介绍了某油田群电网储能电站示范项目建设情况，作为国内*个海上油气田电网分布式储能电站，建设过程不仅实现多项技术创新，同时拥有非常良好的经济效益与社会效益，有助于中海油响应*家的双碳发展目标，加快能源转型步伐，践行绿色低碳战略。

  当前中海油积*响应*家的双碳发展目标，加快能源转型步伐，践行绿色低碳战略。正在大力推进清洁能源与传统油气业务的协同发展，推动燃气发电和风电、光伏等可再生电力一体化发展，探索发展海上风电为海上油气生产供电的开发模式，打造多能互补的综合能源体系。

  中海油积*贯彻集团公司的发展要求，计划在某油田群打造国内*个集风光储一体综合能源示范海上油田，到2025年实现“海上风场+光伏+储能+岸电”的全新供电模式，建成国内外*个海上“零碳”供电示范油田，同时使油气田细致用上绿色清洁电力[1]。2022年该油田陆地终端厂建设4.5MW光伏发电系统并网投用，迈出了绿色低碳发展的*一步，并且计划2025年在油田新建2台10MW分散式风机。由于风光发电具有波动性，间歇性和随机性的特点，对电网稳定性产生较大影响，因此考虑通过配套储能系统，平抑风光发电出力，调节用电峰谷差，提高电网的稳定性。

  该油田群电网属于孤立微电网系统，通过对油气田用电负荷、光伏发电容量及未来接入的分散式风机容量进行校核分析，储能电站容量建议采用5MW/10MWh，储能电站作为一个独立电站，由电网EMS系统统一协调控制。电网储能电站的作用应*先满足终端光伏消纳，同时兼做电网调频电源，在事故状态为电网提供电源支撑，在电网全黑工况时为电网提供黑启动电源。

  储能电站容量采用5MW/10MWh，根据目前PCS设备技术发展水平，采用两套2.5MW/5MWh功率单元并联组合成5MW/10MW.h，功率单元升压后并联接入油气田电网，储能单元拓扑示意图如图1所示。采用功率单元并联更有助于未来随着油田电网的发展，装机容量提高，系统热备容量要求提高后，通过进一步并联功率单元，实现储能电站的扩容。

  电网储能电站*荐采用磷酸铁锂电池，充放电倍率0.5C。电池单体采用宁德时代3.2V280Ah磷酸铁锂电芯，每个电池舱共有5600个电芯。每16个电芯串联组成一个电池模组（PACK），每个电池模组容量为14.3kWh，25个电池模组（PACK）串联组成1个电池簇（RACK），每个电池簇容量为358.4kWh，电池舱内共14个电池簇，每7个电池簇组串1个电池组（BMS），这7个电池簇（RACK）并联后接入对应逆变升压舱的一台1375kW储能变流器（PCS）直流输入端。

  本项目土建结构的主要设计内容为两个储能电池集装箱基础和两个储能变流升压一体机基础及一个钢结构罩棚，罩棚结构及形式为轻型门式刚架。

  罩棚基础、储能电池集装箱基础、储能变流升压一体机基础单位面积荷载较小拟采用浅基础，基础埋深2m，基础高出现有地坪面200mm，持力层为棕褐粉质黏土，承载力特征值按190kPa考虑。集装箱基础采用C30混凝土，HRB400级钢筋现浇；素混凝土设备基础采用C40混凝土现浇；设备基础外露部分抹20mm厚水泥砂浆面层；垫层采用100mm厚C15混凝土；土建工程结构施工流程图如图2所示，现场施工图片如图3所示。

  使用运输车对要安设的储能变流升压模块、箱式储能电池模块设备做拖运；厂区内速度不允许超出20km/h；拖运的设备需固定牢靠。

  储能变流升压模块、箱式储能电池模块等设备拖运到安装的地方后；将吊车开往既定地点，从水泥路往草地途中需要铺上16mm厚的钢板防止地基下沉；吊车就位后需要在4个支腿位置处垫上木方，避免起吊时过重导致支腿下沉；因箱式储能电池模块*重，达到56t，需要1台200t吊车，作业半径需要至少15m，可满足规定的要求，见图4。

