中壓配電網柔性互聯示范工程技術方案設計

魏志文,羅煜,曾遠方,趙彪,崔康生,李海波,施健

(1.廣東電網有限責任公司東莞供電局,廣東省東莞市 523109；2.清華大學電機工程與應用電子技術系，北京市100084；3.清華四川能源互聯網研究院直流研究中心，成都市 610213)

0 引 言

中壓配電網是電力系統向終端用戶配送電能的重要基礎設施，主要包括35 kV、10 kV等電壓等級。為了限制電力系統的短路容量，避免與同地區高壓輸配電網形成電磁環網，中壓配電網一般采用“閉環設計，開環運行”的方式，正常運行時配電饋線間的聯絡開關處于斷開狀態[1]。然而，隨著電網的持續建設與完善，開環運行方式逐漸成為限制中壓配電網發展的瓶頸：其一，用電負荷的快速增長和不平衡發展給一些重點區域中壓配電網帶來配電走廊緊張、配變負載率過高、饋線負荷分布不均衡等問題，無法通過配電饋線間的合環實現負載均衡，提高供電設備利用率[2]；其二，數據中心等新型敏感負荷對配電網供電可靠性提出了更高的要求，而開環運行方式限制了中壓配電網供電可靠性的進一步提升，故障隔離后通過聯絡開關倒閘操作恢復供電的過程中非故障區域仍然會經歷較為明顯的短時停電[1,3]；其三，隨著分布式能源、儲能等技術的普及應用，中壓配電網開始呈現出運行方式多樣、潮流轉供形式復雜等特點，而開環網絡的潮流調控能力十分有限，限制了對分布式能源的消納能力和對儲能技術的應用能力[1-2]。

近年來，隨著電力電子技術的快速發展和高壓直流輸電的成熟應用，直流技術開始向中低壓領域延伸。中壓直流配電因其具有供電質量高、潮流控制靈活、適應交直流友好接入等優勢開始受到人們的關注[4-5]，并隨著電力電子設備成本的持續下降而逐漸成為研究和示范應用的熱門課題。基于中壓直流配電技術對常規中壓交流配電網進行互聯，可以在不增加短路容量的前提下，實現交流配電饋線間的異步合環運行，實現負載均衡和潮流靈活轉供，提高中壓配電網的供電可靠性和對分布式能源及儲能的消納能力[1,6-7]。目前，已經有機構針對基于直流配電技術進行中壓配電網柔性互聯的應用場景和初步方案開展了研究：文獻[1]提出了采用柔直互聯的配電網合環最優模型，并驗證了柔直互聯實現配電網安全合環、環網潮流經濟分布和分布式電源滿額消納的有效性；文獻[8]和文獻[9]對應用于配電網柔性互聯的變換器拓撲進行了研究，比較了不同變換器拓撲的功能與經濟性，給出了不同類型變換器的適用場景；文獻[10]則具體分析了柔直互聯在北京配電網中的應用模式和系統設計方案。總的來說，目前的研究多偏重于規劃層面，提出的工程方案大都較為粗略，尚缺少比較全面的面向系統成套設計的專題研究。

本文結合東莞松山湖地區中壓配電網的實際現狀和工程示范需求，對中壓柔性直流互聯在該地區中壓配電網中的應用方案進行研究。參考高壓柔性直流輸電工程和中壓直流配電工程的設計方法和典型方案，對東莞松山湖柔性互聯示范工程的總體技術方案進行設計，明確工程的電氣主接線方案、關鍵設備技術要求、過流耐受和絕緣配合要求，以及系統控制保護策略。研究結論對于本示范工程的順利實施具有重要的參考意義。

1 示范工程基本情況

東莞松山湖高新技術產業開發區位于東莞市中南部，緊鄰深圳市。園區內中壓配電網以工業型負荷為主，負荷密度較高，且近年負荷增長幅度較大；由于區域內負荷發展不均衡，部分饋線存在長期重載、輕載的運行狀態，配電變壓器負載率差異較大。隨著近年來該區域用戶的產業升級，數據中心等敏感負荷增加，對于配電網的供電可靠性要求逐年提高；同時，區域內各類園區所安裝分布式光伏、儲能系統、電動汽車充電樁等設備的增加，對配電網的潮流靈活控制能力也提出了更高的要求。

針對上述現有問題和實際需求，該地電網公司擬在該區域建設中壓配電網柔性互聯示范工程，如圖1所示。該工程將220 kV變電站A的10 kV配電線路1和110 kV變電站B的10 kV配電線路2通過柔直背靠背的形式互聯起來。通過經由柔性直流環節的異步互聯，使來自兩個變電站的配電線路實現合環互濟、功率可靈活控制的在線合環運行，以此提高兩個變電站所配電區域內配電網的潮流調控能力，實現兩個變電站配電變壓器間的負載均衡。另外，當一側配電線路故障時，柔直互聯系統可轉為孤島運行模式，利用非故障側線路提供的電源為故障區域提供電壓支撐，最大程度地減小停電范圍，提高配電網整體供電可靠性。

