含光伏的油田綜合能源系統的熱電廠和需求響應協同調峰能力分析

王艷松，宋陽陽，倪承波，衣京波，鄒 璞

（1. 中國石油大學（華東）新能源學院，山東青島 266580；2. 勝利石油管理局經營管理處，山東東營 257087；3. 勝利石油管理局勝利發電廠，山東東營 257087）

0 引言

大規模光伏發電并網及其出力的間歇性和不確定性給電力系統調峰帶來了挑戰，目前熱電廠是調峰任務的主要承擔者，但冬季供暖期熱電機組存在“以熱定電”約束，大幅縮減了可再生能源上網空間。構建綜合能源系統，并通過源-荷協同消納可再生能源發電是提高電力系統調峰能力的有效途徑。

為了消納大規?？稍偕茉?，冷熱電儲聯合調峰成為當前研究熱點［1］。從“源”側調峰的角度，文獻［2］通過配置儲熱裝置補償熱電機組供熱，建立了配置儲熱裝置后熱電機組消納可再生能源能力的數學模型；文獻［3］提出了一種將氫儲能作為多種能量形式轉換樞紐的低碳園區綜合能源系統架構，并以投資運行成本以及碳排放最小為優化目標，優化氫儲能單元；文獻［4］建立了一種含儲熱的熱電聯產與啟停電鍋爐協調供熱的調度模型，達到了減少棄風量的效果；文獻［5-6］建立了以凈負荷方差最小和火電運行費用最低為目標的光熱發電-火電聯合調峰優化調度模型。從“荷”側調峰的角度，文獻［7］以降低耗能成本為目標，制定了熱電聯產系統的柔性負荷控制策略；文獻［8-9］基于不同電負荷的響應特性，以系統運行經濟性為目標，建立多類型負荷協調控制模型；文獻［10-11］研究了采暖負荷的二維可控性，建立了熱電聯合經濟調度模型。從輔助調峰的角度，文獻［12］從市場組成、市場準入、報價出清、結算4 個角度分析了不同省市虛擬電廠參與調峰調頻服務市場機制的建設情況并給出相關建議；文獻［13］設計了新能源與火電雙邊參與報價的市場機制及實施模式，并提出了以綜合效益最大化為優化目標的雙邊交易模型；文獻［14］基于全局協調、分區自治思想，提出多站融合供電系統輔助調峰自律運行調控策略。從源-荷協同調峰的角度，文獻［15］基于精細化建筑虛擬儲能模型與多主體互動交易關系，以能源站運行收益最大為目標、用戶柔性舒適度區間等為約束，提出了一種考慮用戶協同互動的綜合能源站調度方法；文獻［16］針對風光水火儲多能系統，提出了一種上層以凈負荷波動最小和儲能系統運行收益最大，下層以火電機組運行成本最小和可再生能源棄電量最小為優化目標的分層優化調度策略；文獻［17-18］分析了大規模風電接入對系統調峰容量及運行特性的影響，建立了受端電網調峰方式以及調峰能力評估指標體系，并給出不同新能源滲透率場景下的最優調峰組合策略建議。上述文獻通過在熱電廠增加儲熱設備、電加熱以及光熱設備來實現“熱電解耦”，投資成本較高，間接降低了熱電廠利益；通過輔助調峰交易、調控等途徑提高系統的調峰能力，會直接降低熱電廠利益，而且尚未深入研究柔性負荷對系統調峰能力的貢獻。

我國各大油田是重要的能源生產者，也是耗能大戶，石油和天然氣的產出伴隨著大量的電能和熱能的消耗，油田電網采用以自備電廠為主電源、外部電網為輔助電源的發供電一體化的電網運營模式，實現自發自用，當源-荷出現差額時，網電作為輔助電源補充或上網，但全年上網電量和網電用電量要相互抵消。在“雙碳”目標下，利用油田的井場空地資源，大力發展光伏發電是推進綠色能源轉型的著力點，但是光伏發電的間歇性和不確定性給油田電網現有運營模式的調峰能力帶來了挑戰。本文針對大規模光伏發電的調峰問題，探究油田含光伏的熱電廠和需求響應協同調峰的能力。油田電網具有源-荷規模相對較大的微電網特點，通過分析冬季自備熱電廠運行的熱電耦合機理，建立了熱電耦合的調峰約束；結合油田電力負荷和熱力負荷的用能特點，建立油田各類負荷的用能數學模型；考慮系統各種運行技術約束，以油田全局能耗成本最小為目標建立熱電廠和需求響應協同調峰數學模型，制定基于光伏容量階梯增加的循環協同調峰策略，通過尋優求解熱電廠和需求響應的最大調峰能力。

