概述
1. 定义
油田电网常分为供电网和配电网两大部分。供电网由变电站、输电线路和自备电厂组成。其电源多取于地方电力系统，仅在没有地方电力系统供电或虽有电力系统但难以满足油田电力需求的情况下才建设自备电厂。由于油田供电网是地方电力系统的组成部份，因此它的运行方式必将受到地方电力系统的调配。油田配电网则是指直接供应油田电力设备（抽油机、注水泵、输油泵等）的配电变压器和配电线路，它们的运行管理和地方电力系统的运行联系较少。
2. 技术概况
1) 供电网的节电技术
油田供电网是指６（10）kV以上电压等级的线路，主要任务是实现电力的远距离输送。但是由于输电线路电阻的存在，在输送电力的同时，在传输线上会产生输电损耗，即所谓的网损；同时，在各级变电所内，为实现电力的分配和控制，所内控制设备上也会产生损耗，即所谓的所内损耗。因此，供电系统的节电工作主要就是降低网损和所内损耗，同时不断提高电力调度自动化水平。
目前油田供电网电压等级多为110kV和35kV。根据一般与额定电压等级相适应的输送功率和输送距离分析，油田供电线路的输送容量和输送距离大都远远低于上述数值。因此可以说油田供电网的网架结构是紧凑的，其网损率也是比较小的。
2) 配电网的节电技术
油田配电网是指６（10）kV及以下电压等级的线路，主要任务是为用电设备分配电能。由于配电网需直接向高压电动机供电，而在八十年代前，国产高压电动机最高电压等级为6kV，因此配电网电压都选用了6kV电压级，只有最近几年10kV高压电动机已正式生产，一些新建的油田与电网才选用了10kV电压级。个别油田也试图采用35kV作为配电网电压，但是由于短路容量过大和变压器中性点电压位移等问题尚待解决而不宜推广应用。
油田配电网的网损率相对较高，特别是6kV井排线路，其原因为：①作为配电网主要用电负荷的电动机负荷普遍存在着“大马拉小车”现象，因而造成配网功率因数过低、网损过大。②配电变压器多处于非经济运行区。③由于油田进入高含水后期开发阶段，用电负荷不断增大，线损也随之增加。特点是配电网首端主干线段的损耗增加更为明显。④一些配网供电半径过长，远远超出合理输送距离，也是造成网损过大的原因。
技术原理
1. 优化配电线路运行方式
降低网络损耗，减少线路之间的交叉跨越，实现就近供电。电力配电网络中存在着各种交叉跨越，如：联络干线跨井排线，井排线跨井排线，井排线跨分支线，分支线跨分支线等，为配电线路的运行维护带来了不安全的隐患，同时增大了线路损耗。
取消迂回供电运行方式，
缩短供电半径，增加线路开关，调整供电半径过大的配电线路。目前网络中供电半径过大的配电线路还有很多，容易造成网络末端电压偏低，影响末端用电负荷的正常供电，增大了线路损耗，降低了区块供电系统的功率因数。为此在这些供电半径过大的线路上，选择合适的位置，加装开关，使用电负荷分配的更加合理，有利于电力系统的优化运行
2. 无功补偿技术
无功补偿的作用是将原来由电网提供的感性负荷所需的无功功率改由与之处于同一位置或最近位置上的补偿电容器提供，借以减小网上所传输的无功电流，达到降低网损、开发电网潜在容量的目的。
用电负荷无功需求的基本倾向是向上一级供电电网索取无功功率，因此可以在配电网采取无功优化补偿技术。
第一级：抽油机井单井的低压无功就地（动态）补偿。
据大量统计数据，国内各油田抽油机驱动电机的自然平均功率因数为0.4左右，是油田配电网的最大无功需求者，也是三[注]级无功补偿的最底层，补偿的重点。只有这一级得到了合理的补偿，才能最大限度地减少配电网上所传输的无功功率，降低网损。
