高工作效率,并最大限度降低对油田原油生产的影响。

对主干线故障动作过程进行分析。如图2所示,SW1和SW2之间发生故障,SW1感受到故障电流,SW2～SW4、SW8侧无电源,感受不到故障电流。

图2 SW1和SW2之间故障

如图3所示,SW1为首开关,一侧无故障,经延时后故障切除动作跳闸。SW2一侧无故障,一侧有故障,经延时后故障隔离动作跳闸。SW3、SW4、SW8自身无故障,且两侧均无故障,不动作。

图3 SW1、SW2动作跳闸

如图4所示,SW2故障隔离成功后,向两侧发送故障隔离成功信号,故障隔离成功信号经过SW3、SW4转发至开环点SW5,SW5收到信号,且单侧失压后启动合闸,经过延时后合闸成功,恢复供电。

图4 SW5合闸

对末开关下级故障后动作过程进行分析。如图5所示,当故障发生在末开关SW8和YS1之间时,SW1、SW2两侧节点均有故障电流,无法动作,SW3自身无故障电流,但一侧接收到SW2、SW8均有故障,也无法动作。

图5 SW8和YS1之间故障

如图6所示,末开关SW8检测到故障,且收到SW2 节点故障信号,经过故障切除延时后,故障切除动作跳闸。

图6 SW8动作跳闸

5 实例

渤埕管理区的68条配电线路由130台馈线终端单元分割为100多个小独立单元,故障在线监控系统有178台,将电网从逻辑上分割为更小、更多的监测点,实现移动电话应用及短信推送,将事故类型、故障位置等信息在移动电话端直观显示,便于职工分析判断。智能在线系统移动电话应用标明故障位置,便于现场人员分析和处置,为线路故障巡视及处理限定故障范围,缩短巡视时间,提高事故处理效率,减小对原油生产的影响,并大大降低职工劳动强度。某日凌晨4:37,6 kV呈南一线发生速断保护动作跳闸,重合闸成功,线路分支三台馈线终端单元速断跳闸同时,智能故障显示装置提示呈一变电站母线1段呈南一线108号杆和125号杆之间故障,重合闸成功。经过现场巡视确认,故障原因为114号杆开关负荷侧刀闸有鸟窝,因天气潮湿导致相间短路,引发跳闸。随后隔离故障,恢复其它分支回路供电。

6 结束语

笔者提出降低油田配电网线路故障停电时率的智能化措施,对配电网自动化终端进行智能化改造,精确隔离故障点,对非故障区域快速恢复供电,可以提高油田配电网的可靠性和智能管理水平,降低油田配电网线路故障停电时率,在油田配电网中具备广阔的使用空间和较高的使用价值。目前,已经取得了一定成绩,但是仍然存在一些不容忽视的问题,管理水平、供电质量等还需要进一步提高。后续计划将管控网点在配电主站接线图上进行物理标注,便于调度员监控信息,直观分析。总结经验,编制供电管理区配电网自动化系统的管理办法,明确配电线路综合自动化设备的投运和调度、配电线路和馈线终端单元故障处理、设备管理等。

电力具有较高的能源转化效率,在终端能源消费中具有便捷性,在油田稳产中占据至关重要的地位。少停电就是最好的服务,提升油井时率就是最优的服务,作为油田专业化队伍,应当充分体现筑牢坚强电力支撑、保障国家能源安全的政治站位,把握保障支撑主业、技术服务创效职能定位,将智能化技术应用于配电线路的科学管理与维护,提升配电线路维护的质量和效率,促进油田配电网运行维护工作高质量发展。