1 含光伏的油田綜合能源系統架構

全國各大油田是化石能源的產能大戶，也是耗能大戶。油田生產鉆采、注水、集輸過程中消耗大量電能和熱能，折合成標準煤當量時用熱負荷遠大于用電負荷。其中電能主要來源于自備熱電廠，極少部分來源于系統電網；油氣鉆采和集輸各個環節消耗的大量熱能主要來源于燃氣鍋爐和電加熱鍋爐。由于油田開采井場的空地面積廣大，因地制宜為可再生能源的發展提供了有利的條件。在“雙碳”目標下，中石化向綠色低碳能源結構轉型，大力發展可再生能源，并實現綠色能源就地消納。油田含光伏的綜合能源系統架構見附錄A圖A1。

2 自備熱電廠的熱電耦合運行特性分析

2.1 自備熱電廠的熱電耦合機理

在冬季，自備熱電廠在承擔電負荷的同時，還需滿足用戶采暖需求，汽輪機工作在抽凝狀態，為油田提供電能和熱能。單抽汽式汽輪機由高壓和低壓氣缸部分組成，其能量流動過程見附錄A圖A2。

在鍋爐中加熱的高溫、高壓新蒸汽進入高壓氣缸做功，膨脹至一定壓力后分為2 股：一股被抽出作為熱能，給用戶供暖；另一股進入低壓氣缸繼續膨脹做功，用于發電，最后排入凝汽器。由于供熱量需求會使高壓氣缸中的蒸汽量下限升高，因此汽輪機的輸出存在一定的熱電耦合約束。

熱電機組的熱出力上下限約束如下：

ai、bi可通過利用單位產熱量對應的抽汽量計算得到，具體如下：

綜上，得到熱電機組的電出力Pi.e.t上下限約束為：

2.2 熱電耦合的調峰約束

針對自備熱電廠供暖期運行的技術約束，可得熱電機組的供熱功率及其對應的發電功率可調范圍，見附錄A 圖A3。圖中：L1對應式（3）所示的熱電機組電出力上限；L2和L3相交得到的ABCD段對應式（8）所示的熱電機組電出力下限，其中最低點B對應的熱出力Qi.h.0為低壓氣缸最小流量約束與鍋爐出力下限約束的交點處的熱出力。

圖A3 中，當Qi.h.t＜Qi.h.0時，按式（4）對應的AB段確定機組電功率下限；當Qi.h.t＞Qi.h.0時，按式（2）對應的BCD段確定機組電功率下限。隨著Qi.h.t的增加，電出力的可調范圍逐漸減小，當供暖量由Qi.h增加到時，電出力的可調范圍由PE-PC降至PF-PD。由此可見，冬季供暖量需求的增加直接影響熱電機組的電出力，嚴重限制了冬季自備熱電廠的調峰能力。

3 需求側綜合用能數學模型

油田的綜合負荷包括電負荷和熱負荷。電負荷分為生產負荷、辦公民用負荷和外部轉供負荷，分布在油城的外部轉供負荷分為商業負荷、民營企業負荷；熱負荷分為生產熱負荷和冬季供暖負荷，生產熱負荷分布于油氣鉆采和集輸環節。

3.1 用電負荷的數學模型

外部轉供負荷通過協議參與需求響應，一般分為可削減負荷和可平移負荷，引入可控負荷的控制變量，則可控負荷的數學模型如式（10）所示。

式中：Xk.t為t時段第k個可控負荷的控制變量，Xk.t=1表示不削減負荷，Xk.t=0表示削減負荷；Pcut.t為t時段的可控負荷；Pcut.k.t為t時段的第k個可控負荷；Ncut為外部可控負荷群中的用戶數。

考慮可平移負荷的連續性，引入用電時序區間[t0+1，t0+h]，則可平移負荷的數學模型見式（11）。

式中：t0、h分別為可平移負荷啟動的前一時段和平移負荷的工作時長；Pmov.k.t（k=1，2，…，m；t=1，2，…，h）為t時段的第k個可平移負荷，m為可平移負荷群中的用戶數。

