CN116703094A - 一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，涉及新能源技术领域，方法包括：获取海上油气田系统的电力网络、天然气网络和原油网络中的各个设备的运行参数；基于所述运行参数和预设的运行模型，求解目标函数，得到所述海上油气田系统的日前调度策略；基于所述日前调度策略在日前调度周期内控制所述海上油气田系统的各个设备运行；其中，所述目标函数的优化目标为调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化，所述运行模型包括透平发电机运行模型、燃气压缩机运行模型、输油泵运行模型、风力发电机运行模型、供电系统模型、输气系统模型以及输油系统模型。本发明可以实现提升海上油气田运行经济性和海上风电消纳能力。
Description
技术领域
本发明涉及新能源技术领域，尤其涉及一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法。
背景技术
随着能源需求的不断增长，海上油气作为一种重要的能源供应来源，其角色越来越重要。由于离岸距离远，采用孤岛运行模式的传统海上油气田依赖传统化石能源进行能源供应，传统化石能源尽管供电可靠性高，但存在发电效率低、能源成本高、环境污染等问题。
为了解决海上油气田电力供应问题，有通过海底电缆与岸电互联进行供电的解决方案，但是连接岸电的方案适用于距离岸电很近的海上油气田，对于深远海海上油气田则不具有技术和经济优势。海上风能资源和油气资源丰富，海上风资源与海上油气田在空间和资源上具有良好的匹配度。对着海上油气田滚动开发的进行，为满足日益增长的负荷需求，海上油气田需要安装新的透平发电机组。海上风电则能实现部分电源替代，降低安装成本，另一方面，海上风电能充分利用废弃海上油气田的基础设施，解决风电安装成本和废弃设施的拆除成本，例如将原有平台作为海上风力发电机的基座，利用原有的系泊系统安装漂浮式风机等。
由于海上风电的不确定特性，海上风电接入后，如何最大化提升海上油气田运行经济性和海上风电消纳能力是目前亟待解决的技术问题。
发明内容
本发明提供一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，用以解决现有技术中如何最大化提升海上油气田运行经济性和海上风电消纳能力的问题亟待解决缺陷，实现提升海上油气田运行经济性和海上风电消纳能力。
本发明提供一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，包括：
获取海上油气田系统的电力网络、天然气网络和原油网络中的各个设备的运行参数；
基于所述运行参数和预设的运行模型，求解目标函数，得到所述海上油气田系统的日前调度策略；
基于所述日前调度策略在日前调度周期内控制所述海上油气田系统的各个设备运行；
其中，所述目标函数的优化目标为调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化，所述运行模型包括透平发电机运行模型、燃气压缩机运行模型、输油泵运行模型、风力发电机运行模型、供电系统模型、输气系统模型以及输油系统模型。
根据本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，所述透平发电机运行模型中包括所述海上油气田系统中的透平发电机运行的第一约束条件；
所述第一约束条件反映所述透平发电机的启停与运行边界约束，所述第一约束条件为：
其中，Pgt,sp和Pdt,sp分别为第sp调度时段中燃气透平发电机和燃油透平发电机的有功功率；Qgt,sp和Qdt,sp分别为第sp调度时段中燃气透平发电机和燃油透平发电机的无功功率；λgt、/>和λdt分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机的功率因数边界；SN,gt和SN,dt分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机的额定容量；μgt,sp和μdt,sp分别为反映燃气透平发电机和燃油透平发电机的启停状态的变量；/>和A为任意变量A的最大值和最小值约束。
根据本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，所述透平发电机运行模型中还包括所述透平发电机运行的第二约束条件，所述第二约束条件用于约束所述透平发电机的有功功率比率分配，所述第二约束条件为：
其中，δsp为第sp调度时段中各透平发电机组的负载率,和δ分别表示透平发电机组负载率的最大值和最小值，/>和/>分别表示燃气透平发电机和燃油透平发电机的有功功率的最大值。
根据本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，所述风力发电机运行模型中包括所述海上油气田系统中的风力发电机的功率约束条件；
