光伏電站接入勝利油田電網的研究

張維進 邵江華 魏 岳

1.勝利石油管理局有限公司新能源開發中心 山東東營 257000 2.勝利石油管理局有限公司電力分公司 山東東營 257000

分布式電源接入電網,要遵循一般原則和技術要求,通常在功率控制與電壓調節、并網與退出控制、保護與安全自動裝置、電網異常響應、電能質量、電能計量通信自動化、防雷與接地等方面都有嚴格的界定和要求。對于接入勝利油田電網的光伏電站,在滿足以上要求的同時,還有一些接入油田電網工程的獨特要求,筆者就此展開研究。

1 太陽能資源情況

東營市地理位置為北緯36°55′～38°10′,東經118°07′～119°10′,東、北臨渤海,西與濱州市毗鄰,南與淄博市、濰坊市接壤,南北最大縱距123 km,東西最大橫距74 km,土地總面積8 243 km2。

東營市地處中緯度,背陸面海,受亞歐大陸和西太平洋共同影響,屬暖溫帶大陸性季風氣候,基本氣候特征為冬寒夏熱,四季分明。春季干旱多風,早春冷暖無常,常有倒春寒出現,晚春回暖迅速,常發生春旱。夏季炎熱多雨,溫高濕大,有時受臺風侵襲。秋季氣溫下降,雨水驟減,天高氣爽。冬季天氣干冷,寒風頻吹,多刮北風、西北風,雨雪稀少。主要氣象災害有霜凍、干熱風、大風、冰雹、干旱、澇、風暴潮等。境內南北氣候差異不明顯,多年平均氣溫為12.8 ℃,無霜期為206 d,可滿足農作物的兩年三熟。年平均降水量為555.9 mm,多集中在夏季,占全年降水量的65%。降水量年際變化大,易形成旱澇災害。

2 勝利油田電網概況

勝利油田電網內變電站總計145座,總容量為4 697.75 MVA。其中,220 kV變電站有3座,變壓器容量為1 080 MVA;110 kV變電站有41座,包括2座臨盤采油廠資產變電站,變壓器容量為2 447.5 MVA;35 kV變電站有77座,變壓器容量為1 083.3 MVA;35 kV簡易變電站有24座,包括采油廠資產廣王簡易變,變壓器容量為86.95 MVA。輸配電線路總計1 355條,長度超過13 700 km。其中,220 kV線路有8條,長度為340.49 km;110 kV線路有72條,長度為1 199.25 km;35 kV線路有172條,長度為1 796.77 km;10 kV線路有450條,長度為3 931.66 km;6 kV線路有653條,長度為6 493.48 km。國網勝利(東營)供電有限公司電力設施變電站總計24座,總容量為518.1 MVA。其中,110 kV變電站有5座,變壓器容量為293 MVA;35 kV變電站有10座,變壓器容量為174.35 MVA;35 kV簡易變電站有9座,變壓器容量為50.75 MVA。輸配電線路總計289條,長度為1 826.59 km。其中,110 kV線路有5條,長度為48.81 km;35 kV線路有24條,長度為238.49 km;10 kV線路有145條,長度為744.76 km;6 kV線路有115條,長度為794.53 km。

勝利油田電網2019年轉供電量為59.06億kW·h,勝利電廠自發電量為41.16億kW·h,外購電量為17.89億kW·h。2020年計劃自發電量為45.97億kW·h,外購電量為7.86億kW·h。電網最大負荷為110萬kW以上,最小負荷為75萬kW。

勝利油田電網有自備電廠1座,機組5臺。其中,22萬kW熱電機組有2臺,30萬kW熱電機組有2臺。4臺熱電機組裝機總量為104萬kW,供熱能力為2 500萬m2。三期66萬kW熱電機組有1臺,為公用機組。根據不完全統計,目前孤東電網在110 kV孤東一號變、孤東二號變的35 kV Ⅰ段、Ⅱ段母線接入80 MW光伏發電。

3 勝利油田新能源發展規劃

近年來,勝利油田深入貫徹落實集團公司綠色低碳戰略部署,積極踐行綠色企業行動計劃,不斷加快推進地熱、余熱、太陽能等新能源的開發利用,為中石化綠色企業創建和推動高質量發展做出積極貢獻。

