油气田采取综合节电措施降低购电成本

于向辉

摘要：油田企业成本控制是反映油田企业管理水平的重要指标。其中电费成本控制是油田成本管理的重中之重。近年来我们采取大用户直购电、减容、用电改类，投运油变、线路优化、规范计量管理等多项节电、节费措施，累计实现降低购电成本18629万元。

关键词：成本；电费；措施

引言

吉林油田公司为应对低油价，积极转变观念，大胆创新，以提高经济效益为中心，突出成本控制为抓手，精细管理，持续开展全要素、全过程、全方位降本增效活动。为有效降低成本，尤其是电费成本，近三年以来，我们确定并实施多项挖潜增效项目，累计创效18629万元。主要是通过优化电力运行方式、大用户直购电政策、减容、用电改类，投运油变、线路优化、规范计量管理等措施，巩固了开源节流、降本增效的成效，确保油田整体效益。

1存在问题及认识与分析

1.1线路结构不合理、网损电量较高

吉林油田大部分区块开发于上世纪七八十年代，供配电线路及变压器经过30多年的运行，大部分已经老化，设备落后,能耗高，随着公司滚动开发逐年推进，油井的几次加密，供电线路不断延伸，各线路用电负荷逐年增加，存在的问题日益凸显，供电半径大、末端电压低，供电质量下降，造成网损电量较高。

1.2高压线路功率因数比较低

线路功率因数较低，主要是负荷匹配不合理、大马拉小车等原因造成自然力率低，同时没有安装无功就地补偿装置，还有一些电容器投运率低。

1.3变压器负载率较低

部分变压器在设计时考虑修井作业用电负荷，负载率比较低；部分用电设备拆除或停运后变压器未能及时调整更换；造成电能浪费。

1.4电能计量系统不完善

1.5部分变电站主变负荷率低，基本电费偏高

1.6电费构成和电改政策深研不够，躲峰填谷电价执行和政策宣传不到位

2勇于坚持创新，深度研究供配电系统优化

2.1通过加强负荷监测，开展主变减容工作

近年来我们陆续开展套保变、大北变、英二联变、情南变、大情字变、石化变、新木变、综合变、黑46变、岭气变等10个变电所减容施工工作，累计降低容量58952kVA，累计节省基本电费2018万元。同时根据负荷变化，做好换热站变压器、洮儿河变压器报停工作，降低基本电费。

2.2推进新建变电所投产，降低购入电价

完成海坨子变和让11变投产工作，将采油区由农电电源转为油田电源，通过降低变压器契约容量、降低电度电价、提高功率因数，累计节省电费1106万元。

2.3优化线路运行方式，合理调配负荷，降低线损

及时与电网公司沟通，优化66kV和10kV系统电源运行方式。修订前48变、木南变合同线损。对新投变电所，精细线损分析，把66kV线损降到0.15%以下，以海坨变电所为例，年节电172万kWh，节约电费108万元。调整物业I、II线双电源负荷，调整油田甲线与石油乙线双电源负荷，优化负荷降低线损。近三年降低线损472万kWh，节约电费288万元。

2.4开展躲峰填谷用电管理工作

依据国家电价政策，利用大工业“峰谷”用电的价格差（0.5066元/度），对可以实施间开的设备，本着“安全、可靠、经济运行”的原则，树立“峰段不生产，平段少生产，谷段全运行”的降价运行理念，专门制定了“躲峰填谷”运行表。依据油井生产特点，分别实施捞油、大间抽、日间抽等不同生产方式，利用时间继电器实现智能间抽，最终实现在不影响产量的前提下最大限度节约电费。同时对联合站反冲泵、水源井、提水泵也实施电价低谷运行，近三年累计节约电费276万元。

2.5利用合同能源管理，完成光伏发电工作

2018年完成了红岗光伏15MW备案和投运工作，组织光伏电站整体验收工作，协调光伏电站验收和投运事宜，解决光伏电站验收和试投运过程中发现的缺陷和问题，保证了光伏电站正常投产，目前光伏电站正常稳定运行，日发电量6万kWh，全年运行发电2000万kWh，利润800万元。

2.6调整配电变压器电压，达到最佳节电效果

调整变电所配电线路电压和配电变压器低压侧电压，使变电所6—10kV侧电压不能偏低，配电变压器低压侧电压不能偏高，减少高压配电线路线损和低压设备用电消耗。共计测量配电变压器5412台，调整配电变压器1027台。累计节约电费69万元。

2.7做好电容补偿动态管理工作，降低购入电费0.75%

加强变电所功率因数管理，实行功率因数日报动态管理，各所电源侧功率因数不低于0.95，累计节省电费1920万元。

完成高压线路和油井低压无功就地补偿工作。通过对油田供电区域内单井无功补偿，提高了功率因数，改善了电能质量，降低了电流值，降低了线损。

2.8强化计量管理

对10—66kV国网供电公司计量和公司计量进行系统普查，对准确度等级低的计量装置进行更换。

更换松油乙线关口计量表，准确度等级由1.0级提高到0.2s级，减少计量误差；协调石油开发，重新分配协议线损。新立变新川线、联络线出口表准确度等级由2.0提高到0.5s，减少计量误差。

完善分队计量系统，建立分队电量（包括外供电）承包及相应奖惩机制，调动员工节电积极性实现全员节电，做到电力管理“五清楚”：即配出线计量清楚、平台计量清楚、分系统计量清楚，转供计量清楚。

推进生活区计量改造，轮换计量电度表，减少计量误差。对合资合作计量进行系统普查，纠正计量误差。城区线损率由3.17%降为2.69%，线损近两年减少近1000万kWh，节约电费630万元。

2.9规范油气生产单位自购农电管理

采取的措施主要有：加强计量校验和抄表管理，加强功率因数管理，安装电容就地补偿装置，把功率因数提高到0.9以上，降低力率电费。核减和归并配电变压器台数和容量，按最大需量同农电局结算电费，降低基本电费。

2.10实施乾情地区和长深地区供电线路调改工作，减少迂回供电进行优化分割

利用黑46变电所投产，制定了乾情地区供电调改方案，调改后新增加出口10个，使情字地区总的10kV配出线出口总数达到24条，缩短了供电半径，提高供电可靠性、降低线损。对长深地区黑98线、黑46线和长深四线进行负荷调整，实现线路负荷平均。两个地区线路调改年节约电量396万kWh，节约电费222万元。

2.11做好前炼变电所用电性质改类工作

协调国网供电公司开展前炼用电性质普查工作，将前炼变电所原大工业用电类别改成非工业用电和居民用电类别，降低基本电费，降低购入综合电价，节约电费454万元。

2.12主动争取政策，改变购电单一来源，获取电改红利

我们采取直接向发电企业购电，并同时不排除从电网购电，增加购电选择权，经过电网的输电通道，支付合理的输电费用。2015年，我们向省能源局和物价局提出电力用户与发电企业直接交易申请，经过不断的跟踪国家电改政策，积极协调，吉林油田公司最终取得了市场主体资格，并实现在省电力交易中心的注册，为开展电力交易铺平道路。完成到11个农电局办理用户更名、用电性质改类等工作，参加了网上交易操作培训。成功与华能吉林发电公司、国网吉林省电力有限公司签订直购电三方协议，最终实现直购电，近三年直购电量近29亿kWh，降低购电成本11246万元。

3结束语

为降低油气生产电费成本，必须依据国家供电营业规则，深入分析电费构成，深研电改政策，紧密跟踪，完善管理制度和工作机制，把碎片化的节电和降价措施统筹安排，将整体电费降到最低，为油田自身发展提供低成本高可靠的电力保障。