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【摘 要】 扼要说明了实施DSM的意义，并根据中原油田供配电系统的现状及存在的主要问题，提出了切实可行降低线损的DSM技术方案。通过实施达到了节能降耗之目的，取得了显著的经济效益。
【关键词】 需求侧管理 油田电网 节能降耗 效益
1 引言
需求侧管理(DSM)是对电力用户推行节电及负荷管理工作的一种模式。DSM项目的实施可以使社会、电力用户及供电企业等都能受益。对社会而言，DSM的实施可以减少电力需求，减少一次能源的消耗与污染物的排放，缓解环境的压力，具有巨大的社会效益：对电力用户而言，实施DSM可以减少电力消费，降低企业的生产经营成本，减少电费支出，提高企业能效：对供电企业而言，实施DSM可以削减高峰时段电网调峰的压力，提高供电可靠性及服务水平，特别是在目前电力供需形势紧张的情况下，它可以大大缓解拉闸限电的压力等。因此实施DSM不论是对政府、电力企业或电力用户等都是有益的，可以取得多赢的效果，具有显著的经济效益和社会效益。
2 中原油田电网概况
中原油田电力系统始建于1976年，是随着油田的滚动开发相继建立起来的。目前已形成了一个以110kV变电所为供电枢纽，以35kV变电所深入负荷中心的输配电网络。现已建成的110kV变电所7座，总容量为372MVA，建成的110kV输电线路共13条，总长210km；建成的35kV变电所23座，总容量为310，2MVA，35kV开闭所2座，电源分别来自油田7座110kV变电所，35kV输、配电线路82条，总长度640km；6kV线路90多条，总长约340km。油田配电系统大多采用35kV直配供电方式(个别也有采用6kV的)，配电变压器和户外配电装置一般设在计量注水站内，经变压器降压(电压一般由35／0，4kV)再由计量注水站户外配电装置经低压电缆辐射配电至抽油机(增注泵)电机等负荷。其中供生产负荷如抽油机等用电的配电变压器有1357台，总容量为410，415MVA。目前油田用电负荷根据其运行特点可分为三大类：第一类为抽油机负荷，此类负荷是一种依抽油机的冲程作周期性变化，即在一个周期内，每时每刻的负荷是不同的，就中原油田而言，这类负荷约占生产用电总负荷的80％以上；第二类负荷为包括各种水泵、油泵在内的各类连续性负荷，此类负荷的运行特点是：电机起动后，负荷基本不变；第三类负荷是照明负荷，此类负荷仅在照明时间运行，运行时的负荷也是基本不变的。目前油田系统电压等级为110／35／6／0，4kV，系统年供电量为21．8×108kW·h。
中原油田电网110kV系统的平均功率因数已达到了0，95以上，满足了国家有关规定的要求。但是35kV以下系统的平均功率因数长期偏低。如35kV系统的平均功率因数只有0，87、6kV系统的平均功率因数只有0．83、低压配电系统平均功率因数只有0．59，以致造成整个供配电系统的综合网损过大(经测算，系统综合网损率为18．93％)，油气综合单耗指标约360kW·h／t，采油成本居高不下，电能浪费十分严重。根据调查在采油生产总成本中，每年电费约占20％。中原油田各级电压线路的线损率及功率因数如下表所示。
因此分析并找出系统网损偏高的原因，提出切实可行的整改措施，有效地提高中原油田电力系统电能利用率，降低油田地面电力设施运行成本，特别是在油田面临产量滑坡、油田后备储量不足的不利局面下，如何节能增效，做到少投人、多产出，具有十分重要的意义。
3 线损高的原因分析
由于近几年来油田资金较为紧张，一直存在着电网建设与改造资金投入严重不足的问题，网络结构得不到进一步调整和优化，陈旧老化耗能高国家明令淘汰、禁止使用的电气设备得不到进一步更新和改造，新的节能技术和设备得不到及时应用，再加上近些年来油田负荷的不断增加，老旧的电力网不堪重负，造成线损逐年增大，影响了油田的整体经济效益。具体存在的问题如下：
3．1 系统主网部分
(1)输电网络
