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油田电网供电系统节能方案探讨

文档作者：李赞文档来源：大连理工大学电子信息与电气工程学部		点击数：	更新时间： 2025年09月02日
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上一篇：油田配电网谐波治理方案及效果分析

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技术解决方案
油田电网供 电系 统节能方案探讨
李 赞
(大连理工大学电子信息与电气工程学部，辽宁大连116024)
[摘要] 通过对电网中的线路、变压器、无功补偿等节能方法及其应用进行论述，对电网的建设及改造提供节能依
据，为企业节能降耗提供参考。
关键词 油田供电系统节能无功补偿
中图分类号F206
1电网节能降耗的方式
电力集团公司为辽河油田专业化的供电单位，担负着
辽河油田生产、生活供电任务，因此安全、可靠、优质供
电是其工作的重点。供电系统的节能降耗是优质供电的一
项主要工作，也是提高经济效益指标的一项重要内容。图
1为电力集团公司的供电业务流程。国网公司对电力集团
公司的电费结算为一次变出口计量，电费的构成分为容量
电费和电量电费；同时国网公司对用户进行力率考核，根
据一次变考核计量点的力率情况实施相应的奖惩。根据国
网公司电费计量的方式和力率考核的要求，电网的节能降
耗主要是合理配置电力集团公司所辖变电站的主变容量，
减少容量电费的支出；降低电力传输过程中的各种损耗，
减少电量电费的支出；维持国网公司考核计量点的力率在
0．95左右，尽可能获得国网公司力率奖励电费。
国
用户
电力集团公司管辖
图1 供电业务流程图
2 电网节能降耗的措施
电力集团公司供电业务流程主要分为66kV输电线路
部分、降压变电站部分、6kV配电线路部分和配电变压器
部分。下面从节能降耗的角度分析每部分能采取的节能降
耗措施。
2．1 66kV输电线路
66kV输电线路采取的节能降耗措施主要是减少电能
在线路传输过程中的功率损耗，提高电能输送效率。
2．1．1 66kV输电线路现状
电力集团公司现有输电线路93条，分布于盘锦、锦
收稿日期-2017—01—11
122 l WWW chinaet．net f中国电工网
州、鞍山、沈阳、辽阳和通辽。从国网公司一次变出口的
电源线路有37条，这些线路是电业局与电力集团公司进
行电量结算的计量点，也是国网公司对电力集团公司进行
力率考核的线路。电力集团公司通过优化电网结构和运行
方式，不断降低66kV输电线路的网络损耗；同时通过优
化变电站的无功管理，合理配置无功补偿设备，每年都能
获取国网公司高额的力率奖励。这些线路的功率因数都运
行在0．95附近，2015年获得国网公司的力率奖励为
1 109．5万元。
2．1．2 66kV输电线路存在问题
电力集团公司的66kV输电网络整体上布局合理， 网
架结构坚强、运行经济。近年来，国网公司为满足负荷增
长需求，不断调整系统电网结构，新建了一批一次变电
站，而电力集团公司供电线路并未做相应调整，造成部分
输电线路接人不合理，近电远供，迂回供电。如果这些变
电站从新建一次变重新引出电源线路，那么将大大缩短电
源线路的路由，大幅降低电源线路的电能损耗。根据国网
公司一次变的位置及电力集团公司66kV线路的状况可
知，问题比较严重的线路主要有沈五变的孙兴线，储气变
的天储线，龙湾变、高热变供电的新热线。
2．1．3输电线路损耗
有功损耗为：
△PI 一3Ic2R × 10
无功损耗为：
△QL一31 。X×10
线路年有功电能损耗为：
△Ⅳ I 一API r
式中，△P 为有功损耗，kW； △Qf 为无功损耗，kvar；
△ 。 为线路年有功电能损耗，kw ·h；R为每相线路电
阻，Q，R=rl；X为每相线路电抗，Q，X一 “ ；Z为线路
