油气田新能源建设初期效益分析.pdf

-113-CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION Feb.2024中国科技信息 2024 年第 4 期科技工作辽河油田新能源建设情况概述油田新能源建设初期以分布式电源为主，分布式电源是指接入 35kV 及以下电压等级电网，位于用户附近，在35kV 及以下电压等级就地消纳为主的电源，包括太阳能、天然气、生物质能、风能、水能、氢能、地热能、海洋能、资源综合利用发电（含煤矿瓦斯发电）和储能等类型。有三种并网模式，即“自发自用”模式、“自发自用、余电上网”模式、“全额上网”模式。对于油田有自己独立电网而言三种并网模式，“自发自用”模式是指接入油田电网，所发电量在油田电网内部全部消纳。“自发自用、余电上网”模式是指接入油田电网，所发电量油田电网内部负荷无法全部消纳，存在余电上网（国网）情况。“全额上网”模式是指周边没有油田电网，接入10kV 或 35kV 电压等级公共电网，发电量全额上网。2021 年起，辽河在不影响油田正常工作及检修的条件下，利用油田管辖范围内的抽油平台空地、废弃井场、屋顶等闲置地点投资建设分布式光伏发电系统，用于抽油井和办公区的日常用电。油田已并网和正在建设中的分布式光伏项目有 BOO 项目、油田自建项目，并网模式以“自发自用”和“自发自用，余量上网”为主，旨在替代常规国网供电，降低企业购电成本支出，并实现清洁能源替代，目前已累计并网*Mwp，光伏发电量*余万度。辽河油田分布式新能源建设效益分析辽河油区的采油区块以超稠油、高凝油为主，石油开采耗电量大，在保证开采能力不变的前提下减少或降低吨油用电成本是油田进行新能源建设的首要任务。国网供电方式下的购电成本分析国网供电为常规电源供电方式，常规电源，是指除分布式电源外的燃煤发电、燃气发电、核电、水电（含抽水蓄能）等。常规供电方式下，油田通过电力市场化交易直接与发电厂按照协议电价购买协议电量，经过国家电网将协议电量按照协议电价输配给终端用户，并另支付电网企业所承担的输配服务，如图 1 所示。即：国网供电电度电价=市场化交易电价+居民及农业损益折价+上网环节线损费用+输配电价+系统运行费用+政府性基金及附加，其中的 项为常规供油气田新能源建设初期效益分析李建梅 夏长生 赵宝军 王 炜李建梅 夏长生 赵宝军 王 炜辽河油田电力公司李建梅，女，大学，副科长，从事专业：电气，专长：电力营销。夏长生，大学，副总经理，企业高级专家，从事专业：电气，专长：风光发电并网技术。赵宝军，大学，副总经理，从事专业：电气，专长：电气技术。王炜，大学，一级工程师，从事专业：电气，专长：电气技术。辽河油田公司作为保障国家能源安全的国有骨干企业之一，开展新能源建设是贯彻国家“绿水青山就是金山银山”理念，锚定“碳达峰、碳中和”目标，推进绿色低碳发展战略，持续扩大能源高效利用和绿色转型发展，全面提升“人与自然和谐共生现代化”保障能力的重要体现。油田拥有自己的企业电网，开展新能源建设工作具有一定的特殊性，但在同行业内却具有一定的普遍性。辽河油田新能源发展的背景政治背景辽河油田公司作为保障国家能源安全的国有骨干企业之一，深入推进绿色低碳发展战略，持续扩大能源高效利用和绿色转型发展，是贯彻落实“人与自然和谐共生现代化”的重要体现。为实现辽河油田公司“十四五”清洁能源替代任务之提高终端用能电气化率，非化石能源占比率以及清洁电力部分实现外供等目标，将传统能源和新能源业务高度融合发展，辽河油田按照集团公司“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走战略部署，扎实做好“新能源效益工程”，大力建设风光发电，尽快实现油田绿电替代目标。购电电价稳居高位国家发展改革委 20232026 年第三周期输配电价调整文件出台后，用电侧价格呈政策性上升趋势，市场化交易中火电机组上网电价在标杆电价基础上上浮20%的大环境下，预计电价会维持在高位，风、光、核等清洁能源电力更多用于保障农业及居民用电，电力用户侧配比率偏低，购电综合平均电价居高不下。中国科技信息 2024 年第 4 期CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION Feb.2024-114-科技工作电方式下，由国网输配需增加的电费支出。按照计量装置一般安装在产权分界点的原则，油田与国网结算的计量装置安装在国网一次变 66kV 出口处，即油田在国网供电 66kV 电压等级购入电量，经过油田企业内部输配电网输送给 0.4kV 终端用电设备。