适用于中压配电网的无联结变压器柔性环网控制器

2022-07-26史明明牟晓春朱劲松

电力系统自动化 2022年14期

李峥，陈武，侯凯，史明明，牟晓春，朱劲松

（1. 东南大学先进电能变换技术与装备研究所，江苏省南京市 210096；2. 南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司），江苏省南京市 211106；3. 国网江苏省电力有限公司电力科学研究院，江苏省南京市 211103；4. 国网江苏省电力有限公司，江苏省南京市 211100）

0 引言

近年来，可再生能源发展突飞猛进，分布式能源接入占比的不断提高给电力系统的稳定性和安全性带来了新的难题［1-2］，直流驱动负荷更是加剧了配电网的峰谷差，导致电能质量在不同时段水平参差不齐［3］。

国内中压配电网普遍采用“闭环设计，开环运行”［4-5］的运行模式，不具备潮流调节、负荷均衡和连续负荷转移的能力［6-7］。部分配电网存在配电设备陈旧、线路故障率高、配电线路负荷不够均衡，合环带来短路电流增加、潮流不可控、冲击电流大等问题［8-9］。柔性环网控制器可以实现供电系统不同分区的合环运行，实现AC/DC 变换，隔离交流故障，实现有功、无功的快速独立控制，提高配电网实际使用效率，实现配电网合环优化运行，有效应对分布式电源和用户负荷的随机性和波动性问题［10-11］。

目前研究的柔性环网控制器基本都采用模块化多电平换流器（modular multilevel converter，MMC），通过子模块集合形式进行输出，避免开关管直接串联，减小损耗，降低故障率［12-14］。柔性直流输电工程都是通过联结变压器接入到交流系统中，并通过联结变压器阻断故障零序分量在交直流间的传递［15-17］。但是考虑到中低压配电网的实际情况，联结变压器作为仅次于换流阀的造价第二大设备，其使用会增加柔性环网控制器的占地面积、降低经济性，有必要省略部分或者全部联结变压器。

交流侧单相接地故障为换流装置常见的故障类型［18］。采用无联结变压器的换流装置在交流侧出现不对称故障时会带来不利影响。

综上所述，有必要对柔性环网控制器作进一步研究。文献［19-20］研究适用于城市电网的柔性环网控制器拓扑，其方案中换流器通过联结变压器与交流系统相连，虽然能较好地阻断故障分量的传递，但变压器占地面积大、造价高。为了减少占地面积，降低成本，文献［19］提出了无联结变压器和单联结变压器混合子模块柔性环网控制器两种改进方案，虽然在一定程度上减少了联结变压器的数量，但全桥子模块（full-bridge sub-module，FBSM）的数量依然较多。文献［15］提出新的控制方案，通过设计零序电压抑制控制器，实现非故障站的稳定对称运行，但仍采用普通半桥、全桥混合型子模块的换流器，造价较高。文献［21］提出的方案中换流器均直接与交流侧相连，一侧换流器采用半桥子模块（halfbridge sub-module，HBSM），另一侧换流器采用半桥、全桥混合型子模块，在文献［20］方案的基础上再节省一组联结变压器，同时对半桥、全桥子模块配比进行优化，经济性有了更大的提升，但将其应用在多端结构中时，该拓扑只有一端可以使用半桥子模块换流器，剩余端口换流器仍需使用半桥、全桥混合型子模块，难以维持经济性。

本文首先分析交流侧不对称故障引起直流侧电压波动以及故障分量传递的内在机理，进而提出了一种无联结变压器的柔性环网控制器拓扑，两侧换流器均直接与交流系统相连，且换流器采用传统半桥子模块。通过将全桥子模块加到正负极性母线上，可以有效隔离2 个换流器交流侧故障，并对子模块组成进行优化，减少了全桥子模块数量，同时省去联结变压器，减小柔性环网控制器的占地面积。最后，通过MATLAB/Simulink 软件验证所提无联结变压器柔性环网控制器在两端及三端拓扑故障时的有效性。

