基于最優(yōu)潮流的交直流配電網(wǎng)分層控制策略

孟明，朱國林，魏怡

(華北電力大學電氣與電子工程學院，河北省保定市071003)

0 引 言

隨著大量分布式電源及直流負荷的并網(wǎng)、用戶對電能質(zhì)量要求的提高，傳統(tǒng)交流配電網(wǎng)的結(jié)構(gòu)與控制面臨著諸多挑戰(zhàn)[1-2]。相比于交流配電網(wǎng)，交直流混合配電網(wǎng)以分布式能源接納程度高、潮流易于控制、電能質(zhì)量高等優(yōu)勢受到關(guān)注，是未來配電網(wǎng)發(fā)展的趨勢[3-5]。

隨著分布式電源及儲能系統(tǒng)的并網(wǎng)，配電網(wǎng)由傳統(tǒng)的無源網(wǎng)絡(luò)變?yōu)橛性淳W(wǎng)絡(luò)，另外分布式電源的隨機波動性使得系統(tǒng)潮流變得更具不確定性[6]。未來配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)與系統(tǒng)潮流將更為復雜，如何實現(xiàn)配電網(wǎng)中各單元的協(xié)調(diào)控制是配電網(wǎng)穩(wěn)定、經(jīng)濟運行的關(guān)鍵[7]。類似于傳統(tǒng)配電網(wǎng)，交直流混合配電網(wǎng)的控制策略可分為無通信要求的分散控制與有通信要求的集中控制。其中分散控制基于本地信息實現(xiàn)系統(tǒng)控制策略的自動調(diào)整，無需通信，但難以人為改變系統(tǒng)運行狀態(tài)；集中控制基于數(shù)據(jù)分析，由中央控制器為各控制單元提供調(diào)度指令，但對通信系統(tǒng)及中央控制器依賴過高[8]。選擇合適的控制策略將極大優(yōu)化配電網(wǎng)系統(tǒng)的運行狀態(tài)。

國內(nèi)外學者對交、直流供電系統(tǒng)的拓撲結(jié)構(gòu)[9]、可靠性[10]、經(jīng)濟性[11]、最優(yōu)潮流[12]等方面開展了一系列研究，為配電網(wǎng)的優(yōu)化控制奠定了基礎(chǔ)。文獻[13]提出了直流配電網(wǎng)的電壓協(xié)調(diào)控制策略，根據(jù)主換流站的工作狀態(tài)將系統(tǒng)分為3種運行模式，并給出相應(yīng)的控制策略，各種控制模式的相互配合快速實現(xiàn)系統(tǒng)平穩(wěn)，但難以優(yōu)化系統(tǒng)運行狀態(tài)。文獻[14]建立了用于商業(yè)樓宇的交直流混合配電網(wǎng)能量調(diào)度模型，并提出了基于Benders分解的優(yōu)化求解方法，但其通信要求較高。文獻[15]提出了主動配電網(wǎng)儲能系統(tǒng)的多目標優(yōu)化模型，并用帶權(quán)極小模理想點法求解，簡化其求解復雜度。文獻[16]根據(jù)交直流混合配電網(wǎng)中各節(jié)點電壓將其運行狀態(tài)分為正常狀態(tài)和風險狀態(tài)，不同狀態(tài)時采用不同的優(yōu)化模型，并分析其臨界值對控制效果的影響，但其控制較為復雜。

為了優(yōu)化交直流混合配電網(wǎng)的運行狀態(tài)且無需過高的通信要求，本文提出基于最優(yōu)潮流的分層控制策略，使得該控制策略同時具有潮流優(yōu)化和本地控制的優(yōu)點。正常運行時，調(diào)度系統(tǒng)為配電網(wǎng)中各換流站提供優(yōu)化指令，實現(xiàn)配電網(wǎng)運行整體最優(yōu)；調(diào)度系統(tǒng)故障時，通過檢測本地信息自主切換各換流器的控制模式以維持配電網(wǎng)穩(wěn)定。

1 交直流混合配電網(wǎng)結(jié)構(gòu)

傳統(tǒng)配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)通常有鏈式結(jié)構(gòu)、兩端供電結(jié)構(gòu)、環(huán)狀結(jié)構(gòu)及網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)等，交直流混合配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)也大多以此為基礎(chǔ)。具有代表性的為美國弗吉尼亞大學CPES中心提出的分層連接的混合配電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)[17]，本文在此結(jié)構(gòu)上加以簡化，采用鏈式交流配電網(wǎng)和鏈式直流配電網(wǎng)經(jīng)互聯(lián)變流器相連的兩端供電結(jié)構(gòu)，如圖1所示。

