“手拉手”多端柔性直流配电系统启动与协调控制策略研究

戴志辉， 葛红波， 陈 曦， 王增平

(1.华北电力大学 分布式储能与微网河北省重点实验室， 河北 保定 071003；2.国网保定供电公司，河北 保定 071000)

“手拉手”多端柔性直流配电系统启动与协调控制策略研究

戴志辉1， 葛红波1， 陈 曦2， 王增平1

(1.华北电力大学 分布式储能与微网河北省重点实验室， 河北 保定 071003；2.国网保定供电公司，河北 保定 071000)

首先，采用含有分布式光伏电源和风机的“手拉手”多端柔性直流配电系统，分析了系统的关键设备并确定了接地方式和各端口协调控制策略。其次，为避免系统启动过程中出现过流现象、保护电力电子设备的安全，提出了一种柔性直流配电系统的启动控制策略。然后，提出了一种保护系统与控制系统的协调策略，以确保故障被隔离后，非故障区域能够正常运行。最后，采用PSCAD/EMTDC仿真分析了柔性直流配电系统的启动和正常运行过程以及故障发生时系统运行方式的切换，验证了柔性直流配电系统启动控制和运行方式转换策略的正确性。

柔性直流配电系统； 启动控制； 协调策略； 直流变压器； 运行方式

0 引 言

柔性直流输电技术已经广泛应用于远距离大容量输电，而在中低压等级的配电网领域，直流供电系统还仅应用于一些工业园区、轨道交通牵引供电系统、飞机和舰船供电系统[1]等，尚未广泛应用于城市供电系统。将基于VSC换流器的柔性直流技术应用于配电网能够解决现有的配电网遇到的种种问题，其优势主要体现在以下几个方面。

图1 柔性直流配电系统Fig.1 Flexible DC Distribution system

首先，节约能源、绿色发展成为世界各国今后发展的共识，分布式电源技术如光伏发电、风力发电、微型燃气轮机、生物质发电等快速发展，这些分布式电源在接入直流配电网要比接入交流配电网少一级DC-AC功率变换[2]，提升了能源转换效率。其次，直流配电网本身具有技术经济性，直流配电网没有无功功率损耗和集肤效应，降低了线路电能损耗，相对于交流配电网需要通过3根导线传输电能，直流配电网只需要两根导线，减少了城市输电走廊占地面积[3]，且在同样电压等级下，直流比交流的配电容量要大[4]。再者，随着经济社会的发展，居民和工业负荷直接接入直流配电网更具有优势，一方面电动汽车、家用电子设备、LED照明设备等负荷都是直流性质的，直接采用直流配电网供电更能够减少功率损耗；另一方面，空调、洗衣机和冰箱等交流负荷均采用了电力电子变频技术，将其接入交流配电网需要经过AC-DC-AC变换才能够实现变频的目的，若将其接入直流配电网则只需要进行DC-AC变换，可以省去一级功率变换。

柔性直流配电技术能够构建灵活、坚强、高效的配电网并成为充分利用可再生能源的有效途径，其被认为在未来会替代交流配电网，成为配电网的主要形式[5]。2004年，基于分布式电源的直流配电系统被意大利的米兰理工大学提出[6]，2011年9月德国德累斯顿国际电工会议指出直流配电技术适合未来配电网的发展。当前，美国、日本、欧洲和韩国等都展开了对柔性直流配电网的研究，我国在深圳地区已建立了柔性直流配电网示范工程，并初步对其电压等级、技术架构、控制策略，故障和保护方案等进行了研究[7-10]。

但是，由于缺乏运行检验和相关标准以及相关技术的不足，柔性直流配电系统的应用目前仍受到了很大限制。本文采用了一种含有分布式电源光伏电池和风力发电的“手拉手”多端柔性直流配电系统拓扑结构，分析了关键设备的模型，确定了系统接地方式和多端协调控制策略。提出了一种柔性直流配电系统的启动控制策略，并在PSCAD/EMTDC中建立“手拉手”多端柔性直流配电系统，对其启动和正常运行以及运行方式的切换进行了仿真分析和验证。

