CN105207265B - 采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法 - Google Patents

采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，分别从两个主变压器各自对应引出二条馈线；将该四条馈线分别经联接单元对应连接至柔性直流输电系统的交流母线；在柔性直流输电系统中直流输电回路两侧分别对应设置与光伏发电模块直流升压端相连的直流母线；正常运行时，四条馈线由变电站供电的负荷小于等于单回馈线的热稳定极限功率的75％，柔性直流输电系统中的柔性直流换流器均作为逆变器运行，将光伏发电模块发出的电力输送到10千伏馈线上。本发明供电可靠性高，线路利用率高，改造量小，减省逆变器综合投资，适用于供电可靠性要求高且存在光伏电站并网需求的场合。

Description

采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法
技术领域
本发明涉及供电技术及光伏电源并网领域，特别是一种采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法。
背景技术
国内外高可靠性供电区的中压配电网普遍采用环网结构，其具体运行方式分为开环运行和闭环运行两种。我国中压10千伏配电网采用“开环运行+配电自动化”方式，即正常运行时各10千伏馈线之间的联络开关打开，10千伏馈线采用辐射供电；当馈线故障后，通过配电自动化系统实施故障定位和隔离，将联络开关闭合实现向非故障段的供电，其缺点是故障后恢复供电的时间较长，需要几分钟～几十分钟。新加坡、香港等地区的中压20千伏配电网采用“闭环运行+差动保护”的方式，即正常运行时两回10千伏馈线之间通过断路器等设备相联，形成环网，两回馈线正常负载率均不超过50％；当馈线故障后，通过继电保护设备迅速实施故障定位和隔离，只需要几十～几百毫秒，故障馈线的负荷迅速转由非故障馈线供电，非故障馈线负载率由不超过50％提高到不超过100％。与开环运行方式相比，闭环运行优点是故障后恢复供电的时间短，缺点是短路电流值大，建设费用高。
配电网可靠性应满足N-1标准，即任一条馈线停运都不应影响负荷的供电。对于由N条(N为大于1的自然数)馈线组成的闭环网络，假定一条馈线停运后其它N-1条馈线均满载(即运行输送功率等于馈线设计的热稳定极限功率)运行，则正常时各馈线的最大负载率应等于(N-1)/Nx100％，例如：当N＝2时，N条馈线的最大负载率均为50％；N＝4时，N条馈线的最大负载率均为75％。
如果两个不同变电站之间的110千伏线路或10千伏交流馈线直接相联，可以提高彼此的供电可靠性，但相联后的变电站短路电流将比联网前显著增大(因为互联后另一个变电站也会向短路点提供短路电流)；如果在两个交流电网之间用直流输电系统进行互联，不会显著增大交流系统的短路电流，原因是直流输电系统可以进行定直流电流控制，当一侧交流系统短路故障时，另一侧交流系统提供的短路电流不会超过整定的定直流电流控制值。
如果两个不同变电站之间的10千伏交流馈线直接相联，可以提高彼此的供电可靠性，但将形成不同电压等级之间的“电磁环网”，可能会出现大规模的“功率穿越”，即类似于物理上的“虹吸现象”，用电负荷轻的变电站会有大规模的电流通过相联的10千伏交流馈线流向负荷重的变电站，可能造成10千伏交流馈线过载。因此，在实际运行的变电站中，一般不允许两个不同变电站之间的10千伏交流馈线直接相联。如果在两个变电站之间用直流输电系统进行互联，则可解决上述问题，因为可通过直流输电系统的“定功率控制”功能对互联功率交换进行限制。
太阳能光伏发电具有显著的能源、环保和经济效益，是未来重点发展的清洁能源之一。光伏发电输出的电流为直流，需经逆变器将直流电转换为交流电后才能并入交流电网。规模较小的光伏电源宜采用分布式并网，规模较大的光伏电源宜采用集中式并网。我国大部分经济发达地区处于太阳能资源二类或三类地区，光伏电源装机一般在20MW以下，其中大部分可考虑接入10千伏及以下配电网。光伏发电具有间歇性和波动性的特点，并网后可能对电网的电能质量产生不利影响。柔性直流输电系统的换流器具备整流和逆变的功能，且可以灵活调节输送的有功功率和无功功率，改善电能质量，适用于光伏发电、风力发电的并网。
