提高基层电力管理水平科学发展观调研报告

实践科学发展观，进一步提高供电基层电力管理水平　　
按照采油厂开展学习实践科学发展观活动的统一安排，调研组近期围绕“电网安全运行、电量有效控制”这个主题，深入供电大队各基层队以及采油厂各主要用电单位开展了调查研究，通过采取查资料、看现场、听汇报、座谈会等方式开展调查研究。调研中紧密结合采油厂生产经营建设实际，从系统优化
、提高效率入手，总结基层贯彻落实科学发展观的成功经验，破解影响制约科学发展的难题，同时也进一步了解到基层在电力管理工作中难点，以及基层同志对采油厂提出的建议和要求，为采油厂探讨和加快建立符合科学发展要求的电力管理工作新思路提供了有益借鉴。现将调研组调研中了解到的整个采油厂电力管理工作中贯彻落实科学发展观的主要做法及有关问题和对策、建议汇报如下：　　
一、xx供电队基本情况　　
采油厂用电总量近2亿kw.h/年，日平均最高负荷2.25万kw；主要分为采油、注水、集输和非生产用电四部分。其中采油用电占全厂电力消耗的53.3％，注水用电占全厂电力消耗的38％，集输用电占全厂电力消耗的6.5％，非生产用电占全厂电力消耗的2.2％。　　

二、近几年来主要做法与成果　　

近几年来，采油厂围绕节电降耗和提高电网运行水平做了大量扎实有效的工作，通过实施外部治理、内部优化改造和精细化管理取得了可喜成绩。2007年对比2006年全厂用电总量下降了3581万kw.h，2008年对比2007年用电总量下降了26万kw.h，连续两年实现负增长。电力线路事故停电次数逐年下降，对产量影响逐年减少。这些做法被实践证明是符合采油厂实际情况的，也是符合科学发展观要求的。　　

1、外部治理工作见到明显成效　　

针对采油厂部分线路电量流失比较严重的实际情况，自2006年4月开始我们以油田分公司用电专项治理为契机，全厂联动、严密组织、攻坚破难、分步实施，全面开展外部用电治理工作。具体运作采取三步走：一是认真调查分析，优化治理方案；二是宣传发动协调，铺平治理道路；三是开展集中整治，实现既定目标。截止目前，油区用电环境得到根本净化，共实施19条线路的治理工作，卡除分离地方用户99户，分离变压器容量21960kva，每日减少电量流失8万kw.h。　　

2、内部优化改造取得可喜成绩　　

近几年来，我们从注水、采油、集输生产过程中的各环节入手，全方位的开展调查分析，积极研究措施，注重技术引进应用和系统优化改造，深挖内部节电潜力，实现了降低单耗、提高系统效率的目标。　　

在注水方面，我们主要通过合理控制注水压力，减少污水回灌量，优化使用节电设备等措施，我厂注水系统效率由55.3%提高到56.5%，实现日节电能力1.45万kw.h。　　

在采油方面，我们通过系统优化，使我厂机采系统效率提高了4.6个百分点，日节电能力达到14.2万kw.h。主要做了三个方面工作：一是优化加热方式，停用或改造高耗能的电加热设备302台，实现日节电能力6.2万kw.h；二是优化拖动系统，对低产低效井更换小功率电机735台，实现日节电能力7万kw.h；三是优化举升系统，合理组合管杆泵、有效治理偏磨井、调整低产低效井生产参数、间开油井200多，实现了“降次不降液、变径不变量、间开不减产、低产不低效”的目标，日节电能力1万kw.h。　　

在输油方面，通过实施变频改造，优化混输泵运行制度和掺水方案等措施，实现日节电能力达到0.4万kw.h。　　

3、电网科技含量得到有效提升　　

采油厂电力系统紧跟时代发展步伐，电网运行的科技含量不断提高。推广应用了短路故障指示器、sf6断路器、真空断路器、遥控开关、ps-15横担、脱扣式（zno）避雷器、新型绝缘材料（硅橡胶绝缘材料、绝缘线、绝缘护套等），这些新产品在实际电网运行中都发挥了重要作用。另外配网自动化技术和线路在线检测技术在纯梁电网中也得到了试验应用，为今后推广应用打下了基础。　　

