一种海上风电与储能复合一体化系统

技术领域

本发明涉及海上风电储能技术领域，特别涉及一种海上风电与储能复合一体化系统。

背景技术

一、公知技术及研究意义

海上风电作为一种清洁、可再生的能源形式，在全球范围内得到了快速的发展和广泛推广。然而，海上风电的大规模并网仍面临着一系列挑战，海上风电具有反调峰特性，即出力特性往往与负荷特性相反，所引出的主要问题之一便是如何有效利用和储存风力强时产生的多余电力。解决这一问题不仅有助于提高能源的利用效率，有效减少弃风损失，还可以为电网调节提供更大的灵活性和冗余空间，提升电网的稳定性。

在此背景下，考虑将海上风力发电、油气田、制甲烷(或制氢)装置相结合，利用过剩电力生产甲烷(或氢气)并注入油气田中。此方案不仅解决了海上风电多余电力的存储问题，同时可以有效利用处于生命周期末期或者废弃状态的海上油气田，并节省传统储能系统的建设成本。此外，通过此方式，注入的甲烷(或氢气)可以增加地层的压力，从而提高油气田的开采效率，优化油气田的产能。

二、现有相关研究情况说明以及存在的缺陷和不足

虽然有一些研究涉及到海上风电、油气田和能源储存的领域，但鲜有研究将三者结合进行综合分析。现有的技术中，对于风电多余电力的利用主要集中在抽水蓄能、电池储能等领域。对于油气田的储能也多限于陆地油气田领域，少见基于海上油气田的储能系统，未有研究提出将风电多余电力用于生产甲烷(或氢气)并注入海上油气田中。

沈祥顺等提出一种集装箱式全钒液流储能系统及其工作方法(公开号：CN116914210A)，通过采用基于五氧化二钒稀硫酸溶液的共电解液电池技术，在工商业应用、微网、新能源光伏和风电中实现储能，但这一涉及并不适用于空间有限且需要较大规模储能的海上风电系统中。

车聪聪等人提出一种海上风电系统储能装置(公开号：CN116995346A)，将电池安装于漂浮在海面上的储能箱中，并通过海水对电池进行散热。但该设计以电池蓄电为主，成本较高，电池蓄电能力会随时间逐步降低，并且由于漂浮于海面，易受腐蚀，且难以维护。

田欢等人提出一种能够对火电机组进行更低程度的负荷率调节且更加安全可靠的风光火储一体化多能互补熔盐储能调峰系统(公开号：CN116972671A)，通过熔融盐温升相变储存电能。但是该系统更适用于陆基风、光、火电厂的储能，对于海上风电储能而言，占地面积、建设成本均较高，并且为海上风力发电机组单独建设熔融盐储能平台会极大拉升风电成本，在实际应用中可行性较低。

此外，现有的技术还存在一些缺陷和不足。首先，抽水蓄能、电池储能等技术虽然已经得到较为广泛的使用，但是不适用于海上风电的储能，对这些技术而言，海上没有建造大规模抽水蓄能系统或电池系统的场地条件。其次，制甲烷或氢气虽然可以解决海上风电多余电力的存储问题，但是甲烷或氢气的生产和储存是一大问题，在海上风电厂附近专设制甲烷或氢气工厂和储气罐进行储能在成本方面可行性较低。

发明内容

针对上述现有技术存在的不足，本发明提供了一种海上风电与储能复合一体化系统，通过将风力发电与海上油气田的开发相结合，实现了能源的高效利用和可持续发展；通过改变燃料气产生器的类型，使得系统能够在不同的情况下灵活地调整运行方式，适应不同的需求。