现有技术中，新加坡、香港等地区中压20千伏配电网采用的闭环运行方式采用两条馈线形成闭环结构，线路正常最高负载率50％，另外50％作为故障情况下的备用，线路利用率不高，如果能增加闭环结构的馈线回路数，显然将进一步提高线路的正常最高负载率，减少备用。在总的供电需求下，提高线路最高负载率将减少线路回路数，减少线路投资和走廊占用。杨晓东等人在“一种中压配电网高可靠性闭环接线结构”专利中提出一种适用于我国10千伏电网的闭环结构，即在变电站单台主变的低压侧馈出2回线路形成闭环运行，由于只有一台变压器会提供短路电流，因此不会出现配电网短路电流超标的问题；其缺点是：两条馈线形成闭环结构，线路正常最高负载率50％，利用率不高。王世祥等人提出“一种基于柔性直流的闭环性配电网系统”，与现状的交流配电网不同，该系统采用直流线路作为配电网的组网线路，应用中需要对现状的交流配电网进行大规模的改造。
此外，一般的分布式光伏电站并网需要配置逆变装置，将直流电转换为交流电才能并入交流配电网。同一区域内有多个小容量的光伏电站，在同等光伏装机容量的情况下，采用“集中逆变”的方式(即光伏电站产生的直流电经多回直流线路汇集后通过1-2台逆变器变为交流电)的逆变器建设投资将少于“分散逆变”的方式(即每个光伏电站都配套建设相应容量的逆变器，直流电逆变为交流电后经多条交流线路汇集并升压后接入交流电网)，原因是多台小容量的逆变器造价总和大于单台同等容量的大容量逆变器造价。
因此，对于供电可靠性要求高且存在光伏电站并网需求的场合，需考虑将闭环接线的“双电源”理念(来自不同变压器的馈线形成闭环)和我国10千伏配电网实际相结合，并满足光伏电站并网需求，进一步研究适用于我国10千伏配电网的闭环运行及光伏并网的接线模式。
发明内容
本发明的目的在于提供一种采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，以克服现有技术中存在的缺陷。
为实现上述目的，本发明的技术方案是：一种采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，按照如下步骤实现：
步骤S11：从一变电站的第一主变压器的10千伏侧引出第一馈线以及第二馈线，从另一变电站的第二主变压器的10千伏侧引出第三馈线以及第四馈线；
步骤S12：将所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线以及所述第四馈线分别经联接单元对应连接至一柔性直流输电系统中第一柔性直流换流器的第一交流母线、第一柔性直流换流器的第二交流母线、第二柔性直流换流器的第一交流母线以及第二柔性直流换流器的第二交流母线；
步骤S13：在所述柔性直流输电系统中直流输电回路两侧分别对应设置一直流母线；所述直流母线的一端与所述直流输电回路相连，另一端连接至一光伏发电模块的直流升压端；
步骤S14：正常运行时，所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线以及所述第四馈线由变电站供电的负荷小于等于单回馈线的热稳定极限功率的75％，所述柔性直流输电系统中的第一柔性直流换流器以及第二柔性直流换流器均作为逆变器运行，将所述光伏发电模块发出的电力输送到10千伏馈线上。
在本发明一实施例中，所述联接单元包括若干个10千伏断路器，且所述若干个10千伏断路器包括至少有一个作为联络开关的断路器；所述作为联络开关的断路器经联络线连接至引出该断路器所在馈线的主变压器的其他10千伏侧馈线上的断路器；正常运行时，所述联络线两侧的断路器均打开运行。
在本发明一实施例中，所述断路器设置有差动继电保护装置。
在本发明一实施例中，当所述所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线或所述第四馈线中任一条馈线发生故障时，依时序发生如下动作：
步骤S21：断路器中的差动继电保护装置检测到故障点处故障，并向故障点两侧断路器发出动作指令，断开所述故障点两侧断路器，将发生故障的馈线段隔离为两段，其中，主变压器至故障点段的供电负荷为S1，故障点至柔性直流换流器交流母线的线路段的供电负荷为S2，该故障点所在的馈线所连接的主变压器向该馈线提供的供电交流功率由故障前的S降为故障后的S1，S≥S1≥0，其中，S为故障前主变压器向对应馈线提供的馈线供电功率，S＝SL-SA，SL为馈线上的总供电负荷,SL＝S1+S2，SA为光伏发电模块经对应柔性直流换流器逆变后向馈线供电的供电交流功率；该馈线故障点至对应的柔性直流换流器交流母线的线路段的供电功率缺额SQ＝S2-SA；SQ值与故障点位置有关，最严重的情况下，当故障点位于变压器出口侧时，S1＝0，S2＝SL，SQ＝SL-SA；