所述风力发电机的功率约束条件为：
其中，wt∈ΩWT，ΩWT表示所述海上油气田系统中所述风力发电机的集合；Pwt,sp表示第sp调度时段中所述风力发电机的输出有功功率；Qwt,sp表示第sp调度时段中所述风力发电机的输出无功功率；λlag,wt～λlead,wt为所述风力发电机的功率因数范围，和P wt分别表示所述风力发电机的输出有功功率的最大值和最小值，/>和Q wt分别表示所述风力发电机的输出无功功率的最大值和最小值。
根据本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，所述燃气压缩机运行模型中包括所述海上油气田系统中的燃气压缩机运行时的有功功率约束条件和无功功率约束条件，所述燃气压缩机运行模型为：
其中，gc∈ΩGC，ΩGC为所述海上油气田系统中所述燃气压缩机的集合；Pgc,sp和Qgc,sp分别为第sp调度时段中所述燃气压缩机的有功功率和无功功率；Mgc,sp为第sp调度时段中所述燃气压缩机输送的天然气流速；γgc,sp为第sp调度时段中所述燃气压缩机的压缩比；Bgc和Zgc为常数；为所述燃气压缩机的额定功率因数；SN,gc为所述燃气压缩机原动机的额定容量。
根据本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，所述输油泵运行模型为：
其中，op∈ΩOP，ΩOP为所述海上油气田系统中输油泵的集合；Pop,sp和Qop,sp分别为第sp调度时段中所述输油泵的有功功率和无功功率；ηop为所述输油泵的机械功率；Mop,sp为第sp调度时段中所述输油泵输送原油的速率；和/>分别为第sp调度时段中所述输油泵入口和出口的压力；/>为正常运行时所述输油泵的额定功率因数；SN,op为所述输油泵的额定功率。
根据本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，所述供电系统模型为：
其中，a,b∈ΩBUS，ΩBUS表示电网中所有母线的集合；ab∈ΩEBR，ΩEBR表示电网所有支路的集合；Pab,sp和Qab,sp表示第sp调度时段中支路ab的有功功率和无功功率；gab和bab分别为支路ab的电导和电纳；Va,sp和Vb,sp表示第sp调度时段中支路ab两端电压幅值，θab,sp表示第sp调度时段中支路ab两端电压相角差；SN,ab为电力支路ab的额定容量。
根据本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，所述输气系统模型包括所述海上油气田系统中的输气系统的输气网络支路的天然气流速约束条件；
所述输油系统模型包括所述海上油气田系统中的输油系统的输油网络支路的原油流速约束条件。
本发明还提供一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如上述任一种所述面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法。
本发明还提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现如上述任一种所述面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法。
本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，通过对海上油气田系统中的透平发电机、燃气压缩机、输油风力发电机、供电系统、输气系统以及输油系统进行建模，将油气田系统中的电力系统、天然气网络和原油网络中的各个设备的运行参数代入至建立的运行模型中，求解以调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化为优化目标的目标函数，得到海上油气田系统的日前调度策略，基于该日前调度策略控制海上油气田系统的各个设备运行，可以实现提升海上油气田运行经济性和海上风电消纳能力的效果。
附图说明
为了更清楚地说明本发明或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法的流程示意图；
图2是本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法中目标模型的框架示意图；
图3是海上油气田系统中各子系统耦合示意图；
图4是本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法的验证算例的结构示意图；
图5是本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法的验证算例中海上风电和电力负荷的日前预测曲线；
图6是本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法的验证算例中对透平发电机和风电功率的优化结果；
