计及风电接入的海上油气田能源系统分层调控

李志川,杨季平,孙兆恒,李子航,刘静,刘龙飞,徐宪东

(1.中海油能源发展股份有限公司清洁能源分公司,天津市 300459;2.天津大学电气自动化与信息工程学院,天津市 300072)

0 引 言

海上油气产业是目前世界上主要的能源支柱行业之一[1]。海上油气生产每年消耗约5%的自产油气,保障海上油气田生产供能[2]。在消耗大量化石能源的同时,还伴随着大量二氧化碳等气体排放[3]。随着全球气候变化日益加剧,世界各国均出台了一系列节能减排法案,促进各行各业低碳转型[4]。作为全球能源供应的重要一环,海上油气产业在保障油气生产供应的同时,还要积极寻求低碳转型,降低生产过程中的碳排放[5]。海上风电发展迅速,海上油气运营商正探索将海上油气田与海上风电联合开发,降低生产成本和二氧化碳排放[6]。

海上油气田电网通过燃气/燃油透平发电机、燃气压缩机、输油泵与燃气传输网、原油传输网形成了电力-燃气-原油密切互动的多异质能流网络[7]。海上风电具有随机性和波动性[8-9],为海上油气田电网安全稳定运行带来了挑战。海上风电出力的随机性和波动性导致电力生产的随机性和波动性[10-11],燃气/燃油透平发电机组需要实时调整出力,平抑海上风电的随机性和波动性。此时,发电机组所消耗的燃气和原油量也在不断变化,对燃气和原油输送产生影响。此外,不可避免地导致燃气压缩机和输油泵电力负荷的随机性和波动性地变化。因此,海上风电并网的海上油气田电网安全稳定运行需要充分考虑海上风电随机性和波动性的影响。

目前还未有正在运行的海上风电并网的海上油气田项目,相关研究还很不充分。文献[12]构建了孤岛运行和连接岸电两种海上油气田电网运行形式,并通过电磁暂态仿真研究了海上油气田电网与海上风电集成的可行性。文献[13]构建了一种海上油田钻井平台与海上风电并网的孤岛运行系统,基于海上风电功率和油田钻井平台负荷预测结果研究了海上风电对海上油田钻井平台碳排放的影响,指出海上风电对海上油田钻井平台节能减排具有重要意义。文献[14]从海上油气田CO2/NOx气体减排、电网运行稳定性、风电并网的技术实施难度三个方面研究了海上风电场与海上油气田并网的可行性。文献[15]重点研究了海上油气田与海上风电并网的有功功率管理问题,提出通过风电惯量模拟、有功-频率控制等方式提升海上油气田电网运行安全性。文献[16]研究表明储能系统能很大程度上提升海上风电并网的海上油气田系统的暂态稳定性。文献[17]考虑以年为周期的优化调度问题,分析了储能-风电-透平发电机之间协同的功率和能量匹配关系,并对不同负荷水平、不同风电渗透率场景下的方案进行了技术经济性分析。文献[18]提出了一种面向风电消纳的海上油气平台能源系统低碳运行调度方法,量化了风电最恶劣场景下的爬坡灵活性需求和燃气发电机的爬坡灵活性供应。然而,上述研究并未能解决海上风电随机性和波动性对海上油气田安全稳定运行的影响。

从广义上来说,海上油气田电网是属于一种互联型孤岛运行模式微电网,与此结构相似的含新能源微电网优化运行已有相关研究。风电等新能源接入的微电网的优化运行已有相关研究。文献[19]通过负荷侧需求响应提升微电网运行安全和经济性。文献[20]和文献[21]通过单一尺度到多时间尺度实现新能源并网的优化调度,降低了新能源长时间不确定性和短时间不确定性的影响。文献[22]和文献[23]通过日内-日前两阶段鲁棒优化有效降低了源荷不确定性对优化调度的影响。然而,上述研究并未消除不确定性新能源出力预测误差对系统运行的影响。

