1、汇报提纲一、背 景 与 现 状二、清洁替代路径三、清洁替代方案四、结 论 与 认 识2021年10月21日，在胜利油田发现60周年纪念活动上，习近平总书记指出：。2022年我国原油对外依存度依然达到71.2%。一、背景与现状3世界稠油资源量1.4万亿吨，探明储量8150亿吨，约占全球石油剩余探明储量的70%，主要分布在委内瑞拉、加拿大等国家，年产油6.53亿吨，我国稠油资源量约有198.7亿吨，现已探明近40亿吨，每年产量近2000万吨，占总产量的10%，开发潜力巨大。但因稠油原油粘度大、密度高，导致其开采成本高、单位能耗和碳排放高，始终处于产业链的最低端，潜在的商业价值有待深入挖掘，是21世

2、纪最具前景的接替资源。一、背景与现状n稠油储量4新疆稠油属于优质环烷基稠油，环烷烃含量69.7%，世界稠油8150亿吨探明储量中该类资源仅有0.15%，是不可或缺的珍贵资源。是炼制高等级变压器油、火箭推进剂、耐极寒机油、特级沥青、高级润滑油以及高品质低硫石油焦等的稀缺原材料，被誉为石油中的“稀土”，实现规模开采是国家重大战略需求。在国家“双碳”战略背景下，夯实国家能源安全基础，实现稠油开采降耗减碳也是大势所趋。一、背景与现状n稠油的用途5n稠油开发方式稠油开采方式稠油开采方式冷采冷采露天开采露天开采冷采CHOPS热采热采蒸蒸 汽汽蒸汽吞吐蒸汽吞吐蒸汽驱蒸汽驱SAGD燃燃 烧烧火烧油层火烧油层T

3、HAI非热力非热力水驱水驱化学驱化学驱VAPEXSAGD 一、背景与现状6利用蒸汽开采稠油的方式应用最为广泛。，稠油黏度高、流动阻力大，温度敏感性强（温度增加10，黏度降低约50%）。注蒸汽热降黏是稠油开采最主要手段。蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、火烧等开发方式、火烧等开发方式n稠油开发方式一、背景与现状7汇报提纲一、背 景 与 现 状二、清洁替代路径三、光热解决方案四、结 论 与 认 识按照降碳、替碳和固碳的“双碳”目标发展路径，可通过生物质能、光热、井下绿电加热、电锅炉等生产绿色低碳的蒸汽，替代现有燃气注汽锅炉。其中，生物质掺烧是现行技术条件下部分替代燃煤的有效途径，而太阳

4、能光热是“以热替热”的重要清洁替代途径，稠油热采通过高温光热技术产生蒸汽，并可耦合现有的注汽锅炉以及配合变量注汽工艺；基于绿电的电锅炉和井下电加热也是清洁替代方式之一。槽式塔式线菲碟式高温光热利用技术生物质能制汽光热制汽电制汽井下电加热稠油热采清洁替代路径二、清洁替代路径9 生物质转换利用技术主要有直燃、气化、液化等，其中直燃方式应用比较广泛，又分为纯生物质燃烧和混燃技术。（一）生物质能制蒸汽技术分析二、清洁替代路径10 为充分利用新疆油田风城循环流化床锅炉资产价值，在不改变目前稠油生产主体工艺和设备结构的情况下，结合锅炉特点、生物质资源情况，开展循环流化床锅炉生物质掺烧试验，生物质掺烧相比光

5、热、电热更具有实施性，是目前最适合快速实现稠油清洁替代、减碳减排的有效途径（一）生物质能制蒸汽试验条件二、清洁替代路径11（二）光热制蒸汽技术概述光热技术可实现直接由光到热的转换，年综合光热转换效率为30-55%，相比光伏产热（光-电-热，年综合光热转换效率为15-17%），具有能量转换环节少，得热效率高的优势。目前国内光热技术主要用于高温发电，中低温应用主要涉及居民供热、原油加热、海水淡化及部分工业用热等。二、清洁替代路径低温利用（100）平板集热器、真空管集热器 双槽、线性菲涅尔 设计点效率15%40%中温利用（100-250）槽式 线性菲涅尔 设计点效率50%60%高温利用（250）塔式

