pg电子游戏官网江苏油田建设完善风光互补发电系统、储能电站等基础设施，打造新能源“源网荷储”特色模式
盛夏时节，在江苏油田崔庄油区，3台“大风车”、1座储能电站与周边油水井交相辉映，构成水乡油田绿色发展新画卷。截至目前，江苏油田共建设风力发电机组11台、分布式光伏电站165座，合计装机容量达到72兆瓦，发电能力超过1.4亿千瓦时/年。
今年以来，江苏油田持续加快风光电开发利用，建设完善风光互补发电系统、储能电站等基础设施，打造新能源“源网荷储”特色模式，形成集发电、储能、供电于一体的清洁能源产业链，积极推动清洁能源规模化、产业化发展。上半年，风能、光伏发电量合计达到6641万千瓦时，占油田总用电量的34.9%，自发自用绿电占比继续居中国石化上游企业首位。
今年以来，江苏油田坚持“盘活土地资源、提高绿电占比、降低用电成本、减少碳排放”原则，加快推进以风能、光伏为主的新能源开发利用，为油田绿色低碳发展提供强劲动力。
“围绕‘加快绿电覆盖、加速清洁替代’目标，一方面，充分挖掘现有资源潜力，供足绿电，加快‘风光热储’多元发展；另一方面，多渠道提升新能源消纳能力，用好绿能，实现新能源量效协同发展。”江苏油田副总经理周宇成说。
江苏油田深入排查资源，推广“井场+站库+光伏”模式，在闵40-18井站、侧永7井站、线个井场站库，以及油服中心江阳办公楼屋顶开展光伏电站建设。上半年，新增光伏并网发电装机容量1.8兆瓦。
为提升新能源消纳能力，江苏油田统筹规划电网互联互通、电气化改造等项目，制定电网互联互通方案，完成多个区块绿电消纳专线，加快推进绿电覆盖；加强绿电消纳利用，推动工程装备电动化，目前已推广应用电动修井机、电动泥浆泵等电动设备70多台（套）；巩固和扩大新能源发展优势，建立完善新能源充电基础设施体系，目前已建成交流充电桩68个、直流充电桩14个，分布在油田17个片区，充电桩累计充电量近9万千瓦时；调动生产单位推广绿电应用的积极性，优化电费内部定价机制，引导生产单位使用绿电。
江苏油田深化新能源技术创新应用，推动新能源与油气产业深度融合，积极构建清洁低碳、安全高效的供能体系，以生产用电重点区域江都油区、崔庄油区为中心，打造“源网荷储”高比例绿能替代示范区。
他们在江都油区建设了5座风电机组和62座光伏电站，合计装机容量27.5兆瓦，依托曹庄5兆瓦/20兆瓦时储能电站，进行新能源调峰和生产柔性负荷控制，优化储能电站充放电策略，最大限度确保绿电充分利用，目前，通过构建“绿电为主、多能互补、源荷相济”模式，绿电占比超过50%；在崔庄油区建设了3台风电机组和18座光伏电站，合计装机容量14.45兆瓦，为提升绿电消纳能力，今年5月，配套建设了2.75兆瓦/5.5兆瓦时储能电站，投运两个多月以来，日均充电量4300多千瓦时，相当于平均每日增加4~5兆瓦的负荷。
“随着油田新能源占比不断提升，建设储能电站可为电网运行提供调峰、调频、需求响应支撑等多种服务，通过与电网友好互动，可以提升电网接纳新能源能力、整体运行质量和可靠性，提高传统电力系统的灵活性、经济性和安全性。”江苏油田工程管理部总经理李凡磊说。
崔庄储能电站投运以来，技术人员通过细化储能充放策略，增加智能调控手段，充分发挥储能对新能源发电的“调峰填谷”作用。目前，崔庄油区绿电占比超过55%。
江苏油田还积极探索“新能源+新业务”模式，促进产业升级，在新源公司盐硝采输厂建设光伏电站，上半年绿电发电量超过10万千瓦时，助力油田盐卤化工产业降本增效，提升了产业竞争力。
江苏油田所建风机与光伏电站点多面广，围绕新能源运行、维护管理，积极开展技术创新攻关，着力构建新能源自有技术支撑体系，为推动油田新能源开发利用提供有力支撑。
