CN117175672A - 直流配电网协调控制方法、装置、电子设备及存储介质 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种直流配电网协调控制方法、装置、电子设备及存储介质，用于解决现有基于多端口能量路由器的直流配电网中多个运行方式之间无法自动切换的技术问题。所述方法包括：首先获取直流配电网的当前运行方式，检测当前运行方式对应的切换触发条件；接着基于切换触发条件，确定当前运行方式对应的运行切换策略，根据运行切换策略对直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将直流配电网的运行方式从当前运行方式切换至目标运行方式。

Description

直流配电网协调控制方法、装置、电子设备及存储介质

技术领域

本发明涉及直流配电网控制技术领域，尤其涉及一种直流配电网协调控制方法、装置、电子设备及存储介质。

背景技术

现有城区配电网的主流方式仍为交流配电方式，而随着电力电子技术的飞速发展，柔性直流配电网在技术与经济中的优势逐渐显现，柔性直流配电网可以减少分布式发电系统及直流负荷接入电网的中间环节，进而降低接入成本，目前国内已建成多个柔性直流配电网项目。

但相对地，新能源的间歇性、分散性以及不可控性，使得电网电能的流向由单向流动演变为多向流动，这无疑给电网稳定运行方式的合理安排带来了难题，另一方面，随着电网中电动汽车等直流负荷及储能的规模化提速，利用多能互补及友好协调控制来解决日益突出的新能源发电间歇性以及用户用电随机性难题是当前可行的解决思路。

目前，利用能量路由器功率的多向流动，可以在不同场合表现出电源或负载特性，快速响应电网调度，实现能源互联。能量路由器作为不同变电站间母线、馈线能量桥梁，技术上具备多电压等级、多环网等特点，通常采用级联H桥结构、背靠背换流器等结构，可实现10kV(Kilo Volt，千伏/电压计量单位)电压等级接入，具备控制T接入馈线潮流幅值以及方向。

对于多端口能量路由器直流配电网而言，系统运行方式较多，在进行协调控制时并未考虑全部运行方式的切换工况，各种运行方式的切换也需要停运后通过运行人员进行干预，无法实现运行方式的自动切换。

发明内容

本发明提供了一种直流配电网协调控制方法、装置、电子设备及存储介质，用于解决或部分解决现有基于多端口能量路由器的直流配电网中多个运行方式之间无法自动切换的技术问题。

本发明提供的一种直流配电网协调控制方法，应用于多端口能量路由器的直流配电网，所述方法包括：

获取所述直流配电网的当前运行方式，检测所述当前运行方式对应的切换触发条件；

基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式。

可选地，所述多端口能量路由器中包括端口1以及端口2，所述端口1对应开关闸Q1、Q4以及Q6，所述端口2对应开关闸Q2、Q5以及Q7，所述直流配电网包括并联控制闸口Q3、储能支路、新能源支路以及负载支路，所述直流配电网对应运行方式1、运行方式2、运行方式3、运行方式4以及运行方式5，其中，所述运行方式1表示风电场通过所述端口1与所述端口2输送功率，所述运行方式2表示所述端口1与所述端口2以及所述Q3并联运行以共同输送功率，所述运行方式3表示仅运行所述端口1且风电场通过所述Q3连接电网，所述运行方式4表示仅运行所述端口2且风电场通过所述Q3连接电网，所述运行方式5表示仅运行所述端口1。

可选地，所述当前运行方式为运行方式1，所述切换触发条件为预测功率越限，或端口1故障，或端口2故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S11：若检测到端口1预测功率越限，且风电场与新能源支路功率之和大于端口1功率限幅值，则跳转至步骤S13；否则控制停运所述储能支路；若检测到所述储能支路停运，则结束切换流程，若检测到所述储能支路未停运，则跳转至步骤S12；

步骤S12：若检测到风电场与储能支路功率之和小于端口1出力功率限幅值，则控制停运所述新能源支路；若检测到所述新能源支路停运，则结束切换流程，若检测到所述新能源支路未停运，则发送限功率指令至风电场，并结束切换流程；

步骤S13：若再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和小于端口1功率限幅值，则控制降低新能源支路功率同时启动储能支路吸收功率；若检测到端口1预测功率值小于限幅值，则结束切换流程；

步骤S14：若再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和大于端口1功率限幅值，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；