引入可平移負荷的控制變量，則t時段的可平移負荷Pmov.t可表示為：

式中：Yk.t為t時段第k個可平移負荷的控制變量，Yk.t=1 表示可平移負荷進入工作區間，Yk.t=0 表示可平移負荷不工作。

由于光伏出力的間歇性和不確定性，不同時段的調峰需求量不同，定義調峰參與度為參與調峰的負荷占需求側總電負荷的比例，如式（13）所示。

式中：λt為t時段負荷調峰參與度；Pt為t時段負荷群中參與調峰的負荷；G為負荷群的用戶總數；Pk.t為t時段負荷群中的第k個負荷。

電力用戶側預先簽訂負荷調峰參與度的最大值為λmax，并將其作為負荷需求響應調峰參與度的約束；由于不同時段所需調峰增量不同，為保證可削減負荷和平移負荷控制策略的可實施性和經濟性，還需考慮負荷需求響應的離散性和負荷重要程度，以參與需求響應加權用戶數最小為目標，建立負荷有序用電模型，如式（14）所示。

式中：Gt為t時段參與需求響應的加權用戶數；?k、βk分別為第k個可削減負荷和可平移負荷的調峰等級權值系數；ΔPpeak.t為t時段待調峰負荷。

3.2 生產熱負荷的數學模型

油田鉆采和集輸過程中需要大量生產熱負荷，熱源主要來源于燃氣鍋爐、電加熱鍋爐和儲熱設備。電加熱鍋爐將電能轉化為熱能，其電熱轉化的數學模型如式（15）所示；燃氣鍋爐將天然氣轉化為熱能，其氣熱轉化數學模型如式（16）所示。

式中：QEB.t、QGB.t分別為t時段電加熱鍋爐產熱量和燃氣鍋爐產熱量；δEB、δGB分別為電加熱鍋爐的電熱轉換效率和燃氣鍋爐的氣熱轉化效率，通常分別取0.95 和0.9；ρLHV為天然氣低熱值，取9.7 kW／m3；Vgas.t為t時段燃氣鍋爐消耗的天然氣量；PEB.t為t時段電加熱鍋爐消耗的電功率。

為了穩定工作，燃氣鍋爐和電加熱鍋爐需滿足出力上下限約束，具體如下：

為提高供熱可靠性，配置一定的儲熱裝置用于儲存熱能，儲熱裝置有削峰填谷的特性，能參與油田有序用能。為保證儲熱裝置在下一個調度周期的調峰參與度，通常在調度周期內的起始狀態和終止狀態下的儲熱容量保持一致。另外，其儲熱、放熱量深度及當前儲熱量均應滿足一定的技術約束，具體如下：

綜合燃氣鍋爐、電加熱鍋爐設備和儲熱設備，系統應滿足熱功率平衡約束，如式（20）所示。

式中：Qsta.h.t為t時段的熱負荷。

3.3 采暖負荷的柔性數學模型

冬季采暖用戶對溫度舒適程度的感知通常具有一定的模糊性，如式（21）所示。

采暖系統由熱源、熱網及采暖建筑物等組成，由于熱網和采暖建筑物具有很大的熱慣性，受熱介質的溫度變化在時間上總是滯后于傳熱介質的溫度變化。采暖負荷的供暖量包括熱量損失、維持室內舒適溫度的熱量兩部分，如式（22）所示。

式中：Qend.h.t為t時段實際采暖負荷的供暖量；S為供熱面積；μ′為單位供熱面積單位溫差下室內熱量損失；Tin.t、Tout.t分別為t時段室內溫度和室外溫度；C為單位供熱面積下的比熱容；Δt為單位調度時段時間間隔。

熱電廠根據用戶對溫度舒適程度的模糊空間調節室內供暖溫度Tin.t，改變供暖量Qend.h.t，從而調整熱電機組熱出力Qi.h.t和電出力下限，對應附錄A 圖A3中的ABCD段。當調峰需求較高時，使供暖量Qend.h.t盡量靠近Qi.h.0，進而使熱電機組電出力有足夠的下調空間，將機組的熱電耦合剛性約束轉化為“以熱定電”彈性約束，解綁機組的電出力下限，提高冬季熱電廠調峰能力。

4 源-荷協同調峰的數學模型

4.1 熱電廠-需求響應協同調峰的目標函數

油田的自備熱電廠通過燃煤向油田供電、供暖；燃氣鍋爐通過燃燒天然氣向油田生產供熱，因此，煤和天然氣是油田能耗成本的組成部分。為了助推綠色低碳發展，提前實現“雙碳”目標，一方面節能減排，減少一次化石能源消耗量；另一方面大規模發展可再生能源的消納能力，通過源-荷協同調峰來消納光伏發電。熱電機組出力分配情況直接影響煤耗量，負荷響應間接影響煤和天然氣的消耗量，因此在調峰的過程中，通過優化熱電機組出力和負荷響應協同調峰，降低油田能耗成本，建立以全局總能耗成本最小為目標的目標函數，如式（23）所示。

