微电网混合型联网变压器及其故障阻隔协调控制

2023-11-11赖锦木尹项根王要强胡家玄

电力自动化设备 2023年10期

尹昕，赖锦木，尹项根，王要强，尹越，胡家玄

（1.武汉理工大学自动化学院，湖北武汉 430070；2.郑州大学电气与信息工程学院，河南郑州 450001；3.华中科技大学电气与电子工程学院，湖北武汉 430074）

0 引言

大力发展可再生新能源、提高电能在终端消费中的占比是新型电力系统实现“双碳”目标的重要手段。配电系统直接面向终端用户，是分布式新能源接入的主体。随着分布式新能源和直流负荷并网容量的快速增长，交直流混合微电网（AC／DC hybrid microgrid，HMG）以其良好的分布式电源消纳能力、灵活的调控能力、不同类型负荷的高效供电能力等特点而受到广泛关注［1-2］，为电力新技术提供了理想的应用场景，在实用化和产业化进程中已成为新型配电系统的重要发展方向。

HMG 一般通过变压器刚性接入中高压配电网，不具备短路故障阻隔和电压控制能力［3］。系统侧（即输配电网侧）短路故障发生频繁，引起供电电压深度跌落和严重不对称，持续时间约从100 ms 到数秒。电网暂态故障引起HMG 电压不对称、电压跌落或闪变等，导致分布式新能源发电设备大量脱网的现象屡见不鲜［4］；电网暂态故障还引起其他设备的脱扣掉闸，严重影响HMG 分布式能源和柔性负荷的安全接入和运行。另一方面，大量的分布式能源、柔性负荷等非线性新型设备接入，使得HMG 功率流动多样化［5］，易造成HMG“低载高压、重载低压”等突出问题。因此，为了保障HMG 在电网故障下安全运行，提升新能源消纳率和用电可靠性，亟需研究具备主动调控与故障阻隔能力的HMG联网装置。

采用用户定制电力技术是一种解决上述系统侧短路低电压和HMG 侧电能质量问题的重要手段。由于短路故障期间存在短路环路，短路电压跌落是静止同步补偿器（static synchronous compensator，STATCOM）［6-7］、有源滤波器（active power filter，APF）［8］等并联型补偿设备和常规储能设备无法支撑的，足以造成微电网、分布式发电脱网和大量设备低压掉闸。统一电能质量调节器（unified power quality conditioner，UPQC）［9-10］、动态电压调节器（dynamic voltage regulator，DVR）［11］等串联型补偿设备虽可实现对微电网的故障阻隔，但存在着设备利用率较低、相互之间缺乏协调控制、大量使用造成资源浪费、因技术不完善带来新的可靠性等问题。根据市场调研，相同容量下DVR、UPQC 串联补偿部分的价格是并联型补偿设备APF 的15～20 倍，高昂的价格是阻碍UPQC或DVR进一步推广的重要原因之一。现有DVR、UPQC 需要串联变压器输出补偿电压，串联变压器会增大初始投资和土地占用面积，不利于提高设备集成度；且传统的UPQC 没有变压功能，无法实现电压等级的变换。

为提升未来HMG 的灵活性以及实现能量分配管理的有效性，近年来提出了融合电力电子变换技术和信息技术的灵活配电系统关键设备——电能路由器（power router，PR）［12-13］，并在多种分布式能源应用环境中逐步形成以PR 为关键节点的新型HMG系统架构。目前，关于PR 的研究正处于起步阶段，对基于固态变压器（solid state transformer，SST）［14］（也称电力电子变压器）的大功率PR，虽然可快速隔离短路环路，能较好地解决HMG 节点变压和电能质量控制，但现有PR 拓扑都是基于全电力电子模块，其结构复杂，成本高，可靠性低，运行经验不足，维护困难，供电损耗大［15］；并且国内外对PR 的研究尚处于实验阶段，还有许多相关的理论和实际问题有待研究与解决。因此，PR、UPQC、DVR 等设备理论上对微电网的短路电压有支撑作用，但对此研究并不充分，且因其成本高昂、结构复杂或运行损耗大等原因而难以普遍应用。