步骤S15：当检测到端口2预测功率越限时，若响应于切换至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q3；若检测到所述Q3合闸成功，则结束切换流程；若检测到所述Q3合闸失败，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；若响应于不切换至运行方式2的选择操作，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；

步骤S16：若检测到端口2故障，则控制合闸所述Q3以及分闸所述Q7；

步骤S17：若检测到所述Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；若检测到所述Q7分闸成功，且所述Q3合闸失败，则切换至运行方式5；

步骤S18：若检测到所述Q7分闸成功且所述Q3合闸成功，则切换至运行方式3；

步骤S19：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

可选地，所述当前运行方式为运行方式2，所述切换触发条件为预测功率降低，或端口1故障，或端口2故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S21：若检测到预测功率降低，响应于针对Q3分闸的选择操作，控制分闸所述Q3，将风电场与电网进行隔离；

步骤S22：若检测到所述Q3分闸成功，则结束切换流程，若检测到所述Q3分闸失败，则上送切换失败；

步骤S23：若检测到端口2故障，则控制合闸所述Q3以及分闸所述Q7；

步骤S24：若检测到所述Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；

步骤S25：若检测到所述Q7分闸成功，且所述Q3合闸失败，则切换至运行方式5；

步骤S26：若检测到所述Q7分闸成功且所述Q3合闸成功，则切换至运行方式3；

步骤S27：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

可选地，所述当前运行方式为运行方式3，所述切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S31：若检测到端口2具备运行条件，响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S32：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q7以及所述Q5以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S33：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q7以及所述Q5以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；

步骤S34：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则控制分闸所述Q3，若所述Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，则切换至运行方式1；若所述Q3分闸失败，则保持运行方式2；

步骤S35：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2；

步骤S36：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

可选地，所述当前运行方式为运行方式4，所述切换触发条件为检测到端口1具备运行条件，或端口1故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S41：响应于针对端口1投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S42：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q4以及所述Q6；若检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S43：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q4以及所述Q6；若检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；

步骤S44：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则控制分闸所述Q3，若所述Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，则切换至运行方式1；若所述Q3分闸失败，则保持运行方式2；

步骤S45：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2；

步骤S46：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

可选地，所述当前运行方式为运行方式5，所述切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S51：若检测到端口2具备运行条件，响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S52：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q7、所述Q5以及所述Q2以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S53：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q7、所述Q5以及所述Q2以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则先将当前运行方式切换至运行方式1，再执行步骤S54；

步骤S54：控制合闸所述Q3，若所述Q3合闸成功，则切换至运行方式2；若所述Q3合闸失败，则保持运行方式1；

步骤S55：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

可选地，所述直流配电网包括控保一体化装置1、控保一体化装置2以及控保一体化装置3，所述控保一体化装置1用于控制所述多端口能量路由器，所述控保一体化装置2用于控制所述储能支路以及所述新能源支路，所述控保一体化装置3用于控制所述负载支路；其中，所述控保一体化装置1包括端口1控制模块、端口2控制模块、两个电源板卡以及一个通讯板卡，所述端口1控制模块与所述端口2控制模块之间独立运行，所述端口1控制模块与所述端口2控制模块内各包括一个AI采样板卡、一个DI开入板卡、一个DO开出板卡以及一个运算板卡；所述控保一体化装置2与所述控保一体化装置1的配置一致，所述控保一体化装置3内则配置一个AI采样板卡、一个DI开入板卡、一个DO开出板卡以及一个运算板卡；其中，

所述AI采样板卡，用于采集控保一体化装置所在控制区域的电流及电压；

所述DI开入板卡，用于采集开关闸的开关状态，所述开关状态为分闸状态，或，合闸状态；

所述DO开出板卡，用于控制开关闸的分合；

所述运算板卡，用于根据实时采集的设备状态以及接收的控制指令，对所述直流配电网在不同运行方式下运行时进行控制与保护，同时与其他控保一体化装置进行数据交互；

所述通讯板卡，用于与所述直流配电网中风电场之间进行数据校核。

本发明还提供了一种直流配电网协调控制装置，应用于多端口能量路由器的直流配电网，所述装置包括：

当前运行方式获取模块，用于获取所述直流配电网的当前运行方式，检测所述当前运行方式对应的切换触发条件；

运行方式协调控制切换模块，用于基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式。

本发明还提供了一种电子设备，所述设备包括处理器以及存储器：

所述存储器用于存储程序代码，并将所述程序代码传输给所述处理器；

所述处理器用于根据所述程序代码中的指令执行如上任一项所述的直流配电网协调控制方法。

本发明还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质用于存储程序代码，所述程序代码用于执行如上任一项所述的直流配电网协调控制方法。

