走出新能源规模发展之路

　　近年来，聚焦“双碳”目标，中国石化国内上游企业紧抓国家新能源产业高质量发展机遇，格外的重视可再次生产的能源开发利用，全力发展风能、光伏、地热、余热、氢能等新能源业务，探索应用新能源技术，降低传统能源用量，走出了一条清洁能源规模发展之路，形成了低碳发展、绿能十足的新生态。

　　发展风光电等新能源，对中国石化国内上游企业来说，是双向奔赴之举。一方面，井站、井场、厂区，以及闲置低效土地、自有电网，是“追风逐光”的有利条件之一。另一方面，上游企业既是产能大户又是耗能大户，构建以风光电新能源为主体的新型电力系统，既有利于降低生产所带来的成本，又符合绿色低碳、转型发展的要求。

　　国内上游企业充分的利用满足条件的油区场站与闲置土地，依托油田电网、储能电站等资源，加快扩大风光电装机规模，统筹多能同步开发、互补应用，提升绿能供给能力，努力把油气田资源优势转化为发展优势。

　　2021年12月13日，胜利油田单体顶级规模的分布式光伏发电项目——胜利发电厂灰场光伏发电项目投产，装机容量37兆瓦，年发电能力5000万千瓦时。

　　2022年4月3日，江苏油田建成中国石化陆上油田首台“大风车”——小纪风电机组，装机容量2.5兆瓦。

　　2022年10月28日，河南油田首批3台风力发电机组，总装机容量10.8兆瓦，全部发电并入油田电网。

　　2023年12月10日，西北油田最大光伏项目——塔河油田环保站、液化气厂光伏发电工程并网发电。项目装机容量11.16兆瓦，年发电能力1600万千瓦时。

　　国内上游企业“追风逐光”跑出加速度。目前，胜利油田油气生产用电“含绿量”突破20%；江苏油田建设风电机组11座、光伏电站161座，年发绿电能力达1.4亿千瓦时，今年一季度，自发自用绿电占比突破36%；江汉油田与专业公司合作，累计建设光伏电站46座，年发绿电能力达1.1亿千瓦时。

　　在场景应用模式方面，国内上游企业不断推陈出新，华北油气规模应用小型风光储一体化发电装置，为东胜、大牛地气田开发提供有力支撑；东北油气采用“风光互补+储能”方式，建设了中国石化上游首座碳中和储气库——孤家子储气库；西南油气充分的利用办公楼屋顶开展光伏建设，先后建设了5个分布式屋顶光伏发电项目；上海海洋油气建成并投用光伏停车场，有近200个停车位和38个充电桩；华东油气在泰州采油厂广山中转站推广应用“太阳能+空气源”一体化技术，助力该站实现碳中和。

　　为提升新能源开发效益，国内上游企业充分的利用信息化与智能化技术，有效解决新能源消纳调峰等发展难题，努力蹚出一条提质增效新路径。

　　胜利油田率先打造了国内油气领域首个具有自主知识产权的大型“源网荷储”一体化智慧能源系统。

　　江汉油田持续深化能源管控中心平台建设，拓展模块功能，深入实施参数优化、“削峰填谷”等措施，像运行油气产量一样运行电量，累计节电近2500万千瓦时。

　　河南油田加强与科研院所、高校等合作，建立油田新型电力系统仿真模型，研究风光发电的匹配性和功率互补性，油田绿电消纳能力提升50%以上。

　　江苏油田加强电网升级、电气化改造，完成曹庄至陈堡油区花3-5风机消纳专线、崔庄—范庄电网相互连通、沙埝油区沙7-8风机消纳专线改造工程，提升了新能源消纳能力。

　　热能领域的减碳对实现“双碳”目标具备极其重大意义。国内上游企业地热资源丰富、覆盖面积广，且部分废弃油井为转化地热开采提供了良好的资源条件。上游企业还拥有众多集输站库，采出液中含有大量的热能，通过创新技术和设备，将采出液的余热转化为有用的能源，能轻松实现能源的高效利用和环境的友好保护。

