光伏電站并網的影響及應對措施

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,我國光伏產業發展變化巨大,光伏產能逐年增長,大型光伏電站建設在東北、華北、西北地區發展如火如荼。勝利油田電網于2017年實現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。如何保證光伏電站并網后主網的安全穩定經濟運行,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、勝利石油開發中心,具體負荷以油藏開發用電機類負荷為主。

孤東電網聯絡圖如圖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建設總容量為80 MW的漁光互補光伏電站。這一地區年平均日照時數約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。項目分東營城浩、東營城衛、東營城聯、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、東營城衛光伏電站通過35 kV一浩線、35 kV一衛線接入110 kV東一變,東營城聯、東營城合光伏電站通過35 kV二聯線、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電線路。四座光伏電站2020年日發電量如圖2所示。夏季、秋季日照條件良好時,四座光伏電站最高日發電量為49萬kW·h,最高月發電量可達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

雖然光伏發電技術已發展應用多年,但是無論是光伏發電企業還是電網管理企業,對光伏電站的管理都較為側重發電側管理,常常忽視光伏電站在并網發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與電網聯絡,不設置反向功率保護。在光伏電站不發電時,站內逆變器、靜止無功發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用電負荷,當光伏電站逆變器、靜止無功發生器的設置不合理或逆變器、靜止無功發生器異常運行時,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。四座光伏電站發用電數據見表1。

3.2 光伏發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,光伏發電出力逐步增大后,110 kV東二變側會先出現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,東營城聯光伏電站與東營城合光伏電站發出的光伏電能通過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 四座光伏電站發用電數據

圖3 孤東電網潮流異常

3.3 光伏發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,調度協議中對光伏電站發電功率因數執行的是國家相關標準,一般規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現,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送有功電量的情況下,主電源網絡變為區域電網的遠端無功電源。

光伏電站發電管理單位為實現利益最大化,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,正常發電功率因數一般在0.98～1之間,滿發時提供孤東電網所需的全部有功電量,同時發送無功電量較小,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新孤變變為孤東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 規范光伏電站用電協議

光伏電站異常用電一般出現在站內設備、器件故障或存在異常運行情況下,屬于不可抗力。對此,可以在保證發電運行前提下通過協議管理降低或補償對主網的影響。正常光伏電站并網發電需要同時簽訂用電管理協議,可以在用電管理協議中規范用電側能耗指標,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負荷容量時,對系統潮流的影響較小。隨著新能源產業的發展,一般電網中的光伏發電裝機容量會逐步增大。對于一個等電壓區域電網,當區域內全部光伏電站總裝機容量接近網絡負荷消納能力時,系統會在光伏發電峰值時段出現異常潮流變化。若并網的光伏電站裝機容量進一步增大,則會出現逆向潮流時段。

電網潮流反轉會對電力系統的有功平衡造成很大擾動,影響電網運行的穩定性與經濟性。調度部門可以通過完善光伏電站運行數據的實時在線監控,對光伏發電有功功率、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,降低峰值時段的發電能力,以確保主電網運行的穩定性與經濟性。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范圍內連續可調,有特殊要求時,可以與電網企業協商確定。技術規定同時要求在光伏電站能力范圍內調節無功電量輸出,參與電網電壓調節。

孤東電網在與四座光伏電站簽訂調度協議時,套用國家電網調度協議模板。但在實際運行中發現,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電企業協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、電壓調節的責任。

5 結束語

光伏電站并網運行后,單電源樹形網絡變為多源互聯網絡,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電國家標準、規定運行,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議、發電并網協議,并在發電運行后實施監控,調整光伏電站的發電特性,以實現整個電網的經濟穩定運行。