从屋顶光伏发电到联合站采出水余热利用，再到绿氢制造，中原油田不断拓展新能源开发领域—— 新能源为油田发展注入绿色动能

大力推广分布式光伏发电，加快推进联合站采出水余热利用，积极谋划绿氢产业布局……油田作为中国石化上游板块重要的油气生产企业，正顺应绿色低碳发展大势，积极在新能源领域探寻转型发展新路径。

对于油田来说，“十四五”时期是落实集团公司“一基两翼三新”产业格局，加快老油田转型发展，推动各类新能源和可再生资源从单一、分散向综合、一体化应用的关键时期。今年年初以来，油田把推进新能源开发摆在更突出的位置，创新新能源领域合作开发新模式。

今年9月底，油田与新星公司正式签署了新能源综合开发利用合作框架协议，双方对光伏、风电、制氢等新能源项目进行了初步规划。双方框架协议下合作的第一个项目——112兆瓦油区风电场项目目前已向河南省发改委申报。油田新能源开发工作驶入“快车道”。

光能变电能 屋顶变“电站”

登上热力分公司办公楼楼顶，放眼望去，就像置身在一片湛蓝色的海洋中——200多块光伏发电板像列队整齐的士兵，正昂着头，迎接太阳光的检阅。热力分公司新能源项目部副经理张志英介绍，光伏发电受天气状况、温度、日照时长、太阳辐射量等因素影响，发电时长有所变化，即便是在冬季，光伏发电板的发电时长也可达到8个小时。

去年7月,油田在热力分公司办公楼楼顶开展光伏发电试点项目建设。该项目通过在楼顶安装光伏发电板，采取“自发自用、余电上网”模式为该公司机关办公系统提供电能。截至目前，该项目已安全平稳运行了15个月，年度发电量为13.14万千瓦时，减少二氧化碳排放125吨。

热力分公司楼顶光伏发电试点项目的成功投运，为油田大力推广分布式光伏发电项目提供了参照模板。实际上，在推广光伏发电项目上，油田有着得天独厚的优势。在资源方面，油田本部位于豫鲁交界处，该区域属于第三类地区，即资源较好区域，年平均日照时数为2454小时。内蒙古探区属于二类地区，即资源较丰富区域，年平均日照时数为3096小时。与此同时，油田拥有较广阔的生产区域，为铺设光伏发电设施提供了场地。油田电网建设较为完善，具有相对独立的输变电配套设备。油田年用电量超过10亿千瓦时，具备新能源电力消纳能力。

在技术和人才方面，早在2016年，油田就与新星公司合作。在马厂联合站、桥口联合站运行了两个光伏发电项目。如今，这两个项目依然在平稳运行。“近年，我们多次组织技术人员到光伏生产厂家实地调研，通过走访交流，并邀请行业专家到单位授课，进一步学习了光伏设计的关键技术，掌握了光伏电站故障及处理方法，培养了一批这一领域的专业人才。这也为油田推广分布式光伏项目提供了人才及技术支撑。” 张志英表示。

今年8月，黄河水源净水厂分布式光伏项目通过油田审批并下达投资计划。该项目将利用黄河水源净水厂屋顶及其他可利用场地共计4.6万平方米的区域建设2.1兆瓦的分布式光伏发电项目，预计年发电200余万千瓦时。目前，该项目正在进行基础及地面配套建设。油田计划在2022年分步开展11.06兆瓦的屋顶光伏发电项目建设。目前，该项目已经过油田专家论证，工程相关设计正在逐步完善。

余热再利用 降碳又增产

截至目前，濮城采油厂濮三联合站余热加光伏综合利用项目已完成项目整体建设的75%，预计本月底该项目建成并进入调试阶段。据悉，在该项目建设中，施工人员在濮三联合站安装3台热泵、3套撬装换热机组，同时，利用濮三联合站建筑物屋顶及站内其他可利用区域建设1.3兆瓦的光伏发电项目，用于补充该项目热泵的全部用电。

该项目是油田首个余热加光伏综合利用新能源项目。项目投运后，预计每年可节约伴生气160万立方米，节约标煤1900多吨，减排二氧化碳3400多吨，相当于植树近18万棵。

油田区域工业采出水余热资源丰富。以濮三联合站为例，每天的采出水处理量为1.3万立方米，采出水的温度平均在40摄氏度以上。采出水经过处理后直接注入地下，同时，联合站内的加热炉需要每天使用伴生气加热。