式中：T為系統調度周期，本文將一天等分為24個時段，即T=24；Cgas.t、Ccoal.t分別為t時段天然氣成本和煤耗成本。天然氣成本由聯合站中燃氣鍋爐熱出力確定，如式（24）所示。熱電廠煤耗包含發電煤耗和供熱煤耗，發電煤耗分為凝汽汽流發電煤耗和供熱汽流發電煤耗，如式（25）所示。

式中：cgas為天然氣價格；ccoal為煤炭價格；Fe.t、Fh.t分別為t時段發電煤耗量和供熱煤耗量；QLHV為標準煤低位發熱量，取29 270 kJ／kg；ηe、ηh、ηg、ηb、ηp分別為汽輪發電機組絕對電效率、熱網效率、發電機效率、鍋爐熱效率和主蒸汽管道效率；N為熱電廠的機組數量。

4.2 熱電廠-需求響應協同調峰的約束條件

熱電廠和負荷協同調峰為光伏提供上網空間，應滿足油田電網的電功率和熱功率平衡約束、熱電機組技術約束、自備熱電廠的經濟效益約束、需求響應參與度約束。

考慮光伏出力和油田負荷，以市電作為油田電網平衡節點，電功率平衡約束如式（26）所示，熱功率平衡約束如式（27）所示。

式中：ui.t為t時段機組i的啟停狀態，ui.t=1 表示機組處于運行狀態，ui.t=0 表示機組處于停機狀態；Pe.t、Pplant.e.t、Ppv.t分別為t時段油田電網電負荷、調峰后熱電廠電功率和光伏出力；Ploss.t為t時段油田電網損耗；Pgrid.t為t時段油田電網與市電交互功率；Qplant.h.t為t時段熱電廠的供暖負荷。

爬坡約束如下：

最大啟停次數約束如下：

最小啟停時間約束如下：

自備熱電廠在調峰的過程中需保證自身收益大于0，綜合考慮熱電廠供能收入和運行成本，建立熱電廠調峰經濟性約束如下：

式中：Cp.s.t、Cp.c.t分別為t時段供能收入和運行成本。

供能收入包含售電收入和售熱收入，計算公式如式（32）所示。

式中：ch、ce分別為售熱價格和售電價格；Peq.t為t時段等效電負荷，即t時段的電負荷減去光伏出力的值。

運行成本包含設備折舊維護費用、運行管理費用和燃料費用，如式（33）所示。

式中：Cp.DP.t、Cp.OM.t分別為t時段熱電廠的折舊維護費用和運行管理費。

5 源-荷協同調峰策略

油田保生產的電負荷是剛性不可調節的，柔性電負荷屬于石油田電網的三級負荷，其負荷用電趨勢呈現逆光伏特性，且外供柔性負荷收益低，應優先參與響應；保證供暖負荷是民生問題，可在舒適范圍內進行調節；生產熱負荷屬于剛性負荷，但其供熱方式可以進行優化。因此，針對油田的自備熱電廠和生產電、熱負荷的特點，提出優先通過柔性電負荷需求響應調峰，再對熱電機組和供暖負荷、生產熱負荷進行協同優化的調峰策略。冬季油田源-荷規模不同于其他季節，自備熱電廠不僅承擔著油田的電力供應，也作為全城千家萬戶的供暖源，因此油氣生產過程伴生的用熱負荷需求大于其他季節。以冬季為典型場景，以自備熱電廠機組出力組合、外供電負荷、生產熱負荷和供暖負荷為控制變量。

首先，基于可控負荷和可平移負荷優化組合響應，就地消納光伏，平抑光伏曲線，求解電負荷有序用電數學模型，如式（14）所示；然后，基于電負荷需求響應和光伏出力得到等效負荷曲線；最后，由熱電機組、熱力負荷（供暖負荷、生產熱負荷）和儲熱設備協同優化平衡等效電負荷，即求解源-荷協同調峰模型。

基于源-荷協同優化策略的熱電廠和需求響應協同優化調峰能力分析的流程圖見附錄A圖A4。

6 算例分析

選取勝利油田電網作為研究對象，據統計其年油氣生產用電約為7×109kW·h，用熱約為8×106GJ，全年生產用熱負荷耗電量約為電負荷的1/3，熱電廠一期裝機容量為2×220 MW，二期為2×300 MW。燃氣鍋爐容量為200 GJ，標準煤價為800元／t，天然氣價格為2.5 元／m3。冬季供暖區域面積為10 km2，光伏日發電曲線和冬季典型日各類電負荷所占比例、供暖負荷曲線分別見附錄B 圖B1 和圖B2。設室內溫度舒適范圍為（24±1）℃，帶電加熱的熱水式儲熱裝置容量為200 MW，對應存儲熱能720 GJ。

