郭 鵬 高佩忠 魏 岳

勝利石油管理局有限公司電力分公司 山東東營 257000

1 研究背景

在國家推動綠色能源建設政策的導向下,我國光伏產業(yè)發(fā)展變化巨大,光伏產能逐年增長,大型光伏電站建設在東北、華北、西北地區(qū)發(fā)展如火如荼。勝利油田電網于2017年實現(xiàn)兆瓦級光伏電站并網,近幾年,勝利油田電網中并網運行的光伏電站數量逐年增加,光伏電能占比逐步提高。需要注意的是,光伏電站發(fā)電原理不同于火電站,隨著光伏電能占比的提高,影響也逐步顯現(xiàn)。如何保證光伏電站并網后主網的安全穩(wěn)定經濟運行,成為光伏電站并網管理的首要問題。以勝利油田孤東電網中并網運行的光伏電站為例,分析光伏電站并網的影響,并根據運行管理經驗提出應對措施。

2 孤東電網概況

勝利油田孤東電網坐落于山東省北部黃河入?？诒卑?電網主電源來自孤東電網西側20 km外的220 kV新孤變,有110 kV孤東線、110 kV電東線兩條主電源線路,區(qū)域內有兩座110 kV變電站、十座35 kV變電站,電網平均運行負荷為67 MW,主要用戶為勝利油田孤東采油廠、海洋采油廠、勝利石油開發(fā)中心,具體負荷以油藏開發(fā)用電機類負荷為主。

孤東電網聯(lián)絡圖如圖1所示。孤東電網正常供電潮流模式如下:220 kV新孤變通過110 kV電東線、110 kV孤東線向孤東電網110 kV東一變、110 kV東二變供電,110 kV東一變、110 kV東二變通過6 kV～35 kV配電網絡向孤東電網負荷供電。

2017年,青島城投公司在孤東電網北部沿海地區(qū)建設總容量為80 MW的漁光互補光伏電站。這一地區(qū)年平均日照時數約2 342 h,年平均太陽輻射總量為5 146.2 MJ/m2,屬于我國太陽能資源二類地區(qū)。項目分東營城浩、東營城衛(wèi)、東營城聯(lián)、東營城合四座光伏電站運行,四座光伏電站工程總體技術設計采用分塊發(fā)電、集中并網方案,每座光伏電站主要配置兩條集電線、一臺接地變、一臺消弧線圈、一臺靜止無功發(fā)生器無功補償設備,通過四條35 kV線路并網于勝利油田孤東電網兩座110 kV變電站35 kV母線。其中,東營城浩、東營城衛(wèi)光伏電站通過35 kV一浩線、35 kV一衛(wèi)線接入110 kV東一變,東營城聯(lián)、東營城合光伏電站通過35 kV二聯(lián)線、35 kV二合線接入110 kV東二變。架空光伏線路長度約為8.5 km,其中同塔四回路線路長約4.1 km、同塔雙回路線路長約4.4 km。

圖1 孤東電網聯(lián)絡圖

孤東電網月均用電量為4 800萬kW·h,約82%來自220 kV新孤變110 kV孤東線、110 kV電東線,約18%來自四座光伏電站發(fā)電線路。四座光伏電站2020年日發(fā)電量如圖2所示。夏季、秋季日照條件良好時,四座光伏電站最高日發(fā)電量為49萬kW·h,最高月發(fā)電量可達1 100萬kW·h以上,占孤東電網月用電量的24%。四座光伏電站最高瞬時發(fā)電功率可達70 MW以上,超出110 kV電東線、110 kV孤東線67 MW的平均運行水平,孤東電網無法消納的電量通過110 kV變電站主變方向升壓后向220 kV新孤變供電。

圖2 四座光伏電站2020年日發(fā)電量

3 光伏電站對主網影響

3.1 光伏電站異常用電

雖然光伏發(fā)電技術已發(fā)展應用多年,但是無論是光伏發(fā)電企業(yè)還是電網管理企業(yè),對光伏電站的管理都較為側重發(fā)電側管理,常常忽視光伏電站在并網發(fā)電的同時自身也會通過并網點使用主網的能量。高壓并網運行的大中型光伏電站一般持續(xù)與電網聯(lián)絡,不設置反向功率保護。在光伏電站不發(fā)電時,站內逆變器、靜止無功發(fā)生器等設備所需能量都需要從電網索取。

