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储能与石油将擦出怎样的火花?

中国电力网
2024-01-11
 来源:中国石油报
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  储能丨“沙戈荒”新能源大基地

  2022年2月,国家发展改革委、国家能源局发布《以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地规划布局方案》,明确到2030年,我国将规划建设风光基地总装机规模约4.55亿千瓦。目前,国家正大力推动油气勘探开发与新能源融合发展。国内油气上游企业大多位于华北、东北、西北地区,风光资源丰富,且矿权区内地理空间广阔,有利于布局风光发电项目。然而,“沙戈荒”大基地建设也面临着新能源与系统调节能力建设匹配困难、外送通道利用率低等问题。合理配置储能,能够使风光发电的出力特性接近煤电,有效解决新能源大基地的并网难题,保障输电通道稳定可靠运行。

  相关项目

  塔里木油田叶城50万千瓦光伏发电配储项目:中国石油单体装机容量最大的光伏发电项目,于2023年11月3日一次性并网成功。项目配套建设了1座125兆瓦/500兆瓦时超大型电化学储能电站。储能电站由38个子储能系统组成,安装有152台磷酸铁锂储能电池舱,充满后可持续放电4个小时。按照放电深度最佳比率80%计算,每天放电量可达40万千瓦时,相当于5600余名居民一个月所需电能。

  塔里木油田在喀什地区伽师县建设的60万千瓦光伏发电项目中,也配套建设了150兆瓦/600兆瓦时超大型电化学储能电站,待并网投运后,将成为塔里木油田装机规模最大的电化学储能电站。(王成凯 马群 整理)

  玉门油田200兆瓦光伏发电配套储能项目:中国石油首个竣工投运的光伏发电储能配套项目。该项目采用磷酸铁锂电化学储能方式,储能规模达40兆瓦/80兆瓦时。

  2022年1月底,玉门油田200兆瓦光伏发电项目实际上网电量占比仅为84.08%。对此,玉门油田通过合理运用电化学储能“日充夜放”实施方案,提高200兆瓦光伏电站的效率和效益。2022年9月,该项目的配套储能项目启动建设,2023年2月正式投运。

  投运后,玉门油田200兆瓦光伏储能电站夜间上网电量累计达2001.57千瓦时,弃光率降低4.9%以上。(许盛洁 整理)

  储能丨智能微电网

  目前,油田发展分布式新能源项目主要受限于两点:一是油田分布式新能源发电自发自用,余电不上网,高比例的风光接入会增加弃电量,降低经济效益。二是风光发电具有不确定性,需要上级电网预留较大备用容量,进一步提高了用电成本。智能微电网以风光等可再生能源为主、以多能源综合利用为目标的储能装置作为重要支撑,可使风光最大程度出力,功率盈缺优先用储能进行调节。智能微电网用更多的绿电取代化石能源消耗,减少外购电力和碳排放,从而实现油气开发的低碳生产。

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  长庆油田木165井场智能微电网项目:以“光伏+小型垂直轴和水平轴风机”为发电单位,配置低成本的铅酸储能电池,构建了“光伏+风机+电机十储能”的源网荷储协调控制机制。其中,水平轴风力发电机和垂直轴风力发电机,分别适应低风速和高风速等不同的自然条件;200千瓦时的储能铅酸电池,实现了微电网内调峰调频,在阴雨天气也可利用电池发电超过24个小时。项目预计年发电约4.9万千瓦时,年节约柴油约1万升。(杨洁 王帅 整理)

  储能丨勘探开发

  钻井、压裂等油气勘探开发往往使用柴油发电机、燃气发电机作为主要电源,存在能耗高、设备寿命短等问题。以钻井作业为例,负荷频繁突变会造成柴油机的转速大幅度波动,不但增加燃油消耗,而且影响钻井生产安全和稳定运行。配置功率型储能系统能够在负荷突变时起到平衡作用,让发电机组在最佳工况下运行,可降低能耗,延长钻机和发电机的使用寿命。比如广泛使用的游梁式抽油机,实际运行过程中负载功率远远小于电机的额定功率,增加了抽油机无功抽油的时间,造成电能损耗。在下冲程中,会产生“倒送电”现象,既浪费这部分电能,又会对电气元件造成不利影响。配置储能,可以大幅度减少抽油能耗,降低用能成本。

