光伏发电与火力发电融合的控制策略研究

引言

光伏电站能量密度低，为大力发展光伏发电，现正安装更多的光伏专用并网线路、主变、储能装置、接地变压器、无功补偿装置及智能控制装置等，不仅造成投资大、工期长、电网稠密、运维量大，还多占土地、破坏环境等，不利于可持续发展。若光伏接入火电厂，利用现有的电气一、二次系统，就可直接发电。

1某火电厂现状分析

某火电厂为2X600 MW单元制设计，设220 kV升压站；发电机出口并接一台40/28-28 MVA分裂变和一台28 MVA双圈变；两台机组共用一台40/28-28 MVA分裂变和一台28 MVA双圈变作为启备变，接于升压站220 kV母线；设厂用6 kV A、B、C计3段高压母线，其中A、B段为工作母线，C段为公用母线；6 kV中性点为中电阻接地方式。具体接线如图1、图2所示。

该火力发电厂厂内安装25.5 MWP光伏组件，为实现厂用电消纳光伏发电，即自发自用，选择光伏接入厂用高压母线，并通过高厂变、主变与电网连接。因6 kV A、B工作母线负荷集中，且受配电室剩余空间等限制，不宜再增设新开关柜。而且一旦光伏线路故障，尤其是发生越级跳闸等，对主机组的影响较大。而6 kV公用C母线，上述制约因素相对不突出，故最终光伏并网点选择两条6 kV公用C母线。因光伏功率较高，所有箱变分别并接为两个箱变组，每个箱变组又并接两台6 kV真空断路器，再分别接于每条6 kV公用C母线。光伏并网可在两条6 kV公用C母线之间切换。机组双机运行，厂用电由高厂变正常供电时，两光伏箱变组宜分别并网于两条6 kV公用C母线。此方式更好地体现了“自发自用”的原则。而机组单机运行，厂用电由高厂变供电时，两光伏箱变组均需并网于该机组侧的6 kV公用C母线。为预防变压器之间的并列环流，每箱变组6 kV光伏开关之间均设分合闸闭锁，即不能同时合闸运行[1]。

光伏于两条6 kV公用C母线并网发电后，电网管理部门根据集中式大功率光伏发电应独立上网，以满足均衡发电的调度原则，要求该光伏由厂用高压母线拆除，重新建设独立的输变电系统，并入距离电厂21 km的电网变电站，并单独配置储能装置、无功补偿装置等，需再投资超1 000万元，且工期难控。经综合论证，光伏可不必由厂用高压母线拆除，仅通过适当调整火力机组AGC等控制策略，即能消除光伏发电波动大、易中断等缺点，实现电网可控发电，以便电网调度管理。当然，光伏也可接入启备变低压侧（图1），通过调整控制策略，无须配置储能装置、无功补偿装置，也可实现电厂均衡发电和电压调节，且操作灵活。

本文主要结合此实例，分析光伏与火力发电融合后控制策略及技术的再优化。

2光伏接入6 kv母线后火电机组功率控制策略的调整

2.1光伏电量视为火电机组的一部分而实现均衡发电的控制策略

光伏向6 kV母线供电后，因发电机上传电网调度的有功功率值取自发电机20 kv出口（高厂变的发电机侧），故该功率不含光伏发电功率。假设电网调度仍按原办法调控发电机组出力，虽不会影响光伏MPPT最大功率发电方式，但同等发电机调度功率下，与未接入光伏相比，将使主变上网的有功功率增加，增加值约等于光伏发电功率（主变及高厂变的光伏功率损耗很小，可忽略）。还有，光伏发电具有功率波动大、间断性强等缺点，当光伏发电功率较低时，该类缺点影响不明显，但光伏发电功率较高时，上述各因素对电网可控调度和潮流的合理分布均会带来长期不利影响。

