直流配電網多時間尺度控制體系研究

范士雄，劉幸蔚，衛澤晨，高運興，王琛

(1.中國電力科學研究院有限公司, 北京市 100192；2.國網泰安供電公司，山東省泰安市 271000；3.華北電力大學，河北省保定市 071003)

0 引 言

近年來，常規能源日益匱乏，環境問題日漸突顯，以風能和光能等可再生清潔能源為主的分布式能源以及儲能裝置得到了越來越多的應用。同時，在負荷側，電力電子變頻技術被廣泛使用，采用直流驅動的電氣設備逐漸普及。新能源大量接入及負荷多樣化對交流配電網的穩定運行造成了一定的負擔[1-3]。相比之下，直流配電網在新能源及負荷的接入上可節省大量的換流環節，損耗更小、效率更高[4]。此外，直流配電本身還具有線路成本低、輸電損耗小、供電可靠性高等優勢。因此，直流配電網將成為未來配電網的發展趨勢[5-8]。

目前，對于直流配電網的控制已有一定研究，主要有主從控制、電壓裕度控制和電壓下垂控制。文獻[9-11]通過直流電壓變化，控制各端換流器的工作方式，穩定直流電壓，卻無法保持直流電壓為額定值。文獻[12]在此基礎上提出了一種基于下垂控制的多模式調壓策略，該策略根據直流電壓偏差進行分散自律調節，并對調節后的直流電壓做了部分優化。文獻[13]對比了主從控制和下垂控制2種控制方法對直流電壓波動的影響。文獻[14]提出一種基于主從控制的直流配電網電壓控制策略，該策略只涉及對各VSC換流站的控制，未考慮新能源對整體控制體系的影響。可見，現有的研究多集中于直流電壓的一次調節，即維持直流電壓的穩定，而對于直流配電網整體控制體系，包括維持電壓穩定、消除電壓靜差及系統優化，尚待進一步研究。

本文對包含新能源及儲能的直流配電網的控制體系進行研究。首先，對直流配電網的控制體系進行概述。其次，根據毫秒級、秒級以及分鐘/小時級的時間尺度，分別對直流配電網的一次調壓及慣性控制、二次調壓和三次調壓進行分析。最后，在Matlab/Simulink中搭建直流配電網仿真平臺，對所提控制體系進行仿真驗證。

1 直流配電網控制體系概述

本文研究的直流配電網如圖1所示，主要由新能源、儲能、交流電網以及負荷組成，這里的新能源可以是風電、光伏或其他能源。直流配電網的各端通過對應的AC/DC或DC/DC換流器連接起來。

圖1 直流配電網結構示意圖Fig.1 Schematic diagram of DC distribution network

為保證直流配電網的穩定高效運行，類比于交流配電網，可按照不同的時間尺度，建立適合于直流配電網的多時間尺度的控制體系。該體系根據時間尺度可以劃分為3個層級：第一層級為直流配電網一次調壓控制，以穩定直流電壓為目的，時間尺度為毫秒級；第二層級為直流配電網二次調壓控制，以消除直流電壓偏差為目的，時間尺度為秒級；第三層級為直流配電網三次調壓控制，以實現系統的優化運行為目的，時間尺度為分鐘/小時級。其中，由于直流配電網本身的電容慣性較小，當系統出現擾動時，無法阻止直流電壓的快速變化，可能會給敏感負荷單元和新能源發電單元帶來不利影響。因此，為增強系統慣性，可在一次調壓控制的基礎上，增加虛擬慣性控制以抑制電壓突變。接下來對上述多時間尺度的控制體系進行詳細介紹。

2 直流配電網一次調壓及慣性控制

交流配電網中存在有功功率和無功功率，交流電壓和頻率是系統的穩定性判據。相比之下，在直流配電網中，僅需考慮系統有功功率，所以直流電壓是衡量系統穩定運行的唯一指標。為了穩定直流電壓，同時降低控制的復雜程度，一次調壓采用以電壓下垂控制為基礎的分層協調控制策略。該控制無需通信，且每一層都至少由一端換流器來平衡有功功率，以達到系統穩定運行的目的。為了提高直流配電網的慣性，抑制直流母線電壓波動，本文采用一種基于電壓下垂控制的虛擬慣性控制策略。該策略在電壓發生突變時，改變電壓下垂曲線的斜率，通過額外吸收或發出功率，為系統提供虛擬慣性。

2.1 直流配電網一次調壓

直流配電網一次調壓采用電壓分層協調控制方法，原理如圖2所示，該控制方法一共可分為3層，分別對應主調壓、后備調壓與緊急調壓。

(1)第1層對應主調壓模式，當直流電壓處于U1H和U1L(U1H、U1L分別為蓄電池側換流器上、下兩條下垂曲線的截距)之間時，聯網換流器G-VSC作為系統的功率平衡節點，控制直流電壓的穩定。

聯網換流器G-VSC通過如圖2(a)所示的“直流電壓-有功功率”下垂特性曲線來平衡直流網絡內的功率，該下垂曲線可表示為

Udc=U0-k1PG

(1)

