直流配电网运行控制策略分析及展望

李斌, 刘海金, 孔祥平,高磊,张伟鑫, 关天一

(1. 智能电网教育部重点实验室(天津大学)，天津市 300072；2. 国网江苏省电力有限公司电力科学研究院，南京市210000)

0 引 言

电力系统能源结构、网架结构和负荷类型方面发生了显著变革。新能源发电和储能系统在配电系统并网的社会需求及其“即插即用”的技术需求与日俱增[1]；分布式电源并网使传统单向集中式供电的网架结构向多源多向、分布式结构转变[2]；恒功率负荷和直流负荷占比增大，负荷侧对电能质量、供电可靠性以及供电多样化要求越来越高[3]。在此背景下，直流配电网以其线路走廊窄、运行灵活度高、网络损耗小等优点得到行业内的高度关注。

美国伯克利国家实验室、CIGRE、IEC等机构先后证明了直流配电网在实现新能源消纳、降低网络损耗、减少系统投资等方面的优势。直流配电线路不存在无功损耗和集肤效应，具有输配电损耗低、距离远、功率大等优点[4]。同时，采用直流配电可减少电力电子并网设备的变流环节，减少投资和损耗、降低网络复杂程度和控制难度，有利于分布式电源和柔性负荷的广泛接入[5]。

此外，由于不存在频率偏差、三相不平衡、无功功率补偿等问题，直流配电网可以充分利用分布式电源、柔性直流负荷的可测可控性和需求侧的能动性，有效提高电能质量、增加供电可靠性[6]。随着电力电子技术的快速发展，交-直与直-交变流技术、直流变压技术、软开关技术等得以实现，逐渐打破了直流配电系统发展和应用的壁垒[7-8]。

从控制目标上来看，直流配电系统电能质量的优劣只与电压水平和纹波系数有关，降低了控制难度。从系统构成上来看，直流配电系统网络架构和线路组合更为多样化，电力电子设备取代了传统交流系统中同步发电机、变压器、调相机等设备，控制更加灵活。然而，电力电子设备分隔了直流配电网与大电网的直接联系，由于缺乏同步机的惯性支撑，系统稳定控制难度增加；恒功率负荷以及弱交流系统的接入为系统控制引入新的不稳定因素；系统的非线性和时变特征加大了参数整定的难度。

从上述问题出发，本文将对国内外直流配电网网络结构研究现状进行阐述，分析直流配电网运行控制的典型特征；在此基础上，对直流配电网运行控制所面临的问题进行分析，有针对性地讨论直流配电网典型控制方法原理、研究现状、应用场景及研究方向；最后，对直流配电网运行控制和直流配电网的发展前景进行展望。

1 直流配电网拓扑结构

为了更好地在负荷侧消纳分布式能源，日本大阪大学、美国弗吉尼亚理工大学CPES中心、北卡罗来纳大学、罗马尼亚的布加勒斯特理工大学、德国亚琛大学等先后提出了一系列针对低压直流系统的配电网和微电网结构[9-13]。从各国提出的配电网结构可以看出，网络分层、多电压等级、两端供电、交替电源供电等先进结构与技术均可以推广到直流配电网中。

从供配电需求和网络特征出发，图1给出了交直流混合配电网典型结构。其中，直流配电网在架构层次上与常规交流配电网相似，分为高压交/直流配电系统、中压直流配电系统、低压直流配电系统，各级网络面向不同电压等级用户，功能不尽相同。

图1 直流配电网典型拓扑Fig.1 Typical topology of DC distribution network

拓扑结构上，中高压直流配电网结构主要有辐射状结构、两端供电型结构、环状网结构等[2, 6]。高压配电系统为交流时，中压直流配电网与高压直流配电网之间采用变流器连接，通过工频变压器进行电压变换；高压配电系统为直流时，可采用带有高频隔离的直流变压器连接。低压直流配网与中压直流配网之间通常采用直流变压器连接。为了降低投资和损耗，低压直流配电网一般采用辐射型结构。各级配电网母线之间可通过图1所示高频隔离开关进行连接，实现网络之间的相互支撑。对于某些对可靠性要求苛刻的低压直流配电场景，可采用必要的冗余结构配置。

根据上述典型的分层架构和拓扑结构，依赖直流系统电力电子设备的高度可控性，直流配电网具有以下突出优点：

(1)没有频率和相角的约束，直流配电网更易实现不同母线、不同电压等级之间的互联与分层，在结构上打破传统集中式供电模式，提高了供电的可靠性与多样化；

(2)直流配电网可根据需求采用两线制配电，也可以通过电压平衡器连接，采用三线制结构，利用多电压等级DC/DC变换器可实现不同等级配电和新能源接入，线路结构和电压水平可根据用户需求灵活配置；

