基于最優潮流的交直流配電網分層控制策略

孟明，朱國林，魏怡

(華北電力大學電氣與電子工程學院，河北省保定市071003)

0 引 言

隨著大量分布式電源及直流負荷的并網、用戶對電能質量要求的提高，傳統交流配電網的結構與控制面臨著諸多挑戰[1-2]。相比于交流配電網，交直流混合配電網以分布式能源接納程度高、潮流易于控制、電能質量高等優勢受到關注，是未來配電網發展的趨勢[3-5]。

隨著分布式電源及儲能系統的并網，配電網由傳統的無源網絡變為有源網絡，另外分布式電源的隨機波動性使得系統潮流變得更具不確定性[6]。未來配電網的拓撲結構與系統潮流將更為復雜，如何實現配電網中各單元的協調控制是配電網穩定、經濟運行的關鍵[7]。類似于傳統配電網，交直流混合配電網的控制策略可分為無通信要求的分散控制與有通信要求的集中控制。其中分散控制基于本地信息實現系統控制策略的自動調整，無需通信，但難以人為改變系統運行狀態；集中控制基于數據分析，由中央控制器為各控制單元提供調度指令，但對通信系統及中央控制器依賴過高[8]。選擇合適的控制策略將極大優化配電網系統的運行狀態。

國內外學者對交、直流供電系統的拓撲結構[9]、可靠性[10]、經濟性[11]、最優潮流[12]等方面開展了一系列研究，為配電網的優化控制奠定了基礎。文獻[13]提出了直流配電網的電壓協調控制策略，根據主換流站的工作狀態將系統分為3種運行模式，并給出相應的控制策略，各種控制模式的相互配合快速實現系統平穩，但難以優化系統運行狀態。文獻[14]建立了用于商業樓宇的交直流混合配電網能量調度模型，并提出了基于Benders分解的優化求解方法，但其通信要求較高。文獻[15]提出了主動配電網儲能系統的多目標優化模型，并用帶權極小模理想點法求解，簡化其求解復雜度。文獻[16]根據交直流混合配電網中各節點電壓將其運行狀態分為正常狀態和風險狀態，不同狀態時采用不同的優化模型，并分析其臨界值對控制效果的影響，但其控制較為復雜。

為了優化交直流混合配電網的運行狀態且無需過高的通信要求，本文提出基于最優潮流的分層控制策略，使得該控制策略同時具有潮流優化和本地控制的優點。正常運行時，調度系統為配電網中各換流站提供優化指令，實現配電網運行整體最優；調度系統故障時，通過檢測本地信息自主切換各換流器的控制模式以維持配電網穩定。

1 交直流混合配電網結構

傳統配電網的拓撲結構通常有鏈式結構、兩端供電結構、環狀結構及網狀結構等，交直流混合配電網的拓撲結構也大多以此為基礎。具有代表性的為美國弗吉尼亞大學CPES中心提出的分層連接的混合配電系統結構[17]，本文在此結構上加以簡化，采用鏈式交流配電網和鏈式直流配電網經互聯變流器相連的兩端供電結構，如圖1所示。

為了體現交直流混合配電網的適用性，減少換流器的使用，在交直流兩側分別接上合適的配用電裝置，主要包含分布式發電單元、儲能單元和負荷單元3部分。

(1)分布式發電單元：本文中光伏電池經DC/DC變流器并入配電網直流側；雙饋風機經變壓器并入配電網交流側。一般情況時，光伏電池及雙饋風機均工作于最大功率跟蹤模式[18-19]，以減少棄風棄光現象。但在特殊情況下需要降功率運行，以保證其他方面的電能要求。

(2)儲能單元：本文中直流形式的蓄電池儲能經雙向DC/DC變流器并入配電網直流側。當直流側電壓偏差較小時，蓄電池根據其荷電狀態工作于充電狀態或處于閑置狀態；當配電網功率波動較大，僅由主從換流站無法維持直流側電壓穩定時，蓄電池為其提供電壓支撐，以保證配電網穩定運行。

