电网用电管理系统优化和管理.docx
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电网用电管理系统优化和管理
目 录
一、前言
二、2012年电网管理现状
（一）滨南配电网和设备现状
（二）电网管理存在问题分析
三、节能管理措施和潜力分析
（一）输配电环节节能措施及潜力分析
（二）用电环节节能措施及潜力分析
四、取得的成果
五、结束语
一、前 言
众所周知,提液是油田企业上产的主要手段,没有电力保障则油田生产无法维系;但若不对电耗加以有效控制（电费一般占油气开发操作成本的30%以上）,降本增效又成为一句空话。
伴随老油田稠油区块以及注聚区块开采等三次采油规模的扩大，电费控制与原油生产之间的矛盾越来越突出，如何做好电力系统管理工作已成为油田企业实现可持续发展的一个重大课题。
一方面，油田的发展必须重点抓紧、抓好电网的建设和发展，要把电网的建设摆到一个重要的位置，只有发展电网才能为油田分散的能源开发提供连续供电的条件；另一方面，节能降耗和污染减排是“十一五”期间一项全社会任务，是构建和谐社会的重要因素。
国家在“十一五”规划中提出2010年单位GDP能耗下降20％，这个任务非常艰巨。
抓好油田能源生产中的节能降耗，要从降低发电能耗，优化调度模式，降低综合线损，电网规划优化，电力变压器节能，电网无功配置优化，用电需求侧管理，改变用户用电方式，提高终端用电效率等多方面入手。
油田的发展需要电力系统运行的优化，孤岛采油厂配电网系统属于次级末端电网，目前由输送环节和用电环节组成。
输电环节由10kV或6kV电力线路、电缆、变压器等构成；用电环节由各类异步电动机及其控制装置、变压器、电阻类用电设备等组成。
因此，孤岛电网节能的潜力可以从这两个环节入手分析。
二、2012年电网管理现状
（一）滨南配电网和设备现状
孤岛采油厂6kV线路78条，共计658.3km，其中：
运行5-10年的线路12条，112.7km；运行10-20年的线路17条，136.2km；运行20年以上的线路49条，409.4km。
电杆13669基，变压器2049台，总容量298435kVA，配网开关56套，带大站45个，带油井2012口，开井数1600多口，日液量3.4万方，油量6600余吨，高压计量装置231套，单井计量装置近857台。
（二）孤岛电网管理存在问题分析
1、线路老化抗灾能力下降同时网损增加
孤岛电网已建成30多年，大部分线路由于运行年限过长，自然损坏程度较高，存在电杆老化裂纹、导线锈蚀、断股、拉线老化等现象，目前还有409.4公里的线路已经运行20多年以上，都不同程度地存在着电杆裂纹，导线、拉线腐蚀，金具老化等现象，长期运行造成线路氧化严重，部分导线及打火线呈粉质化，阻抗加大，造成线损偏高。
2、存在结构不合理运行部经济的线路
线路的经济合理运行方式应该是短线路、轻负荷,但是由于孤岛油井的大面积开发，新井不断往外延伸，还有10公里以上的14条，其中垦90南线、孤南2东线达到了20公里以上，因油井较多负荷较重，造成线路负荷大，线路损耗高。
3、配电变压器等的选型问题。
在变压器的选型问题中，存在变压器容量太大、太小的情况，变压器容量太大，出现"大马拉小车"现象，变压器不能充分利用，空载损耗增加。
太小会引起过负荷运行，过载损耗增加。
另外，还存在一小部分能耗较高的变压器、普通电机及控制柜。
4、线路无功补偿存在问题
孤岛电网只有对60%的重点线路进行了无功补偿，一些注水电机线路和负荷频繁调整的线路没有进行补偿，并且随着线路上感应电动机和其他感性用电设备增多，除吸收系统的有功功率外，还需要电力系统共给大量的无功，并经过多级送电线路、变压器的输送和转换，造成无功功率的损耗，使得电网功率因数下降；只有60%的配电线路的电容运行良好,功率因数达到了0.85以上。
