我国海上油田作业平台一直使用的伴生气或原油发电模式将实现历史性变革。首次大规模实施海上油田岸电接引项目——渤海油田岸电示范项目目前进入投产倒计时。

　　记者6月17日走进唐山市海调站（乐亭220kV开闭站），看到站内所有一二次设备安装已完成。据悉，6月21日，渤海油田岸电示范项目将正式启动送电调试。

　　“渤海油田岸电示范项目是推动国网冀北电力有限公司（下称“冀北公司”）由‘供电服务’向‘供电+能效服务’延伸拓展的重大工程，也是世界海上油田交流输电电压最高、规模最大的岸电项目。”冀北公司营销部主任刘科学对记者表示，该项目投产后将以陆地清洁电能替代海上燃油机组，供海上油田生产使用。岸电工程建成后，将彻底改变以往海上油田“自发电模式”供电成本较高、电源可靠性不足、进口发电机组维修成本高的局面。

　　据了解，渤海秦皇岛32-6和曹妃甸11-1油田群岸电改造示范项目（简称“岸电示范项目”）是国家电网和中国海油两大中央企业携手推动的绿色能源典型项目，是我国首次将岸电供应至海上油田作业平台的尝试。

　　海上作业平台使用岸电一举多得

　　长期以来，我国海上作业平台直接使用开采出的伴生天然气或原油发电，供电成本高、有不稳定风险。为响应“渤海综合治理攻坚战行动计划”，中海油计划在环渤海的河北、山东、辽宁三个区域开展岸电项目，推动渤海湾海上油田由自发电模式转变为岸电供电方式，并确定了以秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群作为示范项目先行开展。

　　中海油渤海油田年产量3000万吨，是国内最大的海上油气田，海上现有127座机组电站，年发电量47亿千瓦时，相当于一个中等城市的发电水平。

　　记者了解到，由于海上发电机组容量小、效率低，能耗约为岸电的2-3倍。渤海油田岸电示范项目能够满足中海油秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群海上平台的电力负荷需求，在为海上平台用电及运转提供电源的同时，可使原来发电消耗的原油和天然气得到更好利用，以降低温室气体和污染物排放。同时陆地电网供电更稳，有利于生产稳定。此外，岸电还将使海上油田开发模式升级，周边新开发油田不必再配备发电机组，直接使用电网的电，可有效降低开发成本。

　　“中海油渤海油田岸电项目的建成投运，填补了电网公司为海上油田群实现高电压等级清洁电力接入的空白。”冀北综合能源公司副总经理李征光向记者介绍，该项目在2020年10月签订合同后，乐亭220千伏开关站和电缆线路从设计、施工到送电仅用了8个月时间。

　　刘科学介绍，冀北公司在高质量完成该项目上级电源点建设的基础上，以市场化方式主动承担了其陆上部分2座220千伏开关站电气安装及总长约14千米的220千伏电缆输电线路施工工程。

　　合同能源管理实现多方共赢

　　短时间、高质量完成渤海油田岸电示范项目的背后是两大央企合作模式的创新，即采用了合同能源管理模式。

　　“国网唐山供电公司在渤海油田岸电示范项目中扮演了‘先行官’和‘电管家’的角色，负责岸电示范项目报装接电以及唐山港、唐山临港220千伏开关站的两个间隔扩建工程和乐亭、曹妃甸220千伏开关站的电气安装及陆缆线路工程。中海油方负责海底电缆铺设和海上油田作业部分。”国网唐山供电公司副总经理刘学武介绍。

　　渤海油田岸电示范项目的实施，为电网和海上作业用电之间建起有效桥梁，为后续几大油田和电网之间的合作积累了宝贵经验。在显著改善渤海海域大气质量的同时，每年还可为冀北公司新增8-12亿千瓦时的销售电量。

　　对于中国海油来说，岸电示范项目的实施，一方面满足了秦皇岛32-6、曹妃甸11-1油田群海上平台的电力负荷需求，为海上平台的用电及运转提供稳定高效的电源支持，保障海上油田作业持续不间断，以及增储上产的生产需要；另一方面缓解了海上平台发电机组依赖进口的局面，大大降低了对国外进口设备的依赖程度，同时解决了进口发电机维修保养成本高、周期长等问题；此外，工程投产后可带来明显的节能减排效应。

　　电量监测助力实现“零排放”

　　记者获悉，渤海油田岸电项目将分三期实施，覆盖渤海6个油田区域，将分别在环渤海的河北、山东、辽宁建设5个陆地开关站、8个海上供电枢纽平台以及相关海上工程设施，总接入规模达980兆瓦，计划2023年全部建成。多位业内人士在接受记者采访时表示，更多的海上油田岸电改造项目正在规划之中。

　　统计数据显示，秦皇岛和曹妃甸油田群全部接入岸电并达产后，可节约能源约6.47万吨标煤，相当于减少二氧化碳排放17万吨、植树1700万棵。随着可再生能源发电占比不断提升，电网传输电力将更加低碳化，进一步助力渤海海域实现“零排放”目标。

　　国网唐山供电公司市场拓展中心四级职员赵树志对记者表示，该项目将通过对渤海油田的用电量监测，得出渤海油田精准的年用电量，通过用电量推算出二氧化碳、二氧化硫等的减排总量，为国家近一步推动油田群岸电应用工程提供可靠的数据支撑。