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2023年, 第42卷, 第2期
刊出日期：2022-04-30 上一期    下一期
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能源绿色低碳转型专刊


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打造减碳产业高地　助力能源绿色低碳转型 刘合 2023, 42(2): 0.  摘要 ( )   PDF(567KB) ( )

能源绿色低碳转型专刊

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新形势下我国炼油化工行业转型发展路径与中国石油技术创新实践 何盛宝 2023, 42(2): 1-11.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.001 摘要 ( )   PDF(2563KB) ( )   随着我国炼油、乙烯产能快速增长，我国已成为世界第一炼化大国，但要实现炼化强国的目标，仍面临宏观环境不确定性增强、绿色低碳发展迫切、产品结构性矛盾突出、行业间技术融合更加深入等挑战，迫切需要加快炼化行业转型发展。在“双碳”目标的新形势下，炼化行业应重点围绕原料端、生产端和产品端，向绿色低碳、可持续、高质量发展方向转型，并以2030年碳达峰为分界线，践行各有侧重的转型发展路径。碳达峰前，转型发展着重实施源头低碳、过程减碳、终端固碳增化增特增材，开展技术试验示范。碳达峰后，着力低碳新技术规模化推广应用，炼化生产模式将发生根本性变革，零碳/零排放工厂成为可能。以中国石油为例介绍了作为国内炼化行业主力军的企业转型发展创新实践，在公司“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走绿色低碳发展战略引领下，持续围绕全产业链开展创新实践，原料端、产品端、过程技术创新取得了系列成果，有效支撑了公司炼化业务的转型发展。

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“双碳”目标下氢能高质量发展思考及建议 杨卫胜　王月　李庆勋 2023, 42(2): 12-20.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.002 摘要 ( )   PDF(2202KB) ( )   近年发达国家加快布局清洁氢产业，美国重视氢能交通示范，欧盟推进能源转型授权法案，日本着力多场景氢能应用、布局氨能等氢基燃料。我国风电、光伏发电产业快速发展，为如期实现“双碳”目标提供了重要的绿色能源。中国政府扶持氢能产业发展，大型能源央企结合既有业务，重点布局绿氢制取和氢能交通等领域，积极开展管道掺氢、管道输氢示范研究，电解水制氢技术不断突破，绿氨成为储氢热点。多个万吨级可再生能源电解制氢项目开工建设，绿氢在化工、交通、电力等领域的应用示范取得积极进展。目前我国氢能尚处于产业化初期，存在绿氢占比偏低、绿氢制取消纳成本高、氢储运供需错配、氢储能效率偏低等问题，需要发挥新型举国体制优势，加快关键核心技术攻关，完善标准体系建设和配套政策，推进氢能应用示范，充分发挥不同地区比较优势，实现氢能产业差异化发展。

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“双碳”目标下油气生产系统清洁替代及再电气化路径思考 熊新强　云庆　李冰　朱景义 2023, 42(2): 21-29.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.003 摘要 ( )   PDF(2363KB) ( )   “双碳”目标下，油气田企业担负着稳油增气和降耗减碳的双重任务，在加大生产用能清洁替代、增加油气商品供应的过程中，技术和经济方面仍面临多重挑战，实现低成本有效益的清洁替代及再电气化需要生产系统再造。研究提出了油气田企业推动深度再电气化、全面实施生产系统再造的工作思路：（1）构建高效再电气化工艺流程，通过集中燃气加热改为分散式电加热，充分利用热泵技术挖掘油田低温热资源，探索前端就地放水流程及高效电强化处理技术与设备，用能效率显著提高；（2）形成绿色低碳智能化的变工况生产模式，通过油井绿色间开，建设零碳、低碳井场，集输系统间歇加热处理，实施变负荷注水和变流量注汽，合理利用谷电，探索智能化协同控制，实现大规模绿电消纳；（3）建立与系统再造配套的分布式供能体系，降低实施以电代气能源转换后的生产运行成本，提高终端用能绿电消费占比。最终形成以清洁能源为主的绿色低碳油气生产系统，全面助力碳达峰碳中和目标实现。

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“双碳”目标下大庆油田绿色低碳发展实践与思考 庞志庆　刘夕梦　汪艳勇　李栋 2023, 42(2): 30-39.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.004 摘要 ( )   PDF(2652KB) ( )   如何实现碳达峰碳中和目标是我国能源行业当前最重要的研究课题之一。大庆油田既是能源生产大户，也是能源消耗大户，实现“双碳”目标责任重大。油田具有丰富的资源条件、完备的基础设施、较大的消纳能力和“风、光、气、储、氢”融合发展优势，为绿色低碳发展奠定了良好基础。大庆油田近年加快推进绿色低碳发展规划制订和实施，通过加快风光发电项目建设、打造低碳示范园区、探索“地热+”开发模式、持续攻关CO2驱油技术、做好碳排放核查等举措，油田绿色转型发展初见成效。大庆油田下一步将在推进项目落地、构建地企合作、积极外拓市场、加强科技创新、完善体制机制等方面加强工作力度，努力实现绿色低碳、高质量、快速发展。

