喇嘛甸油田配電系統節能技術應用效果評價

彭立威 王斯喆（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

喇嘛甸油田配電系統節能技術應用效果評價

彭立威 王斯喆（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

隨著產能區塊的逐年開發，用電負荷逐年遞增，電能損耗也隨之增大。經分析，油田電能損耗主要集中在淘汰設備、高能耗設備、設備不匹配等幾個節點。為降低系統能耗，提高用能效率，實施了更換高能耗變壓器、一變多井技術、更換低效泵等節能措施。經數據檢測、對比可知，更換高能耗變壓器可匹配變壓器容量，一變多井可減少用能環節，更換低效泵可匹配用能設備。通過分析評價證明，節能技術應用效果良好，能有效提高系統的運行效率，降低系統能耗。

配電系統 節能技術 評價 能耗

1 系統現狀

隨著油田開發的進一步加深，為保證油田穩產上產，用電負荷逐年遞增，電能損耗也隨之增大，電能損失主要原因有在用淘汰電器設備；電氣設備運行能耗高，相應設備未配備節能技術措施，或配備的節能技術措施落后更新慢；系統布局不合理等方面[1]。

1.1 淘汰電器設備現狀

目前在用的高能耗設備主要是S7及以前高能耗變壓器，能耗損失普遍較大，80%以上存在“大馬拉小車”現象。調查分析油井實測數據發現80%以上的抽油機電動機的負荷率均低于40%，而對應的變壓器大多按油井電動機額定負載進行配置，平均額定容量負載率為56.3%，而實際負載率大多低于30%。如何與油井電動機合理匹配，有效降低變壓器的損耗，是節約電能的一個重要方面。

1.2 節能技術現狀

1.2.1 高低壓無功補償

為了提高設備的功率因數，減少供電設備的設計容量，大慶油田采油六廠對線路高壓單井及轉油站實施補償。目前全廠部分油井已采取了補償措施，站用低壓補償共裝配37888 kvar。單井高壓無功補償由于在室外不易維護，損壞后得不到及時維護或更換，增加了電網損耗。站用低壓無功補償在生產中也相繼出現電容器燒毀、變形、漏液等情況，造成設備功率因數低。

1.2.2 更換低效泵

2010年對全廠在運外輸泵進行抽查檢測，共抽查外輸泵32臺，平均泵效54.76%，低于大慶油田公司外輸標準泵效57.37%的有19臺，外輸平均單耗為0.52 kWh/t。外輸泵泵效低：一是由于機泵匹配不合理，電動機功率偏高，運行負荷較小導致能耗偏高；二是由于機泵投產運行時間延長，機泵設備老化嚴重，導致效率下降，能耗偏高。

1.2.3 機泵變頻

目前廠集輸系統機組效率偏低。油田在用電動機的效率在92%左右，達到運行標準，機組效率低的主要原因是泵效低。泵效低一是由于部分離心泵排量不匹配，導致能耗高；二是靠單流閥和泵出口閥門的開啟程度來調節流量，節流損失大，導致泵效低[2]。

1.3 6 kV線路現狀

6 kV線路存在的問題是：供電半徑大，存在近電遠供、迂回供電的現象，導致線路損耗大，線路功率因數偏低；線路負荷過重，且由于實施分礦計量和新建產能建設線路后，部分線路布局不合理，造成線路功率因數低，配電網損耗較大。

2 節能技術應用

2.1 更新淘汰電器設備

2.1.1 更換高能耗變壓器

為了降低高能耗變壓器的電能損耗，2008年全廠更換高能耗變壓器35臺，將S7系列變壓器更換為SH11系列變壓器。更換高能耗變壓器以容量63 kVA的為例，更換前后變壓器的空載、負載損耗對比見表1。

表1 變壓器損耗對比

更換后年節約電能17900 kWh。

近3年，六廠將S7及以前系列的高耗能變壓器更換為SH11系列節能變壓器，共計210臺。

通過實施更換高能耗變壓器節約電能：37.6×104kWh，節約資金21.5×104元，投資回收期為10.5年。

2.1.2 一變多井節能技術

由于加密井及注聚井的不斷投產，油井井距逐漸縮小，給單井變壓器節能提供了有利條件。從降低維護成本及減少設備無效投入考慮，將變臺距油井在60 m范圍內的油井，選用1臺變壓器為多個井組供電。

