提高四大系统效率节电技术 一、意义： 1、提高机采、注水、集输、电力系统的效率，避免大马拉小车现象的发生，实现设备的最优化配置，可以有效延长设备使用寿命。 2、系统效率的提升，可以提高电能的利用率，避免电能的浪费，有效降低电费成本。 3、由于无功补偿的到位，低压系统无功电流下降，减少了低压设备发热氧化的机率。 4、有利于群众性挖潜增效活动的开展，推动职工深钻技术的积极性。 5、为电力设备的运行维护管理提供了借鉴。 二、操作步骤 几年来，我厂“内抓管理、外抓治理”的电力管理方针已见到明显的经济效益，转供电量、流失电量大幅度降低，在此时，内部自用电设备效率的提高将显得尤为重要。《提高四大系统效率节电技术》项目，是2004年采油五厂大力推广实施的项目。主要目的就是优化注水、集输、机采及电力系统各项参数、减少电能在传输与做功中的能量损失，提高电能有效利用率，进而提高四大系统效率，实现最佳的经济效益。 机采系统效率提高： 对以机采井为主要生产方式的油田而言，要实现降本增效，一个重要的有效的途径就是提高机采井的系统效率。根据2003年测试结果胡庆油田抽油机井平均系统效率在21%左右，与国外和国内最高水平相比有较大的差距，提高机采系统效率还有较大的潜力空间。 目前胡庆油田共有抽油机井408口，年耗电4274×104kW·h。如抽油机平均系统效率在目前水平（按21%）提高1个百分点，全厂年可节电159.5×104 kW·h。由此可见，通过采取有针对性措施，提高机采系统效率，对降低采油成本，提高油田开发的经济效益有着十分重要的意义。 抽油机井能量传递分为地面和地下多个环节，每个环节对系统效率的影响程度不同，各个环节的效率也有高低。经分析，影响效率的主要原因： 一是油井供排关系不协调，油井沉没度高、供液不足，液面恢复速度跟不上采油提液速度，从而造成系统效率低下。二是机采井优化设计技术研究不够，部分低产、低能量井使用12型或以上大型长冲程抽油机生产，出现了“大马拉小车”现象，造成了设备浪费和能耗升高。三是地面设备不适应井筒要求，机械损耗高，系统效率低。 为此，我们的解决方法是： 一是下调冲次优化参数，在严重供液不足井，推广应用12极低速电机十五台，在平均单井日产液、动液面基本保持稳定的情况下，平均系统效率由参数优化前的 7.24%提高到参数优化后的11.89 %，提高了4.65个百分点，提高幅度为64.2%。平均单井日节电86.16 kW.h，收到了明显的效果。二是优化抽油机机型，对15口严重供液不足且使用12型及以上长冲程大机井实施了机型优化措施，使这些油井的平均系统效率由11.87%提高到了16.05%，提高了4.18个百分点。三是推广应用智能摩擦换向抽油机等节能机械设备。 通过上述措施的完成，截止2004年9月底实施提高抽油机井机采系统效率的161口井累计节电455.6×104Kw.h，累计增油2036t，全厂抽油机井机采系统效率由2003年的21%提高到2004年9月份的23.5%，提高了2.5个百分点。 注水系统效率提高： 在油井开发过程中，通过注水保持地层压力，是实现原油高产、稳产的重要手段。由于受地质情况变化的影响，注水系统的日注量处于随时变化状态。为适应注水量的变化，在没有调速措施的情况下，只能通过调整阀门节流或旁通汇压分流的方法来控制流量和压力，进而调整注水量，必然造成泵压与管压之间产生较大的压差，增加了注水系统的能耗。 目前我厂在用增注泵数为60余台，平均泵效为60%。其中泵效低于50%的井共25口，部分井站增注泵效率甚至低于15%。经调查，我厂增注泵目前开旁通、打回流的现象较为严重，由于增注泵泵压与电机转速无关，功率与流量、电机转速成正比，故而造成了极大的浪费。以全厂增注泵日用电量20000度计，提高平均增注泵泵效10个百分点，日可节电2000余度。 从目前技术来看，要连续调节增注泵的流量、压力等运行参数，而且使注水泵保持在高效区运行，实现系统的优化运行，单靠管网的优化和控制阀门的节流方法是不行的，必须使增注泵实现调速运行才能实现。 2004年，采油五厂采取安装变频调速器的办法，对两台耗电量、效率低的增注泵进行了改造。经现场测试，改造后泵机转速下降25—30%。通过逐步关闭旁通阀门，在保持泵出口压力及平均流量基本不变时，实测有功节电率为27.5—32%，无功节电率为25%。 由于投资原因，对全厂所有增注泵进行变频调速改造较为困难。为此，采油五厂电力人员聪明地采取“绕着走”的办法：首先计算泵理论排量与实际配注量的差额，求出泵的最佳运行速率。然后将每个增注泵小系统视为一个整体，通过调整传动皮带轮直径、调剂不同转速电机的方法，力求调整泵转速接近于最佳速度，从同取得近似于变频的效果。 