6、、碟式 大口径槽式、二次聚焦线菲 设计点效率60%80%原油集输加热原油处理加热原油维温海水淡化光热发电光热制汽12不同聚光集热系统对比分析表聚光集热系统主要有槽式、塔式、菲涅尔式和碟式，高聚光比下，可以实现300以上的集热温度。光热发电行业中，塔式技术占比60%、槽式占比28%、线菲占比12%，蝶式光热由于受限单台功率较小，目前无大规模应用案例。二、清洁替代路径项目槽式塔式线菲碟式聚光比30--1501000-4000工质导热油/水熔盐/导热油/水/空气熔盐/导热油/水空气/氮气工作温度-1-1200储能低参数储热（约3

7、90），储罐容积较大高参数储热（约560），储罐容积较小低参数储热（约390），储罐容积较大无适合单体电站功率10-200MW10-200MW10-100MW0.01-1MW环境条件要求对场平要求高对场平要求低对场平要求高对场平要求低优点最早商业化，占地相对较小，可混合发电光热转化效率高，已成为光热主流技术，可混合发电，可高温储热支架强度要求低，反射镜面精度要求低，可减少建设成本最高的光热转化效率，可模块化，可混合发电缺点光热转换效率较低，抗风性能较差技术壁垒较高，控制系统复杂光热转换效率较低，系统复杂，运维要求高造价高，无与之匹配的商业化热机，不适合供热，可靠性偏低（二）光热制蒸汽技术概述1

8、3u 国内现状：主要用于发电项目，2016年9月国家发布了关于建设太阳能热发电示范项目的通知，并逐步启动了青海、甘肃等大型光热发电示范项目，目前已并网8座，其中塔式5座，槽式2座，菲涅尔式1座，总装机规模500MW。序号项目名称规模（MW）运行情况1中广核德令哈槽式光热发电502021年9月19日-2022年1月4日，连续运行107天2乌拉特中旗槽式光热发电100截止2021年10月，电站累计发电2.2亿度3首航敦煌熔盐塔式光热发电1002021年6月满负荷运行，79月发电量7838万度，同期增长31.3%4中控德令哈熔盐塔式光热发电502021年9月-12月，电站运行良好，4个月累计发电60

9、99万度5中电建共和熔盐塔式光热发电502 0 2 1 年 5 月 7 日 当 天 电 站 运 行 时 长16h43min，日上网电量53.9万度3中电工程哈密塔式光热发电502021年8月26日至9月27日，连续运行时间240小时7鲁能海西州格尔木塔式光热发电50涉网期间累计运行120.5h，累计发电309.3万度，平均负荷率62%8敦煌菲涅尔光热发电502020年6月初进行热态进盐调试，2020年冬季电站保持连续发电运行国内8座并网运行的大型光热电站光热发电工艺示意图二、清洁替代路径（二）光热制蒸汽高温光热利用14光热发电项目建设情况统计表序号项目名称规模（MW）纬度DNI（kWh/m2）

10、集热介质储热介质储热时长（h）建设周期（年）1兰州大成菲涅尔50N392000熔盐二元熔盐1532中广核槽式50N372040导热油二元熔盐843中核龙腾槽式100N412000导热油二元熔盐1034浙江中控塔式50N372040熔盐二元熔盐725首航节能塔式100N392000熔盐二元熔盐1136中能建哈密塔式50N422000熔盐二元熔盐114序号项目名称规模（MW）总投资（亿元）集热系统（%）储换热系统（%）发电系统（%）年发电（109kWh）1兰州大成菲涅尔5016.85030201.982中广核槽式50175025151.463中核龙腾槽式3.94浙江中控塔式5

11、011.35010303.55首航节能塔式26中能建哈密塔式5015.86015252.14目前国内在运光热发电项目6个，所在地纬度N37-N42，太阳能法向直接辐照量2000kWh/m2左右，单位投资约3000万元/MW。二、清洁替代路径（二）光热制蒸汽高温光热利用15二、清洁替代路径u 国外现状：在运光热电站装机容量3900MW。以水工质作为集热介质已得到17项工程应用，除在发电领域应用外，美国Coalinga和阿曼Miraah项目在稠油光热制蒸汽方面也有探索。项目名称国家集热系统类型用途容量(MW)储热Coalinga美国塔式+小定日镜稠油热采29无Miraah阿曼

12、槽式稠油热采7无Mojave美国槽式发电280无SunDrop澳大利亚塔式+小定日镜供热、发电、海水淡化36.6无Sierra Sun Tower美国塔式+小定日镜发电实验5无ACME Bikaner印度塔式+小定日镜发电2.5无Sierra Sunt tower美国塔式发电5无PS10 solar power tower西班牙塔式发电11蒸汽储热PS20 solar power tower西班牙塔式发电20蒸汽储热Ivanpah美国塔式发电400天然气备份Noor I摩洛哥槽式发电160熔盐Puerto Errado 1西班牙线性菲涅尔发电1.4单罐跃层储热Kimberlina solar

