油田节电范文

2024-06-03

油田节电范文（精选4篇）

油田节电第1篇

关键词：油田生产,供电设备调整,用电设备调整,工艺流程调整,节电管理

随着油田生产规模的不断扩大，生产系统用电量逐步增加，目前采油单位电力消耗费用占生产总成本的1/3，节电已成为降低油田生产成本的重要措施之一。为此，现结合油田管理的几个节电事例，进行“三调整”节电途径探讨，明确油田节电工作的主要方法，确定采油单位生产管理系统节能降耗的主攻方向。

1 油田生产“三调整”节电管理方法的具体实施途径

1.1 结合油田生产实际，对供电设备进行调整，消除电能浪费，是节约电能的主要途径

在油田井站工艺生产系统改造之后，有一些岗位因生产规模扩大相应增大供电设备，提高用电负荷，但也有的岗位因生产规模缩小，减少用电量，而供电设备的容量没有降低。为此，需要采油单位结合生产实际，对供电设备进行优化调整，消除电能浪费问题。例如：第二油矿为了减少供电设备损耗问题，针对杏二联合站、杏八注水站、杏十二注水站的个别岗位生产规模降低，对容量大的变压器及时根据所带负荷进行调整，对8台变压器进行了调小更换，匹配用电系统的供电设备，减少变压器自耗电量，三座站日节电107.6 kWh，年减少电能损耗3.93×104kWh，消除了不必要的电能浪费。

在大庆油田进入高含水开发时期，井站的生产工艺改造越来越多，如果采油单位都在供电设备优化调整上积极做工作，节电工作应该是大有潜力可挖。所以，今后的油田管理有必要紧紧结合生产实际，根据生产负荷的变化，及时调整供电设备，这确实是消除电能浪费，节约生产成本的直接有效途径。

1.2 根据油田生产实际，对用电设备进行调整，减少用电负荷，是节约电能的有效方法

在大庆油田的每一个采油区域所形成开采集油系统，其管理中心是转油站。每座转油站的大小用电设备都在10台以上，其中比较大的耗电设备就是外输油泵、掺水泵，它代表着一个采油队的生产能力。由于原油产量逐步自然递减因素的客观存在，使有些采油队的产量不能满足外输油泵满负荷运行，许多站出现了“大马拉小车”现象。消除转油站电能的无功损耗，需要根据油田生产实际，对用电设备进行调整，减少用电负荷。例如：第二油矿针对12座转油站搞了一次用电负荷调查，对“大马拉小车”的机泵采取了相应的节电措施。一是针对扬程超出系统要求的机泵，采取减级措施。围绕三座转油站的7台输油泵、3台掺水泵的机泵泵管压差都大于一级叶轮扬程的问题，采取机泵减级措施，日节电906 k Wh，年节电33.069×104kWh。二是针对外输液量减少的转油站，采取换泵措施。围绕2座转油站系统区域油井产量递减，外输液量减少到原设计外输量的2/3，使2台泵不能达到满负荷运行，造成电能的浪费问题，按照集输系统生产要求，对4台输油泵进行选型换泵，年节电61.247×104k Wh。三是针对不能满负荷运行的输油泵，采取换电机措施。由于高含水油井的关井，第二油矿一座转油站的外输液量出现减少，输油泵不能满负荷运行，造成了电能浪费，第二油矿将油水两用泵的75 kW电动机更换为75/55 kW的双功率电动机，在运行中调为电动机55 kW，经过实际应用，年节电5.69×104kWh，该机泵既能够满足生产的需要，又达到了节约电能的目的。

随着大庆油田开采时间的延长，老区井网应该是原油产量逐步递减的过程，每个区域的原油产量不能满足转油站外输油泵满负荷运行，出现了“大马拉小车”现象，造成电能的无功损耗。所以，根据油田生产实际，及时采取了相应的机泵更换、机泵减级、电动机调整等节电措施，这是采油单位节约电能的有效方法。