圖1 東莞松山湖中壓配電網柔性互聯示范項目Fig.1 MVAC distribution network project for demonstration with MVDC-flexible interconnection in Dongguan Songshan Lake area

目前，該中壓配電網柔性互聯示范工程作為松山湖智慧能源生態示范區重點推進的建設項目之一，已經處于緊鑼密鼓的實施建設之中。

2 電氣主接線方案

2.1 系統容量和電壓

根據前期可行性研究，擬建設的柔直互聯系統兩側交流饋線的最大轉供負荷需求為5 MW。考慮到該區域內負荷增長較快，未來配電線路預期有增容需求；同時，對于中壓柔性直流設備，設備設計容量由5 MW增加到10 MW并不會引起成本的顯著變化。因此，本柔直互聯示范工程的設計容量最終確定為10 MW。

額定電壓方面，按照現行的中低壓直流配電電壓導則GB/T 35727—2017，中壓直流配電電壓可在 3(±1.5)kV、±3 kV、±6 kV、±10 kV、±20 kV、±35 kV、±50 kV的范圍內選擇。在本示范工程中，擬接入兩側交流饋線的額定交流電壓均為10 kV，考慮到工程所使用換流器的交/直流電壓匹配，以盡量減少對聯接變壓器的變比需求為原則，本示范工程的額定直流電壓等級最終確定為±10 kV。

2.2 主接線方式

中壓直流配電可行的主接線方式包括：單極不對稱接線、單極對稱(偽雙極)接線和雙極接線。本文所述示范工程的電壓等級和容量都較小，考慮設備規模和成本，以及與交流系統盡量簡單可靠的聯接，單極對稱接線是最為理想的主接線方式。因此，推薦采用單極對稱主接線方式。

2.3 聯接變壓器配置

柔性直流工程中，聯接變壓器的作用主要有以下幾個方面：實現交流網側與閥側間的電壓匹配、提供一部分換流器聯接電抗、實現電氣隔離、阻斷零序電流。

圖2 示范工程主回路拓撲結構Fig.2 Topology of the demonstration project

為了確保不同聯接變壓器配置方案的隔離特性，在PSCAD/EMTDC中建立本工程的電磁暫態仿真模型，并對采用聯接變壓器、取消聯接變壓器、直流變壓器替代聯接變壓器三種方案進行仿真分析，得到不同方案在一側交流單相接地故障時的交、直流電壓電流波形，結果如圖3所示。

由圖3可以看出，取消兩側的聯接變壓器后，一側交流系統的不對稱分量通過柔直互聯系統傳遞到對側交流系統，擴大了故障影響范圍，同時兩側交流系統間的耦合也給零序諧波和交流電壓不平衡提供了傳遞通道，不利于配電網電能質量的治理。而采用DCT替代聯接變壓器可以有效阻斷故障、零序諧波和三相電壓不平衡在兩側交流系統之間的傳播。

圖3 不同聯接變壓器配置方案單相故障仿真波形Fig.3 Single-phase fault simulation results of different transformer configurations

2.4 系統接地方式

柔性直流系統采用單極對稱接線方式，系統需具備可靠的中性點接地以提供電位參考。在本文所述示范工程中，兩側MMC各自接入10 kV交流配電網運行，而兩側交流配電網則均采用經接地變壓器串聯小電阻方式接地。不同運行模式下主回路接地方式如圖4所示。

圖4 不同運行模式下主回路接地方式Fig.4 Grounding methods of main circuit under different operation modes

常規運行模式下，柔性直流互聯系統以原有交流配電網的接地措施作為系統接地。正常運行時，直流母線對地呈現出對稱的正、負極性，接地點無電流流過；交流饋線故障時，MMC輸出的交流電流受控制上限限制，且無對地通路，不會增加原有交流配電網接地短路電流；直流母線故障時，柔直互聯系統迅速閉鎖并具備故障自清除能力，同樣不會對原有交流配電網的接地短路電流水平產生較大影響。

當一側交流饋線失去電源，柔直互聯設備轉為交流備用電源運行模式，為該側交流配電網提供備用的逆變電源。該種運行模式下，無源側交流配電網原有接地措施隨電源母線跳閘切除，供電范圍內無可靠的中性點接地措施。為此，在DCT兩側中壓直流母線的中性點處，通過串聯接地聯絡開關和接地電阻的方式構成直流接地措施。當柔直互聯系統切換到一側交流備用電源運行模式時，同步合閘無源側的直流接地聯絡開關，以保障無源側系統的可靠接地。

