大型火力發電廠廠用電系統的微電網技術

王 浩，王永紅

（貴州黔東電力有限公司，貴州鎮遠）

大型火力發電廠常建設在風能和光能充足的地區，例如海邊和郊區，利用發電廠內的空閑場地資源安裝分布式電源，根據火力發電生產需求搭配發電機、儲能裝置等，集多裝置于一體，構建完善的微電網系統，其優勢在于降低廠用電率，提高可再生能源的利用水平，達到節約生產成本以及減輕污染物排放等效果。微電網技術的應用細節多，深入研究技術應用策略具有重要意義。

1 微電網結構

1.1 分布式發電

常規的被動電力網絡中，由上級的高壓網絡配送電能至負荷側。微電網系統構建的是主動網絡，能夠改善電能的輸送狀態，甚至可以向大電網提供額外的電能。分布式發電系統的單機容量小，其配置具有靈活性，可以在微電網中分散配置。發電設備多樣化，例如風電光電等可再生能源是重要的發電能源，在微電網系統中取得廣泛應用。

1.2 儲能系統

隨著燃料電池、超級電容器等前沿技術的快速發展，小規模儲能設備的應用水平逐步提高，能夠協調系統電能平衡，改善系統運行狀態，提高能源利用率。集豐富的小型儲能設備于一體，構成微電網中的規模化儲能系統，給電網的電能管理提供了重要的技術支持。

1.3 柔性負荷

負荷類型主要包含工業負荷、商業負荷以及生活負荷三大類，廠用電屬于工業負荷，常采用相對固定的用電模式，日常生產中存在較大的用電需求。此外，按靈活性進行分類，負荷主要包含兩類：一是固定負荷，即無法削減的負荷，用于滿足基本需要；二是柔性負荷，具有動態性，即隨著系統運行狀態的不同而發生變化的負荷，主要表現為負荷的消減和增大兩個方面。

1.4 火電廠的微電網系統

電廠轉型升級進程中逐步采用風能光能發電方式，利用此類可再生能源進行發電后，將新能源并網以補貼電廠日常生產中的部分發電費用，提高經濟效益的同時還有效防護生態環境。將電廠自身視為微電網系統進行能源管理活動，發揮出現有設備的應用價值，在順利實現發電任務的同時降低廠用電率，提高電廠的綜合效益。

2 基于微電網技術的廠用電電網結構

以某大型火力發電廠為例，在其廠用電系統中，配置柴油發電機、若干電壓等級的負荷以及6 kV 母線和400 V 保安段各2 段，結構組成如圖1 所示。

圖1 原廠用電系統結構示意圖

根據節能降耗、經濟高效的原則，采用微電網技術改善原廠用電系統，改進后的系統如圖2 所示。不改變柴油發電機的接入形式，經過逆變后，將光伏電池和儲能裝置接入400 V 母線，出口電壓690 V 經變壓器接入6 kV 母線，采用微電網技術進行改進后，建立風光柴儲微網系統，其優勢在于既能夠使保安段重要負荷的供電維持穩定，又能夠為其它負荷供電，例如6 kV 母線，保障供電效果。在高廠變和啟備變安裝逆功率監視與保護裝置，用于維持發電機出口功率的穩定性，杜絕向高壓側倒送電。

圖2 改造后的廠用電系統示意圖

3 微電網技術在廠用電系統運行控制中的應用

微電網系統的運行方式以孤島運行和并網運行兩種為主，大型火力發電廠廠用電系統的運行工況復雜，需要確定具體的運行模式，匹配科學可行的控制策略，發揮出微電網系統的應用優勢[1]。

3.1 運行工況

微網系統通過高廠變與大電網相連，采取并網運行模式，在高廠變加裝逆功率監測與保護裝置，使發電機出口功率維持穩定。若高廠變故障，隨即啟備變并網，柴油發電機和儲能裝置可以在設施運行狀態切換過程中發揮出作用，確保重要負荷在切換時仍可穩定運行。

停電檢修或6 kV 母線故障時，斷開風力發電機組和6 kV 母線，微網系統由并網運行轉變為孤島運行方式，微網內DG 承擔保安段的重要負荷，系統的電壓和頻率兩項參數均可維持穩定，柴油發電機和儲能電池均可正常運行，微網內負荷維持平衡狀態。微網系統運行流程，如圖3 所示。

圖3 微網系統運行流程圖

3.2 微網控制系統

除了保證不同工況時微網的穩定性外，還需要考慮到工況過渡時的平滑轉換問題，綜合控制要求較高，將DG 作為主控制器的常規控制方式缺乏可行性，考慮到此技術應用現狀，此處提出的是集中計算和全局控制的方式，配置了中心控制器。

