多端口分布式光伏接入直流配電系統整體故障穿越協調控制

賈 科，李俊濤，陳金鋒，楊 彬，畢天姝

（華北電力大學 新能源電力系統國家重點實驗室，北京102206）

0 引言

與交流配電系統相比，柔性直流配電系統可以靈活控制潮流、送電半徑大，能更好地適應不同類型分布式電源和直流負荷的多點接入，是未來配電領域發展的趨勢之一［1-3］。但正是由于直流配電系統可以接入高比例的分布式電源，一旦外部交流系統發生故障，含多分布式電源的直流系統能否成功故障穿越FRT（Fault Ride Through）將影響本地負荷供電，甚至上游系統的安全，是直流配電系統控制不可回避的研究要點之一。

交流系統故障期間，整體故障穿越控制的核心是協調多個分布式電源并網換流器和連接交流系統的直交變換設備，使得直流配電系統的輸入和輸出功率平衡，保證直流母線電壓在允許運行范圍內。當直流配電系統中的換流器具備通信條件時，這類功率協調控制似乎并沒有很大的挑戰性。然而實際直流配電系統中不同類型、不同容量的換流設備的控制調節時間存在差異，看似簡單的功率協調控制在執行過程中存在巨大的困難，調節過程中的功率不平衡會引發直流母線電壓波動，嚴重時光伏并網換流器甚至直交并網換流器均會閉鎖。因此，亟待研究考慮不同換流器控制響應差異的直流配電系統故障穿越協調控制策略。

目前，故障穿越協調控制按照接入交流電網接口換流器的端口數量，可分為單端口接入系統低電壓穿越（簡稱低穿）控制和多端口接入系統低穿控制。單端口接入系統低穿控制［4-7］主要應用于集中式或小容量光伏系統的交流電網接口換流器中，該類系統中光伏電站容量與接口換流器容量相近，系統結構較為簡單。接口換流器進入低穿后可利用通信指令或直流母線電壓變化，快速切換光伏側變換器的控制方式，系統有功功率可快速進入平衡狀態。然而，對于多端口接入系統而言，并網接口換流器的容量與系統中單個光伏電站的容量差異較大，其功率調節速度不同，難以將原有的低穿控制策略直接應用于多端口接入系統。多端口接入系統又可分為交流多端口［8-10］和直流多端口［11-13］系統。交流多端口接入系統低穿控制多見于低壓交流微電網，相關研究的關注點在于各交流端口無功功率的協調，較少研究直流側電壓波動情況，且本質上仍為單端口接入系統低穿控制。直流多端口接入系統低穿控制通常認為接口換流器與單個光伏電站在容量和控制方式上存在較大差異時，兩者的有功功率調節速度仍然一致，因此能夠在低穿過程中快速實現有功功率平衡；而采用光伏電站定直流母線電壓方式時，因為光伏無法消納有功功率，所以并不能真正實現功率平衡點的作用。上述文獻主要關注交流電網接口換流器進入故障穿越引起的直流母線過壓現象，未考慮接口換流器故障穿越過程中直流網側有功不足的問題［14-16］，即未分析不同容量、控制方式下調節時間差異所帶來的直流母線電壓跌落這一實際運行中不可回避的問題。

本文以多端口分布式光伏接入的直流配電系統為研究對象，考慮故障穿越過程中，并網模塊化多電平換流器MMC（Modular Multilevel Converter）與光伏直流變壓器DCT（Direct Current Transformer）在容量、控制方式等方面的差異導致的直流母線電壓波動問題。針對該問題，本文提出了一種光伏變功率控制的直流配電系統故障穿越協調控制策略。在故障穿越起始時刻，接收中央控制器指令后，以光伏電站直流網側電壓幅值為判斷依據，調節光伏端口（即接入光伏陣列的DCT 低壓直流側）電壓，進而彌補直流配電系統內因調節時間差異帶來的有功缺額，保證了交流并網換流器故障穿越能夠正常實現，抑制了直流母線電壓的波動。在仿真平臺PSCAD 中對不同過渡電阻、不同電壓閾值等工況進行了模擬，結果驗證了所提方法的有效性。