计算长度，km；L为计算相电流，A；r、．r分别为线路
单位长度的交流电阻及电抗，,Q／km；r为最大负荷年损耗
小时，h。
由此可知，影响输电线路电能损耗的主要因素有线路
长度、线路阻抗、线路负荷及线路功率因数。由于66kV
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输电线路网络已建成，线路的负荷要满足油田生产的实际
需要， 已没有调整的空间，同时线路的功率因数已运行在
高位，不需调整，因此目前降低输电线路损耗的主要措施
是对线路长度及阻抗进行调整。
2．1．4解决方案及效果
对于66kV输电线路，通过选择合理的一次变接人方
案、缩短输电线路的长度和减少线路的阻抗，就能降低电
能传送过程中的电量损耗。
(1)将沈五变的孙兴线由孙家一次变改为杨式岗一次
变供电，可缩短供电路由30．4km。孙兴线导线为LGJ一
185／30，平均运行电流为10OA，改造需投资1 000万元左
右，每年节省电费104万元，大约9年收回投资，投资效
益较高。
(2)将储气变的天储线由天河一次变改由储气变附近
的南环一次变供电，可缩短供电路由15km。天储线改造
需投资1 000万元左右，每年节省电费147．69万元，大约
7年收回投资，投资效益较高。
(3)新建黄沙坨一次变至龙湾变66kV线路新热线，可
缩短供电路由22kin。新热线改造需投资700万元左右，
每年节省电费21．3万元，大约33年收回投资。该线路较
长，运行维护的工作量越大，在人员和设备管理上需不断
投入，每年66kV线路运行维护费用较高，在安全管理上
也会增加相应的风险，需结合投资回报率进行综合性研
究。
2．2降压变电站部分
降压变电站部分可采用新型变压器，以降低变电站主
变的功率损耗；通过合理配置无功补偿设备，争取国网公
司的力率奖励；根据变电站周边负荷情况合理配置变压器
容量，减少容量电费的支出。其中，合理配置变电站主变
的容量是最直接有效的节能降耗办法。
2．2．1主变现状
电力集团公司共有66kV运行变压器112台，总容量
为971．6MVA。变电所在设计时都按照2台主变考虑，并
根据负荷大小合理选择主变容量。通过综合分析变电站的
主变负载率情况，每年在负荷淡季采取减容措施，变电站
采用单主变运行，能有效减少容量电费支出。2015年通过
制定合理的主变减容计划，全年减少对国网公司的容量电
费支出728万元。
2．2．2主变压器存在问题
目前，电力集团公司有S11系列66kV低损耗变压器
29台，高耗能主变压器较多(S7型有44台)。这些设备的
电能损耗比现行标准高1—2倍，根据《淘汰落后生产能
力，工艺和产品的目录(第一批)，需逐年淘汰S7非节能
型变压器。
2．2．3解决方案及效果
由于影响变压器损耗的因素主要为变压器本身的特性
和所带负荷情况，而所带负荷已采取调整运行方式等措
施，因此只能在选型上考虑将S7型变压器更换为S11型
节能变压器。
有功损耗为：
△P—P。+KT Pk
无功损耗为：
aQ=Qo+K yOk—Io S +K s
综合功率损耗为：
△Pz一△P+ KQ△Q
式中，Q0为空载无功损耗，kvar；P。为空载损耗，kW；
P 为额定负载损耗，kW；S 为变压器额定容量，kVA；
J。 为变压器空载电流百分比； 为短路电压百分比；
为平均负载系数，取44 ；K 为负载波动损耗系数，
取1．05； 为额定负载漏磁功率，kvar；KQ为无功经济
当量，对于由区域线路供电的110～35kV降压变压器，系
统负载最大时取0．02kW／kvar。
(1)S7—6300／66型：有功损耗△P一1O．1kW+1．05×
0．44 ×41．74kW 一18．585kW；Qo≈ J0 SN一0．53 ×
6 300kvar=33．39kvar，Qk≈Uk SN一8．84 ×6 300
kvar=556．92kvar，则无功损耗aQ=33．39kvar+1．05×