从以上技术方案可以看出，本发明具有以下优点：针对当前多端口能量路由器直流配电网的运行方式切换过程，提出了一种直流配电网协调控制方法，首先获取直流配电网的当前运行方式，检测当前运行方式对应的切换触发条件，从而可以在后续运行方式切换过程中可以根据不同的切换触发条件采取相应的切换策略，控制针对性更强；接着基于切换触发条件，确定当前运行方式对应的运行切换策略，根据运行切换策略对直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将直流配电网的运行方式从当前运行方式切换至目标运行方式，从而在运行过程中，当出现需要进行运行方式切换的工况或者调度需求时，可以根据运行控制策略自动进行相应的切换协调控制，保证无论出现任何工况，均能实现运行方式间的自动切换，从而避免进入运行模式死区，解决了需要人工干扰问题，提高了电网协调控制的自动化水平。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其它的附图。

图1为本发明实施例提供的一种多端口能量路由器的直流配电网的系统主接线示意图；

图2为本发明实施例提供的一种控保一体化装置的结构示意图；

图3为本发明实施例提供的一种直流配电网协调控制方法的步骤流程图；

图4a为本发明实施例提供的一种运行方式1所对应的运行方式切换流程示意图；

图4b为本发明实施例提供的一种在运行方式1下运行支路停运流程示意图；

图5为本发明实施例提供的一种运行方式2所对应的运行方式切换流程示意图；

图6为本发明实施例提供的一种运行方式3所对应的运行方式切换流程示意图；

图7为本发明实施例提供的一种运行方式4所对应的运行方式切换流程示意图；

图8为本发明实施例提供的一种运行方式5所对应的运行方式切换流程示意图；

图9为本发明实施例提供的一种直流配电网协调控制装置的结构框图。

具体实施方式

本发明实施例提供了一种直流配电网协调控制方法、装置、电子设备及存储介质，用于解决或部分解决现有基于多端口能量路由器的直流配电网中多个运行方式之间无法自动切换的技术问题。

为使得本发明的发明目的、特征、优点能够更加的明显和易懂，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，下面所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而非全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。

作为一种示例，目前，利用能量路由器功率的多向流动，可以在不同场合表现出电源或负载特性，快速响应电网调度，实现能源互联。能量路由器作为不同变电站间母线、馈线能量桥梁，技术上具备多电压等级、多环网等特点，通常采用级联H桥结构、背靠背换流器等结构，可实现10kV电压等级接入，具备控制T接入馈线潮流幅值以及方向。

对于多端口能量路由器直流配电网而言，系统运行方式较多，在进行协调控制时并未考虑全部运行方式的切换工况，各种运行方式的切换也需要停运后通过运行人员进行干预，无法实现运行方式的自动切换。

此外，多端口能量路由器直流配电网控保装置集成度不够，在进行协调控制时需要配置多个装置，同时，控保装置板卡耦合度高，一旦单个板卡出现故障则会影响整个装置，不利于系统稳定运行。

因此，本发明实施例的核心发明点之一在于：针对当前多端口能量路由器直流配电网的运行方式切换过程，提出一种直流配电网协调控制方法，首先获取直流配电网的当前运行方式，检测当前运行方式对应的切换触发条件，从而可以在后续运行方式切换过程中可以根据不同的切换触发条件采取相应的切换策略，控制针对性更强；接着基于切换触发条件，确定当前运行方式对应的运行切换策略，根据运行切换策略对直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将直流配电网的运行方式从当前运行方式切换至目标运行方式，从而在运行过程中，当出现需要进行运行方式切换的工况或者调度需求时，可以根据运行控制策略自动进行相应的切换协调控制，保证无论出现任何工况，均能实现运行方式间的自动切换，从而避免进入运行模式死区，解决需要人工干扰问题，提高电网协调控制的自动化水平。针对多端口能量路由器直流配电网控保装置集成度不够、耦合度高的问题，提供一种控保一体化装置，通过采用参数化配置，实现根据实际功能需求配置不同的板卡，同时通过配置板卡之间的关系，实现单个板卡故障时对控保一体化装置影响范围的最小化。