1 多端口分布式光伏接入的直流配電系統故障穿越存在的問題

1.1 多端口分布式光伏接入的直流配電系統拓撲

本文以張北實證基地多端口分布式光伏接入的直流配電系統為依托搭建測試系統，針對這一系統開展故障穿越控制研究。該系統的示意圖如圖1 所示，其由單臺MMC 逆變后接入交流電網；光伏電源通過DC／DC 升壓后接入±10 kV 直流線路，線路為環網結構，每個光伏端口均配置直流快速切換開關，MMC 直流側端口配置直流斷路器；最后通過MMC對光伏功率進行逆變后送入交流系統。

1.2 低穿存在的問題分析

1.2.1 故障穿越期間傳統直流母線電壓控制

為便于說明，將圖1 簡化為附錄中圖A1 所示的結構。文獻［6-7］提出了無通信條件下光伏電站定直流母線電壓控制方法。若對圖A1 所示的直流配電系統采用該方法，則檢測到直流母線電壓達到設定閾值時，光伏1 將切換為定直流母線電壓控制方式，其余光伏端口保持最大功率輸出。

理論上，利用光伏電站穩定直流網側電壓時，要求光伏電站能夠吸收直流網側剩余功率。然而，發揮功率平衡作用的端口為光伏電站，其并不具備消納有功功率的能力。另外，文獻［6-7］所提出的光伏電站定直流母線電壓控制方法得以實現的前提是故障穿越期間仍然允許MMC 向交流電網送入部分有功功率，如果MMC 在故障穿越期間不向交流側送入有功功率，則無法有效實現直流母線電壓的穩定控制。此外，工程中尚未明確允許MMC 在故障穿越過程中可以輸出有功功率。因此，有必要研究不允許MMC 在故障穿越期間送出有功功率時，高比例分布式電源接入的直流配電系統故障穿越協調控制方法。

1.2.2 MMC與DCT功率調節速度差異

對于通過單臺并網換流器接入交流電網的直流配電系統而言，并網換流器的容量必然大于直流配電系統內部各端口的單體容量，實際上為保障直流配電系統的擴展性并降低對故障的靈敏度，并網換流器的容量在大于直流配電系統內其余端口總容量的基礎上仍有余量；另外，并網換流器與光伏端口采用的控制方式存在較大的差異，其調節過程不一致；且根據已有的工程參數，MMC 直交變換設備的橋臂電感值遠大于DCT 的升壓電感。綜上所述，在實際工程中的故障穿越期間，MMC 的有功功率調節時間（從有功功率開始調節到降低至初始值與新參考值間差額的3%所使用的時間）比DCT 的有功功率調節時間要長。為了分析直流配電系統中有功功率與電壓的關系，將直流配電系統等效為圖2 所示的電路。圖中，Cdc為直流配電系統等效電容；udc為直流母線電壓。

直流配電系統的有功功率與電壓平衡關系式為：

圖1 多端口分布式光伏接入的直流配電系統Fig.1 Multi-port DC distribution system with distributed photovoltaic generation

圖2 直流配電系統等效電路Fig.2 Equivalent circuit of DC distribution system

其中，Ppv為光伏電站的輸出功率；Pmmc為流入MMC的有功功率。

取功率流入等效電容為正方向。式（1）的等號右側數值不為0 時，直流母線電壓將發生變化，具體為：當|Pmmc|>Ppv時，式（1）的等號右側為負值，直流母線電壓將下降；否則直流母線電壓將上升。

圖3 直流配電系統的有功功率和直流母線電壓Fig.3 Active power and DC bus voltage of DC distribution system

綜上可知，故障穿越期間，當MMC 的有功功率調節時間與DCT 的有功功率調節時間之間的差異較大時，直流母線電壓可能跌落至電壓下限，并觸發換流器欠壓保護，使得各光伏端口脫離直流配電系統、MMC 脫離交流電網，導致直流配電系統故障穿越失敗。

2 系統控制策略

故障穿越期間，第1 節中分析的控制方法在直流母線電壓控制站選取和直流母線電壓穩定方面存在問題，因此本文提出改進的思路利用直流配電系統功率-電壓平衡關系。MMC 開始故障穿越后，通過調節光伏端口電壓來降低光伏電站輸出功率，從而實現直流配電系統功率平衡；同時，為避免故障穿越期間直流母線電壓跌落，通過自適應調節光伏端口電壓，實現直流網側有功功率動態補償。

