天然气生产场站供配电系统优化创新策略研究

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　　摘  要：文章主要对川东气田供配电设施现状进行了分析，针对目前供配电系统存在的问题，通过实施五方面优化措施，取得了三方面显著成效：降低了能源消耗，降低了运行、维护成本，削减了安全风险。具有较好的推广价值。
　　关键词：天然气;生产场站;供配电;优化;成效
　　中图分类号：TM862        文献标志码：A         文章编号：2095-2945（2019）24-0047-02
　　Abstract： This paper mainly analyzes the present situation of power supply and distribution facilities in East Sichuan Gas Field. In view of the current problem of power supply and distribution system， through the implementation of five optimization measures， remarkable results have been achieved in three aspects： energy consumption has been reduced. The cost of operation and maintenance is reduced， and the security risk is reduced. Therefore， it has good popularizing value.
　　Keywords： natural gas; production station; power supply and distribution; optimization; effect
　　1 川东气田供配电设施现状
　　1.1 专线供电，高压线路长
　　川东地区气田井站大部分建于上世纪八九十年代，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，导致内部6（10）kV供电线路较长，最多时达800余千米。
　　1.2 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，线路经过沿线多处于山区、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，金具锈蚀较为严重，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[1]。
　　1.3 变压器富余量大，“大马拉小车”现象普遍
　　重庆气矿原有变压器363台，其中额定容量小于50kVA达259台，占变压器总数的70%。重庆环境节能监测中心通过对91台变压器负荷率测试：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台变压器的平均负荷率为59.7%，其中有41台的负荷率低于平均负荷，部分场站的额定负荷率低于10%，24台设备的额定負荷率不到50%。91台变压器仅一台测试负荷率大于50%，其余变压器所带负荷率均不到40%，平均测试负荷率仅10%，部分变压器测试功率仅为变压器的损耗。
　　2 天然气生产场站供配电系统优化措施
　　2.1 创新理念，打破石油企业大而全的供电模式
　　为了保证井站生产、生活用电，川东地区气田井站供电自建成以来一直沿用专线供电。重庆气矿于2012年率先打破这一传统理念，在垫江作业区试点，开展供配电系统的优化简化，按照井站生产特点和中心站管理用电需求，保留主干线上重要的、用电功率较大的站场，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的原则，打破石油企业传统的大而全供电模式。2012年至2016年期间垫江作业区停用并拆除雷黄线、雷五线、文黄线及卧南、卧北片区6（10）kV线路，对井站用电采用就地T接附近10kV或380V/220V农网，共计拆除线路100千米左右，拆除变压器32台。
　　垫江作业区完成全部供电网络的优化简化后，6（10）kV高压供电线路从原来的111.63千米优化简化到3.3千米，配电变压器从43台减少到11台，减少变压器容量1475kVA。
　　重庆气矿在总结垫江作业区供配电设施优简化带来成效的基础上，以此为契机，大力推行供配电设施的优化简化工作，2015-2018年陆续在邻水的板东气田、忠县、长寿运销部实施了同类项目，共拆除10kV/6kV高压供电专线100余千米，拆除变压器40余台，减少变压器容量2995kVA。下一步计划在大竹、开江、邻水、开州、渝北等作业区（运销部）实施供配电优化简化后还将拆除更多的10kV供电线路和配电变压器。
　　2.2 创新模式，因地制宜探索多种供电方式
