光伏电站并网的影响及应对措施

郭 鹏 高佩忠 魏 岳

胜利石油管理局有限公司电力分公司 山东东营 257000

1 研究背景

在国家推动绿色能源建设政策的导向下,我国光伏产业发展变化巨大,光伏产能逐年增长,大型光伏电站建设在东北、华北、西北地区发展如火如荼。胜利油田电网于2017年实现兆瓦级光伏电站并网,近几年,胜利油田电网中并网运行的光伏电站数量逐年增加,光伏电能占比逐步提高。需要注意的是,光伏电站发电原理不同于火电站,随着光伏电能占比的提高,影响也逐步显现。如何保证光伏电站并网后主网的安全稳定经济运行,成为光伏电站并网管理的首要问题。以胜利油田孤东电网中并网运行的光伏电站为例,分析光伏电站并网的影响,并根据运行管理经验提出应对措施。

2 孤东电网概况

胜利油田孤东电网坐落于山东省北部黄河入海口北岸,电网主电源来自孤东电网西侧20 km外的220 kV新孤变,有110 kV孤东线、110 kV电东线两条主电源线路,区域内有两座110 kV变电站、十座35 kV变电站,电网平均运行负荷为67 MW,主要用户为胜利油田孤东采油厂、海洋采油厂、胜利石油开发中心,具体负荷以油藏开发用电机类负荷为主。

孤东电网联络图如图1所示。孤东电网正常供电潮流模式如下:220 kV新孤变通过110 kV电东线、110 kV孤东线向孤东电网110 kV东一变、110 kV东二变供电,110 kV东一变、110 kV东二变通过6 kV～35 kV配电网络向孤东电网负荷供电。

2017年,青岛城投公司在孤东电网北部沿海地区建设总容量为80 MW的渔光互补光伏电站。这一地区年平均日照时数约2 342 h,年平均太阳辐射总量为5 146.2 MJ/m2,属于我国太阳能资源二类地区。项目分东营城浩、东营城卫、东营城联、东营城合四座光伏电站运行,四座光伏电站工程总体技术设计采用分块发电、集中并网方案,每座光伏电站主要配置两条集电线、一台接地变、一台消弧线圈、一台静止无功发生器无功补偿设备,通过四条35 kV线路并网于胜利油田孤东电网两座110 kV变电站35 kV母线。其中,东营城浩、东营城卫光伏电站通过35 kV一浩线、35 kV一卫线接入110 kV东一变,东营城联、东营城合光伏电站通过35 kV二联线、35 kV二合线接入110 kV东二变。架空光伏线路长度约为8.5 km,其中同塔四回路线路长约4.1 km、同塔双回路线路长约4.4 km。

图1 孤东电网联络图

孤东电网月均用电量为4 800万kW·h,约82%来自220 kV新孤变110 kV孤东线、110 kV电东线,约18%来自四座光伏电站发电线路。四座光伏电站2020年日发电量如图2所示。夏季、秋季日照条件良好时,四座光伏电站最高日发电量为49万kW·h,最高月发电量可达1 100万kW·h以上,占孤东电网月用电量的24%。四座光伏电站最高瞬时发电功率可达70 MW以上,超出110 kV电东线、110 kV孤东线67 MW的平均运行水平,孤东电网无法消纳的电量通过110 kV变电站主变方向升压后向220 kV新孤变供电。

图2 四座光伏电站2020年日发电量

3 光伏电站对主网影响

3.1 光伏电站异常用电

虽然光伏发电技术已发展应用多年,但是无论是光伏发电企业还是电网管理企业,对光伏电站的管理都较为侧重发电侧管理,常常忽视光伏电站在并网发电的同时自身也会通过并网点使用主网的能量。高压并网运行的大中型光伏电站一般持续与电网联络,不设置反向功率保护。在光伏电站不发电时,站内逆变器、静止无功发生器等设备所需能量都需要从电网索取。

孤东电网四座光伏电站正常运行时,每月使用有功电量约为4万kW·h。需要注意的是,光伏电站不同于常规用电负荷,当光伏电站逆变器、静止无功发生器的设置不合理或逆变器、静止无功发生器异常运行时,会造成光伏电站从并网点进行能量异常索取。2021年8月,四座光伏电站因站内一台静止无功发生器内部分板件故障,不能正常工作,从孤东电网索取无功功率93万kvar。对于异常的无功功率需求,孤东电网中的电容器不足以实现补偿,均由上级电网提供,由此产生大量损耗。四座光伏电站发用电数据见表1。

3.2 光伏发电产生电网潮流异常

四座光伏电站全部装机容量中,40 MW接入110 kV东一变,40 MW接入110 kV东二变。由于胜利油田电力调度没有四座光伏电站的调度权限,因此正常情况下光伏电站均为满功率发电。但是,孤东电网实际负荷情况为110 kV东一变侧负荷相比110 kV东二变侧负荷略大,光伏发电出力逐步增大后,110 kV东二变侧会先出现消纳能力不足的情况,造成孤东电网潮流异常。

