打造“天然气+”产业集群助力新型能源体系建设（图）

  天然气+可再生能源|天然气能和谁“组CP”？
  [中国石油新闻中心2023-12-01]
  随着冬供大幕正式拉开，如何在确保供应稳定的前提下加快构建新型能源体系，再次成为社会焦点。
  能源安全是能源转型的重要推动力，能源安全的韧性以能源体系不被冲击为前提。在构建新型能源体系的过程中，天然气因其清洁低碳、灵活高效的优势，已在电力系统安全稳定运行，工业、交通等领域减污降碳以及撬动氢能产业发展等方面扮演关键角色。因此，打造“天然气+”产业集群成为石油石化企业加快绿色低碳转型、构建企业发展增长极的重要动能。
  本报推出专题报道，围绕构建新型能源体系，探讨石油石化企业打造“天然气+”产业集群的现实路径，展现中国石油以天然气产业链为抓手助力构建新型能源体系的积极探索和显著成效。敬请关注。
  天然气+风光发电》》》

  风光发电具有随机性、间接性、反调峰等特点，现有电网的灵活性不能支撑其大规模并网，必须配套一定规模的灵活调峰电源。但储能技术尚不成熟，抽水蓄能资源有限，难以承担灵活调节的重任。燃煤机组灵活性改造的调峰能力、性能远不及燃气机组，而且深度调峰会大大降低机组运行的安全性、环保性和经济性。燃气机组清洁低碳、启停灵活，且调峰能力强、速度快，是风光发电大规模发展的“最佳伴侣”。
  “天然气+风光发电”融合发展推进速度较快。广东、青海等省份正积极谋划相关示范项目建设。
  相关项目
  长庆油田苏里格风光气储氢一体化项目
  该项目年发电量为99亿千瓦时，绿电占比达62%，年减排二氧化碳554万吨。按照规划，长庆油田计划以“市场化+本地上网”相结合的方式实现新能源发电量全部就地消纳。同时，根据项目装机规模，风电、光伏建设布局以及场站位置等因素，规划建设升压站、变电站共8座。项目计划于2024年开工建设，预计2026年建成投运。（杜嘉整理）
  青海油田格尔木100万叻绻馄庀钅?
  该项目通过青海省能源局成功申报国家第三批大型风电光伏基地项目。项目按照一次规划、分期实施的原则建设，其中升压站、制氢变电站、输供电线路、30万千瓦燃气发电机组、公用设施一次建成，风电、光伏、制氢站分三期开发。氢气将用于替代格尔木炼油厂现用灰氢。同时，青海油田将逐步开展回收二氧化碳加氢制甲醇、航煤等工作，打造近零碳排放炼油厂，加快氢能产业布局，打造青海省氢能利用标志工程。（焦玉娟整理）
  天然气+水电》》》

  水电具有季节性和区域性分布特征，“弃水”现象时有发生。通过发挥水电与气电的管网协同性、功能耦合性，可实现天然气发电与水电的融合发展，缓解水电“丰多枯少”的调峰困境，维持电网稳定。
  “天然气+水电”融合发展当前尚处于理论研究阶段，但在川渝等水力和天然气资源相对丰富的地区，“天然气+水电”的发展潜力较大。通过建立一套有机、长效的气水融合一体化发展模式，有助于天然气与水电互利双赢。
  相关项目
  四川石化“天然气+水电”
  四川石化自备电站锅炉装置装备4套汽轮发电机组，以天然气为主要燃料，最高输出电量约250万千瓦时/天。
  四川省水电占全省发电量的85%左右。四川石化充分运用这一绿色能源，以“外购电+天然气自发电调峰”的用能结构，实现清洁生产。
  根据季节性社会用电需求，公司精心组织安排，整合天然气资源，自备电站从“三炉一机”到“三炉三机”进行灵活切换，在保障用能稳定的同时，主动参与地方电网电力调峰工作，为助力“双碳”目标实现提供绿色动能。（舒巍整理）
  天然气+地热能》》》

  我国地热资源丰富，已查明的地热储量相当于31.6亿吨标准煤，广泛分布在云南、广东、福建、河北等地。天然气燃烧可产生高温热能，而地热可提供稳定的低温热能，“天然气+地热能”可满足不同温度范围内的能源需求，从而提高能源利用效率。目前利用方式主要有两种，一是天然气辅助地热供暖系统，二是“天然气+地热能发电”。“天然气+地热能”发展必须依托当地的地热资源，具有一定的局限性。
  相关项目
  西南油气田磨溪X210井采出水地热利用先导试验工程
  该项目于2022年底建成投产，是国内首个气田伴生资源地热发电项目。磨溪X210井是部署在龙王庙组气藏主要水侵通道上的一口增压气举主动排水井，日产水550至600立方米，井口温度达103摄氏度。通过在该井建设一套80千瓦地热源ORC发电机组，验证了中低温气田水ORC发电设备的可靠性，为下一步大规模推广应用做好技术储备。投运后，全年可减少外购电40万千瓦时，年节约122吨标准煤，减少二氧化碳排放343吨。（向盈光整理）
  天然气+生物质能》》》

