华北油田采油一厂采取措施，努力降低电力消耗，今年前5个月，在投产新井10口的情况下，各项能耗指标依然在控制范围之内。

　　采油一厂完善立体式节能管理网络，做到“抓”有专人负责，“管”有依据标准，“行”有计划规范。采油一厂对能源消耗集中的注水系统、机采系统、集输系统等能耗节点进行抽测和普测，对高能耗系统随时监测；定期召开电力分析会，分析电力运行问题，加强高线损线路监察，各工区和电管大队成立联合监察组，随时对每条线路、每个用电户逐个监察；坚持推行“峰、谷、平”电价制度，采取避峰就谷生产方式，坚持间开井谷期生产、谷期多注水、谷期多输油，加强对供液不足井管理，对25口油井进行“谷”时生产，对一些注水站采取“谷”时多注水的方法。

　　在燃料油管理方面，采油一厂科学调整输油运行参数，根据季节变化，对马任线、莫任线等主要输油干线，实施末点温度措施，夏季控制在42摄氏度左右，冬季控制在45摄氏度左右，以节约自用原油。根据各站情况，利用伴生气为原油加热，气量不足的采取油气混烧措施，降低燃油消耗量。

　　采油一厂积极利用新技术，提高系统效率。对全厂抽油机井、注水站和注水井进行普测，找出系统效率低的原因，采取针对性措施，平均单井系统效率提高6.66%、吨液耗电降低1.8千瓦小时；实施单井原油不加热输送技术，通过对原油流变性分析，确定各区块单井不加热输送范围，28口油井停伴热正常生产；运用下偏杠铃复合平衡技术，对常规游梁式抽油机及六连杆抽油机进行技术改造，常规机平均节电率11.7%，六连杆机平均综合节电率5.7%。

　　采油一厂加强单井拉油点用电管理，各作业区根据拉油点液量和油质情况，少开或间开电加热棒时间，控制储罐加热棒用电量；加快老化供电线路改造速度，提供供电时率，降低电损；通过调冲程、冲次等措施进行油井调参节电，推广应用节电设备，更换高耗能抽油机电机；持续进行热力系统改造，实现油气混烧，利用伴生气，采用低温输送技术，减少自用油消耗。
 

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