基于最优潮流的交直流配电网分层控制策略

2018-08-08孟明朱国林魏怡

电力建设 2018年8期

孟明，朱国林，魏怡

(华北电力大学电气与电子工程学院，河北省保定市071003)

0 引言

随着大量分布式电源及直流负荷的并网、用户对电能质量要求的提高，传统交流配电网的结构与控制面临着诸多挑战[1-2]。相比于交流配电网，交直流混合配电网以分布式能源接纳程度高、潮流易于控制、电能质量高等优势受到关注，是未来配电网发展的趋势[3-5]。

随着分布式电源及储能系统的并网，配电网由传统的无源网络变为有源网络，另外分布式电源的随机波动性使得系统潮流变得更具不确定性[6]。未来配电网的拓扑结构与系统潮流将更为复杂，如何实现配电网中各单元的协调控制是配电网稳定、经济运行的关键[7]。类似于传统配电网，交直流混合配电网的控制策略可分为无通信要求的分散控制与有通信要求的集中控制。其中分散控制基于本地信息实现系统控制策略的自动调整，无需通信，但难以人为改变系统运行状态；集中控制基于数据分析，由中央控制器为各控制单元提供调度指令，但对通信系统及中央控制器依赖过高[8]。选择合适的控制策略将极大优化配电网系统的运行状态。

国内外学者对交、直流供电系统的拓扑结构[9]、可靠性[10]、经济性[11]、最优潮流[12]等方面开展了一系列研究，为配电网的优化控制奠定了基础。文献[13]提出了直流配电网的电压协调控制策略，根据主换流站的工作状态将系统分为3种运行模式，并给出相应的控制策略，各种控制模式的相互配合快速实现系统平稳，但难以优化系统运行状态。文献[14]建立了用于商业楼宇的交直流混合配电网能量调度模型，并提出了基于Benders分解的优化求解方法，但其通信要求较高。文献[15]提出了主动配电网储能系统的多目标优化模型，并用带权极小模理想点法求解，简化其求解复杂度。文献[16]根据交直流混合配电网中各节点电压将其运行状态分为正常状态和风险状态，不同状态时采用不同的优化模型，并分析其临界值对控制效果的影响，但其控制较为复杂。

为了优化交直流混合配电网的运行状态且无需过高的通信要求，本文提出基于最优潮流的分层控制策略，使得该控制策略同时具有潮流优化和本地控制的优点。正常运行时，调度系统为配电网中各换流站提供优化指令，实现配电网运行整体最优；调度系统故障时，通过检测本地信息自主切换各换流器的控制模式以维持配电网稳定。

1 交直流混合配电网结构

传统配电网的拓扑结构通常有链式结构、两端供电结构、环状结构及网状结构等，交直流混合配电网的拓扑结构也大多以此为基础。具有代表性的为美国弗吉尼亚大学CPES中心提出的分层连接的混合配电系统结构[17]，本文在此结构上加以简化，采用链式交流配电网和链式直流配电网经互联变流器相连的两端供电结构，如图1所示。

为了体现交直流混合配电网的适用性，减少换流器的使用，在交直流两侧分别接上合适的配用电装置，主要包含分布式发电单元、储能单元和负荷单元3部分。

(1)分布式发电单元：本文中光伏电池经DC/DC变流器并入配电网直流侧；双馈风机经变压器并入配电网交流侧。一般情况时，光伏电池及双馈风机均工作于最大功率跟踪模式[18-19]，以减少弃风弃光现象。但在特殊情况下需要降功率运行，以保证其他方面的电能要求。

(2)储能单元：本文中直流形式的蓄电池储能经双向DC/DC变流器并入配电网直流侧。当直流侧电压偏差较小时，蓄电池根据其荷电状态工作于充电状态或处于闲置状态；当配电网功率波动较大，仅由主从换流站无法维持直流侧电压稳定时，蓄电池为其提供电压支撑，以保证配电网稳定运行。