图7是本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法的验证算例中不同调度时段天然气和原油的输送量；
图8是本发明提供的电子设备的结构示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明中的附图，对本发明中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
下面结合图1-图7描述本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法。如图1所示，本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法包括步骤：
S110、获取海上油气田系统的电力网络、天然气网络和原油网络中各个设备的运行参数；
S120、基于运行参数和预设的运行模型，求解目标函数，得到海上油气田系统的日前调度策略；
S130、基于日前调度策略在日前调度周期内控制海上油气田系统的各个设备运行；
目标函数的优化目标为调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化，运行模型包括透平发电机运行模型、燃气压缩机运行模型、输油泵运行模型、风力发电机运行模型、供电系统模型、输气系统模型以及输油系统模型。
本发明提供的方法中，预先基于海上油气田系统中各个设备的运行特性构建包括多个子模型的运行模型。如图2所示，该运行模型的输入为海上油气田系统中各个设备的运行参数，具体来说，运行参数包括能源需求数据、能源成本数据、系统参数、风功率曲线。其中，系统参数是指系统中各个设备的固定参数(例如设备的额定功率、额定容量等)。运行模型中包括的子模型中包括多个约束条件以及目标函数，在约束条件的约束下求解目标函数，运行模型输出的是日前调度策略。日前调度策略包括海上油气田系统中透平发电机组的运行计划、日运行成本、日油气输送量以及日碳排放量。根据日前调度策略，在日前调度周期内控制海上油气田系统中的各个设备(例如透平发电机组、输气管道、输油管道等)运行。
发明人发现，海上风电并网的海上油气田与各类再生能源并网的陆上电网存在很多相似性，均可通过发电机组与可再生能源之间协调实现对可再生能源的最大化消纳。目前，面向可再生能源消纳的陆上电网优化调度问题的相关研究主要集中在电网、气网、热网以及它们的耦合网络。主要考虑火电、气电、风电、光伏、储能(储电、储气、储热、储冷、抽水蓄能等)、P2X和需求侧响应等要素，通过优化调度实现可再生能源的最大水平消纳。由于海上油气田系统与陆上电网在结构和运行策略上存在不同，还需研究适用于现有海上风电并网海上油气田的风电消纳能力提升方案。
如图3所示，海上油气田是典型的电网、气网和油网相互耦合的能源系统，其经济性和安全性之间相互影响。传统海上油气田仅通过消耗自产油气的透平发电机供电，使得源荷关系基本稳定，然而海上风电具有天然不确定性，海上风电并网后将会导致原本平稳的源-荷关系不确定性显著增大，使得电网-气网-油网之间的耦合更加紧密。传统基于单一电力网络的分析方法已不再适用于电-气-油强耦合的海上油气田能源系统。本发明提供的方法中，基于海上油气田的能源生产与消纳耦合关系，提出了以电-气-油为主体的海上油气田系统的耦合系统模型，也就是说，本发明中预设的运行模型中还包括电力网络模型、天然气网络模型、原油网络模型以及电力网络与天然气网络的元件耦合模型、电力网络与原油网络的元件耦合模型。电力网络模型、天然气网络模型、原油网络模型以及电力网络与天然气网络的元件耦合模型、电力网络与原油网络的元件耦合模型可以表示为：
fele(v,θ,P,Q)＝0；
fgas(Mgas)＝0；
foil(Moil)＝0；
fe-g(P,Q,Mgas)＝0；
fe-o(P,q,Moil)＝0；
其中，fele、fgas和foil分别表示电力网络、天然气网络和原油网络的模型；fe-g表示电力网络与天然气网络的元件耦合模型，比如燃气透平发电机和燃气压缩机；fe-o为电力网络与原油网络的元件耦合模型，比如燃油透平发电机和输油泵。在电力网络中，v和θ分别表示母线电压的幅值平方的向量和相角的向量；P和Q分别表示有功功率的向量和无功功率的向量。在天然气网络中，Mgas表示天然气流速的向量。在原油网络中，Moil表示原油流速的向量。
海上油气田系统中的透平发电机以燃料不同可以分为两种，分别为以天然气为燃料的燃气透平发电机组和以原油为燃料的燃油透平发电机组。本发明中，当仅表述为“透平发电机组”时，指的是燃气透平发电机组和燃油透平发电机组。透平发电机运行模型中包括透平发电机运行的第一约束条件，第一约束条件反映透平发电机的启停与运行边界约束，第一约束条件可以用公式表示为：