步骤S22：所述差动继电保护装置向所述柔性直流输电系统发出动作指令，所述柔性直流输电系统中与所述故障点相对一侧的柔性直流换流器由逆变状态转变为整流状态，且整流功率为与所述故障点相对一侧主变压器所引出馈线的供电交流功率均由故障前的S调整为所述柔性直流输电系统中与所述故障点相同一侧的柔性直流换流器维持逆变状态，且逆变功率值由故障前的2×SA调整为
步骤S23：受所述柔性直流输电系统的换流功率调整的影响，与所述故障点相同一侧主变压器所引出的另一馈线的供电交流功率由故障前的S调整为
步骤S24：所述故障点相同一侧的直流母线处汇集了该侧柔性直流换流器增加的逆变功率以及该侧另一馈线增加的供电交流功率且合计为SQ，并向故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段供电。
在本发明一实施例中，当所述第一馈线以及所述第二馈线或所述第三馈线以及所述第四馈线中任一对馈线发生故障时，依时序发生如下动作：
步骤S31：断路器中的差动继电保护装置分别对应检测到馈线故障点处故障，分别向故障点两侧断路器发出动作指令，并分别对应断开所述故障点两侧断路器，将两条发生故障的馈线均隔离为两段，其中，主变压器至两回线故障点段的供电负荷分别为S1a、S1b，两馈线故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段的供电负荷为S2a、S2b，故障点所在的馈线所连接的主变压器对应向两条馈线提供的供电交流功率由故障前的2×S降为S1a+S1b，其中，S为故障前主变压器向对应馈线提供的馈线供电功率，S＝SL-SA，SL为馈线上的总供电负荷，SA为光伏发电模块对应经柔性直流换流器逆变后向馈线供电的供电交流功率；两馈线故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段的供电功率缺额Sq＝S2a+S2b-2×SA；Sq值与故障点位置有关，最严重的情况下，当两回馈线的故障点均位于变压器出口侧时，S1a＝S1b＝0，S2a＝S2b＝SL，Sq＝2×(SL-SA)；
步骤S32：所述差动继电保护装置向所述柔性直流输电系统发出动作指令，所述柔性直流输电系统中与所述故障点相对一侧的柔性直流换流器由逆变状态转变为整流状态，且整流功率为与所述故障点相对一侧主变压器所引出馈线的供电交流功率均由故障前的S调整为所述柔性直流输电系统中与所述故障点相同一侧的的柔性直流换流器维持逆变状态，逆变功率值由故障前的2×SA调整为
步骤S33：所述差动继电保护装置分别向存在故障馈线上作为联络开关的断路器以及对应经联络线与该作为联络开关的断路器相连接的断路器发出闭合动作指令，两条故障馈线上的各自对应一条联络线向对应的馈线提供支援功率
步骤S34：所述故障点相同一侧的直流母线向产生故障两条馈线提供逆变功率以及产生故障两条馈线对应的联络线提供支援功率合计为Sq，并向故障点至对应的柔性直流换流器交流母线的线路段供电。
在本发明一实施例中，片区内若干个光伏电站对应的光伏发电模块产生的直流电统一升压到同一直流电压，并对应经若干条直流线路汇集连接至所述直流母线。
在本发明一实施例中，所述光伏发电模块包括依次相连的第一光伏发电单元至第N光伏发电单元；所述光伏发电单元包括依次相连的光伏阵列以及直流升压变化器；所述第N光伏发电单元的直流升压端作为所述光伏发电模块的直流升压端。
在本发明一实施例中，每个柔性直流换流器的第一交流母线和第二交流母线相联，但每个柔性直流换流器的交流母线均不与其它柔性直流换流器交流母线相联。
相较于现有技术，本发明具有以下有益效果：
1:4回配电线路形成一组闭环接线，可靠性高。应用新加坡、香港等地区的中压20千伏配电网采用的“闭环运行+差动保护”的方式，当一回馈线N-1故障后，通过继电保护设备迅速实施故障定位和隔离，由其余3回馈线快速恢复供电，其中2回通过柔性直流输电系统对故障馈线供电。