DG 在微網并網運行時均采用PQ 控制方式。中心控制器可檢測并網的功率及電壓測量信號，根據實測數據判斷并網運行狀態，若測點數據出現異常，則表明被測對象存在故障，為減小故障引起的不良影響，中心控制器隨即做出響應，實行孤島運行模式，此時微網和電網相互斷開，但考慮到儲能電池和柴油發電機將決定微網的電壓和頻率，需要由中心控制器啟動柴油發電機，使其保持運行狀態，儲能電池則實行孤島模式，功率輸出狀態接受中心控制器功率指令的控制，各DG 均為PQ 控制，功率可保持穩定。中心控制器實時檢測并網的電壓和頻率，根據檢測數據判斷并網的運行狀態。電網恢復正常后，后臺發出并網指令，儲能電池在中心控制器的調度下轉變為并網模式，柴油發電機結束運行。微網控制原理如圖4 所示。

圖4 微電網控制原理圖

3.3 控制策略

孤島運行、并網運行兩種方式下，微電網系統均采用PO 控制各DG 的輸出功率，能量控制基本一致。在基于微網技術的控制方式下，采用控制目標與約束條件公式，探討具體的控制策略[2]。

（1） 控制目標

式（1）中：LoadIm 為重要負荷集合；Pi為重要負荷吸收的功率；yi為重要負荷連接線路開閉合判斷。式（2）中：PPCC為并網處交換功率，微網孤島運行時，PPCC取0，且該值不可為負值，否則將導致微網向電網倒送電，不符合運行要求。

（2） 功率平衡約束條件

式（3）中：ω、b、d 為相應的DG 供電線路開閉合判斷；ys為次要負荷連接線路開閉合判斷；PWTG、PPV、PBEss、PDi分別為風力發電機組、光伏電池、儲能電池、柴油發電機的輸出功率；Ps為次要負荷吸收功率；LoadSe 為次要負荷集合。

（3） 并網運行約束條件

并網運行模式下，儲能電池先維持充電的狀態，在吸收系統功率后充滿電，微電網的電能質量將由于儲能電池的快速響應特性而維持穩定。

4 仿真分析

采用微網的能量控制算法，建立廠用電微網系統結構，仿真分析其突降負荷過程，具有又分為并網運行和孤島運行兩種方式考慮，具體如下：

4.1 并網運行時的仿真分析

降負荷仿真結果，如圖5 所示。

圖5 并網運行降負荷仿真結果

初始為并網運行方式，母線電壓為690 V，系統頻率為50 Hz；微網系統的頻率和電壓將隨著負荷的降低而發生波動，但持續時間較短，約0.1 s 后恢復初始狀態，之所以出現此現象，主要原因在于控制系統能夠有效管控干擾因素，盡快減少干擾，避免微網系統在負荷擾動下出現長時間的異常現象。

4.2 孤島運行時的仿真分析

降負荷仿真結果，如圖6 所示。

圖6 孤島運行降負荷仿真結果

孤島運行狀態下，母線電壓為399.6 V，頻率為49.926 Hz，微網系統的電壓和頻率將由于負荷下降而發生波動，但持續時間僅為0.2 s，此后即可趨于穩定，根據仿真結果可知，波動結束后的電壓為399.6 V，頻率為49.921 Hz，雖然兩項參數存在波動，但均在許可范圍內，穩定性良好，無過多的不良影響，表明本文提出的控制策略能夠取得良好的控制效果[3]。

5 綜合效益分析

以一年時間為例，全年內機組停機天數集合、運行天數集合分別為StopDay、StartDay，則：

式（6）中：Vtotal為效益總和；Pi、Pj分別為開機期間、停機期間的微電網日發電量；t 為每度電耗煤量；a 為電煤單價；d 為上網電價；b 為新能源補貼單價；Ptotal為微電網一年內的總發電量。

根據式（6），做進一步的計算：

式（7）中：BPtotal、PPV、PWTG、PBESS分別為微電網改造建設、光伏電池建設、風電機組建設、蓄能電池建設的費用；Pelse 為各項閑雜費用（包括施工費、人工費等）。按照式（7）進行計算，將微電網建設費用最小化作為控制目標，降低技術應用成本。

以滿足重要負荷能量需求為主要目標，建立微電網系統，在此前提下追求經濟效益和生態環境效益最大化。機組重要負荷容量約為4Mw，擬建微電網系統容量為5MW，包含1 臺1MW 的光伏電池和4 臺1MW的風力發電機組，儲能系統容量設定為500kW·h。在該硬件設施配置方式下，綜合考慮其它費用，確定微電網系統總造價約為2950 萬元。

6 結論

綜上所述，大型火電廠發電過程中存在資源消耗量大、污染物排放量多等問題，在節能環保的發展理念下，利用空閑場地資源，建立微電網系統，有助于改善燃煤機組的運行狀態，采用中心控制器進行主從控制，實行精細化控制策略，保障燃煤機組的穩定運行，同時進行仿真分析，檢驗了微電網系統的可行性。綜合評價微電網技術在火電廠廠用系統中的應用效果，研究認為微電網技術的綜合效益良好，在火力發電廠廠用系統中具有突出的應用價值。微電網接入燃煤機組廠用電系統屬于傳統燃煤發電產業轉型升級的重要技術策略，具有推廣意義，相關技術人員仍需持續探索，進一步提高微電網技術的應用水平。