此外，《配电网运维规程》（Q／GDW 1519 — 2014）规定：应减少供电系统电压电能质量（电压不对称、跌落、波动等）对负荷及分布式新能源发电系统的影响，提高设备运行的可靠性和利用率；应最大限度地将变压器负荷电能质量控制在允许范围内，抑制台区内非线性负荷对供电系统和邻近用户产生影响。可见，在电压等级交汇点处的变压器是HMG 并网关键节点，是供电可靠性、电能质量保障最有效的控制点。不过，传统电磁型工频变压器虽具有高效、成熟、可靠、经济的优势，但却存在潮流不可控、无电能质量控制校正作用等缺点［16］，更不具有短路故障隔离能力。

本文提出一种适用于HMG 的混合型联网变压器（hybrid interlinking transformer，HIT），并且构建新型的基于混合型联网变压器交直流混合微电网（HIT-HMG）。HIT-HMG 以新型三柱三绕组工频变压器作为电能控制节点并且传输主要功率，由互联／串联变流器实现HMG 的电压和电流控制，为微电网提供高性价比、高可靠性的联网装备。通过仿真和实验验证了所提HIT及控制方案的正确性。

1 HIT-HMG架构及对比

图1 给出了本文所提HIT-HMG 系统结构。该结构由新型三柱三绕组工频变压器、互联变流器、串联变流器、低压交流母线、低压直流母线、分布式新能源和各种负载共同构成。其中，新型工频变压器高压侧接入10 kV 中压交流配电网，低压侧连接低压交流母线，通过互联变流器接入低压直流母线；串联绕组侧连接串联变流器，串联变流器的直流端口连接低压直流母线。HIT-HMG 包含交流微电网和直流微电网，风力涡轮机、柴油发电机等交流型分布式电源和交流负载接入低压交流母线，形成交流微电网；光伏／燃料电池等直流型分布式电源、超级电容等储能装置以及直流负载接入直流母线，形成直流微电网。

图1 本文所提HIT-HMG拓扑结构Fig.1 Typology structure of proposed HIT-HMG

HIT-HMG 在变压器交汇点协调互联变流器和串联变流器，在电网正常工况下，通过串联变流器调节交流母线电压，避免分布式新能源接入时造成“低载高压、重载低压”等问题；通过互联变流器实现交流微电网和直流微电网互联互供，缓解负荷尖峰，提高设备容量利用率；当电网发生故障时，控制新型工频变压器的串联绕组进行电压补偿，给低压交流母线提供电压支撑，阻隔中高压电网故障对HMG 的影响，确保微电网联网状态外网故障期间新能源装备不脱网，从而提升新能源消纳能力。

下面介绍2 种典型的HMG 潮流调控方案。方案1：常规HMG 拓扑结构如附录A 图A1所示［17］。当电网侧出现故障时，交流低压母线易受影响，将出现交流侧母线电压跌落或升高的情况，无法保证为HMG 用户提供高质量的电能。在电网发生故障时，常规HMG 通常会切换至孤岛运行。方案2：基于SST 的HMG 拓扑结构如附录A 图A2 所示［18］。随着SST 的发展，基于SST 的HMG 拓扑构建方案已成为HMG 潮流调控的新途径。SST 能够实现电气隔离、电压变换、无功补偿、故障隔离、谐波抑制、电能质量提高，具备最灵活的故障阻隔和交直流功率转供能力，适用于中压交流配电网-低压HMG 应用场景。但基于SST 的方案需要采用大量的电力电子模块，突出的问题是成本高、损耗大、运行复杂等。

将本文所提方案与以上2 种方案进行对比。为了更直观地观测对比结果，将上述方案的装置容量和电压等级统一：变压器容量为1 MV·A，中压交流母线电压为10 kV，低压交流母线电压为400 V，低压直流母线电压为800 V。不同方案所需器件和性能对比结果如附录A 表A1、A2 所示。由表可知，在相同容量和电压等级下，相比于方案2，方案1 和所提方案可节省大量的绝缘栅双击型晶闸管功率模块和高频变压器，无须采用复杂的模块化多电平级联结构，大幅降低了装置的体积和成本，同时简化了控制复杂度。然而，方案1 虽然具有较小的装置体积和较低的成本，但是不具备低压交流母线电压校正和故障穿越能力，电网暂态故障引起电压不对称、电压跌落或闪变等将导致HMG 脱网，严重影响分布式新能源和柔性负荷的安全接入和运行。而本文方案在方案1的基础上，通过改造工频变压器并增加一组串联变流器，将串联变流器接入三柱三绕组工频变压器的串联绕组，实现对电压主动调节功能，具备低压交流母线电压支撑、阻隔中高压电网故障等功能；此外，通过新型结构工频变压器集成串联变流器，不再需要额外的串联变压器，可节约设备制造成本。需要说明的是，所提方案具备中压交流端口、低压交流端口、低压直流端口这3 类端口，适用于中压交流配电网-低压HMG应用场景。