2:不会明显增加交流侧短路电流。新加坡、香港等地区中压20千伏配电网采用的闭环运行方式中，两回馈线来自同一座变电站不同变压器的母线，不是来自不同变电站，可避免故障下2座变电站均提供短路电流。本接线虽然4回馈线来自不同变电站，但是采用柔性直流输电系统进行隔离，通过柔性直流输电系统的功率控制和电流控制功能，闭环运行后不会明显提高配电网交流侧短路电流，可以控制两座变电站间的“功率穿越”在允许的水平内。
3:提高配电网馈线的负载率。4回配电线路通过柔性直流输电系统互联形成闭环接线，正常运行时馈线正常最高负载率可达75％。与两条馈线形成闭环结构相比(馈线正常最高负载率50％)，线路利用率提高。在总的供电需求下，提高线路最高负载率将减少线路回路数，减少线路投资和走廊占用。
4：实现片区内光伏电站的集中式逆变和并网。将片区内多个光伏电站产生的直流电经多条直流线路汇集在柔性直流换流器的直流母线，实现光伏电站的集中逆变并网，与分散式逆变并网相比，如每个光伏电站都配套建设相应容量的逆变器，直流电逆变为交流电后经多条交流线路汇集并升压后接入交流电网，各光伏电站侧可以不用配置逆变器，1-2台大容量逆变器的造价比同等容量的多台小逆变器造价总和更低，进一步减省逆变器综合投资。
附图说明
图1为本发明中采用柔性直流输电系统实现光伏电源集中接入的配电网闭环接线示意图。
图2为本发明中单回10千伏馈线发生故障后，断路器状态、馈线功率及柔性直流功率调整示意图。
图3为本发明中同一变压器的双回10千伏馈线发生故障后，断路器状态、馈线功率及柔性直流功率调整示意图。
图4为本发明中根据光伏电源装机及馈线负荷来确定柔性直流输电系统单侧换流器容量的数据表。
具体实施方式
下面结合附图，对本发明的技术方案进行具体说明。
本发明提供一种采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，
如图1所示，按照如下步骤实现：
步骤S11：从一变电站的第一主变压器的10千伏侧引出第一馈线以及第二馈线，从另一变电站的第二主变压器的10千伏侧引出第三馈线以及第四馈线；
步骤S12：将所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线以及所述第四馈线分别经联接单元对应连接至一柔性直流输电系统中第一柔性直流换流器的第一交流母线、第一柔性直流换流器的第二交流母线、第二柔性直流换流器的第一交流母线以及第二柔性直流换流器的第二交流母线，在本实施例中，每个柔性直流换流器的第一交流母线和第二交流母线相联，但每个柔性直流换流器的交流母线均不与其它柔性直流换流器交流母线相联；
步骤S13：在所述柔性直流输电系统中直流输电回路两侧分别对应设置一直流母线；所述直流母线的一端与所述直流输电回路相连，另一端连接至一光伏发电模块的直流升压端；
步骤S14：正常运行时，所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线以及所述第四馈线由变电站供电的负荷小于等于单回馈线的热稳定极限功率的75％，所述柔性直流输电系统中的第一柔性直流换流器以及第二柔性直流换流器均作为逆变器运行，将所述光伏发电模块发出的电力输送到10千伏馈线上。
进一步的，在本实施例中，如图1所示，变电站A的主变压器1的10千伏侧引出馈线11和馈线12共2回10千伏馈线，图1中分别引至主变压器1的两段不同母线，均接入柔性直流输电系统的换流器A的交流母线A上，变电站B的主变压器2的10千伏侧引出馈线21和馈线22共2回10千伏馈线，图1中分别引至主变压器2的两段不同母线，均接入柔性直流输电系统的换流器B的交流母线B上，4回馈线在末端通过一套柔性直流输电系统相联，形成闭环网络结构，柔性直流输电系统包括两个柔性直流换流器和一个直流输电回路。因10千伏配电网都采用标准化设计，图1中馈线11、馈线12、馈线21、馈线22设计的热稳定极限功率均一致，简记为SMAX。在本实施例中，如图4所示，柔性直流输电系统单侧换流器容量不小于单回10千伏馈线设计的热稳定极限功率。
进一步的，在本实施例中，所述联接单元包括若干个10千伏断路器，且所述若干个10千伏断路器包括至少有一个作为联络开关的断路器；所述作为联络开关的断路器经联络线连接至引出该断路器所在馈线的主变压器的其他10千伏侧馈线，所述断路器设置有差动继电保护装置。；正常运行时，所述联络线两侧的断路器均打开运行。