由于中原油田电网是随着油田的滚动开发相继建设起来的，主网架薄弱、调节能力差。如油区运行的李拐、金堤110kV变电所、卫一、卫三35kV变电所等只有一回电源进线。一是供电可靠性差，二是在实际运行过程中线路常常超载，无法处于经济运行状态，致使线损居高不下。
(2)电网调度自动化系统
电网调度自动化系统是确保电网经济运行、平稳供电，提高调度运行管理水平的重要手段。中原油田电网电力调度自动化水平相当低下，国内电力系统早已实现了遥测、遥信、遥控等功能，而油田电力系统遥测尚未完全实现，虽然电调中心早已于1991年投入运行，但由于各种因素的影响，仅仅对网内7座110kV变电所实现了远方数据采集和信息传输，其它功能如远方控制等还未实现，更不用说网内其它35kV变电站了，就连数据采集仍然是靠人工进行。这种传统的管理模式，满足不了现代电网运行需要，系统运行的信息不能及时反馈给调度运行管理人员，无法为调度运行管理人员提供及时准确可靠的运行数据：无法使调度人员全面系统地实施对电网进行科学组织、指挥、指导和协调；无法根据用电负荷的变化，及时、灵活、准确地进行电力调度，合理地分配负荷，从而达到用电负荷的均衡等；也就无法使电网处于最佳的经济运行状态，因此需进一步完善。
(3)部分110kV枢纽变电所主变负荷率偏高急需增容
近几年来随着油田用电负荷的增长，李拐、赵村等110kV变电所(主变容量均为2x31，5MVA)等主变均已接近满负荷运行，如果不进行增容，极不利于变压器的经济运行，势必增加电能损耗。
(4)部分变电所运行的主变为高耗能型的急需改造
全油田运行的变电所共有32座，主变运行台数为62台，总容量为693．8MVA，其中有8座变电所，主变数量为16台，总容量为123，4MVA的SJL1型高耗能变压器在系统中运行，其台数约占系统运行总台数的1/3。这种型号的高耗能变压器国家早已明文规定禁止使用，这也是造成中原油田系统网损高的原因之一，因此必须改造。
3．2配电系统部分
(1)部分配电线路导线截面偏小卡脖子现象严重
虽然“八五”、“九五”期间我们对油区配电线路进行了调整改造，但改造主要集中在缩短线路的供电半径方面，线路导线的截面大部分未进行更换。近几年来随着油田用电负荷的增加，部分线路因导线截面偏小已不堪重负，造成导线运行过程中严重发热，烧断导线现象经常出现。
(2)无功补偿设备损坏严重或未补偿或补偿容量不足
就中原油田电网110kV系统的平均功率因数而言已达到了0．95以上，满足了国家有关规定。但配电系统 的功率因数长期偏低，如35(6)kV配电线路的平均功率因数一般在0．85左右：低压系统尤其是抽油机负荷单井平均功率因数只有0．42。其原因是油区供电电压波动太大(一般在10％以上，最高时可高达450V)。而现在用的电容器额定电压一般为400V，最高允许承受电压一般为440V，造成电容器因长期承受较高电压而损坏，失去补偿作用。根据调查：全油田计量注水站在用的户外配电装置有534台，其补偿设备完好的却不足一半；另有700多台小容量的独立变二次侧根本就无电容补偿；还有2637口抽油机井基本没有实施无功补偿，极个别补偿的也因补偿容量不足达不到最佳效果。根据测试凡在计量站变压器低压侧实施无功补偿的且容量合适的情况下，其功率因数都能保持在0．9以上，而未实施无功补偿的站其平均功率因数只有0．59左右。因此提高油田油区配电系统功率因数，降低系统电能损耗必须合理实施无功补偿，合理选择补偿设备。
(3)油田电力设备节电效果差，高耗能设备仍占相当大的比例
由于种种原因，油田配电系统中仍有相当数量的国家明令禁止使用的、淘汰的高耗能电气设备在系统中运行。如全油田在用的1357台配电变压器中，SJL型等高耗能变压器就有500台，总容量为201940kVA，占总台数的1／3以上。与S1l型节能变压器相比，每年多耗电能约1500×104kW·h。
4 DSM技术方案论证
为保证中原油田DSM技术顺利实施，2004年10月份，我们成立了以局生产电力总调、设计院、各采油厂、供电管理处为主的项目领导小组，对系统现状进行了详细调查，对其特点进行了细致地分析，同时针对系统存在的问题又系统分析了采取各种节电措施的可行性和经济性。在满足用电工艺要求的前提下，选择与终端设备运行特性相匹配和作业条件允许的节电技术，从而达到优化资源配置之目的。具体方案如下：