4、科学的应急预案为电网安全有序运行提供了保障　　

2008年因电煤紧张造成了两次大规模压负荷，给各行各业造成了巨大影响。面对严峻的供电形势，我们积极应对。一方面同各供电公司进行不间断沟通、协调；另一方面组织采油厂内部有关部门（地质、工艺、注水、采油、输油、安全等）共同研究、讨论，制定了符合采油厂生产实际的电网运行压电保产应急预案。确保了压电工作有序运行，把产量损失降到了最低，为采油厂电网安全有序运行提供了有利保障。　　

5、电力管理考核制度更加规范　　

为适应新形势要求，2008年2月份采油厂成立了电力管理办公室，并以厂发〔2008〕69号文件下发了《纯梁采油厂电力管理规定 》，采油厂电力“系统节点”精细化管理模式初步形成，健全完善了各单位、各部门的管理职责和检查考核体系，实行严考核、硬兑现，充分调动了广大干部职工节电、管电的积极性和主动性，在全厂形成了上下一心，齐抓共管的良好局面。　　

三、存在问题及原因分析　　

以科学发展观为指导，调研组通过深入调查研究，系统地总结出了近几
年来采油厂电力管理工作中取得的显著成绩和好的经验做法，又客观地发现了目前存在的主要问题和矛盾，并就形成原因进行了认真剖析。　　

（一）、电网运行方面　　

1、线路设备老化问题较为突出　　

纯梁配电网线路设备老化具体表现在旧式瓷横担较多，导线较细且氧化严重，高耗能s7型变压器数量多、损耗大、故障率高，　零克　、避雷器等线路设备超役运行等等；这些就造成了潜在事故隐患多，线路抗灾能力差，容易引发线路停电事故。其主要原因是纯梁电网有三分之二是80年代初建成投产的，受限于当时电气设备生产制造水平，设计标准要求低，再加之后来线路优化改造资金投入不足，长期欠帐形成了今天的电网运行状况。调研组在纯化一线和纯西线断线事故现场实地调查，导线原设计为　50mm　2且没有钢芯，经过长期运行，氧化严重，目前实际载流截面积不足　40 mm　2，可见线路老化之严重。若不改变这种状况，很难有效地降低线路事故率。　　

2、采油厂电网运行监控管理不方便　　

纯梁采油厂管辖电网只包括配电线路部分，而没有包括变电所部分，客观上采油厂电网就缺乏有效地自我监控手段。突出表现在线路的运行负荷和运行状况不能实时监视，线路停送电及事故处理需要供电方的协同配合，缺乏自主权。其不利之处就是线路运行中增加了中间协调环节，延长了线路停送电时间。目前，油田电力公司是以服务原油生产为中心，运行中还比较好协调；但是地方供电公司是以企业效益最大化为中心，所以运行中协调难度就非常大。　　

3、电气设备缺乏有效地检测手段　　

目前采油厂对各类电气设备（包括变压器、电容器、避雷器、电缆、开关、刀闸等）没有开展电力专业化试验工作，对入网运行的各类电气设备质量缺乏有效地检测手段。无法保证电气设备入网之后正常运行，是造成目前部分线路事故停电的原因。　　

4、纯梁电网损耗偏高　　

由于油田滚动勘探开发的特点和后来开发整体调整资金不足等原因造成纯梁电网线路普遍存在线路长、迂回多、线径细，负荷重、无功补偿不足，且s7型高耗能变压器数量较多，致使电网损耗偏高。　　

（二）、电量控制方面　　

1、用电计量系统不完善　　

受各方面原因的制约，目前采油厂用电管理系统计量还不完善，尤其是油田线路供电部分还无法实现单井计量、单台设备计量，用电分析受到限制，不利于推进用电管理精细化工作。这个问题是当前急需要解决的问题。　　

2、内部注采输各系统运行方式不尽合理　　

近几年，通过资金投入内部节电降耗见到明显成效，但随着条件改变，投资少见效快的节电项目已经很少，采油厂控制电费成本与投资降耗的矛盾日渐突出。在采油厂生产过程中，仍然存在着许多运行方式不尽合理：　　

注水方面：采油厂一方面平均每天还有　2400m3　污水回灌需要消化，一方面水源井管理还存在着浪费水资源和电能的现象；此外，变频设备维修不及时造成注水站打回流，增加注水单耗。　　