参照图1，示出了本发明实施例提供的一种多端口能量路由器的直流配电网的系统主接线示意图。

在相关技术中，多端口能量路由器，也可以称为多端口能源路由器，可以实现不同能源载体的输入、输出、转换、存储，同时可以实现不同能源形式的互联互补、生产与消费环节的有机贯通，实现不同特征能源流的融合。

由图中可以看出，在基于多端口能量路由器的直流配电网中，多端口能量路由器主要可以包括端口1以及端口2，均为AC/DC(Alternating Current/Direct Current)，即交流输入直流输出类型，其中，端口1可以对应开关闸Q1、Q4以及Q6，端口1一侧通过开关闸Q1与中高压交流主电网连接，端口2可以对应开关闸Q2、Q5以及Q7，端口2一侧通过开关闸Q2与风电场连接。

此外，直流配电网主要可以包括用于实现端口1与端口2并联控制的并联控制闸口Q3，以及若干条运行支路，具体为储能支路(包括功率型储能以及能量型储能，为DC/DC(Direct Current/Direct Current，直流/直流)，即直流输入直流输出类型，对应开关闸Q8、Q9以及Q10)、新能源支路(包括光伏型新能源以及风电型新能源，为DC/DC类型，对应开关闸Q11、Q12以及Q13)、负载支路(包括负载、充电桩以及交流负载，为DC/DC类型，对应开关闸Q14、Q15以及Q16)。

本发明实施例主要提出一种应用于多端口能量路由器的直流配电网协调控制策略，为进行充分说明，针对上述系统主接线设计了5种典型运行方式，包括运行方式1、运行方式2、运行方式3、运行方式4以及运行方式5，在不同的运行方式下，能量路由器通过直流配电网所实现的功能不同。其中，运行方式1表示风电场通过端口1与端口2输送功率(即风电场通过双端口能量路由器输送功率)，运行方式2表示端口1与端口2以及并联控制闸口Q3并联运行以共同输送功率(即双端口能量路由器与Q3并联运行，共同输送功率)，运行方式3表示仅运行端口1且风电场通过并联控制闸口Q3连接电网，运行方式4表示仅运行端口2且风电场通过并联控制闸口Q3连接电网，运行方式5表示仅运行端口1，即不检测端口2。

结合多端口能量路由器主接线结构，为配合本发明所提出的应用于多端口能量路由器的直流配电网协调控制策略，本实施例中提出了一种具有高可靠性以及高集成特点的控保一体化装置，可以包括控保一体化装置1、控保一体化装置2以及控保一体化装置3，其中，控保一体化装置1用于控制多端口能量路由器，控保一体化装置2用于控制储能支路以及新能源支路，控保一体化装置3用于控制负载支路。

具体地，为多端口能量路由器的端口1以及端口2配置一台高可靠性、高集成的控保一体化装置1(其控制区域如图1的控保一体化装置1所控制区域对应虚线框所示)，控保一体化装置1负责控制能量路由器的端口1与端口2区域相关开关闸以及端口运行。

为储能支路以及新能源支路的直流变流器配置一台高可靠性、高集成的控保一体化装置2(其控制区域如图1的控保一体化装置2所控制区域对应虚线框所示)，控保一体化装置2则负责控制储能支路与新能源支路区域相关开关闸以及DC/DC端口运行。

同时，为负载支路配置一台高可靠性、高集成的控保一体化装置3(其控制区域如图1的控保一体化装置3所控制区域对应虚线框所示)，控保一体化装置3负责控制负载支路区域相关开关闸以及DC/DC端口运行。

在本发明实施例中，结合控保一体化装置，针对直流配电网相关线路控制进行了区域划分，通过DI、DO接入断路器，通过AI接入电压以及电流，通过通讯协议(例如IEC104(Telecontrol equipment and systems-Part 5-104，一种电力相关行业标准协议)、GOOSE(Generic Object Oriented Substation Event，面向通用对象的变电站事件))接入多端口能量路由器，其中，当通过GOOSE协议实现控制装置之间交互数据时，可以使得控制系统不同间隔的控制器之间可以实现闭锁信息的交换，同时也可以与保护装置之间进行通信，从而可以通过保护装置操作断路器，进一步地，GOOSE通讯协议延时小于1ms(millisecond，毫秒/时间单位)，保证了数据交互的快速性。

控保一体化装置1可以通过通讯板卡与风电场校核数据，同时通过运算板卡与控保一体化装置2与控保一体化装置3进行数据交互。

进一步地，控保一体化装置采用参数化配置，实现了控保一体化装置可以根据实际功能需求配置不同的板卡，同时通过配置板卡之间的关系，实现了单个板卡故障时对控保一体化装置影响范围的最小化。

