龔開良

勝利石油管理局有限公司電力分公司 山東東營 257000

1 研究背景

配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)利用現(xiàn)代電子技術(shù)、計算機和網(wǎng)絡(luò)技術(shù)、現(xiàn)代通信技術(shù),將配電網(wǎng)數(shù)據(jù)和用戶數(shù)據(jù)、電力網(wǎng)結(jié)構(gòu)和地理圖形進行信息綜合,完成對配電網(wǎng)的集中監(jiān)視、優(yōu)化運行控制與管理,達到提高供電可靠性、質(zhì)量,降低供電成本,為用戶提供優(yōu)質(zhì)服務(wù)的目的。配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)采用分層分布式結(jié)構(gòu),一般分為配電網(wǎng)主站層、配電子站層、配電終端層。在油田配電網(wǎng)逐步推進自動化改造過程中,重點針對油田配電網(wǎng)線路出現(xiàn)故障時如何對配電網(wǎng)線路的運行情況進行監(jiān)控這一問題,基于停電區(qū)域數(shù)據(jù)進行細致排查,對故障造成的影響做出基本評估,快速找出故障原因,減少由停機造成的損失。油田配電網(wǎng)線路是保障原油生產(chǎn)的生命線,要充分利用配電網(wǎng)自動化系統(tǒng),通過終端層對配電網(wǎng)線路正常運行和事故狀態(tài)進行智能化檢測、保護和控制。由此,筆者提出降低油田配電網(wǎng)線路故障停電時率的智能化措施。

2 配電網(wǎng)線路故障停電時率計算

油田進行配電網(wǎng)自動化改造以來,在建設(shè)調(diào)試主站、子站系統(tǒng)的同時,終端層通過安裝饋線終端單元開關(guān),與變電站自動化系統(tǒng)相配合,進行調(diào)節(jié)和控制,實現(xiàn)故障定位、故障隔離和非故障區(qū)域快速恢復(fù)供電等功能。然而,系統(tǒng)運行初期并沒有完全達到預(yù)期效果,在支撐油氣主業(yè)發(fā)展、保障效益開發(fā)能力方面沒有完全滿足油田配電網(wǎng)用能時效的需求。油田通過專業(yè)化整合,推動油田配電網(wǎng)專業(yè)化發(fā)展,樹立服務(wù)油藏價值最大化理念,力爭在配電網(wǎng)自動化改造方面進一步做專做優(yōu),不斷提升支撐油氣主業(yè)發(fā)展、保障效益開發(fā)的能力,滿足油田配電網(wǎng)用能時效的需求。以渤埕供電管理區(qū)管轄渤南油區(qū)、埕東油區(qū)為例,2019年底優(yōu)化重組后,建立配電運維站,接續(xù)轄區(qū)內(nèi)原河口電力服務(wù)部的配電網(wǎng)管理工作,共運維68條采油配電線路,其中40條安裝了饋線終端單元設(shè)備。

油井平均故障停機時率按照單次事故造成的停井口數(shù)乘以停井時長累積,然后除以事故次數(shù)得到。通過實際計算,油井平均故障停機時率為1 725口·h。配電網(wǎng)線路故障主干線跳閘多,無法精準(zhǔn)到某一分支,受影響的油井多,并且故障點查找用時長,隔離故障點、恢復(fù)正常分支供電的時間長,造成配電網(wǎng)線路故障停電時率居高不下,影響原油產(chǎn)量總計達到126.4 t。

3 影響因素分析

(1) 饋線終端單元上線率低。從運行情況看,前期安裝投入使用的饋線終端單元在運行期間發(fā)生故障較多,由于故障原因不明,需要停電進行處理,故障處理期間饋線終端單元退出運行情況較多,不能有效保證配電網(wǎng)自動化的功能穩(wěn)定和可靠實現(xiàn)。

(2) 故障動作準(zhǔn)確度低,不能實現(xiàn)選擇性隔離。饋線終端單元設(shè)備的保護定值設(shè)置不合理,會導(dǎo)致配電線路動作跳閘沒有選擇性,擴大停電范圍。對于饋線終端單元設(shè)備的保護定值,沒有進行分級計算,無法與配電線路變電站的保護進行配合,很難做到配電網(wǎng)分支饋線終端單元的保護選擇性,不能發(fā)揮饋線終端單元的分級保護選擇作用,造成無法精確識別故障點,無法精確隔離故障點,無法對非故障區(qū)域快速恢復(fù)供電。