圖1 配電網的拓撲結構與控制策略Fig.1 Topology and control strategy of distribution network

(3)負荷單元：為體現負荷的多樣性，交流負荷1經AC/DC變流器并入配電網直流側；直流負荷2和交流負荷3分別直接并入交直流配電網兩側。

2 分層控制策略

本文提出的分層控制策略框架如圖1所示。其核心思想是根據本地信息和優化調度要求將控制分為不同層次，通過不同層次、不同時間尺度的協調配合，優化配電網的運行目標。

本文根據直流側電壓變化量將控制策略分為第1層和第2層，如圖2所示，另外優化調度系統作為第3層。實際運行時，系統根據檢測到的本地信息自動切換到相應的控制層，通過預先設置好各換流站的參考值，使得配電網在分布式電源、負荷波動等工況下均能穩定地運行。當電壓偏差較小時，通過主、從換流站的協調控制共同為配電網直流側提供功率差額(第1層控制)；當電壓偏差較大時，蓄電池采用下垂控制，作為新的電壓平衡點(第2層控制)；系統穩態運行時，第3層控制為各換流站提供優化指令。

2.1 第1層控制

在第1層控制中，配電網直流側電壓偏差較小，此時主換流站控制直流電壓穩定；分布式電源根據調度指令恒功率發電運行；蓄電池根據其荷電狀態處于充電或閑置狀態；從換流站按照優化調度指令實行電壓-功率下垂控制。

圖2 分層控制策略Fig.2 Hierarchical control strategy

當系統功率波動時不僅僅由主換流站提供功率差額，從換流站也按照下垂曲線控制，當電壓降低時增加輸出功率。其關系如下：

U-Uopf=-kup(PVSC2-Popf)

(1)

式中：U為從換流站功率為PVSC2時，從換流站的控制電壓參考值；Uopf和Popf分別為系統運行于最優狀態時從換流站的電壓和功率參考值，由調度指令給出；PVSC2為從換流站注入直流側的功率；kup為下垂系數，由調度指令自動計算出；Umax、Umin、Pmax、Pmin分別為從換流站切換控制模式的電壓、功率臨界值。

從換流站的控制策略如圖3所示，將測量得到的注入配電網直流側的功率代入式(1)和(2)得到其控制電壓。經電壓外環和功率外環得到內環電流的參考值，然后進行最大最小值操作得到Idref。將其作為內環輸入以實現從換流站控制模式的自動切換。

圖3 從換流站控制策略Fig.3 Control strategy of minor converter station

配電網運行時，由于功率傳輸和傳輸線阻抗，各節點電壓存在差異。配電網運行在第1層時，各節點電壓偏差最大值應小于進入第2層控制的閾值電壓，若閾值取值較小，易導致運行模式頻繁在第1、2層切換，于是本文設定第1層控制的直流電壓范圍為(1±3%)Udcref，以保證控制模式的可靠切換。另外當控制模式切換時，由于各節點電壓存在差異，若檢測到某個節點的電壓偏差并不超過3%Udcref，則該控制器仍保持原控制模式不變。

2.2 第2層控制

當系統出現惡劣運行狀態(如大容量負荷的投切、分布式電源發電驟變)，主、從換流站傳輸功率已達到極限而進入限流模式時，配電網直流側各換流站均為定功率控制，難以維持電壓穩定，系統將進入第2層控制。此時蓄電池按照下垂控制為配電網直流側提供電壓支撐，實現電壓的二次恢復。

當檢測到蓄電池并網點直流電壓偏差超過其臨界電壓時，蓄電池按照如圖2所示的電壓-功率下垂控制策略進行控制，其下垂特性曲線可表示為

圖4 蓄電池變流器的控制策略Fig.4 Control strategy of converter of battery

另外蓄電池容量有限，為了提高蓄電池的運行壽命，應盡量避免蓄電池過度充放電現象[20]。當檢測到蓄電池荷電狀態(state of charge, SOC)在一定范圍外(本文取SOC>80%或SOC<40%)，應關閉蓄電池并網變流器的觸發脈沖，使之進入閑置狀態。

2.3 第3層控制

本文中第3層控制為優化調度系統，以配電網總電能損耗最小和各節點電壓偏差最小為優化目標。將采集或預測的配電網相關數據傳入中央控制器中，通過最優潮流計算和綜合分析得到優化指令，將其作為下層各控制器的控制參考值，使得系統穩態運行時狀態最優。

