CN109586270A - 基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法 - Google Patents

基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法 Download PDF

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CN109586270A CN201811436352.6A CN201811436352A CN109586270A CN 109586270 A CN109586270 A CN 109586270A CN 201811436352 A CN201811436352 A CN 201811436352A CN 109586270 A CN109586270 A CN 109586270A
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郭嘉琛
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Abstract

本发明提供的一种基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，包括步骤S1：确定电压参考值和功率参考值；S2：将电压运行区间划分为三类电压运行区间；S3：实时检测辅助换流站的直流电压；S4：判断辅助换流站的直流电压在三类电压运行区间中的哪一类电压运行区间内，并做出相应的控制；本发明在不同区间内执行不同的控制策略，保证电压稳定；并综合考虑控制单元工作状态和实时功率裕度，建立自适应下垂系数指标，保证功率分配的合理性和高效性。

Description

基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法
技术领域
本发明涉及直流配电网运行控制技术领域，具体涉及一种基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法。
背景技术
分布式能源以其清洁、环保、可再生的特点得到了广泛重视，越来越多的分布式能源需要接入电网。分布式能源多为直流供电，直流配电网相较于交流配电网可以节省大量的DC/AC换流环节，还可以有效解决配网线路损耗大、电压波动、电网谐波以及三相不平衡等一系列电能质量问题，提高配电网的可靠性和可控性。
直流配电网与传统交流配电网在运行特性上有很大差异，直流配电网中不考虑无功功率和无功环流，不存在频率和功角的稳定性，电网电压成为功率平衡的唯一指标。另外，直流配电网的运行特性由控制系统决定，合理的控制策略是直流配电网持续安全运行的关键。控制策略主要考虑直流配电网电压的稳定，以及如何安全、高效地平抑波动功率，避免出现控制单元的功率越限。传统方法只考虑了其中一个因素，即注重功率调节过程中节点电压的稳定，但没有关注波动功率分配的合理性，没有考虑控制单元的功率裕度及调节效率；或者是注重控制单元功率裕度及调节效率，但没有对节点电压进行限制，容易造成电压越限。
因此，需要提出一种新的基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的是提供一种基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，既考虑到电压稳定又考虑波动功率的合理分配，对电压区间进行划分，在不同区间内执行不同的控制策略，保证电压稳定；并综合考虑控制单元工作状态(包括整流或逆变、充电或放电状态)和实时功率裕度，建立自适应下垂系数指标(自适应下垂控制斜率)，保证功率分配的合理性和高效性，保证对波动功率的平抑效果，同时维持电压的稳定。
本发明提供一种基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，包括步骤：
S1：对确定拓扑结构和控制单元运行参数的直流配电网进行潮流计算，确定电压参考值和功率参考值，具体包括直流电压参考值和辅助换流站传输功率参考值；
S2：将直流配电网工况划分为第一类工况和第二类工况；分别在两类工况下进行潮流计算，根据两类工况的潮流计算结果，计算电压区间临界值；并根据电压区间临界值将电压运行区间划分为三类电压运行区间，所述三类电压运行区间为电压正常运行区间、电压临界运行空间和电压极限运行区间；
其中，所述第一类工况具体为：主换流站作为系统的平衡节点，当辅助换流站向直流配电网注入最大功率，光伏输出最大功率，负荷按照额定功率接入，蓄电池不工作；
所述第二类工况具体为：辅助换流站向直流配电网注入功率为0，光伏退出运行，负荷按照额定功率接入，蓄电池不工作；
所述电压区间临界值为电压正常运行区间与电压临界运行区间的分界点；
S3：实时检测辅助换流站的直流电压；
S4：判断辅助换流站的直流电压在三类电压运行区间中的哪一类电压运行区间内，并根据所在电压运行区间做出相应的控制。
进一步，所述电压正常运行区间为[Un,Um]，所述电压临界运行区间为[UN,Un)∪(Um,UM]，所述电压极限运行区间为(-∞,UN)∪(UM,+∞)，其中，UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点。
进一步，所述步骤S4具体为：
