交直流混合配电网的运行模式和协调控制方法是保证其高效可靠运行需要解决的关键技术之一。针对这一问题，提出了一种交直流混合配电网的协调控制方法，详细分析了交直流混合配电网在正常运行和交流侧短路故障情况下的运行模式，给出了不同运行模式下互联装置、储能系统和光伏发电单元的控制框图。最后通过Matlab/Simulink仿真软件进行了仿真研究，仿真结果验证了所提出控制策略的可行性和有效性。
0.引言
能源危机和环境污染问题已经引起了世界各国的广泛关注，大力开发和利用可再生能源进行并网发电是解决上述问题的主要措施。在目前配电网中，交流配电网仍然为主流形式，其更加适合交流分布式电源接入，而接入直流分布式电源和储能单元时需要电力电子装置实现能量转换，增加了能量转换次数和投资成本，降低了工作效率。随着直流负荷的不断增加，直流配电网的研究得到了快速发展，与传统交流配电网相比，直流配电网具有转换次数少、效率高、成本低、控制结构简单、无需考虑频率和相位以及无功补偿设备等优势。
尽管直流配电网具有特有的优势，然而由于交流配电网基础设施完善、交流电源和负载的长期存在，直流配电网难以取代交流配电网；此外，在交流配电网和直流配电网中，直流负载和交流负载的供电需要经过AC/DC和DC/AC变换器进行能量转换。而采用交直流混合配电网，交流负载和直流负载可以分别接入交流母线和直流母线，减小能量转换环节，降低成本，使得交直流负载更易于接入系统，因此交直流混合配电网是未来配电网的发展趋势。
交直流混合配电网中通常集成了多个柔性互联装置、分布式发电单元、负载单元以及储能单元，如何实现多个单元之间的协调控制以确保整个系统安全可靠运行是交直流混合配电网发展的主要技术挑战。针对这一问题，提出了交直流混合配电网的协调控制方法，考虑了交直流混合配电网的正常运行和交流侧发生短路故障2种情况，给出了2种不同运行模式下不同单元的控制策略，并且通过仿真软件对所提出的控制策略进行了仿真研究。
1.交直流混合配电网结构
交直流混合配电网系统结构见图1，内部含有3个柔性互联装置，其直接通过直流母线进行互联，交流侧接有交流本地负载，直流侧集成了光伏发电单元，蓄电池储能系统以及直流负载，当直流负载电压等级与母线电压等级不匹配时可以通过DC/DC变换器进行转换。
图1交直流混合配电网的系统结构
交直流混合配电网通过采用柔性互联装置实现交流网络和直流网络互联，通过对互联装置的控制能够实现能量双向流动、功率因数可控和不间断供电等功能。光伏发电单元由光伏电池板和Boost变换器构成，主要控制目标是实现最大功率跟踪。储能单元采用蓄电池和双向buck-boost变换器构成。采用交直流混合配电网，可以将直流负载直接接入或者通过DC/DC变换器接入直流母线中减少能量转换次数，提升效率。交流母线可以接入交流分布式发电单元和交流负载，在运行过程中，当直流网络内部功率出现缺额时可以通过交流网络提供支持，反之可以通过直流网络向交流网络提供功率支持。在三端互联装置交流侧出现短路故障时，保护装置将会对故障区域进行隔离，可以改变互联装置的控制策略实现重要负载的不间断供电，提高系统可靠性。
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2.运行模式和控制策略
2.1运行模式
交直流混合配电网存在2种运行情况：正常运行和交流侧发生短路故障。下面分别对2种运行模式进行分析。
1）当正常运行时，光伏发电单元采用最大功率点跟踪（maximum power point tracking，MPPT）控制策略实现太阳能最大化利用，为了避免蓄电池出现频繁充放电现象，设置正常运行情况下蓄电池储能系统工作在待机模式。多个柔性互联装置采用直流下垂控制对直流网络负载功率进行均分，而交流负载功率主要由大电网提供。