孤東電網四座光伏電站正常運行時,每月使用有功電量約為4萬kW·h。需要注意的是,光伏電站不同于常規(guī)用電負荷,當光伏電站逆變器、靜止無功發(fā)生器的設置不合理或逆變器、靜止無功發(fā)生器異常運行時,會造成光伏電站從并網點進行能量異常索取。2021年8月,四座光伏電站因站內一臺靜止無功發(fā)生器內部分板件故障,不能正常工作,從孤東電網索取無功功率93萬kvar。對于異常的無功功率需求,孤東電網中的電容器不足以實現(xiàn)補償,均由上級電網提供,由此產生大量損耗。四座光伏電站發(fā)用電數據見表1。

3.2 光伏發(fā)電產生電網潮流異常

四座光伏電站全部裝機容量中,40 MW接入110 kV東一變,40 MW接入110 kV東二變。由于勝利油田電力調度沒有四座光伏電站的調度權限,因此正常情況下光伏電站均為滿功率發(fā)電。但是,孤東電網實際負荷情況為110 kV東一變側負荷相比110 kV東二變側負荷略大,光伏發(fā)電出力逐步增大后,110 kV東二變側會先出現(xiàn)消納能力不足的情況,造成孤東電網潮流異常。

以2021年11月11日220 kV新孤變向孤東電網110 kV東二變供電的主電源線路110 kV孤東線功率流向為例進行分析。6:30開始,隨著光伏電站出力增大,110 kV孤東線的瞬時有功功率由31 MW逐漸降低,到10:30時,光伏電站的出力恰好與110 kV東二變的消納能力平衡。10:30至11:30期間,光伏電能已超過區(qū)域負荷的消納能力,光伏電能通過110 kV東二變主變升壓后開始向220 kV新孤變反向供電。10:30至11:30期間,孤東電網另一條主電源線路110 kV電東線仍然正常向孤東電網進行有功傳輸,平均瞬時功率在8.3 MW～10.42 MW之間。在這1 h內,東營城聯(lián)光伏電站與東營城合光伏電站發(fā)出的光伏電能通過110 kV東二變升壓后,流向220 kV新孤變110 kV母線,在220 kV新孤變110 kV母線流轉后,再通過110 kV電東線輸送回孤東電網110 kV東一變。異常的潮流造成電網供電路徑異常,損耗增加,同時也會造成部分繼電保護配置失去保護作用。孤東電網潮流異常如圖3所示。

表1 四座光伏電站發(fā)用電數據

圖3 孤東電網潮流異常

3.3 光伏發(fā)電產生電網功率因數異常

對于目前油田電網中并網的光伏電站,調度協(xié)議中對光伏電站發(fā)電功率因數執(zhí)行的是國家相關標準,一般規(guī)定全廠可控功率因數變化范圍在-0.98～0.98之間。但在孤東電網實際運行中發(fā)現(xiàn),油田電網不同于地方電網,每天24 h負荷無明顯變化。油田電網負荷中電機類負荷占比一般超過60%,電動機的自然功率因數低于0.8。為滿足運行經濟性需求,就地進行無功補償,通常由6 kV～10 kV配電電線路的高壓無功補償電容及變電站6 kV～10 kV母線上的電容柜補償,不足部分由上級電網提供。在油田電網中并網的光伏電站只發(fā)送有功電量的情況下,主電源網絡變?yōu)閰^(qū)域電網的遠端無功電源。

光伏電站發(fā)電管理單位為實現(xiàn)利益最大化,一般會調整輸出功率因數至接近1。孤東電網中并網的四座光伏電站,正常發(fā)電功率因數一般在0.98～1之間,滿發(fā)時提供孤東電網所需的全部有功電量,同時發(fā)送無功電量較小,孤東電網所需的無功電量仍需從主電源110 kV孤東線、110 kV電東線索取,220 kV新孤變變?yōu)楣聳|電網的遠端無功電源,主電源運行經濟性變差。

