“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)啟動與協(xié)調(diào)控制策略研究

戴志輝， 葛紅波， 陳 曦， 王增平

(1.華北電力大學(xué) 分布式儲能與微網(wǎng)河北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 河北 保定 071003；2.國網(wǎng)保定供電公司，河北 保定 071000)

“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)啟動與協(xié)調(diào)控制策略研究

戴志輝1， 葛紅波1， 陳 曦2， 王增平1

(1.華北電力大學(xué) 分布式儲能與微網(wǎng)河北省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 河北 保定 071003；2.國網(wǎng)保定供電公司，河北 保定 071000)

首先，采用含有分布式光伏電源和風(fēng)機(jī)的“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)，分析了系統(tǒng)的關(guān)鍵設(shè)備并確定了接地方式和各端口協(xié)調(diào)控制策略。其次，為避免系統(tǒng)啟動過程中出現(xiàn)過流現(xiàn)象、保護(hù)電力電子設(shè)備的安全，提出了一種柔性直流配電系統(tǒng)的啟動控制策略。然后，提出了一種保護(hù)系統(tǒng)與控制系統(tǒng)的協(xié)調(diào)策略，以確保故障被隔離后，非故障區(qū)域能夠正常運(yùn)行。最后，采用PSCAD/EMTDC仿真分析了柔性直流配電系統(tǒng)的啟動和正常運(yùn)行過程以及故障發(fā)生時系統(tǒng)運(yùn)行方式的切換，驗(yàn)證了柔性直流配電系統(tǒng)啟動控制和運(yùn)行方式轉(zhuǎn)換策略的正確性。

柔性直流配電系統(tǒng)； 啟動控制； 協(xié)調(diào)策略； 直流變壓器； 運(yùn)行方式

0 引 言

柔性直流輸電技術(shù)已經(jīng)廣泛應(yīng)用于遠(yuǎn)距離大容量輸電，而在中低壓等級的配電網(wǎng)領(lǐng)域，直流供電系統(tǒng)還僅應(yīng)用于一些工業(yè)園區(qū)、軌道交通牽引供電系統(tǒng)、飛機(jī)和艦船供電系統(tǒng)[1]等，尚未廣泛應(yīng)用于城市供電系統(tǒng)。將基于VSC換流器的柔性直流技術(shù)應(yīng)用于配電網(wǎng)能夠解決現(xiàn)有的配電網(wǎng)遇到的種種問題，其優(yōu)勢主要體現(xiàn)在以下幾個方面。

圖1 柔性直流配電系統(tǒng)Fig.1 Flexible DC Distribution system

首先，節(jié)約能源、綠色發(fā)展成為世界各國今后發(fā)展的共識，分布式電源技術(shù)如光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電、微型燃?xì)廨啓C(jī)、生物質(zhì)發(fā)電等快速發(fā)展，這些分布式電源在接入直流配電網(wǎng)要比接入交流配電網(wǎng)少一級DC-AC功率變換[2]，提升了能源轉(zhuǎn)換效率。其次，直流配電網(wǎng)本身具有技術(shù)經(jīng)濟(jì)性，直流配電網(wǎng)沒有無功功率損耗和集膚效應(yīng)，降低了線路電能損耗，相對于交流配電網(wǎng)需要通過3根導(dǎo)線傳輸電能，直流配電網(wǎng)只需要兩根導(dǎo)線，減少了城市輸電走廊占地面積[3]，且在同樣電壓等級下，直流比交流的配電容量要大[4]。再者，隨著經(jīng)濟(jì)社會的發(fā)展，居民和工業(yè)負(fù)荷直接接入直流配電網(wǎng)更具有優(yōu)勢，一方面電動汽車、家用電子設(shè)備、LED照明設(shè)備等負(fù)荷都是直流性質(zhì)的，直接采用直流配電網(wǎng)供電更能夠減少功率損耗；另一方面，空調(diào)、洗衣機(jī)和冰箱等交流負(fù)荷均采用了電力電子變頻技術(shù)，將其接入交流配電網(wǎng)需要經(jīng)過AC-DC-AC變換才能夠?qū)崿F(xiàn)變頻的目的，若將其接入直流配電網(wǎng)則只需要進(jìn)行DC-AC變換，可以省去一級功率變換。