上述研究并未充分考虑海上油气田自身特征。一方面,海上油气田能源结构与传统微电网和配电网在源网荷与结构特征等方面存在显著性差异,包括作为用电负荷的燃料生产系统同时也是供电系统的一次能源,以及平台间相对长距离的海底电缆造成的多电源分散互联特征;另一方面,不同于以电力电子为主要动态特性的风光储微电网,海上油气田微电网在一段时间以内仍然以多台燃气透平发电机为主要动态,结合风机变流器和原动机动态特性,体现出典型的多尺度动态特性,有必要在运行调度过程加以考虑,以有效应对风电预测误差等导致的系统运行波动[20]。由于燃气/燃油发电机组对短时的功率波动响应速度有限[24],海上风电并网的海上油气田风电消纳成为亟待解决的难题。

鉴于此,本文提出基于燃气/燃油透平发电机与储能协同的海上油气田电网分层协调运行控制策略,解决多时间尺度系统下的海上风电随机性和波动性平抑问题,提升海上油气田电网对海上风电的消纳水平。首先,本文构建了考虑海上风电并网的海上油气田综合能源系统模型。在此基础上,提出基于饱和滤波器算法的计及透平发电机组和储能系统动态协同的功率快速分配策略和分层调控框架,以平抑海上风电多时间尺度下的随机性和波动性。最后,基于我国北部某海上油气田系统,验证了所提方法的可行性。

1 互联海上油气田综合能源系统

1.1 结构介绍

海上油气田系统是集海上油气生产、汇集、输送为一体的产集输系统。为提升油气生产和输送的效率,降低运营成本,海上油气田通常由多个海上油气平台通过海底电缆、海底油气管道互联,形成一个多平台互联的海上油气平台群综合能源系统[25]。传统保障海上油气田正常运行的供电系统主要包括燃气/燃油透平发电机组、燃气压缩机、输油泵等设备。为提升海上油气田的清洁化水平,目前海上油气田企业正在探索将海上风电介入到传统海上油气田综合能源系统中,如图 1所示。

1.2 设备模型与运行约束

1.2.1 透平发电机

在海上油气田供能系统中,燃气/燃油透平发电机运行要满足以下功率约束条件:

(1)

(2)

(3)

(4)

[Pgt,i(t)]2+[Qgt,i(t)]2≤(Sgt,i)2,i∈Ωgt

(5)

[Pdt,i(t)]2+[Qdt,i(t)]2≤(Sdt,i)2,i∈Ωdt

(6)

由于海上油气田综合能源系统存在高比例的大容量感应电机[26],它们在启动的时候通常需要消耗2～3倍额定功率的有功功率。因此,海上油气田的发电机组要能够满足这类大功率负载启动时的有功功率需求。此外,海上油气田的透平发电机组还要留出足够的热备用功率满足发电机N-1故障以及风电功率与负荷共同引起的净负荷波动。海上油气田中所有透平发电机组还要满足如下约束条件:

(7)

(8)

式中:PNgt,i(t)和PNdt,i(t)分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机在时刻t的额定有功功率;PL,i(t)和PNL,i(t)分别为电负荷在时刻t的有功功率和额定功率;ΩL为电负荷的集合;β为正常运行时系统热备用比例。

此外,燃气透平发电机和燃油透平发电机的燃料消耗与输出有功功率满足如下约束条件[27]:

Mgt,i(t)=agtPgt,i(t)+bgtPNgt,i,i∈Ωgt

(9)

Mdt,i(t)=adtPdt,i(t)+bdtPNdt,i,i∈Ωdt

(10)

式中:Mgt,i(t)和Mdt,i(t)分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机在时刻t的耗气量和耗油量;PNgt,i和PNdt,i为燃气和燃油透平发电机的额定容量;agt、bgt、adt和bdt为燃料-功率输出特性方程的系数,可由实验数据得到。

1.2.2 燃气压缩机

在正常运行时,燃气压缩机要满足以下约束条件[28]:

(11)

Qgc,i(t)=Pgc,i(t)tanφgc,i,i∈Ωgc

(12)