进一步的，在本实施例中，图1中的HW11、HW12…HW23、HW24表示环网柜、配电站(室)等可以组成环网的联接单元，每个联接单元内部采用10千伏断路器作为联接设备，断路器上设置差动继电保护，可采用常规差动保护设备。每回馈线的环网单元中至少设置一个断路器作为联络开关，如图1中为联络断路器11、联络断路器14、联络断路器21、联络断路器23，通过该联络断路器和联络线连接至同一台变压器供电的其它10千伏馈线，正常运行时联络线及两侧断路器均打开运行。
进一步的，在本实施例中，片区内若干个光伏电站对应的光伏发电模块产生的直流电统一升压到同一直流电压，并对应经若干条直流线路汇集连接至所述直流母线。
进一步的，在本实施例中，柔性直流输电系统的直流输电回路两侧分别设置1段直流母线，图1中为直流母线A和直流母线B，片区内多个光伏电站产生的直流电统一升压到同一直流电压，经多条直流线路汇集在柔性直流换流器的直流母线，具体条数根据实际情况确定，图1中仅画出两条。光伏电源注入直流母线A和直流母线B的直流功率示为PPV1和PPV2，一般PPV1和PPV2相等，记为PPV1＝PPV2＝PPV。
光伏电源经柔性直流换流器逆变后向4回馈线供电的交流功率分别为SA11、SA12、SA21、SA22。图1中考虑4回馈线等容量送出的情况，即其中是柔性直流换流器逆变后的功率因数，一般取0.9～1。考虑用电负荷均匀分布的情况，即每回馈线上的总供电负荷均等于SL。主变压器向4回馈线供电的功率分别为S11、S12、S21、S22，则有S11＝S12＝S21＝S22＝SL-SA。为便于下文表述，可简记为S＝SL-SA。线路的负载率定义为：馈线的负载率＝S÷SMAX×100％。正常运行时每个环网上的4回馈线负载率均不超过75％。
进一步的，在本实施例中，当所述所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线或所述第四馈线中任一条馈线发生故障时，依时序发生如下动作：
步骤S21：断路器中的差动继电保护装置检测到故障点处故障，并向故障点两侧断路器发出动作指令，断开所述故障点两侧断路器，将发生故障的馈线隔离为两段，其中，主变压器至故障点段的供电负荷为S1，故障点至柔性直流换流器交流母线的线路段的供电负荷为S2，该故障点所在的馈线所连接的主变压器向该馈线供电的交流功率将由故障前的S降为故障后的S1，S≥S1≥0，其中，S为故障前主变压器向对应馈线提供的馈线供电功率，S＝SL-SA，SL为馈线上的总供电负荷,SL＝S1+S2，SA为光伏发电模块经对应柔性直流换流器逆变后向馈线供电的供电交流功率；该馈线故障点至对应的柔性直流换流器交流母线的线路段的供电功率缺额SQ＝S2-SA；SQ值与故障点位置有关，最严重的情况下，当故障点位于变压器出口侧时，S1＝0，S2＝SL，SQ＝SL-SA；
步骤S22：所述差动继电保护装置向所述柔性直流输电系统发出动作指令，所述柔性直流输电系统中与所述故障点相对一侧的柔性直流换流器由逆变状态转变为整流状态，且整流功率为与所述故障点相对一侧主变压器所引出馈线的供电交流功率均由故障前的S调整为所述柔性直流输电系统中与所述故障点相同一侧的柔性直流换流器维持逆变状态，且逆变功率值由故障前的2×SA调整为
步骤S23：受所述柔性直流输电系统的换流功率调整的影响，与所述故障点相同一侧主变压器所引出的另一馈线的供电交流功率由故障前的S调整为
步骤S24：所述故障点相同一侧的直流母线处汇集了该侧柔性直流换流器增加的逆变功率以及该侧另一馈线增加的供电交流功率且合计为SQ，并向故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段供电。
在本实施例中，当某1回馈线故障停运时，变压器向该馈线供电的功率可能由75％下降至0％，靠近故障侧的柔性直流换流器仍维持作为逆变器，另一侧的柔性直流换流器由逆变器变为整流器运行，即将非故障的3条馈线侧的功率由75％提升到不超出100％，其中非故障侧的2回馈线通过柔性直流输电系统送往故障侧馈线，故障馈线上的负荷由非故障的3回馈线分摊供电。
为了让本领域技术人员进一步了解本发明所提出的技术内容，下面具体结合具体实例进行说明，如图2所示，当馈线22发生故障时，依时序发生如下动作：
(1)差动保护检测到故障；
(2)差动保护向故障馈线相联的断路器发出动作指令，故障点两侧的断路器打开，如断路器22和环网HW24中与故障馈线相接的断路器打开，馈线22上发生故障的馈线段被隔离，图2中S1值由故障前的S降低为SQ；