(3) 油井線路事故多,尤其是夜間惡劣天氣等造成的油井停機時間長。隨著油井供電規(guī)模越來越大,電力系統(tǒng)的容量和規(guī)模變得十分龐大,油井線路事故需要到現(xiàn)場進行故障點查找,找到故障點并進行隔離,難度大,用時長。

4 智能化措施應(yīng)用與分析

4.1 饋線終端單元安裝品質(zhì)控制

改變饋線終端單元桿上組裝模式,在工房組裝提高組裝品質(zhì),安裝完成之后檢查擋位、天線等。在送電之前,對饋線終端單元試運行,使用內(nèi)置電池,聯(lián)系主站遠程遙控斷路器,測試設(shè)備的通信情況,以及航空線是否插接完好。在安裝每一套饋線終端單元之前,在庫房內(nèi)通過使用繼電保護儀測試斷路器的繼電保護動作可靠。在主站配置測試通道,提前配置好網(wǎng)際協(xié)議地址,遠程遙控斷路器分合閘,測試饋線終端單元的通信情況,保證每一臺饋線終端單元設(shè)備在上桿安裝之前能夠可靠運行。

制訂饋線終端單元故障處理方法。組織配電網(wǎng)運維技術(shù)骨干,開展討論,理清當(dāng)前饋線終端單元故障處理的方法步驟,討論當(dāng)前的方法步驟存在哪些不足,提出優(yōu)化方案。對提出的優(yōu)化方案進行充分論證,確定饋線終端單元故障處理指導(dǎo)卡和饋線終端單元故障處理流程圖,發(fā)現(xiàn)故障提前準(zhǔn)備通信模塊,提前在主站配置好參數(shù),到現(xiàn)場直接更換,提高處置效率,保證饋線終端單元盡快上線。

4.2 核定變電站、終端定值配合精確度

制訂饋線終端單元保護整定參考原則。電流定值整定原則為:配電線路所屬的變電站站內(nèi)開關(guān)過流值除以1.1再乘以變比后的一次配合值作為該線上所有配電網(wǎng)自動化開關(guān)的過電流保護電流一次值,配電網(wǎng)自動化開關(guān)速斷保護電流值取為過電流保護電流一次值的2.5倍,時限為0 s。時限定值整定原則為:一級開關(guān)為0.3 s,二級開關(guān)為0.2 s,三級及以下開關(guān)為0.1 s。配電網(wǎng)自動化開關(guān)分級如圖1所示,A為變電站內(nèi)配電線路開關(guān),B為一級配電網(wǎng)自動化開關(guān),C、E為二級配電網(wǎng)自動化開關(guān),F、G、D為三級配電網(wǎng)自動化開關(guān)。

圖1 配電網(wǎng)自動化開關(guān)分級

對所轄電力線路上的配電網(wǎng)自動化開關(guān)進行統(tǒng)計,依據(jù)每一條電力線路上所帶的配電網(wǎng)自動化開關(guān)進行簡要繪圖,根據(jù)繪圖情況,確定每一條電力線路上所帶的配電網(wǎng)自動化開關(guān)的級數(shù)。依據(jù)每一條電力線路上所帶的配電網(wǎng)自動化開關(guān)的級數(shù),按照整定原則進行定值全面修訂,實現(xiàn)支線、用戶故障就近隔離,精準(zhǔn)控制配電網(wǎng)故障停電范圍,快速恢復(fù)供電。

4.3 應(yīng)用在線監(jiān)測裝置

將普通饋線終端單元的常規(guī)功能融合智能在線監(jiān)測裝置、智能熔斷器、智能隔離刀閘,以及遙視功能,構(gòu)建智能融合終端。由饋線終端單元分割為獨立網(wǎng)格,并結(jié)合智能在線監(jiān)測裝置將電網(wǎng)從邏輯上分割為監(jiān)測點。智能熔斷器、智能隔離刀閘與配電網(wǎng)主站通信,進行遙控調(diào)試,完成視頻監(jiān)控接入。對重要線路的聯(lián)絡(luò)隔離開關(guān)進行遙控和遙視改造,達到遠程操作目的,方便進行運行方式調(diào)整。當(dāng)配電網(wǎng)發(fā)生接地或短路故障時,饋線終端單元動作,精確隔離故障點。通過故障閉鎖及檢有壓合閘,對非故障區(qū)域快速恢復(fù)供電。同時智能設(shè)備發(fā)出準(zhǔn)確定位,運行維護人員可以直奔故障區(qū)段進行故障巡視,在最小范圍內(nèi)查找故障點,在最短時間內(nèi)排除故障,降低勞動強度,提高工作效率,并最大限度降低對油田原油生產(chǎn)的影響。

