基于不同时间尺度的交直流混合配电网分层优化控制策略

2020-04-10朱国林

华北电力大学学报(自然科学版) 2020年2期

孟明，李宽,2，朱国林

(1.华北电力大学电气与电子工程学院，河北保定 071003； 2.国网邢台供电公司，河北邢台 054000; 3. 国网盐城供电公司，江苏盐城 224005)

0 引言

交流电作为主流配电形式已经有一百多年的历史，并且形成了完善的运行与控制标准，然而，随着近年来城市配电网负荷密度的不断增加，传统的集中发电、高压输电、中低压配电的供电模式暴露出越来越严重的问题，例如供电能力差、谐波含量高、传输走廊紧张以及环境污染等[1-3]。

另一方面，大量分布式电源和直流负荷接入配电网，改变了原有配电网的拓扑结构以及潮流分布，导致了供电质量差、电能损耗严重以及协调控制复杂等问题。在现有的交流配网条件下，光伏电池、超级电容、风力发电等分布式电源设备需经过一系列AC/DC、DC/DC、DC/AC变换才能接入配电网，电动汽车、智能楼宇等新兴直流负荷需经过DC/AC变换才能接入配电网，如果可再生能源发出的直流电能直接接入直流电网，则可免去直流到交流的电压变换过程，提高可再生能源利用效率[4]。

基于配电网改造的交直流混合配电网能够充分利用原有配电网的存量资产，最大限度减少换流设备的使用数量，降低配电网建设成本，已成为一种由交流配电向直流配电过渡的可行途径[1,5-6]。交直流混合配电网中最主要的换流设备为电压源型换流器(voltage source converter，VSC)，VSC控制灵活，通过有功功率和无功功率的解耦控制能够实现灵活的潮流控制以及快速的无功补偿[7]，保证配网中各节点的电压稳定和系统的功率平衡。

关于交直流混合配电网的控制策略已有部分文献进行了相关研究，文献[8]提出了一种交直流混合配电网协调控制方法，通过配网中换流装置、储能系统和光伏发电单元之间的相互配合保证系统的稳定运行；文献[9]对各换流站采用下垂控制，通过在内环电流控制器中引入交流电压和频率控制环节来实现交直流子网的平稳运行；但以上文献均未涉及对系统中可控单元的优化调度，难以对系统运行状态进行优化。

交直流混合配电网的优化控制一般基于最优潮流，通过优化VSC换流站的功率，实现最优的功率转供从而达到不同的优化目标[10]。文献[11]通过优化算法对交直流混合配电网中的无功储备容量进行优化，在电压处于不同区段时采用不同的优化目标，保证了交流母线电压的稳定，但未考虑直流侧电压的控制；文献[12]基于最优潮流算法提出了一种交直流混合配电网的分层控制方法，相比于传统主从控制能够有效降低对通信的要求，但其控制器的设计较为复杂。

为了满足交直流混合配电网的潮流优化和运行模式的快速切换要求，本文提出了一种基于不同时间尺度的分层优化控制方法，在较短时间尺度内，各并网变流器均根据上层调度指令工作于下垂控制模式，在较长时间尺度，对于交直流混合配电网不同的运行状态设计了不同的调度策略，保证了系统运行于最优状态。

1 交直流混合配电网的结构及运行模式

1.1 交直流混合配电网结构

交直流混合配电网的典型拓扑结构如图1所示。图中由柔性互联装置将两条交流线路和直流线路连接起来，且在线路上接入相应的配用电单元分别组成交、直流子网，其主要包含以下三个部分：

图1 交直流混合配电网的拓扑结构Fig.1 Topological structure of hybrid AC/DC distribution network

(1)分布式发电单元：本文采用光伏发电单元经DC/DC变流器并入直流子网；双馈风机经过交流变压器接入交流子网。系统正常运行时使其处于最大功率跟踪(maximum power point tracking，MPPT)模式，以保证新能源最大水平消纳，但在特殊情况时需要降功率运行以满足其他方面的电能需求。

(2)储能单元：本文采用直流形式的蓄电池储能经双向DC/DC变流器并入直流子网。一般运行时使其处于充电或者闲置状态；当系统功率骤变或线路故障时，其作为备用电源为系统提供电压支撑，以保证系统稳定运行。

(3)负荷单元：交、直流负荷分别经如图1所示的换流器并入相应的配电子网。

1.2 运行模式

交直流混合配电网的运行模式可根据交、直流子网及柔性互联装置是否发生故障分为正常运行模式和故障状态运行模式，本文仅讨论直流传输线断路的情况。在正常模式、故障模式及模式切换时应采用不同的控制策略以满足相应的运行目标。