[Pgc,i(t)]2+[Qgc,i(t)]2≤(SNgc,i)2,i∈Ωgc

(13)

1.2.3 输油泵

正常运行时,输油泵要满足以下约束条件[29]:

(14)

Qop,i(t)=Pop,i(t)tanφop,i,i∈Ωop

(15)

[Pop,i(t)]2+[Qop,i(t)]2≤(SNop,i)2,i∈Ωop

(16)

1.2.4 海上风电

海上风电运行满足如下约束:

(17)

(18)

(19)

(20)

式中:Ωwt表示所有海上风电的集合;Pwt,i(t)和Qwt,i(t)分别为风电时刻t的有功功率和无功功率;λlead,wt,i和λlag,wt,i分别为风电的超前功率因数和滞后功率因数边界。

1.2.5 海上油气田电网络

海上油气田通常由多个油气平台组成,如果平台之间的海缆距离很长,则海缆充电电容效应需要详细考虑[30]。海上油气田电网络需要满足以下约束条件:

(21)

(22)

式中:Pi(t)和Qi(t)分别为电网络各节点在时刻t注入的有功功率和无功功率;Vi(t)和Vj(t)为在时刻t支路两端的节点电压的幅值;δij(t)为在时刻t支路两个节点之间的相角差;Gij和Bij为支路电导和电纳。

1.2.6 储能系统

受海上油气田空间、承重和消防安全限制,储能容量配置不宜过大,本文选用功率型储能系统,仅用于平抑海上风电接入后油气田电网的频率波动,不参与日前和日内优化调度。储能系统在参与系统运行的过程中需要满足以下约束条件[31]:

(23)

(24)

(25)

1.3 模型求解

所提优化调度策略中,式(21)和(22)为非线性约束,采用文献[32]所提方法进行线性化,转换后的日前优化调度模型是混合整数线性规划模型,日内优化模型是线性规划模型,对于转换后的优化模型本文采用商业软件GUROBI进行求解。

2 计及燃机和储能动态协同的分层调控框架

2.1 分层调控策略架构

为降低海上风电随机性和波动性对海上油气田系统调度的影响,本文提出采用日前调度和日内优化修正的协同调度策略平抑风电小时级的长时间波动。

基于日前海上风电日前预测结果的调度策略输出海上油气田系统的透平发电机启停策略,避免海上风电造成频繁的机组启停影响正常油气生产。基于超短期海上风电预测结果,日内优化修正策略能在一定程度上降低海上风电随机性和波动性对燃气或燃油发电机组出力造成频繁的大幅波动,进而减小海上风电接入对发电机组运行寿命的影响。

进一步,本文提出在优化调度策略的基础上,利用储能系统的快速响应特性来解决超短期海上风电预测不能体现的短期海上风电功率波动问题。由于海上油气平台的空间和安全限制,不能配置大容量的储能。因此,本文所提调控策略中,储能仅参与短时功率调控,不参与优化调度。至此,本文所提出适用于海上风电并网的海上油气田综合能源系统分层调控策略如图 2所示。

2.2 优化调度层

2.2.1 日前优化调度

海上油气田综合能源系统的日前优化调度策略,是以实现系统运行最少燃料成本和最小电压偏差的多目标优化策略。其目标函数如下:

(26)

(27)

(28)

(29)

式中:Cgas和Coil分别为一天内天然气消耗总成本和燃油消耗总成本;DV为一天内所有母线电压总偏差;C∑0为天然气和燃油消耗总成本的基准值,通过以最小燃料成本为目标的日前优化调度求得;V∑0为电压总偏差的基准值,通过以最小电压偏差为目标的日前优化调度求得;w1和w2为燃料成本和电压偏差优化目标的权重,分别取0.5;Δt和NT为日前优化调度的优化步长和段数;cgt和cdt分别为天然气和燃油的单位成本;Mgt,i,j为燃气发电机i在第j个Δt时天然气的消耗速率;Mdt,i,j为燃油发电机i在第j个Δt时的燃油的消耗速率;ne为电力网络所有母线的集合;Vi,j为母线i在第j个Δt时的电压幅值。