式中：Udc為直流母線電壓；PG為聯網換流器輸出功率；U0、k1分別表示聯網換流器下垂特性曲線的截距和斜率。

(2)第2層對應后備調壓模式，當直流電壓處于U1H和U2H或U1L和U2L(U2H為新能源換流器下垂特性曲線的截距，U2L為負荷減載的啟動閾值)之間時，聯網換流器G-VSC的輸出功率達到限值，蓄電池側換流器B-DC作為系統的功率平衡節點，控制直流電壓的穩定。

蓄電池側換流器B-DC通過如圖2(b)所示的“直流電壓-有功功率”下垂特性曲線來平衡直流網絡內的功率，該下垂曲線可表示為

Udc=U1-k2PB

(2)

式中：PB為蓄電池功率；U1、k2分別表示B-DC下垂特性曲線的截距和斜率，這里U1取U1H或U1L，k2取k2H或k2L。

圖2 直流配電網一次調壓Fig.2 Primary voltage regulation of DC distribution network

(3)第3層對應緊急調壓模式，當直流電壓處于U2H和U3H或U2L和U3L(U3H、U3L分別為允許的直流電壓最大值、最小值)之間時，新能源發電單元降功率運行或通過負荷減載來控制直流電壓的穩定。

當直流電壓處于U2H和U3H之間時，新能源發電單元通過如圖2(c)所示的下垂特性曲線降功率運行，該下垂曲線可表示為

Udc=U2H-k3HΔPNE

(3)

式中：ΔPNE為新能源發電單元減發的功率；U2H、k3H分別表示新能源發電單元下垂特性曲線的截距和斜率。圖2(c)中，ΔPNEmax為新能源發電單元減發功率的最大值。

當直流電壓處于U2L和U3L之間時，為避免直流電壓繼續降低，需要對負荷進行減載操作。此時，根據負荷的重要性等級，設置負荷的閾值電壓，等級越低的負荷，閾值電壓越高，即重要性等級低的負荷優先被切除。

2.2 直流配電網虛擬慣性控制

在一次調壓的基礎上，不增加任何附加控制，可采用一種基于變下垂系數的虛擬慣性控制策略，該策略通過改變換流器的下垂系數，可在系統受到擾動時為直流電壓提供慣性支持，延緩電壓的變化速度。此時U-P下垂特性可表示為

Udc=Udcref-k·P

(4)

式中k為變下垂系數。

將變下垂系數k與電壓變化率dUdc/dt結合，k可表示為

(5)

式中：K1為穩態下垂系數；K2為一正的常數。

基于變下垂系數的虛擬慣性控制原理如圖3所示，當直流電壓保持不變時，電壓變化率dUdc/dt為0，下垂系數k保持為K1不變，系統穩定運行于A點。當電壓受到擾動而減小時，dUdc/dt為負，k減小，下垂曲線的斜率減小，此時換流器增發功率來為系統提供慣性支持，以延緩電壓的變化速度。當系統恢復至穩態時，k又恢復到K1。同理，可分析電壓受到擾動而增大時的情況。

圖3 虛擬慣性控制示意圖Fig.3 Schematic diagram of virtual inertia control

3 直流配電網二次調壓

直流配電網的一次調壓是對直流電壓的有差調節，響應速度較快。然而，直流母線電壓偏離額定值過多會對設備的正常運行造成不利影響。因此，需要采用二次調壓來將直流電壓調整到額定值。

在一次調壓的基礎上，直流配電網的二次調壓通過改變各端換流器下垂特性曲線的截距，使相應換流器增發或吸收功率來對直流網絡側電容進行充放電，以使直流母線電壓恢復并保持在額定值。

二次調壓在一次調壓第1層下的控制原理如圖4所示。首先分析電壓高于U0_set的情況，開始時直流配電網運行在聯網換流器定截距下垂曲線的A點，Udc與額定值之間有一定偏差；啟動二次調壓算法，直流母線電容放電，放電功率被G-VSC吸收，Udc降低，系統由A點運行至變截距下垂曲線的A′點，Udc保持在額定值。通過二次調壓控制，一次調壓控制曲線整體下移ΔU1H。同理可分析電壓低于U0_set時二次調壓控制的原理。

二次調壓在一次調壓第2層和第3層下的控制原理與第1層類似，都是在一次調壓控制的基礎上，改變下垂曲線的截距，使得直流母線電容進行充放電，達到消除電壓偏差的目的。

圖5為二次調壓控制原理框圖。在各端換流器下垂控制的基礎上，只需調整下垂曲線的截距，即可實現直流配電網的二次調壓。這里的截距調整值ΔU可利用PI控制器獲得。

圖4 直流配電網二次調壓控制原理Fig.4 Secondary voltage regulation of DC distribution network

圖5 二次調壓控制框圖Fig.5 Block diagram of secondary voltage regulation

4 直流配電網三次調壓

在一次和二次調壓的基礎上，三次調壓可根據系統的實時運行數據，按照預先設計的控制目標對這些數據進行綜合處理，得到系統最優運行參考點，以實現系統優化運行，比如電壓優化、潮流優化等。通過三次調壓，可在保障系統穩定運行的基礎上，實現直流配電網的高效與經濟運行。