本着“就地补偿、自给自足”的原则，这一级的补偿属于就地补偿，即在驱动电机的配电箱上并联补偿电容器，最大限度地满足异步电机的无功需求。
考虑到抽油机是周期性变化的负荷，在抽油机单井配电箱原来已有固定低压补偿电容器的基础上，采用低压无功动态补偿技术，可以改变以往机采电机传统的固定电容补偿方式，解决了电机低压补偿容量受励磁电流限制、补偿量严重不足及补偿量不能随负荷变化的问题，使机采电机运行功率因数稳定在0.9以上，大幅度地减少配电网所传输的无功电量。
这一级的补偿容量应由驱动电机的参数来决定。同时这一级也包括中转站的低压无功自动补偿。
第二级：配电网高压无功分散补偿。
第一级补偿后，从系统经济技术角度考虑，功率因数一般不补偿到1，因此抽油机驱动电机所需的无功功率还会有一定缺口；同时配电变压器也需要一部分无功功率进行励磁，因此可在配电网的合适位置安装高压分散补偿电容，用以补偿单井无功就地补偿的不足，最大限度地减少网上所传送的无功功率。
这一级补偿容量应由无功优化补偿软件计算后确定其最佳投放位置和容量。
第三级：变电所高压无功自动跟踪补偿。
经过前二级无功补偿后，配电网的功率因数可达到一定水平。但配电网各节点（抽油机井）的无功功率还有一定缺口，同时变电所主变本身也需要一定的无功功率。如果这一级不进行补偿，这要通过35kV线路从上一级变电所输送无功功率，产生高压网损。
由于油田生产的特殊规律，电力负荷是经常变化的，如注水系统开泵台数的变化，配电网运行方式的改变及抽油机负荷的周期性变化，为使系统功率因数能稳定在一定水平上，这一级采用具有自动跟踪调节功能的无功自动补偿装置。这一级的补偿容量也需要由无功优化补偿软件计算后确定其最佳补偿容量。
3. 节能电机
1) 机采系统用电设备的节电技术
机械采油是石油开采的重要手段。在我国的石油生产中，除少量的自喷油井外，普遍采用机械采油的方法。机械采油分为潜油电泵采油和游梁式抽油机采油两种，其中绝大多数为抽油机井。据统计，目前国内共有抽油机井近7万口，年耗电100亿kW.h左右，占油田总耗电量的1/3。如果能克服其“大马拉小车”问题，节电15%，年节电可达15亿kW.h。
抽油机主要由两部分组成：机械部分和电气部分。前者主要由抽油泵、抽油杆、减速箱、四连杆机构和平衡块等部分组成；后者主要为三相异步电动机，功率一般为几十千瓦，它带动抽油杆作往复运行，将原油源源不断地从地下抽到地面。抽油机的负载是不断变化的，变化周期也很短，一般游梁式抽油机每分钟有4～12个冲次（周期），每一冲次中负载变化两次，而且重载工作时间很短。为平衡电动机的负载和减轻电动机重载抽油时的负担，抽油机上都装有平衡块。当抽油杆下降时，由电动机将平衡块提升起来，即将其势能存储起来；当抽油杆上升时，平衡块下落，释放所存储的势能，“帮助”电动机将原油抽到地面。这样，负载的变化得到了一定程度的缓和。但由于平衡块的位置一般是在新井投产时确定的，随着开采的进行，井下负载情况发生了变化，即负载减轻了，同时平衡也受到了影响。另外，在启动时或瞬时超载时，应充分考虑到“举”平衡块的功率，抽油机配套电动机的功率不得不留有较大的功率裕度，以避免抽油机出现“卡死”现象。这样往往导致抽油机的配套电动机功率为55kW，而其平均负载不到20kW的现象。大量现场测试数据表明：抽油机驱动电机的平均负载率不足30％。因此，抽油机配套电动机的轻载现象是非常普遍的。导致这一现象的原因主要有两点：第一，多年来抽油机的驱动电机一直采用通用系列异步电机，这种电机额定点的效率和功率因数呈现最大值，而当负载降低时效率和功率因数都随之下降，能耗随之增大；第二，通用系列异步电机起动转矩倍数只有1.8倍，最大为2.0倍。