1.3 依据油田生产实际，对工艺流程进行调整，降低系统能耗，是节约电能的有效措施

油田重要生产岗位的工艺流程在经过多次改造或系统生产规模变化之后，在运行中经常出现新老流程供排不合理，既不便管理，又流失大量电能。要解决这一生产管理系统不协调问题，必须依据油田生产实际，对工艺流程进行调整，降低系统能耗。

例如：第二油矿在油田生产系统运行中，采取工艺流程调整措施，降低系统电能消耗。一是利用现有工艺条件，对系统进行供水分配调整，达到节约电能。第二油矿杏二联合站的污水岗在经过两次工艺流程改造后，运行2台污水泵，由于泵排量大，污水满足不了污水泵输水需要，必须控制泵出口阀门，造成憋泵运行和污水开连通阀循环打水现象，出现明显的“大马拉小车”问题。为了减少污水泵的电能消耗，利用现有的工艺流程，摸索调整杏二联合站污水岗和输油岗的合理分配供水关系，将污水岗污水泵停运1台，并在输油岗增启1台污水泵，使污水岗和输油岗污水泵都能在合理有效的排量范围内运行，提高了污水泵效率，降低了污水岗的耗电量，年节电量83.95×104kWh，达到了节电降耗目的。二是合理调整工艺流程，减少机泵运行台数，降低设备的电能消耗。第二油矿油田开发进入高含水后期，主要采用的是注水方式来保持油层压力，在开采过程中高含水油井关井数越来越多，地层压力由于采出液的减少而开始回升，造成注水管网压力升高，从而带来了注水泵单耗的升高、泵效的下降，出现了电能的浪费。为此，第二油矿及时与上级部门协商，对注水系统合理分配区块水量，调整工艺流程，停运1台注水泵，将管网压力降到规定范围，既能满足生产需要，又实现日节电4.7×104kWh。

在油田的许多生产岗位，会有很多流程经过局部工艺改造或系统生产规模改变，出现新老流程供排不协调、设备不匹配等问题，很多环节会造成电能流失。要解决诸多管理系统不合理问题，消除电能多耗现象，有必要根据油田生产管理实际，探索实施可以有效调整流程、能够有效优化工艺的节电管理方法，并在油田广泛推广，只有这样，才能最大程度的节能降耗与降本增效。

2 实现油田生产“三调整”节电管理方法的有效持续发展

油田热电厂热网循环泵节电潜能研究第2篇

许多集中供热锅炉房以及热电厂的热网循环泵通常是工频运转,或是多个工频泵并联运转,没有采用合理的调节方式,造成不必要的能源浪费。而单纯的对热网循环泵进行优化配置,会引起供热量不足或“大马拉小车”的情况。因此,本文基于大庆油田热电厂的集中供热系统的不同运行调节方式,对热网循环泵的节电潜力进行研究,以达到供热与节能双赢的目标。大庆油田热电厂一期工程热网系统现有循环泵的设计供水流量为13 500 t/h,其中向市热力公司管网供水流量10 000 t/h,向油田物业管理三公司管网供水流量2 800 t/h,向厂区及厂前区管网供水流量700 t/h,总供热面积1 014.2×104m2。

1 不同调节方式的节电效果分析与评价

供热系统运行调节一方面要满足热用户的供热负荷需求,同时又要最大限度地降低热源单位的供热煤耗和电耗。集中供热系统调节的方法主要有质调节、量调节、分阶段改变流量的质调节、间歇调节及质量一流量调节。由于单纯的质调节方式热网循环泵的运行能耗较高、量调节方式控制管理和运行调节较困难、间歇调节方式一般只作为供暖期开始或结束阶段的一种辅助调节手段,因此,本文仅就分阶段改变流量的质调节及质量一流量调节这2种不同调节方式下热网循环泵的节电潜力[1,2,3]进行分析与研究。