具体技术方案如下：

一种海上风电与储能复合一体化系统，包括：

风力发电机，通过捕获风能并将其转换为电能，为控制/转换单元提供电能；

控制/转换单元，用于接收风力发电机、涡轮发电机和燃料气发电机产生的电能，并将其分配给燃料气产生器、压缩机以及向电网输电；

燃料气产生器，接收控制/转换单元输送的电能，利用此电能生产燃料气；

压缩机，接收控制/转换单元输送的电能，对燃料气进行压缩，增加燃料气压力，使其成为高压燃料气，并将高压燃料气注入海底油气田为提供动能和压力能；

海底油气田，作为高压燃料气的储存容器，用于存储压缩后的高压燃料气；

涡轮发电机，用于当电网的电能需求过高时，将释放储存于海底油气田中的高压燃料气，通过燃烧产生的热能驱动涡轮发电机转动，从而产生电能供给控制/转换单元；

第一预处理系统，用于对从海底油气田中释放的燃料气进行预处理，使其达到燃料气发电机的使用要求；

第二预处理系统，用于对从海底油气田中开采出来的高压燃料气进行预处理及变压，使其达到运输要求；

燃料气发电机，用于接收第一预处理系统处理后的燃料气，通过燃烧或电化学转化将其转化为电能；

其中，控制/转换单元、燃料气产生器、压缩机、第一预处理系统、第二预处理系统(8)、燃料气发电机均放置于海上油气田平台上。

优选地，所述燃料气可根据需求和油气田的类型不同，可从甲烷和氢气中选取。

优选地，所述涡轮发电机和燃料气发电机的装机容量综合可略低于风力发电机组总装机容容量。

优选地，还包括水轮发电机组，用于在释放燃料气驱动涡轮发电机及燃料气发电机时，利用海水进入燃料气从海底油气田中排除空出了空余部分空间的过程，将海水的重力势能转化为动能驱动水轮发电机组产生电能，供给给控制/转换单元。

优选地，还包括碳捕集系统，并对海底油气田本身原有的油气生产部件和燃料气发电机产生的二氧化碳捕集，所述油气生产部件和碳捕集系统均放置于海上油气田平台上。

优选地，还包括光伏发电场，光伏发电场通过将太阳能转化为电能，为控制/转换单元提供电能。

优选地，还包括塔式太阳能集热器、蒸汽发生器、汽轮机发电机组、地热井、冷凝器及给水泵，所述塔式太阳能集热器用于利用太阳能对熔融盐加热产生高温熔融盐，并输送到蒸汽发生器中，且接受蒸汽发生器换热后的低温熔融盐；蒸汽发生器利用所述高温熔融盐换热产生过热蒸汽并送入汽轮机发电机组；所述汽轮机发电机组用于利用过热蒸汽驱动产生电能，并送入控制/转换单元，同时产生的乏气送入冷凝器及给水泵，冷凝器及给水泵中的冷凝器将乏气冷凝后由给水泵送入地热井；地热井用于将冷凝水加热并产生过热蒸汽送入蒸汽发生器；

其中，塔式太阳能集热器、蒸汽发生器、汽轮机发电机组、冷凝器及给水泵均放置于海上油气田平台上。

本专利的技术方案相比于现有技术具有以下优点：

1、能源、资源的高效利用：本申请方案将风力发电与海上油气田的开发相结合，提升了海上油气田平台的利用率，特别是对于处于开采末期的海上油气田具有废物再利用的效果。通过将多余的电能用于生产燃料气，并将燃料气储存于海底油气田中。系统具有产储一体化的特征，在并网运行时可以起到调节功率的作用，有效解决了现有技术中多余电力难以储存和利用的问题。

2、灵活的调整能力：本发明方案采用了可更换的燃料气及其燃料气产生器、燃料气发电机，使得系统能够根据实际情况需要选择安装适宜的设备，适应不同的需求。例如，可以根据需求和油气田的类型不同选择使用不同类型的燃料气产生器和燃料气发电机，实现系统的优化运行，具体有：对于深度较深(如我国首个自营1500米深水大气田"深海一号")、温度较低、井距较小、容积较小且地质结构较为稳定坚固的气田而言，采用氢气储能可以在获得较高的储能密度的同时避免氢气逸出，并且由于氢气极难溶于水，储存损失也会保持在极低值。另外也能根据电网电能的需求情况调整各部件的运行参数，具体有：以一个装机容量为400MW的海上风电场为例，如果将一个基于氢气的总容量350MW本系统用于该风电场的储能，储氢深度1500m，油气田容量约千亿立方米，储氢压力约1500MPa，在电网电力需求处于峰值时，风电机组所有电能直接上网，同时释放海上油气田中储存的燃料气，涡轮发电机和燃料气发电机以满功率对外输出电能，并经由控制/转换单元上网，此时对外输出总功率最高可达750MW；在电网电力需求处于低谷时，风电机组的电能经由压缩机进入油气田。

3、降低运营成本：本发明方案将各部件放置于海上油气田平台上，可以充分利用海上油气田已有的基础设施和设备资源，降低了系统的运营成本。同时，利用天然的油气田作为储能系统，避免了储气罐等设备的建设，大大降低了储能系统的建设成本。另外，由于采用了电力产储一体化系统，可以减少油气田平台本身对化石能源的依赖，从而降低平台本身的能源成本及碳足迹。

4、环保性：本发明方案采用了可再生能源风能作为主要能源来源，相比传统能源的燃烧过程更为环保。同时，在生产燃料气的过程中，没有产生任何污染物排放，符合当前环保理念。

