油田用户侧分布式电源并网系统孤岛检测方法
时间：2023-02-13 12:45:03 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
李桂平 刘永乾 李来鸿 高东升 冯海林
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
“十四五”规划期间,用户侧分布式电源在胜利油田开展规模化建设。在政策的支持下,油田用户侧分布式光伏项目全面开花,进入加速发展的快车道。一方面,分布式电源的环境友好性和循环再生性为应对能源危机和环境污染提供了帮助。另一方面,由于分布式发电受到自然条件的限制,输出功率具有很强的随机性,大规模分布式电源并入电网,会对现有电力系统的供电质量产生严重影响。因此,研究油田用户侧分布式电源并网运行特征和孤岛应对策略、检测方法,具有重要意义。
胜利油田利用输站库、油气井场、盐碱滩涂等闲置土地资源和办公区场地、屋面等闲置资源,靠近用电负荷进行光伏、风电等分布式发电项目建设,通过企业电网进行并网,实现新能源绿电接入及消纳。用户侧分布式电源接入电网结构如图1所示。
目前,油田用户侧分布式电源的容量都比较小,在现有的装机水平下,分布式电源不会对大电网系统产生影响。但是,随着分布式电源的发展,如果小型机组的数量达到一定水平,就有可能影响整个电力系统的特性。分布式电源并网运行,对配电网电能质量的影响主要表现为对电压波动的影响和谐波问题。
图1 用户侧分布式电源接入电网结构
分布式电源采用的发电技术不同,输出的电压类型也不同,有工频交流量、直流量、非工频交流量三种。第一种类型分布式电源一般可以直接并网,第二种类型分布式电源需要经逆变器并网,第三种类型分布式电源需要整流后再经逆变器并网。分布式电源的并网方式见表1。
表1 分布式电源并网方式
2.1 孤岛运行产生原因
当包含分布式发电机的配电系统由于某种原因引起跳闸,使一部分配电网与主系统分开,形成独立的区域,称为孤岛运行,如图2所示。
图2 孤岛运行
配电网中形成孤岛的原因如图3所示。配电网发生故障后,变电站保护动作,断路器断开。另一方面,小型风电场、光伏电场的保护根据本地测量量进行判定。由于风力发电机具有特殊故障特性,如过流能力有限,故障电流具有多态性等,风力发电机侧的保护可能会难以识别故障,没有跳闸而继续向负荷供电。
图3 配电网中孤岛形成原因
2.2 孤岛运行主要特征
配电网主要为辐射状结构,分布式电源经配电变电站与系统连接。孤岛运行,稳定性存在一定风险,需要完善运行操作和控制系统。组合孤岛包含多个单元组和多个负荷,是一种混合孤岛运行。由于配电变电站下接多个单元组和负荷,可能会有很多种单元组与负荷的组合,可以形成范围不等的孤岛。为了简化运行方式,只考虑两个层次的孤岛划分,即最大范围的组合孤岛和最小范围的单元孤岛。最大范围的组合孤岛并不是指包括整个变电站的孤岛,而是指在某一区域中的最大功率平衡区域,其层次不属于单个用户,而是属于变电站级别。
2.3 孤岛应对策略
分布式电源的特性、容量大小,以及接入配电网的等级和方式不同,孤岛发生后对电网、用户及分布式电源自身造成的影响也不同,应当根据实际情况采取不同的应对措施。在众多孤岛情况中,存在一种分层孤岛。在分层孤岛运行条件下,分布式电源的解列可以采取单元孤岛解列、组合孤岛解列或分层孤岛解列方式。合理的应对策略应该是在保证电网、用户及分布式电源安全的前提下,最大限度兼顾三者的利益及需求。
孤岛运行状态会带来诸多潜在危害,由此,世界各国关于交流并网发电系统的标准,如美国IEEE Std 929—2000和IEEE Std 1547—2018、我国GB/T 29319—2012、英国BS EN 62116:2014等,都对新能源交流并网发电系统的孤岛检测能力进行了明确规定。IEEE Std 1547—2018中提出,应寻求可以利用非计划孤岛运行的方法,从而充分利用光伏电源的发电容量,确保重要用户的用电安全。这需要在孤岛后维持系统电压、频率均不越限,不但对光伏并网变换器的功能提出了极高要求,而且还要求光伏电源出力与本地负载大致匹配,实现难度较大。现阶段更重要的是保证孤岛运行状态不会对人员和相关设备造成危害,尤其是对于装设了自动重合闸的系统而言。因此目前相关标准均规定,检出孤岛运行后应使各光伏源断电,从而解除孤岛运行状态。