  “天然气+生物质能”发展模式主要为发酵制取生物天然气（生物沼气）。《中国生物质能产业发展年鉴2023》显示，截至2022年底，我国生物质发电装机容量累计达到4132万千瓦，规模化生物天然气年产量已达到3亿立方米。
  《3060零碳生物质能发展潜力蓝皮书》显示，我国生物质开发潜力约为4.6亿吨标准煤，当前实际转化为能源的不足0.6亿吨标准煤。未来，中国生物质产业发展的2个重点方向是制取沼气和沼气发电。《中国沼气行业“双碳”发展报告》预测，到2030年沼气资源潜力超过1500亿立方米，2060年潜力超过3000亿立方米，发展潜力巨大。
  天然气+氢能》》》

  天然气与氢能融合主要存在3种途径。
  上游制备融合。氢能来源广泛，根据原料来源和生产过程不同，可分为灰氢、蓝氢和绿氢。其中，灰氢主要为煤制氢，成本最低；绿氢为新能源制氢，成本最高；蓝氢为天然气制氢，成本介于灰氢与绿氢之间。截至2022年底，全国氢气产量为3781万吨，其中天然气制氢占比达18.1%。
  中游储运融合。氢气与天然气在储运环节具有较高的相似性，可利用管道、罐车、铁路及船舶等方式运输，其中管道掺氢是解决大规模、长距离氢能运输的良好过渡办法。由内蒙古西部天然气股份有限公司投资建设的国内首条掺氢高压输气管道工程已在内蒙古动工。
  终端利用融合。天然气与氢气在城市燃气、交通运输、电力供应、分布式供能等领域可实现协同发展。截至2022年底，全国投运加氢站274座。
  相关项目
  四川销售资阳分公司牙谷综合能源站
  四川销售资阳分公司牙谷综合能源站，是中国石油在川投运的首座油气氢电非综合能源站。该站采用新设计、新工艺、新材料，对品牌立柱、罩棚檐口、加油机、便利店、洗手间、客户休息区等进行了全面优化升级。除了提供全油品服务之外，该站同时配套LNG、充电、加氢等业务，是四川省资阳地区的首座加氢站，也是成渝“氢走廊”的中间枢纽。
  该站LNG日均可研销量为10吨，日加氢能力达500公斤，每天可服务50辆氢燃料电池车。（何悠整理）
  天然气+CCS/CCUS
  CCS/CCUS技术可大幅减少化石能源使用过程中的二氧化碳排放量。部分二氧化碳经过提纯后，可投入到生产过程中进行循环利用并有效封存。
  天然气本身属于低碳能源，利用CCS/CCUS技术捕集天然气燃烧释放的低浓度二氧化碳，效果不佳。因此，未来“天然气+CCUS”主要应用于“天然气制氢+CCUS+高温燃料电池”“天然气发电+CCUS”，承担基础能源保障和长周期储能功能。
  相关项目
  吉林油田“天然气+CCUS”
  从2005年开始，吉林油田长岭气田进入大开发阶段，所产天然气含21%的二氧化碳。为实现清洁环保开发，必须解决伴生二氧化碳的去向问题，这也为经济有效实施二氧化碳驱提供了可能。吉林油田在我国率先走通了二氧化碳捕集输送、集输处理和循环注入全流程，建成了首个CCUS全流程示范工程，并成为亚洲最大的CCUS-EOR项目。目前，有9个区块应用了CCUS技术，二氧化碳注入效果非常显著，采收率提高25%以上。截至目前，吉林油田累计注入二氧化碳310万吨，相当于植树2790万棵。（王珊珊整理）
  克拉玛依石化“天然气制氢+CCUS”
  克拉玛依石化拥有3套高压加氢装置。润滑油生产工艺中需要耗费大量氢气，公司5万立方米/小时制氢装置是主要的氢气来源。制氢过程是炼油生产脱碳强度最大的脱碳环节，即氢气生产中产生的驰放气是炼油工艺二氧化碳排放最集中的环节。
  克石化与新疆敦华绿碳技术股份有限公司联合开展CCUS前沿技术研究创新，新建13.5万吨/年溶剂法捕集二氧化碳工业装置，以制氢装置驰放气为原料，通过化学吸收法从驰放气中捕集二氧化碳，解吸出的二氧化碳通过压缩、液化及储存，应用于新疆油田注入二氧化碳采油，从而减少二氧化碳排放。