  提前清理基座及螺栓孔，按基础上的安装基准线（*心标记、水平标记）对应设备上的基准测点做调整和测量及找正与找平，安装前需确认好安装设备的方向，确保安装方向正确。

  储能变流升压模块和箱式储能电池模块之间通过240V直流电缆进行连接，储能电站通过35kV高压电缆连接到终端35kV系统开关柜并入涠洲电网，提前预铺35kV主电缆并完成电缆打压及绝缘测试，然后连接至储能集装箱设备。

  配合厂家完成储能电池集装箱及变流升压模块单机调试，连接完成后，进行储能电站整体调试及验收。

  调试验收标准：储能电站以额定功率进行三次充放电，连续并网试运行72小时[2]。

  在储能电站罩棚周围设置两个*用监控摄像头，监控信号接入终端厂区安防系统，将储能电站纳入厂区集中监控系统。监控系统在现场设置有汇集箱，监控视频探头均接入现场汇集箱。新增摄像头电缆通过埋地方式走线，穿过路段使用50mm的镀锌钢管保护。

  储能电站集装箱设置独立的火灾探测控制器，箱体内安装烟热探测器，与气体灭火系统联动。箱体外设手动火灾报警按钮和手动气体释放按钮。

  每个锂电池集装箱外放置一个1m3的消防砂池，按照严重危险等级还配置4具MFT/ABC50（推车式磷酸铵盐干粉灭火器）和4具MF/ABC8（手提式磷酸铵盐干粉灭火器）进行消防保护。

  储能电站用电负荷包括集装箱内负荷和场地负荷。场地负荷包括场地上的照明负荷。储能电站罩棚内拟采用LED工作灯吊装方式。灯具采用时钟、光控等自动控制方式。储能电站辅助用电总

  负荷预估为50kW，采用380/220V，供电系统的接地型式采用TN-C-S系统。

  对所有要求接地部分（如交流升压模块箱、电池集装箱、35kV开关柜及其他电气设备）均应可靠地接地，电池集装箱及变流升压模块箱均为金属外壳，利用其金属壳体作为防雷接闪器并将其外壳与接地网可靠焊接，形成直击雷保护。本次在储能站区域建设以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网，埋深为0.8m。新建接地网与汽轮机厂区设备房接地网相连，保证本站地网接地电阻小于4欧。

  涠洲电网储能电站建设成功后，在摆脱光伏“靠天吃饭”，为电网削峰填谷、度夏保供的同时，电网能够大大减少1~2台在线透平发电机组数量，通过“削峰填谷”实现在网燃气轮机发电机带载率提高5%至10%，每年将节省9200吨标准煤能耗，减少二氧化碳排放18400吨。储能电站的投用可有效平抑涠洲终端分布式光伏电站波动，提升电网调峰能力和新能源消纳能力，是构建以新能源为主体的新型电力系统的重要支撑，也是该油田群电网构建绿色多能互补电网、智慧电网的重要组成部分。

  储能电站根据运行实时工况，全自动化进行响应，当电网触发机组故障跳机时满功率释放电网，避免设备脱扣停电，同时能根据电网热备情况做有功、无功、频率等控制，提升海上油田群微电网运行的可靠性。

  配置了虚拟同步机技术，具备独立建网功能，实现零压构网，能通过储能实现涠洲电网的黑启动功能。

  该电站取代了传统柴油发电机，可配合燃气轮机发电机实现黑启动，有很大成效避免柴油发电机组工作时产生的温室气体排放，实现绿色供电。

  Acrel-2000MG微电网能量管理系统能够对微电网的源、网、荷、储能系统、充电负荷进行实时监控、诊断告警、全景分析、有序管理和*级控制，满足微电网运行监视细致化、安全分析智能化、调整控制前瞻化、全景分析动态化的需求，完成不同目标下光储充资源之间的灵活互动与经济优化运行，实现能源效益、经济效益与环境效益*大化。

  根据分时电价，设置晚上低价时段充电、白天高价时段放电，根据峰谷价差进行套利

  根据变压器的容量设定值，判断储能的充放电，使得变压器容量保持在设定容量值以下，降低需量电费

  对于出现大功率的设备，且维持的时间比较短时，可以通过控制储能放电进行补充该部分的功率需求，

  根据电网调度的需求，在电网出现用电高峰时进行放电、在电网出现用电低谷时进行充电；

  根据负荷的用电功率变化，进行充放电的控制，如功率变化率大于某个设定值，进行放电，主要用于降低电网冲击

  主要针对光伏多发时，存在一个防逆流控制，调节光伏逆变器的功率输出，让变压器的输出功率接近为0

  通过设置PCC点的功率值，系统控制PCC点功率稳定在设置值。在这种状态下，系统处于自发自用的状态下，即：

  1）当分布式电源输出功率大于负载功率时，不能完全被负载消耗时，增加负载或储能系统充电。

  2）当分布式电源输出功率小于负载功率时，不够负载消耗时，减少负载（或者调节充电功率）或者储能系统对负载放电。

  1）根据用户用电规律，设置峰值和谷值，当电网功率大于峰值时，储能系统放电，以此来降低负荷高峰；当电网功率小于谷值时，储能系统充电，以此来填补负荷低谷，使发电、用电趋于平衡。

