張春來，劉法杰，郭瑞，張延輝，張守秀，張奇

（中國石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營 257000）

勝利采油廠管理三區(qū)目前開油水井594口，年產(chǎn)量33.31萬噸，綜合含水96.8%。進入特高含水開發(fā)期后電能消耗在操作成本中所占的比重非常突出，電費成本占總操作成本的53.3%，因此，降低電能消耗、減少電費支出非常必要。

油井生產(chǎn)用電通常是經(jīng)過變電所出口端電表，通過10 kV高壓線路輸送到各油井，經(jīng)變壓器降壓至380 V或660 V，再由控制柜輸送至油井電動機。變電所出口電表以后的所有能耗均為線路電量，主要包括企業(yè)內(nèi)部、外部耗電和線損。目前，勝利采油廠管理三區(qū)管轄10 kV配電線路11條，分布在3座變電所，變壓器326臺，總?cè)萘?9 385 kVA，裝機容量24 595 kW；外部變壓器59臺，總?cè)萘?5 780 kVA。線路日平均總耗電為20.23萬 kW·h，其中內(nèi)部15.41萬 kW·h，外部3.78萬 kW·h，線損1.04萬 kW·h，線損率為5.15%，線路平均功率因數(shù)0.78。11條線路線損情況見表1。

1 10 kV線路損耗因素分析

從物理意義上講，線損是指電流在流經(jīng)導(dǎo)線、變壓器、電纜及配電元器件上發(fā)熱而造成的電能損耗，是無效損耗。線損很難直接測取，在實際工作中用倒推法，即通過測取各終端負(fù)載（用電設(shè)備）耗電量被變電所出口電量相減所得。

電纜及控制設(shè)備的線損在總的線損中所占比例很少，可以忽略，因此重點對高壓導(dǎo)線、變壓器和負(fù)載進行分析。

1）高壓導(dǎo)線損耗分析

當(dāng)電流在導(dǎo)線上流過時，電能的一部分將損耗在導(dǎo)線上。導(dǎo)線上線損公式[1]：

式中：I實測電流，A；L 線路長度，m；R導(dǎo)線電阻，Ω；ρ導(dǎo)線電阻率，鋁線ρ為0.031 Ω·mm2/m；S導(dǎo)線橫截面積，mm2。

經(jīng)過現(xiàn)場實測與查閱有關(guān)手冊，以中南線為例計算線損為27.4 kW，導(dǎo)線日損耗658.4 kW·h。

線損與導(dǎo)線長度成正比，導(dǎo)線越長，線損越大，因此縮短供電半徑減少導(dǎo)線長度可減少線損。

增加導(dǎo)線的橫截面積，可減少線損，但要多耗費金屬材料，增大輸電線的重量。因此增大導(dǎo)線橫截面積減少線損不現(xiàn)實。

導(dǎo)線的損耗與電流的平方成正比，降低導(dǎo)線運行電流可減少線損。因此電流是影響線損的主要因素。

2）變壓器能耗分析

變壓器的能耗有三部分，銅損、鐵損和其他附加損耗，能耗大小和變壓器的容量成正比。

中南線共有變壓器34臺，變壓器的能耗主要是鐵耗和銅耗，由《變壓器能耗查詢表》可計算中南東線的變損，詳見表2。

中南線變壓器中50 kVA 23臺、80 kVA 3臺、160 kVA 5臺、100 kVA、125 kVA、500 kVA各1臺。合計日變損1 060 kW·h。

根據(jù)變壓器效率曲線（見圖1）和變損查詢表可知變壓器的最佳運行點一般在容量的50%～60%，所以從節(jié)能的角度看，實際運行功率最好在變壓器有效功率的1/2～2/3之間。但在實際中，還要考慮容量費（每千伏安每月容量占用費28元）。長期閑置或停用的變壓器要進行回收，以減少變壓器損耗和容量費用。

表1 線路線損統(tǒng)計

表2 變壓器能耗查詢表

圖1 變壓器效率曲線

3）負(fù)載能耗分析

負(fù)載是供電的終端設(shè)備，分為內(nèi)部負(fù)載和外部負(fù)載，外部負(fù)載裝有電表計量，內(nèi)部負(fù)載油井也安裝電表，未安裝的使用電能測試儀測取電量。終端負(fù)載雖對線損不直接產(chǎn)生影響，但可以通過提高負(fù)載的系統(tǒng)效率、降低運行電流而間接影響線損。油井的系統(tǒng)效率是指井下的液體被舉升到地面的有效功與輸入的電能之比，用公式表示為：

