“双碳”目标下岸电应用对海上油气田开发的影响分析

“双碳”目标下岸电应用对海上油气田开发的影响分析

王冰月，刘爱明，李少芳，李天杨，史淑琴

中海石油（中国）有限公司天津分公司  天津 300459

摘 要 随着我国“双碳”战略目标实施，中国海油海上油气田开始绿色低碳开发转型。渤海油田的岸电应用工程稳步推进，对海上油气田绿色低碳开发具有重要的意义。本文阐述了渤海油田的电力系统的主要技术应用情况，以渤海某开发项目为例对比了岸电方案与自建电站方案的差异，从技术可行性、节能降耗、二氧化碳和氮氧化物（NOx）排放、经济性等方面分析了岸电技术为海上油气田开发带来的积极影响，岸电工程的应用推动了渤海油田绿色低碳的进程。

关键词 “双碳”目标；海上油气田；绿色低碳；岸电；节能减排

未来的长期能源消耗中，石油天然气仍是能源消耗的主要种类，油气资源的绿色高效开发和利用是实现“双碳”战略目标的重要途径[1][2]。电力系统为海上平台提供主要动力，传统海上平台的电力系统设计是在平台上安装发电机组或与周边其他平台的电力组网实现电力供应[3][4]（以下简称自建电站）。本文以渤海西部某油田的调整开发项目为例，通过传统自建电站模式与岸电模式的对比，分析岸电应用对海上油气田绿色低碳开发的作用。

1 海上油气田电力系统

自建电站方案的发电机组通常选用燃气透平、原油或者双燃料发机电组。发电机组的燃料为油田自产天然气、原油或者柴油，部分油田需要外购天然气供发电机组进行发电。同时，自建电站方案需要配备相应的辅助系统对燃料进行处理，以满足发电机组的要求。考虑能量的回收和充分利用，发电机组配置余热回收装置。发电机组及辅助系统的合理选型可以最大限度降低燃料消耗，提高负荷利用率，降低投资成本[5]。海上平台空间布局紧凑，因此自建电站通常考虑设计满足本油田或通过区域组网实现电力供应，供电能力受到了限制。发电机组还存在抗冲击性能差、供电可靠性差、效率较低、噪声极高等问题，目前海上平台的大型发电机组基本被国外厂商垄断，价格成本昂贵。

岸电技术不同于自建电站，岸电方案以敷设高电压等级的海底电缆的方式将海上油气田的生产平台接入电源容量大、电能质量稳定可靠的陆上电网，实现海上的电力供应。岸电技术方案已实现从概念设计到实际工程应用，无论节能减排，还是供电电网的可靠性都具有重要的意义。岸电工程的规模化应用节省了油田的天然气、原油，为油田节能减排降耗提供了技术保障，也符合绿色低碳发展的理念。

图1 海上自建电站技术电力系统与岸电技术电力系统示意图

2 基于岸电技术方案的应用分析

渤海某调整项目，工程方案新建1座8腿处理平台，栈桥连接油田已建海洋平台，满覆盖区域调整井及新动用区域开发的需求。针对依托渤海油田岸电应用示范工程的岸电和自建电站方案进行了技术对比。

2.1 供电技术方案对比

岸电方案依托渤海油田岸电应用示范工程，依托平台的电力系统进行相应的改造接入岸电进行组网，老平台4台燃气透平发电机组退出使用，油田的伴生气作为平台的燃料气供其他系统使用，剩余气通过已有天然气管道外输。

自建电站方案采用4台10MW（3用1备）的燃气透平发电机组为平台供电，与依托平台的燃气透平发电机组组网运行，可以满足整个油田的用电负荷需求。原输气管线不满足新建发电机组天然气燃料的输送需求，需要新建1根海底输气管道，从其他油田购买天然气作为发电机组的燃料来源。

从发电设备、辅助设备、电缆配置、燃料消耗、老平台等方面两个方案的主要差异进行了对比，差异表如表1所示。通过技术的综合对比分析得出结论：自建电站方案和岸电方案技术均可满足项目实施的要求，因此需要整体的对比来选择适合本项目开发的技术方案。岸电方案的优势主要体现在油田不再应用能耗及排放较高的发电机组进行发电，油田的供电可靠性提高。

表1 岸电/自建电站方案差异表

2.2 能耗与排放对比

岸电与自建电站方案技术上都满足项目的需求，本节从能耗、二氧化碳及氮氧化物的排放进行对比分析，分析岸电与自建电站在节能减排方面的贡献情况。岸电方案与自建电站方案年度能耗、CO2排放、NOX排放对比如图2所示。

图2 岸电与自建电站方案年度能耗、CO2排放、NOX排放对比图

注：将相关能耗均折算为标准煤进行对比，其中电力（岸电）折标系数为1.229tce/104kW·h，电力（自建电站）折标系数3.05tce/104kW·h，天然气折标系数为12.048 tce/104m3。发电机组发电效率取27%，天然气热值取35.31MJ/m3。tce：1吨标准煤当量。发电机组按360

