考虑统一频率响应与旋转备用的孤立海上油田微电网风电优化调度研究

《Journal of Modern Power Systems and Clean Energy》：Optimal Scheduling of Wind Power Generators for Isolated Offshore Field Microgrids Considering Unified Frequency Response and Spinning Reserve

　　本文针对高比例间歇性风电威胁孤立海上油田微电网(IOFM)频率安全的问题，提出了考虑统一频率响应和旋转备用约束的风电机组优化调度模型。研究通过引入频率安全指标量化风电波动与故障对频率动态的影响，推导出适用于不同控制模式的统一约束条件，并转化为混合整数线性约束集成至调度模型中。仿真结果表明，该模型在保证系统频率安全的同时，显著降低了运行成本与碳排放，为海上油气田可再生能源高效利用提供了重要技术支撑。

　　

随着全球能源需求持续增长与碳减排压力日益加剧，海上风电与传统海上油气田的创新融合正成为能源领域的重要发展方向。中国和挪威等国的实际项目已证明了这种融合模式的可行性。然而，风电的大规模接入给孤立海上油田微电网(Isolated Offshore Field Microgrid, IOFM)的安全经济运行带来了新的挑战，其中频率稳定性问题尤为突出。

由于平台空间和承重限制，IOFM中燃气轮机(Turbine Generator, TG)额定容量通常为1-10兆瓦，且旋转惯性较低。风电波动易引发显著频率偏差，可能导致风机脱网，严重威胁海上油气田的生产安全。现有调度策略主要关注稳态能量供需平衡，未能充分考虑IOFM中灵活可调资源的局限性对频率安全的影响。为此，迫切需要开发能够统筹频率安全与经济运行的优化调度方法。

针对这一难题，天津大学刘静、徐显东、刘龙飞、贾宏杰研究团队在《Journal of Modern Power Systems and Clean Energy》发表了最新研究成果，提出了考虑统一频率响应和旋转备用的风电优化调度模型。该研究深入分析了IOFM中燃气轮机的三种典型控制模式：全等周控制模式(Full Isochronous Control Mode, FICM)、全下垂控制模式(Full Droop Control Mode, FDCM)和混合控制模式(Hybrid Control Mode, HCM)，并建立了相应的运行策略。

研究团队创新性地引入了三个关键频率安全指标：正常工况下的频率最低点偏差(Normal Frequency Nadir Deviation, NFND, Δf_nor,nadir)、故障工况下的频率最低点偏差(Fault Frequency Nadir Deviation, FFND, Δf_trip,nadir)和故障工况下的准稳态频率偏差(Fault Quasi-Steady-State Frequency Deviation, FQSFD, Δf_trip,qss)。这些指标能够有效量化风电波动和突发故障对系统频率动态特性的影响。

基于建立的聚合频率响应模型，研究人员推导出了适用于不同控制模式的统一频率响应约束和旋转备用约束。针对高度非线性约束求解难题，研究采用分段线性化和凸包估计技术，将复杂的非线性约束转化为混合整数线性约束，显著提高了模型的计算效率。

在关键技术方法方面，研究主要采用了基于戴劳三角剖分的曲面拟合技术对频率安全约束进行线性化处理，通过引入辅助变量将双线性项转化为线性约束，并利用通信协调模块(Communication and Coordination Modules, CCM)实现多台燃气轮机在等周控制模式下的协同运行。这些方法有效解决了频率安全约束的高非线性难题，保证了优化问题的计算可行性。

系统描述与案例设置

研究选取中国北方真实海上油气田作为测试案例，该系统包含四个海上平台，通过海底电缆连接，配备9台燃气轮机和2台风力发电机。设置了四种仿真场景：场景1考虑频率响应约束但无协调控制；场景2同时考虑频率响应约束和协调控制；场景3为含风电但无频率安全约束的传统调度；场景4为无风电的传统IOFM运行模式。

经济性与环保性分析

对比场景4，含风电的场景1-3在夏季、过渡季和冬季均实现了运行成本和碳排放的显著降低。场景1相比场景3，运行成本降低1.27%-1.63%，碳排放减少4.30%-5.69%，但风电利用率降低11.26%-21.39%，表明频率安全约束在保证系统安全的同时会对风电消纳产生一定限制。场景2相比场景1，运行成本进一步降低0.89%-1.16%，碳排放减少2.78%-4.03%，风电利用率提高7.11%-13.00%，证明协调控制的引入能够有效提升系统运行经济性和风电消纳能力。

风电调度与最大风电渗透水平

场景1和场景2中，不同季节的风电调度结果存在显著差异。夏季最大风电功率在场景1和场景2中分别为2.40兆瓦和2.87兆瓦，过渡季为2.78兆瓦和3.53兆瓦，冬季为3.02兆瓦和3.36兆瓦。最大风电渗透水平(Maximum Wind Power Penetration Level, MWPPL)在场景1中为29%-41%，场景2中提升至32%-42%，场景3中最高但缺乏频率安全保障。结果表明，协调控制能够在不牺牲频率安全的前提下显著提升风电消纳能力。

燃气轮机调度策略

场景1中，夏季采用HCM模式（G1机组等周运行，其他机组下垂运行），过渡季和冬季采用FDCM模式。场景2中，所有季节均采用HCM模式，且同一组内多台燃气轮机可协同运行在等周模式。场景3由于缺乏频率安全约束，调度策略较为激进。结果表明，协调控制能够优化燃气轮机控制模式选择，充分发挥系统频率调节潜力。

旋转备用分配机制

研究发现，控制模式显著影响旋转备用分配策略。在HCM模式下，旋转备用主要由等周运行的燃气轮机承担，因为频率偏差产生的功率不平衡主要由这些机组吸收以恢复额定频率。在FDCM模式下，旋转备用由所有在线燃气轮机按相同负荷水平共享，但只能实现频率的微分调节，无法恢复至设定值。合理的备用分配策略是保证频率安全的关键。

本研究提出的统一频率响应和旋转备用约束调度模型，成功解决了孤立海上油田微电网在高比例风电接入下的频率安全问题。通过协调控制技术的应用，实现了多台燃气轮机在等周模式下的协同运行，显著提升了系统运行经济性和风电消纳能力。研究成果不仅适用于海上油气田场景，还可推广至偏远矿区、工业园區等孤立微电网系统，为可再生能源的高效安全利用提供了重要技术支撑。未来研究将进一步探讨频率安全约束与关键参数的内在联系，并考虑储能系统和柔性负荷的协同优化，持续提升孤立微电网的绿色低碳运行水平。