(3)差动保护向柔性直流输电系统发出动作指令，换流器A由逆变状态转变为整流状态，整流功率设定为为了维持功率平衡，馈线11和馈线12的供电交流功率均自动由故障前的S提高为换流器B维持逆变状态，但逆变功率SA21+SA22值由故障前的2×SA提高到
(4)在柔性直流输电系统的换流功率调整以后，馈线21供电的交流功率自动由故障前的S调整到为
(5)换流器B的交流母线B上汇集了换流器B增加的逆变功率和馈线21增加的供电功率合计为SQ，向馈线22上HW23、HW24供电。
在本实施例中，由于考虑馈线22的变压器出口处发生故障，即故障后S1＝0，SQ＝S，光伏电源具有间歇性，时有时无，利用小时数较低，往往在夜间用电高峰时段无法发电，因此考虑对变电站供电需求最大的场景，假定SA＝0。在此情况下，SQ＝SL，正常运行时每个环网上的4回馈线负载率均不超过75％。馈线22故障后馈线11、馈线12和馈线21的负载率提高为不超过100％。
进一步的，在本实施例中，当所述第一馈线以及所述第二馈线或所述第三馈线以及所述第四馈线中任一对馈线发生故障时，依时序发生如下动作：
步骤S31：断路器中的差动继电保护装置分别对应检测到馈线故障点处故障，分别向故障点两侧断路器发出动作指令，并分别对应断开所述故障点两侧断路器，将两条发生故障的馈线均隔离为两段，其中，主变压器至两回线故障点线路段的供电负荷分别为S1a、S1b，两线故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段的供电负荷为S2a、S2b，故障点所在的馈线所连接的主变压器对应向两条馈线提供的供电交流功率由故障前的2×S降为S1a+S1b，其中，S为故障前主变压器向对应馈线提供的馈线供电功率，S＝SL-SA，SL为馈线上的总供电负荷，SA为光伏发电模块对应经柔性直流换流器逆变后向馈线供电的供电交流功率，两回馈线故障点至柔性直流换流器交流母线的线路段的供电功率缺额Sq＝S2a+S2b-2×SA；Sq值与故障点位置有关，最严重的情况下，当两回馈线的故障点均位于变压器出口侧时，S1a＝S1b＝0，S2a＝S2b＝SL，Sq＝2×(SL-SA)；
步骤S32：所述差动继电保护装置向所述柔性直流输电系统发出动作指令，所述柔性直流输电系统中与所述故障点相对一侧的柔性直流换流器由逆变状态转变为整流状态，且整流功率为与所述故障点相对一侧主变压器所引出馈线的供电交流功率均由故障前的S调整为所述柔性直流输电系统中与所述故障点相同一侧的的柔性直流换流器维持逆变状态，逆变功率值由故障前的2×SA调整为
步骤S33：所述差动继电保护装置分别向存在故障馈线上作为联络开关的断路器以及与该作为联络开关的断路器经联络线连接的断路器发出闭合动作指令，两条故障馈线上的各自对应的一条联络线向对应的馈线提供支援功率
步骤S34：所述故障点相同一侧的直流母线向产生故障两条馈线提供逆变功率以及产生故障两条馈线对应的联络线提供支援功率合计为Sq，并向故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段供电。
在本实施例中，当位于柔性直流输电系统同一侧的2回馈线均停运时，变压器向该2回馈线供电的功率可能由75％下降至0％，靠近故障侧的柔性直流换流器仍维持作为逆变器，另一侧的柔性直流换流器由逆变器变为整流器运行，即将非故障的2条馈线侧的交流电通过柔性直流输电系统送往故障侧馈线，可满足故障侧馈线上约33％的负荷，同时联络断路器闭合，联络线由备用状态转为运行状态；故障馈线上的其余约67％的负荷由与故障馈线通过联络断路器和联络线相联的其它馈线供电。
为了让本领域技术人员进一步了解本发明所提出的技术内容，下面具体结合具体实例进行说明，如图3所示，当位于同一变电站的馈线21和馈线22均停运时，依时序发生如下动作：
(1)差动保护检测到故障；
(2)差动保护向故障馈线相联的断路器发出动作指令，故障点两侧的断路器打开，断路器21和环网HW21中与故障馈线相接的断路器打开，断路器22和环网HW24中与故障馈线相接的断路器打开，馈线上发生故障的馈线段被隔离，图3中S22值和S211值由故障前的S降低为S1a、S1b；
