通讯员 王维国

 

2022年，油井电力线路损耗率首次降至7%以下，电网可靠性大幅提升，创历史最好水平。

“作为油田首家专业化管理单位，电力分公司高质量发展融入油田改革发展大局，服务油气主业的‘最后一公里’被彻底打通，管理效能得到有效释放，电力支撑保障水平不断提升，电网绿色转型发展迈出坚实步伐。”中国石化胜利油田电力分公司党委副书记、经理刘玉林介绍，公司5年累计供电近280亿千瓦时，油井线路故障率同比专业化管理前降低50%。

“一张网”成为现实

电力是支撑油气开发的血液，如果把油田电网比喻为保障油气生产动能的“供血系统”，那么油田220千伏的四角环网线路就是主动脉，110千伏、35千伏线路是大血管，通向油井的6千伏线路则是小血管和毛细血管。只有血管健康通畅，毛细血管的末端循环效果才能好。

过去，油田电网只是一张物理概念上联通的网，从资产归属和业务管理层面，油田电网实际是多张网，甚至是几十张网。电力分公司服务油气生产，只是服务到开发单位管理的变压器，很多单位是电从变电站出来就不管了，6千伏线路一直到井口的线路维护和用电服务都是开发单位自理。一张网，最大的优势是电网得以统筹规划建设改造。2017年，油田推进电力专业化，电力分公司直接管理服务到井口，真正意义上的“一张网”成为现实。

专业化以来，油田电网加快了主电网规划建设和维修。通过统筹国网与油网、高压与低压资源，推进“四化”升级，油田从国家电网500千伏变电站引入主力电源，预计3年内实现油田电网220千伏电源由5条拓展到16条，彻底解决油田主网供电能力薄弱问题。电力分公司推进110千伏海三变电站国网新电源引入，确保了海上主力油区电力供应稳定；与采油厂共同商讨，深化油田配网维修改造提升；重点改造沿海、高产区块、稠油区域的配网系统，做好网电钻机、压驱、作业以及特殊区域保电工作；滨海供电管理区与桩西采油厂密切配合，将配网在线监测系统覆盖该采油厂所有配电线路。电力分公司大力推进配网智能化建设，加大线路可视化覆盖。持续增加配网建设投入力度，逐年新增FTU投运数量，仅2022年采油线路就增加FTU85台；新配网主站建设于2022年底前已完成东辛、现河、孤岛等5个采油厂配网线路在线FTU转入；线路可视化完成石化总厂、海洋采油厂等重点负荷设备覆盖。

电力分公司生产管理部经理庄严介绍，目前油田220千伏线路已部署可视化设备421台，110千伏线路已部署可视化设备397台，110千伏以下线路已部署可视化设备39台。

 “一体化”目标同向

谈到这几年油田电网管理运营最大的变化，刘玉林介绍说：“‘生产围着油井干、工作围着上产干’成为常态，我们推动一切资源向保障油气开发聚焦，颠覆以往的观念做法，以勘探开发流程重塑电力生产流程，针对注采输、钻完修不同用能场景，以信息化建设为支撑，推行个性化服务、模块化施工、标准化操作，推动‘油电一体化合作共赢’的服务理念在电力分公司深入人心。”

刘玉林口中的“油电一体化合作共赢”，正是实施电力专业化管理以来，电力分公司着力提高油藏经营服务保障能力，逐步建立完善起来的“目标同向、资源统筹、生产同步、合作双赢”油电一体化协同运行机制。

——电网资源一体化统筹。精准实施电网维修改造，主动结合开发单位电力保障需求，一体化制订提升方案，推进配网改造治理，提升油井时率，稳定支撑区域油气生产。

——分区施策一体化运行。针对油藏开发不同特点，推行重点区块重点保障、分类管理分级承包的差异化管理模式，实现电力运维“一区一策”“一线一策”、动态调整，电网管理重心和开发管理重心合理匹配、协调一致。

——生产组织一体化联动。实施“一对一”服务，每个采油管理区由唯一供电管理区负责保障。在基层单位搭建5项机制、3个平台，与开发单位生产组织安排同步运行，通过检修协同、带电作业、应急发电保障，不断降低电力作业对油气生产造成的影响。

——电力市场一体化交易。整合开发单位购电需求，一体化对外开展大用户直购电交易，有效降低开发单位购电成本。2020年为开发单位降费311万元，2021年一季度交易电量1.13亿千瓦时，为开发单位减少购电支出116万元，2022年减少500万元。

——原油产量一体化考核。围绕“一稳两降三提升”工作目标，深化电力故障影响原油产量负面价值考核，电网稳定性逐年提升。在2020年，电网故障对原油产量的影响比前三年平均值下降了57.9%。仅河口采油厂一个单位，全年故障影响的产量就比前一年减少了1456吨。与河口采油厂在2021年进一步深化合作，第一季度电力故障对原油产量的影响同比减少了918吨。

“一盘棋”合作共赢

随着“油电一体化”协同运行机制的持续推进优化，电力专业化发展成果不断巩固，“油电一盘棋、合作创效益”的双赢局面呈现眼前。

“提升油井时率是甲方最关心的指标，所以不停电、少停电就是最好的服务，这既是我们的职责，也是我们的承诺。”电力分公司渤埕供电管理区经理牛玉朕说。在推进油电一体化机制中先行先试，因为有效提升油井时率，2020年以来，渤埕供电管理区每年都会得到河口采油厂专项奖励。

发展带来了机遇，同样也带来了挑战。用电服务到井口，意味着以前由开发单位管控的网损现在全部由电力分公司接手，这对开发单位控制吨油成本十分有利，却给电力分公司带来了巨大的经营压力。

电力分公司党委书记、副经理张洪伟印象最深的是，从2021年开始，公司面临了前所未有的经营压力，油田电价与市场全面接轨，带来的直接影响是经营收入大幅下降；与此同时，企业自备电厂，电网基础薄弱运维成本升高，油井专线损耗造成运营成本不降反升。

如何破题，张洪伟认为，必须推进运营方式转换，由依靠政策盈利转变为依靠能力创效。电力分公司通过转换电网运行方式，向源荷互动绿电优先发力，积极参与建设并用好源网荷储一体化智慧能源平台，有效推进绿电优先上网、火电深度调峰、用能结构优化，实现供用全链条协同互济、高效匹配、全额消纳油田自发绿电，油田电网绿电占比提升至11.2%，有力降低了购电成本。

通过转换价值创造理念，向聚合资源全链提效发力。电力分公司以综合用能服务拓展电力服务新业态，与海洋采油厂、东胜公司等单位签订能源托管、优质优价服务协议，送“用能服务技术包”到井场一线，助力开发单位节能降耗、降本增效。迎峰度夏期间，该分公司根据省网邀约，聚合油田自备电厂、分布式新能源和柔性负荷等能源资源，以山东省首家虚拟电厂交易主体身份，试点参与“顶峰”响应，取得显著经济效益。

该分公司通过用电采集数据平台、能管平台、生产指挥系统数据联动，实施“一线一策”网损精益管理等科学信息化手段，实现了畅线路、轻负荷，在不断提升用能监察效率的同时，持续有效推动吨油电费成本降低。

       一张网、一体化、一盘棋。电力分公司与油气开发单位的紧密结合、一体化目标和合作共赢已在实践中得到了体现，为能源产业的发展带来了巨大的推动力。今后，该分公司与油气开发单位将继续深化合作，推动能源产业实现更高水平的智能化、数字化和可持续发展。