工业余能利用 挖掘“被忽视的能源宝藏” （图）
[中国石油新闻中心2026-04-08]
编者按：美以伊战事爆发以来，外溢影响持续扩大，对全球能源市场造成冲击。与此同时，能源转型的紧迫性与重要性进一步凸显。在此背景下，提升能源利用效率、挖掘内部潜力成为保障能源自主可控的重要路径。
工业和信息化部数据显示，我国单位GDP能耗高于发达国家水平，余热资源平均回收利用率仅为30%左右，工业生产过程中大量工业余热、余压、余气未能被充分利用。
工业余能是被“忽视的能源宝藏”，加大对余热、余压、余气等工业余能的利用将是提高工业能效的重要抓手。中国石油所属企业积极探索工业余能的转化利用方式，在降本增效的同时，走出了一条“变废为宝”的绿色发展之路，实现了经济效益与环境效益的双赢。
余压
巴蜀大地上的“余压革命”
西南油气田瞄准天然气产业链中“被忽视的宝藏”——压力能，将“废弃余压”转化为“清洁电能”，建成集团公司天然气余压发电“装机规模最大，应用场景最多，技术路线最全”的示范工程——
截至目前，西南油气田已投产余压发电装置15台/套，总装机规模达9400千瓦，年发电量突破2200万千瓦时，相当于2.2万人1年的生活用电量。
从零起步，到建成国内首个余压发电规模化应用示范项目，再到余压发电装机规模跃居集团上游板块首位，西南油气田擦亮了“天然气+余压发电”这一特色名片，持续贡献着可借鉴、可复制的“西南方案”。
破冰探路
“从0到1”的艰难验证
“天然气从地下采出到输送至终端，是天然的带压资源。若能充分利用这种压力实现零碳发电，将是对清洁、低碳开采方式的完善与提升。”西南油气田副总经济师兼发展计划部主任敬兴胜道出了这场技术探索的初衷。
彼时，天然气余压发电的大规模工业化应用，在国内鲜有成熟先例。西南油气田的探索之路，始终伴随着与未知技术、复杂工况的博弈。
2018年6月，西南油气田天然气净化总厂引进分厂成为国内首个“吃螃蟹”的试点。项目初期便遭遇了严峻的挑战：6家初次涉足该领域的设备供应商技术标准不一，系统运行极不稳定。于是，项目攻关团队不得不化身“技术翻译”与“系统总调”。天然气净化总厂一级工程师胡超回忆：“开场就是‘硬仗’。我们对各家参数反复‘摸底’，像拼图一样寻找整体性能的契合点。”经过无数次联合调试，设备最终实现了“同频共振”。
考验不断。在“高压力、高流量、高压差”的净化厂环境中，团队遭遇了可瞬间毁损机组的“喘振”这一致命难题，项目一度停滞。时任技术负责人王鸿宇说：“与‘喘振’的较量，是实现从‘零’到‘一’突破最艰难的时刻。”团队从理论模型出发，联合专家分析数据，反复摸索设备“喘振”区间、精细优化操作。在一次次地谨慎启动与调整中，终于找到平衡点，迎来了机组平稳发出的第1度电。
困难不止这些，还有与“隐形敌人”的较量——设备设计时未预料到产品气夹带TEG（天然气三甘醇）雾沫会磨损叶轮和干气密封系统。团队在巡检中敏锐地察觉到了这一点，选择了最直接也是最考验责任心的解决办法：加装一级高效干气聚结过滤器，并建立起每2小时人工排液的严格制度。
凭着一股“逢山开路”的闯劲和精益求精的钻研劲，西南油气田接连攻克难关。2020年1月，引进分厂建成国内处理厂首个余压发电项目，推动余压发电从攻关试验正式迈入推广应用阶段。
多元拓界
适配场景的技术突围
单一技术路线的成功并非终点。天然气产业链场站工况复杂多变，唯有发展多元技术路线以适应不同的天然气生产场景，才能实现余压发电的规模化应用。
引进分厂的成功验证了透平余压发电技术在净化厂大流量、干净气质工况下的可行性。但将其复制到低压力、大流量、大压比的终端燃气场站时，却遭遇了严重的“水土不服”，意味着必须重新摸索拓展技术路线。
没有成熟经验可循，怎么办？