其中，Pgt,sp和Pdt,sp分别为第sp调度时段中燃气透平发电机和燃油透平发电机的有功功率；Qgt,sp和Qdt,sp分别为第sp调度时段中燃气透平发电机和燃油透平发电机的无功功率；λgt、/>和λdt分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机的功率因数边界；SN,gt和SN,dt分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机的额定容量；μgt,sp和μdt,sp分别为反映燃气透平发电机和燃油透平发电机的启停状态的变量；/>和A为任意变量A的最大值和最小值约束。
透平发电机运行模型中还包括透平发电机运行的第二约束条件，第二约束条件用于约束透平发电机的有功功率比例分配，即第二约束条件为有功功率等比率分配约束。第二约束条件可以用公式表示为：
其中，≥sp为第sp调度时段中各透平发电机组的负载率,和≥分别表示透平发电机组负载率的最大值和最小值，/>和/>分别表示燃气透平发电机和燃油透平发电机的有功功率的最大值。
另外，透平发电机组应该还需要满足燃料消耗约束，也就是说，透平发电机运行模型中还包括第三约束条件，第三约束条件为燃料消耗约束条件，第三约束条件可以用公式表示为：
其中，agt、bgt为燃气透平发电机的燃料-功率输出特性方程的系数，adt和bdt为燃油透平发电机的燃料-功率输出特性方程的系数，agt、bgt、adt和bdt可由实验数据得到。
风力发电机运行模型中包括海上油气田系统中的风力发电机的功率约束条件，具体来说，海上风力发电机的功率约束条件可以用公式表示为：
其中，wt∈ΩWT，ΩWT表示海上油气田系统中风力发电机的集合；Pwt,sp表示第sp调度时段中风力发电机的输出有功功率；Qwt,sp表示第sp调度时段中风力发电机的输出无功功率；λlag,wt～λlead,wt为风力发电机的功率因数范围，和Pwt分别表示风力发电机的输出有功功率的最大值和最小值，/>和Qwt分别表示风力发电机的输出无功功率的最大值和最小值。
燃气压缩机运行模型中包括海上油气田系统中的燃气压缩机运行时的有功功率约束条件和无功功率约束条件，具体可以用公式表示为：
其中，gc∈ΩGC，ΩGC为海上油气田系统中燃气压缩机的集合；Pgc,sp和Qgc,sp分别为第sp调度时段中燃气压缩机的有功功率和无功功率；Mgc,sp为第sp调度时段中燃气压缩机输送的天然气流速；γgc,sp为第sp调度时段中燃气压缩机的压缩比；Bgc和Zgc为常数；为燃气压缩机的额定功率因数；SN,gc为燃气压缩机原动机的额定容量。
输油泵运行模型可以用公式表示为：
其中，op∈ΩOP，ΩOP为所述海上油气田系统中输油泵的集合；Pop,sp和Qop,sp分别为第sp调度时段中所述输油泵的有功功率和无功功率；ηop为所述输油泵的机械功率；Mop,sp为第sp调度时段中所述输油泵输送原油的速率；和/>分别为第sp调度时段中所述输油泵入口和出口的压力；/>为正常运行时所述输油泵的额定功率因数；SN,op为所述输油泵的额定功率。
供电系统模型可以用公式表示为：
其中，a,b∈ΩBUS，ΩBUS表示电网中所有母线的集合；ab∈ΩEBR，ΩEBR表示电网所有支路的集合；Pab,sp和Qab,sp表示第sp调度时段中支路ab的有功功率和无功功率；gab和bab分别为支路ab的电导和电纳；b0,ab为支路ab的等效充电电纳；Va,sp和Vb,sp表示第sp调度时段中支路ab两端电压幅值，θab,sp表示第sp调度时段中支路ab两端电压相角差；SN,ab为电力支路ab的额定容量。
输气系统模型包括海上油气田系统中的输气系统的输气网络支路的天然气流速约束条件，输气系统模型可以用公式表示为：
其中，M mn和分别表示该海上油气田系统中的输气管道的天然气流速最小限值和最大限值，Mmn,sp表示第sp调度时段中输气网络支路的天然气流速；mn∈ΩGBR，ΩGBR为输气网络支路集合。
输油系统模型包括海上油气田系统中的输油系统中的输油网络支路的原油流速约束条件，
其中，M pq和分别表示该海上油气田系统中的输油管道的原油流速最小限值和最大限值，Mpq,sp表示第sp调度时段中输油网络支路的原油流速；pq∈ΩOBR，ΩOBR为输油网络支路集合。
在海上油气田系统中，风电的购电成本低于燃料发电的购电成本，因此，为了实现调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化的目标，只需要海上油气田的调度总成本(包括天然气成本、燃油成本、二氧化碳排放成本、风电购电成本之和)最低，自然就可以实现风电消纳最大化的目标。基于此，本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法中的目标函数为：
其中，Cgas、Coil、和CWT分别表示一个日前调度周期内的天然气成本、燃油成本、二氧化碳排放成本和风电购电成本。下面对各个成本的具体计算方式进行说明：
Cgas＝cgasMgas；
Coil＝coilMoil；