1 “手拉手”多端柔性直流配电系统构成

1.1系统架构

柔性直流配电系统主要包含有交流电源、换流变压器、换流电抗器、滤波器、VSC变换器、DC/DC直流变压器、直流断路器、限流电抗器、负荷、分布式电源等。本文设计了如图1所示的“手拉手”多端柔性直流配电系统，该系统有两个换流站经110 kV/10 kV变电站与110 kV交流主网相联接，这样可以在一个换流站退出运行或者中间线路发生故障后，确保非故障区域仍然能够正常供电。T3-T6换流站与负荷相连。端口T3和T6是直流负荷端口，端口T3所接的负荷为含有分布式电源光伏发电的直流负荷，端口T6是不含分布式电源的直流负荷。端口T4和T5是交流负荷端口，其中端口T4所接的负荷为不含分布式电源的交流负荷，端口T5所接的负荷是含有风力发电的交流负荷。故端口T1、T2、T3、T5要求功率可以双向流动，而端口T4和T6功率只能单向流动。

该系统架构具有以下工程意义：(1)有利于负荷侧光伏、风机等分布式发电并网；(2)在直流侧故障时，只需要断开与故障相关的直流断路器，非故障区域仍然能够恢复正常运行，提高系统供电可靠性；(3)该架构不仅可以向直流负荷供电，也可以通过逆变器向交流负荷供电。

1.2电压等级

本文以±10 kV作为中压直流配电网的电压等级，即VSC2控制直流侧电压为±10 kV，低压直流配电网的电压等级为±750 V和±400 V，其中双向直流变压器BDCT低压侧电压控制为±750 V，单向直流变压器UDCT低压侧电压控制为±400 V，Inverter1和Inverter2交流侧出口电压为10 kV，风力发电的出口额定电压为0.69 kV，Inverter3交流侧电压为380 V。

1.3关键设备

1.3.1 VSC换流器

端口T1、T2、T4和T5均采用VSC换流器，起到联接交流系统和直流系统的作用。其控制采用常用的基于比例积分(Proportional Integral，PI)调节器的电压、电流双闭环解耦的直接电流控制。根据外环控制量的不同可分定有功功率控制、定无功功率控制、定直流电压控制和定交流电压控制[8]。本文研究的系统中，各端口需要协调配置控制策略，且至少需要一个平衡节点。

1.3.2 直流变压器

端口T3和T6是与±10 kV直流配电网直接相连的DC-DC直流变压器，本文采用双主动(dual active bridge, DAB)直流变换器。DAB的拓扑结构如图2所示，两个高频H桥经高频变压器相连接，V1和V2分别是两侧H桥的直流电压，Vh1和Vh2分别为两侧H桥输出的交流电压。DAB具有功率密度高、易于实现软开关、电压传输比大、功率双向流动的优点[11]，已吸引众多学者对其在直流配电网的应用进行了研究[12-13]。对DAB的控制主要是移相控制，根据移相角度数目的不同可分单移相控制(sigle-phase-shift, SPS)、双移相控制(dual-phase-shift, DPS)和三移相控制(triple-phase-shift, TPS)。随着控制变量的增多，其控制越灵活，越能够降低变换器损耗，功率调节范围越大，同时实现起来也愈加复杂。

图2 DAB DC-DC变换器拓扑结构Fig.2 Topology of DAB DC-DC converter

本文在仿真系统中采用SPS控制技术，对于T3和T6端口的DC-DC变换器，由于其高压侧母线电压分别由VSC1和VSC2控制，因此，要稳定系统运行只需要控制T3和T6端口低压侧直流电压即可，其控制器如图3所示。

