光伏电站接入胜利油田电网的研究

2023-01-10张维进邵江华

上海电气技术 2022年4期

张维进邵江华魏岳

1.胜利石油管理局有限公司新能源开发中心山东东营 257000 2.胜利石油管理局有限公司电力分公司山东东营 257000

分布式电源接入电网,要遵循一般原则和技术要求,通常在功率控制与电压调节、并网与退出控制、保护与安全自动装置、电网异常响应、电能质量、电能计量通信自动化、防雷与接地等方面都有严格的界定和要求。对于接入胜利油田电网的光伏电站,在满足以上要求的同时,还有一些接入油田电网工程的独特要求,笔者就此展开研究。

1 太阳能资源情况

东营市地理位置为北纬36°55′～38°10′,东经118°07′～119°10′,东、北临渤海,西与滨州市毗邻,南与淄博市、潍坊市接壤,南北最大纵距123 km,东西最大横距74 km,土地总面积8 243 km2。

东营市地处中纬度,背陆面海,受亚欧大陆和西太平洋共同影响,属暖温带大陆性季风气候,基本气候特征为冬寒夏热,四季分明。春季干旱多风,早春冷暖无常,常有倒春寒出现,晚春回暖迅速,常发生春旱。夏季炎热多雨,温高湿大,有时受台风侵袭。秋季气温下降,雨水骤减,天高气爽。冬季天气干冷,寒风频吹,多刮北风、西北风,雨雪稀少。主要气象灾害有霜冻、干热风、大风、冰雹、干旱、涝、风暴潮等。境内南北气候差异不明显,多年平均气温为12.8 ℃,无霜期为206 d,可满足农作物的两年三熟。年平均降水量为555.9 mm,多集中在夏季,占全年降水量的65%。降水量年际变化大,易形成旱涝灾害。

2 胜利油田电网概况

胜利油田电网内变电站总计145座,总容量为4 697.75 MVA。其中,220 kV变电站有3座,变压器容量为1 080 MVA;110 kV变电站有41座,包括2座临盘采油厂资产变电站,变压器容量为2 447.5 MVA;35 kV变电站有77座,变压器容量为1 083.3 MVA;35 kV简易变电站有24座,包括采油厂资产广王简易变,变压器容量为86.95 MVA。输配电线路总计1 355条,长度超过13 700 km。其中,220 kV线路有8条,长度为340.49 km;110 kV线路有72条,长度为1 199.25 km;35 kV线路有172条,长度为1 796.77 km;10 kV线路有450条,长度为3 931.66 km;6 kV线路有653条,长度为6 493.48 km。国网胜利(东营)供电有限公司电力设施变电站总计24座,总容量为518.1 MVA。其中,110 kV变电站有5座,变压器容量为293 MVA;35 kV变电站有10座,变压器容量为174.35 MVA;35 kV简易变电站有9座,变压器容量为50.75 MVA。输配电线路总计289条,长度为1 826.59 km。其中,110 kV线路有5条,长度为48.81 km;35 kV线路有24条,长度为238.49 km;10 kV线路有145条,长度为744.76 km;6 kV线路有115条,长度为794.53 km。

胜利油田电网2019年转供电量为59.06亿kW·h,胜利电厂自发电量为41.16亿kW·h,外购电量为17.89亿kW·h。2020年计划自发电量为45.97亿kW·h,外购电量为7.86亿kW·h。电网最大负荷为110万kW以上,最小负荷为75万kW。

胜利油田电网有自备电厂1座,机组5台。其中,22万kW热电机组有2台,30万kW热电机组有2台。4台热电机组装机总量为104万kW,供热能力为2 500万m2。三期66万kW热电机组有1台,为公用机组。根据不完全统计,目前孤东电网在110 kV孤东一号变、孤东二号变的35 kV Ⅰ段、Ⅱ段母线接入80 MW光伏发电。

3 胜利油田新能源发展规划

近年来,胜利油田深入贯彻落实集团公司绿色低碳战略部署,积极践行绿色企业行动计划,不断加快推进地热、余热、太阳能等新能源的开发利用,为中石化绿色企业创建和推动高质量发展做出积极贡献。