具体地，控保一体化装置中可配置的板卡可以包括：AI(Analog Input，模拟量输入)采样板卡，运算板卡、DO(Digital Output，数字量输出)开出板卡、DI(Digital Input，数字量输入)开入板卡，电源板卡以及网络通讯板卡(以下简称为通讯板卡)。

其中，AI采样板卡用于采集控保一体化装置所在控制区域端口侧的电流以及电压；DI开入板卡用于接收数字输入，可以采集开关闸的开关状态，其中，开关状态为分闸状态，或，合闸状态；DO开出板卡用于控制数字输出，可以控制开关分合闸；运算板卡则可以通过实时采集的设备状态与运行人员的控制指令，以实现在不同运行方式下对多端口能量路由器直流配电网进行控制与保护，同时可以与其他控保一体化装置进行数据交互；通讯板卡用于与直流配电网中风电场之间进行数据校核，同时可以利用运行板卡上配置的通讯接口，实现控保一体化装置之间的互联，以及控制AC/DC或DC/DC设备运行或停运。

控保一体化装置采用热插拔设计，可以实现在线更换板卡，避免了板卡更换时因断电而影响整个控保一体化装置的问题。

示例性地，以控保一体化装置1为例进行说明，参照图1，示出了本发明实施例提供的一种控保一体化装置的结构示意图。

由图中可以看出，控保一体化装置1主要配置了两个AI板卡，两个DI板卡，两个DO板卡，两个运算板卡，两个电源板卡(电源板卡1与电源板卡2)以及一个通讯板卡，其中，电源板卡以及通讯板卡为多端口共用板卡。

为实现多端口能量路由器的端口控制，可以进一步将控保一体化装置1主要划分为端口1控制模块以及端口2控制模块，其中，端口1控制模块与端口2控制模块之间独立运行，端口1控制模块内包括一个AI采样板卡1、一个DI开入板卡1、一个DO开出板卡1以及一个运算板卡1，端口2控制模块内包括一个AI采样板卡2、一个DI开入板卡2、一个DO开出板卡2以及一个运算板卡2。

对于端口1，通过控保一体化参数设置功能，实现AI采样板卡1(AI-1)，DI开入板卡1(DI-1)，DO开出板卡1(DO-1)以及运算板卡1(运算板-1)控制能量路由器端口1相关设备。

AI采样板卡1负责采集端口1侧交流电网电压和电流；DI开入板卡1负责采集端口1侧开关状态以及设备故障状态等信息；DO开出板卡1负责控制开关分合闸；运算板卡1为双核CPU(Central Processing Unit，中央处理器)板卡，具体包含CPU1以及CPU2，其中，CPU1主要实现控制功能，CPU2主要实现保护功能；运算板卡1配置有通讯接口，通过运算板卡1的通讯接口与端口1的AC/DC电力电子设备通讯控制端口1，可以使得通讯链路延时最小且小于100μs(microsecond，微秒/时间单位)。

在控制过程中，线路只将AI采样板卡1以及DI开入板卡1的数据传输给运算板卡1，DO开出板卡1也只仅接收来自运算板卡1的指令。同时，端口1控制模块中板卡故障只与端口1相关，不会将板卡故障传递给端口2，不影响到端口2运行。

对于端口2，通过控保一体化参数设置功能，实现AI采样板卡2(AI-2)，DI开入板卡2(DI-2)，DO开出板卡2(DO-2)以及运算板卡2(运算板-2)控制能量路由器端口1相关设备。

AI采样板卡2负责采集端口2侧交流电网电压和电流；DI开入板卡2负责采集端口2侧开关状态以及设备故障状态等信息；DO开出板卡2负责控制开关分合闸；运算板卡2为双核CPU板卡，具体可以包含CPU3以及CPU4，其中，CPU3主要实现控制功能，CPU4主要实现保护功能；运算板卡2配置有通讯接口，通过运算板卡2的通讯接口与端口2的AC/DC电力电子设备通讯控制端口2，可以使得通讯链路延时最小且小于100μs。

在控制过程中，线路只将AI采样板卡2以及DI开入板卡2的数据传输给运算板卡2，DO开出板卡2也只仅接收来自运算板卡2的指令。同时，端口2控制模块中板卡故障只与端口2相关，不会将板卡故障传递给端口1，不影响到端口1运行。