其中，T表示单个调度时段的时间步长；Mgas和Moil分别表示一个调度周期内天然气消耗量和原油消耗量；ΩSP＝{1,2,…,N}表示N个调度周期的集合，sp∈ΩSP；ΩGT和ΩDT分别为燃气透平发电机(GT)和燃油透平发电机(DT)的集合；μgt和μdt表示GT和DT的启停状态；Mgt,sp和Mdt,sp分别为第sp调度时段中GT和DT的天然气和原油消耗量；cgas表示天然气的单位成本；coil表示原油的单位成本；表示二氧化碳排放的单位成本；cWT表示风电购电的单位成本；/>和/>分别为单位体积天然气和原油的二氧化碳排放量；Ωwt为海上风电的集合，wt∈Ωwt；Pwt,sp为第sp调度时段中的风电的购电功率。
为验证本发明提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法的可行性和优越性，以北方某海上油气田为算例进行研究，该海上油气田的结构如图4所示。
(1)系统描述
该海上油气田系统含有四个海上油气平台，平台A1和平台A2组成一个生产单元，平台B1和平台B2组成另一个生产单元。这两个生产单元通过一根15km海底电缆组网。该系统的电网含有6条母线，其中，由于母线5和母线5’为同一电压等级母线，且距离很近，本算例中将二者视为一条母线。
海上油气田配置9台透平发电机组，包括两台额定容量5MW燃气透平发电机组(G1～G2)，7台额定容量1.2MW燃油发电机组(G3～G9)。一台5MW海上风电机组并入经油气平台A1并入海上油气田。海上油气田配备一台额定功率为600kW燃气压缩机(C1)和两台额定功率为350kW的输油(P1～P2)，将生产的油气外送。
选取某一天作为研究对象，优化调度步长T为1小时。海上风电的日前预测出力曲线如图5所示。除燃气压缩机和输油泵负荷外，其他电力负荷的日前预测结果如图5所示。
天然气和原油的成本包含两部分，即能源开采成本和能源销售损失成本。能源开采成本主要受生产技术和生产条件的限制，一般比较稳定。能源销售损失成本是开采出来的能源被就地消耗而带来的销售盈利损失，其会受到很多不确定因素影响，比如国际局势、产量、运输、气候等。暂根据某集团海上天然气开采成本和销售价格以及海上原油开采成本和成品原油销售价格制定，天然气单位成本为3元/Sm3，原油单位成本为5元/kg。
海上风电的单位成本受政策补贴、开发成本、运维成本、海上风机与海上油气运营商之间的隶属关系等因素影响。假设海上风机由海上油气运营商所有，不再考虑弃风补偿成本。海上风电的单位成本为0.6元/千瓦时。
基于目前二氧化碳排放价格，二氧化碳单位成本定为40元/吨。进一步，本文还将对各要素调度策略的影响进行具体分析。
(2)策略对比分析
为验证所提方案的合理性和优越性，利用仅考虑等比率运行约束的日前调度策略S1与同时考虑两种运行约束的依据本发明所提调度方法得到的调度策略S2进行比较。两种调度策略的关键特点和区别如表1所示。
表1
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基于图4所示的海上风电并网的海上油气田系统算例，得到两种调度策略的总运行成本、风电利用率、碳排放总量、度电碳排放量如表2所示。
表2
从实际算例可以看出，所提调度策略S2相比于调度策略S1有如下优势：
成本优势。调度策略S2的总运行成本最小，比调度策略S1节约成本5.34％。
风电消纳优势。调度策略S2的风电利用率(风电消纳量/当日预测风电量)最大，比调度策略S1多45.80％。
碳排放优势。调度策略S2的碳排放量最小，比调度策略S1减少8.50％。调度策略S2的度电碳排放量(碳排放总量/总耗电量)最小，比调度策略S1减少8.06％。
因此，所提调度策略S2无论是从经济性方面，还是环境方面，都优于调度策略S1。
(3)调度策略S2结果分析
下面对依据本发明提供的方法得到的调度策略S2的合理性和优越性的原理进一步详细解释。基于所提调度策略S2，得到如图6所示的日前调度结果。随着海上风电出力的不断变化，海上油气田平台不断调整透平发电机组的启停状况和负载水平，最大化消纳海上风电。燃气透平发电机组作为主力机组一直处于开启状态以满足海上风电不确定性引起的调峰需求。燃油透平发电机组作为燃气发电机组的功率补充，共同维持系统功率平衡。
所提调度策略S2实现海上风电最大化消纳的同时，也将对海上油气输送产生影响。以没有海上风电并网的传统海上油气田为参照，不同调度时段天然气和原油输送量的变化情况如图7所示，整个日前调度周期的天然气和原油输送总量如表3所示。无风电(S1)表示不含风电的传统海上油气田采用调度策略S1进行能量调度管理；有风电(S2)表示含有风电的海上油气田采用调度策略S2进行能量调度管理。
表3
