线路损耗分析模式探讨与治理对策

2018-07-19张春来刘法杰郭瑞张延辉张守秀张奇

石油石化绿色低碳 2018年1期

张春来，刘法杰，郭瑞，张延辉，张守秀，张奇

（中国石化胜利油田分公司胜利采油厂，山东东营 257000）

胜利采油厂管理三区目前开油水井594口，年产量33.31万吨，综合含水96.8%。进入特高含水开发期后电能消耗在操作成本中所占的比重非常突出，电费成本占总操作成本的53.3%，因此，降低电能消耗、减少电费支出非常必要。

油井生产用电通常是经过变电所出口端电表，通过10 kV高压线路输送到各油井，经变压器降压至380 V或660 V，再由控制柜输送至油井电动机。变电所出口电表以后的所有能耗均为线路电量，主要包括企业内部、外部耗电和线损。目前，胜利采油厂管理三区管辖10 kV配电线路11条，分布在3座变电所，变压器326台，总容量29 385 kVA，装机容量24 595 kW；外部变压器59台，总容量15 780 kVA。线路日平均总耗电为20.23万 kW·h，其中内部15.41万 kW·h，外部3.78万 kW·h，线损1.04万 kW·h，线损率为5.15%，线路平均功率因数0.78。11条线路线损情况见表1。

1 10 kV线路损耗因素分析

从物理意义上讲，线损是指电流在流经导线、变压器、电缆及配电元器件上发热而造成的电能损耗，是无效损耗。线损很难直接测取，在实际工作中用倒推法，即通过测取各终端负载（用电设备）耗电量被变电所出口电量相减所得。

电缆及控制设备的线损在总的线损中所占比例很少，可以忽略，因此重点对高压导线、变压器和负载进行分析。

1）高压导线损耗分析

当电流在导线上流过时，电能的一部分将损耗在导线上。导线上线损公式[1]：

式中：I实测电流，A；L 线路长度，m；R导线电阻，Ω；ρ导线电阻率，铝线ρ为0.031 Ω·mm2/m；S导线横截面积，mm2。

经过现场实测与查阅有关手册，以中南线为例计算线损为27.4 kW，导线日损耗658.4 kW·h。

线损与导线长度成正比，导线越长，线损越大，因此缩短供电半径减少导线长度可减少线损。

增加导线的横截面积，可减少线损，但要多耗费金属材料，增大输电线的重量。因此增大导线横截面积减少线损不现实。

导线的损耗与电流的平方成正比，降低导线运行电流可减少线损。因此电流是影响线损的主要因素。

2）变压器能耗分析

变压器的能耗有三部分，铜损、铁损和其他附加损耗，能耗大小和变压器的容量成正比。

中南线共有变压器34台，变压器的能耗主要是铁耗和铜耗，由《变压器能耗查询表》可计算中南东线的变损，详见表2。

中南线变压器中50 kVA 23台、80 kVA 3台、160 kVA 5台、100 kVA、125 kVA、500 kVA各1台。合计日变损1 060 kW·h。

根据变压器效率曲线（见图1）和变损查询表可知变压器的最佳运行点一般在容量的50%～60%，所以从节能的角度看，实际运行功率最好在变压器有效功率的1/2～2/3之间。但在实际中，还要考虑容量费（每千伏安每月容量占用费28元）。长期闲置或停用的变压器要进行回收，以减少变压器损耗和容量费用。

表1 线路线损统计

表2 变压器能耗查询表

图1 变压器效率曲线

3）负载能耗分析

负载是供电的终端设备，分为内部负载和外部负载，外部负载装有电表计量，内部负载油井也安装电表，未安装的使用电能测试仪测取电量。终端负载虽对线损不直接产生影响，但可以通过提高负载的系统效率、降低运行电流而间接影响线损。油井的系统效率是指井下的液体被举升到地面的有效功与输入的电能之比，用公式表示为：

式中：η系统效率，%；η地地面效率，%；η井井下效率，%；N光光杆功率，kW；N电实测功率，kW；N举油井一定时间内将一定量的液体提升到一定距离所耗电能的举升水力功率，kW；Q液油井实际产液量，t/d；h动油井动液面深度，m；P回井口回压，MPa。

油井系统效率分为地面效率和井下效率，地面效率是指电流经过电机、抽油机把电能传递给光杆能量的多少。井下效率是指光杆的能量转化为举升井液的能量的多少。各部分的效率在理想状态下见表3。

经实测中南线上28口油井平均系统效率见表4。

表3 抽油机井地面和地下系统效率测试

表4 油井平均系统效率测试

经计量得出中南线线损：

线损电量＝变电所出口电量－内部负载电量－外部电量＝3.496 7－2.494 5－0.823 1＝1 791（kW·h）

经理论计算：

线损电量＝线损电量＋变损电量＝658.4＋1 060＝1 718.4（kW·h）

计量电量损耗与计算电量损耗的差值为72.6 kW·h。

针对线路损耗存在的差值，对线路上所有用电设备进行逐一排查，查出在茶坡养殖小区处有一私接电，及时进行了清理，保证了电能的节约。

2 10 kV线路线损治理对策

通过上述分析可以发现，影响线损的因素中既有技术因素，也有管理因素。因此在制定降低线损的对策时，分别从技术和管理两方面考虑。

2.1 技术治理对策

1）缩短供电半径，减少导线长度

改长线路为短线路，调整线路油井负荷。对巴东线由胜一变供电改为坨五变供电，线路长度由5.28 km缩短为3.96 km，该线路改造前后，总负荷没有发生改变，但供电半径缩短1.32 km，线损降低26 kW·h，线损率由原来的3%下降为目前的2%。