采油方面：仍然存在电加热方式生产，生产参数不尽合理，管柱还需进一步优化，部分抽油机需要调平衡，拖动系统效率低等一系列问题，制约着机采系统效率的提高。　　

输油方面：仍然存在回压较高、泵效低，变频设备利用不好，运行方式不合理等问题。　　

3、油地电网分离工作还未全部完成　　

随着近几年油地电网分离工作不断深入，外部用电治理工作进入最后攻坚阶段，目前还剩下东部**油区23户还未实现油地分离运行。　　

4、发电机运行管理还不十分到位　　

随着近几年天然气发电机装机容量的增多，发电量已成为采油厂控制电费成本不可缺少的一部分。但是，由于发电机在投产及运行管理过程中，制度不完善造成维护管理不到位，再加之我厂天然气管理方面的问题造成发电机开机时率较低。　　

（三）、队伍建设方面　　

近年来，随着采油厂勘探开发区域逐步扩大，供电大队所管辖的线路呈现出点多、线长、面广的特点，电网维护工作量不断增加，同时由于大量新井的投产，使得供电大队施工量明显加大，而目前适于外线登高作业人员仅45人，已经无法满足生产实际需要。　　

四、思考与建议　　

科学发展观第一要义是发展，核心是以人为本，基本要求是全面协调可持续，根本方法是统筹兼顾。通过调研，我们认为要深入学习实践科学发展观，实现采油厂电力管理目标，必须按照“安全经济运行，用电管理精细”的总体要求，探索符合采油厂电力管理工作实际、保障科学发展的新思路。为此，在调研基础上，我们提出以下几项建议：　　

（一）、电网运行方面：　　

1、加大线路改造力度，完善线路事故分析考核机制　　

纯梁电网线路老化的突出问题，决定了线路事故率偏高。受客观条件的制约我们不能指望在短时间内解决这个长时间形成的问题。按照科学发展观理论，只能在运行发展中逐步解决。那么目前怎么办呢？调研组认为有三个有效解决途径：一是利用各种渠道，系统测算分析、搞好效益评估，争取上级部门的资金支持，有计划地、分期分批地对老化特别严重危及正常运行的线路进行改造；二是充分利用现有的维护力量，加大日常周期性巡线、消缺力度；三是完善线路事故分析考核机制，按“三不放过”原则，对每一次线路停电事故都要有一个分析，有一个考核。只有这样，才能有效地提高线路维护质量。　　

2、提高线路运行科技含量，完善电网运行监控手段　　

2001年，配网自动化技术在我厂试验应用后由于维护管理跟不上导致系统运行瘫痪，目前正在试验应用在线检测系统。从运行结果来看，可以大大提高电网监控水平和事故处理的效率，有效地降低职工劳动强度，可以在一定程度上缓解目前采油厂外线电工短缺的状况。因此我们建议下一步在全厂进行推广应用，从而进一步完善纯梁电网运行的监控手段。　　

3、开展电气设备检测，提高电网运行可靠性　　

作为一个专业化的电力管理队伍，若没有对常用电气设备（如变压器、电机、控制柜、电容、电缆、避雷器等）试验检测手段，就像医生给病人看病没有相关诊断设备一样，那是不可想象的。当然就无法保证接入电网的各类电气设备都是合格的，也就无法保证电网的可靠性。因此我们建议，采油厂应尽快建立检测机构，开展检测工作。　　

4、开展综合治理，降低线路损耗　　

降低网损可采取升压、无功补偿、淘汰高耗能设备等综合治理措施，结合采油厂实际情况，可采取以下具体措施：一是6kv线路升10kv电压运行改造，线路损耗可降低36％。按我厂2008年6kv电量（电力公司供电量）计算，年节电240万kw.h；二是对采油厂配电网进行无功优化补偿，找准无功补偿点、确定无功补偿方案，采油厂配电网可以实现年减少无功损耗电量350万kw.h；三是淘汰高耗能变压器。 s7型属于国家明令禁止使用的高耗能变压器，其自身损耗量是同容量s11型变压器的1.2-1.5倍，因此若对我厂在用383台高耗能变压器实施改造，年节电潜力可达100万kw.h，同时还实现了减容降费（基本电费）。　　