由于近年来高压电容的逐步老化和损坏，我厂6kV线路的功率因数正逐年下降，须对老化电容进行更
5、配网自动化瘫痪
自2001年开始进行6KV配网自动化建设至今，共安装FTU56台，开关66台，构建了34条双电源供电环网线路。
近年来，由于维护投入不足，配网自动化站端系统硬件故障频繁。
主要包括服务器电源模块损坏、死机、软件系统瘫痪，线路开关老化以及二次故障等问题。
配网自动化的瘫痪导致我厂的电力管理手段大幅下降，故障查找、故障隔离、故障恢复的时间都大幅上升，制约采油厂电网的平稳运行。
三、用电管理措施和效果分析
2011年，针对以上问题，我们加大科技投入和技术改造力度，加强用电管理职能，开展节能降损活动，深挖内部潜力，实施电网全面经济运行，减少网络损耗，提高供电的可靠性，主要措施如下：
（一）技术措施和效果分析
1、增加无功补偿，提高线路功率因数
（1）无功补偿的原理
图3 无功补偿原理图
单相电容的阻抗
并联电容器的工作电流
电容器的容量与电容值的关系
单相 s
三相 Q（千乏）
视在功率S=UI千伏安
有功功率P=UIR
无功功率Q=UIL
功率因数 P（千瓦）
因为电力负载都是大部分感性的，并联电容器，增加容性电流，把感性负载抵消掉，增加有功功率，提高功率因数。
（2）补偿方案
按照"分级补偿，就地平衡"的原则，对功率因数低、无功负荷大，功率因数达不到0.85的线路的15条6kV线路在适当地点安装补偿电容器，进行分散补偿，共安装电容器2500kvar。
表2 2011年线路电容补偿施工安装方案
序号
线路名称
安装施工方案
补偿容量
1
孤六南线
干线17#加立1基
250
2
中六站线
26#~27#之间加立1基
250
3
孤三联线
水库支4#加立1基；
100
4
孤六西线
干线29#加立1基
150
5
垦71乙线
垦71-10支10#加立1基
100
6
东水线
干线60#加立1基
150
7
垦90南线
干线73#加立1基
100
8
垦90北线
干线25#加立1基
100
9
电南线
干线24#加立1基
200
10
新南线
干线27-2支3#加立1基
300
11
北干北线
干线34#加立1基
100
12
渤89线
干线88#立杆1基
200
13
垦71甲线
30#~31#之间加立2基
100
14
南一站线
40#~41#之间加立2基
200
15
中一线
干线33#加立1基
200
补偿方式采用集中固定补偿，补偿点主要是放在线路负荷的中心点。
图4 2012年线路电容补偿施工安装方案图
（3）效果分析
无功补偿作用：
一是补偿无功，可以提高功率因数；
二是功率因数提高以后，提高设备的利用率P=S.
三是降低功率损耗和电能损失。
ΔP=3P2R\U2（ ）2×10-3
四是改善电压质量ΔU=（PR+QXL）×10-3
②经济效益计算：
根据无功补偿经济当量来计算无功补偿的经济效益，即每安装1kvar的补偿电容，相当于降低了多少kW的有功损耗。
查有关资料知，各种电压等级的无功补偿经济当量和该用户补偿后的降损功率如表2所示，总损耗计算见表3所示。
表3 各电压等级下的无功补偿经济当量和补偿后的功率损耗
电压（kV）
0.38
10
35
经济当量（kW/kvar）
0.15
0.06
0.017
补偿后降损功率（kW）
4.25
1.7
0.48
表4 安装电容的线路损耗降低统计表
序号
线路名称
功率因数（补偿前）
功率因数（补偿前）
末端电压U
（补偿前）
末端电压U
（补偿后）
全年损耗降低（万kWh）
1
孤六南线
0.62
0.85
5468
6014.8
35.48
2
中六站线
0.74
0.87
5431
5974.1
23.65
3
孤三联线
0.55
0.88
5362
5898.2
27.59
4
孤六西线
0.75
0.9
5489
6037.9
23.65
5
垦71乙线
0.69
0.91