2.2.2 日内优化调度修正

海上风电具有随机性和波动性,受限于现有预测技术的准确性,日内优化调度根据超短期风电预测结果对日前优化调度策略进一步修正。一方面有利于提升发电机组对风电随机性和波动性的平抑能力;另一方面,还能降低海上风电引起的频繁功率调节对透平发电机组运行寿命的影响。本文在日内调度步长区间内设置了透平发电机与储能协同策略,共同支撑风电接入后的海上油气田电网供需平衡。储能系统不参与日内调度,不同日内调度步长间无相互影响,不需做多步长前瞻优化。因此,海上油气田日内优化调度的目标函数如下:

(30)

(31)

(32)

(33)

2.3 基于饱和滤波器的风电功率平抑策略

尽管通过日内调度对海上风电的随机性和波动性进行了修正平抑,但透平发电机组对短时的功率波动响应能力有限。为进一步提升海上油气田系统运行的电能质量,保障海上油气田生产设备运行效率,本文提出基于饱和滤波器的风电功率平抑策略。

储能支撑的透平发电机风电功率调节原理如图3所示,该策略的主要思想是利用储能的快速功率响应能力弥补透平发电机短时间功率响应速率较慢的不足。当风电功率增加时,储能快速充电,并随着透平发电机出力不断减小,储能充电功率逐渐减小。反之,当风电功率减小时,储能快速放电,并伴随着透平发电机出力不断增加,储能放电功率逐渐减小。

所提策略通过巴特沃斯滤波器将风电预测误差产生的功率Pwt,err进行分解,低频信号Pwt2tur分配给燃气/燃油发电机组响应,高频信号Pwt2es分配给功率型电储能响应,如图4所示。其中,储能初始功率参考值Pes,target和饱和环节用来保证储能系统始终运行在最优的荷电状态;Ptur,set和Pes,set为透平发电机和储能系统的参考功率。滤波器的时间常数可通过如下方式进行评估[33]:

(34)

(35)

(36)

(37)

3 算例分析

3.1 系统参数

如图5所示,以我国北方某海上油气田电网为例进行研究。该海上油气田电网包含四个海上油气田平台,平台1-A和平台1-B与平台2-A和平台2-B通过一条15 km海底电缆相连。海上油气田电网主要含有5条母线,其中,母线5和母线5′距离很近,二者视为同一条母线。海上油气田电网共包含9台燃气/燃油透平发电机组。其中,燃气透平发电机组2台(G1和G2),单台额定容量为5 MVA;燃油透平发电机组7台(G3—G9),单台额定容量为1.5 MVA。海上油气田在平台1-A接入一台5 MW海上风电,风电24 h出力典型曲线如图6所示。海上油气田配置有额定功率分别为0.6 MW和0.3 MW的燃气压缩机各2台,额定功率0.3 MW的输油泵2台。海上风电的日出力实时数据如图7所示。风电的日前预测和日内超短期预测的结果,时间分辨率分别为1 h和15 min。海上油气田正常负荷约为7 MW,如图8所示。

3.2 结果分析

3.2.1 日前调度分析

根据海上风电和海上油气田负荷日前预测结果,通过日前优化调度策略得到海上油气田电网的各发电机的日前调度结果,如图9所示。同时,海上油气田电网日前优化调度中电压水平如图10所示。

图1 海上油气田综合能源系统结构Fig.1 Structure of offshore oil and gas field integrated energy system

图2 海上油气田综合能源系统分层调控策略Fig.2 Hierarchical control strategy for offshore oil and gas field integrated energy system

图3 储能支撑的透平发电机风电功率调节原理Fig.3 Principe of using energy storge system to support turbine generator to host wind power

图4 基于饱和滤波器的控制算法示意图Fig.4 Schematic diagram of control algorithm based on saturated filter