综上所述，本发明提供的一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，通过对海上油气田系统中的透平发电机、燃气压缩机、输油风力发电机、供电系统、输气系统以及输油系统进行建模，将油气田系统中的电力系统、天然气网络和原油网络中的各个设备的运行参数代入至建立的运行模型中，求解以调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化为优化目标的目标函数，得到海上油气田系统的日前调度策略，基于该日前调度策略控制海上油气田系统的各个设备运行，可以实现提升海上油气田运行经济性和海上风电消纳能力的效果。
图8示例了一种电子设备的实体结构示意图，如图8所示，该电子设备可以包括：处理器(processor)810、通信接口(Communications Interface)820、存储器(memory)830和通信总线840，其中，处理器810，通信接口820，存储器830通过通信总线840完成相互间的通信。处理器810可以调用存储器830中的逻辑指令，以执行面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，该方法包括：获取海上油气田系统的电力网络、天然气网络和原油网络中的各个设备的运行参数；
基于所述运行参数和预设的运行模型，求解目标函数，得到所述海上油气田系统的日前调度策略；
基于所述日前调度策略在日前调度周期内控制所述海上油气田系统的各个设备运行；
其中，所述目标函数的优化目标为调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化，所述运行模型包括透平发电机运行模型、燃气压缩机运行模型、输油泵运行模型、风力发电机运行模型、供电系统模型、输气系统模型以及输油系统模型。
此外，上述的存储器830中的逻辑指令可以通过软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-Only Memory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。
又一方面，本发明还提供一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，该计算机程序被处理器执行时实现以执行上述各方法提供的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，该方法包括：获取海上油气田系统的电力网络、天然气网络和原油网络中的各个设备的运行参数；
基于所述运行参数和预设的运行模型，求解目标函数，得到所述海上油气田系统的日前调度策略；
基于所述日前调度策略在日前调度周期内控制所述海上油气田系统的各个设备运行；
其中，所述目标函数的优化目标为调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化，所述运行模型包括透平发电机运行模型、燃气压缩机运行模型、输油泵运行模型、风力发电机运行模型、供电系统模型、输气系统模型以及输油系统模型。
以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，其中所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部模块来实现本实施例方案的目的。本领域普通技术人员在不付出创造性的劳动的情况下，即可以理解并实施。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到各实施方式可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件。基于这样的理解，上述技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品可以存储在计算机可读存储介质中，如ROM/RAM、磁碟、光盘等，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (10)
1.一种面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，包括：
获取海上油气田系统的电力网络、天然气网络和原油网络中的各个设备的运行参数；
基于所述运行参数和预设的运行模型，求解目标函数，得到所述海上油气田系统的日前调度策略；
基于所述日前调度策略在日前调度周期内控制所述海上油气田系统的各个设备运行；
其中，所述目标函数的优化目标为调度总运行成本最小化以及海上风电消纳最大化，所述运行模型包括透平发电机运行模型、燃气压缩机运行模型、输油泵运行模型、风力发电机运行模型、供电系统模型、输气系统模型以及输油系统模型。
2.根据权利要求1所述的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，所述透平发电机运行模型中包括所述海上油气田系统中的透平发电机运行的第一约束条件；
所述第一约束条件反映所述透平发电机的启停与运行边界约束，所述第一约束条件为：