隨著系統日益龐大，配電網的數據采集和潮流計算將更為復雜，實際運行時可能出現系統工況改變而未計算出調度指令的情況。于是本文利用在時間尺度上的不同，將優化調度和本地控制結合起來，使得配電網能最大限度地優化控制目標且對通訊無過高要求。在較長時間尺度內，將最優潮流計算結果作為下層控制器的參考值，使得配電網運行在最優狀態；在較短時間尺度內，當配電網功率波動而下一個最優指令未計算出或通信故障時，各控制器根據本地信息自主切換控制策略。

綜上所述，交直流混合配電網中各單元實現分層控制模式切換的總體結構如圖5所示。其中“1”表示配電網運行在第1層；“2”表示配電網運行在第2層；下標“opf”表示優化變量的參考值，未計算出其參考值時，采用上一次優化調度指令值；“SOC”為蓄電池荷電狀態。

圖5 分層控制模式切換總體結構Fig.5 Structure of mode switch in hierarchical

3 能量優化調度模型

交直流混合配電網的優化調度通過最優潮流計算實現。以數據測量和預測為基礎，在滿足約束條件的前提下，通過計算最優潮流求解出使目標函數最小時，其模型中可控單元(包括從換流站的傳輸功率、分布式電源的發電功率)的優化調度指令。其數學模型可表述如下。

式中：u為控制變量；x為狀態變量；f(u,x)為優化目標函數；g(u,x)和h(u,x)分別為模型的等式約束和不等式約束。對于本文中交直流混合配電網優化調度模型，各部分詳述如下。

3.1 目標函數

本文控制策略的預期目標為配電網總體電能損耗最小及各節點電壓偏差最小。于是本文目標函數應由兩部分加權歸一化得到，一部分表示總體電能損耗，另一部分表示各節點電壓偏差。

圖1所示的交直流混合配電網電能損耗主要包含3個部分：分布式電源棄風棄光損耗、換流器損耗及傳輸線損耗。其數學模型如下：

式中：PDGi_MPPT和PDGi分別為第i個分布式電源在某一條件下的最大發電功率和實際發電功率；PVSCi為換流站i注入直流側的功率；ηi為換流站i的效率；Ploss_line為傳輸線的總功率損耗。

本文電壓偏差以各節點電壓偏差的均方根值表示，其數學模型如下：

式中：Ui和Ui0分別為節點i電壓的實際值和其額定值；n為配電網節點數量。

采用加權法將多目標問題進行歸一化處理，得到最終目標函數如下：

式中：λ1和λ2分別為各目標的權重系數，其值可根據側重的優化目標和實際運行情況做相應的調整，本文根據潮流計算結果綜合考慮將λ1和λ2分別取為0.3和0.7；f1min和f2min分別為僅以f1(u,x)和f2(u,x)為目標函數的最小值。

3.2 約束條件

最優潮流模型中等式約束主要包括節點功率平衡約束；不等式約束主要包括節點電壓約束、線路傳輸功率約束、分布式電源及換流站容量約束。

(1)節點功率約束：

(8)

(9)

Uj[Gijsin(θi-θj)-Bijcos(θi-θj)]=0

(10)

(2)節點電壓約束：

Uimin≤Ui≤Uimax

(11)

式中Ui、Uimax及Uimin分別為節點i電壓實際值及其上下限。

(3)線路傳輸功率約束：

(12)

(4)分布式電源功率約束：

0

(14)

QDGmin

(15)

式中：PDGi和PDGimax分別為分布式電源的實際有功功率及其上限；QDGi、QDGmax和QDGmin分別為分布式電源的無功功率及其上下限。

(5)換流站功率約束

PVSCimin≤PVSCi≤PVSCimax

(16)

式中：QVSCi為換流站i的無功功率；PVSCimax、PVSCimin和SVSCi分別為換流站i的有功功率上下限及視在功率。

4 仿真分析

為了驗證本文分層控制策略的有效性，利用Matlab/Simulink搭建如圖1所示的仿真系統。該系統中直流母線額定電壓為±10 kV，交流母線額定電壓為6 kV，各單元的容量及損耗參數如表1所示， 其中規定除負載外各單元注入交直流混合配電網的功率方向為正。

下面給出系統分別運行在恒壓模式和進入限流模式的仿真結果，并與傳統分層控制進行對比。為了驗證本文控制策略對通信無過高的依賴性，系統運行時，調度系統先由正常變為故障，再恢復正常。

