油田现状

由于石油钻井点地区偏远，当地电网基础薄弱，经常存在电网容量不足的问题，加之钻井过程中存在电网冲击负荷，当地的电网很难支撑钻井过程中的负荷需求，常常采用柴油发电机或燃气发电机进行辅助供电。

面临的挑战

1. 电网容量利用率低（不足）:

2. 开采点地区偏远，当地电力基础设施薄弱，变压器余量不足

3. 负载变化快、冲击性负载多，绞车、泥浆泵等大功率冲击设备会影响电压的稳定性，变压器需提供更大安装容量，导致利用率不高

4. 柴油机用能成本高，初始投入成本大；

5. 应对大交变负荷，柴油发电机转化效率低；环境污染和噪声污染严重 

 钻井供能分析

钻井平台用电设备包括：绞车、泥浆泵、顶驱，固控、营房及辅助设备等；

电网进线一般为10kV，通过电代油系统为厂区提供600V和400V三相交流用电；

电网根据钻井规划选择不同电代油系统容量，目前70DB通常选择4000kVA、3150kVA变压器容量，50DB通常选择3150kVA、2500kVA变压器容量，目前最常使用的为70DB和50DB设备。

 钻井不同工况下负荷变化情况

钻井全过程中，不同负载工作负荷变化较大，冲击负载在运行中非常频繁，并在钻进阶段结束起钻时，功率最大，这导致现场变压器容量利用效率很低。

起钻工作具备典型的工况负荷特性，负载升高输出持续约90s，之后会有约240s负载较低，负荷波动达700kW，起钻功率变化相对较低，综合41kW/S。

下钻与起钻工况相似，负荷波动相对较低，整体负载也比较低

解决方案

根据现场各种施工设备的负荷特性、应用场景以及当前的变压器容量设计好项目功率。

通过考虑钻井整个过程负荷特性，最大功率，储能启动功率计算出储能最大电量需求，根据计算结果将充放电效率、放电深度、衰减等因素考虑进去计算出实际配置容量。

例如：综合绞车、泥浆泵、顶驱等冲击负载特性，储能设计功率1000kW，储能系统可以调节不超过1000kW的功率。考虑应急需求，排除特殊工况系统负荷短时过高的情况，设计储能最大输出功率1000kW，系统可以支持大部分非钻进运行场景的应急供电。

Ø 容量需求：

只有在钻进及停钻、起钻瞬间功率较大，功率可接近1600kW，正常钻进工作功率为900kW~1600kW，设计储能启动功率控制功率1260kW，放电功率1200kW，当功率低于800kW时，储能启动充电，充电时，控制总功率不超过1200kW。基于此，储能最大电量需求预计436kWh.

 储能系统运行还需要综合考虑充放电效率、放电深度、衰减等因素，本项目假设采用1C电池，满功率放电深度80%，放电效率92%，考虑系统寿命末期仍能满足需求，此处按照EOL70%考虑，基于以上出具，储能系统实际配置容量不低于：

436/0.8/0.92/0.7=846kWh

以上计算中，所有电量需求按照最大需求进行计算，同时单次补电最多补电150kWh，在最极端情况下，储能系统无法做到连续多次的支持钻进作业，在储能电池容量不超配或者少量超配的情况下，需考虑停钻时间延长。

本项目最终根据选型，配置1000kW/950kWh储能系统一套。

 储能系统结构图：

安装储能系统后的优势：

降低电网和配电设备容量、稳定末端电压，减少基础成本增加；

储能系统基于削峰填谷满足高峰限电和应急状态下供电需求，提高作业安全；

降低大交变负荷对电网造成冲击，降低对机组性能的要求。