110 kV孤東線電流曲線如圖4所示。2021年11月10日10:30,110 kV孤東線向孤東電網輸送瞬時有功功率為0.04 MW,線路運行電流高達62.18 A,線路僅僅傳遞了無功電量,且額外產生大量傳輸熱損耗。

圖4 110 kV孤東線電流曲線

4 應對措施

4.1 規(guī)范光伏電站用電協(xié)議

光伏電站異常用電一般出現(xiàn)在站內設備、器件故障或存在異常運行情況下,屬于不可抗力。對此,可以在保證發(fā)電運行前提下通過協(xié)議管理降低或補償對主網的影響。正常光伏電站并網發(fā)電需要同時簽訂用電管理協(xié)議,可以在用電管理協(xié)議中規(guī)范用電側能耗指標,特別對光伏電站使用的無功電量進行限制,當光伏電站從電網吸收的無功電量超出規(guī)定值時,給予光伏電站經濟性處罰。

4.2 完善光伏電站功率調度控制

對于并網的光伏電站,當光伏電站裝機容量遠小于系統(tǒng)負荷容量時,對系統(tǒng)潮流的影響較小。隨著新能源產業(yè)的發(fā)展,一般電網中的光伏發(fā)電裝機容量會逐步增大。對于一個等電壓區(qū)域電網,當區(qū)域內全部光伏電站總裝機容量接近網絡負荷消納能力時,系統(tǒng)會在光伏發(fā)電峰值時段出現(xiàn)異常潮流變化。若并網的光伏電站裝機容量進一步增大,則會出現(xiàn)逆向潮流時段。

電網潮流反轉會對電力系統(tǒng)的有功平衡造成很大擾動,影響電網運行的穩(wěn)定性與經濟性。調度部門可以通過完善光伏電站運行數據的實時在線監(jiān)控,對光伏發(fā)電有功功率、負荷用電有功功率進行準確預測。當預測到光伏發(fā)電將超出網絡消納能力時,及時對光伏電站進行功率控制,降低峰值時段的發(fā)電能力,以確保主電網運行的穩(wěn)定性與經濟性。必要時可以進行選擇性棄光,以降低整體光伏發(fā)電量。

4.3 調整光伏電站輸出功率因數

國家電網光伏電站接入電網技術規(guī)定要求,大型和中型光伏電站的功率因數應能夠在-0.98～0.98范圍內連續(xù)可調,有特殊要求時,可以與電網企業(yè)協(xié)商確定。技術規(guī)定同時要求在光伏電站能力范圍內調節(jié)無功電量輸出,參與電網電壓調節(jié)。

孤東電網在與四座光伏電站簽訂調度協(xié)議時,套用國家電網調度協(xié)議模板。但在實際運行中發(fā)現(xiàn),電網負荷實際無功電量需求也比較大。所以,進行光伏并網前應對主電網的電能需求情況進行精準調研,結合電網需求與光伏發(fā)電企業(yè)協(xié)商確定供電功率因數范圍,并明確光伏電站服從調度參與電網無功電量輸出、電壓調節(jié)的責任。

5 結束語

光伏電站并網運行后,單電源樹形網絡變?yōu)槎嘣椿ヂ?lián)網絡,對主電源而言,晝夜負荷會周期性變化,電能質量特性受到新增電源的影響,進而變得復雜。針對光伏電站并網的影響,筆者對孤東電網中實際并網運行的光伏電站數據進行分析、研究。結果表明,簡單套用光伏電站發(fā)電國家標準、規(guī)定運行,并不能適用于全部實際應用場景。光伏電站并網運行的調度控制、用電管理需結合主電網負荷特性,有針對性制訂光伏電站調度管理協(xié)議、發(fā)電并網協(xié)議,并在發(fā)電運行后實施監(jiān)控,調整光伏電站的發(fā)電特性,以實現(xiàn)整個電網的經濟穩(wěn)定運行。