图1 配电网的拓扑结构与控制策略Fig.1 Topology and control strategy of distribution network

(3)负荷单元：为体现负荷的多样性，交流负荷1经AC/DC变流器并入配电网直流侧；直流负荷2和交流负荷3分别直接并入交直流配电网两侧。

2 分层控制策略

本文提出的分层控制策略框架如图1所示。其核心思想是根据本地信息和优化调度要求将控制分为不同层次，通过不同层次、不同时间尺度的协调配合，优化配电网的运行目标。

本文根据直流侧电压变化量将控制策略分为第1层和第2层，如图2所示，另外优化调度系统作为第3层。实际运行时，系统根据检测到的本地信息自动切换到相应的控制层，通过预先设置好各换流站的参考值，使得配电网在分布式电源、负荷波动等工况下均能稳定地运行。当电压偏差较小时，通过主、从换流站的协调控制共同为配电网直流侧提供功率差额(第1层控制)；当电压偏差较大时，蓄电池采用下垂控制，作为新的电压平衡点(第2层控制)；系统稳态运行时，第3层控制为各换流站提供优化指令。

2.1 第1层控制

在第1层控制中，配电网直流侧电压偏差较小，此时主换流站控制直流电压稳定；分布式电源根据调度指令恒功率发电运行；蓄电池根据其荷电状态处于充电或闲置状态；从换流站按照优化调度指令实行电压-功率下垂控制。

图2 分层控制策略Fig.2 Hierarchical control strategy

当系统功率波动时不仅仅由主换流站提供功率差额，从换流站也按照下垂曲线控制，当电压降低时增加输出功率。其关系如下：

U-Uopf=-kup(PVSC2-Popf)

(1)

式中：U为从换流站功率为PVSC2时，从换流站的控制电压参考值；Uopf和Popf分别为系统运行于最优状态时从换流站的电压和功率参考值，由调度指令给出；PVSC2为从换流站注入直流侧的功率；kup为下垂系数，由调度指令自动计算出；Umax、Umin、Pmax、Pmin分别为从换流站切换控制模式的电压、功率临界值。

从换流站的控制策略如图3所示，将测量得到的注入配电网直流侧的功率代入式(1)和(2)得到其控制电压。经电压外环和功率外环得到内环电流的参考值，然后进行最大最小值操作得到Idref。将其作为内环输入以实现从换流站控制模式的自动切换。

图3 从换流站控制策略Fig.3 Control strategy of minor converter station

配电网运行时，由于功率传输和传输线阻抗，各节点电压存在差异。配电网运行在第1层时，各节点电压偏差最大值应小于进入第2层控制的阈值电压，若阈值取值较小，易导致运行模式频繁在第1、2层切换，于是本文设定第1层控制的直流电压范围为(1±3%)Udcref，以保证控制模式的可靠切换。另外当控制模式切换时，由于各节点电压存在差异，若检测到某个节点的电压偏差并不超过3%Udcref，则该控制器仍保持原控制模式不变。

2.2 第2层控制

当系统出现恶劣运行状态(如大容量负荷的投切、分布式电源发电骤变)，主、从换流站传输功率已达到极限而进入限流模式时，配电网直流侧各换流站均为定功率控制，难以维持电压稳定，系统将进入第2层控制。此时蓄电池按照下垂控制为配电网直流侧提供电压支撑，实现电压的二次恢复。

当检测到蓄电池并网点直流电压偏差超过其临界电压时，蓄电池按照如图2所示的电压-功率下垂控制策略进行控制，其下垂特性曲线可表示为

图4 蓄电池变流器的控制策略Fig.4 Control strategy of converter of battery

另外蓄电池容量有限，为了提高蓄电池的运行寿命，应尽量避免蓄电池过度充放电现象[20]。当检测到蓄电池荷电状态(state of charge, SOC)在一定范围外(本文取SOC>80%或SOC<40%)，应关闭蓄电池并网变流器的触发脉冲，使之进入闲置状态。