若直流端口处的直流电压在电压正常运行区间内，则主换流站作为直流配电网系统的功率平衡节点，工作在直流电压模式；辅助换流站有功恒定，蓄电池处于待机状态，光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压临界运行区间内，则主换流站失去功率平衡能力，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制；光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压极限运行区间(-∞，UN)内，则切除一定容量的次要负荷，主换流站失去功率平衡能力，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压极限运行区间(UM,+∞)内，则光伏电池退出运行，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，光伏电池以最大功率跟踪 MPPT模式运行。
进一步，所述步骤S4中辅助换流站切换为自适应下垂控制，若直流端口处的直流电压在(-∞，Un)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Un＝kA(PA-PAref) (1-1)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Un为电压正常运行区间与电压临界运行区间的下分界点；kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAref表示辅助换流站传输功率参考值；
若直流端口处的直流电压在(-∞，Un)区间内，蓄电池U-P下垂特性曲线为：
Udc-Un＝kBPB (1-2)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Un为电压正常运行区间与电压临界运行区间的下分界点；kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率；PB为蓄电池传输功率的实际值；
若直流端口处的直流电压在(Um,+∞)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Um＝kA(PA-PAref) (1-3)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Um为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上分界点；kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAref表示辅助换流站传输功率参考值；
若直流端口处的直流电压在(Um,+∞)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Um＝kBPB (1-4)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Um为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上分界点；kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率；PB为蓄电池传输功率的实际值。
进一步，所述电压区间临界值的计算公式为：
其中，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点； Um0和Un0分别为第一类工况和第二类工况的潮流计算结果中辅助换流站的电压值；εm和εn分别为Um和Un的修正值；所述εm满足：
εm＞max[max(Ui-Um0)，0]，i＝1,2,......，n' (2-2)
所述εn满足：
εn＞max[max(Un0-Ui)，0]，i＝1,2,......，n' (2-3)
其中，Ui表示直流配电网中，直流配电网除当前计算的辅助换流站节点外其它的第i个节点的电压值，n’表示直流配电网除当前计算的辅助换流站节点外共有n’个节点。
进一步，所述辅助换流站的自适应下垂控制斜率的计算公式为：
其中，kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率；Udc表示直流电压实际值；λA为影响因子Ⅰ，0＜λA＜1。
进一步，所述λA的计算公式为：
其中，PBmin为蓄电池从直流配电网可吸收的最大有功功率。
进一步，所述蓄电池的自适应下垂控制斜率的计算公式为：
其中，kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；PB、PBmax和PBmin分别为蓄电池传输功率的实际值、蓄电池可以向直流配电网注入的最大有功功率和蓄电池从直流配电网可吸收的最大有功功率；Udc表示直流电压实际值；λB为影响因子Ⅱ，0＜λB＜1。
进一步，所述λB的计算公式为：
其中，PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率。
进一步，所述步骤S4中，切除负荷最小值为：
ΔPL＝γ(L1'+L2'-PGmax-PAmax-PBmax-PPV) (5)
其中，ΔPL为切除负荷最小值，γ为影响因子Ⅲ，PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率；PBmax为蓄电池可以向直流配电网注入的最大有功功率；PPV为光伏电池的实时功率；L1'、L2'分别为重要负荷和次要负荷的实时功率，PGmax为主换流站最大传输功率。