(1)正常运行模式

正常运行模式是指配电网系统未发生故障且稳定运行。此时系统直流侧电压偏差较小，交、直流子网通过柔性互联变流器实现功率的相互支撑。针对此种运行方式，传统控制方法通常采用主从控制或下垂控制对配电网系统进行全局控制[13,14]，但主从控制策略对通信系统及主换流站要求较高，当通信故障或系统功率波动达到主换流站极限时，将难以维持整个配电网系统的稳定；下垂控制虽无通信要求，但在系统功率波动较大时会造成直流侧电压偏差过大。

(2)故障运行模式

当直流线路断开时，配电网被分为两个独立的配电系统，断点两侧没有功率交换，也无法为彼此提供电压支撑，同时，系统拓扑结构的改变导致系统潮流不合理。此时，若不调整换流站的控制策略，则可能导致故障点两侧节点电压偏差过大，当线路闭合，系统恢复双端运行时易产生较大的冲击电流，危害系统中用电设备的安全稳定运行。

2 基于不同时间尺度的分层控制策略

针对上述两种交直流混合配电网运行模式，本文提出了一种基于不同时间尺度的分层控制，使得配电网稳定运行时工作于最优状态，维持系统稳定且不过分依赖调度系统；另外当系统运行模式改变时无需切换各互联变流器的控制策略。本文提出的分层控制策略为在较长时间尺度内，调度系统根据配电网结构、线路参数、分布式电源及负荷功率等数据计算出使得系统工作于最优状态的调度指令，各互联变流器根据其指令采用下垂控制策略，当系统稳定时将运行于指定工作点；在较短时间尺度内，当线路故障、分布式电源或负荷功率波动时，若因数据传输延时或调度系统故障而未及时得到新的调度指令，则各互联变流器均按照原有下垂曲线调节输出功率，共同提供功率差额以维持系统直流侧电压稳定，另外当电压偏差较大时，储能系统切换其控制模式补偿功率差额。下面具体介绍各层控制及相关变流器控制方式。

2.1 本地控制

2.1.1 第一层控制

在第一层控制中，直流侧电压偏差较小，此时分布式电源运行于MPPT模式；蓄电池根据其荷电状态处于恒功率充电或闲置状态；各柔性互联装置均根据调度指令采用下垂控制策略，共同调节直流侧电压与功率，其下垂关系如式(1)所示。

Pref-Popf=-kpu(Umes-Uopf)

(1)

式中：Popf和Uopf分别为互联变流器的功率和电压调度指令；Umes为变流器直流侧电压测量值；kpu为下垂控制的斜率；Pref为控制功率参考值。

主换流站作为系统的平衡节点，承担着维持系统电压平衡的任务，采用下垂控制能够有效抑制功率波动较大时对系统的影响，因此设定主换流站的电压波动范围为±3%p.u.；对于从换流站，其主要任务是在系统功率发生波动时依据制定好的下垂关系提供功率差额，故取其允许的电压波动范围为±5%p.u.。具体的下垂控制策略示意图如图2所示。

图2 换流站控制策略示意图Fig.2 Converter station control strategy

以主换流站运行曲线为例，其中曲线l2为传统下垂控制策略运行特性曲线，当运行参考点位于l2上方时，主换流站运行特性曲线如图中l1所示，同理，当运行参考点在l2下方时，主换流站运行特性曲线如图l3所示，从换流站运行特性亦是如此，相应的控制器结构如图3所示，其由有功功率下垂环节、定无功功率环节、直流电压限幅环节、电压环和电流环组成，通过对有功功率的控制可以实现降低损耗以及调节直流线路节点电压的功能，通过对无功功率的控制可以实现调节交流线路节点电压的功能[15]。首先将直流侧电压测量值代入式(1)中得到变流器控制功率参考值，然后经功率外环得到其控制电压参考值，其后部分可视为带有电压限幅的定电压控制，通过设置Udcref上下限以及idref上下限可以保证直流侧电压以及换流站功率不越限。

图3 换流站控制器结构Fig.3 Structure of converter station controller

2.1.2 第二层控制

图4为蓄电池控制器结构，当大容量负荷的投切或分布式发电单元功率剧变导致系统运行状态恶化时，直流母线偏差ΔUdc≥0.03，主换流站转入限流模式，从换流站仍按照如式(1)所示的下垂关系调节功率输出，但仅依靠从换流站的调节能力可能难以平抑功率波动，此时蓄电池单元由恒功率充电或待机模式转入下垂控制模式，实现直流侧电压的二次恢复，维持系统的功率平衡，其下垂控制特性可由式(2)表示。

