油田配电网智能化措施及探析

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1、油田配电网智能化措施及探析摘要：随着计算机通信技术的不断发展，配电网络化水平也取得不断的进步，配电网络智能系统的应用，不仅大大提高供电系统的可靠性，降低故障停电几率，改进电压稳定质量，而且还降低操作人员的劳动强度；使工作人员时时掌握配电系统的工作状态；使配电系统在停电时能够显示各个电路的工作状况，计算停电后恢复送电的方法，并可自动进行开关的操作，从而使配电系统的运行和维护合理化，还可以提高整个配电系统的管理水平，大大的提高工作效率。关键词：智能电网；智能调度；配电网监控；配电自动化0前言大庆油田的电网建设随着油田开发不断扩大，截止到2010年底，老区已建成35/

2、6kV变电所44座，6KV配电所12座；6KV配电变压器9594台，6KV配出线369条，线路总长2049公里，其中：电缆线路212公里。变电所自动化程度较高，84%变电所实现了微机综合自动化，其中：6KV配电所共13座实现综合自动化配电所11座，35/6kV变电所44座实现综合自动化变电所37座。预计到2020年，变电所新增10座、线路总长度增加700公里、变压器增加8000台。大庆油田采油一厂建厂最早、规模最大、产量最高、效益最好的主力采油厂，也是用电量最大的采油厂，年自用电量在24亿千瓦时以上，电网覆盖面积161.25平方公里。采用环网结构，供电可靠性较好

3、，能满足负荷连续供电要求。2011年7月19日发布的《中国智能电网信息技术体系白皮书》指出，在智能电网建设逐步深入的过程，传统电网的业务模式正在面临新的改革和挑战，从2009年5月21日国家电网公司首次公布的''智能电网计划”以来，中国智能电网的建设就已经从探索研究逐步迈入了深入实施的阶段，“十二五”期间，关键技术和装备建设将实现重大突破和广泛应用。采油一厂所辖的萨中油田，在2010年-2011年间建设并完善了厂级电力调度及生产管理自动化系统，可实现35/6kV变电所远动控制（通道系统还需完善），但是分散的6KV线路数据传输控制系统（FTU）和井站变压器数据传输

4、控制系统（TTU）还处于有待开发状态，配电网系统还依赖于机械开关（真空开关）实现线路、设备、负荷的投切，尚不能做到完全可控，这是因为机械的慢过程不可能控制电的快过程（周期为0.02秒）。如果电力系统的机械开关一旦被大功率的电子开关取代，则未来全可控的配电网系统便可实现。大功率电力电子技术在配电网中的应用，将引领配电技术的发展。1油田配电网智能化的发展思路油田配电网智能化发展的重点工程：配电网网架建设：完善配电网网架规划，建立技术标准体系，开展配电网供电能力评估和配电设备状态评价。配电自动化建设：从变电所自动化、实用调度自动化和馈线自动化建设入手，逐步开展配电自动

5、化建设。开展智能配电网工程建设试点，在配电网灵活自愈方面取得突破，建设配电生产管理的专业化系统并推广应用。配电网智能调度技术研究与推广：研究配电网各环节协调优化策略，建立智能配电网应急系统、故障抢修等调度机制，研究智能配电网通信技术体系和关键技术，完成试点并推广。架空线和混合线路以多分段多联络为主，虽然大多的变电所和配电所实现了遥测遥信遥控，但是高压电缆分支箱、架空开关、分段开关、联络开关等多级负荷转移等调度高级功能还需要逐步实现，信息故障要实现远传至值班调度员，便于准确判断故障区间，遥控符合倒入相邻线路承担。发展思路：率先开展调度自动化的可行性研究，并设计了三

6、步走计划，首先，全面启动了以高级调度中心为突破的第一阶段工作，提升调度系统、建设数字化变电站、实现无人值守，力争全面建成电网调度中心，使电网变电所数据实现安全控制，实现对电网综合运行情况的全景监视并获得辅助决策支持平台，有效提升调度对全厂用电管理标准化，经营管理水平全面提升；其次，完善电网规划体系，对配电网进行配网自动化系统改造，逐步安装远程终端控制装置，控制真空开关，配网自动化系统实现对运行参数实时监控、馈线自动化控制、GPS线路巡检管理等功能；第三，结合数字化油田建设，完善数据通信系统，逐步将配电自动化范围发展到整个油田，提高油田配电网的运行效率，降低工人劳

7、动强度，保障油田电网的安全、可靠运行。2实现智能电网和配电自动化的难点1）测控点多：包括变电所进出线、线路分段开关、井站配变、转供电变等，测控点数多达数千个。2）设备需要高可靠性：配电自动化系统可能需要大量的户外设备，要求能够在温度-40-50摄氏度的条件下运行,还要考虑防雨、散热、冰雹等因素，而且系统的站端设备还要进行频繁的远动操作控制，所以要求这些电子设备具有高可靠性。3）多样化、复杂化的通信系统：配电自动化系统的特点是点多，面广而且分散，一般不宜采用单一的通信方式，变电所的数据容量较大，而线路端和井站变的数据容量较小，因而很难采用统一的通信规约，使得通信系

8、统较为复杂。可以借助油田