柔性直流配電技術(shù)能夠構(gòu)建靈活、堅(jiān)強(qiáng)、高效的配電網(wǎng)并成為充分利用可再生能源的有效途徑，其被認(rèn)為在未來會替代交流配電網(wǎng)，成為配電網(wǎng)的主要形式[5]。2004年，基于分布式電源的直流配電系統(tǒng)被意大利的米蘭理工大學(xué)提出[6]，2011年9月德國德累斯頓國際電工會議指出直流配電技術(shù)適合未來配電網(wǎng)的發(fā)展。當(dāng)前，美國、日本、歐洲和韓國等都展開了對柔性直流配電網(wǎng)的研究，我國在深圳地區(qū)已建立了柔性直流配電網(wǎng)示范工程，并初步對其電壓等級、技術(shù)架構(gòu)、控制策略，故障和保護(hù)方案等進(jìn)行了研究[7-10]。

但是，由于缺乏運(yùn)行檢驗(yàn)和相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)以及相關(guān)技術(shù)的不足，柔性直流配電系統(tǒng)的應(yīng)用目前仍受到了很大限制。本文采用了一種含有分布式電源光伏電池和風(fēng)力發(fā)電的“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，分析了關(guān)鍵設(shè)備的模型，確定了系統(tǒng)接地方式和多端協(xié)調(diào)控制策略。提出了一種柔性直流配電系統(tǒng)的啟動控制策略，并在PSCAD/EMTDC中建立“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)，對其啟動和正常運(yùn)行以及運(yùn)行方式的切換進(jìn)行了仿真分析和驗(yàn)證。

1 “手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)構(gòu)成

1.1系統(tǒng)架構(gòu)

柔性直流配電系統(tǒng)主要包含有交流電源、換流變壓器、換流電抗器、濾波器、VSC變換器、DC/DC直流變壓器、直流斷路器、限流電抗器、負(fù)荷、分布式電源等。本文設(shè)計(jì)了如圖1所示的“手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)，該系統(tǒng)有兩個換流站經(jīng)110 kV/10 kV變電站與110 kV交流主網(wǎng)相聯(lián)接，這樣可以在一個換流站退出運(yùn)行或者中間線路發(fā)生故障后，確保非故障區(qū)域仍然能夠正常供電。T3-T6換流站與負(fù)荷相連。端口T3和T6是直流負(fù)荷端口，端口T3所接的負(fù)荷為含有分布式電源光伏發(fā)電的直流負(fù)荷，端口T6是不含分布式電源的直流負(fù)荷。端口T4和T5是交流負(fù)荷端口，其中端口T4所接的負(fù)荷為不含分布式電源的交流負(fù)荷，端口T5所接的負(fù)荷是含有風(fēng)力發(fā)電的交流負(fù)荷。故端口T1、T2、T3、T5要求功率可以雙向流動，而端口T4和T6功率只能單向流動。

該系統(tǒng)架構(gòu)具有以下工程意義：(1)有利于負(fù)荷側(cè)光伏、風(fēng)機(jī)等分布式發(fā)電并網(wǎng)；(2)在直流側(cè)故障時，只需要斷開與故障相關(guān)的直流斷路器，非故障區(qū)域仍然能夠恢復(fù)正常運(yùn)行，提高系統(tǒng)供電可靠性；(3)該架構(gòu)不僅可以向直流負(fù)荷供電，也可以通過逆變器向交流負(fù)荷供電。

1.2電壓等級

本文以±10 kV作為中壓直流配電網(wǎng)的電壓等級，即VSC2控制直流側(cè)電壓為±10 kV，低壓直流配電網(wǎng)的電壓等級為±750 V和±400 V，其中雙向直流變壓器BDCT低壓側(cè)電壓控制為±750 V，單向直流變壓器UDCT低壓側(cè)電壓控制為±400 V，Inverter1和Inverter2交流側(cè)出口電壓為10 kV，風(fēng)力發(fā)電的出口額定電壓為0.69 kV，Inverter3交流側(cè)電壓為380 V。

