摘  要：结合“双碳”目标，在油田建设源网荷储新型电力系统的过程中，光伏发电等新能源比例、网电钻机等新型负荷比例不断提升。新能源电源相较于传统电源不确定性更高，受自然条件的影响较大，波动更大，给电力系统稳定带来了冲击。新能源的大规模建设势必会改变油田区域电力系统运行的稳定性，传统方法的电力平衡已不能满足油田电网的电力电量平衡需求。为解决油田电网建设中电力电量平衡计算问题，提出新的源网荷储一体化电力平衡方法，以曲线拟合的方式分析油田的源网荷储新型电力系统，确保了油田电力系统的平衡稳定，提高新能源电力系统的装机量，更好地适应新型电力系统建设。

0  引言

近年来，国家对加快能源绿色低碳转型、建设新型能源体系、深化电力市场化改革等作出系列部署。目前，“源网荷储”研究发展态势良好，国家多部门出台指导意见提供有力保障，鼓励其接入公用电网并接受统一调度。截至2024年3月，全国27个省份和自治区明确150个源网荷储一体化建设项目，电源总装机超1亿kW，多地积极推进一体化建设项目。油田的能耗用电量占比较大，呈现多面性。目前存在高耗能变压器、抽油机设备匹配不合理、功率因素低下等问题，为降低系统能耗，加快实现“双碳”目标，建设源网荷储一体化、多能互补智慧能源系统和微电网新型绿色电网很有必要，构建服务于油田的源网荷储系统，以实现油田的智慧能源管控。

1 油田“源网荷储”电力系统现状

目前油田“源网荷储”电力系统将为我国新能源产业发展和实现“双碳”目标提供重要参考。胜利油田构建了“源网荷储”一体化智慧能源系统，光伏发电装机规模达411MW，年发绿电超4.8亿kW·h且全额消纳，通过管控平台实现了多能平衡互济、源荷高效匹配和新能源友好消纳。中原油田建立了涵盖新能源系统的电网数据库，提高了负荷调节能力，扩大了新能源电力的消纳规模。大港油田积极推进光伏发电项目，接入多座光伏电站，并提出构建“横向源网荷储、纵向多能互补”的新型配电系统。然而，该系统也面临一些挑战，如新能源发电的波动性和不确定性导致电网平衡调度困难以及随着清洁能源使用比例提高，电力系统调峰压力增大等。

1.1 油田“源网荷储”电力系统建模

本文中油田电网当前电力系统分两个区块，两个电网运行，如图1所示。

1.2 油田“电源、输电网”供电能力

本文中油田电网主要通过国家1号电网和国家2号电网双向供电（表1），两座自备发电厂备用，通过5回110kV线路与国网联络。2023年油田电网平均负荷14.4万kW，峰值负荷16.3万kW。

油田电网供电电源分三部分：（1）油田1号电网通过国网1号供电站出3条110kV线路，每回极限带载能力10.3万kW，平均负荷10.6万kW，最大负荷12.3万kW；（2）油田2号电网通过国网2号变电站出2条110kV线路，每回极限带载能力10.3万kW，平均负荷3.8万kW，最大负荷4万kW；（3）油田两座自备发电厂，总装机容量139MVA。

1.3 油田“配电网、光电源、负荷”现状

本文中油田配电网的光伏发电容量和负荷容量，以夏季负荷为例，整理内容详见表2。

2 油田新型电力系统下的“源网荷储”电力平衡

2.1 油田“源网荷储”电力系统建设方案

根据本文中油田电网平均负荷测算（表3），按照光伏“自发自消”不向国家电网送电原则，本文中油田电网未来3年可建设新能源装机160MW，同时根据地方政策要求按照光伏装机容量的10%供电2h建设储能站。其中油田1号电网可建设116MVA光伏站，配套11.6MVA的储能站。油田2号电网可建设44MVA，配套4.4MVA的储能站。

2.2 油田“源网荷储”电力平衡设计

本文中油田电网未建光伏发电站前，电网运行调度方式是根据油田负荷变化和国网输入负荷量，调整两座燃气发电厂的发电量，维持电网供需平衡。潮流方向是单向的，电量在发电厂升压后经输电网流向各配电变电站，在降压后经过各条配电线路流向电力负荷。随着光伏发电在配电网中的占比不断增加，配电网由内部无电源系统逐渐转变为内部多电源系统，配电网由传统的负荷侧随机性系统转变为电源侧与负荷侧均具有随机性的“源荷双侧随机性”系统。本文中油田采用了一种电力平衡方法（图2），该方法更加注重全面性、动态性和智能化，以更好适应新型电力系统的建设和发展需求。