具體到直流接地電阻阻值的選擇，圖5給出了交流備用電源運行模式下，無源側直流接地電阻采取不同取值時，該側交流饋線發生單相接地故障的短路電流波形。按照柔性互聯系統盡量不影響原有交流配電網短路電流水平和保護整定的原則，交流備用電源運行模式下交流饋線短路電流的水平不應超過常規運行模式下相同位置相同故障的短路電流水平。據此，本文推薦交流備用電源運行模式下無源側直流接地電阻的取值以不小于30 Ω為宜。

圖5 不同直流接地電阻下交流單相短路電流波形Fig.5 Single-phase short-circuit current under different DC grounding resistance

3 關鍵設備技術要求

根據示范工程的電氣主接線方案，柔性直流互聯系統主要包括模塊化多電平換流器和電力電子直流變壓器兩類關鍵設備。

3.1 模塊化多電平換流器

關于MMC的循環耦合解析計算分析理論[11-12]是換流器設計和選型的理論依據。基于這些理論依據，本文對結構如圖6所示的MMC進行了設計，設計采用的解析計算方法見附錄A。

圖6 MMC結構示意圖Fig.6 Structural sketch of MMC

在本文所述示范工程中，由于用地空間緊張，對于設備體積和質量的緊湊化要求較高。為此，基于文獻[13]提出的低電容高紋波MMC設計思路和文獻[14]給出的子模塊電容電壓優化控制策略，對示范工程所采用的MMC進行小電容、緊湊化的方案設計，并通過解析計算以及PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真對設計參數進行驗證，最終確定了MMC各項關鍵設計參數的技術要求，如表1所示。表1中：THD為換流器交流出口的電壓總諧波畸變率(total harmonic distortion,THD)；THFF為換流器交流出口電話諧波波形因數(telephonic harmonic form factor,THFF)。

表1 MMC技術指標要求Table 1 Technical requirements of MMC

換流器總電容用量EC用于評估單位容量換流器所采用總電容儲能量的大小，其計算方法如式(1)所示。

(1)

式中：C0表示換流器子模塊電容；N為換流器橋臂子模塊數；UdcN為換流器額定直流電壓；SN為換流器額定容量。

3.2 電力電子直流變壓器

直流變壓器的設計和選型以雙主動全橋變換器(dual active bridge,DAB)的高頻鏈統一模型[15]為理論基礎。對于一個DAB功率變換模塊，本文采用的解析計算設計方法見附錄B。

多個DAB功率變換模塊通過兩側直流端口的串并聯實現多重化，即構成相應電壓等級的DCT。在本文所述示范工程中，DCT兩側直流端口額定電壓均為±10 kV，故采取DAB輸入串聯輸出串聯(input-series output-series,ISOS)的多重化形式，所構成的DCT如圖7所示。

圖7 DCT結構示意圖Fig.7 Structural sketch of DCT

經過解析計算和PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真驗證，最終確定本文所述示范工程中DCT各項關鍵設計參數的技術要求，如表2所示。

表2 DCT技術指標要求Table 2 Technical requirements of DCT

4 過流耐受和絕緣配合要求

柔直互聯系統過流耐受和絕緣配合指標的設計與系統暫態特性的仿真分析密不可分。以整個工程的PSCAD/EMTDC電磁暫態仿真模型為平臺，對系統中可能發生的各類故障進行全面的仿真分析，確定系統各個位置的過電流和過電壓水平，以此為基礎，即可指導系統過流耐受和絕緣配合要求的制定。

4.1 過流特性和過流耐受

柔直互聯系統過電流特性及過流耐受指標的分析設計流程如下：首先，在不考慮任何限流和過流保護措施的情況下，仿真確定系統各個位置在各類故障時的基本過流特性；其次，根據系統基本過流特性，提出必要的限流及過流保護措施配置要求；最后，對配置限流及過流保護措施后的系統再次進行各類故障仿真，確定系統最終的過電流水平，并據此提出系統中各元件應滿足的過流耐受要求。

根據仿真分析結果，本文推薦所述示范工程各個位置的過流耐受要求如表3所示。

表3 系統過流耐受要求Table 3 System current withstand requirements kA

4.2 過壓特性和絕緣配合

柔直互聯系統過電壓特性及絕緣配合指標的分析設計流程如下[16-17]：首先，在不配置避雷器的情況下，仿真確定系統各個位置在各類故障時的基本過壓特性；其次，根據系統基本過壓特性，制定避雷器的配置方案，并結合系統穩態持續運行電壓對避雷器參考電壓等參數進行初選；隨后，對配置避雷器后的系統再次進行各類故障仿真，根據仿真情況調整避雷器參數，并統計避雷器的保護水平及能量耗散指標；最后，仿真確定系統最終的過電壓水平，并據此提出系統中各元件間的絕緣配合要求。