2020年4月,勝利油田出臺綠色企業行動計劃實施方案,確立了2020年新增地熱、太陽能、余熱等新能源利用7 700 t標煤的目標。到2025年,上述新能源利用替代標煤32萬t。勝利油田開展新能源整體布局研究,大力發展余熱、太陽能、風能等新能源,形成多能互補的能源格局,實現效益、利潤最大化。今后,要加快地熱梯級綠色開發,實施太陽能熱電開發利用,拓展海上平臺風電業務,推進新能源多能互補智慧綠能示范區建設,探索優化市場化商業模式,實施大工程,推進大合作,拓展大服務,做實做大油田內外部新能源和節能減排項目,打造油田與熱能、光能、風能協同推進的1+X能源公司模式,調整余熱、地熱、太陽能、氫能、光伏、風能等非化石能源的消費結構,逐步提高新能源消費占比。

4 電網接入研究

4.1 380 V接入要求

油田閑余站庫土地可裝機容量一般為400 kW～1 000 kW,可通過380 V電壓等級接入,分塊發電,1～2路送出。原則上每路送出容量不宜超過400 kW,一般送出至站庫已建低壓配電室。

逆變器交流側裝設斷路器、隔離開關。并網柜有技術規格要求,實現交流匯流、電能計量、并網功能,并且進行防雷保護。并網柜功能區布局要考慮RS485組網、電能上傳、斷路器數據采集等裝置安裝區。公共連接點一般裝設斷路器、隔離開關。

考慮井場變壓器容量,一般光伏發電在100 kW以下,可接入油井變壓器低壓側。對井場配電柜進行改造,減少并網柜環節。

4.2 無功補償

在交流電路中,由電源供給負載的電功率有兩種,一種是有功功率,一種是無功功率。

有功功率是保持用電設備正常運行所需的電功率,也就是將電能轉換為機械能、光能、熱能等其它形式能量的電功率。無功功率比較抽象,是用于電路內電場與磁場交換,并用于在電氣設備中建立和維持磁場的電功率。無功功率不對外做功,而是轉變為其它形式的能量。凡是有電磁線圈的電氣設備,要建立磁場,就要消耗無功功率。

無功功率從電力網絡穿越,產生能量損耗,所以在電力系統中,一般進行就地無功補償,杜絕因無功功率網絡穿越而產生的損耗。從發電機和高壓輸電線供給的無功功率,遠遠滿足不了負荷的需求,所以在電網中要設置一些無功補償裝置來補充無功功率,以保證用戶對無功功率的需求。

無功補償通常采用的方法主要有三種:低壓個別補償、低壓集中補償、高壓集中補償。

低壓個別補償根據個別用電設備對無功功率的需求量,將單臺或多臺低壓電容器組分散與用電設備并接,與用電設備共用一套斷路器,通過控制、保護裝置與電機同時投切。低壓個別補償適用于補償個別大容量且連續運行的無功消耗,如大中型異步電動機等,以補勵磁無功為主。低壓個別補償的優點是用電設備運行時無功補償投入,用電設備停運時無功補償也退出,不會造成無功倒送。低壓個別補償的優點還包括投資少、占位小、安裝容易、配置方便靈活、維護簡單、事故率低等。

低壓集中補償指將低壓電容器通過低壓開關接在配電變壓器低壓母線側,以無功補償投切裝置作為控制保護裝置,根據低壓母線上的無功負荷直接控制電容器的投切。電容器的投切整組進行,做不到平滑調節。低壓集中補償的優點包括接線簡單,運行維護工作量小,使無功就地平衡,從而提高配變利用率,降低網損,具有較高的經濟性。低壓集中補償是目前無功補償中常用的手段。

高壓集中補償指將并聯電容器組直接裝在變電所的6 kV～10 kV高壓母線上的補償方式,適用于用戶遠離變電所或在供電線路的末端,并且用戶自身有一定的高壓負荷,可以減少對電力系統無功功率的消耗,并且可以起到一定的補償作用。補償裝置根據負荷的大小自動投切,從而合理提高用戶的功率因數,避免功率因數降低導致電費增加。高壓集中補償便于運行維護,補償效益高。

電力系統的無功電源除同步電機外,還有并聯電容器、靜止無功補償器、靜止無功發生器。除電容器外,其余幾種無功補償裝置既能吸收容性無功,又能吸收感性無功。

目前,油田電網變電站在10 kV、6 kV母線側裝設有集中無功補償電容器,單臺容量一般為1 000 kvar～3 000 kvar,并且油井變壓器高壓側裝設分散式就地無功補償電容器。由此,在考察光伏電站接入時,一般380 V接入不考慮無功補償,當電站達到一定裝機規模,T接或專線接入10 kV、6 kV系統時,考察接入線路無功負荷、有功負荷情況,按裝機容量占比計算無功補償容量。為減少投資,一般在10 MW以上才裝設靜止無功發生器,并且容量要通過計算進行控制。