以2021年11月11日220 kV新孤变向孤东电网110 kV东二变供电的主电源线路110 kV孤东线功率流向为例进行分析。6:30开始,随着光伏电站出力增大,110 kV孤东线的瞬时有功功率由31 MW逐渐降低,到10:30时,光伏电站的出力恰好与110 kV东二变的消纳能力平衡。10:30至11:30期间,光伏电能已超过区域负荷的消纳能力,光伏电能通过110 kV东二变主变升压后开始向220 kV新孤变反向供电。10:30至11:30期间,孤东电网另一条主电源线路110 kV电东线仍然正常向孤东电网进行有功传输,平均瞬时功率在8.3 MW～10.42 MW之间。在这1 h内,东营城联光伏电站与东营城合光伏电站发出的光伏电能通过110 kV东二变升压后,流向220 kV新孤变110 kV母线,在220 kV新孤变110 kV母线流转后,再通过110 kV电东线输送回孤东电网110 kV东一变。异常的潮流造成电网供电路径异常,损耗增加,同时也会造成部分继电保护配置失去保护作用。孤东电网潮流异常如图3所示。

表1 四座光伏电站发用电数据

图3 孤东电网潮流异常

3.3 光伏发电产生电网功率因数异常

对于目前油田电网中并网的光伏电站,调度协议中对光伏电站发电功率因数执行的是国家相关标准,一般规定全厂可控功率因数变化范围在-0.98～0.98之间。但在孤东电网实际运行中发现,油田电网不同于地方电网,每天24 h负荷无明显变化。油田电网负荷中电机类负荷占比一般超过60%,电动机的自然功率因数低于0.8。为满足运行经济性需求,就地进行无功补偿,通常由6 kV～10 kV配电电线路的高压无功补偿电容及变电站6 kV～10 kV母线上的电容柜补偿,不足部分由上级电网提供。在油田电网中并网的光伏电站只发送有功电量的情况下,主电源网络变为区域电网的远端无功电源。

光伏电站发电管理单位为实现利益最大化,一般会调整输出功率因数至接近1。孤东电网中并网的四座光伏电站,正常发电功率因数一般在0.98～1之间,满发时提供孤东电网所需的全部有功电量,同时发送无功电量较小,孤东电网所需的无功电量仍需从主电源110 kV孤东线、110 kV电东线索取,220 kV新孤变变为孤东电网的远端无功电源,主电源运行经济性变差。

110 kV孤东线电流曲线如图4所示。2021年11月10日10:30,110 kV孤东线向孤东电网输送瞬时有功功率为0.04 MW,线路运行电流高达62.18 A,线路仅仅传递了无功电量,且额外产生大量传输热损耗。

图4 110 kV孤东线电流曲线

4 应对措施

4.1 规范光伏电站用电协议

光伏电站异常用电一般出现在站内设备、器件故障或存在异常运行情况下,属于不可抗力。对此,可以在保证发电运行前提下通过协议管理降低或补偿对主网的影响。正常光伏电站并网发电需要同时签订用电管理协议,可以在用电管理协议中规范用电侧能耗指标,特别对光伏电站使用的无功电量进行限制,当光伏电站从电网吸收的无功电量超出规定值时,给予光伏电站经济性处罚。

4.2 完善光伏电站功率调度控制

对于并网的光伏电站,当光伏电站装机容量远小于系统负荷容量时,对系统潮流的影响较小。随着新能源产业的发展,一般电网中的光伏发电装机容量会逐步增大。对于一个等电压区域电网,当区域内全部光伏电站总装机容量接近网络负荷消纳能力时,系统会在光伏发电峰值时段出现异常潮流变化。若并网的光伏电站装机容量进一步增大,则会出现逆向潮流时段。

电网潮流反转会对电力系统的有功平衡造成很大扰动,影响电网运行的稳定性与经济性。调度部门可以通过完善光伏电站运行数据的实时在线监控,对光伏发电有功功率、负荷用电有功功率进行准确预测。当预测到光伏发电将超出网络消纳能力时,及时对光伏电站进行功率控制,降低峰值时段的发电能力,以确保主电网运行的稳定性与经济性。必要时可以进行选择性弃光,以降低整体光伏发电量。

4.3 调整光伏电站输出功率因数

国家电网光伏电站接入电网技术规定要求,大型和中型光伏电站的功率因数应能够在-0.98～0.98范围内连续可调,有特殊要求时,可以与电网企业协商确定。技术规定同时要求在光伏电站能力范围内调节无功电量输出,参与电网电压调节。

孤东电网在与四座光伏电站签订调度协议时,套用国家电网调度协议模板。但在实际运行中发现,电网负荷实际无功电量需求也比较大。所以,进行光伏并网前应对主电网的电能需求情况进行精准调研,结合电网需求与光伏发电企业协商确定供电功率因数范围,并明确光伏电站服从调度参与电网无功电量输出、电压调节的责任。

5 结束语

光伏电站并网运行后,单电源树形网络变为多源互联网络,对主电源而言,昼夜负荷会周期性变化,电能质量特性受到新增电源的影响,进而变得复杂。针对光伏电站并网的影响,笔者对孤东电网中实际并网运行的光伏电站数据进行分析、研究。结果表明,简单套用光伏电站发电国家标准、规定运行,并不能适用于全部实际应用场景。光伏电站并网运行的调度控制、用电管理需结合主电网负荷特性,有针对性制订光伏电站调度管理协议、发电并网协议,并在发电运行后实施监控,调整光伏电站的发电特性,以实现整个电网的经济稳定运行。