本发明的有益效果：本发明既考虑到电压稳定又考虑波动功率的合理分配，对电压区间进行划分，在不同区间内执行不同的控制策略，保证电压稳定；并综合考虑控制单元工作状态(包括整流或逆变、充电或放电状态)和实时功率裕度，建立自适应下垂系数指标(自适应下垂控制斜率)，保证功率分配的合理性和高效性，保证对波动功率的平抑效果，同时维持电压的稳定。
附图说明
下面结合附图和实施例对本发明作进一步描述：
图1为本发明的流程图；
图2为主换流站、辅助换流站和蓄电池在三类电压运行区间协调控制特性图；
图3为两端型直流配电网结构图；
图4为在电压正常运行区间主换流站电压变化曲线；
图5为在电压正常运行区间主换流站功率变化曲线；
图6为在电压临界运行区间主换流站电压变化曲线；
图7为在电压临界运行区间主换流站功率变化曲线；
图8为在电压临界运行区间主换流站达到功率极限后辅助换流站和蓄电池的电压变化曲线；
图9为在电压临界运行区间主换流站达到功率极限后辅助换流站和蓄电池的功率变化曲线；
图10为在电压临界运行区间主换流站达到功率极限后辅助换流站和蓄电池的自适应下垂斜率变化曲线；
图11为在电压临界运行区间主换流站退出运行后辅助换流站和蓄电池的电压的变化曲线；
图12为在电压临界运行区间主换流站退出运行后辅助换流站和蓄电池的功率的变化曲线；
图13为在电压临界运行区间主换流站退出运行后辅助换流站和蓄电池的自适应下垂斜率的变化曲线；
图14为电压临界运行区间辅助换流站功率变化曲线；
图15为电压临界运行区间蓄电池功率变化曲线；
图16为电压极限运行区间辅助换流站和蓄电池的电压变化曲线；
图17为电压极限运行区间辅助换流站和蓄电池的功率变化曲线；
图18为电压极限运行区间辅助换流站和蓄电池的自适应下垂斜率变化曲线。
具体实施方式
如图1所示，本发明提供的一种基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，包括步骤：
S1：对确定拓扑结构和控制单元运行参数的直流配电网进行潮流计算，确定电压参考值和功率参考值，具体包括直流电压参考值Udcref和辅助换流站传输功率参考值PAref；本实施例中，对直流配电网的潮流计算，确定电压参考值和功率参考值是现有技术，在此不赘述。
S2：将直流配电网工况划分为第一类工况和第二类工况；分别在两类工况下进行潮流计算，根据两类工况的潮流计算结果，计算电压区间临界值；并根据电压区间临界值将电压运行区间划分为三类电压运行区间，所述三类电压运行区间为电压正常运行区间、电压临界运行空间和电压极限运行区间；
其中，所述第一类工况具体为：主换流站作为系统的平衡节点，当辅助换流站向直流配电网注入最大功率，光伏输出最大功率，负荷按照额定功率接入，蓄电池不工作；
所述第二类工况具体为：辅助换流站向直流配电网注入功率为0，光伏退出运行，负荷按照额定功率接入，蓄电池不工作；
所述电压区间临界值为电压正常运行区间与电压临界运行区间的分界点； S3：实时检测辅助换流站的直流电压；本实施例中，主换流站还实时检测输入功率。判断通过主换流站传输的功率是否在其传输功率的阈值范围内。若是，则主换流站作为直流配电网系统的功率平衡节点，工作在定直流电压模式；辅助换流站有功恒定，蓄电池处于待机状态，光伏电池均以最大功率跟踪MPPT 模式运行，若否，则进入步骤S4；本实施例中，主换流站作为直流配电网的平衡节点，其平抑功率波动的能力决定了系统功率平衡，其功率调节能力决定了系统功率平衡，容量决定了配电网系统与交流系统的传输功率。交流电网通过主换流站与直流配电网交换的有功功率PG(规定交流电网向直流配电网注入功率方向为正)为：
PG＝PL-PA-PDG
其中，PL为负荷消耗功率；PDG为光伏电池和蓄电池注入直流配电网的功率。当PG在主换流站传输功率上、下限值间，即PGmax＞PG＞PGmin时，主换流站承担系统功率的平衡。当目标传输功率超出限制，或主换流站因故障停运时，辅助换流站(设定辅助换流站工作在整流模式，仅可向直流系统注入功率)和蓄电池开始工作。上述PG即为主换流站检测到的输入功率，PGmax和PGmin分别为额定输入功率的上下限阈值，即PGmax和PGmin分别为主换流站的最小传输功率和最大传输功率。本实施例中，主换流站、蓄电池和辅助换流站并网换流器均实时检测辅助换流站的直流电压，根据检测结果执行步骤S4。
S4：判断辅助换流站的直流电压在三类电压运行区间中的哪一类电压运行区间内，并根据所在电压运行区间做出相应的控制。通过上述方法，既考虑到电压稳定又考虑波动功率的合理分配，对电压区间进行划分，在不同区间内执行不同的控制策略，保证电压稳定；并综合考虑控制单元工作状态(包括整流或逆变、充电或放电状态)和实时功率裕度，建立自适应下垂系数指标(自适应下垂控制斜率)，保证功率分配的合理性和高效性，保证对波动功率的平抑效果，同时维持电压的稳定。
所述电压正常运行区间为[Un,Um]，所述电压临界运行区间为 [UN,Un)∪(Um,UM]，所述电压极限运行区间为(-∞,UN)∪(UM,+∞)，其中，UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点。本实施例中，直流配电网系统工作在电压正常运行区间采用主从控制：主换流站作为系统的功率平衡节点，工作在定直流电压模式，辅助换流站工作在定有功功率控制模式，蓄电池处于备用电源状态，光伏电池工作于最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MPPT)模式。直流配电网系统工作在电压临界运行区间具体为：当主换流站达到功率极限或因故障退出运行时，直流电压开始出现偏差，达到临界运行区间后，主换流站已失去功率平衡能力，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，共同承担系统功率的平衡，光伏电池仍工作于MPPT 模式。直流配电网系统电压达到电压极限运行区间时，为防止电压崩溃需要采取紧急功率控制。根据Um和Un的计算结果和运行设备的工作特性，人为设定极限运行区间的边界值UM和UN。