1 交流侧单相接地故障分析

适用于中压配电网的柔性环网控制器应用场景为在需要开环运行的电网两端采用背靠背柔性直流换流站连接，由此可构成软环网运行，如图1（a）所示。MMC 中性点经消弧线圈接地，接线方式为伪双极接线。MMC 基础拓扑如图1（b）所示。

图1 柔性环网控制器结构及其MMC 基础拓扑Fig.1 Structure of flexible ring network controller and its MMC basic topology

以图1（b）中柔性环网控制器中MMC 交流侧c相发生单相接地故障为例进行分析。

设故障前交流侧三相电压为U̇a、U̇b、U̇c，其中:

比较式（3）和式（4）可得，故障前后正序分量保持不变，负序分量一直为零，只有零序分量发生改变。

根据文献［15］的推导结果，同时为方便分析，说明故障电压传导机理，忽略桥臂电抗，可得到如下关系式:

式中:ump和umn分别为上、下桥臂稳态时等效桥臂电压；udc，ref为直流侧参考电压；Us（s=a，b，c）为交流系统接入网侧S相电压幅值。

c 相发生交流单相接地故障后，按照基尔霍夫电压定理，直流侧正极电压等于故障相上桥臂电压，直流侧负极电压等于故障相下桥臂电压负值［18］。由式（4）与式（5）可得到故障后直流正、负极电压如式（6）所示:

2 无联结变压器的柔性环网控制器

由式（6）可知直流侧正负极电压由本身直流电压以及零序分量构成，由此可得，直流侧电压波动的根本原因在于故障零序分量传递扩散。

为了阻止故障零序电压由交流侧传递到直流侧，本文提出了一种无联结变压器的柔性环网控制器拓扑，通过改变混联子模块的位置以实现零序分量的抑制。图2 给出了无联结变压器柔性环网控制器的两端MMC 拓扑示意图，三端MMC 拓扑示意图详见附录A 图A1，换流器皆直接接入交流系统。换流器的桥臂均由半桥子模块串联组成，直流侧的全桥子模块阀串则由全桥子模块串联而成。

图2 无联结变压器柔性环网控制器两端MMC 拓扑Fig.2 MMC topology at both ends of flexible ring network controller without interface transformer

2.1 零序分量抑制原理

由第1 章分析可知，直流侧电压波动在于零序分量未被抑制，使之从交流侧传递到直流侧。

以图2 所示拓扑为例，假设MMC1 交流侧c 相发生单相接地故障，对零序分量不加以抑制，即两端MMC 通过直流侧直接连接，故障侧MMC1 正、负极对地电压可表示为:

故障电压会由故障端传递到非故障端，扩大故障范围，造成不利影响。MMC3 分析同理。

再以图2 所示拓扑为例，假设MMC1 交流侧c相发生单相接地故障，若对零序分量加以抑制，即两端MMC 通过直流侧全桥子模块连接。此时，直流侧出口电压如图3 所示。t1时刻故障发生，故障分量传递到MMC1 直流侧出口，引起正、负极对地电压波动。此时，全桥子模块开关同步动作，对故障电压进行抑制，t2时刻故障结束。由图3 可以看出，t1～t2时刻直流侧对地电压保持稳定，故障分量未传递到非故障侧而引起电压波动。

图3 故障电压抑制原理图Fig.3 Schematic diagram of fault voltage suppression

因此，本文所提出的柔性环网控制器利用全桥子模块可以输出正负电压的特性，无论哪一端发生交流故障，全桥子模块都能输出与波动电压相反的电压波形进行补偿，维持正负极电压稳定。

2.2 全桥子模块控制策略

由2.1 节分析可知，直流侧正负极电压波动由单相故障产生的零序电压引起，因此，可以利用全桥子模块产生与之相匹配的电压，补偿直流侧正负极的电压波动。故障时对交流侧三相电压进行正负序分解，将其中的零序分量U̇(0)f提取出来进行归一化，生成的参考值Uref作为调制波加到串联的全桥子模块上，其控制实现如图4 所示，全桥子模块采用载波移相调制策略，每个全桥子模块辅以均压环。