为便于说明问题,本文做以下3个假设:1)某一时刻,不管电厂循环泵运转台数的多少,都将其理想化为1台变频泵在运行;2)某一采暖期,热电厂向市热力公司管网供水流量始终保持10 000 t/h连续运行,仅根据天气变化改变供水温度进行供热调节,此时,供水流量设定为100%,循环泵耗电量设定为100%;3)供水流量在电厂厂区内的损失在整个供热管网供水流量中忽略不计。

1.1 分阶段改变流量的质调节

2012—2013年采暖期以前,油田热电厂供热调节基本采用分阶段改变流量的质调节,即将采暖期按室外温度高低分成几个阶段,管网在室外温度较高的阶段保持较小的流量,在室外温度较低的阶段保持较大的流量,在不同的阶段内改变供水温度。

大庆市2011—2012年采暖期共194天,根据采暖期室外气温变化特点,将热网运行和调节分为3个阶段:室外温度+5～-10℃时为初寒期(36天);室外温度-10～-26℃时为严寒期(115天);室外温度-10～+5℃时为末寒期(43天)。定义实际供水流量与假设供水流量(10 000 t/h)的比值为相对流量比,则这3个阶段相对流量比分别为:0.8,1和0.8。

水泵运行功率的计算公式为:

式中:N为实际工况下循环泵的电耗功率;G为相对流量比;L为设计工况下热网体积流量;H为设计工况下的系统压力损失;ρ为水的密度;η为循环泵效率。

由式(1)可知:循环泵的运行功率与相对流量比的三次方成正比。则分阶段改变流量的质调节的运行调节方式与假设运行方式循环泵耗电量比值为:

可见,分阶段改变流量的质调节方式循环泵耗电量是假设运行方式的80.13%,节电19.87%。

1.2 质量一流量调节

在热网运行调节过程中,根据供热系统的热负荷变化情况来同时改变供热系统中的供水温度和供水流量的调节方式称之为质量一流量调节。质一量并调时管网的供水流量和供水温度均随热负荷减少而减小。根据每1个室外温度下不同的热负荷利用供热管网流量计算公式以及供热调节基本公式便可以计算出与之相对应的最佳供水温度和流量。2012—2013年采暖期油田热电厂与市热力公司通力合作,采取了质一量并调的运行调节方式,经统计管网平均供水流量为8 591 t/h,相对流量比为0.859 1。

则质一量并调运行方式与假设运行方式循环泵耗电量比为:

质一量并调的运行调节方式热网循环泵耗电量是假设运行方式的63.41%,节电36.59%。

质一量并调是以热负荷为主要的调整参数,2012—2013年采暖期市热力公司与油田热电厂通力合作,以满足用户需热量为前提,进行供水流量与供水温度的调节。据统计:2012—2013年采暖期热网循环泵耗电量为1 929.88×104 kWh,比采用分阶段改变流量的质调节方式减少了509.05×104 kWh (电价按0.5元/kWh计算,折合人民币254.52万元)。

2 供热循环泵节电潜能研究

2.1 负荷查找法对节电潜能的研究

将对应采暖期内的2-4月份做为统计期,统计期内2011-2012年和2012-2013年供热面积分别为571.7×104 m2和741.7×104 m2,对应供水流量的加权平均值分别为7 514 t/h和8 385 t/h,供回水温差的加权平均值分别为19.3℃和23.4℃。

采暖热负荷热水热力网设计流量计算公式[4]:

式中:G为热力网设计流量;Q为设计热负荷;c为水的比热容;t1为热力网供水温度;t2为各种热负荷相应的热力网回水温度。

运用式(4)在温差保持不变的情况下,将2011—2012年统计期数据按2012—2013年统计期热负荷(即741.7×104 m2供热面积)进行换算,得出换算供水流量的加权平均值为9 748 t/h。

