忙碌近一年，电力分公司渤埕供电管理区、河口供电管理区于11月21日共同收获了河口采油厂发放的124.32万元增效激励“红包”。这不仅是对两个供电管理区工作成绩的认可，更是对电力分公司提升电网保障能力，全力支持油藏经营价值最大化的生动写照。

多元储能积蓄产业潜力

定时监测电压、入网频率等储能相关数据，现场查看设备运行状况……最近两个月，孤东供电管理区孤光一号变电站值班员李莉比以往更加忙碌。

10月9日，油田首台套10兆瓦/20兆瓦时电化学储能电站正式投运，该项目预计年可充放利用绿电400万千瓦时，降低直接用能成本150万元。项目平稳运行，离不开电力分公司在承揽山东电工100兆瓦、中广核500兆瓦储能电站运维等高端储能项目中积累的人才和技术优势。

如何把余电储起来，一直是电力分公司高质量发展的重要任务和攻关课题。在油田生产用能结构中，热能占54%，电能占41.6%，发展储能既是新的价值增长点，更是补齐“源网荷储”短板的关键。

近年来，电力分公司布局储能多元化发展，从电源侧、电网侧、用能侧积极探索储能、储热发展新路径，不断扩大电源侧储能应用规模，优化电网侧储能布局。

围绕破解偏远地区电网基础薄弱、网电设备接入比例低的问题，电力分公司探索“网电+储能”钻井综合用能方案，按照从固定式到移动式的思路，主动对接中石油济柴动力等企业，试验移动储能在网电钻机等场景下的“电代油”综合用能方案。

公司计划在新孤、盐镇等220千伏变电站和黄河南部区域，根据光伏、风电建设情况，考虑布置适当规模的储能电站。“储能电站初期运行至关重要，我们会努力将其打造成油田推广大规模新型储能应用的示范样板。”李莉说。

为油气开发注入强劲动力

晨曦初露，滨海供电管理区副经理孙兆鹏带领团队开始了新一天的忙碌工作。在短短20天内，他们为海洋采油厂、桩西采油厂等涉海单位的8条35千伏线路加装了300多根“固定装置”，可有效预防冬季冻雨天气引发的电网故障。

电力系统堪称油气开发的“主动脉”，停电有可能导致油田产量损失。电力分公司生产管理部经理庄严介绍，公司在电网运行分析的基础上，精准定位薄弱环节，分阶段实施隐患消除和改造提升工程。

电力分公司坚持主网与配网并重，优化电网布局。近两年，引入6条220千伏国网电源，相继完成了新孤变、九分场变电站设备更新改造，让油气生产的“大动脉”更加稳固。

在夯实220千伏主网架构的同时，公司将目光投向柔性灵活的输配网。全面梳理35千伏至110千伏线路运行状况，并结合油气产能需求，分批开展变电站升级改造和滩海区域线路隐患精准治理。

与13家开发单位的96个管理区签订目标同向合作协议后，电力分公司重点分析了6千伏至10千伏配网故障，并为开发单位量身定制配网提升方案，逐一破解电网布局不合理、线路重度过载等制约油气高效开发的关键问题。

通过全面复盘极端天气引发的故障线路成因，找准故障根源和规律。今年前10个月，公司电网故障同比下降20%，影响原油产量同比下降25.7%，故障率持续降低。

为页岩油开发增添效益活力

室外寒风凛冽，位于黄河以南的九分场变电站改造现场却一片火热。

“220千伏九分场变电站是打造民丰页岩油区域‘一中心两枢纽四横两纵’电力保障的核心，它的稳定运行是支撑页岩油规模效益建产的重要一环。”电力分公司党委常委、副经理姚继荣说。

页岩油是油气开发的重要阵地。电力分公司聚焦胜利济阳页岩油105亿吨资源效益开发，精准对接开发需求，初步构建国内领先的页岩油开发电力保障体系。

在牛页一区试验井组，他们率先采用国内首个双机组电驱压裂，利用撬装式移动变电站和碳纤维复合电杆，满足10万千瓦负荷电驱压裂电力配套设施建设，替代柴油1033.5万升，施工周期缩短50%。

公司坚持目标同向，发挥电力专业优势，深度融入页岩油开发规划设计、工程建设、管理运维全流程，推进电驱压裂电力配套保障从探索尝试向集成化、标准化、一体化转变，提升服务质效。

石油开发中心利页1-6HF、1-7HF井场，由于距离线路太远，纯柴驱压裂成本高。公司探索“35千伏网电+柴驱”压裂综合用能方案，协调周边国网线路，把“全柴驱”改为“网电+柴驱”压裂综合用能，为油田节约成本1200万元。

“35千伏网电+柴驱”现场实验为后续油田低电压等级线路带载压裂提供了实践经验。截至目前，公司服务电驱压裂项目13个，施工周期平均缩短35%。电驱替代柴驱后，单井投资平均降低300万元，页岩油开发成本降低1.3美元/桶。

“目前，公司着手筹备明年及‘十五五’规划，将以构建新型电力系统和‘源网荷储’为核心，不断提升对主业的支撑保障能力和技术服务水平，为油田高效勘探开发提供坚实的绿色动能。”电力分公司经理刘玉林满怀信心地说。