為了體現(xiàn)交直流混合配電網(wǎng)的適用性，減少換流器的使用，在交直流兩側(cè)分別接上合適的配用電裝置，主要包含分布式發(fā)電單元、儲能單元和負荷單元3部分。

(1)分布式發(fā)電單元：本文中光伏電池經(jīng)DC/DC變流器并入配電網(wǎng)直流側(cè)；雙饋風機經(jīng)變壓器并入配電網(wǎng)交流側(cè)。一般情況時，光伏電池及雙饋風機均工作于最大功率跟蹤模式[18-19]，以減少棄風棄光現(xiàn)象。但在特殊情況下需要降功率運行，以保證其他方面的電能要求。

(2)儲能單元：本文中直流形式的蓄電池儲能經(jīng)雙向DC/DC變流器并入配電網(wǎng)直流側(cè)。當直流側(cè)電壓偏差較小時，蓄電池根據(jù)其荷電狀態(tài)工作于充電狀態(tài)或處于閑置狀態(tài)；當配電網(wǎng)功率波動較大，僅由主從換流站無法維持直流側(cè)電壓穩(wěn)定時，蓄電池為其提供電壓支撐，以保證配電網(wǎng)穩(wěn)定運行。

圖1 配電網(wǎng)的拓撲結(jié)構(gòu)與控制策略Fig.1 Topology and control strategy of distribution network

(3)負荷單元：為體現(xiàn)負荷的多樣性，交流負荷1經(jīng)AC/DC變流器并入配電網(wǎng)直流側(cè)；直流負荷2和交流負荷3分別直接并入交直流配電網(wǎng)兩側(cè)。

2 分層控制策略

本文提出的分層控制策略框架如圖1所示。其核心思想是根據(jù)本地信息和優(yōu)化調(diào)度要求將控制分為不同層次，通過不同層次、不同時間尺度的協(xié)調(diào)配合，優(yōu)化配電網(wǎng)的運行目標。

本文根據(jù)直流側(cè)電壓變化量將控制策略分為第1層和第2層，如圖2所示，另外優(yōu)化調(diào)度系統(tǒng)作為第3層。實際運行時，系統(tǒng)根據(jù)檢測到的本地信息自動切換到相應(yīng)的控制層，通過預(yù)先設(shè)置好各換流站的參考值，使得配電網(wǎng)在分布式電源、負荷波動等工況下均能穩(wěn)定地運行。當電壓偏差較小時，通過主、從換流站的協(xié)調(diào)控制共同為配電網(wǎng)直流側(cè)提供功率差額(第1層控制)；當電壓偏差較大時，蓄電池采用下垂控制，作為新的電壓平衡點(第2層控制)；系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行時，第3層控制為各換流站提供優(yōu)化指令。

2.1 第1層控制

在第1層控制中，配電網(wǎng)直流側(cè)電壓偏差較小，此時主換流站控制直流電壓穩(wěn)定；分布式電源根據(jù)調(diào)度指令恒功率發(fā)電運行；蓄電池根據(jù)其荷電狀態(tài)處于充電或閑置狀態(tài)；從換流站按照優(yōu)化調(diào)度指令實行電壓-功率下垂控制。

圖2 分層控制策略Fig.2 Hierarchical control strategy

當系統(tǒng)功率波動時不僅僅由主換流站提供功率差額，從換流站也按照下垂曲線控制，當電壓降低時增加輸出功率。其關(guān)系如下：

U-Uopf=-kup(PVSC2-Popf)

(1)

式中：U為從換流站功率為PVSC2時，從換流站的控制電壓參考值；Uopf和Popf分別為系統(tǒng)運行于最優(yōu)狀態(tài)時從換流站的電壓和功率參考值，由調(diào)度指令給出；PVSC2為從換流站注入直流側(cè)的功率；kup為下垂系數(shù)，由調(diào)度指令自動計算出；Umax、Umin、Pmax、Pmin分別為從換流站切換控制模式的電壓、功率臨界值。

從換流站的控制策略如圖3所示，將測量得到的注入配電網(wǎng)直流側(cè)的功率代入式(1)和(2)得到其控制電壓。經(jīng)電壓外環(huán)和功率外環(huán)得到內(nèi)環(huán)電流的參考值，然后進行最大最小值操作得到Idref。將其作為內(nèi)環(huán)輸入以實現(xiàn)從換流站控制模式的自動切換。

