在“双碳”战略背景下，国内石油化工行业作为高耗能、首个术创高排放领域，零碳量系力实面临着严格的油田碳减排考核与绿色转型压力。原油生产全生命周期涉及电网购电、中准控新能源发电、电技油气开采设备耗能等多个环节，新电现精传统静态碳计量方式已无法满足精准核算、碳计统助碳高效管控的国内需求。

作为行业先行标杆，首个术创玉门油田老君庙采油厂酒东作业区通过节能减排，零碳量系力实 基本实现原油生产全过程用能绿色化，油田率先做到了不消耗化石类能源，中准控被认定为国内首个零碳油田。电技

该油田作业区作为典型油气生产区域，新电现精存在新能源发电与传统电网供电并存、负荷类型多样的特点，但在零碳建设深化与常态化运营中，出现原油生产过程中电碳计量需求不明确、计量方式粗放、数据整合难度大等问题，亟需一套适配该场景的电碳计量系统，实现碳排放的实时监测、精准核算与科学管控。

图片来源：新华网

CET中电技术聚焦电碳计量数据机理，提供创新电碳计量体系，为该油田绿色低碳发展提供技术支撑与数据保障，实现该作业区的电碳精准计量，助力油田实现碳减排目标与可持续发展。

一、模型创新：突破油田场景碳排放计量准确性理论瓶颈

摒弃传统工业静态碳因子核算范式，首次针对油田“电网购电+光伏供电+储能充放电”多能源互补、负荷随生产工况动态波动的特性，构建覆盖“源-网-荷-储”全环节的场景化动态碳因子模型。通过微电网流向分布式同步监测技术，实现油田用电的碳排放因子秒级动态更新，实现了油井、联合站、储能等场景的碳排放精准计算。

二、设备创新：电碳边缘计算技术重构计量硬件体系

突破传统电能计量设备“单一测量+数据上传”的功能局限，开发适用于油田源网荷储场景的电碳计量表PMC-53A，集“全电量测量-碳计量核算-数据安全传输”等功能于一体。相较于行业内专用碳计量设备“成本高、改造难、兼容性差”的弊端，PMC-53A可直接适配油田现有配电箱布局，可通过Modbus通讯协议实时更新寄存器中的碳排放因子，并根据电能与碳排放因子计算累计碳排放量，支持本地查看上12月碳排放量及趋势图、上12年碳排放量及趋势图，可直观了解玉门油田试点区域的碳排放的趋势，为碳排放计量提供基础数据。破解了油田老旧设施碳计量改造的行业难题，为存量工业场景碳计量设备升级提供了高效解决方案。

三、平台创新：模块化协同构建电碳管控闭环

打破行业内电碳数据“分离存储、分散管控”的壁垒，构建“配置-通信-计算-分析-存储”全流程模块化平台架构，创新性实现动态碳因子计算、多维度统计分析、第三方系统开放对接的深度协同。平台采用时序+关系型双数据库架构，针对性解决电碳数据中业务配置数据与高频时序数据的差异化存储需求，同时开放标准化接入协议，实现电碳数据与油田能源管控或SCADA平台的同源管理、联动分析。

四、机制创新：建立精准碳排放计量长效体系

创新性构建“静态因子兜底+动态因子主导”的双重碳排放计量驱动机制，可通过参数配置灵活适配不同行业标准与政策要求，既保障光伏骤降、网络中断等极端工况下碳排放计量连续性，又确保常态运行下的精准度。

同时建立碳排放因子“下发、验证、优化”的全流程管控机制，通过全链路数据校验确保结果权威可追溯。该机制打破了传统碳计量“重核算、轻管控”的局限，为重点排放单位建立合规、精准、高效的碳计量长效体系提供了技术支撑，也为碳排放权交易中的数据溯源提供了可靠保障。

目前，CET中电技术为玉门油田酒东作业区打造的电碳计量解决方案，已实现原油生产全过程碳排放精准计算，系统可动态捕捉油井、联合站等核心节点碳排放波动，助力运维团队精准定位高耗环节、制定节能方案，充分发挥零碳油田在践行国家“双碳”政策中的标杆引领作用。想了解更多，请关注CET中电技术。

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