1某火电厂现状分析
某火电厂为2×600MW单元制设计，设220kV升压站；发电机出口并接一台40/28-28MVA分裂变和一台28MVA双圈变；两台机组共用一台40/28-28MVA分裂变和一台28MVA双圈变作为启备变，接于升压站220kV母线；设厂用6kVA、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；6kV中性点为中电阻接地方式。该火力发电厂厂内安装25.5MWp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6kVA、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6kV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6kV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6kV真空断路器，再分别接于每条6kV公用C母线。光伏并网可在两条6kV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6kV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6kV公用C母线。为预防变压器之间的并列环流，每箱变组6kV光伏开关之间均设分合闸闭锁，即不能同时合闸运行。光伏于两条6kV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21km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1000万元，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，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6kV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6kV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20kV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，而反馈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
当对光伏电量（功率）进行独立计量时，火力发电机组AGC的调度原则不会发生变化。然而，光伏发电存在功率波动大、间断性强等缺点，为了解决这些问题，根据政策要求，需要增设专用储能装置。这样一来，投资和运维成本会增加，因此不建议采用这种方式。当需要对光伏上网电量进行独立计量时，需要在光伏6kV并网开关柜中增设光伏电能及功率计量点。然而，无法直接在电网侧（主变高压侧）测量光伏上网电量及功率。实际上网光伏电量（或功率值）应该是6kV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。这个损耗值的上限一般不超过光伏6kV侧值的1%。为了避免争议，可以取损耗的上限值，即光伏最终上网电量（功率值）可以按照6kV侧相应光伏测量值×99%来计算。这样，光伏计算损耗值与两台变压器实际光伏损耗值之间会存在一定的误差，但由于数值相对较小，对电厂和电网的影响可以忽略不计。
3光伏接入启备变后火电机组功率控制策略的调整
在光伏发电系统中，可以将光伏有功功率计入发电机AGC指令，将光伏功率视为发电机功率的一部分。发电机组应按照调度的AGC指令与光伏功率之差接带有功负荷。反馈给调度的发电机组功率应该是发电机实际发电功率与光伏实际发电功率之和。这可以通过远动终端RTU通信技术来实现。这样，电厂的总上网功率不会因光伏功率的变化而产生变化，实现了发电的均衡，因此不需要配置储能装置。光伏有功功率可以从启备变低压侧的光伏并网点中获取。此外，启备变通常处于带电空载运行状态，只有在火电机组启停时，才会短暂接带不大于30MW的厂用负荷。当光伏并入后，可以直接消纳厂用负荷，这有利于启备变多接带负荷，相当于对启备变实现了增容。启备变的高压侧在设计时已经考虑了光伏并网计量的需求，因此可以直接用于光伏上网计量。
4光伏接入火力发电厂而实现电压平稳调整的控制策略
光伏接入6kV母线或启备变低压侧时，可以将光伏逆变器的功率因数设为1，以实现光伏多发电。在这种情况下，升压站和厂用母线的电压由AVC（自动电压控制）和AVR（自动电压调节）统一进行调控，还可以调整高厂变或启备变的分接头，以达到电压的粗调节目的。实践证明，在将光伏接入6kV母线后，即使光伏发电功率达到最大值（约20MW），并且都运行于同一条6kV母线时，无需调整高厂变的分接头，电压依然能够保持在合格范围内。因此，无需安装无功补偿和调节装置，就可以实现自动电压调节，从而节省了投资和运维成本，具有明显的优势。
5结语
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。