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长庆油田新能源业务发展模式探索与实践 杨学峰　姬伟　周星泽　王军 2023, 42(2): 40-48.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.005 摘要 ( )   PDF(2794KB) ( )   国家“双碳”战略背景下，油气田企业作为能耗大户，纷纷制定符合自身实际的碳达峰行动方案，成为“双碳”目标战场的主力军。长庆油田立足鄂尔多斯盆地资源优势，油气产量持续攀升，但电力、天然气等资源消耗巨大。“十四五”以来，长庆油田将绿色低碳转型发展作为新阶段目标，确立“资源勘探、油气开发、新能源”三大主业；秉持清洁低碳、效益达标、安全合规、科技先行的原则，按照“节能降耗、清洁替代、战略储备”总体部署，建设新型产业工程；技术上从减碳、用碳、替碳、埋碳4个方面，推进油气与新能源技术融合发展；管理上加强考核激励，调整用能结构，把控建设质量，打造梯队人才队伍，持续完善顶层设计。从节能改造、清洁电力及热力应用、CCUS、碳汇林建设等方面入手，打造姬塬油田和神木气田绿色低碳示范工程，培育形成了井、线、站全流程可复制推广的经验和做法，为高耗能油气田企业实现绿色转型发展提供了“长庆方案”。

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CCUS-EOR工程技术进展与展望 蔡萌　杨志刚　赵明 2023, 42(2): 49-56.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.006 摘要 ( )   PDF(2324KB) ( )   “双碳”目标背景下，二氧化碳捕集、驱油与封存（CCUS-EOR）可实现温室气体的资源化利用和提高原油采收率双重目的，是现实可行的规模化减碳技术。我国CCUS-EOR经过技术攻关和矿场试验，形成了注采工程技术体系，主要包括单管、双管分注工艺技术，防气工艺单独应用或组合应用的高气液比举升技术，材质、药剂、监测组合的腐蚀防护技术，水气交替注入控窜、化学封窜的延缓气窜技术，带压作业或无固相压井液和胶塞暂堵剂的压井工艺技术，预防为主、化学或物理解堵为辅的井筒解冻堵技术，井筒安全风险评价技术等。为推动CCUS-EOR规模有效应用，建议强化CCUS战略规划研究，确定技术发展重点和关键环节；统筹考虑CCUS-EOR全流程，打造油田特色CCUS模式；依托示范工程攻关核心关键技术，实现CCUS-EOR产业化；建立学术研究与交流平台，促进工程技术一体化发展。

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CCUS-EOR项目经济评价技术与发展方向 刘斌 2023, 42(2): 57-66.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.007 摘要 ( )   PDF(2198KB) ( )   CCUS-EOR是驱油与埋存并行、效益与环保并重的绿色开发技术，已成为油气田企业实现碳中和目标技术组合的重要组成部分。CCUS-EOR项目的决策，不仅取决于技术攻关，更多是经济考量。“现金流量法+衍生方法”是由现金流评价发展的新方法，将现金流量法与各类项目经济评价精准融合。CCUS-EOR项目经济评价方法为现金流法+有无对比法，通过技术和经济两大类、18项指标评价其可行性。在“双碳”目标驱动下，CCUS-EOR项目经济评价技术将朝着先导试验评价、全产业链经济评价、碳源评价、多方案比选、多情景分析、投入产出一体化数据库建设6个方向发展。

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新时代我国油气行业绿色低碳发展战略与路径探析 王陆新　杨丽丽　王永臻 2023, 42(2): 67-74.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.008 摘要 ( )   PDF(3730KB) ( )   目前，我国油气行业发展面临气候约束趋紧、油气市场重构、清洁能源替代、碳排放量较高等系列挑战。面对百年变局和国际热点交织叠加的形势，新时代我国油气行业转型发展应构建“大油气＋新能源”发展模式。一是要做强油气主业，持续加大勘探开发力度，不断提升油气供给能力，保障国家能源安全。为此，要大力实施“稳油增气”战略，推动天然气产量快速增长，优化能源供应结构。二是拓展业务领域，积极开发分布式风电、光伏、氢能和地热等资源，向社会提供绿色零碳能源服务。三是用能清洁替代，打造绿色油气田，利用好油气田范围内风光热等资源，从源头减少碳排放。四是实施节能减排，通过节能提效、降低能耗实现减碳，减少并最终避免甲烷等温室气体排放。五是积极发展碳汇，大力实施CCS/CCUS和林业碳汇，努力实现碳移除。六是积极参与碳市场建设，加强绿色低碳技术创新，助力我国实现碳达峰碳中和。