4．1 系统主网部分
(1)完善输电网络
根据油田电网结构的实际情况，为李拐、金堤110kV变电所、卫一变、卫三变等35kV变电所建设第二电源。网络完善后，一是提高了对变电所的供电可靠性，二是减轻了在运线路的运行负荷，降低了线路损耗。
(2)完善电网调度自动化系统建设
根据中原油田电网的实际情况，为保证电网调度自动化系统的顺利实现，我们首先将油田110kV、35kV变电所的常规二次控保设备改造为微机控制、保护设备，然后通过远传接口并借助于已建的微波通信信道，实现了变电所与调度中心的数据通信，实现电力调度自动化功能。
(3)对李拐110kV变电所等进行主变增容
根据李拐变等运行负荷情况，并考虑未来的发展，我们将两台主变容量由2x31．5MVA增容至2x50MVA，从而实现了主变的经济运行。
(4)将部分变电所运行的高耗能变压器更换为节能型变压器
根据中原油田的实际情况我们分别将柳屯、金堤、胡状等8座变电所的SJLl型变压器更换为SZ10型节能变压器，更换数量为16台，总容量为123．4MVA。
4．2油田配电系统
(1)对部分截面偏小的配电线路进行改造
为确保油田部分负荷过重的配电线路处于经济运行状态，降低线路电能损耗，我们对其中严重过载的10条6kV配电线路(如濮—616、濮三615等)和20条35kV配电线路(如金堤313、濮二311、南一311等)进行了改造，并按经济电流密度法合理选择导线的截面。共改造6kV配电线路30km、改造35kV配电线路150km。
(2)优化和完善配电系统无功补偿，提高系统功率因数，降低线损
安装必要的无功补偿设备，是提高配电系统功率因数，降低系统电能损耗的有效途径。提高功率因数，进行无功补偿应按“分级补偿、就地平衡”的原则，采取集中、分散补偿等相结合的方案。按照《供用电营业规则》等要求：安装无功补偿装置，通过一系列的无功补偿措施后，应将高压6kV以上系统及配电变压器台区的功率因数保持在0．9以上，最大限度地减少无功电流在设备和线路上的穿越。因此我们除了对油田35(6)kV独立变低压侧未实施无功补偿的进行实施或计量站配电装置补偿装置损坏的进行完善外，还对油田所有抽油机电机全部实施无功就地补偿。为克服以往补偿容量不足，效果不佳状况，结合抽油机负荷的特点，每口井电机的无功补偿容量应根据现场实际测试的无功功率的大小而定。
因中原油田系统电压波动较大，为确保电容器的可靠运行及保证补偿后的实际效果，我们在选择补偿电容器时保证了电容器在1．2Ue下长期运行。我们共完善计量站内无功补偿装置283台；独立变压器低压侧无功补偿装置700台：抽油机井无功就地补偿装置2637台。
该措施实施后使配电变压器台区的功率因数达到0．9以上，抽油机单井功率因数达到0．8以上。
(3)更换高耗能配电变压器降低系统损耗
根据《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》：“10千伏配电设备及设施新装或更换的配电变压器均应采用S9及以上系列的低损耗变压器”因此对油田所用的500台，总容量为212270kVA的高耗能变压器进行更换。根据节能变压器的发展趋势及在电网中的运行效果并结合中原油田的实际情况，我们更换为S11型节能变压器。该型变压器其铁损和铜损与SJLl型等高耗能变压器相比均大幅度降低。国际铜业协会的有关统计资料表明：S11型变压器的平均损耗较高耗能变压器约降低75％，而且其每千伏安容量的年损耗电量比高耗能变压器的低约70kW·h。
5 实施效果
(1)按照DSM技术方案，2006年3月份以来，我们先后对以上项目进行了改造实施，总投资共9330万元。截止到今年4月份，年累计节电为11230x104kW·h，若电费按0．5元／kW．h计算，年可节约电费开支5615万元，投资回收期约1．6年。
(2)本项目在中原油田实施后，效果非常明显，全油田电量及负荷增长得到有效控制，系统网损由实施前的18．93％降低到实施后的11．96％，降低了6．97个百分点。