式中：η系統(tǒng)效率，%；η地地面效率，%；η井井下效率，%；N光光桿功率，kW；N電實測功率，kW；N舉油井一定時間內(nèi)將一定量的液體提升到一定距離所耗電能的舉升水力功率，kW；Q液油井實際產(chǎn)液量，t/d；h動油井動液面深度，m；P回井口回壓，MPa。

油井系統(tǒng)效率分為地面效率和井下效率，地面效率是指電流經(jīng)過電機、抽油機把電能傳遞給光桿能量的多少。井下效率是指光桿的能量轉(zhuǎn)化為舉升井液的能量的多少。各部分的效率在理想狀態(tài)下見表3。

經(jīng)實測中南線上28口油井平均系統(tǒng)效率見表4。

表3 抽油機井地面和地下系統(tǒng)效率測試

表4 油井平均系統(tǒng)效率測試

經(jīng)計量得出中南線線損：

線損電量＝變電所出口電量－內(nèi)部負(fù)載電量－外部電量＝3.496 7－2.494 5－0.823 1＝1 791（kW·h）

經(jīng)理論計算：

線損電量＝線損電量＋變損電量＝658.4＋1 060＝1 718.4（kW·h）

計量電量損耗與計算電量損耗的差值為72.6 kW·h。

針對線路損耗存在的差值，對線路上所有用電設(shè)備進行逐一排查，查出在茶坡養(yǎng)殖小區(qū)處有一私接電，及時進行了清理，保證了電能的節(jié)約。

2 10 kV線路線損治理對策

通過上述分析可以發(fā)現(xiàn)，影響線損的因素中既有技術(shù)因素，也有管理因素。因此在制定降低線損的對策時，分別從技術(shù)和管理兩方面考慮。

2.1 技術(shù)治理對策

1）縮短供電半徑，減少導(dǎo)線長度

改長線路為短線路，調(diào)整線路油井負(fù)荷。對巴東線由勝一變供電改為坨五變供電，線路長度由5.28 km縮短為3.96 km，該線路改造前后，總負(fù)荷沒有發(fā)生改變，但供電半徑縮短1.32 km，線損降低26 kW·h，線損率由原來的3%下降為目前的2%。

2）安裝無功補償裝置，提高線路功率因數(shù)，降低線路電流

2016年8月中南線等10條線路上安裝了線路無功補償電容，平均功率因數(shù)由安裝前的0.78上升為0.95，平均運行電流由安裝前的85 A下降到74 A，平均線損下降0.3%。另外，通過對37口單井實施就地補償，均收到了較好的效果。

3）合理匹配變壓器，優(yōu)選節(jié)能產(chǎn)品

合理配置變壓器容量，盡量使變壓器在最佳負(fù)載狀態(tài)下運行，并盡量選用節(jié)能型變壓器。自2015年開始，對全區(qū)油井變壓器進行摸底調(diào)查，通過測試和實驗摸索變壓器與電機的匹配模式。經(jīng)過幾年來的實踐，在現(xiàn)有變壓器和電機的型號基礎(chǔ)上，摸索出了變壓器與電機的匹配模式，見表5。

到目前為止，已實施電機減容75臺次，累計減容1 650 kVA，年降低變壓器損耗6.04萬 kW·h。

其次是空載變壓器及時回收，近兩年來共回收變壓器56臺次，減少容量2 800 kVA。

4）采取綜合措施提高油井系統(tǒng)效率

由于影響油井系統(tǒng)效率的因素很多，僅靠單一技術(shù)不能取得較好的效果，必須采取綜合措施。

①優(yōu)選機型與拖動設(shè)備，合理匹配抽吸參數(shù)，推廣節(jié)能控制柜，提高地面系統(tǒng)效率

近幾年來，在成本非常緊張的情況下，積極引進節(jié)能型抽油機、節(jié)能型電機及控制柜，優(yōu)化了地面系統(tǒng)配置，日節(jié)電1 850 kW·h，見表6。

表5 變壓器容量與電機功率匹配

表6 應(yīng)用節(jié)能設(shè)備統(tǒng)計

另外，在不降低理論排量的前提下，合理匹配地面參數(shù)，采用長沖程小沖次。近兩年來共調(diào)整參數(shù)89井次，使全區(qū)的平均沖程由原來的4.52 m增加到5.06 m，平均沖次由原來3.2次/分降低到2.6次/分，使參數(shù)不斷趨于合理。

②實施工藝轉(zhuǎn)向，優(yōu)化井筒技術(shù)狀況，提高井下系統(tǒng)效率

近兩年來，針對油井含水上升，井下技術(shù)狀況變差的現(xiàn)實，積極實施工藝轉(zhuǎn)向，不斷優(yōu)化井下技術(shù)狀況。采取的主要技術(shù)措施是應(yīng)用螺桿泵17口井、小功率電泵6口井、包覆桿34口井、內(nèi)襯管210口井等，有效降低了井下運動部件的摩擦載荷，使油井的系統(tǒng)效率由34.2%上升到35.6%。