(3)直流配电网在传统集中式配电结构基础上引入了分布式结构，系统稳定方面更加依赖区域自治，分层协调。

2 直流配电网典型特征

2.1 直流配电网惯性较低

对于交流系统，在不考虑同步机阻尼的情况下，同步发电机的功角特性可表示为[14]

(1)

式中：H为同步机的惯性时间常数；Δω为系统功率变化引起的同步机转速变化值；ΔPm、ΔPe分别为同步电机输入功率和电磁功率的变化值；ΔPL为负荷功率波动值；D表示负荷的频率调节系数，一般电力系统中D=1～3，表示频率变化1%时，负荷功率相应变化1%～3%[15]。

从式(1)可以看出，交流电网发生功率波动时，由于电磁转矩和机械转矩的不平衡，同步机转速发生改变，最终体现为电网频率的变化，其本质是功率的波动引起同步机转子储存动能的变化。但对于交流配电网而言，集中式供电模式下的负荷功率波动相对系统总体负荷来说较小，故其标幺值ΔPL较小；另一方面，由于具有大惯性同步机组的共同作用，H相对较大。加上配电系统中频率敏感负荷对频率变化的阻尼作用，正常工作状态下，交流配电系统中发生功率波动时不易引起系统频率大幅偏移，即交流配电系统具有较大惯性支撑。

然而，对于直流配电网，系统功率波动在直流侧直接体现为直流系统电压的变化。由于电力电子变流器分割了直流配电网与电源之间的直接联系，直流配电网电压波动本质为配电网区域内等效电容储存电能的变化，如式(2)所示：

(2)

式中：C为直流配电网的等效电容值；udc为变流器直流侧电压；PN为直流配电网功率基准值；ΔPin和ΔPout分别为变流器的输入功率和输出功率；ΔPLdc为直流配电网负荷波动量；Ddc为电压敏感性负荷的调节系数；Δudc为变流器直流侧电压变化量。

比较式(1)与式(2)可以看出，直流配电网惯性直接体现为等效电容的储存电能，其值相对较小。系统功率波动仅由该供电区域内变流器和等效电容参与调节，因此直流配电网是低惯性系统。而系统功率波动相对于区域负荷比例较大。因此，直流配电网中发生功率变化时容易引起较大的电压波动。为了提高分布式能源的利用率，分布式电源一般均以最大功率输出，其波动性和随机性为系统增加了不稳定因素。而系统中电力电子负荷的增多，导致系统中恒功率负荷比例增大，电压敏感性负荷的比例减小，增大了功率波动时直流配电网电压波动。

2.2 恒功率负荷增多

为了提高负荷的供电稳定性，目前电子设备、家用电器、驱动电机等负荷均通过电力电子变流器接入配电系统。电力电子变流器可以根据负荷的电能需求提供稳定的功率。由于这类负荷功率不受系统电压波动的影响，因此可以看作恒功率负荷(constant power load, CPL)[3]。

图2(a)给出了恒功率负荷u-i特征曲线和电源u-i特征曲线，二者的交点为负荷工作点。对负荷曲线工作点A进行电压对电流求导，可得恒功率负荷的动态阻抗为[16]

(3)

式中：P表示恒功率负荷的功率；R表示该工作点的电阻。可以看出，虽然工作点的电阻为正，但是恒功率负荷对电压电流变化的阻尼效果却体现为负值，这将影响系统的稳定性[17]。

对图2(a)中负荷工作点建立小信号模型，并将(3)式代入可得[3,18]

(4)

由式(4)可以看出恒功率负荷的小信号模型可以等效为一个负阻抗和一个电流源并联。将接有恒功率负荷的直流配电网进行等效简化，如图2(b)所示。图中RL表示系统中恒阻抗负荷的等效电阻；C表示系统等效电容；Rs和Ls分别表示系统电源等效电阻和等效电抗；RP和IP表示恒功率负荷的等效阻抗和等效电流源。对系统建立小信号模型，可得负荷侧电压与电源电压之间的传递关系为[19]

(5)

因此，若系统稳定则需满足以下条件

(6)

由式(6)可以看出，系统中恒功率负荷P的增加会减小系统阻尼和稳定裕度，当恒功率负荷比例超过一定值时，系统不再稳定。

图2 恒功率负荷对直流配电网稳定性影响Fig.2 Effect of CPL on the stability of DC system

2.3 交流侧可能呈现弱电网特征

基于全控型器件的柔性换流设备可以实现有功无功解耦控制和向无源或弱电源网络供电，且适于接入较大规模的新能源。因此，直流配电网接入的交流侧电网可能呈现弱电网特征[20]。