2 HIT-HMG数学建模

HIT-HMG 数学建模的核心是反映工频变压器与串联变流器的集成关系，因此本章主要对新型工频变压器及串联变流器进行数学建模。

2.1 三柱三绕组工频变压器数学建模

本文所研究的新型工频变压器为三柱三绕组“日”字形变压器，如图2 所示。HIT-HMG 的配电变压器由三柱三绕组工频变压器按Dyn11 连接，如附录A 图A3所示。三柱三绕组工频变压器包括铁心、串联绕组、高压绕组、低压绕组。图2中：vw和iw分别为变压器绕组w的电压和电流，w=1，2，3 分别表示串联、高压、低压绕组，后同；Φwδ为变压器绕组w的漏磁通；Φ2y和Φ3y分别为两段铁轭的磁通。为了分析简单起见，不考虑不同绕组间的互漏磁通，电压、电流、磁通等物理量的参考方向见图2。

图2 三柱三绕组工频变压器拓扑结构Fig.2 Topology structure of power-frequency transformer with three-limb three-winding

根据图2 所示的磁通分布可以得到三柱三绕组变压器的等效磁路磁通-磁动势模型，如图3 所示。图中：SwL为绕组w的铁心磁阻；S2y、S3y为铁轭部分的磁阻；Swδ为绕组w漏磁通回路的磁阻；Fw为绕组w的磁动势；Φww为绕组w的总磁通。

图3 三柱三绕组工频变压器的等效磁路模型Fig.3 Equivalent magnetic model of power-frequency transformer with three-limb three-winding

绕组w的总磁通Φww等于主磁通和各自的漏磁通之和，即：

绕组w的磁动势为：

式中：Nw为绕组w的匝数。

根据图3 以及磁路欧姆定律和节点磁动势平衡原理，三柱三绕组变压器的磁动势-磁阻-磁通关系可采用矩阵形式表示为附录A 式（A1）所示的形式。为从式（A1）推导三柱三绕组变压器的等值电路，需进行进一步变换：将各绕组的磁动势转化为矩阵形式，即F=NI′（I′为归算到归一化匝数N之后的绕组电流矩阵）；根据法拉第电磁感应定律，归算到归一化匝数N之后的端口电压V′与磁通Φ关系为V′=NdΦ/dt=jωNΦ，ω为低压交流微电网基频角频率。此外，定义各磁路的电感L计算公式为L=N2/S（S为各磁路的磁阻）。综上，可将式（A1）所示的HIT磁路模型变换为HIT 等效电路模型，如附录A 式（A2）所示。

根据式（A2），采用基尔霍夫电压定律和电流定律可得三柱三绕组变压器的等效电路，如附录A 图A4 所示，进一步考虑归一化匝数N和理想变压器，可得等效电路如附录A 图A5所示。可以看出，三柱三绕组变压器的等效电路模型是电路、磁路存在相互耦合的串联关系。考虑到铁心柱和铁轭的磁阻很小，即各绕组的主电动势对应的励磁阻抗很大，如果忽略励磁支路影响，则图A4 中绕组w阻抗ZwL以及铁轭部分阻抗Z2y、Z3y所在的支路断开，此时各绕组电压呈现串联关系，通过串联变流器主动调整串联绕组电压v1的幅值和相位，可控制低压绕组电压v3的幅值和相位。当中压交流配电网故障引起电压跌落时，通过串联绕组的补偿，保证低压绕组电压v3不受影响，提高供电可靠性。

2.2 串联变流器数学建模

在HIT-HMG 中，与工频变压器串联绕组相连的串联变流器由6 个开关管构成，可采用三相两电平拓扑结构，如图4 所示。图中：usex（x=a，b，c）为串联变流器输出x相电压；isex为串联变流器流经滤波电感的x相电流；ULVDC为低压直流母线电压；LC 滤波器用来滤除串联变流器输出的高频成分，其由3 个滤波电容Cf和3 个滤波电感Lf组成，R为滤波电感等效电阻。变流器在abc三相坐标系或者dq坐标系下的数学模型见文献［19-20］。