(3)差动保护向柔性直流输电系统发出动作指令，换流器A由逆变状态转变为整流状态，整流功率设定为为了维持功率平衡，馈线11和馈线12的供电交流功率均自动由故障前的S提高为换流器B维持逆变状态，但逆变功率SA21+SA22值由故障前的2×SA提高到
(4)差动保护向联络断路器发出指令，联络断路器21和联络断路器23及其线路对侧断路器闭合，每回联络线向故障馈线提供支援功率
(5)换流器B的交流母线B向馈线21、馈线22提供逆变功率和2回联络线支援的供电功率合计为Sq，向馈线21、馈线22故障点至柔性直流换流器交流母线的线路段供电。
在本实施例中，柔性直流输电系统单侧换流器容量与光伏电源装机以及10千伏馈线负荷情况有关，容量应不小于工程中可通过查图4确定换流器容量。例如，当光伏电源装机占馈线极限功率的比例为30％时，换流器容量应不低于馈线极限功率的76％。
本发明所提出的一种采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，实现了4回10千伏配电馈线通过柔性直流输电系统实现闭环运行，可相应提高配电网馈线的负载率(正常运行时馈线正常最高负载率可达75％)，同时避免短路电流过大的问题，避免不同变电站之间10千伏互联造成的“功率穿越”问题。片区内多个光伏电站产生的直流电经多条直流线路汇集在柔性直流换流器的直流母线，实现光伏电站的集中逆变并网，与分散式逆变并网相比，减省逆变器综合造价。在实现高可靠性接线的同时，采用柔性直流输电系统形成两座不同变电站变压器的闭环运行不会明显提高配电网短路电流，改造量小，利用柔性直流输电系统实现光伏电站的集中逆变并网，各光伏电站侧可以不用配置逆变器，减省逆变器综合投资，可弥补本发明投资大的不足，适用于供电可靠性要求高且有一定数量光伏电站，存在光伏电站并网需求的场合。
以上是本发明的较佳实施例，凡依本发明技术方案所作的改变，所产生的功能作用未超出本发明技术方案的范围时，均属于本发明的保护范围。

Claims (5)

1.一种采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，其特征在于，按照如下步骤实现：
步骤S11：从一变电站的第一主变压器的10千伏侧引出第一馈线以及第二馈线，从另一变电站的第二主变压器的10千伏侧引出第三馈线以及第四馈线；
步骤S12：将所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线以及所述第四馈线分别经联接单元对应连接至一柔性直流输电系统中第一柔性直流换流器的第一交流母线、第一柔性直流换流器的第二交流母线、第二柔性直流换流器的第一交流母线以及第二柔性直流换流器的第二交流母线；
步骤S13：在所述柔性直流输电系统中直流输电回路两侧分别对应设置一直流母线；所述直流母线的一端与所述直流输电回路相连，另一端连接至一光伏发电模块的直流升压端；
步骤S14：正常运行时，所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线以及所述第四馈线由变电站供电的负荷小于等于单回馈线的热稳定极限功率的75％，所述柔性直流输电系统中的第一柔性直流换流器以及第二柔性直流换流器均作为逆变器运行，将所述光伏发电模块发出的电力输送到10千伏馈线上；
所述联接单元包括若干个10千伏断路器，且所述若干个10千伏断路器包括至少有一个作为联络开关的断路器；所述作为联络开关的断路器经联络线连接至引出该断路器所在馈线的主变压器的其他10千伏侧馈线上的断路器；正常运行时，所述联络线两侧的断路器均打开运行；
所述断路器设置有差动继电保护装置；
当所述所述第一馈线、所述第二馈线、所述第三馈线或所述第四馈线中任一条馈线发生故障时，依时序发生如下动作：
步骤S21：断路器中的差动继电保护装置检测到故障点处故障，并向故障点两侧断路器发出动作指令，断开所述故障点两侧断路器，将发生故障的馈线隔离为两段，其中，主变压器至故障点段的供电负荷为S1，故障点至柔性直流换流器交流母线的线路段的供电负荷为S2，该故障点所在的馈线所连接的主变压器向该馈线供电的交流功率将由故障前的S降为故障后的S1，S≥S1≥0，其中，S为故障前主变压器向对应馈线提供的馈线供电功率，S＝SL-SA，SL为馈线上的总供电负荷,SL＝S1+S2，SA为光伏发电模块经对应柔性直流换流器逆变后向馈线供电的供电交流功率；该馈线故障点至对应的柔性直流换流器交流母线的线路段的供电功率缺额SQ＝S2-SA；SQ值与故障点位置有关，最严重的情况下，当故障点位于变压器出口侧时，S1＝0，S2＝SL，SQ＝SL-SA；