直流系统所连接交流系统的强弱一般可用直流系统的短路比来判别，短路比越小，变流器与交流侧系统的连接越弱。弱电网的典型特征为[21-22]：(1)电源侧阻抗不可忽略，且阻抗处于时变状态，因此，系统功率波动容易引起交流侧电源发生电压和频率波动；(2)系统惯性较小，电源无法快速响应电压变化，容易发生振荡和波动；(3)除了变流器功率波动会引起系统电压波动和振荡外，系统中存在大量的背景谐波。

弱电网与直流配电网的连接给变流器的稳定控制带来一定的挑战。如弱交流系统可以向直流侧传递的最大功率有限[23]，接入弱电网后，变流器交流侧对于功率波动更为敏感；弱电网阻抗参数的不确定性为系统控制参数计算和控制方式的选择带来一定的困难[24]等。

目前，针对接入弱交流系统对电压源型换流器(voltage source converter, VSC)稳定性影响的研究主要分为对锁相环(phase locked loop, PLL)动态影响、控制系统交互影响和不考虑PLL动态影响三方面[25]。文献[26]指出直流配电网接入弱交流系统后的稳定问题主要是由于传统PLL的作用：接入弱交流系统时，PLL与外环控制、内环控制之间的交互更强，且受控制系统带宽的影响[27]，出现外环有功无功非线性耦合增强[17]、PLL对内环控制产生负阻尼作用等问题[28]，进而影响系统稳定性；当不考虑PLL动态影响时，由于电压前馈环节的作用，VSC控制系统依然可能失稳[25]。

3 直流配电网运行控制方法

直流配电网常用变流器主要包括两电平/三电平VSC和模块化多电平变流器(modular multilevel converter, MMC)。虽然二者拓扑结构不同，但数学模型及控制原理是相通的。根据电压源型换流器(VSC和MMC)的拓扑结构，从交流侧来看，二者的数学模型均可以表示为[7]

(7)

式中：j=a，b，c；ij表示变流器交流侧电流；usj和uvj分别表示变流器交流侧电源电压和变流器出口电压，对于MMC，uvj也表示上下桥臂的差模电压；对于VSC，Rs和Ls分别表示变流器交流侧等值电阻和电抗，对于MMC，二者表示交流侧电阻与桥臂电阻、交流侧电抗与桥臂电抗的等效值。

将式(7)进行派克变换，写成dq坐标系下频域形式为

(8)

根据式(8)，若已知变流器交流侧出口电压uvd和uvq，便可以得到变流器输出电流id和iq，如图3输出响应所示；若已知变流器输出电流，则可以得到变流器交流侧出口电压。因此，二者可以构成反馈关系，形成电流内环控制回路。常用的内环跟踪方法有比例积分控制(proportional integral control, PIC)、比例谐振控制(proportional resonant control, PRC)、滑模变结构控制(sliding mode control, SMC)等。PI控制器对直流参考值具有较好的跟踪效果，在工程中得到广泛应用，因此，本文基于内环采用PI控制的直接电流控制进行介绍，如图3控制内环所示。根据变流器控制目标以及外环控制方式不同，直接电流控制又可以分为：(1)恒直流侧电压控制；(2)恒功率控制；(3)电压/功率下垂控制；(4)恒交流侧电压控制，等。

图3 AC/DC变流器控制原理图Fig.3 Control schematic of AC/DC converter

以上常规直接电流控制方法在交/直流配电网运行控制中已经得到广泛应用，但是无法适应目前直流配电网低惯性、恒功率负荷接入、交流侧弱电网等特征，无法解决由于系统参数变化带来的系统阻抗不匹配等问题。针对直流配电网运行控制的典型特征以及常规直接电流控制存在的缺陷，本文重点分析功率同步控制、虚拟同步机控制、虚拟惯性控制以及虚拟阻抗控制等控制方法。

3.1 直流配电网功率同步控制

针对接入弱电网时，PLL容易受交流侧谐波振荡影响，为了提高VSC对弱电网的适应性，文献[18]将同步电机的功率同步原理应用到直流变流器的控制中，提出了功率同步控制。

如图4(a)所示发电机SM1和电动机SM2通过感抗为Xac的线路连接，当SM2负荷增大时，根据同步机的转矩平衡方程，SM2的转速减小，即负荷侧频率降低，导致SM1与SM2之间电压相位差增加。SM1与SM2之间的有功功率可以表示为

