油田电力网络

油田电力网络（精选八篇）

油田电力网络 篇1

对油区配电变压器进行调容增效、优化运行就是指在保证电网安全运行和电压质量的基础上,进行变压器优化配置、减变调容、无功功率补偿,使配变自耗减少,提高变压器负载率、减少其空载损耗。六、九区油田电网配变优化运行节能降耗措施的推进,经过一年多的实验改造,电网的经济运行能力得到提高,注汽系统吨汽耗电、采油吨液耗电都有了一定的下降。

1 设备概况及用电负荷情况

新疆油田六、九区稠油油藏,其主要分布在上侏罗统齐古组。六、九区齐古组浅层稠油油藏自1984年发现并投入开发。随着稠油开采规模的不断扩大和开井数的不断下降,稠油开采的成本压力越来越大。以2010年度为例,消耗电量约占公司全年生产成本的45%,其中电耗占稠油开采能耗的15%左右,相应的供配电设施建设也暴露出许多问题。

因此对电力系统的节电降耗技术进行研究,提高六、九区电网经济运行能力,降低稠油热采的电耗势在必行。

1.1 油区用电负荷运行特点

稠油开采用电负荷根据运行特点可分为3大类。(1)抽油机负荷[1]。此类负荷是一种依抽油机的冲程作周期性变化,即在一个周期内每时每刻的负荷是不同的,就重油公司而言这类负荷约占生产用电总负荷的43%。(2)连续性负荷。包括各种水泵、油泵在内的各类连续性负荷的运行特点是电动机起动后负荷基本不变,就重油公司而言这类负荷约占生产用电总负荷的53%以上。(3)照明、生活类负荷。此类负荷也是基本不变的。

稠油开采过程中,机械采油占公司原油生产井数的95%以上,油田配电网复杂。由于油田设备多采用感应电动机作动力,特别是抽油机电动机在交变负荷状态下运行,其工作效率和功率因数很低,由此导致配电网功率因数很低。其自然功率因数一般都在0.45以下。在同等有功负荷的情况下,随着功率因数的降低,配电线路电压降增加,其电流有效值成倍增长,这不仅加大了配电线路及变压器的损耗,也影响了配电系统的供电质量及供电能力。大量无功电流会加重输电线路和变压器的负荷,产生无功网损,网损率在10%～14%,影响油田电网系统的经济性[2,3]。通过对全公司机械采油配电线路的系统调查发现,配电网在运行中主要存在高耗低效的问题。

1.2 机采线路出口功率因数偏低原因分析

抽测145口结果表明,抽油机电机负载率25%,平均功率因数0.317,电能浪费很大。电网电容器无功补偿不足,使得用户端功率因数明显偏低。

1.3 电网损耗率偏高原因分析

(1)负载变压器平均负载率21.77%,明显偏低;

(2)SL7、S7系列高耗低效型配电变压器多达247台;

(3)配电变压器与实际负荷相差过大,使变压器运行远离其经济负荷区,造成变压器空载损耗过大,其空载损耗占总损耗的70%～80%。

2 油区电网配变节能降耗研究

2.1 变压器的负载与损耗的关系

变压器经济运行是在传输电量相同的条件下,通过择优选取最佳运行方式和调整负载,使变压器电能损失最低。所以,变压器经济运行需要加强供、用电科学管理,即可达到节电和提高功率因数的目的。在电力系统中变压器是利用效率最高的电气设备之一,一般中、小变压器都可达96%～98%。在电力系统中,累积变压器的总损耗可占20%～25%。变压器的有功功率损耗是由空载损耗和负载损耗2部分组成的。空载损耗是一个常数,它不随变压器负载的变化而变化,而负载损耗则与变压器负载的平方成正比[4]。

2.2 空载损耗IO

当变压器在额定电压下二次侧空载时,一次绕组中通过的电流IO称为空载电流。因为空载电流IO仅起励磁作用,所以又称励磁电流。空载损耗包括铁芯中磁滞和涡流损耗及空载电流在初级线圈电阻上的损耗,前者称为铁损,后者称为铜损。由于空载电流很小,后者可以略去不计,因此,空载损耗主要指铁损[5～7]。

2.3 负载损耗PK

负载损耗是指变压器初、次级线圈中电流在电阻上产生的铜损耗及励磁电流在励磁电阻上产生的铁损耗。当电流为额定电流时,后者很小,可以不计,故主要是电流在初、次级线圈电阻上的铜损。把变压器的2次绕组短路,在1次绕组额定分接头位置上通入额定电流,此时电力变压器所消耗的功率PK称为负载损耗[5]。

2.4 配电变压器的经济运行及容量的选择[8]

(1)合理选择变压器的类型,即使用节能型变压器,即S11系列以上的变压器。

(2)合理选择变压器容量Se。

(3)对于安装有2台变压器的场所,应根据变压器现有的技术参数,结合实际负载情况,合理选择变压器运行方式,能够实现变压器的经济运行,减少变压器的有功功率损耗。

(4)对于配电变压器容量的选择,根据用电负载的特殊情况,应该结合实际,通过对计算变压器的有功电能损耗进行比较,合理选择配电变压器的容量及台数。

3 油配变节能降耗的技术措施

针对新疆油田九区生产现场目前油区配变轻载或空载现象普遍,功率因素极低,运行非常不经济的情况,通过对现场进行调查及跟踪研究,在满足目前技术要求的前提下,本着少投入、减少单耗、经济运行、安全生产等原则,改善配变的运行方式。对负载率比较低的配变,采取“撤、换、并、停”等方法,使其负载率提高到最佳值,从而改善电网的自然功率因数。2010年、2011年从变压器调容、高压无功补偿、淘汰高耗能变压器等方面陆续进行改造。

3.1 优化调整负荷,降低铜损

用电负荷波动幅度与线路损耗功率有关。在相同的用电条件下,用电负荷平稳损耗电量小,用电负荷波动幅度大,线路损耗也大。因此,合理调整负荷可以降低损耗,提高负荷率。包括:(1)提高变压器的经济运行效率,使变压器的损耗最小、效率最高。一般情况下,变压器的经济负荷在变压器额定容量的70%～75%。(2)及时停用轻载或空载变压器,以适应负荷的变化,有效减少电能的损耗。

3.1.1 配变调整减容依据

造成油田电网功率因数偏低、损耗大主要有以下几方面的原因:(1)油田按“滚动模式”开发不可能在开发初期完全摸清地下情况,无法预测未来负荷状况,因此无法对开发后期的配电网络进行整体规划;(2)由油田电网自身特点决定的,油田电网中的感应电动机和配电变压器数量庞大,轻载现象严重,决定了电网自然运行功率因数低(见表1)。

从节能降耗观点来看,目前油田配电网中的变压器存在着2方面的问题,多数配变不在其经济负荷区运行,调整配变容量使工作在经济负荷区或更换节能变压器是油田配电网节能降耗的途径之一。

3.1.2 具体措施

为降低吨油耗电成本,提高电网运行的经济性、减少系统损耗、降低线损率(网损率)。根据公司整体安排,先后对6条6.3kV线路实施配变调整。2010年对六区北线进行了变压器调容改造,减容4 005kVA。2011年,九井一线、九井三线、六东中、西线、九三线共计5条6.3kV线路上变压器进行负荷优化调整。减容23 797kVA,减少S7系列变压器210台。

考虑到今后躺扶井,计关井需要恢复,因此主要采用变压器调整合并方式进行,尽量以网状供电,低压线路供电半径小于500m,将现有负荷配置到合并变压器上,负载率设计70%～75%左右,留余量20%,既要提高经济效益,又要保留现有抽油机供电。2a累计减容26 461kVA,经济效益显著。