13、thermal energy plant美国线性菲涅尔发电实验5无Gema solar西班牙塔式发电19.9熔盐Thai Solar One泰国平板集热器发电5无Puerto Errado 2西班牙线性菲涅尔发电30单罐跃层储热Crescent Dunes美国塔式发电110熔盐国外水工质光热利用项目（二）光热制蒸汽高温光热利用16阿曼Miraah项目纬度较低（北纬23），采用封闭槽式技术，试验变流量注汽对稠油生产的影响，结果表明变流量对蒸汽驱开发采收率影响较小。最终采收率、突破时间、产油高峰期几乎相同；持续稳定注汽生产效果略好于变流量注入方式，热损失影响小。二、清洁替代路径（二）光热制蒸汽高温

14、光热利用（油田应用）17美国Coalinga项目纬度较高（北纬36），试验了塔式光热+小定日镜技术用于蒸汽驱热采当地的重油资源。在项目第一年的运行中，示范结果便超过了设计生产目标，验证了太阳热能强化采油的技术能力。装机容量29MWt，采用塔式小定日镜技术 蒸汽温度540、压力达到14MPa 生产8700b/d重质原油所需的约5%蒸汽 塔高约100米，占地面积约40公顷，采用约7000个镜面由专有跟踪软件控制超过3822面定日镜跟踪太阳 2011-2014运行3年，效果良好二、清洁替代路径（二）光热制蒸汽高温光热利用（油田应用）18 1、成本下降。根据国际可再生能源机构（IRENA）分析，太阳能

15、热发电系统的全球加权平均单位造价2021为4746美元/kW，比2010年下降50%。日镜成本对单位造价有重要影响。2021年，定日镜安装后成本是140美元/m2，美国能源部（DOE）的目标是2030年降低到50美元/m2。根据中国太阳能热发电行业蓝皮书（2022）预测的塔式光热电站各子系统绝对下降值及塔式光热电站的成本构成，预测到2030年，整个太阳岛成本下降率为23.1%、年均下降率为3%。二、清洁替代路径塔式光热电站成本下降预测50MW塔式光热电站成本构成（二）光热制蒸汽光热利用发展趋势192、效率提升。根据中国太阳能热发电行业蓝皮书（2022）测算，聚光、吸热及热功转换过程是构成系统能

16、量和效率损失的主要部分，占总损失的97%。因此，提高光热发电效率关键在于提高集热及热功转换过程的效率，尤其是热功转换过程的效率。据估算，光热发电系统效率可提升12%-27%；到2030年聚光集热系统光热转换效率可提升14%，年均增长1.9%。二、清洁替代路径技术优化项提升值（，绝对值）定日镜清洁技术清洁度2%6%云预测技术弃光率2%4%定日镜镜面工艺反射率0.4%1%镜场排布优化镜场效率0.4%0.7%截断效率优化截断效率1%2%吸热器涂层吸热器表面吸收率1%2%汽轮机效率汽轮机效率1%1.5%设备的可靠性模型研究设备可用率1%2%全场优化运营技术发电量1%2%光伏代替部分厂用电厂用电率4%6

17、%塔式熔盐电站技术优化项预测典型光热发电系统各环节效率及能量损失情况（二）光热制蒸汽光热利用发展趋势20二、清洁替代路径3、多能耦合。光热电站在多能互补系统中可发挥重要耦合作用，通过配置储热系统可调峰，减少弃风弃光，提高新能源消纳能力；光热制蒸汽可与燃气锅炉耦合，实现稠油低碳开采。光热+风光综合能源系统光热+燃煤联合供能系统p 热电联产p 供热参数稳定p 降低碳排放p 低参数热水p 连续用热p 配置辅助热源p 光伏、风电发电p 熔盐储能回收弃电p 光热电站调峰发电p 火电灵活性改造p 快速调峰p 降低碳排放光热+燃气联合循环热电联产光热+空气源热泵供热系统（二）光热制蒸汽光热利用发展趋势21二

