油田多能互补分布式能源站技术应用

2020-05-18 06:11

(大庆油田工程有限公司，大庆 163000)

0 引言

近几年我国天然气发电发展速度较快，因天然气价高，发电成本远高于传统煤电，未来规模发展受政策影响较大。新能源发电稳定性不佳，调峰能力不足，为天然气发电与新能源融合发展创造了条件。天然气发电与风电、光伏融合发展可解决弃风、弃光问题，提高发电小时数，降低发电成本。

当前，风电、光伏等新能源的快速发展已是大势所趋，天然气作为传统能源在能源生产和消费革命的大背景下，必须要重新定位，处理好与新能源之间的发展关系，扩大天然气利用领域，探索天然气与风能、光能等清洁能源融合发展路径。确保在未来能源体系中占据有利地位。

多能互补系统是传统分布式能源应用的拓展，多种能源按照不同资源条件和用能对象，采取多种能源互相补充和梯级利用，从而提升能源系统的综合利用效率，缓解能源供需矛盾，构成丰富的清洁、低碳供能结构体系。

1.1.1 风力资源

大庆地区风能源开发潜力大。春秋风速偏大，冬夏风速较小，呈季风特征。年有效风速持续时间长，年平均风速3.8 m/s，个别地区在7 m/s以上，年大于6级风日数为30天，70 m轮毂高度全年有效风速可利用小时数为2 816 h以上，全市可供开发风电资源总量在500万kW以上。

1.1.2 地热资源

大庆油田低温余热丰富，用热需求大。油田最大可利用地热资源为含油污水。回注含油污水量195.17×104m3/d，含油污水的温度基本在30-35℃之间，蕴含丰富的热能。按照水源热泵最高提取温度10 ℃计算，每年可提取余热量折算101.8万t标准煤。

1.1.3 油田电网

大庆油田电力网消纳能力强。作为最大油田，疆域广阔，拥有自己的电厂与企业电网，电力网消纳能力强。同时拥有总量大，相对平稳的电力、热力需求，年发电量约50亿kW·h，年供电量150亿kW·h。

1.1.4 技术路线

油田多能互补分布能源站适合采用“终端模式”，实现多能协同供应和能源梯级利用。油田站场进行风、气、地热资源相互融合，气电、风电相互补充，最大限度消纳风电，气电调峰，稳定输出电量接入油田电网；燃气发电机组高温烟气余热回收，烟气型补燃吸收式热泵机组，回收含油污水余热，供站场用热。

技术路线框图如图1所示。

油田分布式能源站采用风电-气电多能互补方式，保持发电系统输出功率在一段时间内相对稳定，以风力发电为主，不足的电量由燃气发电进行补充，机组产生的余热全部回收利用。风力发电与燃气发电在能源站升压至35 kV后就近接入油田110 kV变电所。

为提高上网电量，风电场控制在最大功率跟踪模式，以最大程度利用风能。同时向区域电网能量管理系统上传输出功率等信息。能量管理系统综合风功率预测系统的数据和风电场传输的实时数据，得到燃机出力的基准值，对燃机出力进行调节。

油田典型站场冬季生产、供暖供热负荷约9.5 MW，夏季生产供热负荷4.8 MW，选用2台燃气发电机组，额定发电功率5.838 MW；每台机组配1台烟气型补燃吸收式热泵机组，供热负荷5 MW。风力发电站规模可按照4台3 MW风力发电机。

本工程工艺系统流程框图如图2所示。

燃气机组余热负荷与站场热负荷相匹配，最大限度实现能源梯级利用。全年发电功率分阶段稳定输出保持在8～12 MW之间，年发电量约8 250×104kW·h。风力发电功率与燃气发电功率互补曲线图、油田站场用热负荷与气电提供热负荷曲线分别如图3-4所示。

分布式能源站以分阶段输出稳定电量为基本原则，风电全部消纳，燃气发电做调峰，燃机余热全部回收，做到能源梯级利用。气电最大发电功率根据供热负荷的季节变化做调整。

风力电站与燃气发电功率变化曲线，燃气电站供热负荷变化曲线分别如图5-6所示。

风电与气电电力输出互补关系如图7所示。

风力发电站4台3 MW风电机组，经计算全年利用小时数约2 816小时，年发电量3 380×104kW·h。燃气电站2台5.838 MW燃气发电机组，受供热负荷与总发电功率的限制，全年利用小时数约4 173小时，年发电量4870×104kW·h。

分布式能源站夏季发电输出功率8 MW，冬季发电输出功率12 MW。年发电量为8 250×104kW·h，年供热量为19.8×104GJ，年消耗天然气量为1 096×104Nm3。与同等规模燃气发电比较节省天然气约600×104Nm3。

天然气多能互补分布式能源站燃气内燃机组做风电调峰，负荷变化频率高，变化范围大，对国内燃气发动机组运行性能，发电系统调控技术提出较高要求。

设备性能、调节技术突破，实现多能互补、能源梯级利用，可以为用户提供安全、稳定、可靠的电力和热力等能源保障，具有较好的经济效益和社会效益。