调整后的有功电量对比分析数据如表2所示。从表2可看出,调整/更换配变容量使其工作于经济负荷区,不仅降低了配变损耗,而且也使线损降低。这主要是由于调整/更换配变容量后,变压器所消耗的无功功率也相应减少,因而导致线损降低。从这一点看来,把配变更换为节能型变压器后会使线损的降低更明显。

3.1.3 经济效益估算

(1)容量费计算:

26 461kVA×19.66元/月=52.02万元/月

(2)自耗电计算:

26 461kVA×2%×24h×30d×0.58元=22万元/月

(3)整体效益:

通过分析,6条线路年减少运行费用合计888.24万元,其中基本容量费52.02元×12月=624.24万元;自耗电量电费:22万元×12月=264万元。

3.2 应用非晶合金节能变压器,降低变压器铁损

变压器铁损是一种固定的损耗,主要与变压器自身特性有关,因此,为降低变压器的铁损,推广高效率、低损耗的节能型变压器意义明显。设备更新的目的不单纯是消除其有形磨损,更是为了消除其无形磨损。只有不断更新的途径才能从根本上使设备损耗降低、效率提高,改善技术落后状况[1]。更新变压器必然会带来有功电量和无功电量的节约。但要增加投资,这里也存在一个回收年限的问题。变压器不是损坏后才更新,而是老化到一定程度,还要有一定剩值时就可以更新。变压器厂家对各种不同型式、不同容量的变压器的使用寿命都有规定,一般为20a。使用单位按这一规定年限提取设备折旧费,并进行变压器更新。

3.2.1 现状分析

油区投产初期,变压器设计余量大,部分供热站所带的集输站、低压锅炉房等早已废弃多年。采用节能变压器,逐步淘汰老旧的高耗能变压器。淘汰下来的变压器由厂家回收、拆解利用,抵消部分改造成本。非晶合金系列变压器空载损耗较S7系列平均降低34%,负载损耗平均降低51%。年运行成本较S7系列平均下降40%～45%。S7系列变压器运行中负载率低,空载损耗严重,噪声振动大,内部绝缘降低,已失去大修意义(见表3)。

公司5#供热站现有配电变压器4×1 600kVA,总变容量6 400kVA,日常运行2台备用2台,运行变容量3 200kVA。经核实近几年,该站锅炉运行最多在9台次左右,实际最大运行负荷在1 700kW左右,造成变压器严重偏移其经济负荷区,且SL7型高耗能变压器,空载、负载损耗大,负载能力小。供热站类似情况还有6#、7#、9#供热站,采油作业区有在用SL7型高耗能变压器280余台。

3.2.2 非晶合金电力变压器的性能特点

非晶合金变压器是采用新型导磁材料—非晶合金带材来制作铁心的新型高效节能变压器。它是以铁、硼、硅、钴和碳等元素为原料,用急速冷却等特殊工艺使内部原子呈现无序化排列的合金。

非晶合金变压器的最突出的特点就是空载损耗和空载电流非常小,SH15型非晶变比用硅钢片作为铁心的S9型变压器空载损耗下降70%以上,空载电流下降约80%,是目前节能效果非常好的配电变压器。

全充油密封型非晶合金电力变压器的原理同密封型电力变压器。非晶合金是一种向同性的软磁材料,磁化功率小,不存在阻碍畴壁移动的结构缺陷,厚度极薄,只有0.027mm,填充系数相应变小,只有0.75～0.8,电阻率很高,是硅钢板的3～6倍,硬度是硅钢片的5倍,非晶合金材料对应力特别敏感。SH15-M-30-1600/6-10系列产品负载损耗在GB/T6451标准值基础上下降15%,空载损耗在GB/T6451标准组I值基础上下降70%。

3.2.3 具体措施

根据上述分析,应用SBH15-M非晶合金系列节能变压器,对5#、6#、7#、9#供热站1 600kVA、1 250kVA和油区160kVA、125kVA、100kVA等SL7、S7型配电变压器进行节能、节电技术改造,提高设备新度系数、运行效率;降低变压器损耗及电网线路损耗,充分挖掘油区电网的节能潜力。共计应用55台,其中供热站站区配变15台,采油区队机采配变40台(见表4)。

3.2.4 效益估算

(1)基本容量费:

6 200kVA×19.66元/月×12月=146.3万元;

(2)变压器空载、负载损耗电费:

8 760h×3%×0.58元/kVA×6 200kVA×0.534 2=50.5万元。

投资301万元,年直接降低费用196.8万元,1.5a可收回全部投资。

4 科学管理、高效运行

电网配变经济运行管理是个系统性的工作,如果只从部分或局部开展工作,是达不到经济运行目的,因而要提高电网的经济运行水平,必须系统地分析管理,不同的问题提出不同的有效方案,采取不同的措施,通过加强科学的系统管理,来实现变压器经济运行的目的。

(1)努力改变只保产量不问效益的开发经营管理模式和粗放的管理方法,细化吨油耗电成本核算,优化配网配变结构,适时开展效益评价工作,实现投资效益最大化的目标。

(2)建立有技术负责人参加的线损管理队伍,定期进行线损分析,及时制定降损措施实施计划;推广理论线损在线测量,及时掌握网损分布和薄弱环节;制定切实可行的网损率计划指标。

(3)加强用电的效能监察,完善考核约束和激励机制,及时调整设备运行工况。

(4)搞好电网改造工作,使网络布局趋于合理,运行处于经济状态;加强计量管理,落实有关规程。

5 应用效果评价

2010年、2011年,在公司电力系统节能改造项目组及前线各单位的共同努力下,通过对电网各种参数的测试,开展线损分析,制定最佳的降耗措施取得了良好的经济、社会效益。

推广应用了适合油田电网现状的配变调容、更新高耗能变压器。2a共计减容26 461kVA,油区变容量由184 247kVA减少到151 586 kVA;拆除S7系列变压器210台,更新了55台非晶合金节能变压器,提高了设备新度系数。通过上述技术研究和推广应用,新疆油田六、九区电网经济运行得到大幅的改观。

在经济效益方面,2010、2011年油田配变优化调整共计投入858万,截止2011年节约的电费为432.4万元。具体如下:

(1)变压器调整减容,节约基本电费支出352.3万元。

式中J—节约基本电费;

P—基本容量费;

R—减少的变容量;

T—时间(改造完成时间不同)。

J1=4 005kVA×23元/kVA/月×14月=129(万元)

J2=19 876kVA×23元/kVA/月×4月=182.9(万元

J3=8 780kVA×23元/kVA/月×2月=40.4(万元)

J=J1+J2+J3=352.3(万元)

(2)变压器负荷损耗、空载损耗节约电费80.1万元

式中Q—自耗电费;

D—电费单价;

R—减少的变容量;

T—时间(改造完成时间不同)。

2%—变压器自耗率;

J1=4 005KVA×0.68元/kVA×10 080h×2%×0.5342=29.3(万元)

J2=19 876KVA×0.68元/kVA×2 880h×2%×0.5342=41.6(万元)

J3=8 780KVA×0.68元/kVA×1 440h×2%×0.5342=9.2(万元)

J=J1+J2+J3=80.1(万元)

综上所述,2a来节约费用432.4万元。

在社会效益方面,通过六、九区电网配变综合节电措施的实施,优化现有配置,调容增效,节约了宝贵的电力资源,改善了环境,形成了一套较为成熟的稠油热采节电方案,符合建立节约型社会、节约型企业的宗旨。