18、、清洁替代路径当前稠油热采电锅炉替代生产蒸汽经济性较差。电加热生产蒸汽成本为308元/吨（电价0.44元/千瓦时），电价为0.14元/千瓦时，制蒸汽成本与外购蒸汽基本相当。同时，从碳排放来看角度分析，产生相同热量，电锅炉造成的间接排放大于燃气锅炉。需要在高比例低电价清洁电力比例的前提下，开展电锅炉和井下电加热试验。（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代型号最大热功率电压等级蒸汽温度P2H-66t4kV-25kV100-210P2H-88tP2H-1010tP2H-1212tP2H-110110t自产蒸汽（元/吨）外购蒸汽（元/吨）电锅炉制蒸汽（元/吨）原煤制蒸汽天然气制蒸汽天然气价1.03元/方

19、电价0.44元/度电价0.14元/度85清洁替代蒸汽单价对比表（元/吨)电极式蒸汽锅炉参数表高压电极式锅炉实物图22二、清洁替代路径（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代井下大功率电加热井下电加热技术在稠油原位改质、稠油降粘以及火驱电点火等领域广泛应用，主要采用电阻式，且功率均小于1MW。国外壳牌公司技术国际领先，研制出功率1MW（3.2kW/m）的电加热装置，用于加拿大稠油原位改质。国内辽河油田、新疆油田先后开展过井下电加热器加热蒸汽试验。23二、清洁替代路径（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代井下大功率电加热 当井下大功率电加热装置功率达到3MW时，在地层压力410MP

20、a、排量5t/h时，可产生干度50%70%的湿饱和蒸汽，可满足稠油深层蒸汽驱、SAGD的需求。地面电网配套增加主变容量，敷设相应的电缆线路，才能满足用电功率需求。给水温度（）井底压力（MPa）干度50%70%注汽速度（t/h）3593594所需功率kW1642 2737 4926 1960 3167 5881 5.51682 2804 5047 1981 3201 5942 101755 2926 5266 2002 3236 6005 4所需功率kW1564 2607 4693 1883 2908 5348 5.51604 2674 4813 1903 29425409 101678 279

21、6 5033 1924 2977 5471 4所需功率kW1487 2478 4460 1805 2726 5115 5.51527 2544 4580 1825 27455176 101600 2666 4800 1846 2809 5238 开发方式油藏开发参数井型井底压力（MPa）蒸汽排量（t/h）井底干度（%）蒸汽驱直井453550SAGD直井45.54570水平井45.58924二、清洁替代路径（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代地面电锅炉加热原理 电锅炉的加热方式包括：电阻式、电极式和电磁式。电阻式是以电流通过导体所产生的热为加热热源，热效率90%；电极式是利用水作为电阻将水加热或

22、蒸发，热效率95%；电磁式是利用电磁感应使铁质容器发热，加热容器内液体，热效率95%。电阻式电极式电磁式25汇报提纲一、背 景 与 现 状二、清洁替代路径三、清洁替代方案四、结 论 与 认 识稠油生产用热场景SAGD注汽方式蒸汽吞吐、蒸汽驱注汽驱油采油举升原油集输原油处理油气储运稠油注汽（250-360）p 蒸汽驱油环节为主要用能环节p SAGD及VHSD热采工艺，可用非连续注汽技术p 蒸汽吞吐、蒸汽驱热采工艺，需用连续注汽技术p 用热量大、用热参数高、需过热蒸汽或高干度蒸汽无需维温加热稠油生产场景用热特点可以采用高温光热供热技术、基于绿电的电锅炉供热技术、燃煤锅炉生物质部分替代供热技术。三、

23、清洁替代方案27新疆油田周边农场棉秆、玉米秆等生物质资源丰富，对于燃煤锅炉采用生物质成型燃料替代。针对流化床锅炉的特点，采用生物质与原煤、含油污泥混合掺烧的方式，保证燃烧特性稳定，清洁替代的同时还处理了含油污泥。初期以“生物质+原煤”的燃料供给方式，逐步过渡到“生物质+原煤+含油污泥”最终实现“生物质+含油污泥”的燃料供给方式。（一）生物质能制蒸汽部分替代三、清洁替代方案28292022年新疆油田采用生物质与原煤混合掺烧的方式在5台循环流化床锅炉（25t/h150t/h）上进行了试验推广，十四五末将实现“生物质+含油污泥+原煤”（各占三分之一）的燃料供给方式，为完全清洁替代奠定基础。以当前燃煤