(3)通过实施不但提高了系统的功率因数降低了系统的功率损耗，而且还增加了系统的输出能力，缓解了油田电力紧张的局面。
【关键词】 需求侧管理 油田电网 节能降耗 效益
1 引言
需求侧管理(DSM)是对电力用户推行节电及负荷管理工作的一种模式。DSM项目的实施可以使社会、电力用户及供电企业等都能受益。对社会而言，DSM的实施可以减少电力需求，减少一次能源的消耗与污染物的排放，缓解环境的压力，具有巨大的社会效益：对电力用户而言，实施DSM可以减少电力消费，降低企业的生产经营成本，减少电费支出，提高企业能效：对供电企业而言，实施DSM可以削减高峰时段电网调峰的压力，提高供电可靠性及服务水平，特别是在目前电力供需形势紧张的情况下，它可以大大缓解拉闸限电的压力等。因此实施DSM不论是对政府、电力企业或电力用户等都是有益的，可以取得多赢的效果，具有显著的经济效益和社会效益。
2 中原油田电网概况
中原油田电力系统始建于1976年，是随着油田的滚动开发相继建立起来的。目前已形成了一个以110kV变电所为供电枢纽，以35kV变电所深入负荷中心的输配电网络。现已建成的110kV变电所7座，总容量为372MVA，建成的110kV输电线路共13条，总长210km；建成的35kV变电所23座，总容量为310，2MVA，35kV开闭所2座，电源分别来自油田7座110kV变电所，35kV输、配电线路82条，总长度640km；6kV线路90多条，总长约340km。油田配电系统大多采用35kV直配供电方式(个别也有采用6kV的)，配电变压器和户外配电装置一般设在计量注水站内，经变压器降压(电压一般由35／0，4kV)再由计量注水站户外配电装置经低压电缆辐射配电至抽油机(增注泵)电机等负荷。其中供生产负荷如抽油机等用电的配电变压器有1357台，总容量为410，415MVA。目前油田用电负荷根据其运行特点可分为三大类：第一类为抽油机负荷，此类负荷是一种依抽油机的冲程作周期性变化，即在一个周期内，每时每刻的负荷是不同的，就中原油田而言，这类负荷约占生产用电总负荷的80％以上；第二类负荷为包括各种水泵、油泵在内的各类连续性负荷，此类负荷的运行特点是：电机起动后，负荷基本不变；第三类负荷是照明负荷，此类负荷仅在照明时间运行，运行时的负荷也是基本不变的。目前油田系统电压等级为110／35／6／0，4kV，系统年供电量为21．8×108kW·h。
中原油田电网110kV系统的平均功率因数已达到了0，95以上，满足了国家有关规定的要求。但是35kV以下系统的平均功率因数长期偏低。如35kV系统的平均功率因数只有0，87、6kV系统的平均功率因数只有0．83、低压配电系统平均功率因数只有0．59，以致造成整个供配电系统的综合网损过大(经测算，系统综合网损率为18．93％)，油气综合单耗指标约360kW·h／t，采油成本居高不下，电能浪费十分严重。根据调查在采油生产总成本中，每年电费约占20％。中原油田各级电压线路的线损率及功率因数如下表所示。
因此分析并找出系统网损偏高的原因，提出切实可行的整改措施，有效地提高中原油田电力系统电能利用率，降低油田地面电力设施运行成本，特别是在油田面临产量滑坡、油田后备储量不足的不利局面下，如何节能增效，做到少投人、多产出，具有十分重要的意义。
3 线损高的原因分析
由于近几年来油田资金较为紧张，一直存在着电网建设与改造资金投入严重不足的问题，网络结构得不到进一步调整和优化，陈旧老化耗能高国家明令淘汰、禁止使用的电气设备得不到进一步更新和改造，新的节能技术和设备得不到及时应用，再加上近些年来油田负荷的不断增加，老旧的电力网不堪重负，造成线损逐年增大，影响了油田的整体经济效益。具体存在的问题如下：
3．1 系统主网部分
(1)输电网络
由于中原油田电网是随着油田的滚动开发相继建设起来的，主网架薄弱、调节能力差。如油区运行的李拐、金堤110kV变电所、卫一、卫三35kV变电所等只有一回电源进线。一是供电可靠性差，二是在实际运行过程中线路常常超载，无法处于经济运行状态，致使线损居高不下。
