多端柔性直流配電網的分層控制策略設計

馬秀達,康小寧,李少華,2,蔣帥,屈小云,張超

(1.西安交通大學電氣工程學院,710049,西安;2.許繼集團有限公司,461000,河南許昌)

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多端柔性直流配電網的分層控制策略設計

馬秀達1,康小寧1,李少華1,2,蔣帥1,屈小云1,張超1

(1.西安交通大學電氣工程學院,710049,西安;2.許繼集團有限公司,461000,河南許昌)

為了解決直流配電網中通信過程的信息傳遞以及優化調度與分散控制的協調問題,針對含有多類型分布式電源、換流站、儲能裝置和交直流負荷的直流配電網,設計了一種基于不同時間尺度的分層控制策略。在較短時間尺度內,第1層控制通過主從控制實現直流系統在穩態模式下的平穩運行;在較長時間尺度內,第2層控制通過模式切換或調整聯絡線功率實現系統在惡劣運行條件下的2次電壓恢復;能量優化調度系統作為第3層控制,以新能源最大接納和網損最小作為優化目標,通過最優潮流計算為系統下一層提供運行指令。通過PSCAD/EMTDC的仿真驗證表明:當發生新能源功率或負荷波動時,通過主從控制模式可迅速實現系統平穩控制;當主換流站短時退出運行時,通過聯絡線功率調整可實現系統2次電壓恢復。該分層控制策略信息傳遞明確,實現了優化調度與分散控制的協調配合,在各種工況下均能保證系統的可靠經濟運行。

直流配電網;分層控制;分布式電源;能量優化調度

多端柔性直流配電網因采用可關斷電力電子器件以及脈寬調制策略,使其具有卓越的靈活性和可控性,從而具備了柔性的特點。相比于交流配電網,直流配電網在方便新能源接入、提高輸送容量及保證供電質量等方面有著巨大的經濟技術優勢。隨著電力電子器件技術的不斷成熟,其實現成本也將不斷降低,在未來將擁有廣闊的應用前景[1-4]。

直流配電網中含有分布式電源(DG)、交直流負載、儲能以及并網換流器,如何實現各單元之間的協調控制是直流配電網運行控制的關鍵技術之一。多端柔性直流輸電系統的協調控制策略一般分為主從控制、電壓下降控制和電壓偏差控制3類:主從控制策略[5]原理清晰,但對換流站的通信要求較高;電壓下降控制策略[6]利用多個換流站共同協調有功平衡以控制直流電壓,但難以實現潮流的自由控制;直流電壓偏差控制策略[7]從換流站通過檢測直流電壓變化而動作,可實現定有功控制模式與定直流電壓控制模式之間的自動轉換,文獻[8]將該方法進行了改進并應用于直流微網中,各電力電子器件通過檢測直流電壓變化選擇動作方式。

目前,多端柔性直流輸電系統采用有通信要求的集中控制和無通信要求的分散控制兩類。其中,集中控制受通信速度限制,不適用于各單元分布較為分散的直流配電網;分散控制基于本地信息量實現系統運行控制,但未考慮到系統整體運行優化要求。借鑒交流電網3次調頻技術,文獻[9]提出了交直流微電網的分層控制策略,其中直流微電網采用1次電壓下降控制、2次電壓恢復控制及3次聯絡線電流控制的分層控制策略,利用分散控制與集中控制相結合的分層控制,既能滿足各單元就地響應要求,又便于對直流微電網中的各單元進行統一調度。但是,文獻[9]中的3次控制并未考慮系統運行的經濟調度以及上下層控制之間的協調問題。

為有效解決通信過程中的信息傳遞以及優化調度與分散控制的協調問題,本文提出了直流配電網的分層控制策略。第1層控制和第2層控制基于本地信息量實現直流電壓控制,第3層控制通過最優潮流計算給出最優調度方案。為驗證本文方法對直流配電網的有效控制,基于PSCAD/EMTDC建立直流配電網的仿真模型,并對不同運行工況下的系統進行仿真研究。

1 不同時間尺度的分層控制體系

在實現直流配電網運行平穩的前提下,為實現新能源最大出力、降低網損和儲能裝置損耗等功能,建立直流配電網的多層級控制系統,包括各換流器內部的控制系統、多端協調控制系統以及能量優化調度系統。以一個包含主、從換流站,風光儲系統以及交直流負荷的環形直流配電網為例,分層控制框架如圖1所示,主要包括如下結構。

圖1 直流配電網的分層控制體系

(1)第1層控制:通過主從控制維持系統運行平穩。運行指令由能量優化調度系統給出,各單元內部控制系統在ms級內實現該運行指令。風機和光伏電池運行于最大功率跟蹤(MPPT)模式[10-11],蓄電池通過削峰填谷與分布式電源組成功率可控源。