(9)

因此，SM1与SM2之间传输功率增加，SM2输入功率增大，SM1与SM2之间达到新的平衡状态。

将交流系统与VSC换流站等效为SM1与SM2，其简化模型如图4(b)所示。从以上原理分析可以看出，换流站输入有功功率的变化直接反应为变流站与交流系统之间的相角差的变化，通过跟踪有功功率参考值便可以实现锁相功能，同时实现有功功率控制，如图4(c)功率同步环所示。

图4 功率同步控制原理及控制框图Fig.4 Principle of power synchronization control and its block diagram

对于无功功率控制环节，可利用交流电压幅值与无功功率的关系建立控制模型。当系统稳定时，交流侧电压在dq坐标系下d轴分量与交流电压峰值相等，q轴分量为0[7]。利用输出电压的参考值，通过PI控制器就可以得到电流内环的电流参考值。如图4(c)无功-电压外环控制环节所示。

根据功率同步控制的控制原理，功率同步控制的被控量是变流器的有功功率。被控量实际测量和计算过程中均存在一定的延迟和滤波环节，加上积分环节对高频量的过滤作用，导致功率同步控制削弱了弱交流系统的谐波和高频震荡的影响，从而增强了变流器对弱交流系统的适应性。文献[29]利用功率同步控制实现了2个极弱交流系统的互联；文献[30]对功率同步控制的阻抗、阻尼特征进行了分析和验证，结果表明功率同步控制相对于传统的矢量控制具有较好的阻尼特性，此外，功率同步控制还可以为弱交流系统提供一定的惯性支撑；文献[24]、[31]将同步电机的惯性特性引入功率同步控制中，为弱交流系统提供一定的惯性支撑；文献[32]针对功率同步控制仍然不能实现快速相位自同步，缺乏即插即用功能等缺陷，将非线性功率阻尼控制与功率同步控制结合，增强了变流器对接入交流微电网频率波动的适应性。除了直流变流器并网，功率同步控制还可以应用于光伏系统接入弱交流系统[33]、风力系统接入海岛直流系统[34]等特殊场景。

在某些特殊应用场景，功率同步环无法实现锁相环功能。如直流变流器在故障时发生闭锁，变流器输出功率无法控制；交流侧系统发生故障时，采用功率同步锁相无法实现准确锁相。针对交流侧发生故障或较大畸变，系统中还有大量负序和零序(零序含量与直流配电网接线方式有关)分量，文献[35]基于瞬时对称分量分解技术提出了一种采用解耦双同步坐标系的锁相环技术[7]。

文献[24]指出，随着交流系统的增强，采用功率同步控制的系统稳定裕度逐渐减小，而连于强交流系统时会出现阻尼不足的现象。因此，功率同步控制适用于运行相对稳定的弱交流系统，对应用于不平衡系统以及强交流系统的适应性还有待研究与改进。文献[36]指出，相对于电压矢量控制，功率同步控制的控制带宽有限。而在动态交互方面，功率同步控制与电网的动态交互更为明显，文献[37]将电压矢量控制与功率同步控制进行了结合，应对不同条件下的控制需求。此外，采用功率同步控制时，变流器输出功率随着交流侧频率波动，这为直流配电网功率调节带来一定的困难。

目前，功率同步控制的研究依然处于理论阶段。功率同步控制为分布式电源、直流负荷接入弱交流系统以及弱交流系统的柔性互联提供了解决思路。然而，由于功率同步控制带宽有限，一方面需要结合最优控制、自适应控制等现代控制理论对功率同步控制方式进行改进，另一方面应对多种控制方式的结合与切换进行研究，以适应不同运行状态。

3.2 直流配电网虚拟同步机控制

传统的交流系统中，电网可以通过同步机一次调频保证系统频率的暂态稳定。这主要是由于系统中同步电机的作用[14]。为了模拟同步发电机的特性，国内外学者提出了虚拟同步发电机的思想[38-39]，通过在电力电子变流器控制环节采用同步机的机电暂态方程，使得并网变流器在外特性和运行机制上与同步机相似，借鉴传统电力系统运行经验，实现分布式电源的友好接入和交直流配电网的柔性互联。

目前，国内外学者提出了多种虚拟同步机控制方法[40-41]。其核心原理均为同步发电机的机械运动方程，如式(1)所示。

虚拟同步机电磁部分建模以定子电气方程为原型。将VSC中交流侧电阻Rs和电抗Ls看作同步机定子绕组的电感和电阻，则定子电气方程可以表示为

(10)