2.1 MMC控制策略

交流系統未發生故障時，MMC 采用定直流電壓控制，由直流電壓外環生成有功功率參考值，無功功率參考值取為0；交流系統發生故障后，MMC 進入故障穿越模式，直流電壓控制外環被切除，根據GB／T 19964—2012《光伏發電站接入電力系統技術規定》中規定的動態無功電流方式［17］，輸出無功電流。

正常運行時，首先獲取有功和無功功率參考值，然后計算dq軸正、負序電流指令值，計算公式如式（2）所示［6］。

故障穿越過程中，將有功功率參考值置0，MMC只發出無功功率，此過程中無功電流指令值IT的計算方式為：

其中，UT為光伏電站并網點電壓標幺值；IN為光伏電站額定電流。

綜上所述，故障穿越期間的MMC 控制策略如附錄中圖A2 所示。其中電流參考值有2 種生成方式：①通過中央控制器給定有功和無功功率參考值，根據式（2）計算得到電流參考值；②檢測交流側電壓，根據式（4）判斷并計算后得到電流參考值。本文在故障穿越期間采用方式②。生成的電流參考值與實際檢測到的電流值經dq／αβ轉換后輸入比例諧振（PR）控制器，實現內環電流的閉環跟蹤控制，并生成靜止坐標下的調制波，該調制波經αβ／abc轉換后成為三相調制波輸入MMC調制環節。

2.2 光伏發電系統控制策略

2.2.1 光伏陣列運行特性

已有大量的仿真與實驗證明了光照均勻的條件下，光伏陣列P-V特性曲線的單峰特性［18-19］。本文基于PSCAD 自帶組件模型，利用描點法獲取光伏陣列P-V特性曲線，如附錄中圖A3所示。

現有的光伏輸出功率調節方式多利用最大功率點右側對光伏進行降功率控制，然而從圖A3中可以看出，在最大功率點Pmax的左側，虛線所示的輔助線與光伏陣列P-V特性曲線的貼合程度高于最大功率點的右側，這表明在光伏陣列P-V特性曲線中，最大功率點左側的光伏端口電壓與輸出功率近似呈線性關系；而在最大功率點Pmax的右側，輔助線偏離特性曲線較遠，若利用最大功率點右側電壓對光伏電站輸出功率進行控制，則需要DC／DC 控制系統具有較高的電壓控制準確度，否則光伏電站輸出功率與交流系統實際需求可能存在較大偏差。

最大功率點對應的光伏端口電壓umpp與開路電壓uo的關系為［19］：

結合圖A3，可給出最大功率點左側電壓與有功功率的近似計算關系為：

其中，x為自變量，在本文中由MMC在故障穿越期間允許輸出的有功功率大小決定。

基于式（5）、（6），可在本文所研究的直流配電系統中采用光伏陣列P-V特性曲線的最大功率點左側的電壓和功率關系對光伏電站輸出功率進行有效的協調控制。

2.2.2 DCT輸出功率調節模式

本文所研究的直流配電系統中，DCT 采用兩級升壓，前級為雙向直流變換器BDC（Bi-Directional Converter），后級為隔離升壓全橋變換器IBFBC（Iso?lated Boost Full Bridge Converter）。本文中后級變換器采用定占空比控制，因此主要通過改變前級BDC控制模式實現功率調節。DCT的詳細拓撲如附錄中圖A4所示。

（1）最大功率點跟蹤控制模式。

本文所研究的直流配電系統中，光伏電站采用電導增量法進行最大功率點跟蹤（MPPT）控制，其核心公式為［20］：

結合圖A3可知，在光伏最大功率點有dP/dU=0、dI/dU=-I/U；當光伏輸出功率在最大功率點左側時

（2）限功率控制模式。

根據式（5）、（6）和光伏陣列P-V特性曲線最大功率點左側的功率-電壓線性關系，利用各光伏電站額定功率與直流配電系統中光伏電站總功率的比值，可以得到限功率模式下，光伏端口電壓參考值與對應的輸出功率值計算式為：

（3）變功率控制模式。

進入故障穿越模式后，中央控制器向DCT 下發控制策略切換指令，DCT 從MPPT 模式切換至限功率模式，其輸出有功功率需降低為0。然而，由于調節時間的差異，MMC 進入故障穿越的過程與DCT 降功率過程并不同步，直流配電系統將出現有功不足的情況，進而導致直流母線電壓跌落。

為了避免直流母線電壓跌落，考慮到DCT 自身調節速度較快，因此，當本地檢測到直流母線電壓達到設定閾值時，光伏電站進入變功率控制模式。該模式以光伏端口電壓為控制目標，其參考值計算公式為：

