摘要：结合国内电蓄热技术应用方式，依托新能源风电、光伏区域绿电电价优势，提高油田生产终端再电气化率，用电蓄热技术替代燃气加热炉，增加绿电消纳能力、减少碳排放量。对蓄热装置加热模式、供热介质、供热参数、控制方式、适用条件进行研究，从适应性、安全性、操控性、经济性等方面对电蓄热技术在油田上的应用进行论证，为应用试验提供参考借鉴。
中国石油“十四五”新能源发展战略目标之一是提高天然气商品化率，大庆油田80%~90%自耗气用于工艺生产过程加热和冬季供暖，采用电气化设备替代燃气加热炉是降低天然气消耗的主要技术手段，因此，将分散式风力发电和分布式光伏发电接入油田已建电力网络，以油田自发绿电替代网购电量，开展再电气化等现场实验，为下一步规模化热能替代、减少天然气消耗、探索有效建设模式奠定基础具有重要意义。
1电蓄热定义
电蓄热是指利用电网夜间低谷电力或新能源风、光发电，使用电加热设备加热蓄热载体储存热量，按需要时间定量向外部供出热量。电蓄热技术近几年得以快速推广应用与当前能源政策、新能源发展规模和储能设备技术水平密切相关。
2电蓄热技术发展助力
2.1新时期能源转型——政策支持
习近平总书记提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和的目标”。2021年初，国家发改委、能源局共同发布《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》发改能源规[2021]280号，为探索源网荷储一体化实施路径指明了方向，即将源网荷储一体化和多能互补作为能源高质量发展的重要举措，积极构建清洁低碳、安全高效的能源系统，促进能源行业转型升级。国家政策层面要求利用存量燃煤机组实施调峰改造，火电厂开展灵活性改造，降低负荷率，优先保证风电等新能源并网发电，促进新能源消纳。
2.2新能源发展迅猛——消纳需要
近年来，我国电力产能过剩问题凸显，水、风、光、核、生物质能源发电量增加，电网总负荷变化幅度加大。冬季热电联供热负荷不断增加，既要多供热又要少发电，和“以热定电”运行特性形成矛盾。风电、光伏没有自主调节能力，用电低谷时，在现有装机规模下采用热电解耦、电蓄热技术可对机组进行深度调峰，将电能直接转化为热能储存，需要供热时供出，电厂减少上网电量，腾挪出来空间，变相地通过储热设施增加了风电、光伏的上网电量，给新能源机组创造电能消纳的条件。
2.3峰谷平电价推行——经济达标
随着社会经济的发展，电网的峰谷电量差进一步拉大，更大的峰谷电价差也将成为必然。通过谷电蓄热也可以为电网提供一种“增量调峰”的技术手段，提高电网运行的安全可靠性。同时，国家对城市环保、碳排放提出了更高的指标要求，逐步缩小规模或取缔煤、气供暖，谷电蓄热供热、峰电停蓄供热，电加热式蓄热技术已在中心城市逐步推广应用。
2.4电储能技术前沿——应用受限
电储能技术主要分为物理储能（机械储能）、电化学储能和电磁储能。抽水蓄能是目前最为成熟的物理储能技术，储能成本较低，已经实现大规模应用，但区域环境必须具备一定地理条件。电化学储能、电磁储能是目前最前沿的储能技术，但技术发展都处于探索试验阶段，到目前为止，国内尚未实现电储能的大规模应用。
电厂发电设备和电储能技术发展现状、新能源发电大规模推广应用以及电网安全稳定性需求等诸多因素决定了电加热式蓄热技术有着广阔的应用前景。
3电加热式蓄热方式
工程上应用的电加热式蓄热技术主要包括热水蓄热、高温固体蓄热和相变蓄热。
3.1热水蓄热技术
热水蓄热方式主要设备为电加热炉（电极锅炉）、蓄热水箱及附属设备。利用风光电、谷电将水加热并储存在水箱里，在峰、平电时段以热水的形式进行输出，热水温度可以在35~85℃之间任意设定。
3.2固体蓄热技术
在预设的电网低谷时间段或弃电时间段，自动控制系统接通高压开关，电加热器为发热体供电，将电能转换为热能同时被高温蓄热体（MgO砖）不断吸收，当温度达到设定的上限温度或电网低谷时段结束时，电加热器停止工作。蓄热体与热交换器之间有热输出控制器，热交换器可将蓄热体储存的热能转换为热水或者蒸汽输出。
固体蓄热、放热流程包含热量产生、热量储存和热量释放。蓄热装置内的电阻丝通电后，通过电阻丝将10 kV高压电能转化为热能；热量一部分通过变频调速风机控制输出，另一部分被储存在高密度蓄热介质中，蓄热介质周围有多层复合保温隔热材料以防止热量散失；当需要释放热量时，循环风经过蓄热体加热，流入风水换热器，热量传递给循环水，供水温度上升、流出。循环风降温后重新流经蓄热体加热。放热过程中控制系统通过控制风机转速来调整风量，以达到控制调整输出功率的目的。
3.3相变蓄热技术
