严格能耗监测精细管理

1、严格能耗监测精细管理努力降低电能消耗河南油田第二采油厂生产协调科田胜摘要：河南油田第二采油厂主要是以稠油开发为主，面对稠油开发供配电系统及机采系统中存在的供电系统损耗大，机采效率低、电机负载率低、泵效低等特点，开展电能消耗监控，提出通过对现有供电系统耗能进行精细化用电管理，实现节电降耗的目的。关键词：能耗监控；精细管理；节电降耗1、供用电概况1.1第二采油厂电网负荷情况：第二采油厂现有35kV变电站4座、35kV输配电线路共12条， 线路总长160km,配电变压器446台。 截止2009年底，油田油井数：2381口，开井1758口；最高负荷：12560kW年用电量：1.13亿KWh。2009年

2、第二采油电力部门认真贯彻落实分公司有关供用电管理、降本增效的指示精神，深入学习安全用电及节能技术规程，大力开展管理方法创新活动。在各级领导的大力支持下，立足于我厂供用电设备现状，下大力气进行安全用电与节能技术研究，使我们的管理逐步向科学化、规范化、精细化目标迈进，全厂用电一直保持着安全、稳定、高效运行，取得了油井数量不断增加而产液单耗基本持平，生产用电运行水平稳步提升的可喜成绩。1.2电量指标的完成情况目前全厂总用电负荷为13572KW,2009年累计耗电11312.83万KW-h,平均每日耗电量约为：30.99万KWho比去年年消耗（10558.51万KWh）多耗电量754.32万KWh.原

3、油综合单耗171.02KW-h/吨，比去年（158.78KW。h/吨）增力口12.24KW-h/吨。2008年与2009年分类产量对比20082009产液量（万吨）373.67375.982.31产油量（万吨）66.5066.15-0.35注水量（力方）151.56160.048.48注汽量（万吨）200.93201.330.40综合单耗（KWh/吨）158.78171.0212.242009年电力消耗分析表项目+-数量金额数量金额数量金额（万千瓦时）（万元）（万千瓦时）（力兀）（万千瓦时）（万元）油气提升过程7221.055488.006769.855170.70-451.21317.29注

4、水过程1083.19823.231018.03777.56-65.17-45.67热采注汽过程2810.842136.242555.491951.85-255.35-184.39原油处理过程711.46540.71544.36415.77-167.09-124.94其他生产用电300.00228.00303.46231.783.46-3.78用电总量123009348.0011312.838640.57-987.17-707.431.3原油提升过程分析：2009年我厂共有油井2381口，实际开抽井数1758口。年累计产液量375.98万吨，电力消耗6769.85万KWho提升系统提液单耗为18

5、.01KWh/吨。比去年同期多耗电438.91万KWh,提液单耗增加1.06KWh/吨。电量增加的主要原因：地层能量不足造成今年平均单井日产液量由去年同期的7.24下降到今年的6.29吨，但油井开井数增加198口，产液量则由去年的373.67万吨提高到今年的375.98万吨，使得提升系统电耗比2008年增加44.06万KWho稠油热采过程分析2009年我厂共有注汽锅炉26台，年累计产蒸汽201.33万吨，电力消耗255.49万KWh,平均注汽单耗12.69KW-h/吨。比去年同期多产蒸汽0.40万吨，多耗电323.80万KWh,单耗增加1.59KW-h/吨。电量增加的主要原因：75吨燃煤锅炉耗

6、电138.12万KW-h,产汽60317吨，75吨燃煤锅炉注汽单耗22.90KW-h/吨。驱油物注入过程分析2009年实际注水160.04万方， 电力消耗1018.03万KWh,注水单耗为：6.36KW-h/方； 比去年同期多注水8.48万方，比去年同期少耗电26.80万KWh,单耗下降0.53KWh/方。电量减少的主要原因：王集油田、古城油田注水系统变频控制改造，避免打回流现象，减少了电力消耗。油气处理过程分析2009年联合站实际处理液量375.98万吨，耗电544.36万KWh,油气处理单耗为：1.45KW-h/吨。比去年同期多处理液量2.31万吨，少耗电33.02万KWh,单耗下降0.1

7、KWh/吨电量减少的主要原因：联合站脱水系统工艺改造，停用7台30KW的提升泵电机，减少运行负荷150KW2 完善成本控制体系，提高电能利用效率第二采油厂多年以来，一直坚持科学用能、降本增效的原则，细化用电过程考核。全厂电量构成为：机采系统用电、注水系统用电、注汽系统用电、集输系统用电、环保用电、辅助及生活用电。如何将能源利用充分，最大限度提高能源利用效率，是采油二厂人一直孜孜不倦探索的课题。细化电量考核指标，层层分解成本目标第二采油厂生产协调科水电组将上级下达的电量成本总体目标分解到注汽工程部及各油矿， 再分解到相应的基层小队， 真正将压力进行了层层传递，建立起了责任目标体系，为完成用电管理