其中，Pgt,sp和Pdt,sp分别为第sp调度时段中燃气透平发电机和燃油透平发电机的有功功率；Qgt,sp和Qdt,sp分别为第sp调度时段中燃气透平发电机和燃油透平发电机的无功功率；λgt、/>和λdt分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机的功率因数边界；SN,gt和SN,dt分别为燃气透平发电机和燃油透平发电机的额定容量；μgt,sp和μdt,sp分别为反映燃气透平发电机和燃油透平发电机的启停状态的变量；/>和A为任意变量A的最大值和最小值约束。
3.根据权利要求2所述的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，所述透平发电机运行模型中还包括所述透平发电机运行的第二约束条件，所述第二约束条件用于约束所述透平发电机的有功功率比率分配，所述第二约束条件为：
其中，δsp为第sp调度时段中各透平发电机组的负载率,和δ分别表示透平发电机组负载率的最大值和最小值，/>和/>分别表示燃气透平发电机和燃油透平发电机的有功功率的最大值。
4.根据权利要求1所述的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，所述风力发电机运行模型中包括所述海上油气田系统中的风力发电机的功率约束条件；
所述风力发电机的功率约束条件为：
其中，wt∈ΩWT，ΩWT表示所述海上油气田系统中所述风力发电机的集合；Pwt,sp表示第sp调度时段中所述风力发电机的输出有功功率；qwt,sp表示第sp调度时段中所述风力发电机的输出无功功率；λlag,wt～λlead,wt为所述风力发电机的功率因数范围，和P wt分别表示所述风力发电机的输出有功功率的最大值和最小值，/>和Q wt分别表示所述风力发电机的输出无功功率的最大值和最小值。
5.根据权利要求1所述的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，所述燃气压缩机运行模型中包括所述海上油气田系统中的燃气压缩机运行时的有功功率约束条件和无功功率约束条件，所述燃气压缩机运行模型为：
其中，gc∈ΩGC，ΩGC为所述海上油气田系统中所述燃气压缩机的集合；Pgc,sp和Qgc,sp分别为第sp调度时段中所述燃气压缩机的有功功率和无功功率；Mgc,sp为第sp调度时段中所述燃气压缩机输送的天然气流速；γgc,sp为第sp调度时段中所述燃气压缩机的压缩比；Bgc和Zgc为常数；为所述燃气压缩机的额定功率因数；SN,gc为所述燃气压缩机原动机的额定容量。
6.根据权利要求1所述的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，所述输油泵运行模型为：
其中，op∈ΩOP，ΩOP为所述海上油气田系统中输油泵的集合；Pop,sp和Qop,sp分别为第sp调度时段中所述输油泵的有功功率和无功功率；ηop为所述输油泵的机械功率；Mop,sp为第sp调度时段中所述输油泵输送原油的速率；和/>分别为第sp调度时段中所述输油泵入口和出口的压力；/>为正常运行时所述输油泵的额定功率因数；SN,op为所述输油泵的额定功率。
7.根据权利要求1所述的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，所述供电系统模型为：
其中，a,b∈ΩBUS，ΩBUS表示电网中所有母线的集合；ab∈ΩEBR，ΩEBR表示电网所有支路的集合；Pab,sp和Qab,sp表示第sp调度时段中支路ab的有功功率和无功功率；gab和bab分别为支路ab的电导和电纳；Va,sp和Vb,sp表示第sp调度时段中支路ab两端电压幅值，θab,sp表示第sp调度时段中支路ab两端电压相角差；SN,ab为电力支路ab的额定容量。
8.根据权利要求1所述的面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法，其特征在于，所述输气系统模型包括所述海上油气田系统中的输气系统的输气网络支路的天然气流速约束条件；
所述输油系统模型包括所述海上油气田系统中的输油系统的输油网络支路的原油流速约束条件。
9.一种电子设备，包括存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述程序时实现如权利要求1至8任一项所述面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法。
10.一种非暂态计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现如权利要求1至8任一项所述面向海上风电消纳的海上油气田日前调度方法。
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