式中：uv表示转子运动在定子绕组中产生的反向电动势e，e=[ea,eb,ec]；us表示同步发电机的机端电压。

以上即变流器虚拟同步机控制的机械部分和电磁部分建模。在实际应用中，若不关心同步机的电磁暂态过程，则可以采用这种建模方式。图5(a)为采用这种建模方式的变流器典型控制结构。

钟庆昌教授充分考虑了同步发电机的电气和磁链暂态特征，提出了更接近于同步发电机暂态特征的虚拟同步机模型[42-43]。其核心原理仍是同步电机的摇摆方程，其不同之处在于控制量的生成方式，如图5(b)所示。

图5 虚拟同步机控制框图Fig.5 Block diagram of virtual synchronous generator control

从功率同步控制和虚拟同步机控制的原理可以看出，二者在控制系统的构造上具有相同之处，均利用了同步机中有功功率与功角之间的关系。但是二者的应用场景不同，控制目标和功能不同。功率同步控制将变流器模拟为电动机，主要针对于分布式电源或直流配电网变流器与弱交流系统的连接，通过功率同步控制在实现有功功率传输的同时进行锁相，虽然可以为交流系统提供一定的惯性支撑，但是主动调频能力较差。

虚拟同步电机控制则将变流器等效为同步发电机，其控制系统依旧依赖PLL的锁相功能。通过虚拟同步机控制，不仅可以增加配电网的惯性，稳定功率波动带来的频率偏移，提高电能质量，同时由于采用虚拟同步机控制的惯性时间常数、阻尼系数、下垂系数等都可以随着系统运行状态而调整[44-45]，虚拟同步机的性能随着控制目标、功率计算方法、解耦方法、内环控制方法等的不同而适应于多种场景。因此，虚拟同步机控制可以用于系统稳定性增强[44]、系统谐振抑制[46]、低电压穿越[47]、分布式电源接入[48]、无源网络供电等不同场景。用于交直流配电网柔性互联，当交流侧电网本地同步发电机退出运行时，配电网突变为无源网络，虚拟同步机控制不需要做任何切换即可以实现有源网络与无源网络的切换，提升了柔性直流配电系统适应复杂网络变化的能力[49]。

虚拟同步机技术对现有并网技术有一定的提升，有利于交直流配电网柔性互联，增强了直流配电网对无源交流配电网的供电能力。但是采用虚拟同步机控制在利用同步机优点的同时引入了同步机的一些弊端，继承了同步机的振荡特性[41]，因此，系统多机并联参数协同优化以及系统的阻尼控制均有待于进一步研究。

3.3 直流配电网虚拟惯性控制

在传统交流系统中，由于同步机的惯性作用和频率敏感性负荷的阻尼作用，当发生功率波动时，系统频率不会发生迅速波动。同步机的惯性作用体现为当频率发生变化时，其输出功率的突变，若忽略同步机机械转矩的瞬时变化量，其输出功率的变化量可以表示为

(11)

因此，通过建立输出功率瞬时值与系统频率导数之间关系，使变流器在频率响应特性上满足同步机的特征，即可使变流器具有同步机的惯性特征。这种控制方式被称为虚拟惯性控制[50-51]。

忽略损耗，类比同步机的摇摆方程，直流配电网VSC输出功率与母线电压关系可以表示为

(12)

式中：C为变流器出口电容；udc表示直流母线电压；Hdc表示变流器等效惯量时间常数；Pin和Pout分别表示变流器输入功率和输出功率。

由式(11)、(12)可以看出，交流系统中惯性大小体现为同步电机的动能，其惯性大小通过同步机的转动惯量J来表征；而直流配电网中，功率的波动表现为直流侧电压的偏移，类似地，可以认为直流配电网的惯性大小体现为电容储存的电能，其大小可以通过系统等效电容C来表征。交流系统中通过建立逆变器输出有功功率与角频率之间的关系，模拟同步机的惯性特征；相应地，在直流配电网中通过建立被控电源输出功率与直流电压之间的关系，模拟同步机惯性特征。在直流配电网电压发生波动时，通过电压的变化速率控制电源输出功率的瞬时值，在直流侧构造出虚拟电容CVir，从而为系统提供相应的惯性支撑[52-53]。

因此，采用虚拟惯性控制后，直流配电网电压-功率惯性关系可以表示为

(13)

