油田用戶側分布式電源并網系統孤島檢測方法

李桂平 劉永乾 李來鴻 高東升 馮海林

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

“十四五”規劃期間,用戶側分布式電源在勝利油田開展規模化建設。在政策的支持下,油田用戶側分布式光伏項目全面開花,進入加速發展的快車道。一方面,分布式電源的環境友好性和循環再生性為應對能源危機和環境污染提供了幫助。另一方面,由于分布式發電受到自然條件的限制,輸出功率具有很強的隨機性,大規模分布式電源并入電網,會對現有電力系統的供電質量產生嚴重影響。因此,研究油田用戶側分布式電源并網運行特征和孤島應對策略、檢測方法,具有重要意義。

1 并網方式

勝利油田利用輸站庫、油氣井場、鹽堿灘涂等閑置土地資源和辦公區場地、屋面等閑置資源,靠近用電負荷進行光伏、風電等分布式發電項目建設,通過企業電網進行并網,實現新能源綠電接入及消納。用戶側分布式電源接入電網結構如圖1所示。

目前,油田用戶側分布式電源的容量都比較小,在現有的裝機水平下,分布式電源不會對大電網系統產生影響。但是,隨著分布式電源的發展,如果小型機組的數量達到一定水平,就有可能影響整個電力系統的特性。分布式電源并網運行,對配電網電能質量的影響主要表現為對電壓波動的影響和諧波問題。

圖1 用戶側分布式電源接入電網結構

分布式電源采用的發電技術不同,輸出的電壓類型也不同,有工頻交流量、直流量、非工頻交流量三種。第一種類型分布式電源一般可以直接并網,第二種類型分布式電源需要經逆變器并網,第三種類型分布式電源需要整流后再經逆變器并網。分布式電源的并網方式見表1。

表1 分布式電源并網方式

2 孤島特征和應對策略

2.1 孤島運行產生原因

當包含分布式發電機的配電系統由于某種原因引起跳閘,使一部分配電網與主系統分開,形成獨立的區域,稱為孤島運行,如圖2所示。

圖2 孤島運行

配電網中形成孤島的原因如圖3所示。配電網發生故障后,變電站保護動作,斷路器斷開。另一方面,小型風電場、光伏電場的保護根據本地測量量進行判定。由于風力發電機具有特殊故障特性,如過流能力有限,故障電流具有多態性等,風力發電機側的保護可能會難以識別故障,沒有跳閘而繼續向負荷供電。

圖3 配電網中孤島形成原因

2.2 孤島運行主要特征

配電網主要為輻射狀結構,分布式電源經配電變電站與系統連接。孤島運行,穩定性存在一定風險,需要完善運行操作和控制系統。組合孤島包含多個單元組和多個負荷,是一種混合孤島運行。由于配電變電站下接多個單元組和負荷,可能會有很多種單元組與負荷的組合,可以形成范圍不等的孤島。為了簡化運行方式,只考慮兩個層次的孤島劃分,即最大范圍的組合孤島和最小范圍的單元孤島。最大范圍的組合孤島并不是指包括整個變電站的孤島,而是指在某一區域中的最大功率平衡區域,其層次不屬于單個用戶,而是屬于變電站級別。

2.3 孤島應對策略

分布式電源的特性、容量大小,以及接入配電網的等級和方式不同,孤島發生后對電網、用戶及分布式電源自身造成的影響也不同,應當根據實際情況采取不同的應對措施。在眾多孤島情況中,存在一種分層孤島。在分層孤島運行條件下,分布式電源的解列可以采取單元孤島解列、組合孤島解列或分層孤島解列方式。合理的應對策略應該是在保證電網、用戶及分布式電源安全的前提下,最大限度兼顧三者的利益及需求。

3 孤島檢測標準

孤島運行狀態會帶來諸多潛在危害,由此,世界各國關于交流并網發電系統的標準,如美國IEEE Std 929—2000和IEEE Std 1547—2018、我國GB/T 29319—2012、英國BS EN 62116:2014等,都對新能源交流并網發電系統的孤島檢測能力進行了明確規定。IEEE Std 1547—2018中提出,應尋求可以利用非計劃孤島運行的方法,從而充分利用光伏電源的發電容量,確保重要用戶的用電安全。這需要在孤島后維持系統電壓、頻率均不越限,不但對光伏并網變換器的功能提出了極高要求,而且還要求光伏電源出力與本地負載大致匹配,實現難度較大?，F階段更重要的是保證孤島運行狀態不會對人員和相關設備造成危害,尤其是對于裝設了自動重合閘的系統而言。因此目前相關標準均規定,檢出孤島運行后應使各光伏源斷電,從而解除孤島運行狀態。