2020年4月,胜利油田出台绿色企业行动计划实施方案,确立了2020年新增地热、太阳能、余热等新能源利用7 700 t标煤的目标。到2025年,上述新能源利用替代标煤32万t。胜利油田开展新能源整体布局研究,大力发展余热、太阳能、风能等新能源,形成多能互补的能源格局,实现效益、利润最大化。今后,要加快地热梯级绿色开发,实施太阳能热电开发利用,拓展海上平台风电业务,推进新能源多能互补智慧绿能示范区建设,探索优化市场化商业模式,实施大工程,推进大合作,拓展大服务,做实做大油田内外部新能源和节能减排项目,打造油田与热能、光能、风能协同推进的1+X能源公司模式,调整余热、地热、太阳能、氢能、光伏、风能等非化石能源的消费结构,逐步提高新能源消费占比。

4 电网接入研究

4.1 380 V接入要求

油田闲余站库土地可装机容量一般为400 kW～1 000 kW,可通过380 V电压等级接入,分块发电,1～2路送出。原则上每路送出容量不宜超过400 kW,一般送出至站库已建低压配电室。

逆变器交流侧装设断路器、隔离开关。并网柜有技术规格要求,实现交流汇流、电能计量、并网功能,并且进行防雷保护。并网柜功能区布局要考虑RS485组网、电能上传、断路器数据采集等装置安装区。公共连接点一般装设断路器、隔离开关。

考虑井场变压器容量,一般光伏发电在100 kW以下,可接入油井变压器低压侧。对井场配电柜进行改造,减少并网柜环节。

4.2 无功补偿

在交流电路中,由电源供给负载的电功率有两种,一种是有功功率,一种是无功功率。

有功功率是保持用电设备正常运行所需的电功率,也就是将电能转换为机械能、光能、热能等其它形式能量的电功率。无功功率比较抽象,是用于电路内电场与磁场交换,并用于在电气设备中建立和维持磁场的电功率。无功功率不对外做功,而是转变为其它形式的能量。凡是有电磁线圈的电气设备,要建立磁场,就要消耗无功功率。

无功功率从电力网络穿越,产生能量损耗,所以在电力系统中,一般进行就地无功补偿,杜绝因无功功率网络穿越而产生的损耗。从发电机和高压输电线供给的无功功率,远远满足不了负荷的需求,所以在电网中要设置一些无功补偿装置来补充无功功率,以保证用户对无功功率的需求。

无功补偿通常采用的方法主要有三种:低压个别补偿、低压集中补偿、高压集中补偿。

低压个别补偿根据个别用电设备对无功功率的需求量,将单台或多台低压电容器组分散与用电设备并接,与用电设备共用一套断路器,通过控制、保护装置与电机同时投切。低压个别补偿适用于补偿个别大容量且连续运行的无功消耗,如大中型异步电动机等,以补励磁无功为主。低压个别补偿的优点是用电设备运行时无功补偿投入,用电设备停运时无功补偿也退出,不会造成无功倒送。低压个别补偿的优点还包括投资少、占位小、安装容易、配置方便灵活、维护简单、事故率低等。

低压集中补偿指将低压电容器通过低压开关接在配电变压器低压母线侧,以无功补偿投切装置作为控制保护装置,根据低压母线上的无功负荷直接控制电容器的投切。电容器的投切整组进行,做不到平滑调节。低压集中补偿的优点包括接线简单,运行维护工作量小,使无功就地平衡,从而提高配变利用率,降低网损,具有较高的经济性。低压集中补偿是目前无功补偿中常用的手段。

高压集中补偿指将并联电容器组直接装在变电所的6 kV～10 kV高压母线上的补偿方式,适用于用户远离变电所或在供电线路的末端,并且用户自身有一定的高压负荷,可以减少对电力系统无功功率的消耗,并且可以起到一定的补偿作用。补偿装置根据负荷的大小自动投切,从而合理提高用户的功率因数,避免功率因数降低导致电费增加。高压集中补偿便于运行维护,补偿效益高。

