李虹飞（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

自2015 年国际油价下跌以来，原油生产的成压力越来越大，采油厂的经营理念也由完成指标型向经营效益型逐步转变。电费成本作为主要的能耗指标，管控逐步升级，电网节能措施和配套的管理也逐步向多元化、精细化的方向发展。

本文围绕实现降本增效的工作目标，对切合油田实际的节能措施及效果进行总结，根据投资回报率的计算，结合措施执行的难易程度，对措施进行优先级排序，为油田配电网节能措施的推广提供参考依据。

1 节能措施实施

1.1 应用无功补偿装置

配电网中的无功补偿装置包括变电所母线集中补偿装置、线路无功补偿装置、站库无功补偿柜和单井就地补偿装置。

1）变电所母线集中补偿装置。由于配电网线路自然功率因数较低，为了提高线路的末端电压，变电所母线集中补偿装置全部投入电网运行[1-3]。

2）线路无功补偿装置。利用节能资金采购具有远程监控功能的高压无功补偿装置，通过电容器远程监控系统及时发现因故障退出电网的电容器，并安排人员进行检修维护，及时投运退网电容器。另外，因监控系统投运后节约的人力时间又可加大老式电容器的巡视维护频率，极大提高了高压无功补偿装置的时率和线路功率因数[4]。

3）站库无功补偿柜。以630 kVA 变压器为例，其负载损耗功率为6.2 kW，75%负载率，自然功率因数由0.75 补偿到0.9 时需要安装补偿容量250 kvar。根据损耗功率P=I2R 计算变压器线圈电阻损耗功率：未补偿时损耗功率为3.5 kW；实际有功功率为354 kW；补偿后损耗功率为2.4 kW，变压器损耗功率降至1.1 kW。年节电为9 163 kWh，年效益为5 847元。

4）单井就地补偿装置。以100 kVA 变压器为例，其负载损耗功率为1.5 kW。2015年N4-31-P38井节能测试结果见表1。

表1 N4-31-P38井节能测试结果

按补偿后功率因数0.9 计算：补偿前损耗功率为0.44 kW；补偿后损耗功率为0.028 kW；变压器损耗功率降至0.412 kW。年节电为3 432 kWh，年效益为2 190元。

1.2 淘汰高耗能变压器

按照国家节能减排的要求完成淘汰S7 型及以下高能耗变压器。把退网的S7 型高能耗变压器改为S11型节能变压器，降低了设备购置费用，预计年节电200×104kWh以上[5]。

1.3 优化电网运行方式

对6 kV联络线一侧运行、另一侧备用的供电方式，在变电所两侧电压压差相近的条件下进行调整，倒闸分段运行；同时缩短供电半径合理分配负荷电流。表2 是对169 干线一端供电与二端供电电量对比。由表2可知，当两端供电电压相同或一端略高于，且分段开关在合适的位置时，节电效果明显。1天节约电量为324 kWh，1年1条线路节约电量为11.8×104kWh。

表2 一端供电与两端供电电量对比

2 节能措施优先级排序

优先级排序只考虑节能措施实施的设备基础费用，不涵盖设计、施工等概算[6-7]（表3）。

表3 节能措施优先级排序

1）变电所母线集中补偿装置包含标准化设计中，不用增加投资，根据运行情况调整运行状态即可。

2）线路无功补偿装置按照新购远传功能设备费用计算回报率，优先级排序较低。实际生产运行中，配电网原有线路无功补偿装置可通过升级实现远传功能，投资相对较少，优先级可升至二级。

3）本文优化电网运行方式计算为个例，数值仅供参考。由于大部分干线都有中间分段开关，可视为无投资。

3 结束语

S7型及以下型号高耗能变压器淘汰后，年节电量按计划实现。另外，利用线路无功补偿装置的远程控制功能，实时监测其运行状态，并进行远程投切，全年平均功率因数达0.91，月最高功率因数达0.94。针对功率因数低于0.85 的站库配电间，更新低压母线集中无功补偿装置10 台，投运后功率因数均达到0.98以上，节电效果显著。而针对两侧电源电压相近的线路，调整运行方式后采用两侧送电、分段运行，缩短了供电半径，减小了负荷电流，节电效果同样显著。

通过油田配电网节能措施的介绍，投资回报率的估算，可清晰反映出节能措施实施的优先级。在节能投资规划工作上，可为油田配电网挖潜增效提供参考，达到节约投资、降低成本，最终实现建设经营效益型采油厂的目标。