再运用式(1)进一步计算出2个统计期内循环泵的耗电量分别为92.63%和58.95%,与假设运行方式相比,节电量分别为7.37%和41.05%。

2.2 温差查找法对节电潜能的研究

根据统计:2012—2013年采暖期比2011—2012年采暖期平均供回水温差提高了3.6℃,统计期内提高了4.1℃。电厂供水温度设计是1 15℃,回水温度设计是70℃,温差是45℃。2012—2013年初寒期的供回水温差平均为14.8℃,严寒期为31.3℃,末寒期为18.8℃,整个采暖期平均为25.7℃,最大为39.8℃。

按采暖期供回水温差平均提高45℃-39.8℃=5.2℃,即提高1.2倍,根据流量计算公式,供水流量降至原来的83.2%,从而循环泵耗电量降至原来的57.87%,有63.4%×57.87%=36.69%,与假设运行方式相比,节电量是63.31%。

2.3 运行方式调节方法研究

由上述研究可以看出,采用质一量并调,合理地设定热网系统供水流量,提高供回水温差,能够克服“大流量、小温差[5]”的运行方式带来的弊端,可以大量节省循环泵耗电量。

供热系统出现“大流量、小温差”的原因是热力失调。市热力公司的诸多热力站供热管网水力存在不平衡[6],流量上不去,靠近热电厂的几个站(万宝、澳龙、东城领袖、三永湖等)流量过大,住户室温较高,引发开窗降温,造成热量流失;远离电厂的几个站(格林小镇、湖滨、堤香、彤基等)流量不足,室温较低,“近热远冷”现象比较普遍。

对于市热力公司,在每个热力站投入运行前,都要合理分配一级管网供水流量,仔细进行管网调节,使各热力用户分配热负荷接近设计值,在给热电厂的供热函中,要以供热负荷为主要调节参数。

对于热电厂,应使循环泵处于良好的运行或备用状态、做好泵的运行调节方式和提高供回水温差的集中运行调节,针对大庆市采暖期长,初、末寒期昼夜室外温差大的特点,采取质一量并调的运行方式,对于安全、环保、经济运行的效益是不言而喻的。

3 结论与展望

(1)采用质一量并调的运行调节方式,合理地设定热网系统供水流量,提高供回水温差,能够大量节省循环泵耗电量。油田热电厂目前的运行调节方式“以质调节为主、量调节为辅的方式控制[7,8]运行参数”应予以修订。

(2)循环泵理论节电量63.31%,随并联运行泵台数的增多而减少,同时泵多容易出现检修质量及运行随意性操作等问题,因此应寻求减少循环泵台数的途径。方法适用于各电厂机组凝结水泵、循环水泵等的节电分析。

目前我国正在加速推广采暖热能分户计量,供热企业可以根据用户实际热量需求进行供热系统调节,既提高了住宅用户的舒适度,又节能减排,实现社会可持续和谐发展。大庆市热力公司所辖供热管网主干线于2013年以前进行了整体更换,有81所间供站,3所直供站,1所直供与间供共存,直供站随时可以改成间供站,现正在进行多热源联网、分阶段改变供热面积2方面的系统优化运行项目的研究;油田物业管理三公司所辖供热管网直供改间供工程和东光小区直供改间供项目早已完工,正进行配套设施完善和优化运行调整工作。如何在此契机当中,摸索出一条最优的供热循环泵节电办法,对于油田热电厂实施热网系统优化运行、厂区及厂前区热网改造以及循环泵更换大泵及变频改造可行性研究具有现实指导意义。

参考文献

[1]宁太刚,马世君.直连混水供热系统不同调节方式及水泵能耗分析[J].节能技术,2010,28(3):268-271.

[2]李宝柱.浅谈对供热系统多热源联网运行的认识[J].区域供热,2011,6(6):12-18.

[3]孔令军,高红桥,李超.浅谈水力平衡与供热节能[J].区域供热,2011,3(3):85-88.

[4]CJJ 34—2002,城市热力网设计规范[S].建设部,2002.