西南油气田以与重庆某新材料科技有限公司的供气合作为契机，合作建设投运中国石油首套螺杆膨胀发电机组。经过技术攻坚，破解了参数适配、运营维保等一系列难题。
2023年8月，装机规模1200千瓦的机组进入并网调试阶段。当发电功率稳定在800千瓦、效率达到71%时，标志着螺杆膨胀发电技术成功打破终端低压力、大流量、大压比工况的适用壁垒，实现了从理论到工业应用的跨越。
与此同时，针对场地受限的集输场站，另一条路线也同步开辟。
2022年9月，西南油气田与无锡一科技有限公司协同攻关，榕山输气站双转子余压发电装置投运成功。
通过持续数年、多线并行的技术攻关与工程实践，西南油气田对透平、双转子、螺杆3种余压发电主流技术路线形成了深刻认知，并在净化厂、输配气站、终端用户及储气库等各类场景中成功应用，系统性提高了设备的可行性与可靠性。
西南油气田气田开发管理部二级高级主管陈世明介绍：“我们还在继续开辟蒸汽、脱硫富液等技术路线。”
2024年8月，西南油气田建成国内首个规模化应用余压发电示范项目并成功投运。这标志着天然气余压发电从单点示范，历经多重技术路线的艰难探索与工程锤炼，正式迈入了体系化、规模化发展的新阶段。
深耕赋能
规划未来的余压蓝图
随着技术路线越发清晰与成熟，蜀道险关的川西北剑阁、依江而立的蜀南纳溪、峰峦叠翠的重庆万州……一座座余压发电装置如雨后春笋般涌现在天然气产业链条上，将以往流失的余压化为源源不断的绿色电能，绘就了一幅生动的巴蜀零碳发电画卷。
在安岳天然气净化厂，运维团队通过对比2列余压装置的海量运行数据，持续优化参数。副经理何熨说：“我们要主动摸索规律，为技术路线积累更扎实的经验。”
在磨溪天然气净化厂，运维保障大班班长丁大林每日巡查余压装置，通过精细化标定转速参数、优化并网时序，确保气路畅通、设备处于最佳状态。
如今，西南油气田已建成集团公司天然气余压发电“装机规模最大，应用场景最多，技术路线最全”的示范工程。
与此同时，西南油气田系统总结并建立余压发电综合评估技术，编制了详细的操作维护手册，发布了包括行业标准、企业标准在内的十余项标准，并累计申报专利16件。去年11月，公司正式获取“一种天然气余压发电设备的效率计算方法和装置”发明专利。这套完整的“技术包”与“管理范本”，为行业提供了极具价值的“西南方案”。（通讯员 杨舒然 李琦）
余热+余气
青海油田：清洁替代项目节气量达270余万立方米
中国石油网消息 4月2日，青海油田涩北气田15号集气总站，轰鸣的压缩机旁，高效换热器正将机组运行中的废弃余热“变废为宝”，为员工生产生活提供清洁稳定热源。
涩北气田聚焦生产环节能源浪费的痛点，在15号集气总站建成压缩机余热回收利用项目。该项目可将压缩机运行中约70%的废弃余热回收转化为供暖能源，替代规模达250千瓦时，为台南倒班点供暖、供生活热水及为站内仪控室稳定供热。2025年以来，节约天然气198万立方米。
涩北气田同步推进低压气密闭回收、三甘醇脱水装置“气改电”改造，实现生产环节“近零”排放，摆脱了对燃气的依赖，2025年以来节约天然气80万立方米，能源利用效率显著提升。
依托“光伏+气改电+余热回收”多能互补体系，气田清洁替代项目累计发电量达2700余万千瓦时，节气量270余万立方米，年减排二氧化碳超1.8万吨。（焦玉娟 文）
图为员工安装调试压缩机余热回收设备。 杨晴 摄
余热
大港油田：将废弃低温余热转化为高品位热能
中国石油网消息 4月3日，大港油田采油三厂官一联合站运维人员不停地穿梭在余热利用装置区，为水源热泵机组、换热管路、仪表阀门“把脉问诊”。