因此在选用时为考虑起动和特殊作业时（如甩驴头）的需要，不得不提高装机功率，造成“大马拉小车”现象。这一现象使电机的电能利用率变差，对提高抽油机系统效率极为不利。当电动机负载率较低时，电动机的效率和功率因数下降很多，这又相应多消耗很多有功功率和多占有很多无功功率。例如，用一台10kW的电动机带动一台2kW的负载时，负载率为20％，电动机的效率仅为50％，电源实际上要提供4kW的功率。但是，假设我们换成2.5kW的电动机，将负载率提高到80％。这时电动机效率达91％，那么这时只需要电源供给2.2kW的功率就够了。由此可见提高负载率对于节能的意义所在。因此，抽油机专用节能电机应具有效率和功率因数高且曲线平坦、而且负载越轻时效率和功率因数越高、起动力矩大、过载能力强等特性。
a) 驱动电机的节电技术
根据电机学原理，异步电动机的转速不可能等于气隙内旋转磁场的同步转速，其原因是为在转子绕组内产生感应电动势和感应电流，从而产生电磁转矩，这是基本条件，因此异步电动机又称感应电动机。但是为使转子绕组上有电流流过，除感生方式外，也可以采用传导方式，这就是同步电动机内转子电流的产生方法。
稀土永磁电机是一种同步电动机，但不需要普通同步电动机的励磁线圈和集电环，结构上酷似异步电动机那样简单，在系统上也不象普通同步电动机那样需要励磁调节系统。它具有体积小，重量轻，结构简单，效率高，功率因数高，运行稳定，维护简单，性能优良等一系列特点，集中了异步电动机和同步电动机的优点，而又克服了两者的缺点。它可代替异步电动机和同步电动机用在任何场合，如用在交流变频调速系统中，将比异步电动机调速系统的性能更加优良。
经中国石油天然气集团公司油田节能监测中心现场测试，该种新型节能电机应用后，与原异步电机相比，平均运行电流可降低50%以上，自然平均运行功率因数由0.5左右提高到0.95以上，无功节电率达85%以上，有功节电率达20%，节电效果相当明显。
另外，针对抽油机的特殊运行工况，以异步电机为基础，按照上述对抽油机电机节电的要求，还油其它几种节能电机在各油田应用，如高转差电机、高起动转矩电机、复式电机、双极双速电机等，也取得了一定的节电效果。
b) 配电变压器的节电技术
抽油机配电变压器既是供电设备，同时本身也消耗电能，特别由于负载率很低，增加了一部分完全可以避免的损耗。
针对抽油机驱动电机负荷变化大、平均负载率低的特点，可采用抽油机专用配电变压器。其特点是具有新型节能性能（S9标准），通过降低电机起动时的电压降和提高过载能力，使装机容量降低1/3以上，如用30kVA、40kVA、50kVA、63kVA抽油机专用变压器替代63kVA、80kVA、100kVA、125kVA通用变压器，从而大大降低了运行损耗，也降低了装机费用和运行费用，可基本上实现配电变压器的经济运行。
c) 配电箱的节电技术
电动机的损耗分为不变损耗和可变损耗两部分。在电压一定的条件下，铁损和风损可以认为是恒定的、不随负载变化的损耗；而定子和转子的铜损和负载杂散损耗都是随负载电流的平方而变化的损耗。当电动机的负载减小时，可变损耗相应减小，而不变损耗保持不变。然而，电动机负载减小时，负载转矩降低，就不要求与额定负载时同样强的电动机磁场。适当降低电动机电压，就可得到与负载减小相适应的减弱了的电动机磁场。其结果是铁耗降低，效率提高，功率因数也相应改善。