所述步骤S4具体为：
若直流端口处的直流电压在电压正常运行区间内，则主换流站作为直流配电网系统的功率平衡节点，工作在直流电压模式；辅助换流站有功恒定，蓄电池处于待机状态，光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压临界运行区间内，则主换流站失去功率平衡能力，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制；光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压极限运行区间(-∞，UN)内，则切除一定容量的次要负荷，主换流站失去功率平衡能力，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压极限运行区间(UM,+∞)内，则光伏电池退出运行，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，光伏电池以最大功率跟踪 MPPT模式运行。
所述步骤S5中辅助换流站切换为自适应下垂控制，若直流端口处的直流电压在(-∞，Un)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Un＝kA(PA-PAref) (1-1)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Un为电压正常运行区间与电压临界运行区间的下分界点，表示辅助换流站进入下垂特性控制的拐点；kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAref表示辅助换流站传输功率参考值；本实施例中，kA越小表示对电压的控制能力越强。
若直流端口处的直流电压在(-∞，Un)区间内，蓄电池U-P下垂特性曲线为：
Udc-Un＝kBPB (1-2)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Un为电压正常运行区间与电压临界运行区间的下分界点，表示蓄电池进入下垂特性控制的拐点；kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率；PB为蓄电池传输功率的实际值；本实施例中，kB越小表示对电压的控制能力越强。
若直流端口处的直流电压在(Um,+∞)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Um＝kA(PA-PAref) (1-3)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Um为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上分界点，表示辅助换流站进入下垂特性控制的拐点；kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAref表示辅助换流站传输功率参考值；本实施例中，kA越小表示对电压的控制能力越强。
若直流端口处的直流电压在(Um,+∞)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Um＝kBPB (1-4)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Um为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上分界点，表示蓄电池进入下垂特性控制的拐点；kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率；PB为蓄电池传输功率的实际值。本实施例中，kB越小表示对电压的控制能力越强。
所述电压区间临界值的计算公式为：
其中，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点； Um0和Un0分别为第一类工况和第二类工况的潮流计算结果中辅助换流站的电压值；εm和εn分别为Um和Un的修正值；所述εm满足：
εm＞max[max(Ui-Um0)，0]，i＝1,2,......，n' (2-2)
所述εn满足：
εn＞max[max(Un0-Ui)，0]，i＝1,2,......，n' (2-3)
其中，Ui表示直流配电网中，直流配电网除当前计算的辅助换流站节点外其它的第i个节点的电压值，n’表示直流配电网除当前计算的辅助换流站节点外共有n’个节点。本实施例中，分别通过计算(2-2)和(2-3)得到εm和εn的取值范围，在εm和εn的取值范围内人为确定εm和εn的具体值。
所述辅助换流站的自适应下垂控制斜率的计算公式为：
