摘要：油田电网的规模不断扩大，但管理模式仍停留在最原始的人工管理模式。线路运行状态存在于运行人员的大脑和纸面，发生线路故障需要通过变电站相关信息进行分析、判断，故障点靠工作人员的经验和现场排查确定，致使每次发生线路故障时故障点排查时间长、工作量大，无法满足油田发展对电网可靠性的要求。
关键词：油田；电力监控；智能化；
随着Web技术发展和新技术产生，基于Web技术的电力监控软件实现已成为一种最优选择，如何降低运行成本，提高供电质量，不影响油田的正常生产和油区人民的正常生活成为供电局急需解决的问题。
一、概述
电力行业和油田行业是国民经济的两大动脉，而如何实现油田行业的电网长期高效的安全运营成为了关键问题。电力监控系统的作用是综合了自动化技术、通信技术、现代软件技术等技术对电力企业的运行进行科学的管理，旨在提高供电企业的服务质量、降低系统损耗。智能电网环境下设备状态数据将剧增，对可靠性和实时性要求更高，远远超出了传统电网状态监测的范畴。因此，配用电自动化是智能配电网实现的基础，配用电自动化系统工程建设实施以提高配用电网的供电可靠性和安全保障能力为目标，实现对配用电网运行工况的全面实时监视，提高配用电网运行管理水平和供电服务水平，有效缩短配电线路故障停电时间，提高用户满意度。电力监控软件发展很多年历史，但基本上都是基于C/S结构软件实现，系统维护、扩展、升级以及互动都带来很多不便。随着Web技术发展和新技术产生，基于Web技术的电力监控软件实现已成为一种最优选择，如何降低运行成本，提高供电质量，不影响油田的正常生产和油区人民的正常生活成为供电局急需解决的问题，针对某油田我们设计出了完善的电力监控系统。基于此系统调度运行人员可以随时掌握电力设备的运行状况。
二、油田配电网的特点
油田的配电网一般具有以下特点：
1.管理体制。油田的配网电压等级一般为10KV，而变电站内10KV出口开关归电力公司管理调度，10KV线路归各采油厂的水电讯大队管理调度。
2.由于涉及到多级保护的配合问题，修改变电站内10KV出口开关速断（过流）保护定值比较困难。
3.10KV线路有一部分是单电源供电的放射状结构，一部分是多电源供电的环网结构（各采油厂比例不同），线路较长，分支线较多。
4.变电站的变压器6KV侧为中性点不接地运行方式，10KV线路经常发生单相接地故障。
5.配网线路比较长，经过很多偏僻的地方，单相接地故障查找困难。
6.用电负荷以抽油井为主，停电后再次得电，抽油井不能自动工作，需要人到现场开井。
7.由于油田自身特点和历史形成的原因，油田配电线路遍布于繁华市区和外来人口居住区，造成抽油机电源被私拉乱接现象较为严重，既干扰了油田的正常生产管理，又使电量大量流失。
三、配电自动化系统构架
配电自动化系统采用“系统主站+配电自动化终端”的两层结构。主站系统按小型数据主站规模设计，主要实现配电网数据采集与监控等基本功能，为配网调度和配电生产服务。配电自动化终端是安装在配电网的各种远方监测、控制单元的总称，完成数据采集、控制、通信等功能。
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1.主站系统。配电自动化主站系统主要由计算机硬件、操作系统、支撑平台软件和配电网应用软件组成。其中，支撑平台包括系统数据总线和平台基本服务，配电网应用软件包括配电S C A D A等基本功能，支持通过信息交换总线实现与其他相关系统的信息交互。功能要求：实时信号显示。将开关状态、采集的电量（U、I、P、Q、C o s）、报警信号等实时显示给用户，便于电网值班监控；分析电网连接状态，实现实时拓扑着色。故障定位与隔离。当终端发现故障时，上报给主站，由主站进行故障的定位，并实施自动或手动故障的隔离；隔离完毕之后，主站启动故障恢复程序，实现手动或自动恢复。远方控制。通过配电SCADA系统实现实时遥控操作线路断路器，并提供授权用户通过GSM（短信）系统实现线路终端断路器分、合闸操作。