2）安装无功补偿装置，提高线路功率因数，降低线路电流

2016年8月中南线等10条线路上安装了线路无功补偿电容，平均功率因数由安装前的0.78上升为0.95，平均运行电流由安装前的85 A下降到74 A，平均线损下降0.3%。另外，通过对37口单井实施就地补偿，均收到了较好的效果。

3）合理匹配变压器，优选节能产品

合理配置变压器容量，尽量使变压器在最佳负载状态下运行，并尽量选用节能型变压器。自2015年开始，对全区油井变压器进行摸底调查，通过测试和实验摸索变压器与电机的匹配模式。经过几年来的实践，在现有变压器和电机的型号基础上，摸索出了变压器与电机的匹配模式，见表5。

到目前为止，已实施电机减容75台次，累计减容1 650 kVA，年降低变压器损耗6.04万 kW·h。

其次是空载变压器及时回收，近两年来共回收变压器56台次，减少容量2 800 kVA。

4）采取综合措施提高油井系统效率

由于影响油井系统效率的因素很多，仅靠单一技术不能取得较好的效果，必须采取综合措施。

①优选机型与拖动设备，合理匹配抽吸参数，推广节能控制柜，提高地面系统效率

近几年来，在成本非常紧张的情况下，积极引进节能型抽油机、节能型电机及控制柜，优化了地面系统配置，日节电1 850 kW·h，见表6。

表5 变压器容量与电机功率匹配

表6 应用节能设备统计

另外，在不降低理论排量的前提下，合理匹配地面参数，采用长冲程小冲次。近两年来共调整参数89井次，使全区的平均冲程由原来的4.52 m增加到5.06 m，平均冲次由原来3.2次/分降低到2.6次/分，使参数不断趋于合理。

②实施工艺转向，优化井筒技术状况，提高井下系统效率

近两年来，针对油井含水上升，井下技术状况变差的现实，积极实施工艺转向，不断优化井下技术状况。采取的主要技术措施是应用螺杆泵17口井、小功率电泵6口井、包覆杆34口井、内衬管210口井等，有效降低了井下运动部件的摩擦载荷，使油井的系统效率由34.2%上升到35.6%。

5）采取有效措施提高注水效率

注水系统是生产中最大的耗能项目，胜五注目前的注水系统效率仅为57.8%，因此，提高胜五注注水效率是最大的降耗措施。

①对砂二9–10精细注水站改扩建

对精细注水站扩建增加注水能力，9砂组A2级水质、25 MPa注水压力、注水量由700 m3/d增加至1 000 m3/d；10砂组B1级水质、25 MPa注水压力、注水量由1 000 m3/d增加至1 500 m3/d。增加注水能力后将进一步改善9-10砂层的水驱油效果，提高水驱油效率。

②西北部新建离心泵站，东南部新建增压泵站

西北部主要包括两个欠注区，一是2651增压站欠注区，目前开注水井37口，平均注水压力13.1 MPa，欠注水量5 940 m3；二是三排西注水干线末端区域，目前开注水井13口，平均注水压力11.6 MPa，欠注水量2 330 m3。建成离心泵站后注水能力预计增加2 500 m3，注采比由0.75上升到1.03，进一步改善西北部的吸水状况。

将2651增压站移到四排路给东南部低压区增压，满足东南部5个配水间33口注水井（末端压力仅10.7 MPa）欠注水量需求，实施后预计增加注水能力1 000 m3，注采比由0.82上升到1.02。

③实施攻欠增注

攻欠增注是对不同原因欠注的注水井，实施配套的酸化、增压、作业等措施，恢复注水井吸水能力。目前胜利采油厂管理三区有欠注水井30口，欠注层37个，欠注水量2 384 m3/d，对应实施检管酸化、原管酸化、上增泵、测试调配等措施，预计增加注水能力2 384 m3/d。

通过以上注水系统措施的实施，注水系统效率预计提高3～5百分点，进一步降低注水系统能耗。

2.2 管理治理对策

1）实施线路预警机制。以单条线路为单位，对线损超标的提出警示并采取相应的措施，实现单条线路的实时动态监控。具体做法是对线路出口电量和外供电实施日抄表制度，对内负荷每月计量一次，根据动态测试，每月计算单条线路的线损量。

2）建立单井能耗评价体系。通过单井计量，掌握每口井的能耗现状，及时分析地面及地下效率，找出问题点及时采取措施。单井动态无变化的一月计量一次，单井动态变化的及时测试并修正，测试结果进入到数据库，当月实现网上查阅单井的能耗及效率等数据。

3）实施线路承包制度。实现了三级承包制度,即区级由节能组包线路，将11条线路承包到3人，站级由生产副站长包全站防区的内部变压器，由抄表员承包外部变压器。承包指标主要是线损、油井系统效率和外接电。对外供电管理不断加大力度，2017 年以来结合采油厂低压线路整改活动，共取缔不法用电3处，整改不规范用电9起，更换高压计量电表8台，杜绝电量流失0.2万kW·h/日。