(2)电网调度自动化系统
电网调度自动化系统是确保电网经济运行、平稳供电，提高调度运行管理水平的重要手段。中原油田电网电力调度自动化水平相当低下，国内电力系统早已实现了遥测、遥信、遥控等功能，而油田电力系统遥测尚未完全实现，虽然电调中心早已于1991年投入运行，但由于各种因素的影响，仅仅对网内7座110kV变电所实现了远方数据采集和信息传输，其它功能如远方控制等还未实现，更不用说网内其它35kV变电站了，就连数据采集仍然是靠人工进行。这种传统的管理模式，满足不了现代电网运行需要，系统运行的信息不能及时反馈给调度运行管理人员，无法为调度运行管理人员提供及时准确可靠的运行数据：无法使调度人员全面系统地实施对电网进行科学组织、指挥、指导和协调；无法根据用电负荷的变化，及时、灵活、准确地进行电力调度，合理地分配负荷，从而达到用电负荷的均衡等；也就无法使电网处于最佳的经济运行状态，因此需进一步完善。
(3)部分110kV枢纽变电所主变负荷率偏高急需增容
近几年来随着油田用电负荷的增长，李拐、赵村等110kV变电所(主变容量均为2x31，5MVA)等主变均已接近满负荷运行，如果不进行增容，极不利于变压器的经济运行，势必增加电能损耗。
(4)部分变电所运行的主变为高耗能型的急需改造
全油田运行的变电所共有32座，主变运行台数为62台，总容量为693．8MVA，其中有8座变电所，主变数量为16台，总容量为123，4MVA的SJL1型高耗能变压器在系统中运行，其台数约占系统运行总台数的1/3。这种型号的高耗能变压器国家早已明文规定禁止使用，这也是造成中原油田系统网损高的原因之一，因此必须改造。
3．2配电系统部分
(1)部分配电线路导线截面偏小卡脖子现象严重
虽然“八五”、“九五”期间我们对油区配电线路进行了调整改造，但改造主要集中在缩短线路的供电半径方面，线路导线的截面大部分未进行更换。近几年来随着油田用电负荷的增加，部分线路因导线截面偏小已不堪重负，造成导线运行过程中严重发热，烧断导线现象经常出现。
(2)无功补偿设备损坏严重或未补偿或补偿容量不足
就中原油田电网110kV系统的平均功率因数而言已达到了0．95以上，满足了国家有关规定。但配电系统 的功率因数长期偏低，如35(6)kV配电线路的平均功率因数一般在0．85左右：低压系统尤其是抽油机负荷单井平均功率因数只有0．42。其原因是油区供电电压波动太大(一般在10％以上，最高时可高达450V)。而现在用的电容器额定电压一般为400V，最高允许承受电压一般为440V，造成电容器因长期承受较高电压而损坏，失去补偿作用。根据调查：全油田计量注水站在用的户外配电装置有534台，其补偿设备完好的却不足一半；另有700多台小容量的独立变二次侧根本就无电容补偿；还有2637口抽油机井基本没有实施无功补偿，极个别补偿的也因补偿容量不足达不到最佳效果。根据测试凡在计量站变压器低压侧实施无功补偿的且容量合适的情况下，其功率因数都能保持在0．9以上，而未实施无功补偿的站其平均功率因数只有0．59左右。因此提高油田油区配电系统功率因数，降低系统电能损耗必须合理实施无功补偿，合理选择补偿设备。
(3)油田电力设备节电效果差，高耗能设备仍占相当大的比例
由于种种原因，油田配电系统中仍有相当数量的国家明令禁止使用的、淘汰的高耗能电气设备在系统中运行。如全油田在用的1357台配电变压器中，SJL型等高耗能变压器就有500台，总容量为201940kVA，占总台数的1／3以上。与S1l型节能变压器相比，每年多耗电能约1500×104kW·h。
4 DSM技术方案论证
为保证中原油田DSM技术顺利实施，2004年10月份，我们成立了以局生产电力总调、设计院、各采油厂、供电管理处为主的项目领导小组，对系统现状进行了详细调查，对其特点进行了细致地分析，同时针对系统存在的问题又系统分析了采取各种节电措施的可行性和经济性。在满足用电工艺要求的前提下，选择与终端设备运行特性相匹配和作业条件允许的节电技术，从而达到优化资源配置之目的。具体方案如下：