2004年全厂对十七台增注泵进行了调速，年可节电七十余万度。 集输系统效率提高： 集油系统使用的耗电设备主要是有机泵。选用效率高的设备，是节电的必要条件。由于油田地下状况复杂，开发规模不可能确定得很精确，而且集油运行负荷波动也比较大，致使地面集油设施的配置难免大马拉小车。2000年以来，对于机泵运行负荷不稳定的问题，采用变频调速技术，对采油五厂集油系统的部分电机进行改造，取得了较好的效果。 我厂胡状联合站目前有高压注水电机三台，长期以来，为适应注水量的变化，实现合理注水，需不断调整注水泵的运行方式。这样，在没有调速措施的情况下，只能通过开泵台数或人工调节阀门来控制流量，必然造成注水系统能耗增高。致使泵运行工况偏离高效区，泵管压差较大，电能浪费严重。同时，由于系统压力的不可调节，在启动注水泵时，对管网的冲击很大，造成管线蠕动、阀门损坏现象较为普遍。 随着高压变频技术的发展，对注水泵电机进行变频调速，其目的就是在注水站输出水量保证配注要求的情况下，使注水系统能耗尽量降低。优化泵和管网的工况点，使所有的泵都运行在高效区，从而可以降低泵管压差及进口的节流损失。 2004年，采油五厂在局有关部门的大力支持下，对胡状联合站采用变频调速的可行性进行了研究，初步拟定了改造的方案。准备于明年进行改造： 1）采用高压变频调速技术，对胡状联合站高压注水泵进行优化配置，降低系统能耗,实现合理注水,改变以往通过开泵台数或人工调节阀门开度控制水量的作法，使注水泵运行在高效区，降低泵管压差造成的节流损失。  2）配套完善高压注水变频调速装置的自动控制、计量、保护等配套系统，解决人工调控注水水量，造成干线压力不稳，破坏管路密封性的问题，降低工人劳动强度，延长设备使用寿命，改善系统的经济性。 3）以一台变频调速装置控制多台电机，解决了多台高压注水电机的集中控制和切换技术，达到系统投资最优化。 电力系统效率提高： 我厂经过几年“内抓管理、外抓治理”电力管理工作方针的落实，电力系统效率已有明显提高，综合网损不足4%，已基本达到有关部门规定的要求。主要在这些方面做了一些工作： 一是针对电网普遍功率因数偏低的问题，进行了大规模的电容补偿工作。 2000年前，我厂配电线路功率因数普遍偏低，特别是杨村变电所Y311、Y314、胡状变电所H312等几条线路，功率因数在0.6以下，远远未达到国标规定。计量站功率因数基本在0.8以下，部分电容投入不足的计量站功率因数在0.5左右。而无专门无功补偿设备的独立变配电点，功率因数甚至达到0.4乃至0.3以下。从而占用了宝贵的电网容量，造成了变配电设备容量的白白浪费，线变损耗居高不下。 几年来，采油五厂把提高功率因数作为节能的一项重点，大力推广应用《电容动态补偿装置》、《井口电容就地补偿》等一系列技术。安装电容器4000余千乏，配套电容动补装置二十余台。使我厂高压线路功率因数平均提高到了0.9以上，计量站功率因数提高到0.8以上。 二是针对电网设备能耗高、可靠性低的问题，加大投入，推动进行更新改造。2000年以来，对部分高耗能变压器进行了更新改造。在资金紧张的情况下，利用新井电力配套、损坏变压器更换等各种机会，逐步淘汰S7及以下系列的配电变压器。目前我厂S9以上变压器已占到总数的1/3以上，但仍需继续努力。同时，根据不同配电点的负荷情况，合理调配不同容量的变压器，尽力保持配电变压器负载率始终处在最佳范围。 三是推行峰谷分时电价考核政策，合理调配用电负荷。 根据局有关文件精神，自2004年4月1日起，在全局实施峰谷分时电价政策。随着该方案的全面实施，采油五厂适时调整了电力管理的政策，以适应新的电价体系。组织对全厂用电设备进行了调查摸底，根据设备重要性、间断开启能力、人员操作难易程度，排出避峰用电的方案。同时大力宣传错峰、避峰用电的必要性，制订了一系列的考核制度，从而在保证生产的前提下，实现合理调配用电负荷，达到节约电量成本的目的。 通过以上措施的运行，目前采油五厂电力系统综合网损及功率因数指标已基本达到有关部门要求。 三、 对此案例实施的基本要求： 1、实际操作人员要有较为全面的电力系统知识，同时对采油、集输等相关学科要有一定的认识。 2、为制订合理有效的优化改造方案，必须保证设备运行原始数据资料的准确性，对数据录取人员的责任心有较高要求。 3、需要采油、集输及有关管理部门的大力支持与配合。 四、 效益评价 通过各种手段的应用，目前全厂电力系统线损率由2003年的3.8%降低到了现在的3.1%；全厂抽油机井机采系统效率由2003年的21%提高到2004年的23.5%，提高了2.5个百分点。单体增注泵系统效率由2003年的53.8%上升到了2004年的58.3%，提高了4.5个百分点。年可创经济效益200余万元。