5478
6025.8
37.05
6
东水线
0.79
0.92
5512
6063.2
14.19
7
垦90南线
0.6
0.85
5236
5759.6
28.38
8
垦90北线
0.33
0.87
5689
6257.9
51.25
9
电南线
0.63
0.88
5362
5898.2
27.59
10
新南线
0.75
0.9
5489
6037.9
35.48
11
北干北线
0.77
0.91
5478
6025.8
15.77
12
渤89线
0.79
0.92
5732
6305.2
19.71
13
垦71甲线
0.72
0.89
5489
6037.9
23.16
14
南一站线
0.65
0.90
5362
5898.2
26.86
15
中一线
0.67
0.85
5468
6014.8
31.45
2.合线路结构理布局，减少迂回
（1）以小容量、密布点、短半径为原则，对全网的布局和结构进行了全面规划和改造，消除供电半径不合理，迂回供电的线路，按照35kV输电线路距离不超过25km，6kV线路供电控制在10km范围内，形成了一个布局合理、运行经济的供电网络，更有利于降损节能，并确保了设备安全运行。
对运行时间长，线径细、损耗高的二采线、孤四北线、渤21线等12条进行了合理布局和技术改造，基本实现了短线路轻负荷的原则，共减少线路迂回78.24km。
并在线路施工中，优化设计，合理选择导线截面。
按照从主干线到分支线由大到小的顺序选择阶梯型导线截面，降低导线电阻，减少电能损耗和线路压降。
并积极采用节能新产品，在各联接节流点的施工中，采用导电膏，采用安全节能型的安普线夹，减小了载流体各连接点的接触电阻，降低了能耗，同时又有效地防止了因连接点接触不良
（2）效果分析
不仅使电网运行更加安全，而且减少了线路损耗。
6kV架空线路的损耗计算公式：
图5 架空线路示意图
表5 6kV架空线路的损耗计算表
电流（安培）
5
10
50
100
150
200
功率（千瓦）
50
100
500
1000
1500
2000
损耗（千瓦）
0.015
0.06
1.5
6
13.5
24
损耗比（%）
0.03
0.06
0.3
0.6
0.9
1.2
经过计算，每公里电阻0.15~0.2欧姆，6kV线路每公里线路传输损耗大约为0.006×Q2（kvar），主干长1公里线路满负荷损耗大约为6千瓦（以平均100安培为满负荷），线路改造后，每年可减少线路迂回造成的电量损耗78.24×6×24×365=412.07万kWh。
3、规范施工设计、合理选型
变压器在运行中大量取用无功功率，使得变压器损耗在整个电网设备损耗中所占比例很大，可达30%左右。
因此，降低变压器损耗，对降低电网损耗至关重要。
合理选择变压器即可保障运行的安全可靠，又可降低损耗。
各类，变压器参数列表如下：
表6 各型号变压器额定损耗对比表
型号
容量（kVA）
额定损耗（kW））
组抗电压（Ud%）
空载电流（I0%）
空载损耗（P0）
短路损耗（Pk）
SJ、SJL
50
0.38
1.33
4.5
8
100
0.62
2.36
4.5
7.5
SL7、S7
50
0.19
1.15
4
2.8
100
0.32
2.0
4
2.6
S11
30
0.105
0.59
3.7
0.23
50
0.122
0.866
3.8
0.29
80
0.184
1.21
3.6
0.27
在施工设计中，我们合理选择变压器型号和容量。
（1）合理选择变压器型号和容量和运行方式。
合理选择配电变压器的容量是变压器经济运行的要求。
变压器容量太小，会引起过负荷运行，过载损耗增加；变压器容量太大，出现"大马拉小车"现象，变压器不能充分利用，空载损耗增加。