图3 DAB低压侧直流电压控制Fig.3 Low-voltage side DC voltage control of DAB

其中V2ref为DC-DC变换器输出电压的参考值。DAB直流变换器传输的有功和无功功率为[14]

(1)

其传输的有功率为移相比D的二次函数，当D=0.5时能传输最大的有功功率，但随着D的增大传输的无功功率也随之增大，为了减少无功损耗，同时又不影响有功传输，D的取值范围为[-0.5,0.5]。

端口T3和T6所连接的DC-DC变换器的不同之处在于T3所联接的DC-DC变换器要求功率可以双向流动，而T6由于没有接分布式电源因此只需要其功率单向传输即可，这时只需要调整D的取值范围即可，T3对应的移相比的取值范围是-0.5≤D≤0.5，而T6对应的移相比的取值范围是0≤D≤0.5。

1.3.3 直流断路器

本文采用ABB公司设计的混合式直流断路器，其拓扑结构如图4所示。在正常运行时，负荷电流流经超高速隔离开关(ultra-fast disconnector, UFD)，主开关的电流为零，当混合直流断路器收到跳闸信号后，负荷转换开关打开将电流转移到主开关，然后将UFD打开，最后打开主开关从而切断直流电流，避雷器可以限制负荷转换开关和主开关的暂态过电压。

图4 ABB混合直流断路器原理图Fig.4 Schematic diagram of ABB hybrid dc circuit breaker

1.3.4 分布式电源并网

(1)光伏电池接入

将光伏电站并入直流配网可省去DC-AC变换器和滤波装置，图5给出了光伏发电并入直流配电网的主电路及控制电路。与光伏电站直接相连的是Boost DC-DC升压电路，其目标是实现光伏发电的最大功率跟踪，光伏升压后接入±750 V低压直流配电系统，再经BDCT与±10 kV中压直流配网相连。

图5 光伏发电并网主电路及控制电路框图Fig.5 PV integration circuit and control strategy diagram

(2)风力发电接入

风力发电并入直流配网的原理如图6所示。风力发电出口电压为0.69 kV，经变压器升压为10 kV后再经AC-DC变换接入±10 kV中压直流配网。较之接入交流配电网，可省去一级DC-AC变换。

图6 风机接入直流配电网Fig.6 Wind power connected with DC distribution grid

2 新的系统启动和多端口协调控制策略

2.1接地方式

柔性直流配电系统不对称故障的故障特性受到VSC换流站接地方式的影响[15]，可以配置接地点的位置有换流变压器中性点、直流侧电容中点以及任一条直流电缆线路，当前，尚无相关标准对多端直流系统的接地方式做出规定。直流系统发生的单极接地故障后被隔离后，若要消除不平衡电压、恢复系统的对称运行，则至少有一个端口的换流变压器的阀侧需要进行接地，考虑到与交流主网相连接的VSC1和VSC2可能独立运行，本文对T1和T2端口的换流变压器采用阀侧中性点直接接地，交流网侧Δ接的接地方法。

2.2正常运行时各端口的协调控制

对于图1所示系统，本文采用单点电压控制方式，即在正常运行时只有一个端口控制中压直流系统的电压。与交流主网相连接的端口有T1和T2，其中T2端口采用定直流电压控制，T1端口采用定功率控制；与负荷侧相连的端口有T3、T4、T5和T6，由于负荷侧没有电源或者电源难以维持稳定电压，因此这些端口均采用定负荷侧电压控制，以维持负荷侧电压的稳定。光伏发电和风力发电采用最大功率跟踪控制。

2.3新启动控制策略

针对VSC1和VSC2换流站，在VSC换流器交流侧配置串联限流电阻RL，如图7所示。换流站启动时打开开关SL，同时闭锁VSC换流器的触发脉冲，交流系统经过反并联二极管向直流侧电容充电，此时相当于三相不控整流电路，稳定时的直流电压VD1的大小为

(2)