（二）、电量控制方面　　

1、逐步完善用电计量系统，推进用电管理精细化　　

从2007年开始，采油厂就对全厂完善用电计量系统进行了可行性研究，并已经提交分公司有关部门。用电管理精细化是节电降耗的必由之路，是今后采油厂电力管理必须抓紧抓好、持续推进的工作，因此采油厂应继续下大力气尽最大可能完善用电计量系统。目前我们借春季电网检修有利时机正在实施的“分区计量”方案就是完善计量系统的关键步骤，应尽快投产运行。　　

2、挖掘内部系统优化潜力，控制用电总量　　

通过在生产过程中优化设计、优化生产参数、优化生产方式，尽最大可能实现“不用电”或少用电是最好的节电方式。目前，采油厂在这方面还有很大潜力。　　

注水方面：污水回灌平均每日还有　2400m3　，下一步通过正二注、纯十注等注水站实施清水改注合格污水工程逐步解决，日节电能力可达1.2万kw.h；目前全厂水源井共有46口，开井39口，未开7口，日采水量　12000m3　；水源井平均泵深　120m　，排量　32m3　/h，扬程　156m　，单井采水能力一般为　600m3　/d，单井电机功率为25kw。随着清水改注污水站增多，清水需求量逐步下降，我们下一步将根据生产实际情况和实际用水量，对用水量较大的水源井实行变频控制，对用水量较小的水源井实行定时控制，预计全年节电量100万kw.h，节水量60万m3。　　

采油方面：电加热全厂还有52处，总功率1285kw，通过改变生产方式可望在2009年得到基本解决，日节电1万kw.h；油井间开在2008年优化运行200口基础上，2009年再增加50口，增加日节电能力0.4万kw.h；建议采油厂组织有关部门、单位，积极利用peoffice软件，对采油厂油井管注、生产参数不合理进行优化设计，2009年计划实施300井次；采油厂全厂抽油机平衡率保持在95%以上；2009年我们将对254口井实施更换永磁电机或小功率电机，实现年节电潜力300万kw.h。　　

输油方面：充分利用密闭输送系统，合理调节油温、加药，降低原油粘度，减少动力损耗；优化混输泵运行方式，调整外输设备在高效区运行，控制好外输量，防止气蚀和水击；对371增压站的压缩机采取换小功率压缩机或采取间开措施，减少电力消耗。　　

对非生产用电杜绝长明灯、大灯头、电取暖，控制景观灯、霓虹灯，有效降低非生产用电。　　

另外，采油厂目前有各类变频设备217台，其中油井73台，注水70台，输油74台。目前正常运行190台，还有27台不能正常运行，下一步建议对损坏设备进行修理，确保正常运行，充分发挥变频设备在生产中的调参和节能作用。　　

调研组经过认真调研，认为采油厂在内部系统优化方面每年还有节电潜力700万kw.h。　　

3、发挥政策优势，坚决完成油地分离工作　　

采油厂油地电网分离工作，自2006年4月组织开展以来，取得了十分显著的成绩，目前只剩下东部**油区的23户未实现分离。下一步应该进一步加大工作力度，尽快全面完成油地电网分离任务。　　

4、完善制度，提高发电机运行时率　　

目前我厂有发电机设备12台，装机容量3200kw ，年发电能力850万kw.h。为保证开机时率，稳发满发，必须解决当前存在的设备维修、人员培训、天然气管理、发电量考核等一系列问题。为此，必须建立一套适合我厂特点的天然气发电机运行管理制度，确保开机时率，完成采油厂下达的发电量任务。　　

（三）队伍建设方面　　

科学发展观的核心是以人为本，对采油厂电力管理工作来说就是创造舒适的工作环境，理顺工作关系，发挥出职工的最大积极性，让职工得到最大的实惠。本着这个原则，我们认为要解决采油厂电力系统队伍建设的问题有两个办法：　　

一是建议采油厂根据目前电力管理实际工作量，对已不适于外线作业人员进行岗位调整，同时增加部分外线作业人员，进一步优化外线作业人员构成；　　

二是强化“三基”建设，进一步加大对电工技术培训力度，切实提高其操作技能。