(2)第2層控制:利用換流站、分布式電源和儲能系統的配合實現2次電壓恢復。各單元通過檢測直流電壓變化,將動作指令下達至第1層控制,進行模式切換,調整s級的功率波動,實現系統平穩運行。

(3)第3層控制:根據最優潮流計算給出第1層控制的調度指令,實現系統的能量優化調度。將直流配電網的網絡參數、預測數據以及儲能裝置的荷電狀態(SOC)等數據輸入能量優化調度系統,在min級的優化區間長度內進行最優潮流計算,得到系統穩態運行的優化指令,實現技術與經濟的最佳效益。

在以上各層控制中,第1層控制和第2層控制是對直流配電網進行分散控制的管理單元,無需通信,可靠性高且調節時間短;第3層控制是用于實現全局集中控制的管理單元,雖然需要依靠上下層的通信來完成,但由于優化區間較長,對通信時間要求不高。

2 分散控制

直流配電網的分散控制是指各單元的控制切換條件由本地信息決定,包括直流電壓變化量、并網器件容量以及蓄電池荷電狀態等條件。結合主從控制策略與電壓下降控制的優點,本文提出的分散控制策略如圖2所示,取功率流出換流器的方向為正向參考方向,Udcref表示直流側額定電壓。當直流電壓波動不超過一定范圍時,通過第1層控制實現系統的直流電壓控制;當直流電壓波動范圍較大時,通過第2層控制實現系統的2次電壓恢復。

圖2 提出的分散控制策略

2.1 主從控制

在第1層控制中,主換流站控制直流電壓,從換流站和風-光-儲聯合系統按能量優化調度系統給出的運行指令恒功率運行。當分布式電源輸出功率出現波動時,蓄電池通過雙向DC/DC變換裝置進行充放電,實現削峰填谷,保證聯合系統的有功恒定,以減小分布式電源功率輸出波動對系統的影響[12];當負荷出現波動時,主換流站調節輸入功率,維持直流電壓穩定。

在實際系統中,由于功率流動,各節點電壓并不相等,第1層與第2層控制模式切換的直流電壓閾值應大于各器件穩態運行時直流電壓的最大波動值,從而保證動作的可靠裕度,本文將第1層控制的直流電壓波動范圍定為(1±3%)Udcref。

2.2 2次電壓恢復

當系統出現較惡劣的不正常運行狀態(如重載負荷的變化、大容量換流器的投切等)時,系統進入第2層控制,利用換流站、分布式電源和儲能系統的配合實現系統有功平衡,使電壓得到恢復。

若直流電壓波動超過(1±3%)Udcref,主換流站轉入限流模式,不再維持直流電壓,從換流站進入下垂控制,圖2中的U-P下垂特性曲線可表示為

(1)

換流站的控制策略如圖3所示,對PI控制器輸出進行最大、最小操作得到idref,將其輸入內環電流控制器中實現有功和電壓的調整。當輸入功率達到自身容量限制時,自動進入限流模式。

圖3 從換流站的控制策略

若直流電壓波動范圍超過±5%Udcref,蓄電池并網換流器進入下降控制,控制策略如圖4所示,通過快速充放電快速實現二次電壓恢復。同時,電壓波動范圍設定為±5%Udcref,避免了DC/DC變換器在boost與buck模式間頻繁切換,提高了蓄電池的運行壽命,且減小了器件頻繁動作引起的諧波[13]。

圖4 DC/DC變換器的控制策略

蓄電池的容量和輸出功率有限,為保證其運行壽命,應使蓄電池SOC值維持在一定范圍。對蓄電池的SOC值進行實時檢測,當檢測到SOC值超出范圍時,關閉蓄電池的充放電狀態。

當系統出現較大功率缺額且各調壓器件的輸入功率均達到容量極限時,直流電壓將長時間處于較小值,當負荷側檢測到電壓小于0.95Udcref且經過一定延時后,應按照負荷的優先級別進行切負荷操作。當系統的分布式電源滲透率較高且系統負荷較小時,直流電壓將長時間處于較大值,當分布式電源檢測到直流電壓大于1.05Udcref且經過一定延時后,應調整MPPT模式為降功率運行。