圖3 從換流站控制策略Fig.3 Control strategy of minor converter station

配電網(wǎng)運行時，由于功率傳輸和傳輸線阻抗，各節(jié)點電壓存在差異。配電網(wǎng)運行在第1層時，各節(jié)點電壓偏差最大值應(yīng)小于進入第2層控制的閾值電壓，若閾值取值較小，易導致運行模式頻繁在第1、2層切換，于是本文設(shè)定第1層控制的直流電壓范圍為(1±3%)Udcref，以保證控制模式的可靠切換。另外當控制模式切換時，由于各節(jié)點電壓存在差異，若檢測到某個節(jié)點的電壓偏差并不超過3%Udcref，則該控制器仍保持原控制模式不變。

2.2 第2層控制

當系統(tǒng)出現(xiàn)惡劣運行狀態(tài)(如大容量負荷的投切、分布式電源發(fā)電驟變)，主、從換流站傳輸功率已達到極限而進入限流模式時，配電網(wǎng)直流側(cè)各換流站均為定功率控制，難以維持電壓穩(wěn)定，系統(tǒng)將進入第2層控制。此時蓄電池按照下垂控制為配電網(wǎng)直流側(cè)提供電壓支撐，實現(xiàn)電壓的二次恢復。

當檢測到蓄電池并網(wǎng)點直流電壓偏差超過其臨界電壓時，蓄電池按照如圖2所示的電壓-功率下垂控制策略進行控制，其下垂特性曲線可表示為

圖4 蓄電池變流器的控制策略Fig.4 Control strategy of converter of battery

另外蓄電池容量有限，為了提高蓄電池的運行壽命，應(yīng)盡量避免蓄電池過度充放電現(xiàn)象[20]。當檢測到蓄電池荷電狀態(tài)(state of charge, SOC)在一定范圍外(本文取SOC>80%或SOC<40%)，應(yīng)關(guān)閉蓄電池并網(wǎng)變流器的觸發(fā)脈沖，使之進入閑置狀態(tài)。

2.3 第3層控制

本文中第3層控制為優(yōu)化調(diào)度系統(tǒng)，以配電網(wǎng)總電能損耗最小和各節(jié)點電壓偏差最小為優(yōu)化目標。將采集或預(yù)測的配電網(wǎng)相關(guān)數(shù)據(jù)傳入中央控制器中，通過最優(yōu)潮流計算和綜合分析得到優(yōu)化指令，將其作為下層各控制器的控制參考值，使得系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)運行時狀態(tài)最優(yōu)。

隨著系統(tǒng)日益龐大，配電網(wǎng)的數(shù)據(jù)采集和潮流計算將更為復雜，實際運行時可能出現(xiàn)系統(tǒng)工況改變而未計算出調(diào)度指令的情況。于是本文利用在時間尺度上的不同，將優(yōu)化調(diào)度和本地控制結(jié)合起來，使得配電網(wǎng)能最大限度地優(yōu)化控制目標且對通訊無過高要求。在較長時間尺度內(nèi)，將最優(yōu)潮流計算結(jié)果作為下層控制器的參考值，使得配電網(wǎng)運行在最優(yōu)狀態(tài)；在較短時間尺度內(nèi)，當配電網(wǎng)功率波動而下一個最優(yōu)指令未計算出或通信故障時，各控制器根據(jù)本地信息自主切換控制策略。

綜上所述，交直流混合配電網(wǎng)中各單元實現(xiàn)分層控制模式切換的總體結(jié)構(gòu)如圖5所示。其中“1”表示配電網(wǎng)運行在第1層；“2”表示配電網(wǎng)運行在第2層；下標“opf”表示優(yōu)化變量的參考值，未計算出其參考值時，采用上一次優(yōu)化調(diào)度指令值；“SOC”為蓄電池荷電狀態(tài)。

圖5 分層控制模式切換總體結(jié)構(gòu)Fig.5 Structure of mode switch in hierarchical

3 能量優(yōu)化調(diào)度模型

交直流混合配電網(wǎng)的優(yōu)化調(diào)度通過最優(yōu)潮流計算實現(xiàn)。以數(shù)據(jù)測量和預(yù)測為基礎(chǔ)，在滿足約束條件的前提下，通過計算最優(yōu)潮流求解出使目標函數(shù)最小時，其模型中可控單元(包括從換流站的傳輸功率、分布式電源的發(fā)電功率)的優(yōu)化調(diào)度指令。其數(shù)學模型可表述如下。

式中：u為控制變量；x為狀態(tài)變量；f(u,x)為優(yōu)化目標函數(shù)；g(u,x)和h(u,x)分別為模型的等式約束和不等式約束。對于本文中交直流混合配電網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型，各部分詳述如下。