相变蓄热技术是一种以相变储能材料为基础的高新储能技术，主要有固-液、固-固相变两种类型。固-液相变是通过相变材料的熔化过程来进行热量储存，凝固过程来放出热量；固-固相变则是通过相变材料的晶体结构发生改变或固体结构进行有序-无序的转变而可逆地进行储、放热。相变蓄热材料有：氟化物、硫酸盐、硝酸盐以及石蜡等有机蓄热材料。
目前热水蓄热和固体蓄热是两种主流蓄热技术，相变蓄热技术只是在小规模应用。
4电蓄热技术国内应用
国内电蓄热技术成规模应用于电力负荷低谷，热电厂与新能源风电场蓄热调峰，提高能源利用率，其应用方式主要包括以下四种。
（1）热电厂+电极锅炉+热水蓄热调峰供暖。集中供热火电厂设高压电极锅炉+热水储罐，冬季供暖期电力负荷低谷时段，既保证最大供热负荷，又降低外送电量，为新能源风电腾出空间，实现电网深度调峰。
（2）热电厂+电加热固体蓄热调峰供暖。集中供热火电厂设电蓄热装置（固体），冬季供暖期电力负荷低谷时段，既保证最大供热负荷，又降低外送电量，为新能源风电腾出空间，实现电网深度调峰。
（3）风电+电加热固体蓄热+光热多能互补供暖。风电与谷电、高温固体电蓄热装置、光热多能互补复合能源技术应用，可实现清洁供暖。
（4）风电+分布式电加热固体蓄热供暖。风电建设工程项目辅助设置电储热供暖能源站，实现城镇供暖，以市政谷电作为供热保障，在风力不足的夜间亦可利用谷电蓄热供能。
5电蓄热技术油田应用
随着油田分布式风、光发电大规模推广应用，为充分利用绿电资源，减少弃风、弃光，也为了提高电网稳定性，可将电蓄热装置与新能源发电项目同步实施。风电、光伏采用超配方式满足站场电转化热的需求，利用绿电替代天然气。
5.1技术路线
利用电蓄热技术，将风、光超配发电量转化为热储存，通过能源智能管控系统，调控余热、地热、光热供热热源与电蓄热装置供热负荷，替代燃气加热炉、锅炉连续供热（图1）。
图1电蓄热技术应用技术路线
5.2工艺流程
电蓄热装置与热泵机组供能互补，运行参数与热泵机组相同，热泵机组回收余热，电热转换比例可达到1∶4，做基础热源。电蓄热装置使用绿电或谷电，电热转换比例1∶1，与地热、光热、余热结合，做辅助或二次加热热源（图2）。
图2电蓄热装置工艺流程
5.3适应性研究
常规电蓄热利用低谷电价，蓄热装置的加热时长、输入功率与蓄热时长基本固定。油田站场采用电蓄热装置替代燃气加热炉，与风电、光伏规模合理配置，多用绿电，减少弃电和外购电量，电蓄热输入功率分多档调控与风电、光伏发电功率变化相适应，供热输出稳定（图3）。
图3电蓄热装置电加热器配置示意图
公建设施和民用电蓄热装置与供热系统直连，供热参数与用户需求一致。油田站场工艺介质性质复杂，多含油气，从安全可靠性考虑，电蓄热装置采用高温介质供热，更加适应工艺介质间接换热要求（图4）。
图4电蓄热装置供热介质参数示意图
油田站场由传统单一的化石燃料供热热源，向余热、地热、光热又融合了电蓄热的新能源供热系统转变，电蓄热需要与风电、光伏同步调节，纳入区域综合能源管控平台，提高电-热转换综合调控能力。
固体电蓄热技术与热水蓄热技术均可在油田站场上应用，从用热需求和站场实际布置情况出发，因地制宜选用适应站场条件的蓄热技术，占地面积
是必须要考虑的因素。站场蓄热系统布置选择依据
见表1。
表1站场蓄热系统布置选择
电蓄热与风电、光伏超配相结合是一种绿电应用模式，但是风电、光伏、电蓄热设备投资高，清洁电力供热成本大于燃气供热成本，需要在降低设备投资等方面进行深入研究。以大庆油田采油八厂某工程设计方案为例，测算不同能源形式的供热成本价格。
采油八厂永乐油田区块5座转油站总供热负荷17.1 MW，采用电蓄热装置替代燃气加热炉，风电、光伏超发替代生产用热的年发电量与年供热量基本平衡，但风电、光伏实时波动发电量与连续稳定供热量不平衡，受电蓄热体容量限制，会发生约10%~20%的弃电率。充电量统计情况见表2。
表2电蓄热装置不同蓄热时长弃电量统计
某转油站1座3 MW电蓄热热源站，供热负荷1 MW，电蓄热装置蓄热时长14 h；加热时长10 h。经核算，电蓄热热源站供热成本价约112元/GJ；已建燃气加热炉供热成本价66元/GJ（表3）。
表3电蓄热热源站经济核算基础数据
6结论
电蓄热装置作为终端电气化主要设备之一，推广应用彻底替代了站场生产用热燃气加热炉，实现能源消耗转型，天然气商品化率达到95%的目标，站场绿电占比增加，提高了清洁替代率。油田大规模实施风电、光伏项目，采用电蓄热技术，可增加调峰能力，提高整个电网安全稳定性。
电蓄热装置与新能源发电项目配套实施，绿电转化为热，在相对平稳供热的前提下，绿电使用率可达到80%，减少了弃风、弃光比例，提高了新能源发电项目经济收益。
作者简介：李庆，肖林，大庆油田设计院有限公司。