因此，严格按照实际负荷情况确定配电变压器的容量，在了解了用户油井负荷的情况下，尽量根据变压器工作在90%以上利用率的情况下选择变压器容量，并认真分配各相负荷，三相负荷尽可能平衡，使中性线的电流最小。
使变压器处于经济运行状态，损耗降到最小。
变压器功率损失ΔP（千瓦）、效率η（%）和损失率ΔP%（%）的计算公式：
ΔP=Po+2Pk（2-1）
η=P2/P1=Secosφ/（Secosφ+Po+2Pk）100（2-2）
ΔP%=ΔP/P1100%=（Po+2Pk）/（Secosφ+Po+2Pk）100%（2-3）=I2/I2e=P2/Secosφ（2-4）
P1---变压器电源侧输入的功率
P2---变压器负载侧输出的功率
cosφ---负载功率因数
I2---变压器二次侧负载电流
I2e---变压器二次侧额定电流
由上式可知变压器损失率ΔP%是变压器负载系数的二次函数，ΔP%先随着增大而下降，当负载系数等于jp=（Po/Pk）1/2（2-5）时即铜损等于铁损。
然后ΔP%又随着增大而上升。
jp是最小损失率ΔP%的负载系数，称为有功经济负载系数。
所以，当固定变压器运行时，可通过调整负荷来降低ΔP%。
图6 变压器不同负载下的损失率曲线
（2）效益分析
根据我厂KLK37C4、D3P17、16XNB11、D13N31等抽油井的月用电量计算，计算β≈0.163，所以50kVA变压器的综合功率损耗为：
序号
油井
型号
容量（kVA）
β≈0.163
功率损耗kW
1
KLK37C4
SJ、SJL
50
0.163
0.903
2
D3P17、16XNB11
SL7、S7
50
0.163
0.398
3
D13N3
S11
50
0.163
0.1686
表7 S11型和SJ、SJL型变压器损耗对比表
图7不同型号下的变压器的功率损耗对比
SL7、S7更换成S11，每台可减少损耗0.7344kW，年节电6433kWh
SJ、SJL更换成S11，每台可减少损耗0.2294kW，年节电2009.54kWh
4、进行电网升压改造
（1）原理：
ΔP=3P2R\U2（ ）2×10-3
因为电压等级低，在同样负荷的情况下，线路线损大。
（2）效果分析
据计算每公里1140V线路每天的线损是110.4kWh,是6kV线路线损的25倍，全厂共有1140V线路26km，月线损为12.37万kWh。
2011年对工业线、东一站线、供应线、运输线等7条线路开展1140线路升压改造，共改造线路31公里，每年减少线损108.3万kWh。
5、开展线路“零事故”技术改造
2012年，我们开展了重点线路的“零事故”技术改造，效果显著，主要内容见表8.
表82012年线路“零事故”技术改造实施内容
序号
项目
实施内容
效果
1
开展避雷器的更新、下移工作
孤南2线等16条线路165组避雷器进行了更新
不仅提高了电网的健康水平和安全运行能力，而且减少线路泄漏电，从而减少线路损耗。
2
开展线路瓷横担和瓷悬垂的更换
对负荷较重的孤四区稠油区块5条线路、孤三变3条线路以及垦东变的部分线路进行瓷横担和瓷悬垂更换，更换电压等级高的绝缘子
3
配电网防雷措施的实施
在孤四变的孤三联线等5条线路、垦西变的垦24东线等7条线路共127.8公里上进行了防雷设施的安装。
4
开展树木的集中整治和绝缘导线的更换
对树木情况积极进行调查，及时协调管理区进行砍伐，在管理区的大力配合下，线路下树木得到了集中清理整治，大片树林砍伐难度大的进行了更换绝缘导线
（二）管理措施及效果分析
2012年，在大队内部深化《单线承包管理制度》，开展用电管理的四个精细化，不断提高用电管理“链条”上各单位的生产积极性，最终实现用电管理的“全员参与、全方位管理、全面控制”，有效提升了电量的稳控能力。
1、深化用电管理《单线承包机制》
在内部深化由机关到基层人员层层承包的《单线承包制度》，把用电管理指标进一步分解细化，把事故率、电量、功率因数、线损等各项指标都纳入单线承包考核指标，谁承包线路谁负责本条线路的电量、线损和功率因数，形成自上而下的管理网络。