2.3 第3层控制

本文中第3层控制为优化调度系统，以配电网总电能损耗最小和各节点电压偏差最小为优化目标。将采集或预测的配电网相关数据传入中央控制器中，通过最优潮流计算和综合分析得到优化指令，将其作为下层各控制器的控制参考值，使得系统稳态运行时状态最优。

随着系统日益庞大，配电网的数据采集和潮流计算将更为复杂，实际运行时可能出现系统工况改变而未计算出调度指令的情况。于是本文利用在时间尺度上的不同，将优化调度和本地控制结合起来，使得配电网能最大限度地优化控制目标且对通讯无过高要求。在较长时间尺度内，将最优潮流计算结果作为下层控制器的参考值，使得配电网运行在最优状态；在较短时间尺度内，当配电网功率波动而下一个最优指令未计算出或通信故障时，各控制器根据本地信息自主切换控制策略。

综上所述，交直流混合配电网中各单元实现分层控制模式切换的总体结构如图5所示。其中“1”表示配电网运行在第1层；“2”表示配电网运行在第2层；下标“opf”表示优化变量的参考值，未计算出其参考值时，采用上一次优化调度指令值；“SOC”为蓄电池荷电状态。

图5 分层控制模式切换总体结构Fig.5 Structure of mode switch in hierarchical

3 能量优化调度模型

交直流混合配电网的优化调度通过最优潮流计算实现。以数据测量和预测为基础，在满足约束条件的前提下，通过计算最优潮流求解出使目标函数最小时，其模型中可控单元(包括从换流站的传输功率、分布式电源的发电功率)的优化调度指令。其数学模型可表述如下。

式中：u为控制变量；x为状态变量；f(u,x)为优化目标函数；g(u,x)和h(u,x)分别为模型的等式约束和不等式约束。对于本文中交直流混合配电网优化调度模型，各部分详述如下。

3.1 目标函数

本文控制策略的预期目标为配电网总体电能损耗最小及各节点电压偏差最小。于是本文目标函数应由两部分加权归一化得到，一部分表示总体电能损耗，另一部分表示各节点电压偏差。

图1所示的交直流混合配电网电能损耗主要包含3个部分：分布式电源弃风弃光损耗、换流器损耗及传输线损耗。其数学模型如下：

式中：PDGi_MPPT和PDGi分别为第i个分布式电源在某一条件下的最大发电功率和实际发电功率；PVSCi为换流站i注入直流侧的功率；ηi为换流站i的效率；Ploss_line为传输线的总功率损耗。

本文电压偏差以各节点电压偏差的均方根值表示，其数学模型如下：

式中：Ui和Ui0分别为节点i电压的实际值和其额定值；n为配电网节点数量。

采用加权法将多目标问题进行归一化处理，得到最终目标函数如下：

式中：λ1和λ2分别为各目标的权重系数，其值可根据侧重的优化目标和实际运行情况做相应的调整，本文根据潮流计算结果综合考虑将λ1和λ2分别取为0.3和0.7；f1min和f2min分别为仅以f1(u,x)和f2(u,x)为目标函数的最小值。

3.2 约束条件

最优潮流模型中等式约束主要包括节点功率平衡约束；不等式约束主要包括节点电压约束、线路传输功率约束、分布式电源及换流站容量约束。

(1)节点功率约束：

(8)

(9)

Uj[Gijsin(θi-θj)-Bijcos(θi-θj)]=0

(10)

(2)节点电压约束：

Uimin≤Ui≤Uimax

(11)

式中Ui、Uimax及Uimin分别为节点i电压实际值及其上下限。

(3)线路传输功率约束：

(12)

(4)分布式电源功率约束：

(14)

QDGmin

(15)

式中：PDGi和PDGimax分别为分布式电源的实际有功功率及其上限；QDGi、QDGmax和QDGmin分别为分布式电源的无功功率及其上下限。

(5)换流站功率约束

PVSCimin≤PVSCi≤PVSCimax

(16)