由式（10）可知，當直流母線電壓跌落至設定的電壓閾值時，DCT啟動變功率控制模式，向直流配電系統注入有功功率，此過程使得直流母線電壓逐漸恢復至額定電壓，而隨著直流母線電壓的恢復，變功率控制模式下的光伏陣列端口電壓參考值逐漸下降，根據光伏陣列的P-V特性曲線可知，光伏輸出功率逐漸降低。所以變功率模式避免了直流母線電壓在MMC 低穿過程中出現嚴重跌落，且無需頻繁切換DCT控制策略。

2.2.3 DCT控制策略

DCT控制框圖如附錄中圖A5所示。DCT具備3種控制方式：正常情況下，中央控制器向DCT 發出控制指令“ctrl=0”，使DCT 中前級BDC 工作于MPPT控制模式（模式Ⅰ），該指令同步發送到“電壓閾值判斷”環節中，作為該環節的閉鎖信號；當MMC 進入故障穿越或限功率控制模式時，中央控制器向DCT 發出控制指令“ctrl=1”，DCT 進入限功率控制模式（模式Ⅱ），由于本文設置MMC 進入故障穿越時，有功功率置0，故光伏電站接收到的功率指令值為0。因為調節時間的差異，直流配電系統將出現功率缺額，并引起直流母線電壓下降，而此時MMC 已經下發了控制指令，為快速恢復部分有功功率，電壓閾值判斷功能由DCT 自身實現。檢測到電壓跌落至設定值Uset時，圖A5 中的N=1，DCT 進入變功率控制模式（模式Ⅲ）。

2.3 調節系數選取

在變功率模式的電壓觸發閾值一定時，調節系數hi的作用是決定直流母線電壓故障恢復過程中，光伏電站輸出有功功率的大小，即直流母線電壓恢復速度的快慢。若hi選取得過大，則即使電壓觸發閾值較小，也可能使光伏電站輸出有功功率在電壓恢復的過程中短時保持或接近最大功率Pmax，盡管電壓可以快速恢復，但也可能因為上升過快而導致直流母線電壓被抬升至較高的數值。此后，由于光伏電站輸出功率再度降為0，直流配電系統將在故障穿越期間工作于抬升后的電壓數值，對用電設備的長期運行造成隱患。若hi選取得過小，則可能無法在期望的時間內發揮恢復直流母線電壓的作用。為保障直流母線電壓的正常恢復，需合理選擇調節系數hi。根據光伏陣列P-V特性曲線，利用其最大功率點左側的電壓-功率線性關系，設電壓降至變功率模式的電壓觸發閾值時，光伏電站按照最大功率輸出，則有：

根據已知的直流母線額定電壓和單個光伏電站的最大功率點電壓，可求得調節系數hi。

3 仿真驗證與結果分析

為驗證本文所提控制策略的有效性，在PSCAD／EMTDC 中搭建了如圖1 所示的多端口分布式光伏接入直流配電系統仿真模型，具體參數見附錄中表A1。

3.1 傳統控制策略下直流母線電壓調節效果

MMC交流側送出線路在t=0 s發生過渡電阻Rg=10 Ω 的三相對稱短路故障時，直流母線電壓、MMC和各光伏電站總輸出功率見圖4。圖中，3%P為光伏電站或MMC 的有功功率從故障前的數值Pzc下降到新的參考值Pgz時兩者之間差值的3%，即3%P=3%（Pzc-Pgz）；有功功率下降至目標值的調節時間主要通過調節PI控制器參數與MMC橋臂電感實現。

圖4 不同調節時間下的直流母線電壓及有功功率Fig.4 DC bus voltage and active power under different adjusting time

從圖4 可以看出，采用傳統控制策略時，進入故障穿越模式后，由于MMC 與DCT 的調節速度差異，系統將出現有功功率不足的情況，導致直流母線電壓跌落；且隨著調節時間差異的逐漸增大（實際直流配電系統中，調節時間與具體設備廠家有關，但一般大于100 ms，考慮橋臂大電感的作用，故障穿越期間實際有功功率的下降時間將大于該數值），直流母線電壓跌落程度越嚴重。圖4（b）為故障前MMC 運行于95%和50%額定有功功率狀態（即光伏電站輸出總功率為其額定功率PpvN的95%和50%）下的波形，對比圖4（a）和（b）可以看出，故障前MMC 有功功率的大小對故障穿越期間直流母線電壓跌落的幅度并無明顯影響（95%PN工況下直流母線電壓比50%PN時直流母線電壓略低0.5 kV）。