天运行计算。

从图3可以看出，年度能耗与电负荷趋势一致，岸电方案能耗大幅低于自建电站方案，主要原因是岸电方案节省了4台发电机组对天然气的消耗。所以在研究节能降耗的措施时，应重点考虑减少柴油、原油、天然气等燃料的消耗。

二氧化碳排放源主要包含化石燃料燃烧排放、火炬燃烧、工艺放空与设施逃逸、净购入电力排放、自建电站发电机组排放。通过岸电与自建电站技术对比，二氧化碳排放量差异主要体现在岸电方案的净购入电力排放与自建电站方案的发电机组排放。

按照《中国石油天然气生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》计算项目二氧化碳排放总量，通过对比可以看出，岸电方案比自建电站方案的二氧化碳排放量减少了约25%，主要原因是减少了发电机组的天然气和原油消耗。进一步的，增加了渤海油田的油气产量，带来了经济效益，又能实现节能减碳的绿色发展，实现了社会效益。

根据生态环境部2021年6月11日发布的《工业源产排污核算方法和系数手册》中的《工业行业产排污系数手册/4411火力发电、4412热电联产行业系数手册》《锅炉产排污量核算系数手册》，选取发电机组的氮氧化物产污系数为1.27g/m3，选取锅炉氮氧化物产污系数为1.587g/m3。

通过对比可以看出，岸电方案比自建电站方案的氮氧化物高峰排放量减少了约61%，主要原因是减少了发电机组的燃烧天然气产生的氮氧化物。岸电方案减少了对大气污染物的排放，更加符合渤海油田绿色低碳发展的要求。

综上所示，岸电方案在能耗、二氧化碳及氮氧化物排放上都优于自建电站方案。若考虑老平台的4台发电机组退出，油田供电将完善依靠岸电形式，对天然气、原油及柴油的消耗量将进一步减少，更加体现出岸电方案的优势。

2.3 经济性对比

影响经济性的主要指标包括投资、费用、收入等，在对比自建电站和岸电方案比选时，需分别考虑方案差异性带来的投资、费用、收入等各方面变化。由于自建电站和岸电两个方案在投资、日常操作费、电费、燃气费、碳排费以及收入上均有较大差异，以2023年为评价年，考虑投资、费用及通货膨胀，将两方案以相同折现率折现到评价年，对两个方案分别进行现值对比。主要投资、费用及收入对比分析表如图3所示。经济数据均为模拟数据。

注：基准年为2024年，气价：1.7元/方，电价：0.5元/度。

图3 分年投资、费用组成、收入对比图

通过投资、费用、收入的对比分析，我们可以看出：

（1）岸电方案具有初始投资优势。

岸电方案的初始投资较自建电站方案节省了透平购置费、余热回收装置以及输气海管的费用，但是增加了被依托电力平台与本平台之间的海缆费用，海缆费用占岸电方案工程设施投资的15%，海缆费用主要受被依托电力平台与本平台之间的距离影响，基于目前方案的基础上，海缆长度在增加19公里，岸电与自建电站的初始投资相等，因此，基于目前方案岸电方案的初始投资有较强的优势。

（2）岸电的费用成本更具优势。

目前岸电的电价按照0.5元/度进行计算，透平电站的综合电价主要受天然气的价格影响。目前天然气的价格按照1.7元/方进行测算，对两种方案进行临界值分析，自建电站和岸电在电价上涨30%（0.65元/度）、气价在下降15%（1.45元/方）的情况下电费基本相当，基于目前方案，岸电的电费费用成本更具优势。

碳排放因子按照0.5进行计算，对碳排费进行临界值分析，岸电碳排费优于自建电站方案。

由于岸电方案较自建电站方案节省了透平购置费、余热回收装置以及输气海管，增加了海缆设施，但是整体设施规模及维护保养工作量明显降低，日常操作费中的人员配置、设备设施维护费、保险费降低10%。

（3）岸电方案的年收入明显增加。

由于采用岸电方案，岸电方案的自耗气量大幅降低，产气更多用于外输销售，岸电方案较自建电站方案收入增加5%。

综合分析，采用岸电的方式不仅在初始投资、日常成本费用、电费上有较大优势，同时有利于公司的节能减排、绿色发展，为国家提供更多的清洁能源。

3 总结与展望

通过对实例的具体分析，岸电与自建电站方案技术可行的前提下，岸电方案的经济性、节能减排优势以及对智能油田的贡献等方面均明显优于自建电站方案，更加符合绿色低碳节能高效的油田开发需求。

岸电技术的应用为中国海油绿色低碳开发拓展了思路，未来仍需要付出更大的努力，实现技术的创新，思路的突破，比如新能源替代实现碳减排，碳补集、运输与封存，碳收集的二次利用注入地层驱油，高耗能设备的技术优化，风电/太阳能电网的组网，设备设施余热回收等结合油田智能化、数字化建设以及综合能效管理系统的建设综合优化油田的能耗与排放，从源头治理，实现温室气体的减排与能源的节约。

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作者简介：王冰月（1984年9月-）性别：女，民族：汉族，籍贯：辽宁盘锦，学历：本科，研究方向：海上油气田投资估算及经济评价

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