1、油氣田采取綜合節電措施降低購電成本摘要：油田企業成本控制是反映油田企業管理水平的重要指標。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、線路優化、規范計量管理等多項節電、節費措施，累計實現降低 購電成本18629萬元。關鍵詞：成本；電費；措施引言吉林油田公司為應對低油價，積極轉變觀念，大膽創新，以提高經濟效益為 中心，突出成本控制為抓手，精細管理，持續開展全要素、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，累計創效18629萬元。主要是通過優化電力運行方式、大用戶 直購電政策、

2、減容、用電改類，投運油變、線路優化、規范計量管理等措施，鞏 固了開源節流、降本增效的成效，確保油田整體效益。1存在問題及認識與分析1.1線路結構不合理、網損電量較高吉林油田大部分區塊開發于上世紀七八十年代，供配電線路及變壓器經過30 多年的運行，大部分已經老化，設備落后,能耗高，隨著公司滾動開發逐年推進， 油井的幾次加密，供電線路不斷延伸，各線路用電負荷逐年增加，存在的問題日 益凸顯，供電半徑大、末端電壓低，供電質量下降，造成網損電量較高。1.2高壓線路功率因數比較低線路功率因數較低，主要是負荷匹配不合理、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變壓器負載率較低部分變壓器在設計時考慮修井作業用電負荷，負載率比較低；部分用電設備 拆除或停運后變壓器未能及時調整更換；造成電能浪費。1.4電能計量系統不完善1.5部分變電站主變負荷率低，基本電費偏高1.6電費構成和電改政策深研不夠，躲峰填谷電價執行和政策宣傳不到位2勇于堅持創新，深度研究供配電系統優化2.1通過加強負荷監測，開展主變減容工作近年來我們陸續開展套保變、大北變、英二聯變、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，累計節省基本電費2018萬元。同時根據負荷變化，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推進新建變電所投產，降低購入電價完成海坨子變和讓11變投產工作，將采油區由農電電源轉為油田電源，通過 降低變壓器契約容量、降低電度電價、提高功率因數，累計節省電費1106萬元。2.3優化線路運行方式，合理調配負荷，降低線損及時與電網公司溝通，優化66kV和10kV系統電源運行方式。修訂前48變、 木南變合同線損。對新投變電所，精細線損分析，把66kV線損降到0.15%以下， 以海坨變電所為例，年節電172萬kWh，節約電費108萬元。調整物業I、II線 雙電源負荷，調整油田甲線與石油乙線雙電源負荷，優化負荷降低線損。近三年 降低線損472萬kWh，節約電費288萬元。2

5、.4開展躲峰填谷用電管理工作依據國家電價政策，利用大工業峰谷用電的價格差（0.5066元/度），對可 以實施間開的設備，本著安全、可靠、經濟運行的原則，樹立峰段不生產，平 段少生產，谷段全運行的降價運行理念，專門制定了 “躲峰填谷運行表。依據油 井生產特點，分別實施撈油、大間抽、日間抽等不同生產方式，利用時間繼電器 實現智能間抽，最終實現在不影響產量的前提下最大限度節約電費。同時對聯合 站反沖泵、水源井、提水泵也實施電價低谷運行，近三年累計節約電費276萬元。2.5利用合同能源管理，完成光伏發電工作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， 協調光伏電站驗收和投

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

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

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

9、10個，使情字地區總的10kV配出線出口總數達到24條，縮短了供電半徑，提高 供電可靠性、降低線損。對長深地區黑98線、黑46線和長深四線進行負荷調整， 實現線路負荷平均。兩個地區線路調改年節約電量396萬kWh，節約電費222萬 元。2.11做好前煉變電所用電性質改類工作協調國網供電公司開展前煉用電性質普查工作，將前煉變電所原大工業用電 類別改成非工業用電和居民用電類別，降低基本電費，降低購入綜合電價，節約 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電企業購電，并同時不排除從電網購電，增加購電選擇權， 經過電網的輸電通道，支付合理的輸電費用。2015年，我們向省能源局和物價局 提出電力用戶與發電企業直接交易申請，經過不斷的跟蹤國家電改政策，積極協 調，吉林油田公司最終取得了市場主體資格，并實現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個農電局辦理用戶更名、用電性質改類等 工作，參加了網上交易操作培訓。成功與華能吉林發電公司、國網吉林省電力有 限公司簽訂直購電三方協議，