(2)

为了避免蓄电池组的过度充放电现象，本文设置当检测到蓄电池荷电状态(state of charge，SOC)大于80%或小于20%时关闭双向DC/DC变流器的触发脉冲，提高蓄电池组的运行寿命。

图4 蓄电池控制器结构Fig.4 Structure of battery controller

2.2 调度层控制策略

本文设计的优化调度策略示意图如图5所示，首先，将交直流混合配电网结构参数与实时风电、光伏、储能、负荷功率数据上传至能量管理系统(energy management system，EMS)，再通过最优潮流算法计算出VSC换流器以及其他可控单元的运行状态参考点，最后，由EMS将优化调度指令下达至各个换流站，由于优化区间较长(min级)，能够有效降低对通信的过高要求。

图5 优化调度流程示意图Fig.5 Optimal scheduling process

2.2.1 正常状态优化模型

交直流混合配电网正常运行时，系统各节点功率以及换流站容量均处在安全范围内，因此可考虑以系统总损耗最低以及各节点电压偏差最小为优化目标，保证配电网的经济优化运行。约束条件主要包括系统潮流等式约束、节点电压约束、线路传输功率约束、换流器容量约束、蓄电池充放电功率及荷电状态约束。

(1) 目标函数

当系统处于正常状态时，目标函数为系统总损耗最小和总电压偏差最小。

(3)

(4)

式中：i表示系统内节点编号；Ui表示节点i电压；UN表示额定电压。

(2) 约束条件

a.系统潮流等式约束

(5)

(6)

式中:AC和DC表示系统交流侧和直流侧;Ui表示节点i电压;j为与节点i直接相连的节点。

b.节点电压约束

Umin≤Ui≤Umax

(7)

式中:Ui表示节点i的电压;Umin和Umax为节点i电压的允许下限和上限。

c.线路传输功率约束

(8)

(9)

d.换流器容量约束

(10)

式中:Pvsc、Qvsc分别表示换流器的有功功率和无功功率;Smax表示换流器的最大容量。

e.蓄电池充放电功率及荷电状态约束

CSOC_min≤CSOC≤CSOC_max

(11)

Pbat_min≤Pbat≤Pbat_max

(12)

式中：CSOC表示蓄电池的荷电状态;CSOC_max、CSOC_min分别表示其上下限；Pbat表示蓄电池的充放电功率;Pbat_max、Pbat_min分别表示其上下限。

2.2.2 故障状态优化模型

当直流系统发生断线故障时，系统供电模式由双端供电变为双端隔离供电，此时，为了减小直流系统合环时产生的冲击电流，应保证故障点两侧电压尽可能一致，因此考虑以调压为目的，约束条件主要系统潮流等式约束、线路传输功率约束、换流器容量约束、蓄电池充放电功率及荷电状态约束。

(1) 目标函数

当故障发生时，目标函数为故障点左右两侧节点电压偏差最小。

minFR=|Ul-Ur|

(13)

式中:Ul表示故障点左侧节点电压；Ur表示故障点右侧节点电压。

(2) 约束条件

系统潮流等式约束、线路传输功率约束、换流器容量约束、蓄电池充放电功率及荷电状态约束同式(5)-(6)、式(8)-(12)。

3 仿真验证

为了验证本文所提出的交直流混合配电网的优化控制策略的有效性，使用Matlab/Simulink软件进行仿真，所搭建的交直流混合配电网的拓扑结构如图1所示。直流母线额定电压为±10 kV，交流侧电网电压为6 kV，系统各项重要仿真参数如表1所示，配电网中各换流单元的容量约束与换流损耗参数如表2所示。

表1 仿真模型参数

表2 配电网各单元的容量及损耗参数

Tab.2 Capacity and loss parameters in distribution network units

节点类型[Pmin,Pmax]/MW换流站损耗百分比主换流站[-2.5,2.5]2从换流站[-2.5,2.5]2光伏单元[0,2]3蓄电池单元[-2,2]3双馈风机单元[0,4]0交流负荷L1—3直流负荷L2—0交流负荷L3—0

3.1 无功补偿仿真分析

为了验证VSC换流站对交流系统的无功补偿作用，设定在某一时刻，交流负荷L1功率为2 MVA,功率因数为0.95，蓄电池处于充电状态，充电功率为1 MW，直流负荷L2为1 MW，光伏电池未接入系统，双馈风力发电机功率为0.5 MVA，功率因数为0.98，交流负荷L3功率为3 MVA，功率因数为0.95，此时，通过优化算法得到主换流站VSC1、从换流站VSC2的无功出力指令值分别为2 MVar和1.1 MVar，优化前后交流侧各节点电压标幺值如表3所示。