綜上所述,直流配電網中各單元實現分散控制的總體結構如圖5所示,其中“1”表示第1層控制模式,“2”表示第2層控制模式。

圖5 分散控制總體結構

3 能量優化調度系統

直流配電網的能量優化調度通過最優潮流控制實現,以負荷預測數據以及分布式電源預測數據為基礎,利用最優算法求解出直流配電網可控單元(包括從換流站、風-光-儲聯合系統)的優化調度指令。最優潮流模型由約束條件和優化目標兩部分組成[14],其中前者要求調度指令在各種運行條件下都能保證系統的安全平穩;而后者則針對調度部門要求對調度目標進行數學模型表示,并選擇準確高效的求解算法,以實現預定目標最優化計算。

3.1 約束條件

(1)潮流方程等式約束

(2)

式中:I表示所有節點的集合;gij表示節點i與節點j之間的電導值。

(2)節點電壓約束

(3)

(4)

式中:Udc0表示主換流站所在節點直流電壓;Udci,min和Udci,max分別表示節點i的最小和最大額定電壓,按第1層控制對電壓波動的要求,Udci,min和Udci,max分別取為1.03Udcref和0.97Udcref。

(3)節點有功約束

(5)

(6)

式中:C表示換流站和風光儲系統所在節點集合;L表示負荷所在節點集合;Pimin和Pimax分別表示換流器i節點的最小和最大額定功率。

(4)線路有功約束

(7)

式中:Pijmax表示線路最大傳輸功率。

(5)儲能裝置的荷電狀態約束

(8)

(9)

式中:CSOCmin和CSOCmax分別表示蓄電池SOC值的最小和最大額定值;CSOC0表示上一優化時刻的SOC值;Q表示蓄電池容量;Δt表示優化時間長度。式(9)是充放電效率為1且不考慮自放電過程時的SOC值計算公式。

3.2 目標函數

本文以新能源最大接納水平和網損最小為優化目標。其中,新能源最大接納水平通過風機和光伏電池在穩態運行時的MPPT模式實現,以保證其最大出力。網損最小通過目標函數的建立實現,由于配電網系統中網損較大,因此進行合理調度優化實現損耗降低是必要的。

整個直流配電網的網損等于變流前的網絡輸入功率之和,即n節點系統中由網損最小約束下的優化目標函數為

(10)

式中:Pi為各節點直流側的功率;ηi表示i節點換流器的電能損耗率,即換流器的損耗功率與流過功率的百分比,該值可通過對換流站的多次試驗測量并進行擬合得到,直流負荷所在節點的ηi取為0。

由上述的優化建模過程可知,直流配電網的優化調度本質上是二階非線性優化問題,適合利用二階錐規劃(SOCP)求解[15-16],其作為線性規劃的推廣,具有解的最優性和計算的高效性,在此不再贅述。

4 仿真驗證

為了驗證本文提出的直流配電網分層控制策略的有效性,采用PSCAD/EMTDC軟件仿真,所搭建直流配電網的拓撲結構如圖1所示。直流母線額定電壓為±10 kV,兩端電網電壓均為6 kV。直流線路參數如表1所示。

主、從換流站由VSC換流器組成,并網等值電阻和電感均為0.02 Ω和1 mH。主換流站的額定容量為5 MW,無功參考值為0;從換流站的額定容量為5 MW,無功參考值為0,U-P下降特性曲線斜率為-1 MW/kV。VSC換流器并網電能損耗率為2%。

風機容量為1.5 MW,風機額定風速為10.5 m/s,切入、切出風速分別為3 m/s和15 m/s,交流側輸出電壓為0.69 kV,額定頻率為12.18 Hz;光伏發電系統最大輸出功率為1.3 MW,通過boost變換器并網運行;儲能裝置由鉛酸蓄電池的串并聯組成,容量和最大轉輸功率為1.2 MW·h/2.4 MW,SOC最大值和最小值分別為0.8和0.4,SOC初值定為0.6,U-P下降特性曲線斜率取為-2 MW/kV。風光儲聯合系統并網電能損耗率為3%。

表1 直流配電網的線路參數

某一時刻風機和光伏系統總的有功輸出功率為1.5 MW,交流負荷為3 MV·A,功率因數為0.95,直流負荷為3 MW。仿真開始時,通過最優潮流計算得到從換流站有功參考值為2.76 MW,風光儲聯合系統的有功參考值為1.87 MW,將指令下達至直流配電網,通過第1層控制實現該運行指令,此時得到的最小網損為0.24 MW。