2）当交流侧出现三相短路等故障时，保护装置会跳闸，同时使得互联装置的控制策略由直流下垂控制切换至恒压恒频（constant voltage constant frequency，CVCF）控制策略，以维持交流本地负载的电压和频率恒定，实现重要负载的不间断供电，而非故障侧互联装置仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在极端情况下，3个交流源均出现短路故障时，为了保证交流网络和直流网络的稳定运行，不仅需要切换互联装置的控制策略，同时需要启动蓄电池储能系统由待机模式转为直流下垂控制策略，保证直流系统稳定运行。
2.2控制模式
为了保证交直流混合配电网在正常运行和交流侧发生短路故障情况下能够安全稳定运行，需要对不同单元的电力电子装置控制策略进行深入研究，下面分别对互联装置、储能单元和光伏单元的控制策略进行详细分析。
2.2.1互联装置的控制策略
互联装置的控制框图见图2，主要包括直流下垂控制和CVCF控制策略。图中：和Udc分别为互联装置直流电压参考值和实际值；idc为直流电流；为内环电流指令；为电感电流；和分别为交流电压参考值和实际值；Imax和Imin分别为电流最大值和最小值；gvsc为互联装置驱动信号。
图2互联直流装置的控制框图
在正常运行情况，为了使多个换流站均分直流网络负载功率并且维持直流电压恒定，采用直流下垂控制策略。直流下垂控制存在2种形式：直流电流和电压下垂法、功率和直流电压下垂法，在此选用前者，直流下垂控制等式可以表示为：
式中：Udc(n)为第n台互联装置的直流电压，V；为直流电压参考值，V；k(n)为第n台互联装置的下垂系数，V/A；idc(n)为第n台互联装置变换器的直流电流，A。
由于线路阻抗的不一致导致多台互联装置输出直流电压不同，因此无法按照容量比例进行功率均分，为了抑制线路阻抗的影响，通常采用虚拟阻抗技术，增加虚拟阻抗来减小各支路阻抗的差异提高功率均分精度，通过合理的选取虚拟阻抗能够实现功率按照容量比例分配。
直流下垂控制策略通过下垂特性曲线生成直流电压参考值，然后采用直流电压外环和电流内环控制，其中电流内环采用静止坐标系下的控制策略，运用比例谐振调节器实现对交流电压误差信号的零稳态误差调节。CVCF控制策略同样采用静止坐标系下控制，通过交流电压外环和输出电流内环控制实现交流侧电压和频率控制。
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2.2.2蓄电池储能系统的控制策略
蓄电池储能系统（battery energy storage system，BESS）的控制框图见图3。图中：和Udcb分别为BESS输出端直流电压参考值和实际值；kpb为下垂系数；idcb为储能系统输出直流电流；和Ib分别为蓄电池内环电流指令值和实际值；Pbmax和Pbmin分别为储能系统输出功率最大值和最小值；gb为储能系统的驱动信号。
图3蓄电池储能系统的控制结构
储能系统包括直流下垂控制和停止控制。在正常运行情况下，多端互联变换器负责控制直流母线电压，而储能系统此时处于停止模式，设置电流指令值为0，通过闭环控制使得实际输出电流为零。在交流侧发生三相短路故障时，保护装置跳闸隔离故障区域，由于互联装置的交流侧失去外部电网的电压和频率支撑，因此需要调整互联装置的控制策略使其切换到CVCF控制，此时需要通过直流网络向交流网络提供功率支持，蓄电池储能系统由停止模式切换到直流下垂控制模式，维持直流电压在允许范围内。
2.2.3光伏发电系统控制策略
光伏发电系统的控制框图见图4，图中：和Udcv分别为光伏发电系统输出端直流电压参考值和实际值；kpv为下垂系数；idcv为光伏系统输出直流电流；和Iv分别为内环电流指令值和实际值；Ivmax和Ivmin分别为输出电流最大值和最小值；Upv和Ipv分别为光伏电池板输出电压和电流；gpv为光伏发电系统的驱动信号。
图4光伏发电系统的控制框图
光伏发电系统主要包括MPPT控制和直流下垂控制。MPPT方法采用扰动观察法，通过检测电池电压和电流送入MPPT模块得到占空比，直接控制升压变换器开关管，实现最大功率跟踪。直流下垂控制主要应用于蓄电池SOC达到上限时，将光伏发电单元切换到直流下垂控制，实现降功率运行。