1.3關(guān)鍵設(shè)備

1.3.1 VSC換流器

端口T1、T2、T4和T5均采用VSC換流器，起到聯(lián)接交流系統(tǒng)和直流系統(tǒng)的作用。其控制采用常用的基于比例積分(Proportional Integral，PI)調(diào)節(jié)器的電壓、電流雙閉環(huán)解耦的直接電流控制。根據(jù)外環(huán)控制量的不同可分定有功功率控制、定無功功率控制、定直流電壓控制和定交流電壓控制[8]。本文研究的系統(tǒng)中，各端口需要協(xié)調(diào)配置控制策略，且至少需要一個平衡節(jié)點(diǎn)。

1.3.2 直流變壓器

端口T3和T6是與±10 kV直流配電網(wǎng)直接相連的DC-DC直流變壓器，本文采用雙主動(dual active bridge, DAB)直流變換器。DAB的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖2所示，兩個高頻H橋經(jīng)高頻變壓器相連接，V1和V2分別是兩側(cè)H橋的直流電壓，Vh1和Vh2分別為兩側(cè)H橋輸出的交流電壓。DAB具有功率密度高、易于實(shí)現(xiàn)軟開關(guān)、電壓傳輸比大、功率雙向流動的優(yōu)點(diǎn)[11]，已吸引眾多學(xué)者對其在直流配電網(wǎng)的應(yīng)用進(jìn)行了研究[12-13]。對DAB的控制主要是移相控制，根據(jù)移相角度數(shù)目的不同可分單移相控制(sigle-phase-shift, SPS)、雙移相控制(dual-phase-shift, DPS)和三移相控制(triple-phase-shift, TPS)。隨著控制變量的增多，其控制越靈活，越能夠降低變換器損耗，功率調(diào)節(jié)范圍越大，同時實(shí)現(xiàn)起來也愈加復(fù)雜。

圖2 DAB DC-DC變換器拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Fig.2 Topology of DAB DC-DC converter

本文在仿真系統(tǒng)中采用SPS控制技術(shù)，對于T3和T6端口的DC-DC變換器，由于其高壓側(cè)母線電壓分別由VSC1和VSC2控制，因此，要穩(wěn)定系統(tǒng)運(yùn)行只需要控制T3和T6端口低壓側(cè)直流電壓即可，其控制器如圖3所示。

圖3 DAB低壓側(cè)直流電壓控制Fig.3 Low-voltage side DC voltage control of DAB

其中V2ref為DC-DC變換器輸出電壓的參考值。DAB直流變換器傳輸?shù)挠泄蜔o功功率為[14]

(1)

其傳輸?shù)挠泄β蕿橐葡啾菵的二次函數(shù)，當(dāng)D=0.5時能傳輸最大的有功功率，但隨著D的增大傳輸?shù)臒o功功率也隨之增大，為了減少無功損耗，同時又不影響有功傳輸，D的取值范圍為[-0.5,0.5]。

端口T3和T6所連接的DC-DC變換器的不同之處在于T3所聯(lián)接的DC-DC變換器要求功率可以雙向流動，而T6由于沒有接分布式電源因此只需要其功率單向傳輸即可，這時只需要調(diào)整D的取值范圍即可，T3對應(yīng)的移相比的取值范圍是-0.5≤D≤0.5，而T6對應(yīng)的移相比的取值范圍是0≤D≤0.5。

1.3.3 直流斷路器

本文采用ABB公司設(shè)計(jì)的混合式直流斷路器，其拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖4所示。在正常運(yùn)行時，負(fù)荷電流流經(jīng)超高速隔離開關(guān)(ultra-fast disconnector, UFD)，主開關(guān)的電流為零，當(dāng)混合直流斷路器收到跳閘信號后，負(fù)荷轉(zhuǎn)換開關(guān)打開將電流轉(zhuǎn)移到主開關(guān)，然后將UFD打開，最后打開主開關(guān)從而切斷直流電流，避雷器可以限制負(fù)荷轉(zhuǎn)換開關(guān)和主開關(guān)的暫態(tài)過電壓。