8、总体目标奠定了基础。为了推动降本增效工作的有序开展，厂生产协调科水电组年初针对基层队所承包的线路设备，核对设备单耗，对不同的用电设备制定不同的管理制度，并将各种能耗指标层层分解到基层队、班组，生产用电生活用电指标分开测算，并与厂节能考核兑现结果挂钩，常年坚持开展的系统效率考核、调动了广大职工干部节电降耗的积极性。考核的主要内容包括：功率因数、现场用电管理、生活电、用电资料的准确上报率等。坚持无功电量考核，减少电力成本支出对于油田电网来说，无功电量的多少直接影响油井供配电线路的损耗，在油井供配电线路中由于油井电机功率因数只有0.3左右，造成无功电量过大，造成变压器损耗高达8%高出标准6个百分点。

9、对于无功补偿装置性能完好的配电室要求投用，并对投用与否进行考核，考核结果兑现到每一个具体的计量站，将压力与动力传递到底，充分发挥基层工人的避峰工作积极性。2009年该措施实行以来，有40%的配电室的功率因数由原来的0.3提高到现在的0.8以上，变压器损耗下降5个百分点。.依靠考核政策激励，提高成本管理效益在地质所、工程所、科技科水电组等相关科室的配合指导下，各注气站及各油矿每月召开能耗分析会，分析电能流向和设备单耗，并制定了系列考核制度对达标的节能单位和达标的节能设备进行奖励，不达标的则按制度进行处罚。通过经营考核到位，充分调动广大干部职工节能降耗的工作积极性，第二采油厂的电量在用电设备逐年增

10、加的情况下，吨液单耗基本保持稳定。创新节电技术，树立小问题大节能观念抓好用电管理的利器就是高素质的职工队伍。为了确保安全平稳供电，全面提高职工技术水平，我们一直坚持把科技创新工作融合到日常供用电工作中去。大力鼓励职工在岗位工作中发现“金点子”，并对在实际工作中行之有效的项目进行重奖。充分调动起了全员参与科技创新、节电研究的积极性。一项科技成果、小改小革在安全、生产、节能降耗方面发挥了巨大的推动作用。油井盘根松紧度调整制度是在现有盘根盒的基础上，在油井运行的过程中，运用油井综合参数测试仪，在确保井口无液量泄露的前提下，将盘根盒的松紧度调整到运行电流较小的位置。该种合理调整可使油井综合节电3%3.

11、节能降耗管理的主要做法强化计量到位完善准确的计量是公平考核的基础，2009年第二采油厂将电力计量的精确与完善当成电力管理的重点，大力推进计量管理工作。从装表到维修，从抄表到上报，层层环节都有人负责把关。坚持每天进行一次用电量、计量情况、线损和流失电量的分析，每月组织一次计量巡检，每季组织一次评比考核，发现计量失准现象按规定快速进行处理。稠油热采过程电能消耗在我厂电能消耗中排行第二，仅次于机采系统耗电，2009年在厂领导的大力支持下，完成7个注气站单回路计量整体改造63余处，采用集中装表、单回路分路计量的手段，有效解决了每台锅炉及其附属单台用电设备耗电量不准的问题。从而有效地提高了我厂电力成本管

12、理水平。对我厂电力系统成本流向分析、节能技术措施的摸排与实施效果分析、实现电量分析到单井提供了可靠的数据支持。目前全厂有近200处配电计量分析点，注汽系统120余台设备电力计量装表率80%准确率达到99.8%,率先实现了电力成本的单台设备计量分析。在根本上保证了电力管理数据的来源可靠、翔实。2009年份推广应用了第二采油厂电能远程抄表系统，实现了机采、注汽、集油20余个计量点的电能无线监测与管理。该系统具有较为完善的数据管理功能，可以完成每日电量的抄录，并生成相应的详细报表，解决了电量数据人工抄录、分析与计算，劳动强度大，效率低，准确度不高的问题。完善分析制度以围绕电力消耗报表进行分析，进而指

13、导生产用电运行策略，是我厂电量成本控制的基本思路。各基层小队分析单站、单台设备电耗情况，根据报表所反映出来的电能消耗有问题的计量站，各基层单位直接去该计量站查找原因，及时反馈具体信息，从而指导查找流失，避免了工作中的盲目性。从而使各个环节层次分明，环环相扣。通过电能流向分析到位，做到电能流向清晰，成本消耗定额准确从而使我厂的电力成本管理达到了一个较高的水平，计量完好率大幅提高，为实现精细化管理提供了条件。积极推广应用节电新产品，完善生产工艺，减少电能消耗为进一步挖掘节电潜力，促进机采、注汽、注水、集输系统效率提高，第二采油厂各专业部门交叉融合的方式，实行分层次、多元化的管理。生产工艺的不合理及