3.1 目標函數(shù)

本文控制策略的預(yù)期目標為配電網(wǎng)總體電能損耗最小及各節(jié)點電壓偏差最小。于是本文目標函數(shù)應(yīng)由兩部分加權(quán)歸一化得到，一部分表示總體電能損耗，另一部分表示各節(jié)點電壓偏差。

圖1所示的交直流混合配電網(wǎng)電能損耗主要包含3個部分：分布式電源棄風棄光損耗、換流器損耗及傳輸線損耗。其數(shù)學模型如下：

式中：PDGi_MPPT和PDGi分別為第i個分布式電源在某一條件下的最大發(fā)電功率和實際發(fā)電功率；PVSCi為換流站i注入直流側(cè)的功率；ηi為換流站i的效率；Ploss_line為傳輸線的總功率損耗。

本文電壓偏差以各節(jié)點電壓偏差的均方根值表示，其數(shù)學模型如下：

式中：Ui和Ui0分別為節(jié)點i電壓的實際值和其額定值；n為配電網(wǎng)節(jié)點數(shù)量。

采用加權(quán)法將多目標問題進行歸一化處理，得到最終目標函數(shù)如下：

式中：λ1和λ2分別為各目標的權(quán)重系數(shù)，其值可根據(jù)側(cè)重的優(yōu)化目標和實際運行情況做相應(yīng)的調(diào)整，本文根據(jù)潮流計算結(jié)果綜合考慮將λ1和λ2分別取為0.3和0.7；f1min和f2min分別為僅以f1(u,x)和f2(u,x)為目標函數(shù)的最小值。

3.2 約束條件

最優(yōu)潮流模型中等式約束主要包括節(jié)點功率平衡約束；不等式約束主要包括節(jié)點電壓約束、線路傳輸功率約束、分布式電源及換流站容量約束。

(1)節(jié)點功率約束：

(8)

(9)

Uj[Gijsin(θi-θj)-Bijcos(θi-θj)]=0

(10)

(2)節(jié)點電壓約束：

Uimin≤Ui≤Uimax

(11)

式中Ui、Uimax及Uimin分別為節(jié)點i電壓實際值及其上下限。

(3)線路傳輸功率約束：

(12)

(4)分布式電源功率約束：

0

(14)

QDGmin

(15)

式中：PDGi和PDGimax分別為分布式電源的實際有功功率及其上限；QDGi、QDGmax和QDGmin分別為分布式電源的無功功率及其上下限。

(5)換流站功率約束

PVSCimin≤PVSCi≤PVSCimax

(16)

式中：QVSCi為換流站i的無功功率；PVSCimax、PVSCimin和SVSCi分別為換流站i的有功功率上下限及視在功率。

4 仿真分析

為了驗證本文分層控制策略的有效性，利用Matlab/Simulink搭建如圖1所示的仿真系統(tǒng)。該系統(tǒng)中直流母線額定電壓為±10 kV，交流母線額定電壓為6 kV，各單元的容量及損耗參數(shù)如表1所示， 其中規(guī)定除負載外各單元注入交直流混合配電網(wǎng)的功率方向為正。

下面給出系統(tǒng)分別運行在恒壓模式和進入限流模式的仿真結(jié)果，并與傳統(tǒng)分層控制進行對比。為了驗證本文控制策略對通信無過高的依賴性，系統(tǒng)運行時，調(diào)度系統(tǒng)先由正常變?yōu)楣收?，再恢復正常?/p>

表1配電網(wǎng)中各單元的容量及損耗參數(shù)
Table1Parameterofcapacityandlossindistributionnetwork

4.1 恒壓運行時的仿真分析

如圖6所示，圖6(a)—(e)分別為主換流站、交流電網(wǎng)、負荷、分布式電源及蓄電池的功率；(f)為蓄電池的荷電狀態(tài)；(g)為蓄電池并網(wǎng)點電壓；(h)為配電網(wǎng)系統(tǒng)總功率損耗。仿真開始時，光伏電池及雙饋風機的最大發(fā)電功率分別為1.5 MW和1.1 MW；負荷L1、L2、L3均為1 MW；蓄電池SOC初始值為79.6%，其處于充電狀態(tài)，充電功率約為1 MW。此時調(diào)度系統(tǒng)根據(jù)潮流計算為各控制單元提供優(yōu)化指令，主換流站作為平衡節(jié)點提供功率差額，約為1.1 MW。第2 s時負荷L1增大為1.5 MW，此時調(diào)度系統(tǒng)適當調(diào)整各控制單元的參考值，使得配電網(wǎng)整體運行在最優(yōu)狀態(tài)。