式中：CVir_i表示电源i的虚拟电容；ΔPVir_i表示电源i输出功率的变化；Ci和ΔPi分别表示电源i实际电容值及其功率变化；Δudc表示直流侧电压变化值；Hdci、HViri和Hi分别表示电源i的惯性时间常数、虚拟惯性时间常数和变流器电容惯性时间常数。

由式(11)可看出，系统频率发生变化时，同步机转子通过吸收/释放动能为系统提供惯性支撑。因此，虚拟惯性控制的关键在于配电网发生功率波动时，变流器瞬时功率的来源。由式(12)、(13)可以看出，直流配电网的惯性体现在电容储存的电能，电源虚拟惯性的大小与其提供的瞬时功率成正比。交直流配电网均可以通过大电网、分布式电源、储能等电源构造虚拟惯性，不同电源输出特征不同，虚拟惯性大小也不同。文献[52]、[54]对大电网、储能系统、风机等电源虚拟等效惯性时间常数进行了分析，指出电源虚拟惯性大小直接受电源的特征限制。

变流器的虚拟惯性时间常数HViri表征了电源i对直流配电网电压波动的响应能力，同时影响了变流器的阻抗特征。该数值过大会引起系统功率过调，降低系统的调节速度，过小则对系统惯性支撑不够。文献[55]对惯性裕度及惯性的自适应调节进行了研究，将下垂控制与虚拟惯性控制结合，提出一种自适应虚拟惯性控制方法，通过对惯性时间常数的自适应调节，从而使系统获得最佳动态响应；文献[56]将预测方法引入虚拟惯性控制中；文献[57]通过对基于下垂控制的虚拟惯性系统建立小信号模型分析，发现虚拟惯性控制变流器输出电流对于系统相当于一个扰动量，提出一种电流前馈抑制方法，同时对下垂系数和惯性时间传输进行分析，给出了控制参数选取方法；文献[58]通过引入了超前滞后环节，对控制系统零极点进行调节，改变系统的动态响应能力。

交流系统中，由于转速变化范围的限制，同步机用于提供的惯性可用动能为

(14)

因此，交流系统中ΔEkmax与H存在比例关系。虚拟惯性控制系统中惯性时间常数HVir可以根据控制需求进行设置，因此系统惯性大小体现为惯性时间常数和用于惯性支撑的能量两方面。惯性时间常数的大小影响电源的响应能力，惯性支撑能量的大小则直接决定了电源对于系统的惯性支撑能力。直流配电网中风电系统的惯性支撑能量为在转速允许范围内的动能变化量，表达式与同步机相同；储能系统的惯性支撑能量为其可以释放或吸收的最大能量；交流侧的惯性支撑能力由交流系统特征决定。显而易见，在一定运行状态下，分布式电源的惯性支撑能量有限。因此，在直流配电网中，根据电源输出响应速度、输出特性、惯性支撑能量等限制条件，合理配置、优化调节直流配电网电源虚拟惯性时间长常数，实现不同电源之间的惯性配合，进行直流配电网电压一次调节，研究分布式电源虚拟惯性与柔性负荷的配合，进行直流配电网电压二次调节，是实现直流配电网稳定运行的关键，也是虚拟惯性控制有待深入研究的方向。

直流配电网的低惯性特征严重影响了系统的电能质量。直流配电网通过虚拟惯性控制可以提高电源的功率响应。然而，目前直流配电网虚拟惯性控制研究尚不完善，直流配电网惯性配置、惯性调压等方面的研究有待深入。此外，虚拟惯性影响了系统的动态响应性能，在降低功率阶跃时母线电压波动的同时，减慢了系统电压调节速度。同时由于惯性功率的影响，系统稳态电压会出现一定的偏差。因此，直流配电网引进虚拟惯性控制的同时，需要根据系统需求进行控制方式的改进。

3.4 直流配电网虚拟阻抗控制

配电网中恒功率负荷日益增多，恒功率负荷的负阻抗特征严重影响直流配电网的稳定性。根据小信号模型分析可以看出，恒功率负荷的接入会降低系统阻尼，同时引入不稳定极点[59]。文献[60]建立基于MMC的四端直流网络等效模型，对系统进行了小信号分析，得出系统谐振与不稳定的根源在于系统阻抗的不匹配，需要对系统进行阻尼控制。常用的阻尼控制方式主要有增加阻尼装置、增设功率补偿系统、对变流器进行阻尼控制3种。前2种方式会增加额外的投资和系统复杂度，变流器的阻尼控制也称为虚拟阻抗控制，在直流配电网中更具有应用前景。