表3 无功补偿仿真结果

通过对比分析可以得出，当交流侧节点电压处于正常范围时，通过优化VSC换流器的无功出力，能够有效减小节点电压偏差；当节点电压超出正常范围时，以表3中节点⑩电压为例，通过VSC的快速调节能力，能够将电压稳定在0.95 p.u.以上，避免了电压越限的风险。

3.2 系统正常运行模式仿真分析

图6为图1所示的交直流混合配电网正常运行时的仿真结果，图(a)-(c)分别为负荷、分布式电源以及蓄电池的功率波形，图(d)为蓄电池荷电状态，图(e)为直流侧光伏电池并网点电压标幺值。取5 s为一个长时间尺度优化周期，即每5 s上层优化调度系统会向各换流站下达优化指令，其余时刻，换流站与储能系统通过检测直流电压变化，将动作指令下达至各控制器，调整短时间尺度(s级)的功率波动以实现系统平稳运行。

仿真初始时刻，负荷L1、L2、L3分别为2 MW、1MW、1 MW，双馈风机、光伏电池发电功率分别为1 MW、1.5 MW，蓄电池处于充电状态，充电功率为1 MW，此时，交直流混合配电网在优化调度系统控制下最优运行；2 s时，光照强度降低，光伏电池发电功率降低至1 MW，同时负荷L2增大为2 MW，此时，各换流站依据制定好的下垂曲线增加功率输出，主换流站功率达到限值并转入限流模式，不再提供功率差额，直流侧电压达到了0.97 p.u.；约4.7 s时，蓄电池SOC达到最大值并转入待机状态，5 s时，负荷L3增大为2 MW，此时，调度系统改变各换流站的功率参考值以维持系统的最优状态；8 s时，系统运行状态继续恶化，负荷L1增大为3 MW，负荷L2增大为3 MW，光伏电池发电功率减小为0.5 MW，双馈风机发电功率增大为1.5 MW，此时，各换流站均进入限流模式，蓄电池检测到系统电压偏差大于0.3 p.u.并转入下垂控制，发出约0.6 MW功率以保证直流侧电压不越限，直流侧电压被维持在0.955 p.u.左右；10 s时，负荷L1减小为1 MW，负荷L2减小为2 MW，蓄电池转入充电状态，同时优化调度系统发出指令对系统运行状态进行优化；约11 s时，蓄电池充电结束并再次转入待机状态，此时，直流侧电压恢复为额定值左右。

图6 正常运行仿真结果Fig.6 Simulation results in normal operation

由图6(e)可以看出，相比于传统下垂控制策略。本文的控制策略在减少直流线路电压偏差上具有较大优势，相比于文献[12]所提出的控制方法，本文的控制策略在简化了控制器结构的前提下仍能达到良好的控制效果。三种控制方法对应的系统损耗如表4所示，由于系统总损耗中换流器损耗占较大部分，因此相比于传统下垂控制，本文的优化效果并不很明显。

表4 系统损耗对比

3.3 直流断线故障仿真分析

图7(a)为配网直流侧断线故障的仿真波形，仿真开始时，负荷L1、L2、L3分别为2 MW、1 MW、1 MW；光伏电池及双馈风机的发电功率分别为1.5 MW、1 MW；蓄电池处于待机状态，系统按照依照优化调度指令最优运行，2 s时，直流侧节点7、8间线路断线，此时，故障点左侧节点电压迅速增大为1.02 p.u.左右，同时故障点右侧节点电压减小为0.975 p.u.左右，4 s时，调度系统检测到故障并调整各换流器的运行参考点，约4.5 s时，故障点左右两侧节点电压恢复为1.0 p.u.左右并保持稳定。

图7 直流断线故障仿真结果Fig.7 DC disconnection fault simulation result

图7(b)为配电网直流断线故障时的系统损耗波形，初始时刻，系统按照优化调度指令运行，此时系统损耗较低，约为0.23 MW左右；2 s时，直流侧断线故障发生，系统潮流结构改变，由于优化调度为长时间尺度控制，此时，原有调度指令无法继续优化系统运行，系统运行状态恶化同时系统损耗增大，达到0.32 MW左右；4 s时，故障点两侧电压在优化调度指令的作用下达到一致，但此时系统损耗进一步增加，这是因为当故障发生后，换流器需增加功率输出来维持故障点电压的平衡。