油田配电网损耗影响因素仿真分析

王 浩，刘 军，严 川，李 炜，石小满，仉志华

(1.中国石油大学(华东)新能源学院，山东 青岛 266580；2.中国石化集团胜利石油管理局有限公司，山东 东营 257000；3.中国石化集团胜利石油管理局有限公司经营管理部，山东 东营 25700；4.中国石化股份胜利油田分公司技术检测中心，山东 东营 257000；5.中国石化股份胜利油田分公司孤东采油厂，山东 东营 257237)

0 引言

电力是油田生产的主要动力来源，是稳定原油生产的重要保障[1]。油田配电网系统大多呈辐射状，结构复杂、设备种类繁多；井场采油设备普遍存在“大马拉小车”的现象[2]，导致正常运行时多数线路处于轻载状态。同时，配电网随着油田区块开发滚动发展，拓扑结构日益复杂、设备新旧不一，导致网损率较高。网损率是用电企业的重要经济指标，降低网损率已成为油田各部门普遍关注的问题。

为了更好的解决问题，跟进配电网发展，许多学者在网损优化方面开展了大量研究。目前，常见的降低油田配电网有功损耗的措施[3]包括：变压器优化与科学定容；合理部署无功补偿装置[4]；适当提高线路电压运行水平；合理规划配电网络重构等。文献[5]说明了S9、S11和S13新旧三个系列变压器之间的损耗差距以及其对配电网损耗的影响；文献[6]基于胜利油田现状，提出配电网升压改造的必要性和重要性。文献[7]提出遗传粒子群算法，讨论无功优化和网络重构相结合下的网损优化；文献[8]提出一种基于人工蜂群算法(ABC)来确定分段开关投入运行的方法，改变配电网分段开关的状态实现配电系统中的网络重构；文献[9～10]讨论基于“源网荷”互动的协调优化，综合研究各调节主体之间的配合。基于分布式电源接入对配电网带来的随机性，文献[11]综合考虑分布式电源随机注入功率和场景变化，提出基于信息物理融合的多源配电网动态潮流网损分析方法。文献[12]考虑了谐波影响下的电网网损计算方法；文献[13]提出基于网损灵敏度方差的配电网分布式储能位置和容量优化配置方法，实现功率就地平衡，降低网损。以上研究多从理论层面分析总结配电网状态，往往针对某一特定因素，研究其节能降耗效果，提出优化措施，并进一步根据IEEE算例验证方案的有效性和合理性。

本文针对油田配电网实例，结合具体油田配电网拓扑结构与设备参数，并考虑油田负荷运行特点，建立配电网分析模型；基于Matlab仿真平台，定量分析具体情况下影响网损的主要因素，仿真分析对应降损策略的节能空间与有效性。

1 油田配电网特点

配电系统网损率与多种因素有关[14-15]，系统的运行方式、变电站与负荷的距离、变压器损耗、线路损耗以及管理措施等都会对系统的网损率产生影响，基于油田配电网的实际，高能耗老旧变压器损耗、中压线路损耗、变压器低压侧出线损耗以及抽油机本身功率因数较低等原因，是导致油田配电网较一般公用网络网损率更高的重要原因。

以某油田的南二线配电线路为实例，如图1所示，按照油田配电网实际情况，讨论其网损率较高的主要影响因素。

图1 南二线配电线路图

南二线的电压等级为6kV，线路全长7.14 km，架空线采用LJ-120导线。由于交流线路本身的集肤效应及腐蚀等原因，线路的单位电阻较理想值偏大。在部分变压器的低压侧，存在少量的低压架空线路，会对系统网损率产生一定影响。配电线路中除新型的S11型变压器外，仍保留一定数量的S9型变压器，旧型号变压器因为长期使用、设备维护等原因，其不变损耗部分要较新型变压器高很多。

油井抽油机的负荷曲线较常规负荷有所不同，通过对抽油机负荷特性的大量测试表明，各种抽油机负荷功率变化曲线很相似。图2为一个典型的抽油机负荷功率变化曲线图[16]。

图2 抽油机的功率变化曲线

由图2可以看出，在一个上下冲程周期内, 抽油机有功功率的变化明显，上下峰值差距较大，最低值出现在0以下，有倒发电的特性，而无功功率的变化相对平稳，波动程度较低。

在未采取无功补偿措施的情况下，油田供电系统的平均功率因数比较低，一般在0.3～0.4，个别油井的功率因数在0.2以下。实际生产中，油田配电网的抽油机大部分已进行就地补偿，实际的功率因数较理论有提升。由于抽油机的有功功率在一个冲程周期内变化很大，从瞬时有功功率考虑，有功功率从额定值到很小的数值都有可能出现，甚至会出现功率为负的情况，抽油机倒发电。又因为无功较为恒定，根据公式(1)[17]，抽油机的功率因数受有功功率波动影响较大，导致抽油机电机的功率因数不固定，实际计算网损时要综合考虑

(1)

