储能与石油将擦出怎样的火花？

  [中国石油新闻中心2024-01-12]
  技术支持：深圳新能源研究院储能研发部赵宇
  储能“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。
  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。
  储能智能微电网
  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。
  储能勘探开发
  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。
  储能稠油热采
  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。
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  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。
  储能电动汽车充电站
  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。
  储能火电
  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。