24、消耗现状，采用生物质替代后将节约能耗5.6万吨标煤，减排二氧化碳9.79万吨。生物质替代燃煤锅炉实施计划时间掺烧方式替代蒸汽（万吨）节约原煤（万吨）节标煤（万吨）减碳量（万吨）三、清洁替代方案（一）生物质能制蒸汽部分替代单台流化床锅炉掺烧生物质燃料贡献1）以杂木为生物质和煤掺烧可改善煤的燃烧状况，降低污染物排放。2）掺烧前后锅炉各项运行参数均在正常范围内，烟气污染物达标，锅炉运行稳定，锅炉受热面（蒸发管束、过热器、省煤器、空预器）的积灰、粘结、结焦情况，无明显变化，管束上都为浮灰，初步结论掺烧比例宜控制在不大于30%。3）新疆油田周边生物质资源丰富、利用率低，具有较大的应用潜力。三、清洁替代方

25、案（一）生物质能制蒸汽部分替代得到的认识30现有能源价格条件下，仅考虑燃料费用，应用生物质燃料蒸汽单价为153元/吨，考虑清洁替代，经济性优于电锅炉。三、清洁替代方案（一）生物质能制蒸汽部分替代经济性分析31光热解决方案稠油生产非连续供汽（无储能）连续供汽（带储能）连续供汽（无储能）老区新区高温光热DSG高温光热+熔盐储热高温光热+熔盐储热+电加热光热DSG+燃机热电联产u 老区：特别是SAGD开发方式，利用地下汽腔的储热能力，优先考虑耦合现有的燃气注汽锅炉，采用非连续供汽的光热供汽方式；对于蒸汽驱和吞吐可考虑带储能的连续供汽方式。u 新区：采用光热直接产汽（非连续）耦合燃机热电联产的方式，与

26、产能同时建设。三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代技术路线32 适用场景：作为稠油生产SAGD工艺注汽锅炉供汽的替代方案，与注汽锅炉耦合运行，采取变流量蒸汽注入方式用于SAGD井区。高温光热DSG产汽方式流程示意图聚光集热系统蒸汽发生系统汽水系统p 聚光集热系统：用于收集太阳能p 介质：以水作为吸热介质p 蒸汽发生系统：给水在吸热器内直接吸收太阳能辐射热，并加热成合格的蒸汽p 汽水系统：除氧给水系统，连排、定排、减温减压装置以及给水/蒸汽管道，水泵，水箱，以及保温等装置p 电气、热工控制系统，以及辅助生产设施等高温光热DSG系统特点三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代非连续产汽光热解决方案（高

27、温光热DSG）33u 现场试验：新疆油田2022年启动风城油田重37井区高温光热利用先导试验项目，优选小定日镜塔式聚光集热技术，利用SAGD地下汽腔的储热能力，采用光热直接产蒸汽（DSG）与注汽锅炉耦合运行，实现对井区的稳定供汽。项目占地15公顷，吸热器功率26MWt，额定产汽量36t/h，年产汽量5.2万吨。出力特性曲线项 目参数聚光场总采光面积()定日镜数量/面吸热塔高度（m）吸热器额定功率（MWth）全年集热量（MWh）全年供汽量（万吨）等效小时数（h）三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代非连续产汽光热解决方案（高温光热DSG）34方案20t/h36t/h66t/h200t/h吸热塔高度

28、（m）0吸热器功率（MW）14.52644161额定供汽流量（t/h）203666200年产汽量（万吨）3.25.29.132.2静态投资（万元）89091000方案特点：采用高温光热技术，将太阳能反射聚焦到吸热器，以除盐水作为传热介质，通过吸热段、汽包和过热器后形成高品质过热蒸汽主要系统包括聚光集热镜场和吸热器，不设置地面储热设施，过热蒸汽直接注入蒸汽母管光热系统投入后，调节并降低注汽锅炉产汽负荷，通过与注汽锅炉耦合运行确保蒸汽供应稳定增加利用SAGD地下汽腔开展地层储热以及控制井口注汽压力，允许井口注汽流量波动重37井区DSG技术多方案比选三、清

29、洁替代方案（二）光热制蒸汽替代非连续产汽光热解决方案（高温光热DSG）35u 适用场景：适用于稠油生产的不同工艺注汽锅炉替代，可实现独立连续供汽，无需与注汽锅炉耦合。带储热的高温光热产汽流程示意图聚光集热系统蒸汽发生系统储热系统汽水系统p聚光集热系统：用于收集太阳能p介质：以三元熔盐熔盐作为吸热工质p储热系统：以三元熔盐为储热介质，采用冷盐罐+热盐罐方式p蒸汽发生系统：通过熔盐和水/蒸汽换热器（SGS）将给水加成为合格的蒸汽p汽水系统：除氧给水系统，连排、定排、减温减压装置以及给水/蒸汽管道，水泵，水箱，以及保温等装置p电气、热工控制系统，以及辅助生产设施等带储热的高温光热系统特点三、清洁替代