根据电机学理论，电动机在轻载时的有功损耗和无功占用都相对增加，从而将使运行效率和功率因数降低。针对这一问题，各油田都采取了一些措施，也收到了一定的节能效果。但所采取的措施主要是无功补偿，以满足供电部门对功率因数的要求，而没有从根本上解决抽油机配套电动机的不合理运行状态。供给抽油机配套电动机运行的电网电压是一定的，它是由专门的6（10）kV线路经降压变压器后提供的。在这种条件下，电动机的励磁电流基本恒定。在轻载条件下，电动机的输出转矩与负载转矩相平衡，定子电流中的有功分量减小，导致功率因数降低；而与定于电压有关的各种损耗基本不变，致使效率也降低。此时，若能适当降低电动机的定于电压，在保证正常运转的条件下，可使励磁电流和有功损耗都降低，从而使运行效率和功率因数都得到提高，这就是调压节能的基本原理。
采用这一原理，利用现代电力电子技术和计算机控制技术，采用国产成熟的可控硅元件，自动跟踪抽油机负载的变化并实时调整电动机的工作电压，使其始终工作在最佳状态，保持较高的运行效率和功率因数，是目前异步电机节电控制的理想方案，在各油田都得到的一定的应用，取得了不同的节电效果，今后应不断提高节电效果、提高工作可靠性和稳定性、进一步降低产品价格。
抽油机专用节电器是专门设计用于对磕头式抽油机的节电控制。抽油机专用节电器动态的根据负载变化来调节输入电机的电压和电流，在不改变电动机转速的条件下，保证电动机的输出功率与负荷需求精确匹配。
抽油机节电器适用于各类处于轻载或变负载运行状态下抽油机电机节能，自动跟随控制，不改变抽油机的上下行程和运行速度，在不减少抽油量的前提下实现节能效果。抽油机节电器配备了软启动功能，可以大大降低电机的启动电流，减少冲击电流对电机绝缘的破坏、降低电机运行温度、减少电机的维护量、延长使用寿命。抽油机节电器对抽油机电机实时监控负载变化、匹配输入电机所需电能，大大减少电机本体的发热、振动、噪音和铁磁损耗，有效改善电机的运行条件。
在抽油机运行过程中平均有功节电率可达百份之10至百份之40（视不同负载率），同时能够充分提高电机的功率因数。
2) 油气集输系统用电设备的节电技术
油气集输系统的主要用电设备是油泵、水泵及风机等通用离心机械，由于实际运行参数和设计参数之间一般都有较大的差距，从而使系统的运行效率和功率因数降低，因此节能潜力也是很大的。同时，由于油、水泵等的工作流量远低于其额定流量，工作压力与泵的额定工艺压力也不匹配，而目前多采用阀门节流方式，浪费了大量的电能。由于其驱动电机大多为异步电动机，轻载时的运行效率和功率因数都很低，目前装设各种调速装置的容量仅占总容量的8%，绝大多数急需进行技术改造。因此，在集输系统采用永磁同步电机技术与配套的变频调速技术是切实可行的。
七十年代两次世界性能源危机引起了各国对节能技术的极大关注，也推动了电机调速技术的发展。20年多年来，电机调速技术作为节约电力、提高工效、改善产品质量的一种有效措施，在发达国家和经济增长较快的国家都得到了长足的发展，收到了显著实效。特别是近年来随着电力电子技术和计算机控制技术的迅速发展，交流调速技术已日臻成熟，成为节能的王牌。油田油气集输系统所用的驱动电机的容量一般从几十千瓦到数百千瓦，几乎全部为异步电机。从节能角度出发，一方面应努力提高电机本身的运行效率和功率因数；另一方面应根据负荷特点进行节能控制，对于泵类和风机负荷即采用变频调速。目前各油田在用的4000多台集输油泵中，采用变频器的只有500台左右，仅占总容量的8%左右。
3) 注水和长输管道系统用电设备的节电技术
在油田开发过程中，通过注水保持地层压力，是实现原油高产、稳产的重要手段。特别是油田进入中后期开发阶段以后，为保持地层压力，需不断加大注水量，以实现稳产。据统计，1997年全油田注水用电量为61.70亿kW.h，长输管道用电量为12.51亿kW.h，全国各油田的综合含水已达80.4%，注水耗电逐年上升。由于受油田井下地质情况变化以及洗井、供水不足等因素的影响，注水系统的配注量在不同开发时期是不同的，导致日注水量的波动较大。为适应注水量的变化，在没有调速措施的情况下，只能通过调整开泵台数和人工调整阀门的方法来控制流量，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。