　　近年来，国内上游企业积极探索地热供能与油气生产相结合的发展模式，围绕油气田生产办公用热需求，大力推广“地热+”“余热+”集成应用，助力“油田”“热田”协同开发。一方面，各企业深入开展地热余热资源普查与评价开发，摸清家底实施可行性评价；另一方面，围绕地热余热规模化、效益化利用难点，积极开展科研项目攻关。

　　在地热资源开发利用方面，针对地热水回灌难点，胜利油田勘探开发研究院开展针对性攻关。通过运用砂岩热储地热资源可循环利用最优井网布局方法，胜利油田在海洋采油厂等部署实施地热资源开发利用项目，累计替代原油8550吨、减少二氧化碳排放7.7万吨。

　　江苏油田矿业开发有限公司地热项目将关停的油水井改造为地热采水及回灌井，为扬州高邮国家农业科技园提供冬季温室保温服务，已连续运行6个供暖季，每年可向科技园提供超过540兆焦热能，打造了独具特色的“油田+现代农业”绿色发展样板。

　　在余热综合利用方面，各企业采取先进、环保、节能的采出液余热利用技术，实施“余热代气”改造，推进生产的全部过程绿色低碳。

　　从现河乐安联余热利用项目、纯梁高青联余热项目到鲁胜余热项目，胜利油田先后形成余热代油代气、供热、供暖等多种利用模式，累计实施余热利用项目24个，年代气4400万立方米、供热能力225万吉焦。胜利油田自主研发的油田采出水余热综合利用技术获集团公司科学技术进步三等奖，被工信部纳入《国家工业节能技术装备推荐目录》。

　　河南油田下二门联合站采出液余热利用项目是中国石化最早实施的余热利用项目之一。该油田首次采用“板式换热器+热泵机组+蓄能调峰”等技术，最大限度利用采出液低品位余热，年可减少天然气用量210万立方米、减排二氧化碳4600吨。同时，充分的利用稠油热采加热炉余热，采用烟气深度余热换热技术，年减少天然气用量约130万立方米、减排二氧化碳2800吨。

　　先后建成濮三中转站、文二中转站“余热+光伏”综合利用项目，用热泵提取采出液的热量替代加热炉加热原油，实现采出水余热利用多能互补，年减排二氧化碳5600余吨。

　　西南油气充分的利用元坝净化厂余热资源，实施节能电机改造、闪蒸气回收、液力透平、凝结水回收资源化利用等节能项目，年减少燃料气消耗351万立方米。

　　近年来，胜利油田、等企业大力推进能源结构优化，积极部署氢能产业，实现油田“绿电制绿氢”项目的新突破。

　　2023年5月28日，胜利油田石化总厂光伏发电电解水制氢示范工程投运，标志着胜利油田和东营市绿氢制供产业实现零的突破，预计年产绿氢123吨、减排二氧化碳2535吨。

　　围绕氢能产业高质量发展，积极融入河南省“郑汴洛濮氢走廊”产业布局，加强消纳市场的开发，加快打造中国石化豫北地区绿氢供应中心。他们加大科技攻关力度，牵头开展中国石化氢能技术重大科学技术项目课题——“兆瓦级可再生电力电解水制氢示范”攻关研究，为绿氢产业高质量发展提供技术保证。2022年12月25日，中国石化兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目在该油田成功投产。该项目采用质子膜（PEM）电解水制氢工艺，是现阶段与风电、光电耦合度较好的电解水制氢技术路线，以绿电制绿氢，生产出纯度为99.9998%的绿氢。

　　该项目拥有国内单套最大的质子交换膜电解水制氢装置，电解功率达到2.5兆瓦，制氢效率更加高。配套建设的3.66兆瓦光伏电站，以及9兆瓦风电工程，年发电超2500万千瓦时。目前，光伏配套工程已同步并网发电，风电项目正在建设中。

