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油气田新能源建设初期效益分析.pdf
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1、-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
2、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
3、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+
4、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
5、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,
6、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 6
7、6kV 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
8、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
9、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
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