6 结论与建议

(1)降损节电是复杂而艰巨的工作,既要抓好各个环节具体的降损措施,又要从制度上加强管理。提高管理队伍素质,定期对线损进行分线统计分析,要有计划地制定降损措施;推广线损在线测量,及时掌握网损分布和薄弱环节,查找出线损升、降的原因,确立今后降损的主攻方向。

(2)降低损耗的方式多种多样,应按照油区不同时期的特点采取不同的降损措施。电网降损节电、经济运行是个系统性的工作,如果只从单方面或局部开展工作,就达不到经济运行目的,必须系统地持续进行,不同的问题采取不同方案措施。

(3)在电力系统运行中,功率损耗和电能损耗不可避免,但应尽量采取措施使它降低到最低程度,这从节省资源,降低电能成本,提高设备利用率等方面都是必要的。对六九区电网综合节电降耗的一系列改造,油区电网的整体运行效率得到有效改观。对于确保重油可持续发展具有重要意义,是油田稠油热采企业确保实现节能减排、直接获取经济效益的有效途径。

参考文献

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[5]崔洁玲.浅析提高功率因数的意义和方法[J].科技创新导报,2009(7):89-89.

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[7]康裕荣,康向东.提高功率因数的三种方法的计算分析[J].江西理工大学学报,2009,30(2):28-31.

油田电力系统长期负荷预测方法 篇2

【关键词】油田电力系统；长期负荷预测；分析；安全运行

引言

在考虑外界的因素和自然条件基础上，进行油田电力系统未来的负荷预测，对整个电力系统中网节点的分布以及油田电力系统的拓展有着巨大的作用，不仅可提高供电的可靠性和安全性，同时能带来巨大的社会效益和经济效益。

一、油田电力系统长期负荷预测特点

（一）不确定性

对于油田电力系统来说，由于系统收到诸多复杂因素的影响，并且各种因素也在不断发生变化，对于电力系统的影响也不是一层不变的。尤其是对于复杂线路来说，不仅仅存在随机因素，也会存在一些突发因素，这些因素对于电力系统的影响是很难确定的，这就带来油田电力系统长期负荷预测的不确定性。

（二）条件性

油田电力系统长期负荷预测是在一定条件下进行的。在进行预测时，结合相关的数据资料，对于不确定的参数进行假设，如假设未来一段时间内油田电力系统用电量不会发生大范围的波动，无大的自然灾害发生，石油行业的整体发展形式良好等，最终根据假设结果对于整体系统进行计算。当然进行假设的前提是必须遵循客观事实，不能够凭空想象，随意假设，要根据调查分结果，利用概率论的相关知识进行假设。

（三）时间性

油田电力系统长期负荷预测具有时效性，即预测结果只能对一定时间范围内油田电力系统起效。这主要是由于油田电力系统负荷的发展规律只存续于特点时间范围内，而不是固定不变的，因此在进行油田电力系统长期负荷预测时选取的历史数据要限制在特定的时间限度内，所预测的对象也只能是在某一时间范围内的。

（四）方案不唯一性

根据可能性原理，油田电力系统负荷在未来存在多种可能性，并且这些可能性之间相互独立，甚至是存在非常大的差距。因为为了保证油田电力系统长期负荷预测的准确性，应该充分考虑在多种条件作用下，油田电力系统负荷可能出现的所有状况，从而得到不同条件下的油田电力系统长期负荷预测方案。

二、油田电力系统长期负荷预测方法

（一）基于MAS的分布协调与自适应控制

信息化技术推动了电力系统长期负荷预测技术的发展，智能Agent技术就是基于这一技术发展起来的。通常将Agent技术定义为一种集成度高、智能化程度高，能够在一定权限范围内进行自动化控制。通过将多个Agent技术个体组合在一起就形成了MAS系统，这样的系统不仅可以实现单个Agent技术个体的功能或者任务，同时多个Agent技术个体进行协作、组合，使得控制系统高度模块化与多元化。MAS系统可以充分发挥出单个控制单元的作用，从而有效解决传统控制系统中存在的故障隐藏、安全性低、抗干扰能力弱等问题。因此基于MAS的分布协调与自适应控制是未来电力系统长期负荷预测发展的重要方向。基于MAS协调的分布协调与自适应控制处理平台的协作关系，能够充分整合各方面的资源，实现数据库和知识库共享，利用多种方法实现长期负荷预测的准确性和可靠性。

（二）大数据技术

随着大数据技术的不断发展，油田电力系统规划业务覆盖范围将会进一步得到拓宽。充分利用大数据技术可以实现以下三面的规划应用价值：①用电量预测。整合分析地区历年用电量变化、规划区域面积、经济发展水平、用电结构变化等数据资料，实现对用电量的有效预测，进而为油田电力系统的优化设计提供参考；②空间负荷预测。从油田电力系统建设面积、用地类型、容积率、占地面积负荷密度，目标年占地面积、总负荷值、行业负荷值等方面入手，收集相关的数据并进行及时有效的分析，可以实现对电力系统空间负荷的有效预测，促进电力网点合理化设置，促进电力资源的高效化利用；③多指标关联分析。通过大数据技術抓取所需数据的时间一致性切片，实现对GIS，PMS，OMS等多个外部指标得联动分析，实现油田电力系统规划设计的合理性与高效性；④未来时刻断面预测。实现电力设备的数据存储、调取，实现迅速快捷的设备状态以及设备使用历史数据查询。在历史时刻查询以及设备数据质量分析的基础上，自动收集涉及设备状态变化的计划类信息，实现智能化演算，推测出未来某段时期内调度操作历程，最终预测电网在某一时刻的设备断面。

（三）参数化方法

参数化方法包括粒子群优化算法、灰色理论等方法。粒子群优化算法用来最小化模型参数的误差，预测电力系统高峰的负荷。通过采用最小二乘误差法，结合实际情况进行相关参数的计算，最终估计的优化模型参数用来预测油田电力系统的高峰负荷需求。根据负荷预测的结果制定规划和运营模式，以保证电力系统良性运行。灰色理论采用指数模型，结合油田电力系统负荷历史数据建立相关的指数预测函数。灰色系统理论提供了一个有效的工具来处理影响负荷的不确定因素，从中找到规律并建立相应的预测模型，旨在找到灰色差分方程中的最优参数。

参考文献

[1]黄文，王磊.油田电力系统中长期负荷预测方法[J].油气田地面工程，2013，32（2）：61-62.

[2]谢传胜，贾晓希，侯文甜.基于方法组合创新思想的电力系统长期负荷预测[J].水电能源科学，2011（10）：207-209.