附图说明

图1是本发明系统功能架构示意图；

图2是本发明实施例1示意图；

图3是本发明实施例2示意图；

图4是本发明实施例3示意图；

图5是本发明实施例4示意图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

实施例1

如图1所示，本发明公开一种海上风电与储能复合一体化系统，包括：

风力发电机，通过捕获风能并将其转换为电能，为控制/转换单元2提供电能。

控制/转换单元，用于接收风力发电机1、涡轮发电机6和燃料气发电机9产生的电能，并将其分配给燃料气产生器3、压缩机4以及向电网输电。控制/转换单元具有变压、调频、控制等多种功能。

燃料气产生器3，接收控制/转换单元2输送的电能，利用此电能生产燃料气。燃料气可根据需求和油气田的类型不同，可从甲烷和氢气中选取。如氢气可用电解法制取，所用装置为以电解槽为核心的装置组。

压缩机4，接收控制/转换单元2输送的电能，对燃料气进行压缩，增加燃料气压力，使其成为高压燃料气，并将高压燃料气注入海底油气田5为提供动能和压力能。

海底油气田5，作为高压燃料气的储存容器，用于存储压缩后的高压燃料气。

涡轮发电机6，用于当电网的电能需求过高时，将释放储存于海底油气田5中的高压燃料气，通过燃烧产生的热能驱动涡轮发电机6转动，从而产生电能供给控制/转换单元2。

第一预处理系统7，用于对从海底油气田5中释放的燃料气进行预处理，使其达到燃料气发电机9的使用要求。这里预处理包括如去除杂质、并进行干燥等。

第二预处理系统8，用于对从海底油气田5中开采出来的高压燃料气进行预处理及变压，使其达到运输要求。这里预处理包括如脱水等。

燃料气发电机9，用于接收第一预处理系统7处理后的燃料气，通过燃烧或电化学转化将其转化为电能。

其中，控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9均放置于海上油气田平台上。

其工作原理及流程如下：风力发电机1将风能转化为电能为控制/转换单元2供电，而所述控制转换单元2则为燃料气产生器3、压缩机4供电，并在需要时为电网供电。在电网电能过剩时，多余的电能经由控制/转换单元2供给燃料气生产器3用于生产燃料气，所生产的燃料气经由电能驱动的压缩机4压缩增压为高压燃料气后，注入海底油气田5。在电网电能不足时，海底油气田5储存的高压燃料气将被释放，经过涡轮发电机6释放动能和压力能驱动涡轮发电机转动，并产生电能供给控制/转换单元2，实现将物理压力能及动能转化为电能。而后进一步经过干燥等预处理环节，最终燃料气发电机9通过燃烧或者电化学方式产生电能，这部分电能最终也会供给给控制/转换单元2。另外，油气田中存储的燃料气也可以经由预处理系统28处理后装载至运输船10中进行远距离运输。

实施例2

本实施例系统如附图2所示，包括以下部分：风力发电机1、控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、海底油气田5、涡轮发电机6、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9。以上部分均与初始设定相同，连接方式也相同。不同在于，新增了水轮发电机组11，并引入海水蓄能作为第三种储能方式。其中，控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9、水轮发电机组11均放置于海上油气田平台上。

水轮发电机组11，用于在释放燃料气驱动涡轮发电机6及燃料气发电机9时，利用海水进入燃料气从海底油气田5中排除空出了空余部分空间的过程，将海水的重力势能转化为动能驱动水轮发电机组11产生电能，供给给控制/转换单元2。

所述水轮发电机组11作为原系统的补充部件，具有如下有益效果：在电网电能需求较高，释放燃料气驱动涡轮发电机6及燃料气发电机9时，燃料气从油气田中排除空出了空余部分空间，此时水轮发电机组可以将海平面上的水能注入这部分空余空间中。这一过程为自发过程，海平面附近的海水的重力势能可转化为动能驱动水轮发电机组产生电能，供给给控制/转换单元2。除此过程外，其他过程与加装该补充部件前相同。

实施例3

本实施例系统如附图3所示，包括以下部分：风力发电机1、控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、海底油气田5、涡轮发电机6、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9。以上部分均与初始设定相同，连接方式也相同。不同在于，新增了碳捕集系统13，并将油气田本身原有的油气生产部件12也纳入系统中。其中，控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9、油气生产部件12、碳捕集系统13均放置于海上油气田平台上。

所述碳捕集系统13作为原系统的补充部件，一般用于基于甲烷等含碳燃料气的系统中，其具有如下有益效果：在燃料气发电机太阳能对熔融盐加热9中因燃烧、电化学反应产生的含二氧化碳的气体可以进入碳捕集系统处理后再排放，同时，油气生产部件本身在处理油气或运行时产生的二氧化碳气体也可以经由碳捕集系统13处理后再排放。这一系统的加入可以大大降低整个油气田平台上各设备的温室气体排放。需要注意的时，基于氢气等不含碳的燃料气的系统一般不需要碳捕集，因其燃烧、热化学过程本身并没有碳排放。同时，控制/转换单元2可以为油气生产部件12直接供能，避免油气田平台需要从电网取电或者需要燃烧油气发电。