图5 海上油气田电网结构Fig.5 Structure of offshore oil and gas field power system

图6 海上风电24 h出力数据Fig.6 Offshore wind power in 24 hours

图7 海上风电日前和日内预测结果Fig.7 Day-ahead and intraday forecast results of offshore wind power

图8 海上油气田日前和日内负荷预测数据Fig.8 Day-ahead and intraday forecast results of power load in offshore oil and gas field

图10 电网电压日前优化调度结果Fig.10 Day-ahead optimal scheduling results of voltage

图11 透平发电机组日内优化调度结果Fig.11 Intraday optimal scheduling results of turbine generators

图12 电网电压日内优化调度结果Fig.12 Intraday optimal scheduling results of voltage

图13 透平发电机组出力变化情况Fig.13 Power variation of turbine generators

从图9中可以发现,海上油气田电网中两台燃气透平发电机(G1和G2)全开,且运行在较高的功率水平。而燃油透平发电机(G6和G7)运行在较低水平。这是因为燃气透平发电机相对于燃油透平发电机的燃料成本更低。同时,基于所提日前优化调度策略能保证海上油气田电网电压始终运行在安全范围内,电压偏差始终维持在-3%～2%之内。

3.2.2 日内调度分析

为对日前优化调度中海上风电的随机性和波动性进行修正,根据海上风电和海上油气田负荷的日内预测结果,重新对透平发电机组进行调度和对电网电压科学管理。所得修正后的透平发电机出力状况和电压水平分别如图 11和图 12所示。

海上风电日内预测结果相比于日前预测更能反映海上风电真实出力状况。可以看出在12时—24时期间,海上风电出力较大并且功率波动也很大,这部分波动功率基本上都是由两台燃气透平发电机组进行平抑。通过对比图 9和图 11,燃油透平发电机组的出力和变化情况相比于日前优化调度差别不大。通过所提日内优化策略对海上风电不确定性带来的预测误差的修正,电网电压依旧能维持在安全的水平,最大电压偏差都维持在-3%～2%之间。

3.2.3 风电平抑策略分析

根据式(34)选择滤波器的时间常数为5 s,电储能最大充放电功率为2 MW。基于海上风电真实的出力曲线,利用所提风电平抑策略对海上风电实时出力曲线进行跟踪。透平发电机组总有功参考值和实时出力变化曲线如图 13所示。储能的出力曲线如图 14所示。电网频率的实时变化曲线如图 15所示。

基于所提风电平抑策略能够解决海上风电随机性和波动性的问题,透平发电机组能够快速跟踪参考指令,储能可以快速响应功率参考值变化,最终实现电网频率实时稳定在安全范围内,频率偏差不超过±0.05 Hz。

从图14中发现,为了响应风电功率短时快速波动,储能大量频繁地快速充放电,将显著影响能量型储能的运行寿命。本文推荐选取超级电容器等功率型储能或混合储能,以兼顾本文所提策略对储能频繁充放电能力和长寿命周期的需求。

图14 储能出力变化情况Fig.14 Power variation of energy storage system

图15 电网频率变化情况Fig.15 Power system frequency variation

4 结 论

1)为解决海上风电并网的海上油气田风电消纳难题,本文提出计及风电接入的海上油气田能源系统分层调控策略。通过日前-日内协同的调度策略和基于饱和滤波器的透平发电机-储能快速功率分配策略解决海上风电随机性和波动性问题。所提策略有效解决了海上风电随机性和波动性问题,实现了接入海上风电完全消纳,频率偏差不超过±0.05 Hz,电压偏差不超过±5%,保证了系统功率平衡、频率和电压安全,并实现了海上油气田综合能源系统燃料成本最小化。

2)基于本文所提分层调控策略,储能系统将会面临频繁充放电。超级电容器等功率型储能或混合储能更适用于满足海上油气田安全经济运行对储能系统频繁充放电能力和长寿命周期的需求。

为了推动海上风电与海上油气田并网的落地示范应用,未来还要结合海上油气田平台空间、承重、消防安全、透平发电机和储能全寿命周期投资与运维成本等问题详细研究海上油气田储能优化配置问题。