从而通过控保一体化装置的参数设置，使得一个装置可以同时控制多个端口或多个支路，从而实现了装置的高度集成化，同时可以通过通讯板卡故障判断逻辑，实现装置无告警。

控保一体化装置2与控保一体化装置1的配置一致，用以实现储能支路DC/DC控制以及新能源支路DC/DC控制；控保一体化装置3内则配置一个AI采样板卡、一个DI开入板卡、一个DO开出板卡以及一个运算板卡，用以实现负载支路DC/DC控制。

在本发明实施例中，针对多端口能量路由器直流配电网控保装置集成度不够、耦合度高的问题，提供了一种控保一体化装置，通过采用参数化配置，实现了根据实际功能需求配置不同的板卡，大幅提升了装置集成度以及可靠性，同时通过配置板卡之间的关系，实现了单个板卡故障时对控保一体化装置影响范围的最小化，解决了板卡控制模块之间耦合度高的问题。

参照图3，示出了本发明实施例提供的一种直流配电网协调控制方法的步骤流程图，所述方法应用于多端口能量路由器的直流配电网，所述方法具体可以包括以下步骤：

步骤301，获取所述直流配电网的当前运行方式，检测所述当前运行方式对应的切换触发条件；

在多端口能量路由器直流配电网的运行过程中，由于设备故障(如功率越限、功率降低、端口故障等等)或者电网调度需求，需要在线实现不同运行方式的切换。

为保证系统的稳定运行，此时需结合当前运行方式，针对不同工况进行自适应的运行方式切换或者采取停运流程等操作，针对此需求，本发明实施例设置了直流配电网运行工况下多种控制模式下的在线切换流程。

在具体的实现中，可以获取直流配电网的当前运行方式，检测当前运行方式所对应的切换触发条件，以在后续切换过程中基于不同的切换触发条件自动选择对应的切换流程。

步骤302，基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式。

接着可以基于切换触发条件，确定当前运行方式对应的运行切换策略，根据运行切换策略对直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将直流配电网的运行方式从当前运行方式切换至目标运行方式，或进入跳闸或者运行支路停运等相关流程。

作为一种可选实施例，图4a为本发明实施例提供的一种运行方式1所对应的运行方式切换流程示意图，图4b为本发明实施例提供的一种在运行方式1下运行支路停运流程示意图。

若当前运行方式为运行方式1，切换触发条件为预测功率越限，或端口1故障，或端口2故障，则相应的运行切换流程可以为：

步骤S11：若控保一体化装置1检测到端口1预测功率越限，则计算限功率值，并进入图4b的运行支路停运相应流程，结合图4b中流程，若运算板卡通过计算得出风电场与新能源支路功率之和大于端口1功率限幅值，则跳转至步骤S13；

否则通过控保一体化装置1下发储能支路停运指令至控保一体化装置2，以控制停运储能支路；若控保一体化装置1检测到储能支路停运，则结束切换流程，若控保一体化装置1检测到储能支路并未停运，则跳转至步骤S12；

步骤S12：若通过控保一体化装置1的运算板卡计算出风电场与储能支路功率之和小于端口1出力功率限幅值，则通过控保一体化装置1下发新能源支路停运指令至控保一体化装置2，以控制停运新能源支路；

若控保一体化装置1检测到新能源支路停运，则结束切换流程，若控保一体化装置1检测到新能源支路未停运，则发送限功率(负荷)指令至风电场，并在控保一体化装置1检测到端口1预测功率值未越限时结束切换流程，若端口1预测功率值越限，则上送限功率失败；

若计算出风电场与储能支路功率之和大于端口1出力功率限幅值，则通过控保一体化装置1下发限功率值指令至风电场，以对风电场进行限功率处理，并在控保一体化装置1检测到端口1预测功率值未越限时结束切换流程，若端口1预测功率值越限，则上送限功率失败，同时控保一体化装置1下发新能源支路停运指令至控保一体化装置2，以控制停运新能源支路；

步骤S13：若经运算板卡再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和小于端口1功率限幅值，则通过控保一体化装置1下发新能源支路降功率以及储能支路吸收功率指令至控保一体化装置2，以控制降低新能源支路功率同时启动储能支路吸收功率；若控保一体化装置1检测到端口1预测功率值小于限幅值，则结束切换流程；