5 仿真分析

本文利用Matlab/Simulink搭建了一個如圖1所示的四端直流配電網仿真平臺，該平臺中由光伏發電單元作為新能源，PV-DC的額定容量為30 kW；蓄電池的額定容量為400 A·h；B-DC的額定容量為 10 kW；交流負荷側換流器L-VSC的額定容量為 30 kW；聯網換流器G-VSC的額定容量為20 kW；直流母線額定電壓為500 V。為驗證所提直流配電網多時間尺度控制體系的可行性和有效性，同時考慮到三次調壓屬于系統級優化，其輸出電壓值是作為二次調壓的參考值，因此本文重點研究一次調壓和二次調壓仿真效果。

5.1 一次調壓仿真分析

圖6為一次調壓仿真結果。仿真開始時，交流負荷的功率約為15 kW，光伏發電單元進行最大功率跟蹤，輸出功率約為25 kW，蓄電池處于備用狀態，輸出功率為0。此時，交流電網的輸出功率為-10 kW，直流母線電壓被G-VSC控制在1.010 pu左右。第1 s時，G-VSC的輸出功率被限制為-5 kW，多余的 5 kW功率被蓄電池吸收，直流母線電壓被B-DC控制在1.035 pu左右。第2 s時，交流負荷功率降至 5 kW，蓄電池的吸收功率達到限值，光伏發電單元降功率運行，直流母線電壓被PV-DC控制在1.067 pu左右。第3 s時，交流負荷功率降至0，直流母線電壓被PV-DC控制在1.083 pu左右。第4 s時，交流負荷功率升至15 kW，光伏發電單元退出降功率運行模式，直流母線電壓被B-DC控制在1.035 pu左右。

圖6 一次調壓仿真結果Fig.6 Simulation results of primary voltage regulation

5.2 二次調壓仿真分析

一次調壓是對直流電壓的有差調節，在一次調壓的基礎上啟動二次調壓，可實現對直流電壓的無差調節，使直流母線電壓保持在額定值，相關仿真結果如圖7、8所示。

圖7為在一次調壓主調壓模式下啟動二次調壓的仿真結果。仿真開始時，交流負荷的功率約為 25 kW，光伏輸出功率約為25 kW，蓄電池處于備用狀態。此時，交流電網的輸出功率為0，直流母線電壓被G-VSC控制在1.000 pu左右。第 1 s時，光伏輸出功率降為20 kW，直流母線電壓被G-VSC控制在 0.995 pu左右。第2 s時，光伏輸出功率降為 15 kW，直流母線電壓被G-VSC控制在0.990 pu左右。第 3 s時，交流負荷功率升至30 kW，直流母線電壓被G-VSC控制在0.985 pu左右。第4 s時，啟動二次調壓，交流電網增發功率，該功率被直流母線電容吸收，直流母線電壓升高，當升至 1.000 pu時，交流電網不再增發功率，直流母線電壓被G-VSC控制在1.000 pu。

圖7 主調壓模式下二次調壓仿真結果Fig.7 Simulation results of secondary voltage regulation under the main voltage regulation mode

圖8為在一次調壓后備調壓模式下啟動二次調壓的仿真結果。仿真開始時，交流負荷功率約為 15 kW，光伏輸出功率約為15 kW；蓄電池處于備用狀態。此時，交流電網的輸出功率為0，直流母線電壓被G-VSC控制在1.000 pu左右。第1 s時，交流負荷功率由15 kW升至20 kW，直流母線電壓被G-VSC控制在0.995 pu左右。第2 s 時，交流負荷功率升至 30 kW，直流母線電壓被G-VSC控制在 0.985 pu左右。第3 s時，光伏輸出功率降為5 kW，G-VSC的輸出功率達到最大值，蓄電池輸出5 kW功率，直流母線電壓被B-DC控制在0.965 pu左右。第4 s時，啟動二次調壓，蓄電池增發功率，該功率被直流母線電容吸收，直流母線電壓升高，當升至 1.000 pu時，蓄電池不再增發功率，直流母線電壓被B-DC控制在1.000 pu。

圖8 后備調壓模式下二次調壓仿真結果Fig.8 Simulation results of secondary voltage regulation under the reserve voltage regulation mode

6 結 論

本文提出了直流配電網的多時間尺度控制體系，實現了直流配電網的高效穩定運行。具體包括以下2個方面：

(1)通過基于下垂控制的一次調壓，并配合虛擬慣性控制，實現了直流配電網在多種工況下的穩定運行，有效抑制了直流電壓的波動。

(2)在一次調壓的基礎上，利用二次調壓消除了直流電壓靜差，實現了對直流電壓的誤差調節。三次調壓根據直流配電網設定的優化目標，可實現系統的高效與經濟運行，其具體的優化算法是后續研究的重點。