油田电力施工项目管理探讨 篇3

关键词：油田电力建设,项目管理,安全

由于油田企业都是大型的企业, 油田的生产活动对电力有着极大的需求, 另外由于油田生产对安全的管控极其严格, 所以也要求其相关的电力施工项目管理工作从各个方面都要做到有效、严格的贯彻落实。文章从安全管理、质量管理、成本管理、人员管理等方面探讨分析了油田电力施工项目管理工作。

1 安全管理是重中之重

安全生产是项目管理中最基本也是最重要的要求。安全管理工作从建立健全的安全规章制度, 到落实于施工生产工作的每一个细节当中。在项目施工的进程当中, 首先要建立专门的安全管理职能机构, 做到分工清楚, 责任明确, 并在整个施工过程当中严格执行、监督、检讨、奖惩。具体有一下几项措施:

(1) 做好安全宣传和教育工作

对进入项目施工场地的人员特别是施工人员进行严格的管控, 对需要进入场地施工的工作人员全面开展安全教育工作, 无论是有经验的职工, 还是没有现场经验的新员工, 都要在安全教育后进行考核, 考核合格以后才能颁发上岗证, 进入项目施工场地进行相关作业。

对外部协同作业队以及临工用工人员进入项目部作业, 更要进行严格的身体检查与资格查验, 并组织系统学习本项目部的安全管理规章制度, 并进行必要的安全施工技能训练, 提高安全作业意识与自我防护意思。

各施工作业应根据自身专业的工程特点与专业性质, 编制出具体的危险源、危险点、危险面与相应的防护措施, 进行备案作为安全交底的内容, 并且在作业场地根据相关标准做出明显易识别的标识, 起到警示作用。

(2) 加强安全监督工作

建立专职的安全监督部门和健全的安全奖惩制度, 并给予充分的权力。安排充足的安监人力进行日常的安全监察工作, 及时通报施工中发现的隐患问题, 跟进相关部门落实处理措施, 明确责任。对项目部每次组织的安全检查及例行检查中查到的问题及存在的事故隐患, 对责任单位要通报批评、责令整改, 同时对相关的专业安全监察职员也要追究其责任, 以此来增强安监人员日常监察工作的力度及责任感。

(3) 严格执行安全交底制度

各施工专业队的班组安全交底、作业指导书以及重大施工方案的交底工作, 相关责任人 (交底人及被交底人) 必须签字备案。每周各专业队开展安全知识的学习活动, 让职工及时了解新的安全规定, 通过对安全事故案例的学习, 使安全责任安全意识深入每个职工的脑海, 从而使项目部的各项安全制度规章能在施工组织过程中得到认真的贯彻落实。

2 质量管理关系企业的市场生存

项目施工的质量关系到企业的市场生存能力, 而电力施工企业对项目的整体质量要求更加严格, 任何一个小部件的疏忽都有可能造成项目系统的停机, 给企业带来经济损失和不良的业界影响。对于电力施工项目的质量要求, 必须在管理上严格控制, 深挖潜力, 特别是项目部的管理工作起着至关重要的作用。

(1) 在项目部开始工作之初, 就要为员工树立明确的质量目标, 并通过宣传、教育等各种手段使职工建立起质量意识, 认识到质量的重要性。项目部也要专门制定出切实可行的质量管理制度, 组织各专业人员编制本工程的施工工艺, 编制施工中易出现的质量问题, 并据此制定相应的措施, 对一些常见质量问题做到事前控制, 使整个施工过程做到规范化和标准化。

(2) 组织好各专业设计图纸的复查工作以及各设备供应厂家图纸的会审工作, 争取将由于设计工作可能引起的缺陷在施工之前消除, 另外要建立规范的材料检验制度, 在施工的第一道关口把好质量关。另外, 对关键工序的质量责任要落实到具体个人。

(3) 施工作业指导书及施工方案要求具体详实、操作性强, 并做好交底工作, 使施工技术人员掌握技术要领、明确质量标准。制定公平可行的质量奖惩制度, 鼓励各部门间展开质量绩优竞争活动, 营造积极的施工氛围。

3 成本管理是企业的市场竞争力的体现

目前, 国内外电力市场的竞争日益激烈, 保证项目工程的安全与质量只是最基本的要求, 为了提高企业的市场竞争力, 各电力企业在确保安全与质量的前提下, 通过规范企业内部管理, 减少工程成本, 提高企业的效益。项目部是企业利润的主要创造者, 是企业成本管理的核心。项目部的成本管理主要可以采取以下几项措施:

(1) 首先要建立以项目经理及各施工队负责人为主干的成本管理体系, 明确目标, 落实责任。实行项目经理对项目资金的管控制度, 避免越权签字。对各专业作业队实行可控费用承包制度, 实行办公、差旅、业务招待等费用的管控制度。

(2) 材料、设备采购应按规定实行招标采购, 防止以公徇私、中饱私囊的现象, 对采购活动进行规范化、透明化管理。对外部作业队承包的工程项目, 首先要认真核定施工图工作量, 再订立合同进行施工, 以免在项目决算中出现虚报谎报现象。

4 人员管理是项目管理工作的内部动力

人员管理工作中, 领导起着关键性的作用。领导的意识到位, 思想统一, 则项目管理工作中的各项措施都能得到有效的落实。作为领导者, 首先要加强自身素质的培养, 不断提高专业素养和管理水平。其次, 项目部领导层要有明确的分工, 确切的责任, 并公诸于众, 使工作人员都能了解, 提高工作效率, 并接受员工的监督。另外, 领导要起到带头模范作用, 勇于承担责任, 并在自己的工作中认真执行项目部的各项规章制度。

企业文化是企业赖以生存和发展的灵魂, 其核心就是价值观, 坚持以人为本, 重视每个员工的利益和价值, 通过营造积极、团结的工作氛围, 激发员工的工作热情和创造潜能, 增强企业的精神面貌。

5 结束语

油田电力施工项目管理工作, 应该根据油田生产和电力施工作业的特点, 在安全、质优、高效的框架内, 制定出适合于该项目工程的管理制度, 并认真的贯彻落实, 同时要充分的调动工作人员的主观能动性, 进一步提高企业的核心竞争力。

参考文献

[1]金学文.浅谈电力施工项目管理[J].新疆电力技术, 2009 (2) 61-62.[1]金学文.浅谈电力施工项目管理[J].新疆电力技术, 2009 (2) 61-62.

[2]杜海军.浅谈油田电力施工项目管理[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (5) 120.[2]杜海军.浅谈油田电力施工项目管理[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (5) 120.

浅析对油田电力施工管理研究 篇4

在项目的管理工作中, 最重要的就是安全管理了。安全是油田工程管理的重中之重, 更是油田电力企业的头等大事, 但是安全管理工作并不是贴贴标语、开开会等就能解决的问题, 而是如何落实以及落实程度的问题。在项目即将要进行的阶段, 就要成立安全管理的组织机构, 并将安全管理工作明确到人, 并且分工明确, 根据所施工的项目特点制定相应的安全管理制度, 并在具体的实行过程中逐步落实内容。具体的安全管理措施有:

(1) 对每一个参与电力工程施工建设的人员进行安全施工方面的教育培训工作, 充分提高其安全方面的意识, 并以此作为考核的依据, 合格后方可发放上岗证, 做到持证上岗。另外要对参与工程建设的外协队以及临时工等进行必要的身体检查和资格审查等, 使其学习各种安全管理规定及进行必要的技能培训, 切实提高其自我防护意识。

(2) 电力施工工程是一个危险系数较高的工种, 所以在进行施工前必须对各专业的施工人员结合其专业特点传授其施工作业过程中的危险点、危险源、危险面以及如何合理防护等内容, 并在施工中树立醒目的标识, 以起到提示的作用。另外, 开展危险点的分析及预控, 并做好关口转移工作, 防患于未然。

(3) 采取一切措施强化落实安全管理工作。比如制定奖惩制度, 并加大日常监督检查的力度, 对各种隐患要做到及时发现并及时处理;为增强安检人员的责任心, 可以进行必要的奖惩制度, 比如在每月的安全管理工作总结时, 奖励安全工作较尽责者, 而惩罚安全管理工作落实较差的。