  项目每年可回收液体二氧化碳5万吨。同时，二氧化碳回收装置每提升1000标准立方米/小时负荷，天然气制氢装置转化炉燃料气消耗下降约100标准立方米/小时，装置能耗降低约13千克标准油/吨。（杨中建整理）
  青海油田格尔木炼油厂甲醇装置二氧化碳回收单元试验
  2022年8月，该项目启动首轮试验。今年6月初，第二阶段试验启动，捕集的二氧化碳产品纯度达99.76%。截至目前，格尔木炼油厂已完成集团公司重大科技专项低浓度二氧化碳捕集2个阶段的工业试验，回收二氧化碳4100吨，并在制备甲醇生产过程中应用。下一步，青海油田将结合新能源、绿电制氢发展规划，加快推进绿氢替代、CCUS、绿氢制甲醇等重点工作，推动新能源、氢能与炼化业务有机融合。（焦玉娟整理）
  企业声音：打造“天然气+”产业集群对于石油石化企业高质量发展意味着什么？
  延伸绿色循环链?全面打造循环经济体系
  ■克拉玛依石化公司企业首席专家李荣：克拉玛依石化公司二氧化碳捕集回收装置回收的液体二氧化碳纯度达99.98%，达到工业级指标要求。这是克石化推进企业绿色高质量发展的重要途径之一。
  石化企业部署“天然气制氢+CCUS”，既可回收天然气制氢装置驰放气中的二氧化碳，用于油田驱油，实现二氧化碳的利用与埋存，又能降低制氢装置的能源消耗。同时，延伸公司绿色循环链，全面打造循环经济体系，推动企业高质量绿色发展，守护碧水蓝天。（杨中建采访）
  打通上下游产业链?推进零碳负碳技术研发应用
  ■长庆油田新能源事业部常务副经理杨学峰：打造“天然气+”产业集群，不光为油气田企业打通上下游产业链，还可为油气田企业在推动油气勘探开发与新能源融合发展方面提供实践性指引。风光发电存在间歇性和不稳定性，可将气电作为调峰电源，形成“天然气+风光发电”融合发展模式。同时，发挥资源禀赋及研发能力强等优势，在CCUS和氢能技术研发利用方面加大投入力度，探索“天然气制氢+CCS/CCUS”发展模式，推进零碳、负碳技术的研发、推广和应用，树立行业标杆，起到示范引领作用，助力油气田企业绿色低碳转型和高质量发展。（杜嘉采访）
  挺进能源版图广阔“蓝海”?增强企业核心竞争力
  ■青海油田新能源事业部副总经理刘恩国：在打造“天然气+”产业集群的过程中，油气田企业大力推进新能源和低碳负碳产业发展，加大清洁能源开发利用和生产用能替代力度，将引领企业不断挺进能源版图的广阔“蓝海”，也将增强企业核心竞争力。因此，油气田企业加快打造“天然气+”产业集群，早发展或者快发展都是在为未来积蓄能量、争取主动。
  在“碳中和”目标下，油气田企业推动清洁替代的需求和空间还很大。加快打造“天然气+”产业集群，既可满足企业自身“绿色油气田”项目的用能需求，也可为社会提供低成本清洁能源，为地方经济社会发展注入源源不断的绿色动能，并且能够实现多能融合，有效保障能源安全，也有利于国家构建更加高效的新型能源体系，为建设美丽中国、守护碧水蓝天净土作出能源企业新的贡献。（焦玉娟采访）
  提升综合能源保障能力?助力经济社会低碳转型
  ■塔里木油田新能源事业部总工程师陈亚兵：开发风光气储氢一体化项目是能源保供的有力补充。近年来，我国以风电、光伏发电为代表的新能源发展成效显著，装机规模稳居全球前列，发电量占比稳步提升，成本快速下降，能源结构调整和减碳效果逐步显现。
  发展新能源是保障国家能源安全的战略选择，是能源的重要支撑和未来产业，更是油气和新能源协同发展、推进绿色低碳转型的必由之路和现实抓手。在保障油气供应的前提下，因地制宜开发风光气储氢一体化项目，并对外提供油气开采伴生资源产品，有利于不断提升综合能源保障能力，助力经济社会用能清洁低碳化，推动自身从单一油气生产供应企业向综合性能源公司转变。（王成凯采访）