為了描述熱電機組組合出力和各類負荷的需求響應對系統調峰能力的貢獻，將每個控制變量調峰前后的變化量占系統總調峰能力的比例定義為個體調峰能力貢獻度，如式（34）所示。

式中：Cx為第x個控制變量的調峰能力貢獻度；ΔPx為第x個控制變量的調峰能力貢獻量；ΔP∑為系統總調峰能力。

應用本文提出的源-荷協同調峰方法，得到需求響應前后各時段等效電負荷曲線、熱電廠發電曲線以及供暖熱負荷曲線對比情況見附錄B 圖B3，各熱源和熱負荷的優化分配情況見附錄B圖B4。

由圖B3可知：油田電網剛性電負荷和外供剛性電負荷基本穩定作為基荷，柔性負荷中生產用熱負荷電耗量占的比重較大；在8—16時段，光伏出力處于高峰時段，等效電負荷處于低谷時段，外供可平移電負荷、可削減負荷以及生產用熱負荷耗電量增加，熱電廠發電量及其供暖熱負荷相應減少，由于電網存在網損，熱電廠發電量略高于等效負荷量，但其變化趨勢相同；在1—7、17—24 時段，光伏無出力，外供可削減電負荷和可平移負荷為0，熱電廠發電處于高峰穩發電階段，同時其供暖熱負荷也處于高峰穩供階段。

由圖B4 可知：在8—16 時段，光伏出力處于高峰時段，生產用熱負荷全部由電加熱鍋爐承擔，儲熱裝置儲熱，相對增加了生產用熱負荷；在1—7、17—24時段，光伏無出力，儲熱裝置放熱，燃氣鍋爐達到出力上限，電加熱鍋爐出力減少，維持熱平衡，從而平滑等效電負荷曲線。

針對熱電廠獨立調峰和源-荷協同調峰這2 種不同調峰手段，將調峰能力、光伏最大滲透率、一次能源消耗量、油田能耗成本、熱電廠收益以及光伏滲透率等指標進行對比，如表1所示。

表1 調峰手段對系統運行指標的影響Table 1 Effects of peak load regulation on system operation indexes

由表1 可以看出，源-荷協同調峰與熱電廠獨立調峰相比，系統調峰能力增加了191.1 MW，光伏滲透率提高了6.4%，煤耗量減少了311.3 t，天然氣耗量降低了3.32×104m3，油田整體能耗成本降低了8.3萬元，但是光伏并網發電使熱電廠運營收益減少了18.19 萬元?？傊?，采用源-荷協同調峰能夠有效提高系統調峰能力和可再生能源滲透率，同時降低一次能源消耗量和油田能耗成本。

冬季油田系統協同調峰能力為657.3 MW，其中熱電廠機組調峰能力為532.3 MW，外供柔性負荷調峰能力為18.5 MW，供暖負荷調峰能力為64.4 MW，生產熱負荷調峰能力為42.1 MW。源-荷各主體的調峰貢獻度占比，如圖1所示。

圖1 調峰能力貢獻度Fig.1 Contribution degree of peak load regulation ability

由圖1 可知，調峰主要由熱電廠承擔，其貢獻度占81%，需求側用能響應貢獻度占19%。其中供暖負荷有序用熱，解綁“以熱定電”的機組出力下限約束，降低熱電機組出力下限值，相對增加了機組調峰能力，在需求側調峰能力貢獻度中的占比最大，為10%。對比表1 和源-荷各部分調峰能力可以看出，由于源-荷協同調峰解綁了“以熱定電”的機組出力下限約束，因此熱電廠調峰能力與表1 中的熱電廠獨立調峰相比提高了66.1 MW。

7 結論

針對油田含光伏系統的供能和耗能特點，通過源-荷協同策略提高系統調峰能力，研究油田電網可消納最大光伏容量，指導油田新能源的規劃和消納，得到如下結論：

1）源-荷協同調峰能夠有效地提高系統調峰能力，在保證熱電廠效益的前提下，提高了可再生能源滲透率，降低了油田全局能耗成本；

2）生產用熱負荷占比大，在燃氣鍋爐、電加熱鍋爐及儲熱設備之間合理優化分配熱負荷，對調峰能力的貢獻是柔性電負荷的2倍；

3）供暖負荷協同調峰解綁了熱電機組的出力下限，供暖負荷在需求響應中的貢獻最大，其調峰能力大于柔性電負荷和生產熱負荷調峰能力之和，相對提高了熱電廠的調峰能力。

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