(4) 在施工过程中加强对各种安全工器具、起重工器具的检查、维护及保养工作, 并定期进行安全预防试验, 以便及时、有效地控制设备等的不安全状态。

(5) 加强施工现场的安全监督工作、杜绝安全管理漏洞。

2 对油田电力施工工程的质量管理

质量是一个工程的核心所在, 是反映一个工程是否成功的标志, 在油田的电力施工建设中更应该进行严格的质量管理, 以确保油田开采开发作业的顺利进行。

(1) 油田电力项目施工过程中应该建立质量管理体系, 以便进行全面的质量管理。以全员参与的方式在电力施工的整个过程实行全面的质量管理, 这需要由管理体系的最高领导者以及中高层领导者带领全体施工人员逐项落实各项质量管理制度, 并组织实施公司的质量方针、目标、计划以及所实施项目工程的质量目标和措施等。

(2) 做好电力施工中的质量检查、监督、验收及质量评定工作, 及时协调解决并纠正各种违规行为和质量问题, 并根据事故后果的严重程度进行停工或其他的处理措施。

(3) 在电力工程的施工阶段严格把好施工材料的质量关, 尽量选用质量较好及信誉较好的厂家的产品。

(4) 施工技术负责人必须具备较强的专业能力及高度的责任心, 及时进行施工优化改进, 并采取各种措施加快施工进度及节省成本等。

(5) 在施工过程中的所有工序均需按照相关的作业标准并严格执行各项操作规程进行作业。在施工过程中严格按照《中国石油天然气集团公司HSE18项管理规范》进行作业, 在保证施工安全的同时严把质量关, 即全面确保电力施工的安全进行, 以及做好施工质量的创优工作。

(6) 做好施工结束后工程的验收与维护质量管理。包括对所结束工程进行专业的评定和评估, 积极发现施工中存在的缺陷和不足, 并提出合理及正确的改进意见及措施, 以便施工单位进行整改, 最后确保工程的各项工作均符合验收标准。

3 运用HSE理论进行油田电力施工的管理

3.1 HSE管理中的风险控制

(1) 风险的控制与消减。在进行电力工程的施工作业前, 对于所要进行的危险性大、易于出事故的作业项目进行危害识别及风险评价, 由项目负责人组织HSE管理人员及施工技术人员根据与施工过程中有关的影响因素及其风险程度等, 制定出风险控制措施, 并由作业人员依据方案进行落实;对施工现场的安全工作进行充分的了解及认识, 有效识别现场存在或潜在的风险及其性质, 并采取积极的纠正措施, 以减少施工过程中障碍的发生。

(2) 建立应急管理制度, 并制定应急预案。因为油田电力施工现场是一个由多种工种共同作业的群体, 所以健全施工现场的应急预案管理体制是施工安全的基础和保障。事故发生时立即启动小组进行应急预案, 并根据预案中的工作流程进行救援工作, 救援结束后对事故的原因进行详细的分析并找出事故根源, 以及制定相应的应急措施, 以防止此类事故的再次发生。

3.2 HSE培训教育

利用HSE中的安全教育培训理论, 对新、老员工进行安全培训。包括:

(1) 日常陪训。对各位参与油田电力施工建设的人员进行HSE管理体系的基础知识、各小组《HSE作业计划指导书》、操作规程以及相关法律法规的教育培训, 以提高全体人员的安全意识。

(2) 特殊岗位培训, 即特殊岗位人员上岗前必须经过系统的理论学习及技能培训, 并经过考试合格, 取得特种作业人员操作证以后, 方可进行独立上岗。

(3) 转岗、换岗培训。对转岗、换岗人员进行相应的HSE培训, 经考试合格后方可上岗。

4 总结

为了切实提高油田电力施工企业的管理水平, 在施工过程中除了严格执行各种企业标准和规范, 还要积极培养具备高素质的施工管理人才, 并做好后勤保障工作, 以保障工程材料、设备及仪器的质量, 并需要参与电力施工的各单位之间相互协作、相互配合、相互监督及共同努力, 以保证工程的安全、顺利进行。

油田电力工程的施工管理是一门科学, 需要电力建设部门不断地探索管理的新思路, 以及积极寻找更为先进的科学管理措施与技术, 同时适当地借鉴国内外先进的管理经验, 来保证电力施工项目的顺利进行, 使企业在竞争激烈的电建市场中得到较好的生存与发展。

摘要：油田电力工程的施工管理具有资金密集、技术密集、资源密集及交叉施工等特点, 同时还要受到工程设计等外部因素的应用影响, 所以如何对电力施工工程项目进行管理, 是油田电力企业的头等大事。本文从安全、质量及HSE管理三个主要方面对油田电力施工工程的管理进行了阐述。

关键词：油田,电力施工,管理,安全,质量,HSE

参考文献

[1]何刚.电力工程施工现场安全管理与质量控制[J].城市建设理论研究, 2011, (29)

[2]杜海军.浅谈油田电力施工项目管理[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, (5)

[3]刘玉明.油田电力工程程序化施工管理过程[J].科技与企业, 2012, (16)

[4]袁超.电力生产中的HSE管理[J].管理科学, 2010, (18)

大港油田电力系统设备状态检修 篇5

大港油田电力公司负责整个大港油区生产和生活的电力供给, 供电范围已涵盖大港油田所有生产、生活区域, 拥有变电站41座 (其中110kV变电站8座, 35kV变电站26座, 无人值守变电站7座) , 供电线路117条共计1 013km, 年供电量近14亿kW·h。目前设备的检修还是实行的巡视检查中缺陷处理和定期检修的传统方式。

1 传统检修方式存在的问题

从运行40年来, 传统的检修方式越来越无法满足油田电力设备检修工作的需要, 设备检修给设备的日常管理带来了极大的考验。

1.1 传统检修方式无法满足电力稳定供应的需要

近几年来, 大港油田生产、生活对电力系统的稳定性要求越来越高, 在油田提出的“保电就是保安全、保油气”的口号下, 传统的定期检修不但直接影响各采油厂油井产量, 造成油井减产, 也影响着电力公司的供电量, 减少了电力公司的供电收入, 因此油田生产用电检修, 特别是产油区的停电检修是非常困难的。以大港油田采油三厂小集35kV变电站为例, 变压器自1992年7月投产以来, 由于负荷重, 无法停电, 已连续运行20年没有进行过变压器大修, 变压器的运行状况令人担忧, 因此传统的周期检修方式无法满足油区稳定电力供应的需要。

1.2 随着变电站的增加, 检修工作量越来越大

油区经过40多年的建设, 变电站的数量越来越多, 从建厂初期的十几座变电站, 逐渐发展到41座变电站, 检修工作量大大增加, 在检修人员没有增加的情况下, 劳动强度越来越大, 而且为了完成每年的检修任务, 检修质量也没有得到保证。同时, 每年例行的检修也大大增加了变电站值班人员操作量, 增加了误操作的几率, 加大了设备的磨损。

1.3 传统的检修方式设备的缺陷率不能保证检修效果

根据相关数据统计, 断路器、变压器的预试缺陷检出率在1%~2%左右, 供电设备的例行检修并不能完全发现供电设备的缺陷, 即使对供电设备开展过检修后, 供电设备也会发生故障, 以大港油田新世纪110kV变电站近几年变压器相关数据统计为例, 虽然新世纪110kV变电站的2台变压器做了定期检修, 但是2007年检修后仅仅3个月就开始处理阀门渗油的缺陷。2008年2#主变检修2个半月后就停电处理高压套管末屏放电的缺陷。2011年1#主变检修后5个月处理散热片渗油缺陷, 现行的变压器定期检修具有检修局限性, 并不能保证在例行检修后, 设备在一定周期内的完好性。

而在当前, 国家电网公司正在积极推进设备状态检修工作, 2010年, 国网公司组织编制了输变电设备状态检修试验规程。设备状态检修, 在部分电网公司得到了成功的应用, 因此大港油田电力系统设备, 应该转变传统的周期检修方式, 实行设备状态检修, 满足油田电力系统检修需要。