GB/T 29319—2012《光伏發電系統接入配電網技術規定》、GB/T 19964—2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》中均明確規定,光伏發電系統應能夠快速檢測到孤島,并在檢測到孤島之后將光伏電源切斷,防孤島保護的動作時間應不長于2 s。但是,上述兩項標準中均沒有明確指定用以判斷孤島運行狀態的電氣量。一般而言,孤島檢測方法最終通過對系統電壓或頻率設置閾值來判斷孤島運行的發生,這樣做也有利于防孤島保護與其它繼電保護方式進行配合。GB/T 29319—2012中對光伏系統接入配電網時允許的電壓、頻率范圍進行了明確規定,并網點電壓在85%～110%額定電壓UN范圍內,頻率在47.5～50.2 Hz范圍內時,光伏電站可以保持與配電網同步運行。超出上述電壓、頻率范圍時,根據越限的多少規定不同的保護最長動作時間,見表2。IEEE Std 929—2000中則明確給出了利用電壓、頻率檢測孤島運行時的檢測時間,見表3,fN為額定頻率。

表2 GB/T 29319—2012電壓、頻率保護動作時間

表3 IEEE Std 929—2000電壓、頻率保護動作時間

由表2、表3可知,相關標準支持采用電壓、頻率閾值進行孤島檢測。一般應用的本地孤島檢測方法,無論是主動法還是被動法,防孤島保護均最終通過過、欠電壓保護及過、欠頻率保護進行動作。由于存在允許并網穩定運行的電壓、頻率區間,孤島后光伏電源與本地負載的有功功率和無功功率均近似匹配時,孤島后并網點的電壓、頻率不會發生太大變化,仍保持在允許并網運行的區間內。

4 孤島檢測適用電氣量

以分布式光伏電站并入交流系統為例,交流側配電網絡如圖4所示,對孤島運行狀態下各電氣量的變化規律進行分析。

圖4 交流側配電網絡

4.1 電壓

當圖4所示交流光伏系統處于并網運行狀態時,輸出功率為P+jQ,交流電網向本地負載送出的功率為本地負載總計消耗的功率,即Pload+jQload。在光伏機組、本地負載、交流電網的公共連接點處,由于電網的穩壓作用,電壓幅值不會發生變化。有:

(1)

P=Pload-ΔP=V0I0cosθ0

(2)

式中:V0為并網運行狀態下光伏并網逆變器輸出端的電壓;I0為并網運行狀態下光伏并網逆變器輸出端的電流;θ0為上述電壓、電流的相角差。

光伏交流并網逆變器一般采用電流控制策略,因此光伏并網逆變器輸出的電流幅值及與電壓間的相角差在系統進入孤島狀態后將不會發生變化,即:

θ=θ0

(3)

I=I0

(4)

式中:I為光伏機組與本地負載進入孤島運行狀態后的電流幅值;θ為光伏機組與本地負載進入孤島運行狀態后電壓、電流的相角差。

進入孤島狀態后,系統公共連接點電壓V可以表示為:

V=IRcosθ

(5)

式中:R為本地負載中阻性成分的阻值。

由于光伏機組沒有輸出無功功率的能力,因此一般運行于單位功率因數模式下,即θ與θ0均趨近于0?？紤]這一條件,聯立式(1)～式(5),可以得到孤島狀態下V的表達式為:

V=V0(1-ΔP/Pload)

(6)

當光伏電源發出的有功功率不能滿足本地負載的全部有功需求,本地負載與電網存在有功功率交換時,系統進入孤島運行狀態后公共連接點電壓將會發生變化。根據GB/T 29319—2012,光伏并網發電系統正常并網運行時允許的電壓波動范圍為85%～110%額定電壓。經過計算,當本地負載與光伏電源之間的有功功率差額達到本地負載有功負載的15%時,進入孤島運行狀態后公共連接點電壓將越過電壓閾值,孤島運行狀態可以被快速而準確檢測出。

4.2 頻率

并網運行狀態下公共連接點電壓頻率受電網控制,維持50 Hz且幾乎不發生變化。在并網運行狀態下,Qload和θ0可以表示為:

(7)

(8)

式中:ω為并網運行狀態下公共連接點電壓角頻率。

系統進入孤島運行狀態后,有:

(9)

聯立相關各式,得到孤島運行狀態下公共連接點電壓角頻率的表達式為:

(10)

式中:q為本地負載品質因數。

由式(10)可知,當光伏電源發出的無功功率不能滿足本地負載的全部有功需求,本地負載與電網存在無功功率交換時,系統進入孤島運行狀態后公共連接點電壓頻率將會發生變化。由于光伏電源無法發出無功功率,本地負載的無功消耗通常由系統中的無功補償設備提供,因此孤島后系統頻率的變化情況實際上取決于本地無功補償容量是否能夠滿足需求。

4.3 電壓與電流相角差

當光伏并網發電系統與交流電網處于正常并網運行狀態時,并網逆變器輸出的電流將保持與電網電壓相同的頻率和相位,以實現單位功率因數運行。在這一情況下,本地負載的全部無功需求由本地無功補償設備和電網共同提供。在進入孤島運行狀態的瞬間,光伏并網逆變器采用電流控制模式,輸出的電流不發生變化,同時系統的頻率還沒有發生改變,即負載的阻抗角仍然保持不變。與此同時,由于失去電網的穩壓作用,公共連接點電壓將發生相位跳變,公共連接點電壓V可以表示為:

V=I0Z=I0|Z|∠(θ0+θload)

(11)

式中:Z為阻抗;θload為并網運行狀態下本地負載的阻抗角。

并網運行狀態時,電壓和電流的相角差為0,進入孤島運行狀態的瞬間,公共連接點電壓和電流將出現幅值等同于本地負載阻抗角的相角跳變。在本地負載為非純阻性負載,且本地無功補償不能完全滿足本地負載需求的情況下,這一相角變化可以被用于檢測交流系統的孤島運行狀態。

4.4 有功功率與無功功率

由電壓、頻率分析可知,當光伏電源與本地負載存在功率不平衡時,孤島后系統工作點將發生移動。若光伏電源在孤島后輸出功率不發生變化,則隨著電壓、頻率的變化,本地負載吸收的功率將從原值Pload+jQload逐漸變化為光伏電源發出的功率,從而達到功率平衡狀態。因此,在進入孤島運行后,通過公共連接點的有功功率和無功功率變化情況也能夠識別孤島運行狀態的發生。但是,與電壓、電流情況相似,當本地負載與光伏電源的功率匹配度較高,有功功率差額小于15%,無功功率差額小于5%時,依靠對應功率的被動檢測方法無法有效對孤島運行狀態進行檢測。交流系統中功率變化與系統電壓、頻率變化是相統一的,因此為方便檢測,被動方法一般直接對系統的電壓和頻率整定閾值。

4.5 阻抗

阻抗測量法是交流系統內孤島檢測方法中具有代表性的一種。與大多數主動方法迫使系統工作點在進入孤島后快速移動導致系統失穩不同,阻抗測量法利用系統阻抗在孤島前后的變化情況對孤島運行狀態進行檢測。交流光伏并網發電系統正常運行時,電網可以近似看作理想電壓源,具有極小的內阻。并網時,在光伏機組的輸出端測得的阻抗ZGrid為:

(12)

式中:Z0為電網阻抗;Zload為本地負載阻抗。

由于電網內阻極小,Zload具有較小的幅值。當光伏機組與本地負載進入孤島運行狀態后,在光伏機組處測得的阻抗與本地交流負載值相同。

并網運行與孤島運行狀態下,在光伏發電系統端口測得的阻抗數值差異較大。根據這一阻抗變化,可以明確判斷系統是否處于孤島運行狀態。

5 結束語

通過對用戶側分布式電源并網運行和孤島應對策略、孤島檢測方法的分析,確認交流系統內基于電壓、頻率及相角差的被動方法均對進入孤島時的功率匹配程度具有要求。在功率匹配度較低的系統中,上述方法可以準確檢測出孤島運行狀態。但在功率匹配度較高的系統中,會相應進入檢測盲區。因此,在交流系統內可以采用電壓與頻率進行配合檢測的方法,利用檢測盲區不完全重疊的部分盡可能縮小孤島檢測的盲區,或使用主動擾動破壞孤島后的功率平衡。