4.1 新能源功率和負荷波動時的仿真結果

圖6給出了當新能源功率輸出和負荷變化時直流配電網的仿真結果。

圖6 新能源功率和負荷波動時的仿真波形

在2.2 s之前,系統按能量優化調度系統給出的運行指令穩定運行。在2.2 s時,DG單元輸出減少至0.7 MW,見圖6中II;為了保證風光儲系統仍舊按照能量管理系統的運行指令運行,蓄電池快速放電,輸出功率升至約1.2 MW,如圖6中VI所示,通過削峰填谷實現了風光儲系統功率輸出的可控。在3.2 s時,直流負荷增大至4 MW,如圖6中III所示;由于直流電壓下降幅度較小,從換流站繼續控制功率恒定,如圖6中V所示;主換流站通過增大輸入功率(如圖6中IV所示)來實現系統功率平衡,從而將直流電壓穩定為20 kV。

在上述調節過程中,直流電壓變化較小,均未超過±3%Udcref,如圖6中I所示,因此可通過第1層控制實現系統穩定,調節過程為ms級,快速有效。

4.2 主換流站短時退出運行的仿真結果

圖7給出了當主換流站短時退出運行時的仿真結果。

圖7 主換流站短時退出運行時的仿真波形

在2 s時,主換流站交流側斷路器跳開,換流器內IGBT閉鎖,功率降為0;在3.5 s時,斷路器重合成功,IGBT解鎖,主換流站投入運行,見圖7中II。

在斷路器跳開和重合過程中,由于平衡節點的切換,系統出現短時有功不平衡,直流電壓將出現較大幅度波動,見圖7中I。當主換流站退出運行時,從換流站的控制策略轉為下降控制,有功輸出增大,同時改變聯絡線功率,實現了2次電壓恢復;當主換流站恢復運行時,從換流站轉為恒功率控制,有功輸出減少,直流電壓繼續由主換流站控制,見圖7中III。斷路器重合過程中,由于產生了較大的沖擊電流,最小電壓低于0.95Udcref,蓄電池并網換流器轉入下降控制,蓄電池快速放電,如圖7中IV所示,從而減小了主換流站重新投運對系統的沖擊影響。

在直流配電網中,大容量換流站的投、退引起劇烈的功率波動,可能會引起系統崩潰,采用上述分層控制方法可有效實現電壓迅速恢復,且不受通信過程影響,該控制過程可在s級內實現。

5 結 論

本文提出的分層控制策略有效解決了直流配電網通信過程中的信息傳遞以及優化調度與分散控制的協調問題。理論推導及仿真驗證表明,該控制策略具有以下優點:

(1)解決了分散控制與優化調度的協調問題,既保證了穩態運行時和惡劣運行條件下的系統穩定控制,又實現了系統的經濟調度;

(2)本地控制與集中控制的信息傳遞清晰明確,且對通信速度要求不高,易于應用于工程實踐;

對于各層控制策略之間的信息傳遞問題,本文提出了設計方案,但具體通信結構的設計是該控制策略實際應用中尚存在的問題,將在今后繼續進行研究。

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(編輯 杜秀杰)

Hierarchical Control in Multi-Terminal Flexible DC Distribution System

MA Xiuda1,KANG Xiaoning1,LI Shaohua1,2,JIANG Shuai1,QU Xiaoyun1,ZHANG Chao1

(1. School of Electrical Engineering, Xi’an Jiaotong University, Xi’an 710049, China; 2. Xuji Group Corporation, Xuchang, Henan 461000, China)

In DC distribution system, it is necessary to accomplish immediate information transmission and coordination between optimal dispatch and decentralized control. Aiming at a DC distribution system with many kinds of distributed generations, energy storage device, converter stations and loads, a hierarchical control strategy with different time scales is proposed. In a short-term time scale, the first layer control enables to realize smooth system operation in the steady-state mode by means of master-slave control; in a longer time scale, secondary voltage recovery in harsh operating condition is achieved by mode switch or adjusting tie-line power; as the third layer control, targeting maximum new energy integration and minimum network loss, energy optimal dispatch system provides operation instructions for the lower control by optimal power flow calculation. Simulation results of PSCAD/EMTDC show that when new energy power or load fluctuation occurs, the system can achieve stable control rapidly by master-slave control; when the master converter station is out-of-operation, secondary voltage recovery is achieved by adjusting tie-line power. This hierarchical control strategy realizes clear information transmission and coordinated control between optimal dispatch and decentralized control to guarantee the system to operate smoothly and economically under various conditions.

DC distribution system; hierarchical control; distributed generation; energy optimal dispatch

10.7652/xjtuxb201608019

2016-03-11。 作者簡介:馬秀達(1992—),男,碩士生;康小寧(通信作者),男,副教授。 基金項目:國家高技術研究發展計劃資助項目(2015AA050101)。

時間:2016-05-17

http:∥www.cnki.net/kcms/detail/61.1069.T.20160517.1920.014.html

TM711

A

0253-987X(2016)08-0117-06