2 大港油田设备实行状态检修的思路及主要措施

2.1 分阶段、分专业推行设备的状态检修

目前供电设备的状态检修主要分为高压断路器、变压器、输电线路、继电保护、综合自动化、电力电缆共计6个专业, 大港油田状态检修按照“先一次设备, 后二次设备, 先新设备, 后旧设备”的原则, 逐步推行设备的状态检修, 通过一定时期的摸索, 总结, 再逐渐推广到专业的全部设备, 直至供电系统的全部设备。应先在变压器、输电线路两个专业的推行状态检修工作。

以电力变压器为例, 目前油田有110kV变压器16台;35kV变压器58台, 共计74台, 运行情况如下:

变压器的运行寿命大约为30年, 从上表可以看出, 大港油田变压器的绝大部分都是在5年~20年之间, 根据设备缺陷的“浴盆”理论, 设备的整体的投运时间还是比较短的, 可以先从变压器入手, 组织开展设备的状态检修工作。

2.2 加强设备信息的收集, 实行设备的全过程管理

电力设备的管理是从设备的选型、采购、安装验收、运行、检修直至设备报废的全过程管理。设备的选型阶段确定设备的基本性能参数;设备的安装验收阶段, 应注意设备的安装质量, 实现设备运行初始状态的完好, 并保留好设备的出厂实验数据等信息;运行阶段应注意监控设备的运行状态信息;检修阶段应注重检修试验数据的对比;总而言之, 在设备的不同阶段, 随时注意设备信息的收集工作, 为实行设备的状态检修打下坚实的数据基础。

2.3 注重状态检修设备的评估工作

设备的评估工作是设备实行状态检修的基础, 技术人员应该对照国家电网公司发布的《输变电设备状态评价导则》, 根据目前现有设备的实际情况, 对准备开展状态检修的设备进行状态评估, 对设备按照正常状态、注意状态、异常状态和严重状态进行划分, 针对不同的设备状态, 采取不同的检修方式。

2.4 编制设备的状态检修导则

设备的状态检修, 并不是简单的延长设备的检修周期, 也有可能是缩短设备的检修周期, 因此, 应该根据设备的评估状态确定设备的检修周期。大港油田设备状态检修工作, 可以参照其他电力公司的标准, 结合自身设备实际, 编制符合油田电力设备状况的检修标准。对于初始状态良好且运行稳定的设备, 延长设备的检修周期;对于少数设备状态较差的设备, 缩短设备的检修周期, 对于已经存在明显设备缺陷的设备实行专项治理, 这样才能保证电力设备的平稳运行。

2.5 应用新的技术辅助开展设备状态检修

在线监测装置是设备开展状态检修的手段之一, 对于新建的变电站, 可以在设计阶段就考虑安装变压器油气体检测、变压器局放、铁心接地等在线监控装置, 对于已建变电站可以在大修或改造等阶段进行购置更新。通过在线监控装置, 技术人员可以随时监控设备的运行状态, 为合理确定设备的检修周期提供依据。

2.6 加强设备检修人员的培训, 提高设备检修的质量

电力设备的检修质量是设备状态检修的基础, 应该加强对设备检修人员的技术培训, 提升设备检修的质量, 保证设备的检修效果, 真正做到“应修必修, 修必修好”的检修目标。

2.7 开展状态检修设备后评估工作

对于实行设备状态检修后的设备, 也要注重状态检修后评价工作, 按照《输变电设备状态检修绩效评估标准》, 对开展状态检修工作进行评估, 随时修正状态检修中存在的问题。

3 结论

设备的状态检修管理是一项复杂的系统工程, 对设备管理人员、技术人员、检修人员提出了新的要求和挑战, 同时设备状态检修也是电力设备检修的发展方向, 因此作为设备的管理人员, 应通过设备状态检修提升设备的管理水平, 保障电力设备的稳定运行。

参考文献

[1]刘景贵.浅析油田电力系统技术改造与应用[J].中国新技术新产品, 2009 (16) :118.

[2]金升益, 许进, 叶进.浅谈提高电力系统设备状态检修的新思路[J].硅谷, 2009 (16) :160.

油田采油中的低压电力线路问题探讨 篇6

从大量的油井生产资料和现场调查来看,大部分油井采油生产应用的电力设施安装布局不科学,不同程度地存在设备老化和引进高新技术不足的状况。形成这种设备与生产需要相对滞后的原因很多,就其主要原因如下:

(1)管理滞后。在生产过程中,从业人员普遍认为,只要线路通,能供电就行,没有科学管理的意识,对生产动力需求的电线和控制设备的型号、标准等,没有严格的设计方案和数据信息,电力设施施工资料不全,科学管理依据严重缺失。

(2)缺乏制度。很多企业没有电力设施管理制度,面对安全生产管理部门开展的安全生产隐患排查和专项治理的整改意见,采取敷衍塞责,阳奉阴违的手段,只是象征地悬挂制度,即不成立管理机构,也不明确相关责任,电力设备中的线路乱拉乱扯,东拼西凑现象非常严重。接触不良、摩擦打火事件随时发生。

(3)标准太低。由于目前油井生产需用的低压电力设施,不是电力部门施工安装的,都是采油企业组织人员施工安装,线路接头与连接控制设施的规划设计,欠缺科学性,盲目施工的较多,技术标准和管理水平很低,因此,线路设备长时间的工作使用,不同程度地存在隐患多,难排查的状况。

(4)超期使用。各级不同的安全生产管理部门进行专项检查的报告数据信息显示,多数油井生产过程应用的低压电力设备陈旧老化,破损严重,漏电、断电时有发生。

(5)更新缓慢。随着采油生产设备的自动化、信息化转型升级改造,新型机电设备的应用越来越度多,但是,供电线路和开关控制、继电器、仪表等更新缓慢,超期服役的电缆、电线、开关和仪表到处可见。从而导致电力设备耗能高、效率低、多故障和超负荷的现象,比较突出。

2 优化电力设备管理提高生产效率和安全生产水平的技术措施

(1)进行低压电网改造,提高设备工作效能。根据油井采油生产设备的转型升级和引进先进工艺的需求,结合供电企业实施的低压电网改造计划,主要开展七方面的工作。一是缩短低压线路。针对距离变压器较远的油井,采油企业结合供电公司施工企业,做好变压器挪移工作,通过增加高压线路的供电距离,缩短低压供电线路的距离,降低线损,提高电能利用率。二是设置油井供电专线。彻底解决低压线路的乱拉乱扯现象,实行一井一线,供电专用,减少不必要的线路接头、混使乱用造成的超负荷运转,导致线路老化较快,隐患较多的状况。三是改用地埋电缆。对于变压器无法近移的油井,原来采取长距离电缆供电的状况,改为架空导线,最大限度的缩短电缆长度,采用短距离地埋电缆供电技术。四是供电线路分杆架设,杜绝共用。对过去一直沿用的高压线、低压线共杆状况,进行彻底改善,对低压供电线路,统一实行专用电杆架设线路,减少供电运行过程中的电磁干扰。五是强化管理。在生产期间,加大供电线路的维护和检修力度,实施日巡查制度,及早排除各种隐患,降低恶劣天气等造成停电事故发生的机率。六是强化监控,确保运行。增加投入,引进自动化追踪检测技术设备,对维修过的故障线路部位和用点高峰期的线路,重点实施监控,做到防患于未然,避免突发事件造成停电。七是实施电网无功补偿新技术,合理调整和监控供电线路的功率因数,优化供电设备的有效组合,保证高效利用。