0．44。×556．92kvar一146．6kvari综合功率损耗△Pz一
18．585kW+o．02kW／kvar×146．6kvar：2l_517kW； 年
度总损耗△Ⅳ 一zXPz×丁一21．517kw ×7 884h一169 640
kW ·h；按0．6元／(kw ·h)计，年度费用损耗为1O．1万
元。
(2)S11—6300／66型。有功损耗△P一7．205kw +
1．O5× 0．44 × 33．036kW 一13．9kW ； Qo≈ jo SN一
0．27 ×6 300kvar=17．01kvar，Qk≈ SN一7．88 ×
6 300kvar一496．44kvar， 则无功损耗△Q一17．01kvar+
1．05×0．44 ×496．44kvar=l17．926kvar；综合功率损耗
△Pz一13．9kW+0．02kW／kvar~ll7．92 kvar 16．25kW；
年度总损耗△ 一△Pz× 丁一16．25kW×7884h一128 182
kW ·h；按0．6元／(kW ·h)计，年度费用损耗为7．69万
兀。
综上所述，更换为$11型变压器后，年度结余电费
1O．1万元一7．69万元一2．31万元；变压器报废回收残值
6 300×25元一15．75万元；S11-6300变压器采购价格为
6O万元，则回收投资年限为6O÷2．31~26年。通过计算
可知，更换新型变压器后，经济效益较差，且现运行的变
压器状况较好，尚未到使用寿命，仍满足生产需要，因此
不建议实施报废更新。
2．3 6kV配电线路部分
6kV配电线路部分可通过合理配置线路无功补偿设
备，来减少配电线路的电能损耗，保持配电线路合格的供
电电压。
2．3．1 6kV配电线路现状
电力集团公司共有6kV配电线路181条，其中106条
功率因数在0．85以上，13条功率因数在0．8～0．85，17
条功率因数在0．7N0．8，17条功率因数在0．7～0．6，28
条功率因数在0．6以下。《供电营业规则》规定“其他电力
2017l 5(A)期l 123
技术解决方案
用户和大、中型电力排灌站、趸售转供电企业，功率因数
为0．85以上”，因此电力集团公司6kV输电线路功率因
数大多在合格范围内，但部分线路功率因数没有达标，造
成线路电能损耗增加、电压合格率低。
2．3．2 配电线路损耗
功率因数低会对电网造成很多不利影响， 主要表现在
以下几方面。
(1)配电线路损耗。电网有功功率的损耗与功率因数
的关系为：
AP= 3I。R × 10一。一3P R × 10一。／(Ucosq~)
式中，P为通过输电线路的有功功率；R为输电线路的电
阻；cos 为输电线路的功率因数。
由此可知，有功功率损耗与功率因数的平方成反比，
随着功率因数的恶化，有功功率损耗也急剧增加，大大地
增加了电力成本。
(2)供电电压质量不合格。线路的电压损耗与功率因
数的关系为：
一 三__． AU一亓 一 · (Rcosq~+ Xsinq9 一 P(R-+- t an@()
T T
ucos@ 。 ’ u
式中，△U为配电线路的电压损耗；tanry为对应线路cos
的正切值。
由此可知，随着功率因数的降低，ta 相应增大，造
成配电线路电压损耗的增加，导致配电线路电压质量不合
格。
线路补偿电容量为：
Q —P(tan铆一tanq~)
P一1．732UIcos@
式中， 为需要补偿的电容量； 为补偿前功率因数
角； 为补偿后功率因数角。
以十七站线9723为例，线路实际运行有功功率P为
373kw，实际运行功率因数为0．38，补偿后功率因数达到
0．90，则线路补偿电容量Q为727kvar~减少的功率损耗
P1— 3P R× 10 ／U2× [(1／cos~)。一(1／cos~) ]一
23．112kw；按0．6元／(kW ·h)计，年节约电费为12．15
万元。
2．3．3改善和提高功率因数的办法