其中，kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率；Udc表示直流电压实际值；λA为影响因子Ⅰ，0＜λA＜1。λA为保证不同容量控制单元之间平抑功率量相互制衡的辅助换流站自适应下垂控制斜率的影响因子。本实施例中，如图3所示，当UN≤Udc＜Un时，系统内出现功率缺额导致电压下降，辅助换流站运行在自适应下垂曲线的下半区间，系统通过其增加注入到直流配电网的功率来补偿功率缺额。此时将PAmax-PA视为其功率裕度，在相同电压扰动下，已向配电网注入较大功率的辅助换流站，下垂斜率kA较小，下垂曲线较陡，即增加较小的功率注入量。当Um＜Udc≤UM时，系统内出现功率盈余导致电压上升，由于本发明将辅助换流站设定工作在整流模式，不能从直流配电网系统吸收功率，辅助换流站运行在自适应下垂曲线的上半区间，直流配电网系统通过其减少注入到直流配电网的功率来平衡功率盈余。此时将PA视为其功率裕度，在相同电压扰动下，已向配电网注入较大功率的辅助换流站，下垂斜率kA较大，下垂曲线较缓，即减少较大的功率注入量。
所述λA的计算公式为：
其中，PBmin为蓄电池从直流配电网可吸收的最大有功功率。
所述蓄电池的自适应下垂控制斜率的计算公式为：
其中，kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；PB、PBmax和PBmin分别为蓄电池传输功率的实际值、蓄电池可以向直流配电网注入的最大有功功率和蓄电池从直流配电网可吸收的最大有功功率；Udc表示直流电压实际值；λB为影响因子Ⅱ，0＜λB＜1。λB为保证不同容量控制单元之间平抑功率相互制衡的蓄电池自适应下垂控制斜率的影响因子。本实施例中，当UN≤Udc＜Un时，蓄电池运行在自适应下垂曲线的下半区间，直流配电网系统通过其增加注入到直流配电网的功率来补偿功率缺额，其自适应下垂斜率整定方法与辅助换流站一致，将PBmax-PB视为其功率裕度，在相同电压扰动下，已向配电网注入较大功率的蓄电池，下垂斜率kB较小，下垂曲线较陡，即增加较小的功率注入量。当Um＜Udc≤UM时，直流配电网系统内出现功率盈余导致电压上升，蓄电池运行在自适应下垂曲线的上半区间，直流配电网系统通过其增加从配电网吸收的功率来平衡盈余量，此时将PBmin-PB视为其功率裕度，在相同电压扰动下，已从配电网吸收较大功率的蓄电池，下垂斜率kB较小，下垂曲线较陡，即增加较小的功率吸收量。
所述λB的计算公式为：
其中，PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率。传统自适应下垂控制的影响因子，是为了对kA和kB进行限幅，也就是不能任由功率调节而忽视了电压的限值，类似这样的方法在对kA和kB求解时，都是用节点的(节点最大电压)和(节点额定状态电压)进行计算，这样计算容易产生电压越限使整个直流配电网发生故障，显然不合理。而本文则先对电压区间划分，找到边界值Um、Un、UM和UN，不可能产生电压越限。利用它们进行计算则不用考虑电压越限，因为已经规定了每个区间控制策略不同，当电压从当前区间跨越至另一区间时，系统都将采取相应措施，例如更换控制方式，使光伏电池不工作，或者是减次要负荷。通过λA和λB，在一定程度上限制电压变化速率过快的问题，而不是电压越限，还可通过λA和λB的修正，实现不同容量控制单元所承担的平抑功率量的相互制衡，减小误差。
本实施例中，所述步骤S5中，切除负荷最小值为：
ΔPL＝γ(L1'+L2'-PGmax-PAmax-PBmax-PPV) (5)
其中，ΔPL为切除负荷最小值，γ为影响因子Ⅲ，PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率；PBmax为蓄电池可以向直流配电网注入的最大有功功率；PPV为光伏电池的实时功率；L1'、L2'分别为重要负荷和次要负荷的实时功率，PGmax为主换流站最大传输功率。本实施例中，γ为保证系统负荷的影响因子Ⅲ，γ越大，直流配电网系统的最小负荷裕度越大，直流配电网系统相对更安全，γ优选取1.15。
本实施例中，图2为主换流站、辅助换流站和蓄电池在三类电压运行区间协调控制特性图。图2中，以主换流站运行过程中达到功率极限的情况举例进行说明：正常电压区间内，主换流站工作于定直流电压控制，辅助换流站和蓄电池工作于定有功功率控制，如A点所示。当负荷功率增加导致系统内出现功率缺额，主换流站增加注入功率，运行点由A向B点移动，此时仍处于正常工作区间。当负荷功率继续增加，主换流站达到功率极限，电压开始出现偏差，当达到Un时，辅助换流站和蓄电池单元的控制从定有功功率控制转为自适应下垂控制，运行到C点，自适应下垂斜率分别为kA(C)和kB(C)。如果负荷功率继续增加，辅助换流站和蓄电池则继续增大注入功率，但此时二者的功率裕度也逐渐减小，调节能力变弱。当电压达到极限运行下半区间的边界值UN，运行到D 点时，自适应下垂斜率分别为kA(D)和kB(D)，此时应立即切除适量次要负荷，避免电压越限。
在PSCAD/EMTDC仿真平台上搭建图3所示直流配电网模型，对根据本地电压信号划分的不同运行区间，仿真验证所提控制策略的有效性。其中，直流母线额定电压值为5kV，线路电阻为0.05Ω/km，每段线路均为2.5km；基准容量取为10MVA，基准电压取为10kV，L1和L2的额定功率分别为4.5MW和2.5MW，λA和λB分别为0.58和0.82，其中，L1和L2分别为重要负荷和次要负荷。各控制单元的容量限值见表1。
表1控制单元类型和容量限值
控制单元 P<sub>min</sub>/MW P<sub>max</sub>/MW
主换流站 -8 8
辅助换流站 0 5
光伏电池 0 2.5
蓄电池 -2.5 2.5