30、方案（二）光热制蒸汽替代连续产汽光热解决方案（带储热的高温光热产汽方式）36方案特点：需要考虑设置储热系统，包括集热系统、储热系统、蒸汽发生器（SGS）可采用熔盐、导热油或者水作为传热介质，吸收热量后传热介质与熔盐或其它储热介质进行换热，把热能存储在储热系统中，储热介质与水工质换热产生蒸汽通过调整SGS出力，可适当调整储热时长，实现连续供能可依托高盐水在油田注汽锅炉中应用的成果，探索高盐水直接产蒸汽，适应更多场景项 目数据吸热器额定功率（MWth）44熔盐储能容量（MWh）132储热时长（h）6蒸汽发生器额定功率（MWth）22额定蒸汽压力（MPa）6.0额定蒸汽温度（）305占地面积（）24

31、2000年均光热转换效率（%）45.7额定供汽量（t/h）30年供汽量（万吨）8.2建设投资（亿元）2.85蒸汽成本（元/吨）239.73三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代连续产汽光热解决方案（带储热的高温光热产汽方式）37u 可选方案：在光热+熔盐储热的基础上，增加熔盐电加热系统，利用谷电提高储热容量，降低供汽成本。火电厂和可再生能源大基地利用谷电和弃电，加热熔融盐把电能转化为热能存储起来，需要时通过熔盐放热将其转变为热能或者电能，提升电源侧经济效益的同时减少风光弃电比例在光热的熔盐储热装置现有罐容基础上，通过电加热熔盐方式增加储热容量，同时增加供汽规模油田周边开展光伏与风电建设，在一定阶

32、段面临电网调峰和弃电的矛盾，如果利用这部分弃电开展熔盐储热，既解决弃电问题，又转化油田工作区需要的热能，还可以增加用户侧调节能力，一举多得同样的熔盐储换热系统三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代连续产汽光热解决方案（带储热的高温光热产汽方式）38u 方案优势：年产汽量从8.2万吨增长到21.2万，吨蒸汽成本从240元/吨降低至174元/吨合理地利用夜间谷电将电能转为油田需要的热能，与光热锅炉耦合减少了储热规模电加热器作为三类负荷，可以开展需求侧响应服务结合油田注汽锅炉污水制蒸汽的经验，开展利用油田污水进行光热制汽的相关试验参数对比光热+熔盐储热光热+熔盐储热+电加热镜场占地面积（平米）2420

33、00242000吸热器功率（MWth）4444电加热器功率(MW）-40年集热量（MWh）58498151239储热容量（MWh）132300储热时长（小时)614SGS额定容量(MW)2222蒸汽流量（吨/小时）3030光热年产蒸汽（万吨）8.221.2建设投资（亿元）2.853.85蒸汽成本（元/吨）240174三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代连续产汽光热解决方案（带储热的高温光热产汽方式）39 适用于稠油新上产能区的供能解决方案，通过光热/光伏耦合燃机热电联产设施，可最大限度实现清洁用电、用热。燃机联合循环热电联产天然气一次能源二次能源蒸汽风能等太阳能光伏发电风力发电电力太阳能高温光

34、热制蒸汽同一地区光资源变化决定光热制汽与光伏发电出力变化曲线基本一致燃机热电联产技术成熟，热、电出力可同步随燃机负荷变化快速调整耦合光热与燃机热电联产，白天通过太阳能为油田提供无碳蒸汽与电力，燃机热电联产机组作为调峰以及夜间基荷供应，从而起到削峰填谷的作用三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代大规模注汽场景下光热耦合解决方案（稠油新区）40项目参数数值总供汽规模（t/h）300光热供汽规模（t/h）200光热供汽系统配置3套66t/h光热锅炉光热镜场占地面积（m2）3*242000光热年产蒸汽（万吨）27.3燃机热电联产供汽规模（t/h）300燃机热电联产配置2套6F.03燃机+余热锅炉燃机装机