图4 串联变流器拓扑结构Fig.4 Topology structure of series converter

3 HIT-HMG协调控制策略

由第2 章三柱三绕组工频变压器等效模型和串联变流器数学模型可知，工频变压器的串联绕组和串联变流器相连，串联变流器可主动调控电压，保障HMG 不受电网侧单相短路接地、两相短路等故障的影响。互联变流器作为HMG 之间功率交换的桥梁，可采用定直流电压控制、定无功功率控制（后文简称“ULVDC／QILC控制”，QILC为互联变流器吸收或发出的无功功率）或者定有功功率控制、定无功功率控制（后文简称“PILC／QILC控制”，PILC为互联变流器吸收或发出的有功功率）。为了减少控制模式的切换，可采用直流储能稳定低压直流母线电压，无须切换控制模式以实现传输功率的控制，优先消耗新能源为负荷供电，实现就地消纳或友好并网。

本文所提基于HIT-HMG 的故障阻隔协调控制策略见附录A 图A6。互联变流器采用PILC／QILC控制模式，实时调节低压HMG有功功率交互；低压直流母线电压由储能装置控制，为直流微电网提供稳定的直流电压；串联变流器控制低压交流母线电压维持在期望值，隔离系统侧故障对交流微电网的影响。

3.1 串联变流器控制策略

串联变流器控制目标是保持低压交流母线电压不受中压交流配电网影响，基本控制思路如下：①在中压交流配电网稳态运行工况下，串联变流器补偿变压器漏抗压降，从而控制低压交流母线电压幅值和相位维持在额定值；②在中压交流配电网故障运行工况下，串联变流器输出补偿电压，保证低压交流母线电压不受故障影响。具体控制如下。

在电网稳态或故障运行工况下，归一化后的串联绕组、高压绕组、低压绕组的电压和电流相量图如图5 所示。图中：V′w、I′w分别为归一化后绕组w的电压、电流相量；ΔVTδ为变压器漏抗压降；φ为低压交流微电网端口的功率因数角；红色虚线为阻性负载工况，蓝色实线为阻感性负载工况。

图5 稳态及故障运行工况下变压器各绕组电压、电流相量图Fig.5 Voltage and current phasor diagram of transformer windings under steady state and fault operation conditions

对于变压器任意组别接线方式，变压器低压绕组电压相位应和高压绕组电压（即线电压）保持一致，即V′2=V′3。此时，假设变压器漏抗压降ΔVTδ为：

式中：Zwδ为绕组w的漏阻抗。由图A4可得：

因此，在稳态工况下归一化后的串联变流器输出电压为：

在故障运行工况下归一化后的串联变流器输出电压为：

由图5 和式（4）可知，为控制HIT-HMG 低压交流母线电压稳定，需要实时检测变压器高压绕组、串联绕组、低压绕组电压，并考虑变压器漏抗压降，最终获取串联变流器输出电压指令值。

首先，实时锁相变压器高压侧正序电压相位θgrid，考虑变压器为Dyn11 连接组别，需要对θgrid进行π/6 的相位补偿，得到低压交流母线电压指令值uLVACxref为：

式中：ULVAC为HIT低压交流端口额定相电压幅值。

考虑变压器漏抗压降无法直接测量，为此采用闭环调节补偿方法，可得补偿变压器a 相漏抗压降指令值ΔvTδaref为：

式中：GTδ( )s为漏抗补偿传递函数，选取为比例-积分（proportional integral，PI）控制器或者比例-谐振控制器；ULVACref为ULVAC指令值。

经过漏抗补偿并考虑各绕组变比，可得串联变流器三相输出电压指令值usexref为：

式中：ΔvTδxref为变压器x相漏抗压降指令值；usAB、usBC、usCA分别为高压侧电网三相线电压。

由式（7）—（9）获取串联变流器三相输出电压指令值后，串联变流器可在dq0 坐标或abc坐标系下采用PI 控制器、比例-积分-谐振控制器或比例-重复控制器进行电压电流双闭环控制［19-20］，实现指令值无静差跟踪，保障低压交流微电网电压稳定。