表1中，Pmin表示控制单元的功率容量下限，Pmax表示表示控制单元的功率容量上限，基于以上参数，利用牛拉法进行潮流计算可得Um0＝1.0312pu，εm>0，令εm＝0.001pu，正常运行区间的上限计算值为1.0322pu；Un0＝0.9692pu，εn>0，令εn＝0.001pu，正常运行区间的下限计算值为0.9682pu。因此，Um和Un为：
其中，Udcref为直流电压参考值。
UM和UN为：
一、电压正常运行区间
主换流站的直流电压参考值设为Udcref＝10kV，辅助换流站的有功功率参考值设为PAref＝2MW，其余单元实时功率见表2。
表2正常运行区间内控制单元实时功率
t/s 0 1.5 2.5 3 4
光伏电池 2 2 2 2 0
蓄电池 0
负荷(L<sub>1</sub>) 2 4 4 3 3
负荷(L<sub>2</sub>) 1 1 2.5 1.5 1.5
(注：单位为MW，表格中空白表示待测量，下同)
在相同运行参数和功率扰动下，将本文所提控制策略与传统下垂控制进行对比分析，其中主换流站与辅助换流站的下垂斜率根据各自的额定有功容量分别取为-0.1kV/MW，-0.2kV/MW，主换流站的电压与功率变化曲线如图4和图5 所示。
在主从控制下，初始时刻系统内功率盈余，主换流站从直流配电网吸收 0.259MW有功功率。1.5s时，负荷L1增大导致系统功率缺额，直流电压开始下降，主换流站切换为整流状态，向配电网注入1.739MW有功功率，1.7s时电压重新稳定到10kV。2.5s和4s时，主换流站同样增加注入功率弥补功率缺额。但在3s时，由于负荷减小导致功率盈余，主换流站减少注入功率维持系统的功率平衡。由图5可见，传统下垂控制由于是有差调节，导致每一次扰动，稳定后的电压存在偏差。考虑到直流配电网功率波动频繁，采用下垂控制不利于维持电压的稳定，因此在正常工况下，本文所采用的主从控制比下垂控制更适用于直流配电网。
二、电压临界运行区间
1)主换流站达到功率极限
主换流站的直流电压参考值设为Udcref＝10kV，辅助换流站的有功功率参考值设定为PAref＝0MW，其余单元实时功率见表3。
表3主换流站达到功率极限时控制单元实时功率
图6和图7给出了该条件下主换流站的电压与功率变化曲线。
在2s前，主换流站注入5.86MW有功功率，其电压保持稳定。2s时，直流配电网中出现大幅有功缺额导致直流电压下降，主换流站增加注入功率平衡系统的功率缺额。但受限于自身容量，主换流站只能注入8MW有功功率，不能满足系统功率缺额，故主换流站虽达到功率极限但系统电压继续下降至正常区间电压下限值时，各控制单元在模式切换控制器的作用下进入自适应下垂控制区。
图8至图10分别为主换流站达到功率极限后辅助换流站和蓄电池的电压、功率以及自适应下垂斜率的变化曲线。辅助换流站和蓄电池在2s时切换为自适应下垂控制，并在2.25s时调节系统电压恢复稳定。按照自适应下垂斜率的整定方法，2s时辅助换流站和蓄电池分别有5MW和2.5MW的有功功率裕度，因此辅助换流站应承担更多的功率缺额，下垂斜率分别为-0.024kV/MW， -0.048kV/MW。第一次功率扰动后，辅助换流站和蓄电池分别承担了2.01MW 和0.88MW的功率。3s时，L1的功率继续增大，此时辅助换流站和蓄电池的功率裕度分别为2.99MW和1.62MW，据此整定自身的下垂斜率至-0.041kV/MW 和-0.069kV/MW。在第二次扰动后，辅助换流站承担了0.56MW的功率，蓄电池承担了0.44MW的功率，3.2s时电压恢复稳定，辅助换流站承担功率的比例比第一次扰动时小很多，充分利用了蓄电池的功率裕度。4s时，由于蓄电池的功率裕度下降，减小了其承担的功率比例，辅助换流站的下垂斜率变为-0.049kV/MW，蓄电池单元的下垂斜率变为-0.101kV/MW，系统在4.2s达到稳定，避免出现功率越限。
2)主换流站退出运行
主换流站的直流电压参考值仍设为Udcref＝10kV，辅助换流站的功率参考值设为PAref＝3.2MW，2s时，主换流站退出运行，其余单元实时功率见表4。
表4主换流站退出运行时控制单元实时功率
t/s 0 3
光伏电池 0 0
蓄电池 0
负荷(L<sub>1</sub>) 1.8 3.2
负荷(L<sub>2</sub>) 2 2.5
图11至图13分别为主换流站退出运行后辅助换流站和蓄电池的电压、功率以及自适应下垂斜率的变化曲线。
2s时，主换流站退出运行，直流配电网中缺少了平衡节点，节点电压下降到正常运行区间的下限值，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，并分别按照1.8MW和2.5MW的功率裕度整定下垂斜率，2.23s时系统电压恢复稳定，辅助换流站节点电压维持在9.69kV，功率裕度为1.74MW；蓄电池节点电压维持在9.63kV，由于本次调节蓄电池承担了更大比例的有功功率，故调节后功率裕度为0.99MW。3s后，辅助换流站和蓄电池分别承担了1.12MW和0.78MW 的功率。通过下垂斜率的自适应调节，改变了功率的分配情况，避免了由于预设的下垂斜率和实时功率裕度不匹配而发生功率越限，实现了功率的最优分配。
3)自适应下垂控制的有效性验证
为验证本文控制策略的有效性，将其与传统的偏差斜率控制进行对比分析，按额定容量整定下垂斜率，辅助换流站取为-0.05kV/MW，蓄电池取为 -0.1kV/MW。主换流站电压参考值设为Udcref＝10kV，辅助换流站的有功功率参考值设为PAref＝1MW，2s时，主换流站退出运行，其它控制器参数不变，表5 为各单元实时功率。
表5临界运行区间内控制单元实时功率
t/s 0 3 4 5
光伏电池 2 2 2 2
蓄电池 0