根據仿真分析結果，本文推薦所述示范工程各個位置的絕緣配合要求如表4所示。

表4 系統絕緣配合要求Table 4 Requirements for system insulation coordination kV

5 系統控制保護策略

5.1 系統控制方案

根據作用范圍和職能劃分，示范工程的控制系統分為調度控制層、協調控制層和就地控制層三個層面[18-19]。調度控制層為頂層外部控制，根據配網主站的調度需求，確定柔直互聯系統運行模式，并給定相應的參考指令；協調控制層是上層集中控制，根據上一層給定的運行模式和參考指令，控制各個關鍵設備協調工作，實現系統運行模式的平滑切換和交流故障時的協同響應；就地控制層為下層分散控制，由MMC、DCT等各個關鍵設備根據自身的原理和特點自行控制，實現上層給定的控制要求。圖8為示范工程控制系統框圖。

圖8 示范工程控制系統框圖Fig.8 Control system block diagram of the demonstration project

其中，STATCOM控制利用MMC的無功功率控制能力，向電網提供靜止無功補償(static synchronous compensator,STATCOM)功能。

在協調控制層，柔直互聯系統主要存在停運、一側停運、STATCOM運行、背靠背運行、交流備用電源運行共5種運行模式，各運行模式之間的轉換關系如圖9所示。其中，正常啟動、正常停運、運行方式管理、交流故障響應即為協調控制層的主要控制功能。正常啟停控制規定了柔直互聯系統停運模式與其他運行模式之間的切換策略，包括STATCOM運行模式和一側停運模式的正常啟動控制和正常停運控制；運行方式管理規定了柔直互聯系統除停運模式之外其他4種運行模式在正常工作狀態下的切換策略，是對接調度控制層各類控制指令的主要協調控制功能；交流故障響應只在系統處于背靠背運行模式時啟用，規定了柔直互聯系統在背靠背運行模式下檢測到交流故障時如何定位故障發生的位置并根據故障位置做出不同響應，快速恢復非故障區域的供電。

圖9 系統運行模式轉換關系Fig.9 Transition relationship of system operation modes

5.2 系統保護配置

由于10 kV中壓配電領域的電壓等級較低，且對于設備緊湊化和精簡化的要求較高，本文所述示范工程采取控保一體化的二次設計原則，柔直互聯系統的繼電保護由系統中各個關鍵設備獨立配置，并與其就地控制層控制設備合并部署。圖10和圖11分別為系統中MMC和DCT的保護功能配置。

圖10 MMC保護功能配置Fig.10 Relaying protection functions of MMC

圖11 DCT保護功能配置Fig.11 Relaying protection functions of DCT

其中，每個關鍵設備以自身工作范圍為保護區域，且各關鍵設備保護區域相互重疊，保障對系統范圍內所有故障的可靠保護。

6 結 論

本文立足于東莞松山湖地區中壓配電網負荷密度高、區域負荷分布不均衡、新能源設施對潮流調控能力要求高、數據中心等敏感負荷對潮流轉供能力和供電可靠性要求高等實際問題，結合該區域建設智慧能源生態系統示范區和柔性互聯示范工程的規劃背景，對東莞松山湖柔性互聯示范工程的總體技術方案進行了設計。

1)對系統的主接線方式、聯接變壓器配置和接地方式進行了論證，分析并明確了該工程新型電氣主接線方案及其運行特性；

2)對系統中模塊化多電平換流器和電力電子直流變壓器進行了初步參數設計，確定了關鍵設備的主要技術要求，設計采用這兩類關鍵裝備的解析計算方法，并首次進行了小電容緊湊化的MMC方案設計；

3)通過電磁暫態仿真分析了系統中過電流和過電壓的特性，提出了系統的過流耐受和絕緣配合要求；

4)對系統總體控制架構和保護配置進行了設計，明確了系統的控制保護策略，其中針對示范工程所采用的新型拓撲，明確了系統的5種運行方式，并提出了在正常背靠背運行模式下發生故障時，與交流系統配合檢測故障點位置并對應進行不同處理措施的交流故障響應策略。

研究用于支撐示范工程的規劃設計，對于示范工程所采用的新型主回路拓撲、高紋波緊湊化設備方案、交流故障協調響應策略等新技術均進行了詳細的論證分析和仿真驗證，可為后續相關研究和工程實踐提供參考。