考虑到注水泵的并联运行方式及水泵运行高效率区范围，一般注水泵的调速范围以85%额定转速为下限即可满足要求。转速低于85%以后，出口压力太低，并联运行的泵间会形成倒灌，同时该注水泵也偏离了高效运行区，一般不建议运行在此范围内。因此，注水泵转速的调节范围不需要太大，以85%～100%额定转速范围即可。
从目前技术来看，要连续调节注水泵的流量、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，必须使注水泵实现调速运行才能实现。据大庆油田采油五厂“九五”部级科技攻关项目——《杏南油田注水系统变频调速节能试验工程》论证报告中提供的数据，只对注水系统采用优化开泵的方案，年节电费只有54万元，如果再采用单台泵变频调速方案则可年节电235万元。可见变频调速对于注水系统的优化运行是一项必不可少的技术。但目前还只限从国外引进高压大容量变频器，价格过高，仅在大港和大庆油田试运行，难以推广应用。
4. 油田用电管理措施
提高电网综合管理的现代化水平：引入已趋成熟的配电自动化系统，使配电网处于科学的受控状态，实时监测电网状态。充分利用先进的计算机、通信、控制技术，最优化调配电力资源；快速隔离故障，采用负荷转移等方式快速恢复供电；快速处理电网数据。通过电网分析系统，对正常运行的配电网进行功率分布和电压计算，在满足电压合格率的情况下求得网损，进行安全分析，提高经济性；对配电网的补偿容量、接线方式的分析计算，使无功补偿达到最佳配置，从而降低网损；实时进行配电网重构和负荷转移，提高供电可靠性和电压质量，降低网络损耗。
实行削谷填峰用电管理：油田供电部门对用电单位每天分工业峰段、工业平段和工业谷段三个时段进行电价结算，其中工业峰段电价、工业平段电价和工业谷段电价按由高到低的标准结算。实行削峰填谷的运行方式管理，充分利用峰，谷之间的电费价差，合理安排生产，节约原油生产成本。
国内发展和应用现状
油田电力系统是油田生产的重要保障系统，为油井举升、油田注水、油气集输加工处理等生产提供动力。大港油田公司配电网建设伴随着油田的发展，规模不断地扩大。到目前为止已建成具有6KV 架空配电线路107 条，35KV 配电线路5 条，总长937 公里，配电变压器1679 台、312625kVA，各种电机2044 台、210229KW，日均负荷9.2 万KW，年供用电量8 亿多度的规模。
2004 年油田公司委托大港油田节能监测站对三条6KV 电力线路的网损（包括线损和变损）进行了测试，结果为920 线路网损率9.5%，1719 线路网损率13%，2222 线路网损率10%。若按10%的平均网损率计算，大港油田配电网每年损失的电量为800 万度，折合电费500 万元。因此，分析电网节能的潜力，采取相应的技术措施降低损耗，将会取得可观的经济效益，为油田公司节能降耗，走可持续发展道路作出贡献。
国外发展和应用现状
电力半导体装置的生产量以每年10% 的速度增长。由于电力半导体装置是以开关方式运行的, 它将引起电网电流、电压波形畸变, 使得高次谐波显著增加。另外, 油田配电系统中有大量的电焊机、抽油机配电变压器等非线性负载都会在电网中产生无功和不同频率与幅值的高次谐波,其中以电力半导体装置所产生的高次谐波最为严重,约占总谐波发生源的70% 以上。