在智能管控方面，基于油田电力调度平台，江苏油田构建风光电站线上远程管控系统、研发光伏发电智能值守平台，实现电站运行状态全天候集中监控，推动风电、光电、网电一体化管理，提高多元接入后电网的运行效率。
江苏油田探索推进电力集控系统升级优化，在风电集中区域部署安装SVG无功补偿装置，与扬州市气象局合作开展风力发电预测技术研究，通过建立常态化数据共享机制、开展实地试验等措施，动态调整完善风机功率预测方案，为风电项目高效运行做好保障。
在光伏电站运维方面，江苏油田油服中心针对影响光伏发电效率的主要因素开展技术创新攻关，研制了光伏自动喷淋装置、半自动清洗车等清洁工具，并采取无人机红外巡检、增刷自清洁涂层材料等综合措施，实现光伏面板高效清洁，有效减少了因环境因素导致的发电效率损失。此外，他们还对光伏组串进行研究，提高发电效率。沙23-11、永安农场、曹47、曹57、周32等光伏电站组串优化调整后，系统效率平均提高7.5个百分点。
“在光伏电站建设和管理方面，我们深挖技术和管理潜力，形成了自主开发及建设、自主运行及优化、自主维护及管理等全流程管控能力，切实为油田新能源建设降本增效。”江苏油田油服中心总经理熊涛说。
目前，江苏油田光伏年有效利用小时数达到1366小时，高出可研数据24%。
本报讯 上半年，燕山石化累计向京津冀地区供应燃料电池氢气659.14吨，同比增长34.2%。自2020年12月16日首车燃料电池氢气出厂以来，燕山石化已累计向市场供应燃料电池氢气2860吨，产销量居中国石化之首。
燕山石化以市场为导向，加强产销对接工作，实时调整氢气产品充装出厂方案，严把生产运行关、设备维护关、产品质量关，产品从生产、化验、充装到出厂各环节畅通无阻，极大提高了发货效率。
作为中国石化重要的氢气生产基地，国家首条“西氢东送”输氢管道示范工程终点站、北京地区最大供氢点，燕山石化从制氢、提纯、场景应用、氢能技术研发及检测分析等方面助力企业加快向绿色能源企业转型。目前，1万标准立方米/小时氢气提纯设施完善项目已进入大型设备安装阶段，年底建成后，供氢能力将由1500吨/年提高至7200吨/年。（王朝辉）
本报讯 近日，胜利油田石油工程技术研究院提出“天然气水合物地层多场耦合出砂预测方法及防砂完井方案”，与已有试采数据进行对比验证，模拟产气、产水、产砂量与实测值吻合良好，验证了天然气水合物开采出砂描述模型及求解算法的可靠性，有望破解天然气水合物开采出砂这一世界性难题。
天然气水合物是一种清洁高效的新能源，在全球范围内储量巨大，具有能量密度大、分布广、规模大等特点，在开采过程中，容易引起储层出砂，造成砂堵和连续排采困难。
胜利油田石油工程技术研究院依托集团公司课题，牵头开展相关技术研究，历经三年努力，自主研发了在模拟水合物开发气水混合流动条件下，单向流及径向流多功能驱替、挡砂、堵塞实验装置及实验方法，构建了海域天然气水合物多场耦合储层地质稳定性分析模型，创新了多场耦合求解算法，制定了海域天然气水合物防砂完井技术方案。
本报讯 日前，大连院牵头研发的我国首个化工园区百千瓦级固体氧化物电解水制氢（SOEC）技术在试验应用。该项目由3套国内单套功率最大的电堆模组构成，总制氢功率达到108千瓦，对推进新型绿氢技术产业化与工业生产耦合具有重要示范意义。
化工园区产生的高温高热能为项目提供充足热能，产生的氢气又可作为装置原料，从而形成产业链闭环。大连院瞄准化工园区应用场景，设计了国内单体功率最大的电堆模组，研发了适用于工业应用的低压降换热设备、超低压产品气处理、SOEC系统健康预测和管控技术，探索打通了SOEC从设计、建设到运行的全产业链模式，进而推动了SOEC产业化、规模化发展。
该项目将通过长周期运行试验，进一步考察系统的安全、平稳运行能力，进行多种工况下的性能验证，并就SOEC技术的设计、关键设备、运行等形成标准规范，为该技术工业化应用奠定基础。（戴安妮 孙宝翔 杨静丽）
