油氣田采取綜合節(jié)電措施降低購電成本

1、油氣田采取綜合節(jié)電措施降低購電成本摘要：油田企業(yè)成本控制是反映油田企業(yè)管理水平的重要指標(biāo)。其中電費成本 控制是油田成本管理的重中之重。近年來我們采取大用戶直購電、減容、用電改 類，投運油變、線路優(yōu)化、規(guī)范計量管理等多項節(jié)電、節(jié)費措施，累計實現(xiàn)降低 購電成本18629萬元。關(guān)鍵詞：成本；電費；措施引言吉林油田公司為應(yīng)對低油價，積極轉(zhuǎn)變觀念，大膽創(chuàng)新，以提高經(jīng)濟效益為 中心，突出成本控制為抓手，精細(xì)管理，持續(xù)開展全要素、全過程、全方位降本 增效活動。為有效降低成本，尤其是電費成本，近三年以來，我們確定并實施多 項挖潛增效項目，累計創(chuàng)效18629萬元。主要是通過優(yōu)化電力運行方式、大用戶 直購電政策、

2、減容、用電改類，投運油變、線路優(yōu)化、規(guī)范計量管理等措施，鞏 固了開源節(jié)流、降本增效的成效，確保油田整體效益。1存在問題及認(rèn)識與分析1.1線路結(jié)構(gòu)不合理、網(wǎng)損電量較高吉林油田大部分區(qū)塊開發(fā)于上世紀(jì)七八十年代，供配電線路及變壓器經(jīng)過30 多年的運行，大部分已經(jīng)老化，設(shè)備落后,能耗高，隨著公司滾動開發(fā)逐年推進(jìn)， 油井的幾次加密，供電線路不斷延伸，各線路用電負(fù)荷逐年增加，存在的問題日 益凸顯，供電半徑大、末端電壓低，供電質(zhì)量下降，造成網(wǎng)損電量較高。1.2高壓線路功率因數(shù)比較低線路功率因數(shù)較低，主要是負(fù)荷匹配不合理、大馬拉小車等原因造成自然力 率低，同時沒有安裝無功就地補償裝置，還有一些電容器投運率低。

3、1.3變壓器負(fù)載率較低部分變壓器在設(shè)計時考慮修井作業(yè)用電負(fù)荷，負(fù)載率比較低；部分用電設(shè)備 拆除或停運后變壓器未能及時調(diào)整更換；造成電能浪費。1.4電能計量系統(tǒng)不完善1.5部分變電站主變負(fù)荷率低，基本電費偏高1.6電費構(gòu)成和電改政策深研不夠，躲峰填谷電價執(zhí)行和政策宣傳不到位2勇于堅持創(chuàng)新，深度研究供配電系統(tǒng)優(yōu)化2.1通過加強負(fù)荷監(jiān)測，開展主變減容工作近年來我們陸續(xù)開展套保變、大北變、英二聯(lián)變、情南變、大情字變、石化 變、新木變、綜合變、黑46變、嶺氣變等10個變電所減容施工工作，累計降低 容量58952kVA，累計節(jié)省基本電費2018萬元。同時根據(jù)負(fù)荷變化，做好換熱站 變壓器、洮兒河變壓器報停工

4、作，降低基本電費。2.2推進(jìn)新建變電所投產(chǎn)，降低購入電價完成海坨子變和讓11變投產(chǎn)工作，將采油區(qū)由農(nóng)電電源轉(zhuǎn)為油田電源，通過 降低變壓器契約容量、降低電度電價、提高功率因數(shù)，累計節(jié)省電費1106萬元。2.3優(yōu)化線路運行方式，合理調(diào)配負(fù)荷，降低線損及時與電網(wǎng)公司溝通，優(yōu)化66kV和10kV系統(tǒng)電源運行方式。修訂前48變、 木南變合同線損。對新投變電所，精細(xì)線損分析，把66kV線損降到0.15%以下， 以海坨變電所為例，年節(jié)電172萬kWh，節(jié)約電費108萬元。調(diào)整物業(yè)I、II線 雙電源負(fù)荷，調(diào)整油田甲線與石油乙線雙電源負(fù)荷，優(yōu)化負(fù)荷降低線損。近三年 降低線損472萬kWh，節(jié)約電費288萬元。2

5、.4開展躲峰填谷用電管理工作依據(jù)國家電價政策，利用大工業(yè)峰谷用電的價格差（0.5066元/度），對可 以實施間開的設(shè)備，本著安全、可靠、經(jīng)濟運行的原則，樹立峰段不生產(chǎn)，平 段少生產(chǎn)，谷段全運行的降價運行理念，專門制定了 “躲峰填谷運行表。依據(jù)油 井生產(chǎn)特點，分別實施撈油、大間抽、日間抽等不同生產(chǎn)方式，利用時間繼電器 實現(xiàn)智能間抽，最終實現(xiàn)在不影響產(chǎn)量的前提下最大限度節(jié)約電費。同時對聯(lián)合 站反沖泵、水源井、提水泵也實施電價低谷運行，近三年累計節(jié)約電費276萬元。2.5利用合同能源管理，完成光伏發(fā)電工作2018年完成了紅崗光伏15MW備案和投運工作，組織光伏電站整體驗收工作， 協(xié)調(diào)光伏電站驗收和投