GB/T 29319—2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》、GB/T 19964—2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中均明确规定,光伏发电系统应能够快速检测到孤岛,并在检测到孤岛之后将光伏电源切断,防孤岛保护的动作时间应不长于2 s。但是,上述两项标准中均没有明确指定用以判断孤岛运行状态的电气量。一般而言,孤岛检测方法最终通过对系统电压或频率设置阈值来判断孤岛运行的发生,这样做也有利于防孤岛保护与其它继电保护方式进行配合。GB/T 29319—2012中对光伏系统接入配电网时允许的电压、频率范围进行了明确规定,并网点电压在85%～110%额定电压UN范围内,频率在47.5～50.2 Hz范围内时,光伏电站可以保持与配电网同步运行。超出上述电压、频率范围时,根据越限的多少规定不同的保护最长动作时间,见表2。IEEE Std 929—2000中则明确给出了利用电压、频率检测孤岛运行时的检测时间,见表3,fN为额定频率。
表2 GB/T 29319—2012电压、频率保护动作时间
表3 IEEE Std 929—2000电压、频率保护动作时间
由表2、表3可知,相关标准支持采用电压、频率阈值进行孤岛检测。一般应用的本地孤岛检测方法,无论是主动法还是被动法,防孤岛保护均最终通过过、欠电压保护及过、欠频率保护进行动作。由于存在允许并网稳定运行的电压、频率区间,孤岛后光伏电源与本地负载的有功功率和无功功率均近似匹配时,孤岛后并网点的电压、频率不会发生太大变化,仍保持在允许并网运行的区间内。
以分布式光伏电站并入交流系统为例,交流侧配电网络如图4所示,对孤岛运行状态下各电气量的变化规律进行分析。
图4 交流侧配电网络
4.1 电压
当图4所示交流光伏系统处于并网运行状态时,输出功率为P+jQ,交流电网向本地负载送出的功率为本地负载总计消耗的功率,即Pload+jQload。在光伏机组、本地负载、交流电网的公共连接点处,由于电网的稳压作用,电压幅值不会发生变化。有:
(1)
P=Pload-ΔP=V0I0cosθ0
(2)
式中:V0为并网运行状态下光伏并网逆变器输出端的电压;I0为并网运行状态下光伏并网逆变器输出端的电流;θ0为上述电压、电流的相角差。
光伏交流并网逆变器一般采用电流控制策略,因此光伏并网逆变器输出的电流幅值及与电压间的相角差在系统进入孤岛状态后将不会发生变化,即:
θ=θ0
(3)
I=I0
(4)
式中:I为光伏机组与本地负载进入孤岛运行状态后的电流幅值;θ为光伏机组与本地负载进入孤岛运行状态后电压、电流的相角差。
进入孤岛状态后,系统公共连接点电压V可以表示为:
V=IRcosθ
(5)
式中:R为本地负载中阻性成分的阻值。
由于光伏机组没有输出无功功率的能力,因此一般运行于单位功率因数模式下,即θ与θ0均趋近于0。考虑这一条件,联立式(1)～式(5),可以得到孤岛状态下V的表达式为:
V=V0(1-ΔP/Pload)
(6)
当光伏电源发出的有功功率不能满足本地负载的全部有功需求,本地负载与电网存在有功功率交换时,系统进入孤岛运行状态后公共连接点电压将会发生变化。根据GB/T 29319—2012,光伏并网发电系统正常并网运行时允许的电压波动范围为85%～110%额定电压。经过计算,当本地负载与光伏电源之间的有功功率差额达到本地负载有功负载的15%时,进入孤岛运行状态后公共连接点电压将越过电压阈值,孤岛运行状态可以被快速而准确检测出。