以往，采油三厂官一联合站工艺加热、冬季供暖环节依赖天然气，不仅推高用能成本，更带来了不小的碳排放管控压力。大港油田新能源集团（新能源事业部）以采出水余热回收利用为突破口，构建“采出水余热回收—清洁能量转换—生产生活供能”闭环体系，将原本随水处理流程回灌的废弃低温余热，转化为可直接利用的高品位热能，实现废弃能源“变废为宝”。
截至目前，该项目已平稳运行2个供暖季。经测算，供暖期间，每日可减少2万立方米商品天然气消耗，能源综合利用效率较传统供热模式提升50%以上。该项目除了可满足站内工艺运行的用能需求外，还为港狮小区15万平方米区域送去温暖，实现了生产保障与民生服务的双向兼顾。（张敬潇 文）
图为员工紧固热泵机组运行阀门。 胡越 摄
余气 利用率超过95%
长庆油田：伴生气实现“废气”变“绿能”
中国石油网消息（记者 肖丹 通讯员 袁用广）今年第一季度，长庆油田回收伴生气2.58亿立方米。
长庆油田始终将绿色发展贯穿生产全过程。面对油气开采中伴生的“废气”难题，油田构建了从井口到场站的全过程密闭回收体系，曾经被点燃放空、既污染环境又浪费能源的“火炬气”，经过处理后源源不断地输入主干管网，实现了伴生气从“废气”到“绿能”的蝶变。
在试气环节，长庆油田创新应用“除砂—分离—减压—计量”工艺，破解了试采天然气难以回收的难题，让原本可能被点燃的试采天然气得以回收。在开采环节，伴生气通过轻烃处理厂、橇装回收装置等多种设施，被加工为混烃、液化天然气等清洁燃料，或直接用于气田生产发电。
“目前伴生气综合利用率已超过95%，真正做到了‘变废为宝’。”长庆油田气田开发事业部气田集输管理科负责人沙敬德介绍。这一转变带来了显著的环保效益，可减少大量二氧化碳排放，也创造了可观的经济价值。2021年建成姬塬首站伴生气处理站，年处理规模为350万吨原油，原油稳定率100%，年产轻烃1万吨以上。据统计，长庆油田每年通过伴生气回收可生产液烃60余万吨。
在广袤的鄂尔多斯盆地，这一抹“绿色”正不断延伸。长庆油田将伴生气利用与新能源发展深度结合，构建“风光气储”多能互补格局。回收的清洁能源与光伏、风电产生的绿电，一同为油气生产设施注入绿色动能，有效降低对传统能源的依赖。
余热 累计发电量17万千瓦时
华北油田：探索“余热+”清洁能源替代模式
中国石油网消息（记者 王丹玲）截至3月28日，华北油田留路低碳建设示范区余热发电项目升级投产后已连续安全稳定运行70余天，累计发电量达17万千瓦时，年清洁能源利用量达3132吨标煤。
近年来，依托留路油田留北潜山中低温余热的资源禀赋，华北油田持续丰富光热应用场景、优化余热发电系统、扩大余热资源应用范围，探索构建“余热+”清洁能源替代模式。
2011年，留路油田启动先导试验，2台400千瓦螺杆膨胀机投运，在国内首次实现深层潜山中低温余热发电。2015年，示范区联合天津大学投运500千瓦透平汽轮机，建成首个中低温有机工质汽轮机并网发电电站，连续稳定运行168小时，效率提升至4.9%。2021年，3台100千瓦ORC（有机朗肯循环）涡轮发电机投入使用，采用直接蒸发及间接空冷技术，效率达到7%，吨液发电量较之前提高1.3千瓦时。2025年对发电机组进行升级，安装1台300千瓦国产涡轮发电机组，冷却方式由间接空冷改为直接空冷，发电效率达到8%，吨液发电量提升至2.7千瓦时。
在推进余热发电的同时，示范区构建形成了包含油管清洗、含油污泥净化、生产伴热及余热发电的余热综合利用体系。发电后的余热水温度降至80摄氏度，用于生产伴热维温，替代区域内11台燃油加热炉，年减少燃油消耗2000吨。94摄氏度以上的高温余热水引入油管检测站清洗油管，年节电48.25万千瓦时。余热水还应用于含油污泥净化处理，年处理含油污泥3000吨，减少用电量41.7万千瓦时。释放完热量的余热水被安全回注至地下，完成绿色闭环。