电力系统的无功电源除同步电机外,还有并联电容器、静止无功补偿器、静止无功发生器。除电容器外,其余几种无功补偿装置既能吸收容性无功,又能吸收感性无功。

目前,油田电网变电站在10 kV、6 kV母线侧装设有集中无功补偿电容器,单台容量一般为1 000 kvar～3 000 kvar,并且油井变压器高压侧装设分散式就地无功补偿电容器。由此,在考察光伏电站接入时,一般380 V接入不考虑无功补偿,当电站达到一定装机规模,T接或专线接入10 kV、6 kV系统时,考察接入线路无功负荷、有功负荷情况,按装机容量占比计算无功补偿容量。为减少投资,一般在10 MW以上才装设静止无功发生器,并且容量要通过计算进行控制。

另一方面,随着电力电子技术的发展,逆变器具有完善的无功补偿能力,可以根据调度指令,进行无功补偿。

4.3 主变中性点保护

大型变压器是电力生产的核心设备,由于成本较高,因此在110 kV及以上的中性点直接接地电网中,普遍采用分级绝缘变压器。

同一个110 kV网络,一般在靠近电源侧110 kV变压器中性点接地,网络中其它变压器不接地。油田许多110 kV变电站建成年限长,变压器无中性点保护。由此,当接入光伏电站,特别是35 kV及以上接入、10 kV或6 kV接入、110 kV变电站10 kV或6 kV侧接入时,一旦系统发生接地故障,中性点接地的变压器跳开后,电网零序电压升高或谐振过电压等都会危及不接地的变压器中性点绝缘。因此,处于多源系统中运行的大型变压器必须装设中性点保护。36 MW电厂灰场项目就对110 kV基南变和梁二变主变压器中性点增加了间隙保护。

4.4 弱电网接入

在弱电网下装机容量增加时,进行大规模光伏并网,容易引发谐波谐振,危及光伏电站的正常稳定运行。LCL 滤波器自身的有源阻尼策略并不会导致大规模光伏并网引发谐振,引发谐振的关键原因在于并网逆变器自身的稳定裕度。电网阻抗、装机容量、系统参数、控制策略等因素的综合效应可以使并网逆变器在某一特定条件下运行到临界稳定状态附近,进而引发谐振。谐振将导致入网电流在相应谐振频段产生大量谐波。如果稳定裕度进一步减小,系统将逐步由谐振状态过渡到振荡、发散等不稳定状态。

4.5 通信组网

根据光伏电站运行管理要求和电网调度规定,需要对逆变器状态、并网点状态、电能量进行实时监控。

目前,主流逆变器厂家在国家物联网、能源互联网大思路、大政策背景下,生产的逆变器产品都可以实现接入云平台,如华为的托管云解决方案、阳光电源的阳光云解决方案等。这类解决方案适应目前的潮流趋势,但后期会产生云平台租赁费用。

对于并网点断路器状态、并网点潮流情况,在项目中敷设光纤或项目场景已有光纤的情况下,通过光纤接入待建光伏控制中心或胜利油田电力调度中心。在无光纤的电站,通过无线公网上传。如胜利发电厂灰场项目,通过设计光纤,将电站、公共连接点信号上传、监控,达到四遥功能。又如坨二光伏电站、纯梁首站光伏电站,通过数据传输单元+通信控制器模式上传,工程实现中涉及规约转换,对于油田电网特殊场景,方式复杂。

关口电能表数据基于智能电表+数据采集器的模式,通过4G网络上传油田电能量计量系统。

4.6 微电网接入

对于比例连动或有能量反馈的负载,如油田抽油机,一般使用变频器驱动,需要增加反馈电网的装置或制动电阻,否则无法顺利使用。采用反馈电网方式,投入成本高。采用制动电阻,反馈能量大,消耗功率大,是较不经济的方法。由此,如何对负载惯量产生的电能再生利用,是一大重点。