3.2 互联变流器和储能接口DC／DC 变流器控制策略

互联变流器作为HMG 之间功率交换的桥梁，根据情况可采用ULVDC／QILC控制或者PILC／QILC控制模式。当直流微电网无稳压源时，互联变流器需采用ULVDC／QILC控制模式，通过控制互联变流器的d轴电流分量使低压直流母线电压稳定在额定值，通过控制互联变流器的q轴电流分量对交流微电网的无功指令值QILCref进行补偿；当直流母线电压由储能装置控制时，互联变流器可以采用PILC／QILC控制模式，通过控制互联变流器的d轴电流分量实现交流微电网和直流微电网之间的有功功率PILC交换的大小和方向控制，通过控制互联变流器的q轴电流分量对交流微电网所需的无功指令值QILCref进行补偿。本文采用直流储能稳定直流母线电压，因此互联变流器可选择PILC／QILC控制模式。由于经过串联变流器实时控制后，低压交流母线电压保持三相对称，互联变流器可采用dq坐标下的前馈解耦双闭环控制方法［19-20］。综上，互联变流器的外环功率、内环电流控制分别如式（10）、（11）所示。

式中：Kop、Koi和Kip、Kii分别为外环和内环PI 控制器的比例、积分常数；uLVACd、uLVACq分别为低压交流母线电压的d、q轴分量；uILCdref、uILCqref分别为互联变流器调制电压的d、q轴分量；LILC为互联变流器的滤波电感；iILCd、iILCq分别为互联变流器三相交流电流变换到dq坐标的d轴和q轴分量；iILCdref、iILCqref分别为互联变流器三相交流电流指令值变换到dq坐标的d轴和q轴分量。

直流微电网中，储能装置通过双向DC／DC变流器接入直流微电网母线，控制直流母线电压不变。储能接口的DC／DC变流器结构如附录A图A7所示。

4 仿真及结果分析

为了验证所提HIT 及控制方案的可行性，在MATLAB／Simulink 平台搭建了图A6 所示的HITHMG系统。仿真关键参数见附录A表A3。

电网稳态运行工况下，仿真设定工况如下：在［0.4，0.6） s，低压交流微电网的有功功率为400 kW，无功功率为200 kvar，互联变流器补偿低压交流微电网的无功功率，并向低压交流微电网传输100 kW有功功率；由于中压交流配电网处于稳态运行工况，此时串联变流器只需补偿漏抗压降。0.6 s低压交流微电网的有功功率突增400 kW；0.8 s，低压交流微电网的有功功率突减400 kW。

图6 呈现了电网稳态运行工况下负载突增／突减时HIT-HMG 各节点电压、电流的动态仿真波形。图中：usx、isx分别为HIT 中压交流配电网端口x相相电压和相电流；uLVACx、iLVACx分别为HIT 低压交流微电网端口x相相电压和相电流；iILCx为互联变流器交流侧x相相电流。在电网稳态运行工况下，中压交流配电网电压保持不变，由于互联变流器实时补偿低压交流微电网的无功功率，HIT-HMG 的中压交流配电网端口电流与电压同相位，避免向中压交流配电网注入无功功率，此时中压交流配电网只需提供有功功率。在中压交流配电网稳态工况下，串联变流器只需补偿变压器漏抗压降。当低压交流微电网负载突变时，经过串联变流器补偿变压器漏抗压降后，低压交流母线电压始终保持在额定电压，如图6 所示。由于设计的串联绕组和低压绕组变比为N1∶N3=1∶1，串联绕组和低压绕组电流幅值和相位都相等。在［0.4，1］ s 时段内，互联变流器保持有功功率传输和无功功率补偿不变，因此其输出电流不受负载变化的影响。通过串联变流器实时补偿变压器漏抗，可以在负荷变化下控制低压交流母线电压为指令值，避免分布式电源、负荷变化引起电网电压波动；通过调节互联变流器传输的有功功率，可以调节低压交流母线和低压直流母线之间交互功率，并可补偿低压交流微电网的无功功率，提高低压交流微电网的电能质量。