14、不合理的生产运行方式均可造成大量的电能浪费，为此每个季度召开一次地面工程例会，由采油开发科组织地质所、工程所、技术科、水电组及各油矿工程技术员就提高热采井机采、注汽、注水、集输系统效率各自总结经验，取长补短，本着“思域无疆，创新无限”的思路，潜心钻研、广开思路，不断创新。3.1.1优化工艺流程，降低电力消耗节电技术项目是第二采油厂项目推广实施的重点。主要目的就是优化注水、集输、机采及电力系统各项参数、减少电能在传输与做功中的能量损失。一是开展计量站降回压技术研究与应用，通过对手动控制泵流量、配套单流阀加旁路的降回压方式和配套变频自动控制的降回压方式进行对比分析，研究其不同生产工艺条件下的适应性

15、。目前已完成54座计量站863口油井的降回压生产，其中36座计量站手动控制泵流量、配套单流阀加旁路的降回压方式，18座计量站配套变频自动控制的降回压方式。以19号计量站为例，工频日耗电139.7KWh,变频调至35Hz时日耗电29KWh,每天节约110KWh。在相同压力下，使用变频平均吨液节电1.41KW-ho降回压生产不彳!产液量有了3%的提高，而且相应的节约了电能，真正实现了双赢。二是应用太阳能加热技术，降低集输系统电耗。引进了单井储罐太阳能加温装置，在古城油田BQ10区11号计量站、BQ33区24号计量站上安装使用，现场投入使用后，太阳能加热技术工艺的成功率和有效率均达到100%取得了较

16、好节能效果，预测满一年后三套太阳能加温装置可节电415596kwh,节电经济效益将达到31.6万元。三是2009年在配电系统改造中先后将6台高耗能变压器淘汰更换为S11系列变压器，系统用电效率稳步提高。四是稠联完成的脱水工艺改造，停用7台30kw的提升泵，上半年节约电费65万KWho五是2009年完成B125区注水泵维修改造，注水系统杜绝打回流现象，降低电耗40万KWh。六是开展实施单井进系统改造工程，降低电力消耗。我厂部分边远井站及简易开采油井采用大罐电加热拉油，电力消耗很大，上半年对BQ33区、YQ19等区的29口油井实施进系统生产，减少油井电加热29套，油井变压器1150KVA累计节电7

17、4.55万KWh,节约电费56.66万元。七是稠油联合站站内掺稀油流程是由交油岗来油进稀油储罐后，经稀油提升泵掺至各矿站内掺稀油点。交油岗来稀油压力一般在0.71.0MPA,温度在60c以上。因此对站内掺稀油流程进行改造，实现交油岗来油直接掺至各矿站内掺稀点，从而节省稀油泵运行费用。工艺完善后，无需启用稀油泵（75Kw电机），日节约电量1100度。3.4多措并举提高机采系统效率提高机采系统效率是我厂节电工作的重中之重，2009年为提高热采井机采效率科技立项两项即：热采井周期内机采效率变化规律研究和油机拖动装置及其设施节能效果评价，通过以上两个项目的开展可从大量的数据总结出稠油热采井在一个完整周

18、期内油井温度、井口压力、电机负载的变化规律，为节能工作提供有力地数据支持，同时通过各种抽油机节能产品的示范性安装，筛选出适合我厂抽油特性的节电产品。一是建立机采系统效率示范区，建立节能采油样板队。2009年开展了建立采油九队示范队工作。1-8月共测试分析873井次，根据采油九队机采系统现状分析了影响该队机采效率的主要影响因素为井下效率，而井下效率主要受泵效影响，通过优化抽油机参数573井次，调抽油机平衡288井次，利用永磁电机技术应用22井， 应用复式励磁调速电机5台 （待评价） ， 多级电机4台 （待评价） ，实现措施井提高了机采效率1.25%。二是开展机采系统效率测试与分析，找出热采井一个

19、生产周期中机采系统效率变化规律，规范抽油机调平衡、 调参工作制度， 从而节约电耗。 在井楼油矿选了5口热采井 （25#LJ7114、25#L7115、43#L7907、43#L71005、41#L71006）,6月初油井放喷开抽，6月10日开始跟踪测试机采参数，到目前已获得热采井生产初期阶段机采效率、地面效率和井下效率等参数随生产周期的变化状况。三是制定间开制度，加强低效井治理，对沉没度低、供液能力不足的低效井，每周监测动液面变化情况，优化开井时间，适时开抽，从而提高泵效，提高机采系统效率。四是针对王集油田诸多供液不足，产液量在2吨以下的油井，其抽油机电机均处于“大马拉小车”状态。运用HD型系列可变冲次节能传动装置可有效的提高油井的机采系统效率，该装置是采用K-H-V斜齿轮的新颖传动变速机构，具有减速比大、效率高、运转平稳、噪音小、结构紧凑、安装方便、使用寿命长等许多突出优点。即可将抽油机冲次降至1-3次/分范围、甚至更低的冲次，节电可达20-30%。2009年4月在王集油田B162和WC1Z由井安装两台，年节电量为：120KWhX30%365天X2台=26280KW-h,年节名电费19972.8元。五是为减少线路和用电设备损耗，2009年在王集油田推广应用低转速高效永磁节能电机22套；井楼油田推广应用复式励