3.仿真验证和分析
为了验证所提出控制算法的有效性，采用Maltab/Simulink仿真软件进行仿真研究，系统结构见图1。设置三端互联变换器额定功率为60kW；交流电压为380V/50Hz；直流母线电压为800V；三端柔性互联装置的交流侧负载之和为90kW，其中重要负荷为30kW、非重要负荷为60kW，且分布对称；直流负载为45kW，其中重要负荷为15kW、非重要负荷为30kW；2个光伏发电系统的额定功率为30kW；为了保证重要负荷不间断供电，储能系统额定功率为60kW，蓄电池容量为40Ah。
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3.1单台换流站交流侧短路故障情况
首先对单台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究，仿真结果见图5。
图5单台换流站交流侧短路故障情况的仿真结果
图5中初始条件光照强度为800W/m2，直流网络负载为45kW，直流电压由三端柔性互联装置进行控制，直流电压在允许运行范围内，为了减小蓄电池频繁充电和放电次数，储能系统处于待机状态。在0.5s时，光照强度由800W/m2突变到1000W/m2，光伏输出功率增加且大于直流负载功率，因此多余的功率可以通过柔性互联装置传输给电网。在1s时，换流站3交流侧出现短路故障，断路器跳闸隔离故障区域，换流站3由直流下垂切换到CVCF控制维持交流电压和频率不变，输出功率为10kW提供给重要负载，换流站1和2仍然采用直流下垂控制维持直流电压在允许运行范围内。在1.5s时，直流网络内部非重要负载由30kW减小到20kW，经过调整直流电压能够保持稳定。在2s时，电网故障清除，换流站3由CVCF控制切换到直流下垂控制，三端换流站同时控制直流电压且实现功率均分。
3.2三台换流站交流侧短路故障情况
对三台换流站交流侧发生短路故障情况进行仿真研究，仿真结果见图6。
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图63台换流站交流侧短路故障情况的仿真结果
图6给出了三台换流站交流侧短路故障情况下的仿真结果。在初始条件下，光照强度为800W/m2，直流网络负载为15kW重要负荷，交流侧接入30kW的重要负荷。在0.5s时，三台换流站交流侧均发生短路故障，为了保证重要负荷不间断供电，三台换流站由直流下垂控制切换为CVCF控制保证交流本地电压幅值和频率恒定，并且启动直流网络内部蓄电池储能系统由待机模式切换至直流下垂控制维持直流电压在允许范围内。在1s时光照强度突变至1000W/m2，光伏发电单元输出功率增加，储能吸收功率增加。在1.5s时，直流负荷增加了20kW，此时分布式发电单元输出功率小于负载需求功率，因此储能系统放电运行补偿功率的不足；在2s时，直流负荷减小了20kW，此时储能系统充电运行，因此可以看出在光照强度变化和负载投切情况下储能变换器都能够保证直流电压在允许运行范围内，系统动态和稳态性能良好。
4.结语
本文提出了含柔性互联装置的交直流混合配电网协调控制方法。分析了正常运行和交流侧发生短路故障情况下互联装置、光伏发电单元以及储能单元的运行模式，并且给出了相应的控制策略。为了验证所提出控制策略的有效性和可行性，通过Matlab/Simulink仿真软件搭建了含三端柔性互联装置的交直流混合配电网仿真平台进行仿真研究，仿真结果表明所提出的控制策略能够在光照强度变化和负载投切情况下保证系统稳定运行，而且在一端或者三端换流站交流侧发生短路故障时，通过切换柔性互联装置和储能装置的控制策略不仅可以保证直流电压运行在允许范围内，而且可以对交流侧电压和频率进行控制，维持重要负荷不间断供电。
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原标题：交直流混合配电网的运行模式和协调控制方法