表1配電網中各單元的容量及損耗參數
Table1Parameterofcapacityandlossindistributionnetwork

4.1 恒壓運行時的仿真分析

如圖6所示，圖6(a)—(e)分別為主換流站、交流電網、負荷、分布式電源及蓄電池的功率；(f)為蓄電池的荷電狀態；(g)為蓄電池并網點電壓；(h)為配電網系統總功率損耗。仿真開始時，光伏電池及雙饋風機的最大發電功率分別為1.5 MW和1.1 MW；負荷L1、L2、L3均為1 MW；蓄電池SOC初始值為79.6%，其處于充電狀態，充電功率約為1 MW。此時調度系統根據潮流計算為各控制單元提供優化指令，主換流站作為平衡節點提供功率差額，約為1.1 MW。第2 s時負荷L1增大為1.5 MW，此時調度系統適當調整各控制單元的參考值，使得配電網整體運行在最優狀態。

第4 s時調度系統故障，同時光伏發電減少為1 MW；第6 s時SOC達到80%，蓄電池停止充電，并且負荷L3增大為1.5 MW；第8 s時風機發電增大為1.4 MW，負荷L2也增大為2 MW。在調度系統故障期間，各換流站之間相互獨立，并保持原有控制策略及控制參考值不變。

第10 s時調度系統恢復運行，此時負荷L1減少為1 MW，此后調度系統繼續為各控制單元提供優化指令，使得整體運行最優。

由圖6分析可知，當分布式電源及負荷功率變化時，主換流站控制該節點電壓恒定，主換流站和交流電網共同提供系統功率差額，維持系統電壓偏差在較小偏差范圍。另外由圖6(g)和(h)知，與傳統分層控制策略相比，本文控制策略在減少電能損耗和電壓偏差方面具有一定的優勢(傳統分層控制中，從換流站功率參考值為直流側功率需求的一半，其余參數與本文控制一致；電壓對比選取蓄電池并網節點)。

4.2 限流運行時的仿真分析

限流運行時的仿真結果如圖7所示。類似于上述恒壓運行模式，當調度系統正常時，各控制單元按照其調度指令運行；當調度系統故障時，各控制單元按照之前的優化指令相互獨立運行。仿真開始時，光伏電池及雙饋風機最大發電功率分別為1.5 MW和1.1 MW；負荷L1、L2、L3分別為2、1和1 MW；蓄電池SOC初始值為79.86%，其處于充電狀態，充電功率為1 MW。

圖6 恒壓運行模式下系統的運行特性Fig.6 System operation performances in constant voltage mode

第2 s時蓄電池SOC達到80%，其停止充電。在此期間配電網直流側功率需求較小，其相應的電壓偏差也較小。第4 s時調度系統故障，光伏電池發電功率減少為1 MW，且負荷L2增大為2 MW，導致直流側電壓降低。第6 s時負荷L1增大為3.5 MW，此時主換流站功率達到上限而進入限流模式，導致直流側電壓進一步降低。當直流側電壓偏差達到3%時，蓄電池進入下垂控制模式，為直流側提供電壓支撐。第8 s時，負荷L1減少為1 MW、負荷L3增大為 1.5 MW、雙饋風機功率增大為1.5 MW，此時配電網直流側功率需求降低，使得其電壓上升，在此后蓄電池經過短暫的充電過程使其SOC達到80%。第10 s時，調度系統恢復正常，同時負荷L1增大為2 MW，負荷L2減少到1.5 MW。

圖7 限流運行模式下系統的運行特性Fig.7 System operation performances in current limiting mode

由圖7分析可知，在6～8 s期間負荷較大，主換流站因輸出功率達到極限而進入限流模式，此時配電網直流側缺少電壓支撐，導致其電壓下降。當檢測到蓄電池單元并網節點電壓偏差達到3%時，其自動切換到下垂控制模式作為新的電壓支撐點。另外本文控制策略在限流模式下也能一定程度上減少系統電壓偏差及電能損耗。

5 結 論

(1)本文所提控制策略綜合了本地控制與優化調度的特點，既實現了配電網系統的運行優化，又無過高的通信要求。

(2)當系統功率波動時，從換流站按其下垂特性改變傳輸功率，補償部分功率差額，減輕了主換流站的壓力。

(3)本文分層控制中調度系統與各換流站間信息傳遞明確清晰，且在有無信息傳遞時均可保證配電網的穩定，提高了系統的可靠性。