V1为交流侧线电压，本文V1=10 kV，相应的VD1=13.5 kV，为直流侧额定电压的67.5%。在直流电压达到VD1以前，需要解除VSC2换流站的触发脉冲，以进一步提升直流系统电压。本文设定当直流电压达到额定值的60%时，VSC2换流站解除闭锁。当直流电压上升到额定电压的95%时再闭合开关SL，切除限流电阻。

图7 VSC换流站启动限流电阻配置Fig.7 Configuration of current-limiting resistance when VSC station started

中压直流系统电压上升到额定电压的90%时，VSC1换流站也从限流充电状态切换为定功率运行方式。BDCT、UDCT、Inverter1、Inverter2和Inverter3在系统开始启动时，均只需要闭锁其IGBT的脉冲触发信号，当检测到其端口电压上升到额定电压的95%时，触发脉冲从闭锁状态转换到解除状态。

对于分布式电源光伏发电和风力发电来说，在启动时分别将光伏电站和风机退出运行，当光伏电站检测到其与低压直流配电网相连接的直流电压上升到额定电压的95%时，风机检测到其与低压交流配网相连的接口交流电压上升到额定电压的95%时，再分别将其投入运行，启动策略控制框图如图8所示。图中将整个启动过程分为Ⅰ～Ⅴ共5个阶段。

图8 启动控制策略Fig.8 Start control strategy

2.4保护系统与控制系统的协调

当中压直流线路发生故障后，保护系统会令与故障相关的直流断路器跳闸。如图9所示，当故障发生在直流线路k1点时，其两侧的直流断路器DCCB1和DCCB2跳闸；当故障发生在直流母线k2点时，与该直流母线相连接的直流断路器DCCB2、DCCB3和DCCB4跳闸。

图9 直流系统故障Fig.9 DC system fault

故障被隔离后，系统将由两端供电运行方式变为两端隔离运行方式，由于VSC2采用定直流电压控制，因此VSC2侧的直流系统仍然能够保持电压在正常水平。VSC1采用的是定功率控制，此时VSC1换流站的电压与该换流站控制传输的功率PC和该换流站相连的负荷PL的大小有关，若PC>PL，则VSC1的电压高于额定值，反之，VSC1的电压低于额定值。若负荷不断变动，则VSC1的电压也随之变动，此时要保证VSC1端口及其相连的负荷能正常运行，需将VSC1的控制方式从定功率控制转换为定直流电压控制，即需要保护系统和控制系统相互协调配合：在保护系统动作后，控制系统做出相应的调整，以保证健全区域能够正常运行。

本文提出的保护系统与控制系统协调策略如下：VSC1换流站接收中压直流系统各个直流断路器DCCB1、DCCB2……DCCBn的开关信号s1、s2……sn，并定义直流断路器的开关函数如下：

(3)

其中，x表示直流断路器的编号1、2……n。

定义Control为s1、s2……sn的逻辑“或”运算(OR)，即：

Control=s1(OR)s2(OR)s3……(OR)sn

(4)

当Control=0时，VSC1采用定功率控制；当Control=1时，VSC1采用定直流电压控制。这样可保证保护系统将故障隔离后，任何健全区域均有一个平衡节点，提升了系统的供电可靠性。

3 仿真分析验证

3.1启动及正常运行仿真

在PSCAD/EMTDC中搭建图1所示的柔性直流配电系统。中压直流线路采用频率相关域模型(Frequency Dependent Model)，其中线路1和5直接与换流站端口相连，线路2、3、4的长度分别为15 km、10 km、15 km。仿真时间为4 s，步长为20 μs。各换流站的电压和容量如表1所示。