[5]魏兵,李丽.我国热网的现状及供热节能的对策[J].制冷与空调,2008,22(3):28-30.

[6]马仲元,马宏雷.供热管网水力平衡调节新方法及设备[J].制冷与空调,2005,18(4):36-37.

[7]赖举.计量供热系统热网的自动控制[J].制冷与空调,2006,19(4):43-45.

油田节电第3篇

油田原有的注水站采用的注水泵都是老式的不能调速的恒压横流注水方式,存在很多的问题,电机长期处于高消耗状态运行,耗电量非常大。造成了很大的损失,也与现如今国家提出的节能减排相矛盾。因此,我们可以采用交流变频调速,根据实际的需要流量和压力来控制电机——注水泵系统的转速,实现注水泵变水量变压力控制,可以很好的节电。

二、变频系统的原理

由于注水泵所需实际流量比泵的额定流量小,因此节电潜力较大。系统中注水泵的注水控制由变频器通过油井压力变送器的回馈压力值,与事先预设在变频器中的压力值进行比较,变频器中的PID调节器自动根据差值进行运算并调节控制变频器的频率,即变频调速运行,同时,变频器的运行参数通过内部计算机接口和通讯协议传输至计算机工作站,在计算机上可以随时检测和控制系统运行压力、电动机转速、输入/输出电压、输入/输出电流等参数,达到系统自动节能运行的目的。变频系统控制原理如图1所示。

三、变频调速在油田注水泵的应用

在油田注水泵使用变频调速不需要输入输出变压器,而是由绝缘栅双极晶体管直接串联逆变的变频调速装置,注水压力和注水流量根据采油情况设定,实际的注水流量和压力分别由流量变送器和压力变送器检测并送回控制器。

逆变器的控制是由单片机组成的PWM逆变控制器,它根据设定的注水流量和压力,可以非常方便地进行变频控制,从而实现整个系统的高度自动化。

四、系统调试方式

系统的调试关键是各种参数的设定,主要是PID的参数选择。要正确设置Kp、Ki、Kd三个参量,使系统稳定运行。可先让PID自整使用变频调速之后的情况定,根据整定出的数值再适当调整,使变频器的频率变化能适时的跟踪系统压力的变化,直到系统稳定为止。

五、变频器系统与原有控制系统的比较

与原有的控制系统相比,在油田注水泵采用变频调速系统具有以下特点:

(1)变频控制方式,操作方便,极大地减轻了工人的劳动强度,提高了工作效率。

(2)启动噪音低,在启动过程中电动机从低频开始缓慢加速,经20 s后达到设定频率,由于启动电流很小,保护了用电设备,延长了电动机的使用寿命,提高了电动机的效率,节约了维修成本。

(3)系统采用一拖二控制方式,采用压力变送器反馈电流信号(4～20mA)至变频器中央处理器(CPU),经PID控制组成闭环控制系统,其输出频率的大小由中央处理器控制,使电动机的转速自动增加或降低;当压力超过设定的目标值(一般大于目标值的105%)时,其中第一台电动机转为工频运行,变频器启动第二台电动机变频运行,保持水压恒定。这将大大提高注水泵的工作效率。而普通的工频控制方式(原有的控制方式)则不能实现这样的目的。

六、节电效果分析

对某油田注水泵进行了采用变频调速前后进行了分析:

使用之前的耗电情况

由表得出:注水泵电动机在使用变频器前后的节电率为:

尽管有注水量各方面条件的影响,会影响实际的节电率,但是从现场运行情况的实际效果来看,总体的节电效果还是很不错的。

七、总结

因此,采用变频调速装置对油田注水泵用电动机实行变速调节,使得注水泵在大流量、小流量、高压力、低压力中的任一工况下均可运行,可以用压力闭环或流量闭环控制注水泵的压力或流量,在注水站工况发生改变时,变频器可以使注水泵自动调节注水压力或流量。此时,泵的出口阀门全开,使泵的压差减至零。这样,既节约了电能,还提高了系统的自动化水平,同时降低了系统的噪音,减轻了工人的劳动强度。