虚拟阻抗的思想最初应用于有源滤波器中，通过采用电流/电压反馈控制，调整有源滤波电路的阻尼特征、滤波性能[61]。随着电力电子技术的发展，虚拟阻抗技术已广泛应用于电力电子变流器的控制，如并网逆变器功率控制、改进下垂控制、多变流器协同控制等[62]。通过虚拟阻抗控制可以改变变流器的输出阻抗特性，且不增加损耗，因此，虚拟阻抗控制还可以用于为电网提供辅助服务，如谐波抑制、不平衡电压补偿、故障穿越、次同步振荡抑制等[63]。

如图6(a)所示为LC-VSC交流侧虚拟阻抗控制典型结构图[63]。假设直流侧为恒压源，系统电压外环和电流内环用传递函数Gcv(s)表示。利用变流器交流侧输出电流ig以及滤波器电感电流/电压或电容电流/电压，通过反馈构造系统虚拟阻抗。将反馈函数Gvo(s)称为虚拟外环阻抗传递函数，将反馈函数Gvi,1(s)、Gvi,2(s)称为虚拟内环阻抗传递函数。在控制中，根据系统需求对以上虚拟阻抗传递函数进行构造，从而使得系统中具有电感或电阻的效果[60]。在传递函数中加入滤波环节，对特定谐波分量进行提取，可以构造出特定谐波虚拟阻尼[64]。对控制系统建立小信号模型进行分析，可得到交流侧等效电路如图7(a)所示[63]。

图6(b)所示为恒直流侧电压控制VSC直流侧虚拟阻抗控制典型结构图[65]。由于VSC直流侧控制为有功类控制量，虚拟阻抗构造主要体现为控制系统d轴分量的控制。文献[65]分别对反馈函数在控制系统中作用的不同位置进行了小信号分析，综合控制系统的稳定性和灵敏性，中间环节虚拟阻抗控制具有最优性能[3]。对控制系统进行小信号分析，可以得到直流侧等效电路如图7(b)所示。

图6 虚拟阻抗控制结构图Fig.6 Control schematic of virtual impedance

图7 变流器虚拟阻抗等效图Fig.7 Equivalent of VSC with virtual impedance control

从以上分析可以看出，虚拟阻抗控制关键在于反馈关系的建立和控制系统反馈函数的构造。反馈量提取位置不同、传递函数不同、反馈量在控制系统中的作用位置不同，虚拟阻抗控制在系统中的作用各不相同。根据虚拟阻抗控制的不同作用，其应用场景可分为以下几个方面[63]：

(1)稳定控制。有源稳定控制主要通过改变逆变器的阻抗，对变流器交直流侧的振荡、谐振进行阻尼。文献[66]、[67]通过逆变器输出阻抗与系统鲁棒性和抗干扰性的关系，采用虚拟阻抗法对逆变器输出阻抗进行调节，提升了系统对弱电网的适应能力；文献[68]将虚拟阻抗控制用于解决多LCL变流器并联谐振问题。

(2)有源阻尼控制。有源阻尼是改变恒功率负荷阻抗特征、提高系统稳定性的重要方法，根据阻尼位置不同可以分为馈线侧阻尼和负荷侧阻尼[3]。文献[69]采用负荷侧阻尼，通过对恒功率负荷出口DC/DC变流器进行阻尼控制，改变了负荷的负阻尼特性；文献[19]指出，采用负荷侧阻尼控制时引入的电流会影响负载性能，通过对源侧变流器进行虚拟阻抗控制实现系统的稳定。

(3)潮流控制。通过虚拟阻抗控制可以有效减小变流器有功无功之间的耦合、改善下垂控制和并联变流器功率分配精度[70-71]。通过合理构造反馈函数，虚拟阻抗控制可以有效提高变流器的功率响应速度。文献[70]通过虚拟阻抗控制实时调节变流器的阻抗特征，实现了多电源的功率共享控制；文献[71]通过对超级电容进行虚拟阻抗控制，实时改变其输出特性，实现系统功率波动时储能系统的有效调节功能。

(4)谐波抑制和不平衡补偿。谐波抑制和不平衡补偿主要利用虚拟阻抗的可变性。文献[60]通过分析多端直流系统阻尼特征，通过改变MMC阻抗特性抑制直流系统阻抗不平衡带来的系统振荡；文献[64, 72]通过提取电网电压谐波信息，对特定谐波增加阻尼信号，将虚拟阻抗法用于电网谐波抑制和不平衡补偿；文献[73]将虚拟阻抗控制用于非线性功率和不平衡功率的补偿。