图4 全桥子模块控制框图Fig.4 Control block diagram of full-bridge sub-module

2.3 全桥子模块配置

由2.1 节分析可知，引起直流侧电压波动的零序分量在幅值上近似等于交流系统输入电压，可根据实际需求进行计算配置。

由式（4）可得:

在中性点经消弧线圈接地的系统中，一般单相接地故障所导致的电压波动变化最大。因此，按上述计算方法所得到的全桥子模块个数具有一定合理性。在图2 所示拓扑中，以接入10 kV 交流配电系统为例，对于半桥型MMC，直流电压为±10 kV，子模块额定电压为0.91 kV，计算可得半桥型MMC 中每个桥臂的半桥子模块个数为N=22。再根据式（15），则直流侧每极全桥子模块个数为M=9，正负极共18 个。

此方案在多端MMC 中同样适用，计算方式与上述一致，每一端MMC 直流侧出口对应的全桥子模块为:

假设MMC1 交流侧发生故障时，此时MMC1直流侧全桥子模块与MMC2 直流侧全桥子模块输出电压叠加共同抑制零序分量，维持MMC2 直流侧电压稳定；相同的，MMC1 直流侧全桥子模块与MMC3 直流侧全桥子模块输出电压叠加共同抑制零序分量，维持MMC3 直流侧电压稳定。

以附录A 图A1 所示三端MMC 拓扑为例，每桥臂半桥子模块个数为N=22，则根据式（16），直流侧每极全桥子模块个数为k=5，正负极共30 个。

3 方案经济性对比

本章主要从子模块个数及换流器损耗等方面对本文所提方案和其他3 种方案的经济性进行对比。方案1 为传统单变压器复杂结构，方案2 与方案3 略去变压器，从控制和拓扑结构上进行改进，本文所提出的方案（即方案4）既无变压器又改进拓扑以降低控制难度。各方案拓扑详见附录A 图A2，以下对比分析前提条件为两端MMC，额定传输功率为2 MW，直流侧电压为±10 kV，调制比λ约为0.8，直流侧电流Idc=100 A，满载运行，交流侧相电流峰值约为Ia=80 A，桥臂电流为Ia/2+Idc/3，其峰值约为70 A。计算一个工频周期内子模块损耗。参考文献［22］的计算方法以及文献［19］的部分数据，以换流器总损耗占传输功率百分比作为结果。

方案1 采用传统单联结变压器混合子模块结构，虽然节省了一组联结变压器和一半的全桥子模块，但造价偏高、设备占地过大，且尚无混合子模块结构换流器的工程经验可借鉴，有一定工程实现难度［19］。该方案的设备组成为1 台联结变压器+22×12 个半桥子模块+22×6 个全桥子模块，损耗约为1.932%。

方案2 给出的是无联结变压器混合子模块柔性环网控制器，可省去2 组联结变压器，但换流器均采取半桥、全桥1∶1 混合子模块。该方案的设备组成为22×12 个半桥子模块+22×12 个全桥子模块，损耗约为2.180%。

方案3 给出的是无联结变压器非对称式柔性环网控制器，其中一端换流器为半桥型，另一端换流器为混合型，其混合型换流器全桥子模块约为半桥子模块的32%，对于整个两端型柔性环网控制器而言，换流器所增加的成本为14.8%［21］，但应用于多端配电网时，该方案需增加混合型换流器，即便如此也难以抑制故障扩大。该方案的设备组成为22×12 个半桥子模块+7×6 个全桥子模块，损耗为1.133%。

本文提出的方案4 相较于方案3 成本进一步压缩，减少了全桥子模块数量，全桥子模块仅为半桥子模块的14%，且对于两端型柔性环网控制器而言，换流器成本仅增加8.9%，同时也可抑制直流侧电压波动，从源头上阻止故障分量由故障侧传递到非故障侧，且本文方案在多端配电网同样适用，扩展性强。本文方案的设备组成为22×12 个全桥子模块+9×2 个全桥子模块，损耗为1.660%（已将直流侧全桥子模块损耗整合到换流器损耗中）。

各个方案的经济性对比如表1 所示。

表1 柔性环网控制器方案经济性对比Table 1 Economic comparison of flexible ring network controller schemes