本报讯 近日，湖南益阳石油11个充电项目获得“益阳市第二批电动汽车充电基础设施建设奖”。
随着新能源汽车产业的蓬勃发展，该公司积极贯彻落实国家相关政策，把握行业发展脉搏，依据湖南石油的战略规划，将电动汽车充电基础设施建设列为公司核心任务。在项目实施过程中，该公司精心遴选场址、严谨建设施工、持续优化运营，实现了对项目的精细化管理和全流程监控，有效提高了项目的可研回报率，总投资成本降幅达15%。
答：近年来，聚焦“双碳”目标，油气田企业紧抓国家新能源产业发展机遇，大力发展风能、光伏、地热、余热等新能源业务，加快构筑“油气+新能源”多能互补格局，探索应用新能源技术，减少传统能源用量，加大节能降耗力度，取得显著成效。
当前，面对新能源技术迭代加速、应用场景不断推陈出新的新挑战，要推动清洁能源规模化、产业化发展，油气田企业需要加快提高“源网荷储”协同发展水平，创新解决新能源消纳及不均衡等难题；着力构建更多方式、更大场景的多能互补用能体系，推动新能源与油气产业深度融合；因地制宜创新思路和技术，推进地热、余热综合利用，进一步提升新能源开发效益。
答：油气田企业拥有丰富的自然资源、独立配套的发供电系统和柔性可调的注采输负荷，具备建设“源网荷储”智慧能源系统的先天优势。但油气田企业新能源规模化发展也面临瓶颈，比如，新能源安全经济消纳能力不足、“源网荷储”相关资源独立运行缺乏实时智能统一管控手段等。因此，需要构建智慧能源系统，以调节型智慧电源、多元互联智能电网和柔性生产智能终端为基础，发挥“源网荷储”资源优势，建设集成信息分布管理、指令高效传递、绿色产业链融合互动的智慧能源管控平台，推进油气田企业能源电力生产运行方式数字化、智能化变革，提升“源网荷储”一体化调控和价值耦合能力，最大化降本提效，为降低油气盈亏平衡点作出贡献。
问：油气田企业如何通过构建多能互补用能体系，推动新能源与油气产业深度融合？
答：推动新能源与油气产业深度融合，需要充分发挥油气田企业在用电、用热、传统能源开发、CCUS减碳降碳等方面的突出优势，围绕发、供、用、储全链条发力，积极探索风光热储多能互补、地下地上统筹开发、增绿降碳一体化协同的综合发展路径，着力形成多能综合互补、“源网荷储”统筹、全产业链协同的新能源产业核心竞争力。在应用场景方面，需要积极探索新能源与地热、余热、CCUS等技术的深度融合，推进油田变“热田”“碳田”和“电田”。
答：油气田企业地热、余热资源丰富。目前，地热利用以浅层地源热泵冷热联供为主，余热利用以联合站油气集输、掺水伴热等油气生产用能为主。受限于不同应用场景下复杂的用热需求，油气田企业推进地热、余热综合利用，需要在经济有效的前提下，以多能互补为技术路线，统筹考虑资源禀赋和热负荷，因地制宜制定清洁替代方案。
首先是拓资源、摸家底。依托油气田丰富的地质与地球物理资料，根据区域地热地质条件，进一步扩大目标资源范畴，由单一的地热资源延伸到多类型资源协同，精细评价资源潜力。结合油气田开发后期转型发展需要和区域用能需求，以“油田+”“地热+”多类型矿产资源模式延长战略新兴产业链，不断降低企业成本。
其次是统筹技术创新。立足油气田及周边水热型地热资源，坚持油气与地热协同、老井利用与新井钻探结合，建立地热资源综合高效利用技术路线，以解决油气生产用热问题。同时，立足技术发展带动效益提升，加快地热钻完井及高效取热关键技术现场应用，以技术提升效率，实现综合效益最大化目标。
最后是油气田用能与社会供能兼顾。油气田用能重点为生产用能清洁替代，以采出水余热和老井地热资源开发为主，结合风、光等新能源，打造以“地热+其他新能源”为特色的用能模式，提升综合开发效益。社会供能关注区域整体开发，探索地热资源在规模化供暖、制冷、发电、种养殖、干燥等领域的应用，走出一条“油田—热田”绿色低碳转型之路。