历史数据管理。系统基于SQL Server数据库完成历史数据管理，所有实时采样数据、事件顺序记录（SOE）、报警信号、操作记录等都能存入历史数据库，历史库容量以不低于1年的数据存储量。报表管理。可以按照既定模板、手动或预设的时间段（每天、每月、每年）定时生成.xml格式报表，可以手动打印。系统可扩展性要求。根据线路运行中陆续开展的设备改造，将新的馈线终端、降压站信号接入系统，系统应当很方便的实现终端设备的扩容。用户权限管理。对用户通过授权的方式，以不同的权限级别进入系统，分别浏览、操作、修改系统数据，保障系统安全稳定运行。
2.配电终端。为了实现配网自动化，需在现有终端设备的基础上进行新增与改造，达到适合配网自动化的要求。在每个柱上断路器加装馈线自动化终端FTU，在配电变压器加装配变检测终端TTU。柱上FTU具备“三遥”功能，可以进行状态量采集、模拟量采集，具有数据处理、保存和转发功能，开关分合控制功能。能够检测线路故障并将故障信息上传给主站，执行主站下发的故障处理控制命令。配变T T U能监测并记录配电变压器运行工况，对配变过热、过流、过负荷实行保护，实时监测三相负荷不平衡率。馈线自动化终端FTU，针对柱上开关使用的配网自动化终端产品，该装置负责柱上开关等开关设备的开关量及测量量的采集，经过处理后，按通信协议报告给上级主站或子站，并接受上级下达的命令，实现站内馈电线的故障识别、故障定位、故障隔离。降压站终端DTU，针对目前电网中应用越来越广泛的环网柜、小型开闭所，可与配电网自动化主站和子站系统配合，实现多条线路的电量的采集和控制，检测故障、故障区域定位、隔离及非故障区域恢复供电，提高供电可靠性。配电检测终端TTU，对公用配电变压器的运行状态监视、电量统计、台区线损管理、负载分析、动态无功补偿，以使公用配电变压器达到最优经济运行，实现大客户远程自动抄表和负荷现场管理，完成变压器运行数据上送供主站做统计，配合完成线损管理、负荷调整等工作。
3.通讯网络。根据国网公司文件《配电自动化技术导则》，对于配电自动化通信有如下要求：配电通信系统应根据配电自动化的实际需求，结合配电网改造工程较多、网架变动频繁的现状，兼顾其它应用系统的建设，统一规划设计，提高通信基础设施利用率。在国内配电自动化通信领域，通信方式主要包括光纤专网、配电线载波、无线专网和无线公网。通信方式如何选择可以从通信技术和配电应用这两个角度来考虑。从通信技术的角度来看，按照目前的技术状态，有如下建议：光纤专网通信方式宜选择以太网无源光网络（E P O N）、工业以太网等光纤以太网技术；配电线载波通信方式可选择电缆屏蔽层载波等技术；无线专网通信方式宜选择符合国际标准、多厂家支持的宽带技术；无线公网通信方式宜选择GPRS/CDMA/3G通信技术。从配电应用的角度来看，有如下建议：具备遥控功能的配电自动化区域应优先采用专网通信方式；依赖通信实现故障自动隔离的馈线自动化区域宜采用光纤专网通信方式。采用无线公网通信方式时应符合相关安全防护和可靠性规定要求。
油田配电自动化系统将随着我国配电自动化总体水平的发展而发展，同时，又具有自身的一些技术特点。实现油田区域架空线路的自动化信息采集、传输与控制，对线路故障及时反应至调度与值班人员，提高对线路故障的反应速度、降低故障排查的劳动强度，提高电网管理水平和对油气生产的保障能力。
参考文献：
［1］毕梅．智能电网含义及共性技术探讨．2016.
［2］王树仁，浅谈油田配电自动化监控系统软件的设计与研究.2017.
［3］周红艳，探讨油田配电自动化系统的设计与实现.2017.
论文作者:闵宏岩
论文发表刊物:《电力设备》2018年第7期
论文发表时间:2018/7/18
标签：油田论文; 故障论文; 终端论文; 线路论文; 主站论文; 电网论文; 通信论文; 《电力设备》2018年第7期论文;