35、容量（MW）2*80燃机热电联产调峰能力蒸汽：110300t/h电：40120MW燃机热电联产等效运行小时（h）7090燃气热电联产年产供汽量（万吨）212.7模块年总供汽量（万吨）240模块年总发电量（GWh）1134.4建设投资（亿元）12.09蒸汽成本（元/吨）109.2注：光热的全部投资、燃机热电联产投资的49%计入供热/蒸汽成本中光热/光伏耦合燃机热电联产示意图光热/光伏耦合燃机热电联产主要参数燃机采取以热定电方式，提供蒸汽基本负荷，并为光热锅炉进行调峰；白天光热锅炉在高负荷下运行，燃机可采取一台运行、一台备用的模式；当光热锅炉转为低负荷或停运时，通过增加燃机出力或启动另一台燃机提升

36、供汽能力；燃机热电联产机组不仅仅为供汽调峰，也可为电网调峰。三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代大规模注汽场景下光热耦合解决方案（稠油新区）41u 基准情景：基于国内外政治、经济以及环保减碳的大环境，天然气价格呈现小幅提升的情景，对油田自用天然气成本按每年5%递增，碳交易按照5%增长考虑；综合光热效率增长、建设成本下降因素，预计2027年前后非连续产汽光热的单位蒸汽成本与注汽锅炉持平（未考虑碳收益）。方案名称20232025202720292030注汽锅炉天然气成本，元/标方1.030 1.136 1.252 1.380 1.449 单位蒸汽生产成本（元/吨）102.26 109.52 117

37、.53 126.36 131.11 非连续产汽光热替代方案蒸汽产量（万吨）光热转化效率年均增长1.9%9.19.45 9.81 10.19 10.38 投资成本（亿元）成本年均可下降3%1.95 1.83 1.73 1.62 1.58 单位蒸汽生产成本（元/吨）140.82 128.90 118.06 108.18 103.58 连续产汽光热替代方案蒸汽产量（万吨）光热转化效率年均增长1.9%21.221.84 22.50 23.18 23.53 投资成本（亿元）成本年均可下降3%3.85 3.62 3.41 3.21 3.11 单位蒸汽生产成本（元/吨）162.45 152.06 142.4

38、8 133.63 129.46 102 110 118 126 131 141 129 118 108 104 162 152 142 134 129 8090002023年2025年2027年2029年2030年单位蒸汽生产成本（元/T）注汽锅炉非连续注汽场景光热解决方案连续注汽场景光热解决方案三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代成本分析预测42u 强化政策情景：基于国内外政治、经济以及环保减碳的大环境，天然气价格呈现小幅提升的情景，对油田自用天然气成本按每年10%递增，碳交易按照10%增长考虑；综合光热效率增长、建设成本下降因素，预计2026年前

39、非连续产汽光热的单位蒸汽成本与注汽锅炉持平，2028年前连续产汽光热的单位蒸汽成本与注汽锅炉持平（未考虑碳收益）。方案名称20232025202720292030注汽锅炉天然气成本，元/标方1.030 1.246 1.508 1.825 2.007 单位蒸汽生产成本（元/吨）102.26 117.14 135.15 156.94 169.50 非连续产汽光热替代方案蒸汽产量（万吨）光热转化效率年均增长1.9%9.19.45 9.81 10.19 10.38 投资成本（亿元）成本年均可下降3%1.95 1.83 1.73 1.62 1.58 单位蒸汽生产成本（元/吨）140.82 128.90

40、118.06 108.18 103.58 连续产汽光热替代方案蒸汽产量（万吨）光热转化效率年均增长1.9%21.221.84 22.50 23.18 23.53 投资成本（亿元）成本年均可下降3%3.85 3.62 3.41 3.21 3.11 单位蒸汽生产成本（元/吨）162.45 152.06 142.48 133.63 129.46 102 117 135 157 169 141 129 118 108 104 162 152 142 134 129 8090001802023年2025年2027年2029年2030年单位蒸汽生产成本（元/T）

41、注汽锅炉非连续注汽场景光热解决方案连续注汽场景光热解决方案三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代成本分析预测43应对举措p 发挥天然气价值p 简化系统降低投资：DSG技术p 光热与其它低碳供能技术耦合p 适当降低投资收益率p 考虑碳价收益p 影响政府增加新能源指标获取路径p 聚光集热技术进步p 考虑三元熔盐以及新型储能介质p 考虑降本趋势p 模块化设计施工p 可迁移性p 采用高效集热技术p 优化镜场提升光热转化效率，平衡冬夏季不均匀性三、清洁替代方案（二）光热制蒸汽替代问题与挑战44风光储+电锅炉制蒸汽工艺图风光储+井下电加热蒸汽发生器工艺图风光发电与电锅炉结合，利用绿电在地面产生蒸汽，替代燃气