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石油公司油气与新能源融合发展路径与实践探索 岳小文　孔令峰　刘秀如　朱新宇　游双矫　孙士昌 2023, 42(2): 75-81.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.009 摘要 ( )   PDF(2298KB) ( )   受应对气候变化在全球成为共识、公共政策对高碳行业监管趋严、资本市场向绿色低碳产业倾斜等多重因素影响，石油公司低碳转型发展势在必行，大力发展新能源成为石油公司的共同选择。梳理国内外石油公司的新能源业务发展历程，分析欧洲、美国和我国石油公司低碳转型发展战略与路径选择上的异同，结合我国国情与发展环境，探索我国石油公司特色转型路径与实践。研究认为，欧洲石油公司绿色转型较为激进，收缩油气业务，拓展新能源业务，实施绝对减排；美国石油公司转型相对保守；我国石油公司的绿色低碳发展目标与路径相对“稳妥”，需要立足稳油增气，遵循油气与新能源并举的发展方针，走油气与新能源融合发展的特色转型路径，聚焦生产用能清洁替代、气电与风光融合发展、地热、氢能、CCUS等领域，为保障国家能源安全、减轻油气对外依存度、实现“双碳”目标做出新贡献。

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新形势下我国新能源行业发展特点与态势 袁榴艳　吴谋远　段沛一　周希唯　高慧　兰孟彤　刘月洋　逯昌伯 2023, 42(2): 82-89.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.010 摘要 ( )   PDF(2332KB) ( )   当前全球能源危机凸显发展新能源的紧迫性，投资热度持续上升，“能源超级盆地”有望成为石油公司转型发展的新模式。我国以风电、光伏为主体的新能源成为电力新增装机主体，装机规模稳居全球首位，光伏、风电、新型储能、氢能等将持续加速增长势头，新能源电力消纳形势总体向好、局部紧张，相关技术进步加速迭代，各类市场主体积极布局新能源业务。结合中央经济工作会议精神和产业最新政策，提出2023年我国新能源行业将呈现加速规模化、加强集约化、全面市场化、场景多元化、竞争白热化的发展态势。在“双碳”目标引领下，我国“十四五”新能源发展进入快速规模化发展的新阶段。

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大规模海上CCS/CCUS集群项目研究与思考 于航　刘强　李彦尊　李林涛　孙丽丽　何庆阳　鲁建荣 2023, 42(2): 90-95.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.011 摘要 ( )   PDF(1970KB) ( )   全球碳捕集、利用与封存（CCS/CCUS）产业仍处于商业化早期阶段，近年不断加快该领域的投资布局，趋向规模化集群化发展。推动CCS/CCUS集群全产业链示范项目，开展技术、商业、政策可行性研究和评估，对我国推进规模化技术研发、示范和产业化应用，顺利实现碳达峰碳中和目标具有重要意义。与“一对一”的简单模式相比，CCS/CCUS集群项目要面对更加复杂的碳排放源，需要规模更大、可靠性更高的封存场地，这给捕集净化处理及选区评价带来了极大挑战。海上项目受限于空间小、投资高、后期维护困难等因素，CO2输送、封存及监测环节的技术和方案与陆上存在较大不同。现阶段我国CCS/CCUS集群项目发展面临着技术、成本、政策、法规、商业模式等诸多挑战。探讨了我国大规模海上CCS/CCUS集群项目推动过程中的关键问题，指出了碳排放源的复杂性使捕集环节难度增加，满足规模化封存需要的场址选择是关键，全产业链技术方案的可靠性和经济性是保障，推动价值链的实现是项目实施的原动力。

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氨能产业发展现状及展望 杜东　王小林　张国生　唐玮 2023, 42(2): 96-104.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.012 摘要 ( )   PDF(2191KB) ( )   氨作为清洁能源，可为我国未来清洁低碳能源体系提供重要补充。从氨合成、氨储运、氨能利用3个方面阐述国内外氨能产业发展现状，分析氨能利用的优劣势，氨具有成为发动机替代燃料的潜力，是良好的燃料电池燃料、高效安全的氢载体，同时氨燃料也存在燃烧特性不理想、可能产生污染和安全问题等不足。对氨能利用进行技术及经济可行性分析，绿氨合成技术成熟度较高，经济性尚不理想；氨储运技术成熟，基础设施完善；氨作为氢载体应用日趋成熟，发展潜力巨大。我国氨能发展面临着合成氨碳排放量高、绿氨大规模低成本合成技术成熟度不够、氨能利用缺乏体制机制及标准支撑等问题，建议进一步加大关键核心技术研发力度，科学布局氨能全产业链，全面提升氨能开发利用水平与科技创新能力。

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海上油田超临界态高含CO2伴生气回注压缩机选型设计研究 贾津耀　衣华磊　刘维滨　王文祥 2023, 42(2): 105-109.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2023.02.013 摘要 ( )   PDF(2198KB) ( )   海上油气开发中，很多油田所产伴生气中含有CO2。当CO2含量超过30%~40%，伴生气无法用作燃料，且高含CO2气体长距离输送风险与成本较高。为了推动碳达峰碳中和目标实现，某海上油田计划将高含CO2伴生气增压至超临界态后回注埋藏。通过对干气、湿气回注方案进行比选，确定采用干气回注方案；通过对压缩机型式、驱动方式、配置、成橇方法、设计要求等关键因素进行分析，确定选型方案。最终配置2台往复式压缩机，通过三级压缩将高含CO2伴生气增压至超临界态。同时通过将二级、三级间高含CO2伴生气引出橇外，进入分子筛橇脱水的设计，优化2台压缩机橇配置，大幅减少平台占用空间。