光伏發電與火力發電融合的控制策略研究

周海青 王立華

摘要：光伏接入火力發電機組主要有兩種方式，一是接入廠用電系統，二是接入啟備變低壓側。當光伏功率較高時，可將該功率計入發電機AGC系統，視光伏功率為發電機功率的一部分，即發電機按AGC指令與光伏功率的差值調控，但反饋調度的發電功率應是發電機實發功率與光伏實發功率之和。即無須增設儲能裝置，在保證光伏多發電的同時，利用發電機的自動調控消除光伏功率波動大、間斷性強的缺點，實現了均衡發電。利用電廠AVC電壓調控，也無須增設無功補償裝置。通過控制策略的適當調整，兩類發電方式的融合在安全性和經濟性上更具有顯著的現實意義。

關鍵詞：光伏發電；火力發電；控制策略；均衡發電

中圖分類號：TM615；TM611? ? 文獻標志碼：A? ? 文章編號：1671-0797（2023）17-0020-03

DOI：10.19514/j.cnki.cn32-1628/tm.2023.17.006

0? ? 引言

光伏電站能量密度低，為大力發展光伏發電，現正安裝更多的光伏專用并網線路、主變、儲能裝置、接地變壓器、無功補償裝置及智能控制裝置等，不僅造成投資大、工期長、電網稠密、運維量大，還多占土地、破壞環境等，不利于可持續發展。若光伏接入火電廠，利用現有的電氣一、二次系統，就可直接發電。

1? ? 某火電廠現狀分析

某火電廠為2×600 MW單元制設計，設220 kV升壓站；發電機出口并接一臺40/28-28 MVA分裂變和一臺28 MVA雙圈變；兩臺機組共用一臺40/28-28 MVA分裂變和一臺28 MVA雙圈變作為啟備變，接于升壓站220 kV母線；設廠用6 kV A、B、C計3段高壓母線，其中A、B段為工作母線，C段為公用母線；6 kV中性點為中電阻接地方式。具體接線如圖1、圖2所示。

該火力發電廠廠內安裝25.5 MWp光伏組件，為實現廠用電消納光伏發電，即自發自用，選擇光伏接入廠用高壓母線，并通過高廠變、主變與電網連接。因6 kV A、B工作母線負荷集中，且受配電室剩余空間等限制，不宜再增設新開關柜。而且一旦光伏線路故障，尤其是發生越級跳閘等，對主機組的影響較大。而6 kV公用C母線，上述制約因素相對不突出，故最終光伏并網點選擇兩條6 kV公用C母線。因光伏功率較高，所有箱變分別并接為兩個箱變組，每個箱變組又并接兩臺6 kV真空斷路器，再分別接于每條6 kV公用C母線。光伏并網可在兩條6 kV公用C母線之間切換。機組雙機運行，廠用電由高廠變正常供電時，兩光伏箱變組宜分別并網于兩條6 kV公用C母線。此方式更好地體現了“自發自用”的原則。而機組單機運行，廠用電由高廠變供電時，兩光伏箱變組均需并網于該機組側的6 kV公用C母線。為預防變壓器之間的并列環流，每箱變組6 kV光伏開關之間均設分合閘閉鎖，即不能同時合閘運行[1]。

光伏于兩條6 kV公用C母線并網發電后，電網管理部門根據集中式大功率光伏發電應獨立上網，以滿足均衡發電的調度原則，要求該光伏由廠用高壓母線拆除，重新建設獨立的輸變電系統，并入距離電廠21 km的電網變電站，并單獨配置儲能裝置、無功補償裝置等，需再投資超1 000萬元，且工期難控。經綜合論證，光伏可不必由廠用高壓母線拆除，僅通過適當調整火力機組AGC等控制策略，即能消除光伏發電波動大、易中斷等缺點，實現電網可控發電，以便電網調度管理。當然，光伏也可接入啟備變低壓側（圖1），通過調整控制策略，無須配置儲能裝置、無功補償裝置，也可實現電廠均衡發電和電壓調節，且操作靈活。

本文主要結合此實例，分析光伏與火力發電融合后控制策略及技術的再優化。

2? ? 光伏接入6 kV母線后火電機組功率控制策略的調整

2.1? ? 光伏電量視為火電機組的一部分而實現均衡發電的控制策略

光伏向6 kV母線供電后，因發電機上傳電網調度的有功功率值取自發電機20 kV出口（高廠變的發電機側），故該功率不含光伏發電功率。假設電網調度仍按原辦法調控發電機組出力，雖不會影響光伏MPPT最大功率發電方式，但同等發電機調度功率下，與未接入光伏相比，將使主變上網的有功功率增加，增加值約等于光伏發電功率（主變及高廠變的光伏功率損耗很小，可忽略）。還有，光伏發電具有功率波動大、間斷性強等缺點，當光伏發電功率較低時，該類缺點影響不明顯，但光伏發電功率較高時，上述各因素對電網可控調度和潮流的合理分布均會帶來長期不利影響。