圖4 ABB混合直流斷路器原理圖Fig.4 Schematic diagram of ABB hybrid dc circuit breaker

1.3.4 分布式電源并網(wǎng)

(1)光伏電池接入

將光伏電站并入直流配網(wǎng)可省去DC-AC變換器和濾波裝置，圖5給出了光伏發(fā)電并入直流配電網(wǎng)的主電路及控制電路。與光伏電站直接相連的是Boost DC-DC升壓電路，其目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)光伏發(fā)電的最大功率跟蹤，光伏升壓后接入±750 V低壓直流配電系統(tǒng)，再經(jīng)BDCT與±10 kV中壓直流配網(wǎng)相連。

圖5 光伏發(fā)電并網(wǎng)主電路及控制電路框圖Fig.5 PV integration circuit and control strategy diagram

(2)風(fēng)力發(fā)電接入

風(fēng)力發(fā)電并入直流配網(wǎng)的原理如圖6所示。風(fēng)力發(fā)電出口電壓為0.69 kV，經(jīng)變壓器升壓為10 kV后再經(jīng)AC-DC變換接入±10 kV中壓直流配網(wǎng)。較之接入交流配電網(wǎng)，可省去一級DC-AC變換。

圖6 風(fēng)機(jī)接入直流配電網(wǎng)Fig.6 Wind power connected with DC distribution grid

2 新的系統(tǒng)啟動和多端口協(xié)調(diào)控制策略

2.1接地方式

柔性直流配電系統(tǒng)不對稱故障的故障特性受到VSC換流站接地方式的影響[15]，可以配置接地點(diǎn)的位置有換流變壓器中性點(diǎn)、直流側(cè)電容中點(diǎn)以及任一條直流電纜線路，當(dāng)前，尚無相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)對多端直流系統(tǒng)的接地方式做出規(guī)定。直流系統(tǒng)發(fā)生的單極接地故障后被隔離后，若要消除不平衡電壓、恢復(fù)系統(tǒng)的對稱運(yùn)行，則至少有一個端口的換流變壓器的閥側(cè)需要進(jìn)行接地，考慮到與交流主網(wǎng)相連接的VSC1和VSC2可能獨(dú)立運(yùn)行，本文對T1和T2端口的換流變壓器采用閥側(cè)中性點(diǎn)直接接地，交流網(wǎng)側(cè)Δ接的接地方法。

2.2正常運(yùn)行時各端口的協(xié)調(diào)控制

對于圖1所示系統(tǒng)，本文采用單點(diǎn)電壓控制方式，即在正常運(yùn)行時只有一個端口控制中壓直流系統(tǒng)的電壓。與交流主網(wǎng)相連接的端口有T1和T2，其中T2端口采用定直流電壓控制，T1端口采用定功率控制；與負(fù)荷側(cè)相連的端口有T3、T4、T5和T6，由于負(fù)荷側(cè)沒有電源或者電源難以維持穩(wěn)定電壓，因此這些端口均采用定負(fù)荷側(cè)電壓控制，以維持負(fù)荷側(cè)電壓的穩(wěn)定。光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電采用最大功率跟蹤控制。

2.3新啟動控制策略

針對VSC1和VSC2換流站，在VSC換流器交流側(cè)配置串聯(lián)限流電阻RL，如圖7所示。換流站啟動時打開開關(guān)SL，同時閉鎖VSC換流器的觸發(fā)脈沖，交流系統(tǒng)經(jīng)過反并聯(lián)二極管向直流側(cè)電容充電，此時相當(dāng)于三相不控整流電路，穩(wěn)定時的直流電壓VD1的大小為

(2)

V1為交流側(cè)線電壓，本文V1=10 kV，相應(yīng)的VD1=13.5 kV，為直流側(cè)額定電壓的67.5%。在直流電壓達(dá)到VD1以前，需要解除VSC2換流站的觸發(fā)脈沖，以進(jìn)一步提升直流系統(tǒng)電壓。本文設(shè)定當(dāng)直流電壓達(dá)到額定值的60%時，VSC2換流站解除閉鎖。當(dāng)直流電壓上升到額定電壓的95%時再閉合開關(guān)SL，切除限流電阻。