　　重庆气矿根据增压场站、脱水站、回注站及其它井站分布区域农村电网特点，因地制宜，按照用电情况分别保留部分原有供配电设施、就近T接农网高低压线路或太阳能供电的创新供电模式，大力促进资源使用高效化。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，优化简化供电专线，就近搭接地方10kV电网供电;对于单井站（包括配气站、集输站）采取就近接入380/220V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[2]。 　　2017年忠县作业区对供电系统进行了优化，对站场用电负荷较小、非重要场站时，优先就近接入地方380/220V架空线路;对站场用电负荷较大、重要场站（中心站、增压站、回注站等）时，优先就近T接地方10kV架空线路;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。共计对17座井站供电电源进行改造就近搭接地方电网，其中搭接地方10kV线路10处，共计12座井站。搭接地方380/220V线路5处，共计5座井站，拆除供电线路69.6杆千米，由供电专线移除变压器容量共计1305kVA。
　　2.3 创新思路，依托技术进步，打开节能降耗新局面
　　为保证重庆气矿供电系统优化简化更合理、更科学，2018年期间，重庆气矿开展了《井站供电系统优化与措施研究》的科研项目。根据现场实地调查和对部分供电线路及变压器的测试，以及对垫江、忠县、长寿作业区/运销部优化简化后的经验归纳总结、对存在的问题进行了细化研究，对不同井站、不同区域分门别类的提出了优化简化措施，并实施验证。供电系统优化简化后，每月将减少约10余万千瓦时损耗电量，按每千瓦时0.75计算，每月可节约支付电费约7万余元。
　　该科研项目获得的研究成果为后续气田井站供配电系统优化简化提供科学依据和技术支撑。
　　2.4 創新观念，削减供配电设施安全风险
　　由于重庆气矿6（10）kV配电线路分布区域多处于丘陵地带、加之人口稠密和多雷区，且受退耕还林和线路本身老化等影响，要确保800余千米绝对数量的高压供配电设施安全、平稳、可靠运行难度极大[3]。
　　为此，在满足生产现场用电需求的前提下，通过调整供电模式，供电线路从800余千米降低至590余千米，减少供配电设施的绝对数量，从而降低和削减运行、维护、操作等带来的安全风险。如忠县作业区未优化前三年石气519专线发生故障共52次，用于查找整改故障所造成的停电时间60天;江气514专线发生故障共45次，用于查找整改故障所造成的停电时间65天;通过优化简化后，故障停电大幅度减少，安全风险得到了有效控制。
　　2.5 创新开源节流新模式，着力降本增效
　　按照管理要求，每年都需开展电气安全大检查，对高低压供配电线路进行维护、清理沿线障碍，对配电变压器、避雷器等进行预防性试验;开展春、秋防雷防静电大检查工作，同时还要做好突发故障带来的应急抢险等工作，耗费大量的人力、财力、物力。重庆气矿从控制成本的源头抓起，通过优化减少供配电设施的绝对数量，减少运行、维护费用，达到降本增效的目的。一是通过优化供配电设施和中心站管理模式，减少了线路、变压器损耗和用电环节，气矿每月用电量由实施前的150余万千瓦时下降到现在的不足100万千瓦时，每月可节省电量50余万千瓦时，节省电费30余万元;二是部分单位因变压器容量减少，供电部门在收费上由原来的二步制电价变为一步制电价，取消了基本电费的收取。如垫江作业区、忠县作业区调整后每月可减少基本电费支出4万余元（全年近50万元）;三是间接减少电气操作人员数量和用工成本[4]。
　　供配电设施优化简化后，减少6（10）kV配电线路220余杆千米，减少配电变压器70余台，直接减少该部分检查及预防性试验费用，预计全年可减少费用支出30余万元。同时还减少因突发故障带来的应急抢修等不确定费用。
　　3 取得的成效
　　（1）降低了能源消耗。重庆气矿通过近几年推行气田井站供配电设施优化简化，在满足正常供用电的情况下，共拆除6（10）kV配电线路220余杆千米，配电变压器减少74台，容量减少4470kVA，用电量由实施前原来的每月150余万千瓦时降为不足100万千瓦时，每月节约电量50余万千瓦时，全年可节约电量600余万千瓦时，折合标煤2000余吨，取得了显著成效。
　　（2）降低了运行、维护成本。根据上述测算，全年减少电量600余万千瓦时，节省电费400余万元;基本电费方面年度可降低运行成本约50余万元;全年减少电气安全大检查及预防性试验费用30余万元。全年重庆气矿可节约运行、维护成本约500余万元。
　　（3）削减了安全风险。实施供配电设施优化简化后，在人的方面适应了现有电工操作人员数量减少的现状，减少了操作带来的不安全行为;在物的方面减少了供配电设施的绝对数量，消除了因本质安全带来的物的不安全因数;在环境方面，消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了大幅度削减，为川东气田高效开发提供了可靠的供电保障。
　　4 结束语
　　本文通过对供配电系统优化，取得了以下几方面的成效：从技术上实现了多种供配电模式能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、物、环、管等多角度多层次控制风险，达到削减了目前供配电各个环节的风险;从经济成本上气矿年度节约500万元。
　　参考文献：
　　[1]贾世刚.浅论配网供电优化管理的有效策略[J].黑龙江科学，2014（04）.
　　[2]李霖艳.配网供电优化管理面临的挑战与有效措施[J].电子世界，2013（24）.
　　[3]张贤海.提高配网供电可靠性的措施研究[J].科协论坛（下半月），2013（10）.
　　[4]张明建.影响10kV配网供电可靠性的因素及解决对策[J].中国新技术新产品，2015（18）.
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