“柱山1号阀室及柱山2号阀室低配系统电气完成安全检查；天东017-X3井配电箱外壳支架未接地……”5月23日，西南油气田公司重庆气矿3个片区的供配电管理工作群不断刷屏，供电管理操作人员陆续将防雷检查现场情况实时传回，为辖区气田高效上产和平稳输供提供坚强可靠的电力支撑。

直面现实隐忧

  　　重庆气矿所辖川东气田经过40余年高速高效开采，累计产气近2000亿方。目前，90%以上的气田已进入中后期开采，80％以上的天然气产量由老气田提供，且产能负荷因子大，出水气井增多。

 　　 随着老气田措施生产、信息化工作的不断深入，对供电保障提出了更高的要求。

  　　目前，分布在川渝41个区县的343公里10kV架空线路、248台电力变压器等自建供配电设施，加上2020年通过投建运模式新建的两峡储气库、渝西页岩勘探开发用电设施，该矿累计用电井站521口，其中，防爆电气27268台、变压器262台、防雷防静电接地点37632个。

　　  由于气矿目前供电管理仍停留在传统的全人工管理层面，现场断路器等设备状态，无法实时观察和远程操作。同时，缺少相关数据的智能化采集，不利于关键数据的实时掌握，基础资料也只能靠人工统计。

　 　“目前最大的难题是技术人员力量薄弱，供电管理人员平均年龄偏大，长期无补充，电工逐年减少。”谈及当前困难，该矿供配电管理负责人坦言，“气矿普遍处于山区丘陵，一旦供电线路出现故障，需要全线拉通排查，按照传统方式，不仅耗时费力，还存在较大的安全风险。”

　　  一系列现实难题，给本就困难重重的供配电管理工作数度加码。

　　  为破解供配电管理工作的“中梗阻”难题，近年来，气矿围绕提质增效、夯实供电保障、推进“投建运”、发展信息化及新能源建设等五方面开展电力管理工作。

破解梗阻难题

  　　去年，气矿对高峰场气田8座井站实施“高改低”，拆除变压器8台、线路13公里。目前正在实施沙坪场、沙罐坪、胡家坝等气田的供电设施优简化工作，改造后将拆除线路35公里，变压器28台。这是该矿结合现场情况，通过就近T接地方公网，高压改低压等方式，大量拆除气矿自有资产的供电专线，改造后每年可节约运维费用约300万元。

  　　在公司支持下，气矿先后对卧龙河气田等供电网络实施优简化工作，通过总结经验做法，结合井站用电需求和地方电网布置，采取“宜农则农、宜专责专”的原则，陆续对辖区气田实施供电优简化改造工作。同时在防爆电气检测优化、合理控制投建运单价、防雷接地集中集约招标、力调电费奖励等方面实施精益管理。2022年降低运行成本202万元，超额完成了公司148万元的考核指标。

　　  随着一系列供电管理提质增效措施落地，不但提升了气矿供电管理运维质量,还大大降低了运维成本。而这只是气矿护航生产用电的务实举措之一。

　　  2022年4月，按照“标杆”储气库标准，全面推进黄草峡储气库35kV变电站工程建设，较公司计划安排时间提前了14.5小时投运，减少注气影响118万，且投运至今“零故障”，得到上级领导一致好评。

　　  在渝西页岩气供电建设期间，该矿全力做好“自建”与“投建运”工作界面划分，加强各项工作的协调与督导，统筹兼顾钻井与开发生产用电，为页岩气上产做好坚实供电保障。

蓄足电力动能

  　　为夯实供电保障，气矿一边推行标准化管理，清理不同时代的建设标准，结合实际自主建立防雷接地标准化图册推进现场整改；一边与重庆市经信委、重庆市电力公司建立了良好的沟通渠道。

  　　2022年夏季川渝地区电力供应形势异常严峻，各地大范围出现“限电控负”情况下，气矿钻试、生产用电均未受影响。尤其是渝西页岩气井区的钻井工程是公司范围内唯一未受影响项目，为即将到来的夏季用电高峰夯实供电保障提供示范经验。

　  　针对供电管理信息化程度较低，不匹配供电管理人员数量偏少、力量薄弱的现状，气矿通过广泛调研，提出由传统的“人防”向“技防”转变，通过采取数字化程序逻辑连锁控制，杜绝现场的麻痹大意、违章操作，切实通过“技防”堵住传统“人防”漏洞。

  　　同时，按照公司供电数字化转型要求，做好供电设备设施信息化“零突破”，建立供电专业“SCADA”系统以及后台管理系统。实现现场数据、设备状态的实时监控，后台相关基础数据台账、报表的生成，力争实现“一张图、一张表、一部终端”掌握供电设施静态、动态情况。逐步探索利用“信息化手段”规范现场人员的作业安全和采取后台集中管理，目前正在试点区域进行设备安装及调试工作，计划在7月份试运行。

　  　截至目前，气矿今年累计生产天然气11.44亿立方米、销售天然气40.4亿立方米，供电管理在防雷检查，储气库、页岩气供电建设、数字化转型等方面稳步推进，从供配电源头保障川东气田产运销一体化优势，为地方经济建设提供优质充足的绿色能源动力。