3.2 變功率控制模式下直流母線電壓調節效果

采用本文所提出的變功率控制模式時，結合額定直流母線電壓20 kV 和光伏最大功率點電壓0.6 kV，可計算得到調節系數hi=0.3。設置故障前光伏電站輸出總功率為其額定總功率的95%。分別對MMC 交流側送出線路發生經不同過渡電阻對稱短路故障的情況進行仿真，直流母線電壓和有功功率的仿真波形如圖5所示。

圖5 不同過渡電阻下的直流母線電壓與有功功率Fig.5 DC bus voltage and active power under different transition resistances

通過圖5（a）可知，MMC進入故障穿越控制后，直流母線電壓經歷了控制模式Ⅱ、Ⅲ。進入模式Ⅱ時，由于MMC與DCT的調節時間存在差異，導致直流母線電壓下降。當直流電壓跌落至0.95 p.u.時，DCT進入變功率控制模式，此后直流母線電壓逐漸恢復至額定電壓。由圖5（b）可以看出，交流側電壓跌落程度對直流母線電壓恢復過程無明顯影響，恢復時間（從電壓開始跌落直至恢復到20 kV）始終為600 ms。

不同過渡電阻下的MMC 輸出無功功率如圖6所示。由圖可見，DCT 進入不同控制模式時，MMC無功功率的正常輸出均不受影響。

圖6 不同過渡電阻下的MMC輸出無功功率Fig.6 Reactive power of MMC under different fault resistances

取MMC 交流側A 相電流，對MMC 進入故障穿越后的輸出電流進行分析，結果如圖7 所示。由圖可知，t=0 s 時交流側發生三相對稱短路故障后，當過渡電阻為10～30 Ω 時，MMC 交流側電流未超出過流保護閾值，且進入穩態后，電流保持穩定。可見，采用本文所提控制方法后，直流配電系統同時實現了對MMC交流側和直流側電壓的支撐。

圖7 不同過渡電阻下的交流側A相電流Fig.7 Phase-A current of AC side under different fault resistances

3.3 電壓觸發閾值選取

根據變功率模式中光伏陣列端電壓的計算式可知，選取合適的調節系數后，電壓閾值的選取將對直流母線電壓的恢復產生直接影響。為分析電壓觸發閾值的影響程度，設置故障類型及過渡電阻與3.1節一致，在0.97、0.95、0.93、0.91 p.u.這4 種不同的電壓觸發閾值下，直流母線電壓標幺值如圖8所示。

圖8 不同電壓觸發閾值下的直流母線電壓Fig.8 DC bus voltage at different voltage trigger thresholds

由圖8 可知，不同的電壓觸發閾值下，從t=0 s開始至直流母線電壓恢復的時間均為600 ms，說明電壓觸發閾值的選取并不影響直流母線電壓的恢復速度。因此，選取變功率控制模式觸發電壓閾值時，可結合實際需求，充分考慮所在直流配電系統中用電設備允許的最低電壓。但需注意的是，當直流配電系統中含有明顯的交流分量時，光伏電站可能提前或延遲進入變功率模式，因此為保障電壓穩定，電壓觸發閾值不宜設置過低。

4 結論

對于多端口分布式光伏接入直流配電系統，交流故障使得直流配電系統整體低穿。然而MMC 與DCT 之間有功功率下降速度存在差異，引起直流母線電壓波動。為解決該實際問題，本文提出了一種基于DCT 變功率控制的直流配電系統多端口協調控制方法。MMC 進入故障穿越控制后，通過對光伏端口電壓參考值的動態調節，分布式光伏電站能夠及時補充直流配電系統的功率缺額；當直流母線電壓逐漸恢復后，分布式光伏電站輸出功率也隨之降低。經仿真驗證，本文所提方法解決了多端口直流配電系統中因不同容量換流器調節速度差異引起的故障穿越期間直流母線電壓跌落問題，并且該方法不受過渡電阻、故障前系統有功功率的影響，因此，能夠在避免直流母線電壓出現嚴重跌落的同時，保障MMC對交流母線電壓的支撐作用。

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