改善和提高功率因数不仅可减少电能的损耗，而且对
改善电压质量和增加线路有功功率传输有着显著的作用。
改善和提高功率因数的方法主要有以下两种。
(1)提高自然功率因数。提高电机和变压器的负荷
率，并置换长期负荷低的变压器；加强规划工作，采用合
理接线方式，使电网布局合理；加强运行管理，做好调荷
工作，减少或定期切除低负荷变压器。这些方法的采用必
须视实际情况和具体条件而定。
(2)合理选用无功功率补偿装置。目前， 国内外广泛
采用电力电容器作为补偿装置，它具有安装方便、建设周
期短、造价低、运行维护简便、自身损耗小(每千乏无功
功率损耗约为0．3 ～0．4％ 以下)等优点；也可采用自动
1 24 f WWW．chinaet．net f中国电工网
无功补偿装置，其补偿灵活、稳定，但相比电容器造价更
高。
针对电力集团公司现状，对功率因数较低线路应加强
管理与考核，并加装无功补偿装置。
2．4配电变压器
配电变压器部分主要通过合理选择配电变压器容量，
选用新型节能型配电变压器，淘汰非节能型配电变压器，
来减少配电变压器的电能损耗。同时，根据配电变压器所
带负荷的情况，对现有负载率不合理的配电变压器重新进
行调配，使配电变压器运行在最经济状况，减少变压器的
负载损耗。
2．4．1配电变压器现状
电力集团公司共有配电变压器1 228台，一般设置在
负荷中心，20世纪90年代后期安装投产， 目前运行的容
量最大为800kVA，最小为30kVA。其中，295台配电变
压器负载率在4O 以下，58台在70 以上，有633台S7
高耗能变压器、295台S9高耗能变压器需淘汰， 因此
28．7 的配电变压器负载率可调整，84 的配电变压器可
考虑升级为节能型变压器。
2．4．2配电变压器存在问题
(1)S7、S9型配电变压器较多，其空载损耗和短路损
耗均较高，比$11系列变压器高出40 ，因此更换高损耗
配电变压器带来的节能效益非常可观，且《淘汰落后生产
能力，工艺和产品的目录(第一批)》有明确规定需淘汰。
(2)当变压器负载率较低时，变压器无功损耗加大，
功率因数变差；而变压器负载率较高，过负荷运行时，会
造成变压器过热，且有功损耗加大，不利于经济运行。
2．4．3配电变压器的损耗
与主变压器损耗相同，空载损耗 是只与变压器铁
芯相关的常数，不随变压器负载而变化。而负载损耗P
为变压器绕组中的铜线圈电流损耗，根据P一12R，P 与
负载电流的平方成正比。J。 、 ％ 为变压器固定参数，
由变压器铭牌或变压器技术参数说明书提供。由此可知，
在变压器型号固定的前提下，损耗主要由受负荷变化影响
的铜耗决定。单从变压器功率损失来看，利用率在5O ～
70 为变压器损失率最低、经济运行最好的情况。
2．4．4解决方案及效果
对电力集团公司所辖配电变压器进行相应调整，在综
合了解用户负荷前提下，尽量根据5O ～70％利用率来选
择变压器容量。
(1)将负载率高和低的Sll型变压器进行调整。对同
一工区内负载率不合格的变压器进行调整，做好配电变压
器的经济运行。可调整变压器共计62台，提高效率40
以上。
(2)将厂用变压器进行整合和系统调整，保留3台变
压器，停运20台变压器； 节省年度总损耗21 024kW ·
h。
(下转第126页)
技术解决方案
合、失电瞬时断开自锁触头。
(3)将新增的得电瞬时闭合、失电延时断开的延时触
头安装在原接触器上。
(4)将新增的延时触头并联连接在启动按钮两端。
(5)用电秒表整定接触器新增的延时触头的失电延时
断开时间。
① 如图3所示， 当合上刀开关DK时接触器线圈J得
电，新增的延时触头儿瞬时闭合，此时电秒表的“K”端
和“*”端通过刀开关DK下刀闸与接触器新增的得电瞬
时闭合、失电延时断开的延时触头J1短接激磁线圈， 电
秒表不会动作。
圈J
图3 整定延时触头电路图
② 切断刀开关DK刀闸， 此时电秒表的“K”端和
“*”端因刀开关DK的切断而断开，而新增的延时触头