  2)根据分布式电源发电规律，设置峰值和谷值，当电网功率大于峰值时，储能系统充电，以此来降低发电高峰；当电网功率小于谷值时，储能系统放电，以此来填补发电低谷，使发电、用电趋于平衡。

  在光伏系统*大化出力的情况下，如果负荷功率仍然超过设置的需量功率，则控制储能系统出力，平抑超出需量部分的功率，增加系统的经济性。

  根据电网调度的需求，在电网出现用电高峰时进行放电或者充电桩降功率或停止充电、在电网出现用电低谷时进行充电或者充电充电；

  在变压器容量范围内进行充电，如果充电功率接近变压容量限值，优先控制光伏*大功率输出或储能进行放电，如果光储仍不满足充电需求，则进行降功率运行，直至切除部分充电桩（改变充电行为），对于充电桩的切除按照后充先切，先来后切的方式进行有序的充电。（有些是以充电时间与充电功率为控制变量，以充电费用或者峰谷差*小为目标）

  根据负荷的用电功率变化，进行充放电的控制，如功率变化率大于某个设定值，进行放电，主要用于降低电网冲击

  定期对电池进行一次100%DOD深充深放循环；通过系统下发指令，更改BMS的充满和放空保护限值，以满足100%DOD充放，系统按照正常调度策略运行

  4）柔性扩容：短期用电功率大于变压器容量时，储能快速放电，满足负载用能要求

  提供通信通道配置、通信参数设定、通信运行监视和管理等。提供规约调试的工具，可监视收发原码、报文解析、通道状态等。

  系统支持自定义控制策略，如削峰填谷、需量控制、动态扩容、后备电源、平抑波动、有序充电、逆功率保护等策略，保障用户的经济性与安全性。

  覆盖传统EMS盲区，可接入多种协议和不同厂家设备实现统一监制，实现环境、安防、消防、视频监控、电能质量、计量、继电保护等多系统和设备的全量接入。

  系统主界面，包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷情况，体现系统主接线图、光伏信息、风电信息、储能信息、充电桩信息、告警信息、收益、环境等。

  以海量发电和环境数据为根源，以高精度数值气象预报为基础，采用多维度同构异质BP、LSTM神经网络光功率预测方法。

  对整个系统范围内的电能质量和电能可靠性状况进行持续性的监测。如电压谐波、电压闪变、电压不平衡等稳态数据和电压暂升/暂降、电压中断暂态数据进行监测分析及录波展示，并对电压、电流瞬变进行监测。

  110kv及以下电压等级线路、主变、电动机、电容器、母联等回路保护、测控装置

  集谐波分析/波形采样/电压闪变监测/电压不平衡度监测、电压暂降/暂升/短时中断等暂态监测、事件记录、测量控制等功能为一体，满足电能质量评估标准，能够满足110kv及以下供电系统电能质量监测的要求

  防止分布式电源并网发电系统非计划持续孤岛运行的继电保护措施，防止电网出现孤岛效应。装置具有低电压保护、过电压保护、高频保护、低频保护、逆功率保护、检同期、有压合闸等保护功能

  全电力参数测量、复费率电能计量、四象限电能计量、谐波分析以及电能监测和考核管理。

  具有全电量测量，谐波畸变率、分时电能统计，开关量输入输出，模拟量输入输出。

  光储充一体化充电站应用综合能源服务建设模式意义重大。清洁、*效、可靠的能源服务能够最终靠对电池、管理系统系统的细致优化来实现。未来,综合能源服务将随着清洁能源技术的不断创新而进一步成熟和普及,为中国提供可行的解决方案,以达到碳中和目标,促进新能源运输的普及。一体化的能源服务建设模式将成为为建设绿色智能社会提供坚实支撑的新能源基础设施的重要组成部分。