圖7 VSC換流站啟動限流電阻配置Fig.7 Configuration of current-limiting resistance when VSC station started

中壓直流系統(tǒng)電壓上升到額定電壓的90%時，VSC1換流站也從限流充電狀態(tài)切換為定功率運(yùn)行方式。BDCT、UDCT、Inverter1、Inverter2和Inverter3在系統(tǒng)開始啟動時，均只需要閉鎖其IGBT的脈沖觸發(fā)信號，當(dāng)檢測到其端口電壓上升到額定電壓的95%時，觸發(fā)脈沖從閉鎖狀態(tài)轉(zhuǎn)換到解除狀態(tài)。

對于分布式電源光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電來說，在啟動時分別將光伏電站和風(fēng)機(jī)退出運(yùn)行，當(dāng)光伏電站檢測到其與低壓直流配電網(wǎng)相連接的直流電壓上升到額定電壓的95%時，風(fēng)機(jī)檢測到其與低壓交流配網(wǎng)相連的接口交流電壓上升到額定電壓的95%時，再分別將其投入運(yùn)行，啟動策略控制框圖如圖8所示。圖中將整個啟動過程分為Ⅰ～Ⅴ共5個階段。

圖8 啟動控制策略Fig.8 Start control strategy

2.4保護(hù)系統(tǒng)與控制系統(tǒng)的協(xié)調(diào)

當(dāng)中壓直流線路發(fā)生故障后，保護(hù)系統(tǒng)會令與故障相關(guān)的直流斷路器跳閘。如圖9所示，當(dāng)故障發(fā)生在直流線路k1點(diǎn)時，其兩側(cè)的直流斷路器DCCB1和DCCB2跳閘；當(dāng)故障發(fā)生在直流母線k2點(diǎn)時，與該直流母線相連接的直流斷路器DCCB2、DCCB3和DCCB4跳閘。

圖9 直流系統(tǒng)故障Fig.9 DC system fault

故障被隔離后，系統(tǒng)將由兩端供電運(yùn)行方式變?yōu)閮啥烁綦x運(yùn)行方式，由于VSC2采用定直流電壓控制，因此VSC2側(cè)的直流系統(tǒng)仍然能夠保持電壓在正常水平。VSC1采用的是定功率控制，此時VSC1換流站的電壓與該換流站控制傳輸?shù)墓β蔖C和該換流站相連的負(fù)荷PL的大小有關(guān)，若PC>PL，則VSC1的電壓高于額定值，反之，VSC1的電壓低于額定值。若負(fù)荷不斷變動，則VSC1的電壓也隨之變動，此時要保證VSC1端口及其相連的負(fù)荷能正常運(yùn)行，需將VSC1的控制方式從定功率控制轉(zhuǎn)換為定直流電壓控制，即需要保護(hù)系統(tǒng)和控制系統(tǒng)相互協(xié)調(diào)配合：在保護(hù)系統(tǒng)動作后，控制系統(tǒng)做出相應(yīng)的調(diào)整，以保證健全區(qū)域能夠正常運(yùn)行。

本文提出的保護(hù)系統(tǒng)與控制系統(tǒng)協(xié)調(diào)策略如下：VSC1換流站接收中壓直流系統(tǒng)各個直流斷路器DCCB1、DCCB2……DCCBn的開關(guān)信號s1、s2……sn，并定義直流斷路器的開關(guān)函數(shù)如下：

(3)

其中，x表示直流斷路器的編號1、2……n。

定義Control為s1、s2……sn的邏輯“或”運(yùn)算(OR)，即：

Control=s1(OR)s2(OR)s3……(OR)sn

(4)

當(dāng)Control=0時，VSC1采用定功率控制；當(dāng)Control=1時，VSC1采用定直流電壓控制。這樣可保證保護(hù)系統(tǒng)將故障隔離后，任何健全區(qū)域均有一個平衡節(jié)點(diǎn)，提升了系統(tǒng)的供電可靠性。