　　“氢”启未来新“碳”索，中国石化国内上游企业正不断“碳”寻新路，培育新质生产力，绘就美丽油气田生态新画卷。

　　走进胜利油田发电厂灰场，700亩的土地被蓝色光伏板填满，庞大的阵列依次排开，远远望去宛若一片“玻璃海”。这是胜利油田单体顶级规模的分布式光伏项目，装机规模37兆瓦，年发电能力5000万千瓦时，年减排二氧化碳5.2万吨，截至目前累计发电超过1亿千瓦时。

　　近年来，胜利油田统筹保障国家能源安全和绿色低碳发展，立足自身油气生产场景，聚焦新能源高端化、市场化、规模化，全力发展光伏、风能、地热、余热等新能源产业，优化能源消费结构，构建多元互补、洁净高效的新型能源体系，新能源产业高质量发展初具规模。一季度，油气生产绿电占比突破20%，以“含绿量”提升发展“含金量”。

　　在数字化的加持下，胜利油田统筹绿电和火电、外购电和自发电、发电和用电资源，建成国内首个油气领域“源网荷储”一体化智慧能源系统，支撑了新能源规模化消纳，实现从能源消费向能源调节转型，提升了能源供给质量、利用效率和减碳水平。

　　胜利油田还积极推动油气勘探开发与新能源深层次地融合，在牛页地区页岩油勘探开发中，生产用能通过“光伏+网电”实现。胜利发电厂灰场光伏发绿电直供页岩油钻机。首个“空气能+光热”多能互补项目投运后可完全替代接转站外购天然气，预计年减排二氧化碳1605吨。

　　目前，胜利油田正在重塑产业格局，巩固油气产业，壮大新能源产业，培育绿色低碳产业，形成传统油气、新能源、绿色低碳三大产业集群，走出一条油气开发和绿色低碳融合创新发展的路子，书写端牢能源饭碗的“胜利答卷”。

　　江汉油田首个“余热+绿电”碳中和示范点——江汉采油厂王场联合站自去年12月投运以来，目前已消纳绿电55万千瓦时，减排二氧化碳400多吨。该站是江汉采油厂顶级规模的联合站，日处理原油600吨、采出液6500立方米，主要用电负荷包括外输原油加热、两条卸油管线加热和热水伴热及扫线等。“余热+绿电”的综合利用模式，有效促进了该站节能降耗。

　　近年来，江汉油田树立“大资源观”，推动新能源业务与主业深层次地融合，打出绿电开发“组合拳”。“余热+绿电”碳中和示范点就是油田新能源布局中的一项重点工作。以王场联合站为代表的碳中和示范场站，能降低生产能耗、增强绿电效能，是油田强化光伏、余热等清洁能源利用，提升油气生产绿电占比的创新之举。

　　在王场联合站提质增效改造项目中，江汉油田按照新能源和油气工程建设项目同部署、同设计、同施工的原则，采取“余热+光伏”模式，在建设光伏项目供应绿电的同时，投产了两套700千瓦压缩式热泵机组，将油田采出液中的热能“提取”出来，为联合站提供部分热能，减少供热负荷对绿电的消耗，不仅有效利用了采出液余热、实现零排放，而且降低了联合站整体用电能耗。

　　5座风电机组、62座光伏电站、1座储能电站，这是江苏油田江都油区的新能源配置阵容。通过构建“绿电为主、多能互补、源荷相济”模式，该油区绿电占比超过50%，成为油田“源网荷储”高比例绿电替代示范区。

　　江都油区是主力油区，包括10个区块，电力基础设备完善，有110千伏曹庄变电所，配置了很成熟的油田电网系统。江苏油田从“源网荷储”几方面考虑，在该区建设绿电替代示范区。