如何把采出水余热利用起来，把给加热炉加热的伴生气节约下来，实现节能又降耗？油田将目光瞄向了新能源领域。热力分公司首席专家张志钢介绍：“我们可以利用热泵提取采出水的部分热量替代联合站加热炉加热用的原油，与此同时，在各站的屋顶及空地上建设分布式光伏发电系统，为热泵提供电能，实现余热加光伏的综合利用。”

尽管采出水余热资源丰富，但是采出水处理过程中也会造成部分热量流失。水温高达40摄氏度的采出水进入缓冲罐接受处理后，水温下降10摄氏度，甚至更多。为进一步优化余热利用方案，提高项目经济效益，热力分公司科研团队及时转变思路，创新提出滤前取热的想法——将原先可研报告中过滤之后采出水取热点，前移至温度较高的滤前即三相分离器出口。“滤前采出水取热温度将会比滤后高出5至10摄氏度，可降低热泵运行系统能耗10%—15%，极大地提升联合站余热回收利用项目的价值。”张志钢表示。

技术人员完成了濮三联合站取热点前移先导性试验，获得工程实施的数据支撑。同时，技术人员探索出了适合油田资源条件和应用场景的“余热+电能+光伏”技术路线，通过“一次换热器+热泵+二次换热器”梯度应用模式，实现余热资源利用的最大化。

油田在加快濮三联合站余热加光伏综合利用项目推进的同时，分批优化文二联合站、明一联合站、马寨联合站等采出水余热加光伏综合利用项目可行性研究报告。2022年，油田重点开展文二联合站余热加光伏综合利用项目建设，择机开展明一联合站和马寨联合站余热加光伏综合利用项目建设。目前，文二联合站余热加光伏综合利用项目已通过油田专家评审。

“绿电”制绿氢 打通产业链

12月7日，在油气加工技术服务中心厂区内——中国石化首个兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目的施工现场，施工人员正在对该区域原有的旧装置进行拆除。目前，该项工作已经进入收尾阶段，预计12月中旬完成全部旧装置的拆除工作。

兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目为2021年度中国石化集团公司科研示范项目，2021年8月26日被集团公司列入氢能技术重大科技攻关项目课题。该项目通过研究并设计可再生电力（风电、光电）电解水制氢模块化工艺方案，建成中石化首个风光电兆瓦级PEM（质子交换膜）制氢、储运及加注多系统集中装置，形成可复制、可推广的工程建设，打造中国石化可再生能源绿氢产业发展示范和科研创新平台，为集团公司绿氢产业发展提供技术保证。该项目由中原油田牵头，大连石油化工研究院、广州工程有限公司、青岛安全工程研究院共同攻坚，预计明年12月建成投产。

氢能是清洁的可再生能源，在释放能量的过程中没有碳排放，但目前生产氢能的过程并不是百分之百“零碳”。业界通常根据氢气的来源方式、制取过程中是否有碳捕捉和封存的措施、最终的碳排放状况将氢气分为灰氢、蓝氢、绿氢。其中，水电解制氢是“无碳”制氢技术。同时，电力是通过太阳能、水电、风能等可再生能源和核能发电获得，可实现无碳、绿色制氢。通过这种方式生产出来的氢被称为绿氢。

油气加工技术服务中心氢能源项目研究部技术人员王海宁介绍，油田牵头组织的这个电解水制氢示范项目建设，主要运用质子膜电解水制氢工艺，全过程没有任何污染物排放。与此同时，质子膜电解水制氢工艺的“适应能力”强，对电的波动与否、对温度高低没有过多要求，制氢设备可以随时关停，这也便于就地消纳风力发电、光伏发电等波动性较强的可再生“绿电”。

油田将利用油气加工技术服务中心可利用场地和楼顶，配套建设年发电总量为2600万千瓦时的光伏电站和风力发电装置，真正实现“绿电”制绿氢。

兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目投产后，预计每天可生产1吨的高纯度绿氢。而这1吨的“绿能”能让100辆公交车行驶一天。油田还积极与周边地市政府、企业沟通，拓宽绿氢销售渠道，打通绿氢产业链。

“在扩大产业规模上，未来，油田将与国内制氢研究院所、设备厂商合作，以质子膜制氢工业化示范为平台，积极引进碱性电解水制氢、高温固体氧化物水电解（SOEC）制氢装置，复产天然气制氢装置等，扩大产业规模，打造中原供氢中心，以可再生能源与多种制氢方式耦合性效能进行对比，推进制氢设备国产化提效攻关。”油气加工技术服务中心经理魏忠昕表示。

“‘十四五’期间，我们将依托兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目，建成全国首个电解水制氢装备试验平台，为国内氢能行业相关产品提供实证、实验、检测等服务。”石油工程技术研究院油田专家黄雪松表示。

责任编辑：牛淋淋