综上所述，常规供电方式下，按照电度购电成本等于购电电量乘以购电电价计算，需要额外多支付损耗电量部分的电费成本支出和从国网输配增加的电费成本支出。分布式新能源替代常规供电效益分析可降低电力输送环节的电量损耗因石油开采需要，油田电网的覆盖面非常广，拥有66kV 电压等级线路*余条、*公里，拥有 66/6（10）kV变电站*座，6（10kV）配电线路*条，总计*公里，配电变压器*余台，常规供电方式下，电力输送到终端用电设备要经过 66kV、6（10）kV、0.4kV 两级变压、三级网损，损耗电量很高，网损率在*%左右，按照油气生产单位年用电量*亿度计算，损耗电量约*亿 kwh。油田建设分布式新能源，分布式光伏建设一般在0.4kV电压等级并网，分布式风电建设一般在 6kV 及以上电压等级并网，并网点接近于终端用电设备，所发电量可就地在油田内部电网被消纳掉，减少常规供电方式下国网 66kV 输配电环节的电量损耗，购电量减少购电成本降低。购电电价下降，购电成本减少油田自建分布式光伏或风电项目后，电价构成中只有建设投资的度电成本，节省常规供电方式下国网购电电价中的居民及农业损益折价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用及政府性基金及附加共计 5 项费用。如果建设成本电价不高于当地燃煤发电基准价，以辽宁省为例按照现行国网购电 66kV 平时电度电价计算 1 度电节约的电费成本应大于等于在 0.15 元（含税）。分布式风力发电、光伏发电替代能力分析风力发电、光伏发电受天气及季节等自然环境因素影响较大，日发电曲线呈现出明显的波动性，光伏发电主要集中在峰时、平时，而风力发电谷时占比偏高，在无储能的状态下即发即用替代常规供电（火电）的能力不同，产生的效益也不尽相同，下面分别按照在风、光发电的有效发电小时内和全天24小时两种情况下，风、光发电替代常规供电（火电）的能力及效益情况进行分析。在有效发电小时内1）分布式新能源发电替代常规（火电）供电价差收益计算方法：1 度电价差收益=（尖峰发电量（火电尖峰电价-新能源尖峰电价）+峰时发电量（火电峰时电价-新能源峰时电价）+平时发电量（火电平时电价-新能源平时电价）+谷时发电量（火电谷时电价-新能源谷时电价）/总发电量。2）替代常规火电的能力及价差收益情况在光伏发电与风力发电电价相同，并执行分时电价的情况下计算：光伏发电量分时占比（辽宁地区）：峰时 39%，平时 61%，尖峰、谷时电量非常少，暂忽略不计，按照上述公式计算后与常规（火电）供电 1 度电的价差收益约为 1.2 倍的平时电价价差；风力发电分时占比（辽宁地区）：尖峰 4%，峰时22%，平时 29%，谷时 45%，按照上述公式计算后与国网火电供电的 1 度电价差收益约为 0.9 倍的平时电价价差；所以，在有效发电小时内光伏和风力发电替代常规（火电）供电产生的价差收益，光伏为 1.2 倍的平时电价价差，风电为 0.9 倍的平时电价价差，分布式光伏优于分布式风力发电。全天 24 小时内光伏和风力发电替代常规（火电）供电能力比较及效益分析：光伏平均 1 天的发电小时数在 4 小时左右，其余时间仍需要常规（火电）供电，经测算用户 1 天中使用光伏电量、常规火电电量的占比为：光伏峰时 6%、光伏平时 10%；常规（火电）尖峰 8%、常规（火电）峰时 19%、常规（火电）平时 28%、常规（火电）谷时 29%；经计算，有光伏发电的 24 小时（1 天）平均电度电价是 0.98 倍的常规（火电）平时电价；风力发电平均 1 天的发电小时数在 9 小时左右，其余时间仍需要常规（火电）供电，经测算用户 1 天中使用风电、常规火电电量的占比为：风电尖峰 1%、风电峰时 8%、风电平时11%、风电谷时16%；常规（火电）尖峰7%、常规（火电）峰时 17%、常规（火电）平时 27%、常规（火电）谷时 13%；经计算，有风力发电的 24 小时（1 天）平均电度电价是 0.92 倍的常规（火电）平时电价；常规（火电）供电 24 小时平均电度电价是 1.05 倍的常规（火电）平时电价；所以，通过以上计算数据，按照全天 24 小时计算平均电度电价，风力发电优于光伏发电优于常规（火电）。综上所述，在无储能装置的情况下，选择建设分布式光伏还是分布式风电，实现 100%就地消纳、清洁能源替代能力最优，要综合考虑生产负荷需要及用电区间等实际情况。油田新能源建设初期凸显的主要问题油田新能源建设初期以分布式能源为主，而分布式最优的模式为自发自用，在油田内部电网全部消纳，替代能力最好，节约购电成本最高。但建设过程中由于油田电网用电负荷分布不均衡、电网结构的复杂性，导致计划建设规模因消纳能力而放缓进度。