另一方面,隨著電力電子技術的發展,逆變器具有完善的無功補償能力,可以根據調度指令,進行無功補償。

4.3 主變中性點保護

大型變壓器是電力生產的核心設備,由于成本較高,因此在110 kV及以上的中性點直接接地電網中,普遍采用分級絕緣變壓器。

同一個110 kV網絡,一般在靠近電源側110 kV變壓器中性點接地,網絡中其它變壓器不接地。油田許多110 kV變電站建成年限長,變壓器無中性點保護。由此,當接入光伏電站,特別是35 kV及以上接入、10 kV或6 kV接入、110 kV變電站10 kV或6 kV側接入時,一旦系統發生接地故障,中性點接地的變壓器跳開后,電網零序電壓升高或諧振過電壓等都會危及不接地的變壓器中性點絕緣。因此,處于多源系統中運行的大型變壓器必須裝設中性點保護。36 MW電廠灰場項目就對110 kV基南變和梁二變主變壓器中性點增加了間隙保護。

4.4 弱電網接入

在弱電網下裝機容量增加時,進行大規模光伏并網,容易引發諧波諧振,危及光伏電站的正常穩定運行。LCL 濾波器自身的有源阻尼策略并不會導致大規模光伏并網引發諧振,引發諧振的關鍵原因在于并網逆變器自身的穩定裕度。電網阻抗、裝機容量、系統參數、控制策略等因素的綜合效應可以使并網逆變器在某一特定條件下運行到臨界穩定狀態附近,進而引發諧振。諧振將導致入網電流在相應諧振頻段產生大量諧波。如果穩定裕度進一步減小,系統將逐步由諧振狀態過渡到振蕩、發散等不穩定狀態。

4.5 通信組網

根據光伏電站運行管理要求和電網調度規定,需要對逆變器狀態、并網點狀態、電能量進行實時監控。

目前,主流逆變器廠家在國家物聯網、能源互聯網大思路、大政策背景下,生產的逆變器產品都可以實現接入云平臺,如華為的托管云解決方案、陽光電源的陽光云解決方案等。這類解決方案適應目前的潮流趨勢,但后期會產生云平臺租賃費用。

對于并網點斷路器狀態、并網點潮流情況,在項目中敷設光纖或項目場景已有光纖的情況下,通過光纖接入待建光伏控制中心或勝利油田電力調度中心。在無光纖的電站,通過無線公網上傳。如勝利發電廠灰場項目,通過設計光纖,將電站、公共連接點信號上傳、監控,達到四遙功能。又如坨二光伏電站、純梁首站光伏電站,通過數據傳輸單元+通信控制器模式上傳,工程實現中涉及規約轉換,對于油田電網特殊場景,方式復雜。

關口電能表數據基于智能電表+數據采集器的模式,通過4G網絡上傳油田電能量計量系統。

4.6 微電網接入

對于比例連動或有能量反饋的負載,如油田抽油機,一般使用變頻器驅動,需要增加反饋電網的裝置或制動電阻,否則無法順利使用。采用反饋電網方式,投入成本高。采用制動電阻,反饋能量大,消耗功率大,是較不經濟的方法。由此,如何對負載慣量產生的電能再生利用,是一大重點。

共用直流母線的原理是將變頻器分解為兩個部件,即整流器部分與逆變器分開。由此,一臺較大整流裝置可以供應多臺逆變裝置,每一臺逆變器的直流母線均并聯在一起,逆變器反饋的能量可以彼此互相利用。所有逆變器能量不足的部分再由整流橋補充,由電網供電。這種應用方式節電率最高。

在模塊化案例中,比較成熟的有直流公共母線變頻驅動方案,能夠實現再生回饋,不同變頻器可以共用直流母線。

基于直流母線的抽油機井群控技術通過不平衡饋能直流母線互饋共享技術實現再生回饋。群控系統的整流濾波環節選用不可控整流方案,杜絕電能量饋網,但存在諧波污染問題,需要進行改善。通過抽油機專用逆變器控制終端,實現電動機側向直流母線側饋能,通過饋能利用及優化控制技術,實現饋能的有效利用。群控系統是一種簡單的直流微電網,抽油機電動狀態是直流微電網的負載,饋能狀態相當于直流微電網的一個特殊微源。已投運的營二多源微網在以上基礎上,在共直流母線通過直流—直流轉換裝置接入光伏電源,實現綠能消納。因為系統設計整流器止逆,不能向電網饋電,多余饋能通過制動電阻消耗,加之注入光伏綠能,需要在后續運行中進一步跟蹤研究,研究領域和目的涉及其它更多層面更深的技術內容。油田直流群控引入光伏,可以在整流器交流側將光伏接入,實現就地消納、余量上網,達到充分利用的目的。