J1需延时才能断开，故电秒表的“220V”端和“*”端
构成回路，电秒表开始计时，当延时触头儿的延时过程
结束时，延时触头J1断开，电秒表停止计时。
③ 电秒表的计时时间就是原接触器线圈失电后新增的
延时触头延时断开的时间。
(6)“晃电”持续时间一般小于1．5s， 在这段时间
内，电压降到额定值5O 以下时，接触器脱扣、电机功率
下降、电机转速开始降低，但是电机拖动的设备由于惯性
原因其转速下降得并不明显。为此，将电机控制回路接触
器延时触头的失电延时断开时间整定为1．5s。
(7)对于其它电气设备控制回路，也可根据具体的生
产需要，将接触器延时触头的失电延时断开时间整定在大
于经常“晃电”持续的时间，如此可有效避免电网“晃
电”导致的跳闸停机故障。
3结束语
实施改进措施后，有效避免了因雷击、短路或相邻故
障造成电网短时电压波动或短时断电而出现的接触器释放
引发的跳闸停机事故，降低了设备费用，提高了电气设备
可靠性，保证了安全生产。该措施适合在“晃电”几率大
的低压控制系统新建项目中推广使用，尤其适用于已使用
的低压控制系统，在无防晃电装置的配电柜内采取该措施
可提高运行设备的可靠性。
参考文献
Eli张全元．变电运行现场技术问答[M]．北京：中国电力出版
社，2007
E23陈家斌．电气设备故障检测诊断方法[M]．北京：中国水利水
电出版社，2009
(上接第124页)
(3)逐步淘汰S7、S9系列变压器，并根据负荷实际情
况匹配合理容量，以最大程度减少配电变压器的损耗。
3节能降耗实施方案
通过对电网电力传输过程的分析， 由电能输送过程中
各部分的损耗计算可知，可在电能传输的输变配等环节采
取节能降耗措施，淘汰高耗能的电力设备，合理分配电能
的传输，加强电网运行管理。
3．1持续做好电网的经济运行管理工作
根据2016年供电负荷变化的情况， 继续做好变电站
主变压器的减容工作，制定2016年电力集团公司季节性
主变减容计划，合理配置变电站主变容量，减少容量电费
支出；同时做好一次变出口66kV无功补偿工作，精确控
制功率因数在最佳指标。通过以上措施，2016年预计减少
容量电费支出975万元， 计划获得国网公司的力率奖励
1 100万元，共获得效益约2 075万元。
3．2 66kV输电线路的路由改造
对孙兴线、天储线、新热线进线的供电路由进行改
造，减少66kV输电线路的线损。
3．3 6kV配电线路安装无功补偿装置
选取功率因数运行在低位、线路末端电压过低的6kV
126 f WWW．chinaet．net l中国电工网
配电线路安装无功补偿装置，提高线路功率因数，减少配
电线路线损，提高配电线路电压合格率。在配电线路上加
装线路自动无功补偿装置，使功率因数达到0．85以上，
出口电压不偏移±5 。据统计，27条配电线路共需安装
11 194．47kvar的无功，需改造资金约为140万元，大约
0．5年收回全部投资，投资效益很高。
3．4节能型配电变压器更换
对配电变压器进行更新，将S7、S9型变压器更换为
Sll型变压器，并对S11节能型变压器进行合理配置。通
过减少变压器的轻载、空载运行，尽量减少闲置的负荷容
量，降低配电变压器损耗，提高配电变压器经济运行质
量。
基于S7、S9、S11型变压器的耗能情况及变压器采购
价格可知，S7型变压器更换为Sl1型节能变压器，根据变
压器不同容量大概需要10年收回成本，S9型变压器更换
为S11型节能变压器则需要14～18年收回成本，因此配
电变压器更新的效益情况较合理。据统计，更换S7型及
其它老型号非节能型变压器的总量为669台，大约需要变
压器购置费用为1 400万元，5．6年内收回全部投资；更
换S9型非节能型变压器的总量为128台，大约需要变压
器购置费用为290万元，27年内收回全部投资。
(编辑丘石)

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