第4 s時調(diào)度系統(tǒng)故障，同時光伏發(fā)電減少為1 MW；第6 s時SOC達到80%，蓄電池停止充電，并且負荷L3增大為1.5 MW；第8 s時風機發(fā)電增大為1.4 MW，負荷L2也增大為2 MW。在調(diào)度系統(tǒng)故障期間，各換流站之間相互獨立，并保持原有控制策略及控制參考值不變。

第10 s時調(diào)度系統(tǒng)恢復運行，此時負荷L1減少為1 MW，此后調(diào)度系統(tǒng)繼續(xù)為各控制單元提供優(yōu)化指令，使得整體運行最優(yōu)。

由圖6分析可知，當分布式電源及負荷功率變化時，主換流站控制該節(jié)點電壓恒定，主換流站和交流電網(wǎng)共同提供系統(tǒng)功率差額，維持系統(tǒng)電壓偏差在較小偏差范圍。另外由圖6(g)和(h)知，與傳統(tǒng)分層控制策略相比，本文控制策略在減少電能損耗和電壓偏差方面具有一定的優(yōu)勢(傳統(tǒng)分層控制中，從換流站功率參考值為直流側(cè)功率需求的一半，其余參數(shù)與本文控制一致；電壓對比選取蓄電池并網(wǎng)節(jié)點)。

4.2 限流運行時的仿真分析

限流運行時的仿真結(jié)果如圖7所示。類似于上述恒壓運行模式，當調(diào)度系統(tǒng)正常時，各控制單元按照其調(diào)度指令運行；當調(diào)度系統(tǒng)故障時，各控制單元按照之前的優(yōu)化指令相互獨立運行。仿真開始時，光伏電池及雙饋風機最大發(fā)電功率分別為1.5 MW和1.1 MW；負荷L1、L2、L3分別為2、1和1 MW；蓄電池SOC初始值為79.86%，其處于充電狀態(tài)，充電功率為1 MW。

圖6 恒壓運行模式下系統(tǒng)的運行特性Fig.6 System operation performances in constant voltage mode

第2 s時蓄電池SOC達到80%，其停止充電。在此期間配電網(wǎng)直流側(cè)功率需求較小，其相應(yīng)的電壓偏差也較小。第4 s時調(diào)度系統(tǒng)故障，光伏電池發(fā)電功率減少為1 MW，且負荷L2增大為2 MW，導致直流側(cè)電壓降低。第6 s時負荷L1增大為3.5 MW，此時主換流站功率達到上限而進入限流模式，導致直流側(cè)電壓進一步降低。當直流側(cè)電壓偏差達到3%時，蓄電池進入下垂控制模式，為直流側(cè)提供電壓支撐。第8 s時，負荷L1減少為1 MW、負荷L3增大為 1.5 MW、雙饋風機功率增大為1.5 MW，此時配電網(wǎng)直流側(cè)功率需求降低，使得其電壓上升，在此后蓄電池經(jīng)過短暫的充電過程使其SOC達到80%。第10 s時，調(diào)度系統(tǒng)恢復正常，同時負荷L1增大為2 MW，負荷L2減少到1.5 MW。

圖7 限流運行模式下系統(tǒng)的運行特性Fig.7 System operation performances in current limiting mode

由圖7分析可知，在6～8 s期間負荷較大，主換流站因輸出功率達到極限而進入限流模式，此時配電網(wǎng)直流側(cè)缺少電壓支撐，導致其電壓下降。當檢測到蓄電池單元并網(wǎng)節(jié)點電壓偏差達到3%時，其自動切換到下垂控制模式作為新的電壓支撐點。另外本文控制策略在限流模式下也能一定程度上減少系統(tǒng)電壓偏差及電能損耗。

5 結(jié) 論

(1)本文所提控制策略綜合了本地控制與優(yōu)化調(diào)度的特點，既實現(xiàn)了配電網(wǎng)系統(tǒng)的運行優(yōu)化，又無過高的通信要求。

(2)當系統(tǒng)功率波動時，從換流站按其下垂特性改變傳輸功率，補償部分功率差額，減輕了主換流站的壓力。

(3)本文分層控制中調(diào)度系統(tǒng)與各換流站間信息傳遞明確清晰，且在有無信息傳遞時均可保證配電網(wǎng)的穩(wěn)定，提高了系統(tǒng)的可靠性。