4.7 消納能力

勝利油田電網已經形成勝利發電廠為電源支撐,與220 kV九分場變、新孤變、鹽鎮變3座樞紐變電站四角環網運行的網絡構架。新孤變主變容量為480 MVA,正常負荷為200 MW,最大負荷為220 MW,擔負著黃河以北孤島、孤東、樁西、河口及海上油氣生產任務。鹽鎮變主變容量為2×120 MVA,110 kV出線有6回,35 kV出線有9回。系統情況如圖1所示,系統分析見表1。

圖1 系統情況

表1 系統分析

5 電網接入流程管理

5.1 流程內容

光伏電站接入電網工作包括接入申請、電網接入設計、接入工程設計、工程施工驗收、并網啟動調試等,需要進行全流程內部控制與對外協調。在光伏電站項目可研階段,同期開展接入電網設計。

以書面形式向勝利油田電力分公司提出電網接入申請,組織協調設計院、采油廠、電力分公司,以及中心相關部所、項目部進行現場勘察,確定發電地址、公共連接點、并網點、容量、計量點、線路等,并填寫現場勘查工作單。

接入方案設計中,要進行電力電量平衡、潮流分析、短路計算、電能質量分析、穩定分析等各類電氣計算與分析,初步確定設備材料技術規格要求。

電網接入批復后,委托具備資質的設計單位,按照批準的接入電網方案開展工程設計,確定電網接入一次二次配置、計量方式、遠動功能、通信方式等,形成施工白圖。提交設計審查申請及設計文件資料至電力分公司,由電力分公司負責進行接入電網工程設計報告外審。根據電力分公司接入電網工程設計審查意見,由設計院形成施工藍圖。

在項目實施階段,協調施工單位編制施工組織方案,協調監理編制監理方案,并審查。在項目施工過程中,抓好施工現場安全管理與質量管理、承包商管理。重點關注逆變器組網工作,做好計量裝置檢定、信息采集入網工作,做好通信組網現場施工。

光伏電站建設工程中,光伏電站本體工程和接入電網工程施工結束前,要完成以下工作:

(1) 提前15 d向電力分公司提出光伏電站并網啟動調試申請;

(2) 完成電站運行操作規程的制訂,并編制啟動調試方案;

(3) 對現場設備命名編號,并張貼標志牌、安全警示牌等;

(4) 編制典型倒閘操作票;

(5) 《并網安全協議》由中心與電力分公司在光伏電站投產前1個月簽訂;

(6) 《用能合同》由中心與電力分公司在光伏電站投產前1個月簽訂;

(7) 《并網調度協議》由中心與電力分公司在光伏電站投產前1個月簽訂;

(8) 相關技術文件準備。

工程完工后,組織接入電網工程內部驗收。最后電站并網調試、試運行。

5.2 注意事項

在現場勘察時,要注意搜集集控站或變電站接入線路負荷情況,特別是無功潮流,以便確定無功補償方案、線路消納能力。要盡量避免通過變壓器向上送電的情況。

在現場勘察時,要注意已有電力設施情況,如變電站線路保護配置情況,以及產品廠家、架空線路線徑、配電室配電柜開關情況,以便電網配合和公共連接點達到電網管理要求。

統籌分布式新能源的總體布局,以110 kV變電站為中心,下一級35 kV變電站、6 kV線路遞推,層層落實系統潮流負荷情況,以便確定電站裝機規模。

加強溝通交流。光伏電站電網接入設計、接入工程設計涉及電力公司、設計院、建設單位各方,工期短,任務重,要統籌安排,抓好窗口期,以供電管理區為落實單元,統籌推進,杜絕重復落實、反復調整。開好評審會,注意總結分析,舉一反三,積累經驗,形成工作流程化、標準化。

6 結束語

筆者對光伏電站接入勝利油田電網進行研究,通過明確光伏發電并網接入的配套內容及基本技術要求,最終建設安全、可靠、經濟、高效的光伏發電運營管理系統。光伏電站并網接入后,實現調度遠程監控、潮流分布平衡、操作安全簡捷、運行靈活可靠的基本目標。