(5)故障穿越。故障发生后，通过虚拟阻抗控制模拟限流器电阻和电感的作用，从而实现故障限流[74]、故障穿越[75]。

从控制原理可以看出，虚拟阻抗控制通过在变流器常规控制策略上附加反馈环节，从而使变流器在原有控制特性基础上具有阻尼特征，通过控制变流器的阻抗特性而影响其输出特征。然而，目前针对虚拟阻抗的研究多基于单台变流器或小系统，针对于大系统、多目标的虚拟阻抗优化配置有待于深入研究。此外，控制方式之间的相互影响分析和控制参数配合也是虚拟阻抗需要关注的方向。

4 预期与展望

直流配电网具有网络结构灵活、可控度高等特点，可以更好地实现可再生能源消纳和新型负荷的接入，通过充分利用源-网-荷的可测可控性，可以实现需求侧响应，促进区域综合能源系统的发展。然而，目前直流配电网的研究依然处于理论研究阶段，缺乏典型的中压直流配电网示范工程，在应用层面依然面临各种难题。

从系统控制的角度，直流配电网改变了传统集中式供电模式，网络拓扑和电力电子设备的复杂度提高，在增加灵活性的同时，引入了新的控制难题。总结国内外研究现状和成果，可以看出直流配电网控制的复杂度高、难度大，目前提出的控制方法尚不能全面解决直流配电网的稳定问题，从系统控制角度出发，尚存在一些问题亟待突破。

(1)直流配电系统是一个非线性时变系统，分布式电源、负荷均具有随机性，变流器等效电路参数随着系统结构、运行方式以及工作点的变化而变化。因此，传统的依靠线性网络模型的定常系数控制方法无法适应直流配电网的控制要求。自适应控制、非线性控制、预测控制以及智能算法等控制方法与变流器典型控制方式的结合是直流配电网运行控制的发展趋势。

(2)目前直流配电网运行控制的研究多基于简单网络，网络拓扑简单、器件结构单一。随着直流配电网的发展，网络中电力电子器件数量增多，多个器件之间的协调控制，以及多个电源之间的惯性、功率分配，多节点潮流优化控制都将是直流配电网控制的重点，结合配电网分层控制、分布式控制、分层分布式控制等先进控制体系，建立直流配电网一次调压及二次调压的控制逻辑，是直流配电网运行控制的发展方向。

(3)目前直流配电网运行控制研究多针对某一特定应用场景。但是直流配电网运行状态比较复杂，单一控制方法难以满足系统需求。因此，多种控制方法的结合、不同控制方式之间的切换、不同运行状态下系统控制方法的适用性等仍需深入研究。

(4)通过虚拟惯性控制可以一定程度上增大直流系统的稳定性，但是分布式电源可提供的惯性有限，储能系统受储能介质和输出功率的限制，直流配电网可用惯性依然有限。因此，直流配电网的功率平衡与稳定需要充分利用源-网-荷的可测可控性，调动需求侧资源。

(5)直流配电网的继电保护是制约其发展和应用的关键技术之一。电力电子器件故障承受能力较弱，直流配电网故障发展速度快，影响范围大。因此，在实现故障快速隔离的同时，变流器的故障穿越控制、系统的故障重启、扰动情况下配电网的稳定控制等是实现系统可靠运行的关键。

目前，直流配电网的理论研究多关注其经济性、供电能力以及对新能源的消纳能力，借鉴交流配电网和柔性直流输电系统的理论。但面向实际应用，未来研究应更多地从实际工程出发，集中开展基础性研究和关键技术示范应用，充分利用直流配电网的特点，结合电力电子、电力系统、现代控制、智能算法等多学科优势，探索适用于直流配电网的运行及控制技术。同时，随着相应示范工程的推进，尽快建立相关行业标准，推动直流配电技术发展。

5 结 论

直流配电网的优势被广泛关注和认可。本文在总结国内外研究现状的基础上，对直流配电网的典型特征进行了总结，有针对性地对直流配电网功率同步控制、虚拟同步机控制、虚拟惯性控制和虚拟阻抗控制等典型控制方法的控制原理、研究现状和发展趋势进行了总结和展望，指出现阶段运行控制方法尚不能满足直流配电网发展的需求，随着网络的扩展，多种控制方法结合与切换、多源协调优化、系统潮流分配等问题需要进一步解决。本文仅从控制角度总结了直流配电网的研究成果，为直流配电网运行控制发展提供一定的参考。目前直流配电网依然处于理论研究和实验示范阶段，其大规模应用尚需较长的过程。因此，需从工程实际出发，探索直流配电网优化配置、运行控制、继电保护的新思路，完善相关行业标准和市场机制，推动技术发展和工程应用。