式中：QVSCi为换流站i的无功功率；PVSCimax、PVSCimin和SVSCi分别为换流站i的有功功率上下限及视在功率。

4 仿真分析

为了验证本文分层控制策略的有效性，利用Matlab/Simulink搭建如图1所示的仿真系统。该系统中直流母线额定电压为±10 kV，交流母线额定电压为6 kV，各单元的容量及损耗参数如表1所示，其中规定除负载外各单元注入交直流混合配电网的功率方向为正。

下面给出系统分别运行在恒压模式和进入限流模式的仿真结果，并与传统分层控制进行对比。为了验证本文控制策略对通信无过高的依赖性，系统运行时，调度系统先由正常变为故障，再恢复正常。

表1配电网中各单元的容量及损耗参数
Table1Parameterofcapacityandlossindistributionnetwork

4.1 恒压运行时的仿真分析

如图6所示，图6(a)—(e)分别为主换流站、交流电网、负荷、分布式电源及蓄电池的功率；(f)为蓄电池的荷电状态；(g)为蓄电池并网点电压；(h)为配电网系统总功率损耗。仿真开始时，光伏电池及双馈风机的最大发电功率分别为1.5 MW和1.1 MW；负荷L1、L2、L3均为1 MW；蓄电池SOC初始值为79.6%，其处于充电状态，充电功率约为1 MW。此时调度系统根据潮流计算为各控制单元提供优化指令，主换流站作为平衡节点提供功率差额，约为1.1 MW。第2 s时负荷L1增大为1.5 MW，此时调度系统适当调整各控制单元的参考值，使得配电网整体运行在最优状态。

第4 s时调度系统故障，同时光伏发电减少为1 MW；第6 s时SOC达到80%，蓄电池停止充电，并且负荷L3增大为1.5 MW；第8 s时风机发电增大为1.4 MW，负荷L2也增大为2 MW。在调度系统故障期间，各换流站之间相互独立，并保持原有控制策略及控制参考值不变。

第10 s时调度系统恢复运行，此时负荷L1减少为1 MW，此后调度系统继续为各控制单元提供优化指令，使得整体运行最优。

由图6分析可知，当分布式电源及负荷功率变化时，主换流站控制该节点电压恒定，主换流站和交流电网共同提供系统功率差额，维持系统电压偏差在较小偏差范围。另外由图6(g)和(h)知，与传统分层控制策略相比，本文控制策略在减少电能损耗和电压偏差方面具有一定的优势(传统分层控制中，从换流站功率参考值为直流侧功率需求的一半，其余参数与本文控制一致；电压对比选取蓄电池并网节点)。

4.2 限流运行时的仿真分析

限流运行时的仿真结果如图7所示。类似于上述恒压运行模式，当调度系统正常时，各控制单元按照其调度指令运行；当调度系统故障时，各控制单元按照之前的优化指令相互独立运行。仿真开始时，光伏电池及双馈风机最大发电功率分别为1.5 MW和1.1 MW；负荷L1、L2、L3分别为2、1和1 MW；蓄电池SOC初始值为79.86%，其处于充电状态，充电功率为1 MW。

图6 恒压运行模式下系统的运行特性Fig.6 System operation performances in constant voltage mode

第2 s时蓄电池SOC达到80%，其停止充电。在此期间配电网直流侧功率需求较小，其相应的电压偏差也较小。第4 s时调度系统故障，光伏电池发电功率减少为1 MW，且负荷L2增大为2 MW，导致直流侧电压降低。第6 s时负荷L1增大为3.5 MW，此时主换流站功率达到上限而进入限流模式，导致直流侧电压进一步降低。当直流侧电压偏差达到3%时，蓄电池进入下垂控制模式，为直流侧提供电压支撑。第8 s时，负荷L1减少为1 MW、负荷L3增大为 1.5 MW、双馈风机功率增大为1.5 MW，此时配电网直流侧功率需求降低，使得其电压上升，在此后蓄电池经过短暂的充电过程使其SOC达到80%。第10 s时，调度系统恢复正常，同时负荷L1增大为2 MW，负荷L2减少到1.5 MW。