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  宝石机械西安宝美公司钻井混合储能系统:该系统采用600千瓦飞轮储能和600千瓦电池储能的多元混合储能技术,与柴油发电机组共同构成钻机智能微电网。该系统可与各种型号发电机组配合使用,能实时监控钻修井机能量,实现能量存储、转换、调度。1台7000米钻机配合该系统进行全周期作业,可有效节油12%以上,碳排放量减少12%以上。(马香 冯菁 整理)

  储能丨稠油热采

  储热,即热存储,是指热能的储存和利用,将太阳能光热、地热、工业余热、低品位废热以及谷电和绿电转换为热能储存起来,也是一种大规模储能技术。储热可以解决热量供应与需求在时间和空间上不一致性的问题,提升了热能利用的灵活性。储热不仅在传统的采暖和制冷领域发挥着不可替代的作用,而且在解决可再生能源消纳、电力系统调节和多能互补等领域承担着越来越重要的角色。

  稠油生产注汽系统能耗约占油田生产系统总能耗的30%,注汽系统的能源成本严重影响稠油热采的经济性。应用高温熔盐储热技术与油田回用污水换热,产生的蒸汽可直接用于油田注汽生产,有效减少能量过程损耗。

  相关项目

  辽河油田电热熔盐储能注汽试验站:世界首座电热熔盐储能注汽试验站。目前常见的熔盐储能方式是把光热或谷电、绿电转化为热能储存在熔盐中,再通过全天连续释放热能与纯净水换热产生过热蒸汽用于发电。该试验站通过独创的蒸汽发生系统,将油田开采过程中产生的污水净化软化后与高温熔盐换热,产生的湿饱和蒸汽直接用于油田生产,可有效减少能量转换过程中的消耗。该试验站每年可生产蒸汽4.8万吨,替代天然气313万立方米,减排二氧化碳6768吨。(罗前彬 整理)

  储能丨电动汽车充电站

  预计到2030年,我国公用充电桩数量将超过2600万根,其中大部分是直流快充桩。以单桩平均功率60千瓦预测,总负荷超过13亿千瓦,几乎等于当前全社会最大用电负荷。如果不能灵活地进行调节,将给电网带来巨大冲击。充电站配建储能设施可以实现充电负荷的可控调节,在用电低谷充电,在用电高峰放电,将大幅降低电网压力,减少电力增容,降低用电成本。

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  山东销售济南分公司莱芜第19加油加气站:山东销售公司首座自主建设、自主运营的综合能源站,集油气电、光储充于一体。储能系统采用济柴动力公司自主研发的电化学储能产品,可实现能效诊断、智能调控、需求响应、用能监测、消除昼夜峰谷差、平滑负荷等功能;可控制能量在交直流方向双向流动,既可将电网电量供给储能一体机系统下的交流负载和直流负载,又可将储能一体机系统内的多余电量向电网返送。(范奕辰 整理)

  储能丨火电

  电力系统对灵活性资源的需求逐渐加大,火电厂通过加装储能,可提升调节性能。火储联调是火电和储能共同对电网调频指令进行出力。火电机组调节性能差,存在延迟、偏差现象,而电化学储能AGC(自动发电控制)跟踪曲线与指令曲线基本能达到一致,能做到精准调节。“火电+储能联合调频”方式,能够发挥储能快速响应优势,从技术上提升火电机组响应速度,提高火电参与一次调频、二次调频等电力辅助服务的能力。目前,我国已有超过50座火力发电机组配置储能系统。中国石油拥有多座自备火电厂,未来可以通过配置储能进一步提高灵活调节能力,提升附近区域的新能源消纳水平和多能联产能力。



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