电网故障运行工况下，仿真设定工况如下：1.2 s在图A6 中的110 kV 交流母线处设置单相金属性短路接地故障F1，1.4 s 故障移除；1.5 s 在图A6 中的10 kV交流母线处设置单相金属性短路接地故障F2，1.7 s 故障移除；1.8 s 在图A6 中的10 kV 交流母线处设置两相金属性短路接地故障，2.0 s故障移除；2.1 s将110 kV电源侧的a相电压抬升至1.2倍额定值。

附录A 图A8 给出了电网不同位置、不同类型故障时HIT-HMG 各节点电压电流的动态仿真波形。由图可知，在110 kV 母线和10 kV 母线处分别发生不同类型故障时，10 kV中压交流配电网将出现不同程度的对称／不对称电压跌落。经过串联变流器补偿后，中压交流配电网端口电流保持对称且幅值不变，说明中压交流配电网因电压跌落导致功率传输的缺额由串联变流器提供。在不同故障类型下，采用式（7）—（9）所示的控制策略，串联变流器注入不同的支撑电压，确保低压交流微电网电压不受中压交流配电网故障扰动影响，维持低压交流母线电压稳定，实现了中压交流配电网故障阻隔，确保了分布式新能源、柔性负荷等不脱网运行，提高了HMG 供电可靠性。对于10 kV 母线处出现单相金属性短路接地故障时，由于10 kV 配电网为不接地系统且变压器为Dyn11接线，此时10 kV配电网线电压保持不变，不影响低压HMG 运行，串联变流器无须进行电压补偿。在不同运行工况下，串联绕组、低压绕组电流幅值和相位都相等，绕组匝数比满足1∶1 关系，和理论分析一致。经过接入串联变流器的HIT 故障阻隔之后，低压交流母线电压保持稳定，因此，互联变流器无须进行正负序控制，可采用正序dq轴对有功和无功功率进行控制，其输出电流不受中压交流配电网故障的影响。综上所述，本文所提HIT-HMG 可有效阻隔电网不同位置、不同类型故障对低压HMG的影响。

5 实验及结果分析

为了进一步验证所提的HIT-HMG 及理论分析的正确性，搭建了小型实验样机，如附录A 图A9 所示。需要说明的是，实验侧重验证串联变流器电压支撑功能，因此不含互联变流器；此外，由直流电压源模拟直流储能。实验参数设置为：高压侧相电压有效值为60 V，低压侧相电压有效值为60 V，直流母线电压为200 V，变压器变比N1∶N2∶N3=1∶ 3∶1，滤波电感Lf= 5 mH，滤波电容Cf= 22 μF。

附录A 图A10 为电网稳态运行工况、网侧电压跌落至额定值的50 % 时HIT-HMG 各端口a 相电压电流实验波形。由图可知：在电网稳态运行工况下，串联变流器输出超前低压绕组电压90°的电压以补偿变压器漏抗压降，此时变压器高压绕组和低压绕组电压同相位，且满足usAB∶uLVACa= 3∶1；此外，由于低压绕组和串联绕组匝数相同，因此二者的绕组电流幅值和相位均一致，实验结果与图5（a）所示的理论分析结果一致。由图A10 可知，在网侧电压跌落工况下，串联变流器既要补偿变压器漏抗压降，又要补偿高压绕组跌落电压，此时串联变流器输出超前低压绕组的电压，以保障低压交流母线电压不变，实验结果与图5（b）所示的理论分析一致。

附录A图A11、A12分别为三相电网电压对称跌落额定值66.7 % 和暂升额定值33.3 % 时HIT-HMG各端口电压电流实验波形。由图可知，当电网电压异常时，串联变流器快速输出补偿电压，从而使低压交流母线电压维持在故障前的额定电压状态。

左小龙其实很矛盾要不要带着泥巴度过这夜晚，因为他觉得自己并不那么喜欢泥巴，这一切就是因为泥巴太喜欢他了，而左小龙隐约觉得，世界上哪有这么便宜的事情呢，哪能让人这么如愿呢。

由上述仿真和实验结果可得如下结论：所提的HIT-HMG 在稳态运行工况下通过变压器传递主要功率，串联变流器补偿变压器漏抗压降，互联变流器调节交流和直流微电网传输的有功功率大小和方向，并且对交流微电网进行无功补偿。在复杂电网故障下，通过调节新型工频变压器串联绕组支撑电压，可以阻隔中高压配电网不同位置、不同类型故障对低压HMG的影响。