表 1 各换流站的电压和容量

设定各换流站直接相连接的交直流负荷在各个时间段的数值如表2所示，此外，设定VSC1传输的功率为4 MW。

表 2 各端口所连接的负荷在各个时间段的数值

图10为T1和T2端口的电压值，图中标出了系统在启动过程中的第Ⅰ阶段和第Ⅱ阶段。系统刚启动时直流电压上升迅速，当电压接近于式(2)时，直流电容充电电流减小，电压上升速度变慢；当电压值达到额定值的60%时，第Ⅱ阶段启动，此时VSC2开始工作以继续升高电压，当T1端口的电压值达到额定值的90%后，VSC1也工作于正常状态。正常工作后，由于T2端口采用定直流电压控制，因此其电压保持平稳，该端口自动调整功率出力来平衡负荷的变化。而T1端口功率出力保持不变，负荷的变化会引起潮流变化，进而引起电压变化，因此T1端口的电压有一定的波动。

图10 各端口电压Fig.10 Voltage of each terminal

在T3～T6端口换流站解除闭锁前，直流侧功率不能通过续流二极管流向交流侧，因此其电压保持为0；当IGBT解除闭锁后，负荷侧电压开始迅速上升。当T3～T6端口检测到中压直流线路上的电压上升到额定值的95%时，再解除闭锁运行于正常方式。各换流站及分布式电源达到启动阀值的时刻如表3所示。

表3各换流站及分布式电源启动时间

Tab.3 Start time of converter stations and distributed generators

换流站T1T2T3T4T5启动时刻/s0532102523054280518404922换流站T6T7PVWind-启动时刻/s05605056810583606013-

其中，PV和Wind分别表示光伏发电和风力发电。尽管仿真系统负荷波动剧烈，但系统仍然有着较高的供电质量。其中VSC1换流站的最大电压偏差为2.36%，发生在第2～3 s；直流负荷端口T3的最大电压偏差则为1.85%，T6的最大电压偏差为2.11%；交流负荷端口T4的最大电压偏移为1.39%，发生在第3 s负荷突变时；T5端口最大电压偏移为1.02%，发生在风力发电风速突变时。

光伏发电和风力发电的功率出力如图11所示，光伏和风机的功率出力均是一个变量。在T5端口电压上升到额定值的95%以前，T5端口会向风机侧流入充电电流，因此此时的功率为负，而光伏电源由于Boost电路中二级管的作用，功率只能由电源流出，功率不会出现负值。其余交直流负荷数值如表3所示，T3端口和T6端口流过的功率值就等于表3中的数值分别减去光伏和风力发电的出力。

图11 光伏发电和风力发电出力Fig.11 Power output of PV and wind generation

以BDCT换流站为例，直流负荷端口的功率流动情况如图12所示，在BDCT闭锁时，BDCT的移相比工作于最大值，在BDCT启动后，BDCT根据式(1)自动控制移相比大小来控制传输功率的大小，以维持电压恒定。由式(1)可知，当D为正值时，功率从中压直流配网流向低压直流配网，反之，功率从低压直流配网流向中压直流配网。

图12 BDCT功率与移相比Fig.12 Power and phase-shift-ratio of BDCT

结合表3和图12知，在2 s时，BDCT所连接的直流负荷被切除，但光伏发电仍在向外输出功率，这时BDCT向低压直流配网传输的功率为负值，移相比D随之也调整为负值，光伏发出的电能经BDCT传输到中压直流配网中，这也验证了BDCT换流站的功率反转能力。

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

正常运行时VSC1保持定功率控制，其有功功率大小为4 MW，负荷的变化由VSC2端口来平衡，VSC1和VSC2的功率如图13所示。由图可知，在VSC1解除闭锁前，交流电网通过VSC1的续流二极管有不可控的功率流过，在VSC1解除闭锁后，其从交流侧吸收的功率值保持恒定，为整个直流配电系统的功率节点，VSC2从传输的功率则随着负荷大小的变化而变化。