4．1 系统主网部分
(1)完善输电网络
根据油田电网结构的实际情况，为李拐、金堤110kV变电所、卫一变、卫三变等35kV变电所建设第二电源。网络完善后，一是提高了对变电所的供电可靠性，二是减轻了在运线路的运行负荷，降低了线路损耗。
(2)完善电网调度自动化系统建设
根据中原油田电网的实际情况，为保证电网调度自动化系统的顺利实现，我们首先将油田110kV、35kV变电所的常规二次控保设备改造为微机控制、保护设备，然后通过远传接口并借助于已建的微波通信信道，实现了变电所与调度中心的数据通信，实现电力调度自动化功能。
(3)对李拐110kV变电所等进行主变增容
根据李拐变等运行负荷情况，并考虑未来的发展，我们将两台主变容量由2x31．5MVA增容至2x50MVA，从而实现了主变的经济运行。
(4)将部分变电所运行的高耗能变压器更换为节能型变压器
根据中原油田的实际情况我们分别将柳屯、金堤、胡状等8座变电所的SJLl型变压器更换为SZ10型节能变压器，更换数量为16台，总容量为123．4MVA。
4．2油田配电系统
(1)对部分截面偏小的配电线路进行改造
为确保油田部分负荷过重的配电线路处于经济运行状态，降低线路电能损耗，我们对其中严重过载的10条6kV配电线路(如濮—616、濮三615等)和20条35kV配电线路(如金堤313、濮二311、南一311等)进行了改造，并按经济电流密度法合理选择导线的截面。共改造6kV配电线路30km、改造35kV配电线路150km。
(2)优化和完善配电系统无功补偿，提高系统功率因数，降低线损
安装必要的无功补偿设备，是提高配电系统功率因数，降低系统电能损耗的有效途径。提高功率因数，进行无功补偿应按“分级补偿、就地平衡”的原则，采取集中、分散补偿等相结合的方案。按照《供用电营业规则》等要求：安装无功补偿装置，通过一系列的无功补偿措施后，应将高压6kV以上系统及配电变压器台区的功率因数保持在0．9以上，最大限度地减少无功电流在设备和线路上的穿越。因此我们除了对油田35(6)kV独立变低压侧未实施无功补偿的进行实施或计量站配电装置补偿装置损坏的进行完善外，还对油田所有抽油机电机全部实施无功就地补偿。为克服以往补偿容量不足，效果不佳状况，结合抽油机负荷的特点，每口井电机的无功补偿容量应根据现场实际测试的无功功率的大小而定。
因中原油田系统电压波动较大，为确保电容器的可靠运行及保证补偿后的实际效果，我们在选择补偿电容器时保证了电容器在1．2Ue下长期运行。我们共完善计量站内无功补偿装置283台；独立变压器低压侧无功补偿装置700台：抽油机井无功就地补偿装置2637台。
该措施实施后使配电变压器台区的功率因数达到0．9以上，抽油机单井功率因数达到0．8以上。
(3)更换高耗能配电变压器降低系统损耗
根据《国家电网公司系统县城电网建设与改造技术导则》：“10千伏配电设备及设施新装或更换的配电变压器均应采用S9及以上系列的低损耗变压器”因此对油田所用的500台，总容量为212270kVA的高耗能变压器进行更换。根据节能变压器的发展趋势及在电网中的运行效果并结合中原油田的实际情况，我们更换为S11型节能变压器。该型变压器其铁损和铜损与SJLl型等高耗能变压器相比均大幅度降低。国际铜业协会的有关统计资料表明：S11型变压器的平均损耗较高耗能变压器约降低75％，而且其每千伏安容量的年损耗电量比高耗能变压器的低约70kW·h。
5 实施效果
(1)按照DSM技术方案，2006年3月份以来，我们先后对以上项目进行了改造实施，总投资共9330万元。截止到今年4月份，年累计节电为11230x104kW·h，若电费按0．5元／kW．h计算，年可节约电费开支5615万元，投资回收期约1．6年。
(2)本项目在中原油田实施后，效果非常明显，全油田电量及负荷增长得到有效控制，系统网损由实施前的18．93％降低到实施后的11．96％，降低了6．97个百分点。
(3)通过实施不但提高了系统的功率因数降低了系统的功率损耗，而且还增加了系统的输出能力，缓解了油田电力紧张的局面。