若将光伏功率视为发电机组功率的一部分，应将光伏实时有功功率计入发电机AGC（自动发电控制）指令，但发电机组应按调度AGC指令与光伏功率的差值接带有功负荷，而反绩调度的发电机组功率应是发电机实发功率与光伏实发功率之和，可由远动终端RTU通信技术实现。如此，无须增设光伏专用储能装置，在满足光伏最大发电方式的同时，利用发电机的灵活功率调控，一方面能满足电网调度对发电机组有功出力的要求，另一方面也消除了光伏发电功率波动大、间断性强等缺点。这对电网而言，就像发电厂未接入光伏一样。这种方式无须增设专用储能装置，优势明显。

2.2光伏电量独立计量的发电控制策略

光伏电量（功率）独立计量时，火力发电机组AGC的调度原则不变，但未消除光伏发电功率波动大、间断性强等缺点，按政策，还需增设专用储能装置，增加了投资和运维成本，不建议此种方式。

当光伏上网电量需独立计量时，需在光伏6 kv并网开关柜增设光伏电能及功率计量点，但无法在电网侧（主变高压侧）直接测量光伏上网电量及功率。实际上网光伏电量（或功率值）应是6 kv侧光伏电量值（或功率值）减去光伏在高厂变及主变的损耗值。此损耗值的上限一般不超过光伏6 kv侧值的1%。为避免争端，可取损耗的上限值，即光伏最终上网电量（功率值）可按6 kv侧相应光伏测量值X99%计算。如此，该光伏计算损耗值与两台变压器实际光伏损耗值会存在正误差，可视其为火力发电的一部分，因数值小，对电厂和电网的影响可忽略不计[2]。

3光伏接入启备变后火电机组功率控制策略的调整

3.1光伏电量视为火电机组的一部分而实现均衡发电的控制策略

同样，可将光伏有功功率计入发电机AGC指令，视光伏功率为发电机功率的一部分，但发电机组应按调度AGC指令与光伏功率的差值接带有功负荷，而反绩调度的发电机组功率应是发电机实发功率与光伏实发功率之和，可由远动终端RTU通信技术实现。这可以使电厂总上网功率不因光伏功率的变化而变化，即实现均衡发电，故也不必配置储能装置。此光伏有功功率取自启备变低压侧的光伏并网点。

另外，启备变日常为带电空载运行状态，只有火电机组启停时方短时接带不大于30 MW的厂用负荷。光伏并入后，将直接消纳厂用负荷，有利于启备变多接带负荷，即相当于对启备变实现了增容。启备变高压侧原来就设计量点，可直接用于光伏上网计量。

3.2光伏电量独立计量的发电控制策略

与2.2的论述同理，还需增设专用储能装置，不建议此种方式。

4光伏接入火力发电厂而实现电压平稳调整的控制策略

无论光伏接入6 kv母线还是启备变低压侧，都可将光伏逆变器的功率因数设为“1”，以实现光伏多发电。升压站、厂用母线电压均由AvC、AvR统一调控，还可调整高厂变或启备变分接头，达到电压粗调的目的。该厂光伏接入6 kv母线后，实践证实，即使是在光伏发电功率达到最大值（约20 MW），并且都运行于同一条6 kv母线时，无须调整高厂变分接头，电压也在合格范围。即无须安装无功补偿和调节装置，就实现了自动电压调节，节省了投资和运维成本，优势明显。

5结论

随着火力发电机组负荷率逐渐降低，发、输、变等设备利用率也逐渐降低，并且煤价高企，经济效益也日益变差。这正适合光伏接入火力电厂，利用现有输变电设备，借助发电机组灵活快速的AGC、AvC自动调节能力，适当调整控制策略后，无须增设储能装置、无功补偿装置等，即可满足光伏MPPT发电方式，有力提升电厂经济效益。

总之，光伏与火电两种发电方式的深度融合，对节省光伏投资、缩短安装工期、简化电网结构、优化调度管理、灵活并网、经济运维、环境保护、节省土地等都具有现实意义。这需要政府和电网公司建立多能互补的灵活机制和政策，为两种发电方式的深度融合提供大力支持。