3.2运行模式切换仿真

在中压直流线路3上靠近Inverter2处施加极间短路，故障发生时间为1.2 s，设定故障检测时间为1.8 ms，混合直流断路器从接收跳闸命令到完全隔离故障时间为3 ms，即在故障发生后4.8 ms，中压直流线路3上两端的直流断路器将故障隔离。当VSC1换流站接收到线路3两端直流断路器的跳闸信号后，考虑到通信信号延时，在故障发生后6 ms时，VSC1换流器的控制方式由定功率控制转换为定直流电压控制，各端口的电压情况如图14所示。

图14 各端口电压Fig.14 Voltage of each terminal

由图可知，离故障点越近的变换器受到的影响越大，其中VSC1换流站距离最远，因此其受到的影响较小。假定DC-DC直流变压器正常运行时的负荷电阻为R，根据式(1)，有如下等式关系：

(5)

令：

F(D)=D(1-D)

(6)

整理式(5)、(6)，设定V1和V2的额定值分别为V1n和V2n，要保持V2稳定，则V1的最小值需为

(7)

其中，F(D)max为F(D)的最大值。因此在BDCT和UDCT参数和负荷值确定的情况下，当其中压直流侧电压V1刚开始降低时，F(D)增大以抵消这种变化使得V2能够保持恒定，当F(D)增大到最大值时，若V1继续降低，则V2会随着V1的降低而降低。由图14(b)可知，在故障过程中，BDCT的中压直流侧电压尚未达到式(7)所计算的值，而UDCT的中压直流侧电压下降幅度较大，超出了其能够控制负荷侧电压稳定的范围。

此外，受到故障影响的换流站在故障隔离并且VSC1控制方式切换后，电压很快恢复到正常状态，系统恢复正常运行，且无换流站退出运行，从故障发生到全部换流站恢复正常运行，所需时间不到0.15 s，保证了 “手拉手”多端柔性直流配电系统具有较高的供电可靠性。

图15 VSC1换流站传输有功功率Fig.15 Active power output of VSC1 convertor station

图16 VSC1换流站直流侧电压Fig.16 DC-side voltage of VSC1

在VSC1换流站运行方式发生改变后，其传输的功率要视与之相连的BDCT和Inverter1负荷大小而定，而在故障前VSC1保持定功率运行，其有功功率固定为4 MW，其在故障前后传输的有功功率如图15所示。图16对比了VSC1侧直流电压在运行方式切换和不切换情况下的电压情况，由图可知，在故障隔离后若不切换运行策略，则VSC1换流站的电压将会随着负荷的变动而剧烈波动，远离电压正常工作范围，因此保护系统和控制系统的协调控制是非常有必要的。

4 结 论

研究了多端柔性直流系统的启动控制、正常运行和故障情况下运行方式的切换策略，该系统：

(1)既可以向有源网络供电，也可以经逆变换流站向无源交流负荷供电，经直流变压器向无源直流负荷供电，潮流可控，用户既可以从电网取电，也可以向电网供电，具备更高的灵活性和智能性。

(2)有利于大规模清洁能源的灵活接入，可作为各种能源互联的子系统之一，适应于能源互联网的发展。

(3)系统响应速度快，在负荷发生突变时能迅速调整换流站传输功率，以较小的电压波动、在较短的时间内达到稳定状态，具有较高的电能质量。

(4)在故障发生时，系统可以灵活转换控制策略降低停电设备数目，高速动作的直流断路器在5 ms内切除直流系统故障，系统电压能在0.15 s内重建，具有较高的供电可靠性。

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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.

国家重点研发计划专项课题(2016YFB0900203)；国家自然科学基金资助项目(51307059)；河北省自然科学基金项目(E2014502065)；中央高校基本科研业务费专项资金资助项目(2017MS069).

戴志辉 (1980-)，男，副教授，研究方向为电力系统保护与控制；葛红波(1992-)，男，硕士研究生，研究方向为电力系统保护与控制；陈曦(1981-)，女，高级工程 师，主要研究方向为电网规划与经济运行；王增平(1964-)，男，教授，博士生导师，研究方向为电力系统保护与控制、新能源电力系统等。