供应商信息
国家电网公司
广东哥迪电气实业有限公司
北京帅安电气有限公司
青岛鲁信电气有限公司
天津市大松电器设备有限公司
浙江万沙电气有限公司
河南—德母线槽制造有限公司
经典案例
2．
改造方案
根据电力系统的现状分析对配电系统的改造主要应从3 个方面进行一是应用节能型变压器
逐步淘汰高耗能变压器新增负荷采用节能型变压器降低变损调整部分负荷率较低的变压器提高负荷利用率直接更换部分接近报废期的变压器二是在6 10 kV 电力线路上进行高压补偿与低压补偿相结合分散补偿与集中补偿相结合的综合补偿方式提高功率因数三是对电流密度超标的配电线路进行改造更换为大截面导线使电流密度降到0.9 以下
1 更换变压器
各采油厂根据自身变压器资源状况重点淘汰现有高能耗的S7 型变压器采用S11 型低损耗变压器并根据负荷情况合理配置容量使变压器平均负荷率达到60% 75% 通过改造既降低了变压器本身的损耗又减少了变压器的安装容量从而降低了生产运行成本S9 型和S11 型系列电力变压器是我国目前较为普及的产品通过对相同容量不同型号变压器功率损耗进行比较S11 型系列电力变压器的损耗值与S7 系列相比空载损耗可降低约41% 负载损耗降低约30% 以S11-800/10 型变压器和S7-800/10 型变压器为例按使用年限为20 年负荷率75% 通过总拥有费用法TOC 进行比较20 年间单台S11型比S7 型变压器支出减少70 393 元S11 型变压器较S7 型变压器节能效果较为明显在油田采油生产过程中多数采油设备为游梁式抽油机电机的启动负荷较大运行中的负荷波动也很大由于S11系列变压器的最佳效率区较宽既保证了变压器的安全运行又能保证变压器的经济运行同时由于S11 系列变压器取消了储油柜采用全密闭波纹油箱并加装了压力释放阀属于免维护产品变压器油不与外界空气接触减缓了绝缘材料老化其使用寿命比普通变压器要长很多降低了运行维护费用减少了变压器停电检修对生产经营的影响其经济和社会效益十分可观因此对于今后新建产能项目全部采用S11 型或节能效果更佳的变压器老区已有的928 台S7 型变压器根据使用情况逐步淘汰更新用S11 型及以上变压器代替
2 低压就地补偿和高压节点补偿相结合根据油田的生产特点宜采用低压就地补偿和高压节点补偿相结合的方式即在用电设备处先进行低压就地无功补偿然后在高压线路的分支节点上安装一定容量的高压补偿电容以达到平衡剩余无功电流提高功率因数到0.9 以上的目的需要注意的是油田配电系统的负荷变动频繁应根据负载变化按照网损最小的原则定期对线路上的高压集中补偿容量进行调整以达到最佳补偿效果目前较为有效及时的办法是在配电线路出口处增加自动抄表系统动态监测线路补偿状态华北油田针对11 条功率因数较低的单井线路做了高压节点补偿试验补偿前功率因数平均为0.65 补偿后功率因数平均为0.95 年节电量为138.16 104kW h 节约费用约为82.9 万元
3 对配电线路进行合理调整
由于油田地面建设的滚动开发单井线路长度不断增加负荷越来越重远远超过设计承载能力部分配电线路在路径和导线截面选择上没有统一规划和设计导致导线截面偏小线路交叉现象时有发生线路后段电压降偏大有些线路末端电压损失高达10 因此对路径和导线截面不合理的线路进行调整改造是很有必要的通过对配电系统实施改造措施预计可以将变压器损耗率由3.8 降低到2.8 S11 型变压器负荷率在75 工况下损耗约为2 线路损耗由9.22 降低到3.2 总电网损耗控制在6 以内
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