一變多井變壓器應用節能情況見表2。

表2 變壓器節能對比

2010年，六廠共實施一變多井172臺，節約電能65.4×104kWh。

實施一變多井節能措施后，節約電能65.4×104kWh。節約資金37.4×104元，投資回收期為4.3年。

2.2 現有節能技術

2.2.1 高低壓無功補償

為了提高設備的功率因數，減少供電設備的設計容量，2008年廠對線路高壓單井及4座轉油站進行高低壓無功補償。

喇嘛甸油田井用變壓器平均負載率為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象，結合現場實際，確定了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

通過對100口單井安裝高壓無功補償裝置3000 kvar，累計節電34×104kWh。

2009年，六廠轉油站實施了低壓無功補償技術工程，對4座站的無功補償裝置進行了改造。在相同生產條件下經過現場實際測試，改造前有功功率為769 kW，平均功率因數為0.81；改造后有功功率為683 kW，平均功率因數為0.96；年節電74.7×104kWh。

通過實施高低壓無功補償節能技術累計節電108.7×104kWh，節約資金62.2×104元，投資回收期為0.87年。

2.2.2 更換低效泵

為了提高集輸系統效率，2007年六廠更換低效泵15臺。針對轉油站的實際排量對外輸泵進行更換，階梯搭配，在保證生產的前提下，最大限度地降低了生產成本。在更換低效泵節能項目中，低效泵更換后平均泵效為58.86%，比更換前提高了16.6%；平均單耗為1.52 kWh/t，比更換前降低了0.06 kWh/t；實施后年節電98.6×104kWh。

通過更換低效泵節約電能98.6×104kWh，節約資金56.4×104元，投資回收期為2.23年。

2.2.3 機泵變頻

為了提高機組效率，從而提高集輸系統效率，目前廠聯合站、轉油站、污水站共安裝變頻器73套。機泵安裝變頻器后能夠根據液位信號的變化，調節電動機轉速，達到生產需求的壓力和液量；避免了靠閥門開度調節流量的節能損失，使離心泵運行在經濟高效區，提高了泵效，降低能耗，保證了集輸系統連續、安全、可靠運行。

73套機組實施變頻后年節電766.5×104kWh，節約資金438.2×104元，投資回收期為1.67年。

2.3 系統布局不合理

為了提高線路功率因數、降低線路損耗，對2條6 kV線路進行負荷調整改造。改造后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。

實施線路負荷調整措施后累計節電48×104kWh，節約資金27.5×104元，投資回收期為1.75年。

3 節能技術評價

隨著產能區塊的逐年開發，用電負荷逐年遞增，同時油田配電網無效電能損耗也隨之增大，為降低配電系統能耗，提高供電系統效率，2007—2010年六廠先后實施更換高能耗變壓器、降低配電線路損耗、線路優化運行、高低壓無功補償等節能措施，取得了一定的節能效果。針對供電系統節能技術的應用情況進行了逐一分析，對節能技術現狀及其節能效果進行了評價，結果見表4。

表4 喇嘛甸油田配電系統應用節能技術評價

4 幾點建議

1）針對在用淘汰設備運行效率低的問題，建議結合產能和改造等節能項目逐步更換高耗能設備，提高設備運行效率，降低能耗。

2）針對高耗能設備，建議應用節能技術進行節能改造。

3）針對系統布局不合理能耗部分，建議合理調整改造并加大維護和管理力度。

4）針對電氣設備技術措施、系統優化的節能模式，建議逐步轉化為整體節能，即對站庫整體節能，提高站庫的運行效率，降低能耗。

[1]謝暉.配電網規劃的優化設計方法研究[J].科技創新導報,2010,7(12):8-9.

[2]趙振宇,高云,葉海龍.配電網優化控制方法[J].農村電氣化,2007,13(7):14.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.02.016

彭立威，2008年畢業于齊齊哈爾大學，從事節能測試評價工作，E-mail：pengliwei@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田第六采油廠規劃設計研究所節能測試評價室，163000。

2011-11-05）