建立线损管理责任制，制定"线损管理制度"、"线损奖惩办法"及"线损管理实施细则"，发生的问题，做到责任明确，奖罚分明。
并加大线路巡视稽查力度，及时进行用电调查，及时卡除、取缔非法用电，形成人人肩上有指标、电量控制人人管的新局面。
2、精细化用电管理目标控制单元。
以分系统、分单位指标量化分解为基础，划小统计分析单元，把电量运行分为机采、注水、集输和后勤生活用电四大系统，使用电管理工作贯穿到注、采、输、各非生产系统各环节，形成用电精细化管理的指标控制和分析体系。
3、精细化电量报表分析。
按照“统计到位、分析到位、控制到位”的要求，通过每日对各条线路的用电量、电流等数据进行收集，定期对用电量、电流和线损等经济技术参数进行综合分析和对比，严密监控电量运行状况，准确把握电量流向。
针对电量波动开展负荷调查，与各管理区建立共同分析与应对机制，真正查清电量波动原因，采取进一步的控制措施。
4、精细采油系统用电设备的运行方式。
与各管理区紧密结合，掌握用电设备的运行规律和各个时期的用电特点，调查不合理的运行方式和电能流失点，比如单井设备匹配情况，集输泵站、油井电加热等用电设备的容量、无功配置是否合理，重新评估设备的运行效率，积极寻找电能流失点和节电空间，指导协助各矿制定最佳的设备用电方案，采取管理措施、技术措施达到节电降耗的目的。
5、精细化计量管理。
开展计量普查工作，做到大规模普查与个别检查相结合，定期普查与日常检查相结合；专项检查与全面普查相结合；查总表与查分表、用户表相结合。
更换不合格或损耗加大的计量表，更换变比过大的电流互感器，采用多变比的电流互感器，随着负荷的变动做出相应的调整；开展TV二次压降的测试工作，避免计量方式出现高供低计、断线和误接线情况，确保倍率的准确。
并加强计量关口表计校验。
2011年结合供电公司校验变电所出口计量20余次、80余套计量，更换出口计量10套；利用检修对箱式或村镇附近及大站变压器接地电阻进行测量与整改，测量接地电阻872余台，抽查油井低压用电756口。
四、取得的成果
2011年，在采油厂的支持和各三级单位的大力配合和共同努力下，通过科技投入、技术改造和精细化用电管理措施的实施，2012年用电管结得硕果，截至2012年11月30日，采油厂耗电量电量比2011指标减少150万kWh，吨油耗电量下降4.5761kWh/吨。
五、结束语
作为油田开发中后期采油厂，通过几年努力，在控制电量消耗上取得了一定的成绩，但是我们必须清楚认识到，降电量的任务仍然十分艰巨，要使降电量工作再上一个新台阶，要从以下几个方面入手：
1、强化电网事故的精细化管理，提高电网故障的预防和处理能力，保证电网的安全、优质、高效运行。
2、抓好降低网损工作，进一步完善电容补偿装置，在全厂范围内更新户外配电柜电容补偿柜，使网损电量再降一个台阶。
3、展高能耗电机和高耗能设备的淘汰更新工作。
高耗能变压器正在有序地更换，下步需要对修理三次以上的电机进行更新，以达到节电降耗的目标。
目前，电机老化，无功损耗大，是造成我厂抽油机井系统效率偏低的主要因素；再就是单台电机修理次数增加。
电机修理3次后，其技术性能和使用性能会急剧下降；经粗略统计，超过3次的有125台，超过6次的有73台，超过10次的有11台。
因此，下步更新电机将是我们节电降耗的主要措施。
4、继续加大科技攻关力度，增加改造资金的投入，转变观念、创新思路，优化采油方式，提高系统效率。
5、持续做好外部挖潜打击治理和辅助生产用电的电量控制工作，减少流失电量和控制辅助电量增长。
6、完善电力管理考核制度、分析制度，依靠合理的奖惩机制来激励电力工作者努力投入工作，依靠分析制度的完善来发现新的潜力挖掘点。
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