一是油田光伏项目有井站光伏和地块光伏。井场光伏装图 1输配服务（下转第 117 页）-117-CHINA SCIENCE AND TECHNOLOGY INFORMATION Feb.2024中国科技信息 2024 年第 4 期科技工作关部门和高校、科研机构的合作，积极开展线下培训。鼓励各志愿服务组织在线下培训时进行直播或录制视频并传至志愿服务信息系统以共享志愿服务培训资源。另一方面，要拓展培训内容。不仅对志愿者进行通识培训，更要对志愿者开展专业培训。数字化时代，要加强志愿者数字技能培训，提高志愿者数字素养。为检验培训效果，要建立志愿者培训档案和专业技能认证制度，通过统一志愿服务平台对志愿者进行考试和技能认定，便于志愿者考核和为志愿者推送匹配的志愿服务活动。（五）完善志愿服务评价和激励机制，促进志愿服务常态化根据志愿服务的难易程度、专业化程度，丰富志愿服务评价指标，拓展志愿服务评价主体，构建科学的志愿服务评价机制。对于简单、非专业化的志愿服务，利用志愿者的个人应用端记录其出勤情况和志愿服务时长作为评价指标；针对复杂、专业化的志愿服务，除志愿服务时长，可通过志愿服务信息系统应用端规范记录志愿者服务项目内容，收集志愿服务相关主体的评价，将社会评价纳入志愿服务信息系统，综合上述指标对志愿服务进行客观评价。此外，可以从民政、共青团、工会、妇联等部门抽调人员组成志愿服务第三方考核小组，对于优秀志愿者和志愿组织进行评价、考核和监督。对志愿者进行有效的激励，一方面要整合区域内文化、旅游、交通、教育、医疗等资源，将志愿者礼遇优待落到实处。例如上海等地已将志愿者信息纳入信用平台以给予志愿者正向激励。另一方面，打破时空限制，建立志愿者志愿服务积分在不同社区和不同地区的互认互换机制。要依托志愿服务信息系统，为星级更高的志愿者推送更大地区的优享福利信息。落实志愿者更丰富和差异化的礼遇优待，激发志愿者参与志愿服务活动的内生动力。小结数字时代，要善于用数字技术赋能志愿服务发展，将数字化贯穿志愿服务全过程。推动志愿服务发展，要通过发展信息技术、加强志愿服务立法和保障志愿服务资金投入为志愿服务发展建立坚实基础；要优化外部工具，升级志愿服务信息系统；也要规范志愿者招募和培训，完善志愿服务激励机制，从而促进志愿服务数字化、法治化、专业化和常态化。机容量小，能够在井场直接消纳，兆瓦级大地块光伏项目就地消纳能力不足，而且有消纳能力的区块闲置土地少，有闲置土地的区域消纳能力有限，新能源建设土地资源和电力消纳能力不匹配。二是风电工程项目装机容量较大，属地油井消纳能力有限，新能源消纳问题凸显。解决问题的途径和方法针对油田新能源建设已暴露出的问题，相关单位和部门加强学习，研究政策，为确保后续建设的分布式风光项目、集中式风光项目顺利推进实施，实现油田公司“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走战略部署，逐步解决消纳、储能以及外售问题，结合油田生产实际在以下几方面采取有效措施。在分布式能源建设方面，以自发自用，自消纳为主，按区域做好新能源建设的消纳分析。充分考虑发电负荷消纳及接网问题，优先选择具备消纳能力的区域开展立项，暂缓不具备消纳能力区域光伏建设，避免经济效益较差光伏项目匆忙上马优质存量土地被浪费。全面分析电网消纳能力，对已建并网和规划设计的项目按照交流接入峰值和年平均负荷进行油田电网消纳能力分析，旨在为辽河油田电网新能源消纳、规划、建设提供指导性建议，进一步引导分布式电源均衡有序发展，尽最大能力将新能源绿电用于辽河油田生产消纳。规划项目要充分考虑区域消纳情况，综合考虑变电所主变、母线等设备及线路承载力，可研编制阶段要进行相关电气计算，并核算变压器、线路等损耗，做好经济评价。要结合辽河稠油、超稠油油品特质，生产工艺要求，将热熔盐项目与新能源项目建设进行统筹考虑，采用智能互补系统将风电、光伏、夜间低谷电等作为能量源，通过熔盐电加热器加热熔盐，储存热量，完成“储能”。集中式能源建设方面，以全额上网，外售模式为主。在取得用电许可资质（发电类）的前提下，积极办理电力交易的市场准入。研究辽宁省目前政策和电力市场交易模式，对平价集中式风光发电项目的三种售电模式进行比较优选，积极参与绿电交易，获得环境溢价，更好体现风光发电的绿色电力价值，实现经济效益最大化。加强对东北电力辅助服务市场运营规则相关政策的深入交流与研究，探索可中断负荷调峰、电储能调峰等辅助调峰交易政策的参与落实，降低热熔盐储能等项目的购电价格。（上接第 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