(2)实施生产电气设备改造,提高节能设备的利用率。一是石油企业要一井一策,针对不同的供电动力需求状况,制定科学的、切实可行的电力设施安装施工方案,实施科学安装工程,建立电力设施有效利用的运行机制,加大监测和维护力度,优化设备的配置结构,增强防范和化解突发事故能力。二是增加投入,引进节能电力设备。针对生产实际需求,有效配置电力设备,使变压器、电机、导线和开关控制装置做到有机的组合,最大限度地减少无用功;加大对节能设备的投入,全面引进节能变压器和机电设备,实现降耗节能的要求。三是改善油井采油生产应用电能的工艺。以引进先进的生产工艺为切入点,优化用电作业方式,提高电能利用率。四是淘汰落后产能。及时对落后陈旧的电力设施进行更换,杜绝高耗能、有污染的电力设备继续使用。五是利用先进的供电管控新技术,优化电容补偿,增大容量,实现降耗节能。

3 结语

制定有效的措施,不断强化对供电系统的管理,才能确保采油生产过程中用电稳定,作业顺利,安全生产,因此,采油企业要针对不同油井的实际生产状况,强化供电设施的优化管理。

参考文献

[1]侯兴彪.油田采油中的低压电力线路问题探讨[J].硅谷,2014,20:163+162.

[2]常亮.油田采油关于低压电力线路问题研究[J].科技与企业,2016,07:212.

[3]许爱军.孤东油田采油低压电力线路问题和对策研究[J].内江科技,2011,02:54.

油田电力网络 篇7

关键词：变压器10/0.4kV电力变压器,选择原则,电压下降

一、变压器的类型

1. 按相数分类

(1) 单相变压器—用于单相负荷和三相变压器组;

(2) 三相变压器—用于三相系统的升压、降压。

2. 按绝缘介质分类

(1) 干式变压器—依靠空气对流进行冷却;

(2) 油浸式变压器—依靠油作冷却介质。如油浸自冷、油浸风冷、油浸水冷、强迫油循环等。

3. 按用途分类

(1) 电力变压器—用于输配电系统的升压、降压;

(2) 仪用变压器—用于测量仪表及继电保护, 如电压互感器、电流互感器;

(3) 试验变压器—能产生高压, 对电气设备进行高压试验;

(4) 特种变压器—如电炉变压器、整流变压器等。

4. 按绕组形式分类

(1) 双绕组变压器—用于连接电力系统中的两个电压等级;

(2) 三绕组变压器—用于电力系统区域变电站中, 连接三个电压等级;

(3) 自耦变压器—用于连接不同电压的电力系统。也可作为普通的升压或降压后变压器用。

二、电力变压器的特点及应用

干式电力变压器的绝缘介质是树脂或者纸和绝缘漆, 冷却方式自冷和风冷。它的优点是免维护、较轻便、抗冲击、搬运方便等, 缺点是容量受限制、过载能力低、造价高。一般多安装于室内, 与低压配电柜同室布置, 多用于宾馆、办公楼、高层建筑等室内场所。

油浸式电力变压器的绝缘介质是变压器油, 冷却方式有自冷、风冷、强迫油循环冷却。它的优点是冷却效果好、容量适用范围广、过载能力高、运行稳定性高、价格便宜等, 缺点是不易搬运。一般多安装于单独的变压器室内或者户外。

油田地面建设工程中, 多采用油浸式电力变压器, 型号多为S11-M型, 该型号为全密封油浸式电力变压器, 即从外观上来看, 没有传统变压器上的油枕, 该型号的变压器以其可靠性高、使用寿命长、运行维护简单得到越来越广泛的应用。

油田地面建设工程中, 双绕组油浸式电力变压器的电压等级主要有10/0.4k V、35/10 (6) k V、110/35k V等。本文章重点介绍油田地面建设中站场内10/0.4k V油浸式电力变压器的选择。

三、10 (6) k V电力变压器的选择原则

1. 电力变压器的台数选择

电力变压器的安装台数应根据负荷特点和经济运行进行选择, 当符合下列条件之一时, 宜装设两台及以上变压器:

() 有大量一级或二级负荷;

(2) 季节性负荷变化较大;

(3) 集中负荷较大。

根据以上选择原则:油田站场内一级用电负荷采用双电源供电, 选择安装两台变压器;二级用电负荷采用双回路供电, 选择安装两台变压器;三级用电负荷采用单电源供电, 选择安装一台变压器。

华北油田的站场类型主要分为几下几种:联合站 (又称油气集中处理站) 、原油接转站、污水处理站、注水站、计量站、污水提升站等。另外, 常见的还有机械采油井。

2. 电力变压器的容量选择

电力变压器的容量应依据以下原则进行选择:

(1) 变压器容量应根据计算负荷选择。计算负荷的计算一般采用需要系数法。

(2) 根据负荷计算的结果, 选择单台变压器时, 单台变压器的负荷率一般为60%-85%。

(3) 根据负荷计算的结果, 选择两台变压器时, 单台变压器的负荷率一般为55%-70%, 对于一、二级负荷比例较大的变压器可为50%。

(4) 具有消防泵用电负荷的站场, 应按以下方法分别计算站场内的计算负荷, 取其大值核算变压器容量:

(1) 除消防泵外的最大计算负荷与最大一台消防泵的计算负荷之和。

(2) 消防设施的计算负荷与该站场内的一级用电负荷之和。

(5) 确定抽油机井变压器的配置方案时, 应根据井距及抽油机电动机容量, 经技术经济比较, 选择变压器, 抽油机井变压器平均负荷率不低于30%。

3. 校验电动机起动时母线压降

(1) 校验原则

电动机起动时, 配电母线上的电压应符合下列要求:

(1) 在一般情况下, 电动机频繁起动时不应低于系统标称电压的90%;电动机不频繁起动时, 不宜低于标称电压的85%。

(2) 配电母线上未接照明负荷或其他对电压下降敏感的负荷且电动机不频繁起动时, 不应低于标称电压的80%。

(3) 配电母线上未接其他用电设备时, 可按保证电动机起动转矩的条件决定;对于低于电动机, 还应保证接触器线圈的电压不低于释放电压。

我们日常设计中, 多为上述的第⑴种情况, 且电动机多为不频繁起动电机, 因此, 应按照电动机起动时, 不低于标称电压的85%去校验母线压降。

(2) 校验原则

电动机起动时电压下降的计算主要有以下两种情况:一种是由无限大电源容量的系统供电 (即系统电压供电) , 另一种是由有限电源容量的系统供电 (即发电机供电) 。以下重点介绍由无限大电源容量的系统供电的压降校验方法。

众所周知, 电动机的常用起动方式为全压起动、软启动器起动以及变频起动。电动机全压起动时, 起动电流为电动机额定电流的5-7倍;软启动器起动时, 起动电流为电动机额定电流的2~5倍;变频起动时, 起动电流等于电动机的额定电流。

参考文献

[1]《工业与民用配电设计手册》 (第三版) .

[2]《油气田变配电设计规范》 (SY/T0033-2009) .

[3]《油田注水工程设计规范》 (GB50391-2006) .

[4]《油田采出水处理设计规范》 (GB50428-2007) .