在进行网损分析时，应直接按照实际情况考虑，认为抽油机在一个较高的功率因数下运行，同时考虑到瞬时有功功率的波动性，取功率因数约为0.6左右。

综上，将线路的单位阻抗值为0.56+j0.436 5(Ω/km)、抽油机的功率因数cosφ=0.6、线路存在低压架空线并且保留一部分S9型变压器为南二线的典型情况，计算基础的系统网损率，为8.598 9%，符合油田配电网的理论网损率。

2 基于油田配电网降损策略分析

现在典型情况基础上，基于油田特点，讨论不同降损策略对系统网损的影响，分析各策略的有效性。

2.1 负荷功率因数影响分析

油田抽油机运行时功率因数较低，一般会采用一定的无功补偿措施，提高电机的功率因数，在南二线的典型情况中，将抽油机的功率因数设置为0.6。当前油田配电网中主要采用中压分散补偿与抽油机侧无功就地补偿相结合的方式，尽可能实现无功功率合理分配，尽量减少系统中的无功功率流动引起的损耗。现改变潮流计算模型中抽油机运行时的功率因数，使之从0.4变化到0.95，共取8组数据，研究功率因数对系统网损率的影响。负荷的功率因数由有功功率和无功功率两方面决定，现分情况讨论不同因素变化时系统网损率的变化。

(1)改变负荷有功功率

当负荷的有功功率改变而无功功率不变时，系统网损率随功率因数变化的情况如图3所示。

图3 功率因数对网损率的影响(P改变)

由图3可知，典型情况时，抽油机的功率因数为0.6，此时系统的网损率为8.598 9%，当抽油机的功率因数降低时，系统的网损率随抽油机功率因数的降低而升高，此时，系统的网损率为11.780 6%，较典型情况提高了3.181 7%(因抽油机本身的工作特性，以及现场本身存在一定的无功补偿措施，故只分析到cosφ=0.4的情况，不再继续降低功率因数)。当抽油机的功率因数提高时，系统的网损率随功率因数的升高先减小后增大，在cosφ=0.8时，系统的网损率最低，为7.704 9%，较典型情况降低了0.894 0%。通过分析可得，抽油机运行时的功率因数过高或过低都会提高系统的网损率，在cosφ=0.8时，系统网损率下降最明显。

(2)改变负荷无功功率

当负荷的无功功率改变而有功功率不变时，系统网损率随功率因数变化的情况如图4所示。

图4 功率因数对网损率的影响(Q改变)

由图4可知，典型情况时，抽油机的功率因数为0.6，此时系统的网损率为8.598 9%，当抽油机的功率因数升高时，系统的网损率随抽油机功率因数的升高而降低，当cosφ=0.95时，系统的网损率为4.852 8%，较典型情况降低了3.746 1%。当抽油机的功率因数降低时，系统的网损率随功率因数的降低而增大，在cosφ=0.4时，系统的网损率为15.545 6%，较典型情况升高了6.947 6%。

通过对比可知，受抽油机类负荷运行特点的影响，配电线路上的有功功率波动较大而无功功率变化较小，但二者导致功率因数变化影响网损的结果不同，有功功率波动引起功率因数及网损周期变化，但无法调控；无功功率相对稳定，通过改变负荷无功来提高功率因数的方式对降低系统网损的效果明显。

2.2 低压侧线路影响分析

在南二线的实际运行中，变压器负荷侧存在少量的低压架空线，低压架空线的导线截面一般小于中压架空线，南二线线路中使用的架空线为LJ-120，根据低压线路的长度及所连接负荷的功率等要求，可以计算典型的低压架空线数据。

在南二线的典型情况中，已经将低压线路的情况考虑在内。对于南二线而言，线路中总共有135个负荷节点，而变压器低压侧线路要远少于这个数量，对比一般的油田配电网系统，南二线的低压侧线路相对较少。现将低压架空线去掉，其余条件和典型情况相同，可得此情况下系统的网损率为8.477 6%，较典型情况的网损率降低了0.121 3%，变化不大。

对比某油田中的其他配电线路，南二线上的低压侧线路数量要远少于其他配电线路。对于某油田的中二线，其配电系统的典型网损率为8.217 3%，共有123个负荷节点，其中变压器侧低压线路有31条，相较于其他油田配电线路，数量较多，若去掉低压线路，系统网损率降为5.315 3%，较典型情况降低了2.902%，网损率降低明显。由此说明，低压侧线路对油田配电网网损率有一定影响，但根据不同配电系统中低压线路占比不同，影响程度也不同，需要根据实际情况合理讨论。

2.3 变压器型号影响分析

油田配电网中，变压器损耗是系统损耗中非常重要的一个部分，由于变压器更新换代的经济成本等原因，大部分油田配电网的变压器型号相对较老，损耗较新型变压器高很多。南二线配电网系统中大部分为S11型变压器，仍存在一部分的老旧S9型变压器，短路损耗ΔPs及短路电压的百分值U，s%较新型号变压器相比无变化，而空载损耗ΔP0及空载电流的百分值Is%会比新型变压器的数值更高，由公式(2)可知[17]，旧型号变压器较新型号变压器的不变损耗更高