源网荷储协同的电力平衡所采用的方法及流程主要涵盖叠加总负荷、净负荷曲线、分时电价的储能调峰曲线拟合，从而校核电力系统的平衡稳定，新能源和储能容量，最佳经济效益调度运行方式。

2.2.1 叠加总负荷

油田总负荷的确定涉及两个关键步骤：一是对油田常规负荷进行预测，包含采油负荷，油气处理负荷，油气外输负荷和生活负荷等，绘制常规负荷曲线；二是新型负荷进行预测，包含网钻、注气注水和新建地面工程负荷等，绘制新型负荷曲线。随后，将这两条曲线进行叠加，整合成油田电网的总负荷曲线，以全面反映负荷构成与变化趋势。图3(a)和图3(b)即为这一叠加过程的日负荷变化图和年负荷变化表。

采用项目法对油田负荷进行预测，根据油田单井、油气处理站所和生活区分布表对常规负荷进行预测，得出的数据整理成图3中的常规负荷曲线。根据油田的新增钻井数，新增注气负荷，新增转抽负荷，新增电泵负荷和新建地面工程负荷进行新型负荷预测，得出的数据整理成图3中新型负荷曲线。

2.2.2 净负荷曲线拟合

针对油田区域内光伏新能源电源，收集并整理其特有的出力特性曲线。通过将新能源出力曲线与总负荷曲线叠加，可直观得出该区域的净负荷曲线，为电网规划与调度提供重要参考。光伏发电，受一天内环境因素变化规律的影响，早晚时段发电量较少，中午时段发电量较大，一般性规律近似于“拱桥型”。如图4所示。这一过程有效体现了新能源与电网负荷之间的动态平衡关系。

净负荷曲线校核原则：

方法1：“在负荷高峰阶段，新能源的出力为零”，也就是“大负荷、小出力”的状况，此时电网输送功率达到最大。主要面向能源输入型，在将电源侧储能的参与情况纳入考虑（电源小出力时进行放电）的前提下，校验电网的裕度，至少要确保主变和线路不存在重载（不出现超载）的情况。

方法2：“在负荷低谷时期，新能源实现满发”，即“小负荷、大出力”，此时电网的倒送功率（若产生）达到最大值。主要针对能源输出型，在把电源侧储能参与情况考虑进来（电源大出力时进行储能）的情况下，校验电网裕度，至少要保证在电网倒送功率时主变和线路不重载（不超载）。

2.2.3 分时电价的储能调峰曲线拟合

在构建油田新型电力系统的进程中，为了增强新能源的吸纳效率并确保电网安全稳定运行，用户侧配置了储能系统，配置原则：（1）在光伏发电站的升压变处建设，节约投资，并便于调峰；（2）按照光伏发电容量的10%，能充放电2h；（3）储能站安全校核，对电压波动进行模拟分析，结论为储能容量未超过并网母线短路容量的1%，储能切入切出对电压的影响为0.1%，满足安全运行条件。用户侧储能主要利用电价峰谷差异进行充电放电操作，以实现经济效益。

综上，油田源网荷储电力平衡需结合国家电网分时电价表，将净负荷曲线与用户侧储能的调峰效应相结合。在电价谷时段4:00~8:00和13:00~17:00，进行储能。在电价峰时段8:00~11:00和19:00~24:00，进行释能。得到储能调节负荷曲线，如图5所示。

3 结语

综上所述，在新能源大规模接入的新型电力系统构建背景下，电力平衡成为关键挑战。

本文通过对油田电网的“源、网、荷、储”多维度数据，采用叠加总负荷、净负荷曲线拟合、分时电价的储能调峰曲线拟合，对油田的源网荷储新型电力系统进行分析，不仅确保了油田电力系统的平衡稳定，提高新能源电力系统的装机量，实现了绿色环保功能，还结合国家电网电价峰谷差异实现最佳经济效益。

采用源网荷储一体化电力平衡法的核心点有：（1）对光伏容量边界进行安全校核；（2）对油田常规负荷和网钻注气等新型负荷进行安全校核；（3）储能系统要结合地方电价政策，确定最优原则，同时根据电网容量确定储能边界值，进行经济效益测算和电网安全校核。

综上所述，面对新能源快速发展的新型电力系统建设需求，采用源网荷储一体化电力平衡方法已成为必然选择，它能够促进电网规划更加科学合理，实现经济效益与环保效益的双赢。