由表1 可以看出，虽然在两端MMC 下，本文所提方案4 损耗大于方案3，但是方案3 难以扩展到三端及以上，本文方案在三端情况下损耗占比进一步降低。

方案1、方案2 由于子模块个数较多，绝缘栅双极型晶体管（IGBT）数量同样增加，其成本均远高于方案3、方案4。各方案均在前述相同条件下运行，各方案换流器子模块IGBT 峰值电流为桥臂电流，按2 倍裕量均选择型号FF150R17KE4，单个价格为973 元；方案4 由于故障时直流侧电压为共模波动，故障前后对直流电流的影响很小，因此直流侧子模块IGBT 按直流侧电流2 倍裕量选择型号FF200R17KE4，单个价格为1 046 元；方案1 变压器型号为S11-M-2500，价格为115 000 元。方案1 至4总成本分别为119.4 万元、212.3 万元、71.6 万元和62.6 万元。综上所述，本文所提方案4 成本优势较为明显。

4 仿真验证

本章通过在MATLAB/Simulink 中搭建如图2和附录A 图A1 所示的模型对前述分析进行验证，仿真参数见附录A 表A1。

4.1 两端MMC 仿真

4.1.1 两端MMC 仿真参数

两端换流器MMC1 和MMC2 采用相同的配置结构和交流电网参数，仿真模型见图2，仿真参数见附录A 表A1。正常工作下，MMC1 采取定有功功率工作模式，MMC2 采取定直流电压工作模式。

4.1.2 交流故障后两端MMC 响应特性

t1=0.593 s 时，MMC1 交流侧发生c 相接地故障；t2=0.693 s 时直流侧全桥子模块投入运行进行抑制；t3=0.8 s 时恢复正常运行，同时全桥子模块切出。图5 给出了故障后两端MMC 响应特性，其中Us，j、Is，j（s=a，b，c；j=1，2）分别为MMCj交流侧s相电压与电流。

图5 故障后两端MMC 响应特性Fig.5 Response characteristics of two-terminal MMC after fault

4.2 三端MMC 仿真

4.2.1 三端MMC 仿真参数

三端换流器MMC1、MMC2 和MMC3 采用相同的配置结构和交流电网参数，仿真模型如附录A图A1 所示，仿真参数与两端MMC 类似，参考表A1。正常工作下，MMC2 采取定直流电压工作模式，MMC1 和MMC3 采取定有功功率工作模式。

4.2.2 交流故障后三端MMC 响应特性

t1=0.393 s 时，MMC1 交流侧发生c 相接地故障；t2=0.493 s 时，直流侧全桥子模块投入运行进行抑制；t3=0.6 s 时恢复正常运行，子模块切出。故障后三端MMC 响应特性见附录A 图A3，其中，为避免重复，三相用x、y、z 表示。

由附录A 图A3 可知，t1～t2时刻，MMC1 交流侧故障后，c 相电压变为0，a、b 相电压抬升为线电压幅值的 3 倍，故障零序电压与交流侧正常相电压幅值相同，直流侧电压分量相位变换与故障分量统一，此时短时间内系统还能正常工作，但故障零序电压分量会传递到MMC2 和MMC3 交流侧，其电压波形与MMC1 交流侧电压类似，MMC2 的c 相电压的幅值为3.6 kV，a、b 相电压幅值为13.6 kV，MMC3的c 相电压幅值为3.4 kV，a、b 相电压幅值为13.7 kV。t2～t3时刻，MMC1 直流侧正负极全桥子模块与MMC2、MMC3 直流侧全桥子模块投入后，故障电压分量由直流侧出口10 个全桥子模块串联叠加抑制，直流电压波动立即消失，同时MMC2 和MMC3 交流侧电压恢复对称稳定，表明故障零序电压分量得到较好的抑制，阻止了故障范围进一步扩大。5 个全桥子模块投入后，其峰值电压为4.5 kV，电平数为11，与理论分析一致。

本文给出了两端及三端MMC 拓扑仿真模型数据，详见本文支撑数据，供有兴趣的读者参考。