6、運事宜，解決光伏電站驗收和試投運過程中發(fā)現(xiàn)的缺陷和 問題，保證了光伏電站正常投產(chǎn)，目前光伏電站正常穩(wěn)定運行，日發(fā)電量6萬 kWh，全年運行發(fā)電2000萬kWh，利潤800萬元。2.6調(diào)整配電變壓器電壓，達(dá)到最佳節(jié)電效果調(diào)整變電所配電線路電壓和配電變壓器低壓側(cè)電壓，使變電所6- 10kV側(cè)電 壓不能偏低，配電變壓器低壓側(cè)電壓不能偏高，減少高壓配電線路線損和低壓設(shè) 備用電消耗。共計測量配電變壓器5412臺，調(diào)整配電變壓器1027臺。累計節(jié)約 電費69萬元。2.7做好電容補償動態(tài)管理工作，降低購入電費0.75%加強變電所功率因數(shù)管理，實行功率因數(shù)日報動態(tài)管理，各所電源側(cè)功率因 數(shù)不低于0.95，累計

7、節(jié)省電費1920萬元。完成高壓線路和油井低壓無功就地補償工作。通過對油田供電區(qū)域內(nèi)單井無 功補償，提高了功率因數(shù)，改善了電能質(zhì)量，降低了電流值，降低了線損。2.8強化計量管理對10-66kV國網(wǎng)供電公司計量和公司計量進(jìn)行系統(tǒng)普查，對準(zhǔn)確度等級低的 計量裝置進(jìn)行更換。更換松油乙線關(guān)口計量表，準(zhǔn)確度等級由1.0級提高到0.2s級，減少計量誤 差；協(xié)調(diào)石油開發(fā)，重新分配協(xié)議線損。新立變新川線、聯(lián)絡(luò)線出口表準(zhǔn)確度等 級由2.0提高到0.5s，減少計量誤差。完善分隊計量系統(tǒng)，建立分隊電量（包括外供電）承包及相應(yīng)獎懲機制，調(diào) 動員工節(jié)電積極性實現(xiàn)全員節(jié)電，做到電力管理五清楚：即配出線計量清楚、 平臺計量清

8、楚、分系統(tǒng)計量清楚，轉(zhuǎn)供計量清楚。推進(jìn)生活區(qū)計量改造，輪換計量電度表，減少計量誤差。對合資合作計量進(jìn) 行系統(tǒng)普查，糾正計量誤差。城區(qū)線損率由3.17%降為2.69%，線損近兩年減少 近1000萬kWh，節(jié)約電費630萬元。2.9規(guī)范油氣生產(chǎn)單位自購農(nóng)電管理采取的措施主要有：加強計量校驗和抄表管理，加強功率因數(shù)管理，安裝電 容就地補償裝置，把功率因數(shù)提高到0.9以上，降低力率電費。核減和歸并配電 變壓器臺數(shù)和容量，按最大需量同農(nóng)電局結(jié)算電費，降低基本電費。2.10實施乾情地區(qū)和長深地區(qū)供電線路調(diào)改工作，減少迂回供電進(jìn)行優(yōu)化分 割利用黑46變電所投產(chǎn)，制定了乾情地區(qū)供電調(diào)改方案，調(diào)改后新增加出口

9、10個，使情字地區(qū)總的10kV配出線出口總數(shù)達(dá)到24條，縮短了供電半徑，提高 供電可靠性、降低線損。對長深地區(qū)黑98線、黑46線和長深四線進(jìn)行負(fù)荷調(diào)整， 實現(xiàn)線路負(fù)荷平均。兩個地區(qū)線路調(diào)改年節(jié)約電量396萬kWh，節(jié)約電費222萬 元。2.11做好前煉變電所用電性質(zhì)改類工作協(xié)調(diào)國網(wǎng)供電公司開展前煉用電性質(zhì)普查工作，將前煉變電所原大工業(yè)用電 類別改成非工業(yè)用電和居民用電類別，降低基本電費，降低購入綜合電價，節(jié)約 電費454萬元。2.12主動爭取政策，改變購電單一來源，獲取電改紅利我們采取直接向發(fā)電企業(yè)購電，并同時不排除從電網(wǎng)購電，增加購電選擇權(quán)， 經(jīng)過電網(wǎng)的輸電通道，支付合理的輸電費用。2015年，我們向省能源局和物價局 提出電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易申請，經(jīng)過不斷的跟蹤國家電改政策，積極協(xié) 調(diào)，吉林油田公司最終取得了市場主體資格，并實現(xiàn)在省電力交易中心的注冊， 為開展電力交易鋪平道路。完成到11個農(nóng)電局辦理用戶更名、用電性質(zhì)改類等 工作，參加了網(wǎng)上交易操作培訓(xùn)。成功與華能吉林發(fā)電公司、國網(wǎng)吉林省電力有 限公司簽訂直購電三方協(xié)議，