3 仿真分析驗(yàn)證

3.1啟動及正常運(yùn)行仿真

在PSCAD/EMTDC中搭建圖1所示的柔性直流配電系統(tǒng)。中壓直流線路采用頻率相關(guān)域模型(Frequency Dependent Model)，其中線路1和5直接與換流站端口相連，線路2、3、4的長度分別為15 km、10 km、15 km。仿真時間為4 s，步長為20 μs。各換流站的電壓和容量如表1所示。

表 1 各換流站的電壓和容量

設(shè)定各換流站直接相連接的交直流負(fù)荷在各個時間段的數(shù)值如表2所示，此外，設(shè)定VSC1傳輸?shù)墓β蕿? MW。

表 2 各端口所連接的負(fù)荷在各個時間段的數(shù)值

圖10為T1和T2端口的電壓值，圖中標(biāo)出了系統(tǒng)在啟動過程中的第Ⅰ階段和第Ⅱ階段。系統(tǒng)剛啟動時直流電壓上升迅速，當(dāng)電壓接近于式(2)時，直流電容充電電流減小，電壓上升速度變慢；當(dāng)電壓值達(dá)到額定值的60%時，第Ⅱ階段啟動，此時VSC2開始工作以繼續(xù)升高電壓，當(dāng)T1端口的電壓值達(dá)到額定值的90%后，VSC1也工作于正常狀態(tài)。正常工作后，由于T2端口采用定直流電壓控制，因此其電壓保持平穩(wěn)，該端口自動調(diào)整功率出力來平衡負(fù)荷的變化。而T1端口功率出力保持不變，負(fù)荷的變化會引起潮流變化，進(jìn)而引起電壓變化，因此T1端口的電壓有一定的波動。

圖10 各端口電壓Fig.10 Voltage of each terminal

在T3～T6端口換流站解除閉鎖前，直流側(cè)功率不能通過續(xù)流二極管流向交流側(cè)，因此其電壓保持為0；當(dāng)IGBT解除閉鎖后，負(fù)荷側(cè)電壓開始迅速上升。當(dāng)T3～T6端口檢測到中壓直流線路上的電壓上升到額定值的95%時，再解除閉鎖運(yùn)行于正常方式。各換流站及分布式電源達(dá)到啟動閥值的時刻如表3所示。

表3各換流站及分布式電源啟動時間

Tab.3 Start time of converter stations and distributed generators

換流站T1T2T3T4T5啟動時刻/s0532102523054280518404922換流站T6T7PVWind-啟動時刻/s05605056810583606013-

其中，PV和Wind分別表示光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電。盡管仿真系統(tǒng)負(fù)荷波動劇烈，但系統(tǒng)仍然有著較高的供電質(zhì)量。其中VSC1換流站的最大電壓偏差為2.36%，發(fā)生在第2～3 s；直流負(fù)荷端口T3的最大電壓偏差則為1.85%，T6的最大電壓偏差為2.11%；交流負(fù)荷端口T4的最大電壓偏移為1.39%，發(fā)生在第3 s負(fù)荷突變時；T5端口最大電壓偏移為1.02%，發(fā)生在風(fēng)力發(fā)電風(fēng)速突變時。

光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電的功率出力如圖11所示，光伏和風(fēng)機(jī)的功率出力均是一個變量。在T5端口電壓上升到額定值的95%以前，T5端口會向風(fēng)機(jī)側(cè)流入充電電流，因此此時的功率為負(fù)，而光伏電源由于Boost電路中二級管的作用，功率只能由電源流出，功率不會出現(xiàn)負(fù)值。其余交直流負(fù)荷數(shù)值如表3所示，T3端口和T6端口流過的功率值就等于表3中的數(shù)值分別減去光伏和風(fēng)力發(fā)電的出力。

圖11 光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電出力Fig.11 Power output of PV and wind generation

以BDCT換流站為例，直流負(fù)荷端口的功率流動情況如圖12所示，在BDCT閉鎖時，BDCT的移相比工作于最大值，在BDCT啟動后，BDCT根據(jù)式(1)自動控制移相比大小來控制傳輸功率的大小，以維持電壓恒定。由式(1)可知，當(dāng)D為正值時，功率從中壓直流配網(wǎng)流向低壓直流配網(wǎng)，反之，功率從低壓直流配網(wǎng)流向中壓直流配網(wǎng)。