5）采取有效措施提高注水效率

注水系統(tǒng)是生產(chǎn)中最大的耗能項目，勝五注目前的注水系統(tǒng)效率僅為57.8%，因此，提高勝五注注水效率是最大的降耗措施。

①對砂二9–10精細(xì)注水站改擴建

對精細(xì)注水站擴建增加注水能力，9砂組A2級水質(zhì)、25 MPa注水壓力、注水量由700 m3/d增加至1 000 m3/d；10砂組B1級水質(zhì)、25 MPa注水壓力、注水量由1 000 m3/d增加至1 500 m3/d。增加注水能力后將進一步改善9-10砂層的水驅(qū)油效果，提高水驅(qū)油效率。

②西北部新建離心泵站，東南部新建增壓泵站

西北部主要包括兩個欠注區(qū)，一是2651增壓站欠注區(qū)，目前開注水井37口，平均注水壓力13.1 MPa，欠注水量5 940 m3；二是三排西注水干線末端區(qū)域，目前開注水井13口，平均注水壓力11.6 MPa，欠注水量2 330 m3。建成離心泵站后注水能力預(yù)計增加2 500 m3，注采比由0.75上升到1.03，進一步改善西北部的吸水狀況。

將2651增壓站移到四排路給東南部低壓區(qū)增壓，滿足東南部5個配水間33口注水井（末端壓力僅10.7 MPa）欠注水量需求，實施后預(yù)計增加注水能力1 000 m3，注采比由0.82上升到1.02。

③實施攻欠增注

攻欠增注是對不同原因欠注的注水井，實施配套的酸化、增壓、作業(yè)等措施，恢復(fù)注水井吸水能力。目前勝利采油廠管理三區(qū)有欠注水井30口，欠注層37個，欠注水量2 384 m3/d，對應(yīng)實施檢管酸化、原管酸化、上增泵、測試調(diào)配等措施，預(yù)計增加注水能力2 384 m3/d。

通過以上注水系統(tǒng)措施的實施，注水系統(tǒng)效率預(yù)計提高3～5百分點，進一步降低注水系統(tǒng)能耗。

2.2 管理治理對策

1）實施線路預(yù)警機制。以單條線路為單位，對線損超標(biāo)的提出警示并采取相應(yīng)的措施，實現(xiàn)單條線路的實時動態(tài)監(jiān)控。具體做法是對線路出口電量和外供電實施日抄表制度，對內(nèi)負(fù)荷每月計量一次，根據(jù)動態(tài)測試，每月計算單條線路的線損量。

2）建立單井能耗評價體系。通過單井計量，掌握每口井的能耗現(xiàn)狀，及時分析地面及地下效率，找出問題點及時采取措施。單井動態(tài)無變化的一月計量一次，單井動態(tài)變化的及時測試并修正，測試結(jié)果進入到數(shù)據(jù)庫，當(dāng)月實現(xiàn)網(wǎng)上查閱單井的能耗及效率等數(shù)據(jù)。

3）實施線路承包制度。實現(xiàn)了三級承包制度,即區(qū)級由節(jié)能組包線路，將11條線路承包到3人，站級由生產(chǎn)副站長包全站防區(qū)的內(nèi)部變壓器，由抄表員承包外部變壓器。承包指標(biāo)主要是線損、油井系統(tǒng)效率和外接電。對外供電管理不斷加大力度，2017 年以來結(jié)合采油廠低壓線路整改活動，共取締不法用電3處，整改不規(guī)范用電9起，更換高壓計量電表8臺，杜絕電量流失0.2萬kW·h/日。

3 效益評價

近兩年來，實施變壓器減容75臺、安裝線路無功補償電容器37臺、高壓計量電表135臺，累計投入209.55萬元，線路功率因數(shù)由0.78上升到0.95，日線損由年初的2.1 萬 kW·h 降低到目前的1.04萬kW·h，日節(jié)電量1.06 萬 kW·h，取到了良好的經(jīng)濟效益。

4 結(jié)論

通過對勝利采油廠管理三區(qū)所管10 kV線路損耗調(diào)查分析，全方位實施降低線損的技術(shù)與管理措施，取得日節(jié)電1.06 萬 kW·h的良好效果，保證能量的高效利用，實現(xiàn)了油田開發(fā)提質(zhì)增效，為指導(dǎo)今后生產(chǎn)經(jīng)營工作起到很好的借鑒作用。