负荷(L<sub>1</sub>) 2 4 2 0
负荷(L<sub>2</sub>) 1.5 2.5 1.5 0
图14和图15分别为电压临界运行期间辅助换流站和蓄电池的功率变化曲线。对于偏差斜率控制，2s后，由于辅助换流站预设下垂斜率为蓄电池的一半，辅助换流站承担功率波动为蓄电池的两倍。在4s前，负荷增大，辅助换流站与蓄电池向增加注入功率的方向改变运行点，辅助换流站的功率裕度总比蓄电池的大，下垂斜率的取值没有不妥。但在4s后，辅助换流站与蓄电池单元开始向减少注入功率的方向改变运行点，到达5s时，运行点进入了临界运行区间的上半区间，辅助换流站的功率裕度减小为1.5MW，而蓄电池除了0.6MW的正向功率裕度，还可以吸收功率进行充电。但此时辅助换流站仍要承担两倍于蓄电池的功率，导致辅助换流站发生了功率越限。
应用本文提出的自适应下垂控制，5s时，由于辅助换流站无法运行在逆变状态，功率裕度变得很小，此时蓄电池可吸收的最大功率为2.5MW，蓄电池的功率裕度远大于辅助换流站的功率裕度，故承担了更大的有功功率，避免了辅助换流站发生功率越限。
三、极限运行区间
当直流配电网内功率严重不平衡时，直流电压会超过临界运行区间，进入极限运行区间，此时为了防止电压崩溃，需要采取紧急功率控制。主换流站直流电压参考值设为Udcref＝10kV，辅助换流站的有功功率参考值设为PAref＝3MW，在2 s时，主换流站退出运行，其余单元实时功率见表6。
表6极限运行区间内控制单元实时功率
t/s 0 3 4
光伏电池 0 0 0
蓄电池 0
负荷(L<sub>1</sub>) 2 3.2 4
负荷(L<sub>2</sub>) 1 3 3.5
图16至18分别为辅助换流站和蓄电池的电压、功率以及自适应下垂斜率的变化曲线。
2s时，主换流站退出运行，电压开始下降，由于蓄电池的节点电压更低，所以先于辅助换流站进入下垂控制，辅助换流站节点电压稳定在9.76kV，蓄电池稳定在9.68kV。4s时，直流电压继续下降，当低于临界运行区间的下限值后，为防止电压崩溃，切除适当的次要负荷，优先保证重要负荷的供电。在4.1s时， L1节点检测到直流电压下降到9.4kV，立即切除L2中1.5MW的负荷。4.37s时，系统重新恢复稳定，辅助换流站节点电压稳定在9.57kV，蓄电池节点电压稳定在9.46kV。
最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (10)

1.一种基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：包括步骤：
S1：对确定拓扑结构和控制单元运行参数的直流配电网进行潮流计算，确定电压参考值和功率参考值，具体包括直流电压参考值和辅助换流站传输功率参考值；
S2：将直流配电网工况划分为第一类工况和第二类工况；分别在两类工况下进行潮流计算，根据两类工况的潮流计算结果，计算电压区间临界值；并根据电压区间临界值将电压运行区间划分为三类电压运行区间，所述三类电压运行区间为电压正常运行区间、电压临界运行空间和电压极限运行区间；
其中，所述第一类工况具体为：主换流站作为系统的平衡节点，当辅助换流站向直流配电网注入最大功率，光伏输出最大功率，负荷按照额定功率接入，蓄电池不工作；
所述第二类工况具体为：辅助换流站向直流配电网注入功率为0，光伏退出运行，负荷按照额定功率接入，蓄电池不工作；
所述电压区间临界值为电压正常运行区间与电压临界运行区间的分界点；
S3：实时检测辅助换流站的直流电压；
S4：判断辅助换流站的直流电压在三类电压运行区间中的哪一类电压运行区间内，并根据所在电压运行区间做出相应的控制。
2.根据权利要求1所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述电压正常运行区间为[Un,Um]，所述电压临界运行区间为[UN,Un)∪(Um,UM]，所述电压极限运行区间为(-∞,UN)∪(UM,+∞)，其中，UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点。
3.根据权利要求2所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述步骤S4具体为：
若直流端口处的直流电压在电压正常运行区间内，则主换流站作为直流配电网系统的功率平衡节点，工作在定直流电压模式；辅助换流站有功恒定，蓄电池处于待机状态，光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压临界运行区间内，则主换流站失去功率平衡能力，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制；光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压极限运行区间(-∞，UN)内，则切除一定容量的次要负荷，主换流站失去功率平衡能力，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行；
若直流端口处的直流电压在电压极限运行区间(UM,+∞)内，则光伏电池退出运行，辅助换流站和蓄电池切换为自适应下垂控制，光伏电池以最大功率跟踪MPPT模式运行。