(2)

在南二线的典型情况中，保留了南二线配电系统中的S9变压器，现将所有的S9型变压器全更换为新型的S11型变压器，重新计算系统的网损率为7.570 7%，较典型情况减少了1.028 2%。若将所有的S9型变压器及S11型变压器更新为更新型的S13型变压器，则系统的网损率变为7.053 3%，较典型情况降低了1.545 6%，网损率下降明显。

2.4 中压线路电阻率影响分析

南二线配电线路中压架空线使用LJ-120型导线，其在20 ℃时的单位直流电阻为0.237 3 Ω/km，而实际使用中，由于集肤效应等原因，交流电阻略大于直流电阻，同时，导线运行温度也不是时刻保持常温，需要对电阻值进行温度修正，具体如公式(3)[17]，所以导致实际的线路电阻会大于计算得到的理论电阻值

rt=r20[1+a(t-20)]

(3)

式中rt、r20——导线温度为t和20 ℃时的电阻；

a——电阻温度系数/1·℃-1，取0.003 6。

同时，经现场测试，腐蚀情况比较严重的线路，其架空线路单位电阻值能到达理论值的两倍及以上。在典型情况中，模拟现场情况，取架空线路的单位电阻值为0.56 Ω/km，现在其余条件不变的前提下，考虑线路改造后，单位电阻值下降的情况，单位电阻值从0.23～0.56 Ω/km取7组数据，分别计算不同线路阻抗下的系统网损率，研究线路阻抗因素对网损率的影响。在实际生产中，自然腐蚀等因素对架空线路的电抗值影响较小，此处进行线路改造的研究时，忽略线路电抗的变化，则只需要考虑架空线路在不同单位电阻值下的情况。

系统网损率随架空线路单位电阻值的变化情况如图5所示。可以看出，随架空线路的单位电阻值减小，系统的网损率也随之减小，当达到理论计算值0.23 Ω/km(即单位电阻值最小的情况)时，系统的网损率最小，为5.568 3%，较典型情况的网损率降低了3.030 6%，降损效果明显。

图5 架空线单位电阻值对网损率的影响

2.5 线路升压影响分析

南二线为6kV配电线路，在系统传输容量一定的前提下，适当提高电压可以有效减小电流，进而减小电流在网络等值电阻上的有功损耗，可以有效的降低系统网损率。由于线路用于潮流计算的数据库按照参数的标幺值计算，现将线路的电压等级从6 kV升压到10 kV，功率基准值SB=1 MW不变，而UB变为10.5 kV，由公式(4)可知[17]，由于UB变化，ZB随之变化

(4)

而因为标幺值的原因，升压主要是导致中压架空线路的阻抗标幺值发生变化。线路升压为10 kV后，数学模型等效认为线路的阻抗减小，系统的网损率变为5.229 0%，和典型情况相比，网损率降低了3.369 9%，降损效果显著。

2.6 降损策略总结

总结上述南二线的五种降损策略与典型情况的对比，研究油田区域配电网优化降损功能实现方法，对已分析的油田配电网网损影响主控因素排序，形成不同措施的权重系数，如表1所示(在一种降损策略中有多组数据时，取网损率最低的数据作对比)。

由表1可知，南二线的五种降损策略中，通过补偿无功来提高功率因数的降损效果最明显，网损率为4.852 8%，低于6%，较原网损率降低了3.746 1%，降损程度为43.564 9%，但上述数据是基于无功补偿到功率因数为0.95的情况，实际很难达到；而去掉低压线路的降损效果最差，网损率为8.477 6%，较原网损率降低了0.121 3%，降损程度为1.410 6%。与某油田的其他油田配电线路相比，南二线的低压架空线路只有5条，对系统影响较小，所以去掉低压架空线路后，降损效果并不明显。因此，对于南二线油田配电系统来说，采用无功补偿提高功率因数、更新变压器、中压线路改造及提高电压等级的降损策略都较为有效，而变压器低压侧线路对系统网损率影响不大。

表1 不同降损策略对比分析

4 结论

以上，对某油田配电线路进行了详细的分析，基于Matlab平台建立仿真模型，综合考虑了功率因数变化、去掉变压器负荷侧低压架空线、更换新型变压器、中压线路改造以及提高电压等级等方向的优化降损策略，对比分析了针对不同影响因素的降损措施节能空间，所有因素都对配电网网损有一定影响，但程度不同。

以上降损措施在实际应用中需要综合考虑优化成本问题，本文只给出优化后的降损程度，并不讨论成本因素。优化之后的网损率与实际的网损率相比，有较为明显的下降，整体网损率降低至6%以内。对于提高油田配电网运行效率、增强供电能力、减少采油厂综合用能成本，具有重要意义。