油田电力网络 篇8

1 降耗改造的理论依据

GB/T6451—2008《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》中的性能参数为S9系列。其主要特点如下:

1) 在高压绕组端部加装角环, 线圈高度增加25 mm左右。

2) 高、低压线圈之间的绝缘, 由原来的厚纸筒大油隙设计理论, 改为薄纸筒小油隙、小体积分割设计理论。高、低压线圈之间的绝缘距离减小了9 mm左右。

3) 将线圈的横向油道改为纵向油道, 减小了油流流动阻力, 提高了散热效率。

以上3个特点提高了铁芯窗口的填充系数, 大大降低了原材料消耗和变压器自身损耗, 也节约了变压器的制造成本和运行成本。可见S9系列充分体现了节能型产品既“节能”又“节材”的双重内涵, 是变压器发展历程中的又一次大变革。

改进前后的35 k V变压器主绝缘结构见图1、图2。

35 kV电力变压器降耗改造, 主要对线圈部分重新设计制作, 保留变压器原有铁芯、油箱等部分, 并对部分钢结构件进行改进以加强机械强度和稳固性, 使高能耗变压器的主要性能指标 (空载损耗、负载损耗和阻抗电压) 达到低能耗变压器的指标要求[3]。

据文献公式[4]得出:当铁芯利旧, 材质不变、结构尺寸不变的情况下, 降低空载损耗, 即降低铁芯柱工作磁密, 必须增加变压器线圈额定匝数, 空载损耗降低幅度越大, 匝数增加越多。

另外, 变压器负载损耗与线圈额定匝数成正比, 与铜导线面积成反比;匝数越多, 铜导线面积越小, 负载损耗越高。因此, 虽然匝数增多会降低空载损耗, 但同时也将提高负载损耗, 必须依靠增大线圈导线截面积来控制负载损耗的提高。线圈导线截面积增加形成的线圈半径增大必然会增加漏磁。

由阻抗电压电抗分量公式[4]得出:阻抗电压电抗分量与线圈匝数的平方成正比, 与漏磁成正比, 与线圈电抗高度成反比。线圈匝数增加越多, 漏磁 (主绝缘距离漏磁空道等幅向尺寸) 越大, 电抗高度增加越少, 阻抗电压电抗分量增长越快。

综合上述理论分析可知, 变压器的主要性能指标, 即空载损耗、负载损耗和阻抗电压与线圈匝数、线圈高度、主绝缘距离等变量相关, 然而这些变量的作用结果往往是相互矛盾的, 比如匝数增加会降低空载损耗, 但同时也将增大负载损耗和阻抗电压。因此, 降耗设计中增加匝数的同时, 必须合理地增加轴向线圈高度、缩小幅向线圈半径, 提高现有铁芯窗口空间的利用率, 使诸多变量处在某一平衡点, 才能保证空载损耗、负载损耗和阻抗电压同时达到S9、S10、S11系列技术指标的要求。

电磁设计的过程就是对应S9、S10、S11系列技术指标要求, 寻找各变量最佳作用平衡点的过程。S9型35 k V电力变压器主绝缘结构和纵向油路连续式线圈技术提高了电抗高度, 缩小了绝缘距离, 增加了铁芯窗口的利用率, 为高耗变压器改成低耗变压器提供了合理增加线圈匝数所必需的绕制空间。在满足空载损耗的同时, 负载损耗和阻抗电压也同时达到S9、S10、S11系列标准要求。

由于S10、S11系列还没有成型的国家标准值, 现以行业标准JB/T 3837《变压器类产品型号编制方法》及2009年发布的《变压器类产品型号注册管理办法》 (试行) 为基本技术依据, 执行该标准中的性能水平要求 (表1) 。

2 降耗改造

优先考虑既升容又节能的改造形式, 受变压器原有条件限制, 不能升容的, 努力改成S11型或S10型, 条件最差的也要改成S9型, 使电网运行的变压器节能水平总体上有较大幅度的提升。

将变压器从变电所运回主变, 检前试验, 然后放油、解体, 包括对变压器器身解体:断开引线;拆除上夹件;拆除上轭铁;拆除上压板及端绝缘;拆除高压线圈;拆除低压线圈。

下面是操作要点:

1) 铁芯结构不变, 铁芯端面涂固化绝缘7110, 起到固化和降噪的作用。

2) 高、低压绕组均为新型连续式。内绕组绕制在硬纸筒上, 铁芯与低压绕组之间采用新的撑紧方式, 形成实体硬固定结构, 提高内绕组稳定性, 防止失稳变形;高压绕组上、下端部线饼使用成型角环, 同时内、外绕组采用新的薄绝缘、小油隙结构, 提高铁芯窗口的填充系数, 降低材料消耗。

3) 高、低压绕组中设置有轴向油道, 有利于散热, 可降低铜油温差。

3 改造效果分析

根据年耗电成本公式及相关的性能指标分别对改造前后产品的年运行成本进行了计算:

◇升容量改造后S9型耗电费用平均降低6.9% (3.95元/k VA) ;

◇同容量改造后S11型耗电费用平均降低12.3% (7.1元/k VA) ;

◇同容量改造后S10型耗电费用平均降低9.9% (5.2元/k VA) ;

◇同容量改造后S9型耗电费用平均降低7.4% (4.2元/k VA) 。

同容量的1台8 000 k VA主变进行分析, 1台S9型升容降耗改造变压器可以降低年运行成本31 600元;同容量改造后S11型降低年运行成本56 800元;同容量改造后S10型降低年运行成本41 600元;同容量改造后S9型降低年运行成本33 600元。

经黑龙江省权威试验中心审定, 改造后的变压器降耗达14.75%。

4 改造效果验证

改造后总体指标达到GB1090.1~2—1999、GB1094.3~5—2003《电力变压器》的要求, S9型性能指标达到国家标准GB/T6451—2008的规定, S10型、S11型达到行业标准JB/T 3837《变压器类产品型号编制方法》及2009年发布的《变压器类产品型号注册管理办法》 (试行) 的规定。

通过对变压器试验测试的方法来进行指标验证, 试验项目按变压器出厂项目要求进行, 包括空载、短路、工频耐压、感应耐压、绝缘、变比、油化验等。

由于变压器出厂试验项目对电源容量、质量和试验设备有很多特殊要求, 如短路试验必须由大容量电源支持, 感应耐压[5]试验必须有大容量100~200 Hz中频发电机组支持, 因此, 出厂试验不能采取现场测试的方法, 必须在专业制造厂进行。

5 结论

1) 主变性能指标大幅度提高, 每年可节约上千万的电费。

2) 用材少, 初期投入小, 且使用寿命等同于全新的变压器。

3) 改造后的变压器运行可靠性提高, 噪音低, 谐波含量少, 进一步提升了油田电网的供电质量。

摘要：针对目前油田在用的294台高耗能变压器数量多、型号杂的情况, 分析了35 kV油浸电力变压器的绝缘结构和技术性能指标, 依据高耗能变压器性能数据, 提出了节能技术改造方案, 即通过增加变压器绕组匝数和绕组线径达到降耗的目的。变压器降耗改造的结果分析表明, 主变性能指标大幅度提高, 每年可节约上千万的电费;改造后的变压器运行可靠性提高, 提升了油田电网的供电质量。

关键词：35,kV级变压器,高耗能,节能改造,经济效益分析,改进方案

参考文献

[1]GB1097.3-电力变压器 (第3部分) :绝缘水平.绝缘试验和外绝缘空气间隙[M].北京:中国标准出版社, 2003.

[2]《变压器装配工艺》编委会.变压器装配工艺[M].2版.北京:机械工业出版社, 2009.

[3]王炬, 李云阁, 曹晓珑.变压器倍频感应加压的电压测量研究[J].电工技术学报, 2004, 19 (11) :56-60.

[4]谢毓城.电力变压器手册[M].北京:机械工业出版社, 2003.