参考文献

[1]殷海双,王永安,齐元俊.基于LabVIEW的油田注水泵状态监测系统[J]科学技术与工程.2010,(9)

[2]白连平.组合变极调速在油田注水泵站中的应用[J]电气技术.2008,(9)

[3]徐秀芬,殷海双,侯永强,宗强.基于虚拟仪器的油田注水泵机组故障诊断系统[J]大庆石油学院学报.2009,(3)

油田节电第4篇

1.1 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，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。

1.2 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。

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)一些配电网供电半径过长，远远超出合理输送距离，也是造成网损过大的原因。

2 功率因数及无功补偿

油田电网负荷中普遍存在着电动机和配电变压器配网的线路长度过长的现象，这都是造成功率潮流中无功功率比重较大的原因。直接表现则是电网的自然功率因数过低。为了提高功率因数，使其达到国家标准(不低于0.9)，则必须对电网进行无功补偿。目前采用在配变电所6(10)kV母线上装设集中补偿的电容器组，大都能使供电网出口功率因数达到0.9以上。但是由于缺乏计算手段，补偿容量多是按主变压器容量的10%～15%选择，主要以补偿主变压器无功损耗为依据。但从全网观点来看，这并不是最佳补偿方案。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。

2.1 无功补偿技术

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三级无功优化补偿技术。

(1）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。

(2）二级：配电网高压无功分散补偿

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。

(3）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。通过采用这些技术，可有效地降低网损，基本上可实现配电网的优化运行。

2.2 影响功率因数的主要因素

功率因数的产生主要是因为交流用电设备在其工作过程中，除消耗有功功率外，还需要无功功率。当有功功率一定时，如减少无功功率，则功率因数便能够提高。提高功率因数问题的实质就是减少用电设备的无功功率需要量。

(1）异步电动机和电力变压器是耗用无功功率的主要设备

异步电动机的定子与转子间的气隙是决定异步电动机需要较多无功的主要因素。而异步电动机所耗用的无功功率是由其空载时的无功功率和一定负载下无功功率增加值两部分所组成。所以要改善异步电动机的功率因数就要防止电动机的空载运行并尽可能提高负载率。变压器消耗无功的主要成份是空载无功功率，和负载率的大小无关。因此，为了改善电力系统和企业的功率因数，变压器不应空载运行或长其处于低负载运行状态。

(2）供电电压超出规定范围也会对功率因数造成很大的影响

当供电电压高于额定值的10%时，由于磁路饱和的影响，无功功率将增长得很快，据有关资料统计，当供电电压为额定值的110%时，一般工厂的无功将增加35%左右。当供电电压低于额定值时，无功功率也相应减少而使它们的功率因数有所提高。但供电电压降低会影响电气设备的正常工作。所以，应当采取措施使电力系统的供电电压尽可能保持稳定。

(3）电网频率的波动也会对异步电机和变压器的磁化无功功率造成一定的影响

以上论述了影响电力系统功率因数的一些主要因素，因此必须要寻求一些行之有效的、能够使低压电力网功率因数提高的一些实用方法，使低压网能够实现无功的就地平衡，达到降损节能的效果。

2.3 无功补偿的方法

提高功率因数的主要方法是采用低压无功补偿技术，我们通常采用的方法主要有三种：随机补偿、随器补偿、跟踪补偿。

(1）随机补偿

随机补偿就是将低压电容器组与电动机并接，通过控制、保护装置与电机同时投切。随机补偿适用于补偿电动机的无功消耗，以补励磁无功为主，此种方式可较好地限制用电单位无功负荷。随机补偿的优点是用电设备运行时，无功补偿投入;用电设备停运时，补偿设备也退出，而且不需频繁调整补偿容量。具有投资少、占位小、安装容易、配置方便灵活、维护简单、事故率低等特点。