　　在加强“源”的建设方面，在江都油区建设了15.5兆瓦风电和12兆瓦光伏设施。其中，纪1风电机组是中国石化陆上油田首台风电机组；线井组是油田首个“风光互补”示范项目；永安农场光伏电站充分的利用鱼塘水面等资源，建成3.7兆瓦光伏电站，形成“渔光互补”模式。

　　在优化“网”的结构方面，建设了曹庄至陈堡油区消纳专线兆瓦光伏发电输送至陈堡油区，促进绿电消纳。

　　在丰富“荷”的配置方面，试点在周41等站库开展加热炉气改电工作，提升新能源开发效益。同时，推广应用电动修井机、电动泥浆泵等电动设备，加强绿电消纳利用。

　　在提升“储”的能力方面，依托曹庄储能电站进行新能源调峰和生产柔性负荷控制。

　　通过构建“源网荷储”一体化管理体系，江都油区在满足电网平稳运行的同时，实现高比例绿电替代。

　　问：当前，国内上游企业风光电等新能源产业保持加快速度进行发展的同时，也面临调峰、消纳的协同问题，该如何统筹布局，推动新能源高质量发展？

　　答：促进风光电等新能源调峰、消纳是一项系统工程，需要发展“两个模式”促进消纳：一是源网荷储一体化技术，促进新能源消纳。在统筹规划方面，加强储能系统的跟进建设，尽可能形成集成各类储能产消者的分布式能源发展格局。二是积极地推进综合能源服务模式，通过冷热联供、多元互补和能源数字化管控技术，实现新能源的梯级利用、因地制宜、多能互补和互联互济。

　　另外，在推进油田变“热田”“气田”“碳田”“电田”的过程中，结合各类工艺的生产能耗，加强人工智能、云计算、大数据技术在油田系统的应用，建立综合能源管控数据中心，为系统内部高效资源配置提供技术支撑的同时，利用新能源支撑数据中心的电力消耗，促进消纳。

　　问：当前，新能源技术日新月异，国内上游企业需着重关注哪些新能源前沿技术？攻关哪些关键技术？

　　答：新能源领域快速地发展，涌现出许多创新技术。需要紧密结合油气生产实际，紧跟新能源发展步伐，一直在优化发展规划，做好能源系统的顶层规划。要重点关注各类储能及其共享模式、地热发电/供暖/制冷及其综合利用、电解水制氢及碳捕集和利用等方面的前沿技术。

　　在智能集控技术方面，建立油气田多能互补集成优化能源管控数据中心，将有利于风光电等新能源的利用和消纳及节能减碳。在储能技术方面，应探索跨季节储能、电化学储能、相变储能及压缩空气储能等技术在油田的应用。在地热余热技术方面，探索增强型干热岩等地热发电、地热余热综合利用、油田废弃油井改造等技术。

　　问：油气田地热、余热资源丰富，然而受油区位置制约，大多远离城市且分布较散，如何有效推进地热、余热资源综合利用，实现规模化、产业化发展？

　　答：未来，油气田推进地热、余热综合利用，需要创造更多新的利用模式，通过应用场景多元化，进一步突破地热、余热开发的空间限制，扩大产业覆盖面。

　　一是探索油田变“碳田”。CCUS在油田不仅应用广泛，而且发展空间广阔。CCUS在实施过程中需要大量热能去解析二氧化碳，探索地热、余热与碳捕集技术耦合，将创造新的利用模式，助力油田转型发展。

　　二是探索“地热+”“余热+”综合利用。利用高品位地热、余热资源与太阳能耦合，探索“地热+其他新能源”发电、制冷、供热技术，发挥地热稳定性特点，提供更多、更灵活的能源服务方式，提升资源综合开发效益。

　　三是探索“深浅结合”“热电结合”。随着中、低品位地热资源发电技术突破，地热发电效益有效提升。通过搭建深、中、浅层不同品位地热能的耦合互补“冷热电”多联产系统，实现地热、余热资源的梯级利用，提高资源利用率。