步骤S22：所述差动继电保护装置向所述柔性直流输电系统发出动作指令，所述柔性直流输电系统中与所述故障点相对一侧的柔性直流换流器由逆变状态转变为整流状态，且整流功率为与所述故障点相对一侧主变压器所引出馈线的供电交流功率均由故障前的S调整为所述柔性直流输电系统中与所述故障点相同一侧的柔性直流换流器维持逆变状态，且逆变功率值由故障前的2×SA调整为
步骤S23：受所述柔性直流输电系统的换流功率调整的影响，与所述故障点相同一侧主变压器所引出的另一馈线的供电交流功率由故障前的S调整为
步骤S24：所述故障点相同一侧的直流母线处汇集了该侧柔性直流换流器增加的逆变功率以及该侧另一馈线增加的供电交流功率且合计为SQ，并向故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段供电。
2.根据权利要求1所述的采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，其特征在于，当所述第一馈线以及所述第二馈线或所述第三馈线以及所述第四馈线中任一对馈线发生故障时，依时序发生如下动作：
步骤S31：断路器中的差动继电保护装置分别对应检测到馈线故障点处故障，分别向故障点两侧断路器发出动作指令，并分别对应断开所述故障点两侧断路器，将两条发生故障的馈线均隔离为两段，其中，主变压器至两馈线故障点线路段的供电负荷分别为S1a、S1b，两馈线故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段的供电负荷为S2a、S2b，故障点所在的馈线所连接的主变压器对应向两条馈线提供的供电交流功率由故障前的2×S降为S1a+S1b，其中，S为故障前主变压器向对应馈线提供的馈线供电功率，S＝SL-SA，SL为馈线上的总供电负荷，SA为光伏发电模块对应经柔性直流换流器逆变后向馈线供电的供电交流功率，两馈线故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段的供电功率缺额Sq＝S2a+S2b-2×SA；Sq值与故障点位置有关，最严重的情况下，当两回馈线的故障点均位于变压器出口侧时，S1a＝S1b＝0，S2a＝S2b＝SL，Sq＝2×(SL-SA)；
步骤S32：所述差动继电保护装置向所述柔性直流输电系统发出动作指令，所述柔性直流输电系统中与所述故障点相对一侧的柔性直流换流器由逆变状态转变为整流状态，且整流功率为与所述故障点相对一侧主变压器所引出馈线的供电交流功率均由故障前的S调整为所述柔性直流输电系统中与所述故障点相同一侧的的柔性直流换流器维持逆变状态，逆变功率值由故障前的2×SA调整为
步骤S33：所述差动继电保护装置分别向存在故障馈线上作为联络开关的断路器以及对应经联络线与该作为联络开关的断路器相连接的断路器发出闭合动作指令，两条故障馈线上的各自对应的一条联络线向对应的馈线提供支援功率
步骤S34：所述故障点相同一侧的直流母线向产生故障两条馈线提供逆变功率以及产生故障两条馈线对应的联络线提供支援功率合计为Sq，并向故障点至对应柔性直流换流器交流母线的线路段供电。
3.根据权利要求1所述的采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，其特征在于，片区内若干个光伏电站对应的光伏发电模块产生的直流电统一升压到同一直流电压，并对应经若干条直流线路汇集连接至所述直流母线。
4.根据权利要求1所述的采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，其特征在于，所述光伏发电模块包括依次相连的第一光伏发电单元至第N光伏发电单元；所述光伏发电单元包括依次相连的光伏阵列以及直流升压变化器；所述第N光伏发电单元的直流升压端作为所述光伏发电模块的直流升压端。
5.根据权利要求1所述的采用柔性直流输电实现配电网闭环和光伏集中接入的方法，其特征在于，每个柔性直流换流器的第一交流母线和第二交流母线相联，但每个柔性直流换流器的交流母线均不与其它柔性直流换流器中的交流母线相联。
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