若將光伏功率視為發電機組功率的一部分，應將光伏實時有功功率計入發電機AGC（自動發電控制）指令，但發電機組應按調度AGC指令與光伏功率的差值接帶有功負荷，而反饋調度的發電機組功率應是發電機實發功率與光伏實發功率之和，可由遠動終端RTU通信技術實現。如此，無須增設光伏專用儲能裝置，在滿足光伏最大發電方式的同時，利用發電機的靈活功率調控，一方面能滿足電網調度對發電機組有功出力的要求，另一方面也消除了光伏發電功率波動大、間斷性強等缺點。這對電網而言，就像發電廠未接入光伏一樣。這種方式無須增設專用儲能裝置，優勢明顯。

2.2? ? 光伏電量獨立計量的發電控制策略

光伏電量（功率）獨立計量時，火力發電機組AGC的調度原則不變，但未消除光伏發電功率波動大、間斷性強等缺點，按政策，還需增設專用儲能裝置，增加了投資和運維成本，不建議此種方式。

當光伏上網電量需獨立計量時，需在光伏6 kV并網開關柜增設光伏電能及功率計量點，但無法在電網側（主變高壓側）直接測量光伏上網電量及功率。實際上網光伏電量（或功率值）應是6 kV側光伏電量值（或功率值）減去光伏在高廠變及主變的損耗值。此損耗值的上限一般不超過光伏6 kV側值的1%。為避免爭端，可取損耗的上限值，即光伏最終上網電量（功率值）可按6 kV側相應光伏測量值×99%計算。如此，該光伏計算損耗值與兩臺變壓器實際光伏損耗值會存在正誤差，可視其為火力發電的一部分，因數值小，對電廠和電網的影響可忽略不計[2]。

3? ? 光伏接入啟備變后火電機組功率控制策略的調整

3.1? ? 光伏電量視為火電機組的一部分而實現均衡發電的控制策略

同樣，可將光伏有功功率計入發電機AGC指令，視光伏功率為發電機功率的一部分，但發電機組應按調度AGC指令與光伏功率的差值接帶有功負荷，而反饋調度的發電機組功率應是發電機實發功率與光伏實發功率之和，可由遠動終端RTU通信技術實現。這可以使電廠總上網功率不因光伏功率的變化而變化，即實現均衡發電，故也不必配置儲能裝置。此光伏有功功率取自啟備變低壓側的光伏并網點。

另外，啟備變日常為帶電空載運行狀態，只有火電機組啟停時方短時接帶不大于30 MW的廠用負荷。光伏并入后，將直接消納廠用負荷，有利于啟備變多接帶負荷，即相當于對啟備變實現了增容。啟備變高壓側原來就設計量點，可直接用于光伏上網計量。

3.2? ? 光伏電量獨立計量的發電控制策略

與2.2的論述同理，還需增設專用儲能裝置，不建議此種方式。

4? ? 光伏接入火力發電廠而實現電壓平穩調整的控制策略

無論光伏接入6 kV母線還是啟備變低壓側，都可將光伏逆變器的功率因數設為“1”，以實現光伏多發電。升壓站、廠用母線電壓均由AVC、AVR統一調控，還可調整高廠變或啟備變分接頭，達到電壓粗調的目的。該廠光伏接入6 kV母線后，實踐證實，即使是在光伏發電功率達到最大值（約20 MW），并且都運行于同一條6 kV母線時，無須調整高廠變分接頭，電壓也在合格范圍。即無須安裝無功補償和調節裝置，就實現了自動電壓調節，節省了投資和運維成本，優勢明顯。

5? ? 結論

隨著火力發電機組負荷率逐漸降低，發、輸、變等設備利用率也逐漸降低，并且煤價高企，經濟效益也日益變差。這正適合光伏接入火力電廠，利用現有輸變電設備，借助發電機組靈活快速的AGC、AVC自動調節能力，適當調整控制策略后，無須增設儲能裝置、無功補償裝置等，即可滿足光伏MPPT發電方式，有力提升電廠經濟效益。

總之，光伏與火電兩種發電方式的深度融合，對節省光伏投資、縮短安裝工期、簡化電網結構、優化調度管理、靈活并網、經濟運維、環境保護、節省土地等都具有現實意義。這需要政府和電網公司建立多能互補的靈活機制和政策，為兩種發電方式的深度融合提供大力支持。

[參考文獻]

[1] 石磊，周宏濤，趙元莘，等.光伏多功能并網逆變器迭代SMC+LADRC電流內環控制策略研究[J].智慧電力，2023，51（4）：107-114.

[2] 葉高翔，楊潔，程波，等.分布式光伏并網逆變器PQ控制系統的設計[J].集成電路應用，2023，40（3）：370-371.

收稿日期：2023-05-09

作者簡介：周海青（1971—），男，山東金鄉人，高級工程師，火力電廠生產副總經理，主要從事火力發電廠生產過程的管理和研究工作。

通信作者：王立華（1970—），男，山東泰安人，高級技師，長期從事電氣運行技術管理工作。