共用直流母线的原理是将变频器分解为两个部件,即整流器部分与逆变器分开。由此,一台较大整流装置可以供应多台逆变装置,每一台逆变器的直流母线均并联在一起,逆变器反馈的能量可以彼此互相利用。所有逆变器能量不足的部分再由整流桥补充,由电网供电。这种应用方式节电率最高。

在模块化案例中,比较成熟的有直流公共母线变频驱动方案,能够实现再生回馈,不同变频器可以共用直流母线。

基于直流母线的抽油机井群控技术通过不平衡馈能直流母线互馈共享技术实现再生回馈。群控系统的整流滤波环节选用不可控整流方案,杜绝电能量馈网,但存在谐波污染问题,需要进行改善。通过抽油机专用逆变器控制终端,实现电动机侧向直流母线侧馈能,通过馈能利用及优化控制技术,实现馈能的有效利用。群控系统是一种简单的直流微电网,抽油机电动状态是直流微电网的负载,馈能状态相当于直流微电网的一个特殊微源。已投运的营二多源微网在以上基础上,在共直流母线通过直流—直流转换装置接入光伏电源,实现绿能消纳。因为系统设计整流器止逆,不能向电网馈电,多余馈能通过制动电阻消耗,加之注入光伏绿能,需要在后续运行中进一步跟踪研究,研究领域和目的涉及其它更多层面更深的技术内容。油田直流群控引入光伏,可以在整流器交流侧将光伏接入,实现就地消纳、余量上网,达到充分利用的目的。

4.7 消纳能力

胜利油田电网已经形成胜利发电厂为电源支撑,与220 kV九分场变、新孤变、盐镇变3座枢纽变电站四角环网运行的网络构架。新孤变主变容量为480 MVA,正常负荷为200 MW,最大负荷为220 MW,担负着黄河以北孤岛、孤东、桩西、河口及海上油气生产任务。盐镇变主变容量为2×120 MVA,110 kV出线有6回,35 kV出线有9回。系统情况如图1所示,系统分析见表1。

图1 系统情况

表1 系统分析

5 电网接入流程管理

5.1 流程内容

光伏电站接入电网工作包括接入申请、电网接入设计、接入工程设计、工程施工验收、并网启动调试等,需要进行全流程内部控制与对外协调。在光伏电站项目可研阶段,同期开展接入电网设计。

以书面形式向胜利油田电力分公司提出电网接入申请,组织协调设计院、采油厂、电力分公司,以及中心相关部所、项目部进行现场勘察,确定发电地址、公共连接点、并网点、容量、计量点、线路等,并填写现场勘查工作单。

接入方案设计中,要进行电力电量平衡、潮流分析、短路计算、电能质量分析、稳定分析等各类电气计算与分析,初步确定设备材料技术规格要求。

电网接入批复后,委托具备资质的设计单位,按照批准的接入电网方案开展工程设计,确定电网接入一次二次配置、计量方式、远动功能、通信方式等,形成施工白图。提交设计审查申请及设计文件资料至电力分公司,由电力分公司负责进行接入电网工程设计报告外审。根据电力分公司接入电网工程设计审查意见,由设计院形成施工蓝图。

在项目实施阶段,协调施工单位编制施工组织方案,协调监理编制监理方案,并审查。在项目施工过程中,抓好施工现场安全管理与质量管理、承包商管理。重点关注逆变器组网工作,做好计量装置检定、信息采集入网工作,做好通信组网现场施工。

光伏电站建设工程中,光伏电站本体工程和接入电网工程施工结束前,要完成以下工作:

(1) 提前15 d向电力分公司提出光伏电站并网启动调试申请;

(2) 完成电站运行操作规程的制订,并编制启动调试方案;

(3) 对现场设备命名编号,并张贴标志牌、安全警示牌等;

(4) 编制典型倒闸操作票;

(5) 《并网安全协议》由中心与电力分公司在光伏电站投产前1个月签订;

(6) 《用能合同》由中心与电力分公司在光伏电站投产前1个月签订;

(7) 《并网调度协议》由中心与电力分公司在光伏电站投产前1个月签订;

(8) 相关技术文件准备。

工程完工后,组织接入电网工程内部验收。最后电站并网调试、试运行。