圖12 BDCT功率與移相比Fig.12 Power and phase-shift-ratio of BDCT

結(jié)合表3和圖12知，在2 s時，BDCT所連接的直流負(fù)荷被切除，但光伏發(fā)電仍在向外輸出功率，這時BDCT向低壓直流配網(wǎng)傳輸?shù)墓β蕿樨?fù)值，移相比D隨之也調(diào)整為負(fù)值，光伏發(fā)出的電能經(jīng)BDCT傳輸?shù)街袎褐绷髋渚W(wǎng)中，這也驗(yàn)證了BDCT換流站的功率反轉(zhuǎn)能力。

圖13 VSC1和VSC2有功功率出力Fig.13 Active power output of VSC1 and VSC2 station

正常運(yùn)行時VSC1保持定功率控制，其有功功率大小為4 MW，負(fù)荷的變化由VSC2端口來平衡，VSC1和VSC2的功率如圖13所示。由圖可知，在VSC1解除閉鎖前，交流電網(wǎng)通過VSC1的續(xù)流二極管有不可控的功率流過，在VSC1解除閉鎖后，其從交流側(cè)吸收的功率值保持恒定，為整個直流配電系統(tǒng)的功率節(jié)點(diǎn)，VSC2從傳輸?shù)墓β蕜t隨著負(fù)荷大小的變化而變化。

3.2運(yùn)行模式切換仿真

在中壓直流線路3上靠近Inverter2處施加極間短路，故障發(fā)生時間為1.2 s，設(shè)定故障檢測時間為1.8 ms，混合直流斷路器從接收跳閘命令到完全隔離故障時間為3 ms，即在故障發(fā)生后4.8 ms，中壓直流線路3上兩端的直流斷路器將故障隔離。當(dāng)VSC1換流站接收到線路3兩端直流斷路器的跳閘信號后，考慮到通信信號延時，在故障發(fā)生后6 ms時，VSC1換流器的控制方式由定功率控制轉(zhuǎn)換為定直流電壓控制，各端口的電壓情況如圖14所示。

圖14 各端口電壓Fig.14 Voltage of each terminal

由圖可知，離故障點(diǎn)越近的變換器受到的影響越大，其中VSC1換流站距離最遠(yuǎn)，因此其受到的影響較小。假定DC-DC直流變壓器正常運(yùn)行時的負(fù)荷電阻為R，根據(jù)式(1)，有如下等式關(guān)系：

(5)

令：

F(D)=D(1-D)

(6)

整理式(5)、(6)，設(shè)定V1和V2的額定值分別為V1n和V2n，要保持V2穩(wěn)定，則V1的最小值需為

(7)

其中，F(xiàn)(D)max為F(D)的最大值。因此在BDCT和UDCT參數(shù)和負(fù)荷值確定的情況下，當(dāng)其中壓直流側(cè)電壓V1剛開始降低時，F(xiàn)(D)增大以抵消這種變化使得V2能夠保持恒定，當(dāng)F(D)增大到最大值時，若V1繼續(xù)降低，則V2會隨著V1的降低而降低。由圖14(b)可知，在故障過程中，BDCT的中壓直流側(cè)電壓尚未達(dá)到式(7)所計(jì)算的值，而UDCT的中壓直流側(cè)電壓下降幅度較大，超出了其能夠控制負(fù)荷側(cè)電壓穩(wěn)定的范圍。

此外，受到故障影響的換流站在故障隔離并且VSC1控制方式切換后，電壓很快恢復(fù)到正常狀態(tài)，系統(tǒng)恢復(fù)正常運(yùn)行，且無換流站退出運(yùn)行，從故障發(fā)生到全部換流站恢復(fù)正常運(yùn)行，所需時間不到0.15 s，保證了 “手拉手”多端柔性直流配電系統(tǒng)具有較高的供電可靠性。