對主干線故障動作過程進行分析。如圖2所示,SW1和SW2之間發(fā)生故障,SW1感受到故障電流,SW2～SW4、SW8側(cè)無電源,感受不到故障電流。

圖2 SW1和SW2之間故障

如圖3所示,SW1為首開關(guān),一側(cè)無故障,經(jīng)延時后故障切除動作跳閘。SW2一側(cè)無故障,一側(cè)有故障,經(jīng)延時后故障隔離動作跳閘。SW3、SW4、SW8自身無故障,且兩側(cè)均無故障,不動作。

圖3 SW1、SW2動作跳閘

如圖4所示,SW2故障隔離成功后,向兩側(cè)發(fā)送故障隔離成功信號,故障隔離成功信號經(jīng)過SW3、SW4轉(zhuǎn)發(fā)至開環(huán)點SW5,SW5收到信號,且單側(cè)失壓后啟動合閘,經(jīng)過延時后合閘成功,恢復(fù)供電。

圖4 SW5合閘

對末開關(guān)下級故障后動作過程進行分析。如圖5所示,當(dāng)故障發(fā)生在末開關(guān)SW8和YS1之間時,SW1、SW2兩側(cè)節(jié)點均有故障電流,無法動作,SW3自身無故障電流,但一側(cè)接收到SW2、SW8均有故障,也無法動作。

圖5 SW8和YS1之間故障

如圖6所示,末開關(guān)SW8檢測到故障,且收到SW2 節(jié)點故障信號,經(jīng)過故障切除延時后,故障切除動作跳閘。

圖6 SW8動作跳閘

5 實例

渤埕管理區(qū)的68條配電線路由130臺饋線終端單元分割為100多個小獨立單元,故障在線監(jiān)控系統(tǒng)有178臺,將電網(wǎng)從邏輯上分割為更小、更多的監(jiān)測點,實現(xiàn)移動電話應(yīng)用及短信推送,將事故類型、故障位置等信息在移動電話端直觀顯示,便于職工分析判斷。智能在線系統(tǒng)移動電話應(yīng)用標(biāo)明故障位置,便于現(xiàn)場人員分析和處置,為線路故障巡視及處理限定故障范圍,縮短巡視時間,提高事故處理效率,減小對原油生產(chǎn)的影響,并大大降低職工勞動強度。某日凌晨4:37,6 kV呈南一線發(fā)生速斷保護動作跳閘,重合閘成功,線路分支三臺饋線終端單元速斷跳閘同時,智能故障顯示裝置提示呈一變電站母線1段呈南一線108號桿和125號桿之間故障,重合閘成功。經(jīng)過現(xiàn)場巡視確認,故障原因為114號桿開關(guān)負荷側(cè)刀閘有鳥窩,因天氣潮濕導(dǎo)致相間短路,引發(fā)跳閘。隨后隔離故障,恢復(fù)其它分支回路供電。

6 結(jié)束語

筆者提出降低油田配電網(wǎng)線路故障停電時率的智能化措施,對配電網(wǎng)自動化終端進行智能化改造,精確隔離故障點,對非故障區(qū)域快速恢復(fù)供電,可以提高油田配電網(wǎng)的可靠性和智能管理水平,降低油田配電網(wǎng)線路故障停電時率,在油田配電網(wǎng)中具備廣闊的使用空間和較高的使用價值。目前,已經(jīng)取得了一定成績,但是仍然存在一些不容忽視的問題,管理水平、供電質(zhì)量等還需要進一步提高。后續(xù)計劃將管控網(wǎng)點在配電主站接線圖上進行物理標(biāo)注,便于調(diào)度員監(jiān)控信息,直觀分析?？偨Y(jié)經(jīng)驗,編制供電管理區(qū)配電網(wǎng)自動化系統(tǒng)的管理辦法,明確配電線路綜合自動化設(shè)備的投運和調(diào)度、配電線路和饋線終端單元故障處理、設(shè)備管理等。

電力具有較高的能源轉(zhuǎn)化效率,在終端能源消費中具有便捷性,在油田穩(wěn)產(chǎn)中占據(jù)至關(guān)重要的地位。少停電就是最好的服務(wù),提升油井時率就是最優(yōu)的服務(wù),作為油田專業(yè)化隊伍,應(yīng)當(dāng)充分體現(xiàn)筑牢堅強電力支撐、保障國家能源安全的政治站位,把握保障支撐主業(yè)、技術(shù)服務(wù)創(chuàng)效職能定位,將智能化技術(shù)應(yīng)用于配電線路的科學(xué)管理與維護,提升配電線路維護的質(zhì)量和效率,促進油田配電網(wǎng)運行維護工作高質(zhì)量發(fā)展。