4.2 频率
并网运行状态下公共连接点电压频率受电网控制,维持50 Hz且几乎不发生变化。在并网运行状态下,Qload和θ0可以表示为:
(7)
(8)
式中:ω为并网运行状态下公共连接点电压角频率。
系统进入孤岛运行状态后,有:
(9)
联立相关各式,得到孤岛运行状态下公共连接点电压角频率的表达式为:
(10)
式中:q为本地负载品质因数。
由式(10)可知,当光伏电源发出的无功功率不能满足本地负载的全部有功需求,本地负载与电网存在无功功率交换时,系统进入孤岛运行状态后公共连接点电压频率将会发生变化。由于光伏电源无法发出无功功率,本地负载的无功消耗通常由系统中的无功补偿设备提供,因此孤岛后系统频率的变化情况实际上取决于本地无功补偿容量是否能够满足需求。
4.3 电压与电流相角差
当光伏并网发电系统与交流电网处于正常并网运行状态时,并网逆变器输出的电流将保持与电网电压相同的频率和相位,以实现单位功率因数运行。在这一情况下,本地负载的全部无功需求由本地无功补偿设备和电网共同提供。在进入孤岛运行状态的瞬间,光伏并网逆变器采用电流控制模式,输出的电流不发生变化,同时系统的频率还没有发生改变,即负载的阻抗角仍然保持不变。与此同时,由于失去电网的稳压作用,公共连接点电压将发生相位跳变,公共连接点电压V可以表示为:
V=I0Z=I0|Z|∠(θ0+θload)
(11)
式中:Z为阻抗;θload为并网运行状态下本地负载的阻抗角。
并网运行状态时,电压和电流的相角差为0,进入孤岛运行状态的瞬间,公共连接点电压和电流将出现幅值等同于本地负载阻抗角的相角跳变。在本地负载为非纯阻性负载,且本地无功补偿不能完全满足本地负载需求的情况下,这一相角变化可以被用于检测交流系统的孤岛运行状态。
4.4 有功功率与无功功率
由电压、频率分析可知,当光伏电源与本地负载存在功率不平衡时,孤岛后系统工作点将发生移动。若光伏电源在孤岛后输出功率不发生变化,则随着电压、频率的变化,本地负载吸收的功率将从原值Pload+jQload逐渐变化为光伏电源发出的功率,从而达到功率平衡状态。因此,在进入孤岛运行后,通过公共连接点的有功功率和无功功率变化情况也能够识别孤岛运行状态的发生。但是,与电压、电流情况相似,当本地负载与光伏电源的功率匹配度较高,有功功率差额小于15%,无功功率差额小于5%时,依靠对应功率的被动检测方法无法有效对孤岛运行状态进行检测。交流系统中功率变化与系统电压、频率变化是相统一的,因此为方便检测,被动方法一般直接对系统的电压和频率整定阈值。
4.5 阻抗
阻抗测量法是交流系统内孤岛检测方法中具有代表性的一种。与大多数主动方法迫使系统工作点在进入孤岛后快速移动导致系统失稳不同,阻抗测量法利用系统阻抗在孤岛前后的变化情况对孤岛运行状态进行检测。交流光伏并网发电系统正常运行时,电网可以近似看作理想电压源,具有极小的内阻。并网时,在光伏机组的输出端测得的阻抗ZGrid为:
(12)
式中:Z0为电网阻抗;Zload为本地负载阻抗。
由于电网内阻极小,Zload具有较小的幅值。当光伏机组与本地负载进入孤岛运行状态后,在光伏机组处测得的阻抗与本地交流负载值相同。
并网运行与孤岛运行状态下,在光伏发电系统端口测得的阻抗数值差异较大。根据这一阻抗变化,可以明确判断系统是否处于孤岛运行状态。
通过对用户侧分布式电源并网运行和孤岛应对策略、孤岛检测方法的分析,确认交流系统内基于电压、频率及相角差的被动方法均对进入孤岛时的功率匹配程度具有要求。在功率匹配度较低的系统中,上述方法可以准确检测出孤岛运行状态。但在功率匹配度较高的系统中,会相应进入检测盲区。因此,在交流系统内可以采用电压与频率进行配合检测的方法,利用检测盲区不完全重叠的部分尽可能缩小孤岛检测的盲区,或使用主动扰动破坏孤岛后的功率平衡。
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