4.根据权利要求3所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述步骤S4中辅助换流站切换为自适应下垂控制，若直流端口处的直流电压在(-∞，Un)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Un＝kA(PA-PAref) (1-1)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Un为电压正常运行区间与电压临界运行区间的下分界点；kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAref表示辅助换流站传输功率参考值；
若直流端口处的直流电压在(-∞，Un)区间内，蓄电池U-P下垂特性曲线为：
Udc-Un＝kBPB (1-2)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Un为电压正常运行区间与电压临界运行区间的下分界点；kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率；PB为蓄电池传输功率的实际值；
若直流端口处的直流电压在(Um,+∞)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Um＝kA(PA-PAref) (1-3)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Um为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上分界点；kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAref表示辅助换流站传输功率参考值；
若直流端口处的直流电压在(Um,+∞)区间内，则辅助换流站U-P下垂特性曲线表示为：
Udc-Um＝kBPB (1-4)
其中，Udc表示直流端口处的直流电压实际值；Um为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上分界点；kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率；PB为蓄电池传输功率的实际值。
5.根据权利要求2所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述电压区间临界值的计算公式为：
其中，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；Um0和Un0分别为第一类工况和第二类工况的潮流计算结果中辅助换流站的电压值；εm和εn分别为Um和Un的修正值；所述εm满足：
εm＞max[max(Ui-Um0)，0]，i＝1,2,......，n' (2-2)
所述εn满足：
εn＞max[max(Un0-Ui)，0]，i＝1,2,......，n' (2-3)
其中，Ui表示直流配电网中，直流配电网除当前计算的辅助换流站节点外其它的第i个节点的电压值，n’表示直流配电网除当前计算的辅助换流站节点外共有n’个节点。
6.根据权利要求4所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述辅助换流站的自适应下垂控制斜率的计算公式为：
其中，kA为辅助换流站的自适应下垂控制斜率，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；PA表示交流大电网通过辅助换流站注入直流配电网的功率；PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率；Udc表示直流电压实际值；λA为影响因子Ⅰ，0＜λA＜1。
7.根据权利要求6所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述λA的计算公式为：
其中，PBmax为蓄电池从直流配电网可吸收的最大有功功率。
8.根据权利要求4所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述蓄电池的自适应下垂控制斜率的计算公式为：
其中，kB为蓄电池的自适应下垂控制斜率，Um和Un分别为电压正常运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；UM和UN分别表示电压极限运行区间与电压临界运行区间的上下分界点；PB、PBmax和PBmin分别为蓄电池传输功率的实际值、蓄电池可以向直流配电网注入的最大有功功率和蓄电池从直流配电网可吸收的最大有功功率；Udc表示直流电压实际值；λB为影响因子Ⅱ，0＜λB＜1。
9.根据权利要求8所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述λB的计算公式为：
其中，PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率。
10.根据权利要求3所述基于电压分区间的直流配电网自适应下垂控制方法，其特征在于：所述步骤S4中，切除负荷最小值为：
ΔPL＝γ(L1'+L2'-PGmax-PAmax-PBmax-PPV) (5)
其中，ΔPL为切除负荷最小值，γ为影响因子Ⅲ，PAmax表示辅助换流站可以向直流配电网注入的最大有功功率；PBmax为蓄电池可以向直流配电网注入的最大有功功率；PPV为光伏电池的实时功率；L1'、L2'分别为重要负荷和次要负荷的实时功率，PGmax为主换流站最大传输功率。
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