(2）随器补偿

随器补偿是指将低压电容器通过低压保险接在配电变压器二次侧，以补偿配电变压器空载无功的补偿方式。配变在轻载或空载时的无功负荷主要是变压器的空载励磁无功，配变空载无功是用电单位无功负荷的主要部分，对于轻负载的配变而言，这部分损耗占供电量的比例很大，从而导致电费单价的增加。随器补偿的优点是接线简单、维护管理方便、能有效地补偿配变空载无功，限制电网无功基荷，使该部分无功就地平衡，从而提高配变利用率，降低无功网损，具有较高的经济性，是补偿无功最有效的手段之一。

(3）跟踪补偿

跟踪补偿是指以无功补偿投切装置作为控制保护装置，将低压电容器组补偿在大用户0.4kV母线上的补偿方式。适用于100kVA以上的专用配变用户，可以替代随机、随器两种补偿方式，补偿效果好。跟踪补偿的优点是运行方式灵活，运行维护工作量小，比前两种补偿方式寿命相对延长、运行更可靠。但缺点是控制保护装置复杂、首期投资相对较大。但当这三种补偿方式的经济性接近时，应优先选用跟踪补偿方式。

3 无功补偿的效益

在现代用电企业中，在数量众多、容量大小不等的感性设备连接于电力系统中，电网传输功率除有功功率外，还需无功功率。如自然平均功率因数在0.70～0.85之间。企业消耗电网的无功功率约占消耗有功功率的60%～90%，如果把功率因数提高到0.95左右，则无功消耗只占有功消耗的30%左右。由于减少了电网无功功率的输入，会给用电企业带来效益。

(1）节省企业电费开支

提高功率因数对企业的直接经济效益是明显的，因为国家电价制度中，从合理利用有限电能出发，对不同企业的功率因数规定了要求达到的不同数值，低于规定的数值，需要多收电费，高于规定数值，可相应地减少电费。可见，提高功率因数对企业有着重要的经济意义。

(2）提高设备的利用率

对于原有供电设备来讲，在同样有功功率下，因功率因数的提高，负荷电流减少，因此向负荷传送功率所经过的变压器、开关和导线等供配电设备都增加了功率储备，从而满足了负荷增长的需要;如果原网络已趋于过载，由于功率因数的提高，输送无功电流的减少，使系统不致于过载运行，从而发挥原有设备的潜力;对尚处于设计阶段的新建企业来说则能降低设备容量，减少投资费用，在一定条件下，改善后的功率因数可以使所选变压器容量降低。

(3）降低系统的能耗

补偿前后线路传送的有功功率不变。

(4）改善电压质量

减少无功功率，则有利于线路末端电压的稳定，有利于大电动机的启动。因此，无功补偿能改善电压质量。但是如果只追求改善电压质量来装设电容器是很不经济的，对于无功补偿应用的主要目的是改善功率因数，减少线损，调压只是一个辅助作用。

4 三相异步电动机

通过就地补偿后，由于电流的下降，功率因数的提高，从而增加了变压器的容量。如一台额定功率为155电动机，补偿前功率因数为0.857，补偿后功率因数为0.967。

摘要：阐述了供(配)电系统的节电技术功率因数和无功补偿的方法。通过现场技术改造,可使低于标准要求的功率因数达标,实现节电目的。分析了无功补偿的作用和补偿容量的选择方法,着重论述了低压电网和异步电动机无功补偿容量的配置。

关键词：节电技术,功率因数,无功补偿,三相异步电动机

参考文献

[1]黄纯华,刘维仲.工厂供电[M].天津:天津大学出版社,1995.

[2]陈小虎.工厂供电技术[M].北京:高等教育出版社,2006.

[3]夏道止.电力系统分析(下册)[M].北京:中国电力出版社,1995,11.