圖15 VSC1換流站傳輸有功功率Fig.15 Active power output of VSC1 convertor station

圖16 VSC1換流站直流側(cè)電壓Fig.16 DC-side voltage of VSC1

在VSC1換流站運(yùn)行方式發(fā)生改變后，其傳輸?shù)墓β室暸c之相連的BDCT和Inverter1負(fù)荷大小而定，而在故障前VSC1保持定功率運(yùn)行，其有功功率固定為4 MW，其在故障前后傳輸?shù)挠泄β嗜鐖D15所示。圖16對比了VSC1側(cè)直流電壓在運(yùn)行方式切換和不切換情況下的電壓情況，由圖可知，在故障隔離后若不切換運(yùn)行策略，則VSC1換流站的電壓將會隨著負(fù)荷的變動而劇烈波動，遠(yuǎn)離電壓正常工作范圍，因此保護(hù)系統(tǒng)和控制系統(tǒng)的協(xié)調(diào)控制是非常有必要的。

4 結(jié) 論

研究了多端柔性直流系統(tǒng)的啟動控制、正常運(yùn)行和故障情況下運(yùn)行方式的切換策略，該系統(tǒng)：

(1)既可以向有源網(wǎng)絡(luò)供電，也可以經(jīng)逆變換流站向無源交流負(fù)荷供電，經(jīng)直流變壓器向無源直流負(fù)荷供電，潮流可控，用戶既可以從電網(wǎng)取電，也可以向電網(wǎng)供電，具備更高的靈活性和智能性。

(2)有利于大規(guī)模清潔能源的靈活接入，可作為各種能源互聯(lián)的子系統(tǒng)之一，適應(yīng)于能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展。

(3)系統(tǒng)響應(yīng)速度快，在負(fù)荷發(fā)生突變時能迅速調(diào)整換流站傳輸功率，以較小的電壓波動、在較短的時間內(nèi)達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)，具有較高的電能質(zhì)量。

(4)在故障發(fā)生時，系統(tǒng)可以靈活轉(zhuǎn)換控制策略降低停電設(shè)備數(shù)目，高速動作的直流斷路器在5 ms內(nèi)切除直流系統(tǒng)故障，系統(tǒng)電壓能在0.15 s內(nèi)重建，具有較高的供電可靠性。

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Start-up And Coordination Control Strategy in “Hand-in-hand” Multi-terminal Flexible DC Distribution System

DAI Zhihui1, GE Hongbo1, CHEN Xi2, WANG Zengping1

(1. Hebei Key Laboratory of Distributed Energy Storage and Microgrid，North China Electric Power University, Baoding 071003, China； 2. Baoding Power Supply Company of State Grid, Baoding 071000, China)

Firstly, A “hand-in-hand” multi-terminal FDCDS which contains photovoltaic cell and wind turbines is adopted for further analysis of key equipment, and the grounding mode and coordination control strategy of each terminal were verified. Secondly, a new start control method of the FDCDS is proposed to protect the power electronic equipment from the overcurrent while the system starts up. Then, a coordination strategy of protection system and control system is put forward. And this strategy can make sure the non-fault areas function normally when the fault area is isolated. Finally, the startup control method, the normal operation, and the switching of operation modes when fault happened are analyzed by using the PSCAD/EMTDC software. The results indicate the validity of both the startup control method and the switching strategy of function modes of Flexible DC Distribution System.

flexible DC distribution system; start up control; coordination strategy; DC transformer; operation mode

10.3969/j.ISSN.1007-2691.2017.05.01

TM77

A

1007-2691(2017)05-0001-09

2016-11-02.

國家重點(diǎn)研發(fā)計(jì)劃專項(xiàng)課題(2016YFB0900203)；國家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(51307059)；河北省自然科學(xué)基金項(xiàng)目(E2014502065)；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金資助項(xiàng)目(2017MS069).

戴志輝 (1980-)，男，副教授，研究方向?yàn)殡娏ο到y(tǒng)保護(hù)與控制；葛紅波(1992-)，男，碩士研究生，研究方向?yàn)殡娏ο到y(tǒng)保護(hù)與控制；陳曦(1981-)，女，高級工程 師，主要研究方向?yàn)殡娋W(wǎng)規(guī)劃與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行；王增平(1964-)，男，教授，博士生導(dǎo)師，研究方向?yàn)殡娏ο到y(tǒng)保護(hù)與控制、新能源電力系統(tǒng)等。