42、/燃煤锅炉。风光发电与井下电加热结合，利用绿电在地下产生蒸汽，辅助稠油热采。三、清洁替代方案（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代方案45三、清洁替代方案（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代方案.35kV汇集结合油田变工况生产，参与“可终端负荷电网交易”模式一：就近用热 绿电-35kV电蓄热46三、清洁替代方案（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代方案绿电的电力输送、热力存储，以电送热、以热储电实现电热互济。.35kV汇集长距离110kV输送 升压变压器35/110kV模式二：远端用热 绿电-110kV电蓄热47u 对比方案：利用绿电进行电加热制汽，通过高压电极锅炉，将给水加热形成的高参数蒸汽。系

43、统包括一套除氧器，两台变频给水泵，一台高压电极锅炉在内的汽水管道以及相关辅助系统。关键数据高温光热直接产汽光伏+电极锅炉产汽镜场占地面积（m2）242,000960,000光伏容量（MWe）-44吸热器/电极锅炉功率（MWth）4444年集热量（MWh）6491868485额定供汽量（吨/小时）6666年供汽量（万吨）9.19.6投资成本（亿元）1.952.30蒸汽成本（元/吨）140.82172.97注：若考虑光伏项目投资成本，按0.262元/kWh的用电成本测算，光伏+电极锅炉的蒸汽成本增至266元/吨。对于“以热替热”，光热制蒸汽是最好可再生能源替代方案：年集热量相近、产汽规模接近，但光

44、热镜场占地约为光伏1/4；光热直接制蒸汽的单位造价约4430元/kW，而光伏+电锅炉制汽的单位造价约5230元/kW；光热转化效率相比光电转化效率高1倍。光热制蒸汽的缺点也很明显，有用热负荷的距离和地形条件的要求。基于绿电消纳的电热锅炉和井下电加热器需要有充足廉价的新能源电力供应和强大的配电网支持，各有千秋，适应范围不同。三、清洁替代方案（三）电锅炉(井下电加热）制蒸汽替代方案和光热制蒸汽替代的对比48汇报提纲一、背 景 与 现 状二、清洁替代路径三、光热解决方案四、结 论 与 认 识四、结论与认识1、目前条件下，生物质掺烧相比光热、电热更具有实施性，是目前最适合快速实现稠油生产的局部清洁替代

45、、减碳减排的有效途径。2、利用高温光热制蒸汽技术生产零碳高温高压过热蒸汽，即“以热替热”是最高效、最有效的方式，是稠油开采清洁替代的可行性技术和发展方向。3、结合稠油生产用热需求，提出三种高温光热供汽的技术路线，认识如下：（1）非连续产汽光热供汽,可与注汽锅炉耦合为稠油SAGD井区供汽，待先导试验成功，预计“十五五”光热产汽成本将低于燃气锅炉制汽成本，可开展规模化复制；（2）连续产汽光热供汽采取熔盐介质聚光集热系统+熔盐电加热器，利用熔盐储热连续生产蒸汽，显著降低带储热光热制汽成本，发挥谷电以及弃电价值，建议尽快开展示范项目；（3）大规模注汽场景下光热耦合供汽适用于稠油新上产能区场景，通过光热

46、与燃机热电联产耦合，可最大限度实现清洁供汽供电，燃机在调汽峰同时还能起到调电峰的作用；4、光热制汽或基于绿电的电热锅炉在项目经济性上还难以过关，建议优化调整新疆地区天然气价格机制，加快落地碳税、碳交易等方面支持政策，推动油田节能降耗和清洁替代工作。50为更好解决稠油热采清洁替代难题，需要以用热供能侧结构性改变为主线，”燃煤锅炉+生物质+CCUS”、“绿电（谷电）+电锅炉”、“高温光热加多能互补能源”替代为切入点，清洁替代下一步可从光热技术和电热技术两个方向齐发力。负荷侧研究不同开发阶段间歇/变量注汽的可行性以及燃煤锅炉CO2捕集用于油田驱油实现低碳生产，供能侧研究提升供热稳定性和降低吨蒸汽成本的工艺，从而提升“源-荷”的匹配性。两个方向四种工艺六大难题下步工作设想51