为了实现供电网的节电，我们可以借鉴外国的先进经验，在油气田自管电力系统中，学习推广以下技术：①优化电源结构，最大限度减少一次投资，主要采取挖潜改造满足油田发展的用电需要，新建电厂应选用高效设备。②油田新建110kV以上电网时，可采用绝缘子串并联方式，110kV以下电杆采用深埋，取消拉线。35kV和６（10）kV架空线可采用顶端两线的架设方式。③推广110kV、10kV直供系统，变电所设备实现无油化，无值守（少人看守）。④35kV及6（10）kV由架空线路供电改为电缆供电，可以先进行示范。⑤完善防雷设计。⑥加快推进电力系统的在线检测和带电拆装检修工作。⑦学习柏林电力系统实施DSM经验，加快油田电力调度系统功能的实用化步伐。同时各油田均应尽快建立电力负荷自控中心，有条件的逐步引进照明自控及自动收费系统。

    综合资源规划（IRP）是一个用于重大资源规划和调研活动的决策过程。需求方管理（DSM）是作为供应方的电力局、电力公司等单位，采用技术上、行政上和财政激励等手段，鼓励需求方（用户）采用各种有效的措施和节能技术改变其需求方式，在保持能源服务水平的情况下，有效地降低能源消耗量及负荷水平，双方求得最低成本的管理方法，从而减少或推迟新电厂及电网建设，以达到节约投产和一次能源消耗量，获得明显的经济效益和社会效益的目的。传统的电力规划单纯地扩大供应能力以满足需求目标，这样既加大了资金和能源资源的投入压力，也加重了环境污染和治理费用。石油是重要的一次能源，但石油生产也要消耗大量的二次能源，致使电力供需矛盾突出，电力生产、供应和煤炭运输的压力很大，负荷峰差也越来越大，无疑实施IRP及DSM是解决上述问题的极为重要的策略和手段之一。

    为进一步搞好IRP和DSM工作，应做好以下几方面的工作：①进一步加大石油电力系统实施IRP及DSM的工作力度，抓好大庆等主力油气田电力系统的IRP及DSM示范区。不断提高电网的安全经济运行水平和供电可靠性，努力实现“九五”石油电力系统的全面技术进步和增效工作目标。②充分发挥现有电力调度自动化的功能和责任，全面推进和实施油田电力负荷分级集中控制和管理系统，力争２～３年内基本实现对35kV以上负荷的集中控制与管理。有条件的油田，如东部的大庆、辽河和西部的新疆、塔里木、吐哈等也应逐步建立起６（10）kV的负荷控制和管理中心。③新区电力建设的规划设计工作应有新思路。要运用IRP和DSM的科学方法，从实际需要出发，采用先进的技术装备和现代化的管理技术，优化电源结构，最大限度地降低投入和运行维护的工作量。对老区滚动开发的用电安排，应在科学挖潜、改造和充分论证的基础上进行。今后将研究确定改进油田输配电系统的工程设计规范工作，更好地为石油天然气工业发展服务。

    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。

    由于油田电网负荷中普遍存在着电动机和配电变压器的“大马拉小车”现象，而且配网的线路长度过长，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。

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