实施例4

本实施例系统如附图4所示，包括以下部分：风力发电机1、控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、海底油气田5、涡轮发电机6、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9。以上部分均与初始设定相同，连接方式也相同。不同在于，新增了光伏发电场13，并引入光伏发电作为第三种发电方式，光伏发电场13通过将太阳能转化为电能，为控制/转换单元2提供能量。其中，控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9均放置于海上油气田平台上。

与现有海上光伏项目相比，将海上光伏发电场13与本系统相结合，可以通过海上风电机组及海上油气田管道建设分摊输电线缆的建设成本和储能项目的建设成本，并为海上光伏发电项目的离网运行提供可能；同时，海上油气田可以作为维护光伏板的工作人员驻地，有效降低运营成本，并获得对运行事故的高速反应能力。

实施例6

本实施例系统如附图5所示，包括以下部分：风力发电机1、控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、海底油气田5、涡轮发电机6、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9。以上部分均与初始设定相同，连接方式也相同。不同在于，新增了塔式太阳能集热器13、蒸汽发生器14、汽轮机发电机组15、地热井16、冷凝器及给水泵17，并引入太阳能和地热能作为新的能量来源。

其中，控制/转换单元2、燃料气产生器3、压缩机4、第一预处理系统7、第二预处理系统8、燃料气发电机9、塔式太阳能集热器13、蒸汽发生器14、汽轮机发电机组15、冷凝器及给水泵17均放置于海上油气田平台上。

所述塔式太阳能集热器13用于利用太阳能对熔融盐加热产生高温熔融盐，并将输送到蒸汽发生器14中，接受蒸汽发生器14换热后的低温熔融盐；蒸汽发生器14利用所述高温熔融盐产生过热蒸汽并送入汽轮机发电机组15；所述汽轮机发电机组15用于利用过热蒸汽驱动产生电能，并送入控制/转换单元2，同时产生的乏气送入燃料气发电机9，燃料气发电机9利用乏气进行发电并将产生的冷凝水送入地热井16；地热井16用于将冷凝水加热并产生过热蒸汽送入蒸汽发生器14。

所述塔式太阳能集热器13为塔式太阳能发电系统的核心部件，负责为蒸汽发生器14提供熔融盐，塔式太阳能发电系统的工作原理及流程为：塔式太阳能集热器13通过散布于海面的聚光器聚集太阳辐射能，加热中央集热塔中的熔融盐，熔融盐经过加热后进入蒸汽发生器14中，加热水为汽轮机发电机组15提供蒸汽，熔融盐降温后重新进入塔式太阳能集热器13中进入下一个循环。

所述换热与蒸汽发生器14、地热井16、冷凝器及给水泵17为地热发电系统的核心部件，负责为汽轮机发电机组15提供蒸汽并回收利用乏气，地热发电系统的工作原理及流程为：冷凝器及给水泵17在地热井16中注入冷却后的液态水，液态水被地热井16加热产生高温高压水蒸气，进入储热、净化与蒸汽发生器14中，通过净化等环节后与被熔融盐加热产生的水蒸气混合进入汽轮机发电机组15为控制/转换单元供电2，汽轮机发电机组发电产生的乏气则进入冷凝器及给水泵17中冷却并供给给地热井16，进入下一个循环。

所述塔式太阳能发电系统和地热发电系统作为原系统的补充部件，可分别独立存在于系统中。其中，塔式太阳能发电系统适宜建设于维度较低、环境温度较高、太阳光照辐射强度较高的区域；地热发电系统适宜安装于深度较深，地热能品味较高的区域。

将塔式太阳能发电系统和地热发电系统与本系统相结合，可以进一步提升海上油气田平台的利用效率，分摊建设成本，提升系统能源的多样性，进而提升系统能源来源的稳定性。相比于实施例3，本实施例复杂度更高，建设成本更高，对海上油气田平台的空间要求较高，在实际生产中可根据需要有选择地进行建设。

本发明方案具有能源高效利用、灵活调整能力、降低运营成本和环保性等优点，为海上风电的储能系统建设提供了新的解决方案。

以上所述仅是本发明较佳可行实施例，非用以限定本发明的专利申请范围，凡本发明所提示的技术精神及原则之内，所完成的同等变化、等同替换或修饰变更，均应包含在本发明所涵盖专利保护范围内。