步骤S14：若经运算板卡再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和大于端口1功率限幅值，则通过控保一体化装置1下发限功率(负荷)指令至风电场，以对风电场进行限功率处理，并在控保一体化装置1检测到端口1预测功率值未越限时结束切换流程，若端口1预测功率值越限，则上送限功率失败；

步骤S15：当控保一体化装置1检测到端口2预测功率越限时，上送运行方式2切换申请，以供运行人员进行切换选择；

若控保一体化装置1响应于切换至运行方式2的选择操作(即运行人员允许切换至运行方式2时)，则控制合闸Q3；若控保一体化装置1检测到Q3合闸成功，则结束切换流程；若控保一体化装置1检测到Q3合闸失败，则可以下发限功率指令至风电场，以对风电场进行限功率处理，并在控保一体化装置1检测到端口2预测功率值未越限时结束切换流程，若端口2预测功率值越限，则上送限功率失败；

若控保一体化装置1响应于不切换至运行方式2的选择操作(即运行人员不允许切换至运行方式2时)，则下发限功率(负荷)指令至风电场，以对风电场进行限功率处理，并在控保一体化装置1检测到端口2预测功率值未越限时结束切换流程，若端口2预测功率值越限，则上送限功率失败；

步骤S16：若控保一体化装置1检测到端口2故障，则控保一体化装置1通过DO开出板卡2控制合闸Q3以及分闸Q7；

步骤S17：若控保一体化装置1检测到Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；若控保一体化装置1检测到Q7分闸成功，且Q3合闸失败，则切换至运行方式5；

步骤S18：若控保一体化装置1检测到Q7分闸成功且Q3合闸成功，则切换至运行方式3，结束切换流程；

步骤S19：若控保一体化装置1检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

其中，触发直流配电网系统跳闸具体流程为：控制分闸Q1、Q2、Q3、Q6以及Q7，同时将跳闸信息通过通讯板卡透传至新能源电站触发新能源电站停运；若Q1或Q3未分闸触发失灵保护，则分闸上一次电网跳闸的断路器。

作为一种可选实施例，图5为本发明实施例提供的一种运行方式2所对应的运行方式切换流程示意图。

若当前运行方式为运行方式2，切换触发条件为预测功率降低，或端口1故障，或端口2故障，则相应的运行切换流程可以为：

步骤S21：若控保一体化装置1检测到预测功率降低(即预测功率降低至小于端口1限制功率)，则上送Q3分闸申请，以供运行人员进行分闸选择，当运行人员确认进行Q3分闸之后，回传确认分闸指令至控保一体化装置1，控保一体化装置1则可以响应于针对Q3分闸的选择操作，下发Q3分闸指令，以控制分闸Q3，将风电场与电网进行隔离，仅通过能量路由器进行信号传输；

步骤S22：若控保一体化装置1检测到Q3分闸成功，则结束切换流程，若控保一体化装置1检测到Q3分闸失败，则上送切换失败，此时电网与风电场之间未进行隔离；当运行人员确认不对Q3进行分闸，则回传取消分闸指令至控保一体化装置1，结束切换流程；

步骤S23：若控保一体化装置1检测到端口2故障，则通过DO写出板卡2控制合闸Q3以及分闸Q7；

步骤S24：若控保一体化装置1检测到Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；

步骤S25：若控保一体化装置1检测到Q7分闸成功，且Q3合闸失败，则控制切换至运行方式5；

步骤S26：若控保一体化装置1检测到Q7分闸成功且Q3合闸成功，则控制切换至运行方式3，结束切换流程；

步骤S27：若控保一体化装置1检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

作为一种可选实施例，图6为本发明实施例提供的一种运行方式3所对应的运行方式切换流程示意图。

若当前运行方式为运行方式3，切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，则相应的运行切换流程可以为：

步骤S31：若控保一体化装置1检测到端口2具备运行条件，则上送端口2投入使用申请，以供运行人员进行确认选择，当运行人员确认投入使用端口2之后，回传确认投入使用指令至控保一体化装置1，控保一体化装置1则可以响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，其中，运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；而当检测到端口2不具备运行条件，以及即使端口2具备运行条件但不恢复运行端口2时，均结束切换流程；

步骤S32：当运行人员选择恢复至运行方式1时，控保一体化装置1可以响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，下发端口2投入使用指令，控制合闸Q7以及Q5，以在线投入端口2；若控保一体化装置1检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1，结束切换流程；当控保一体化装置1检测到端口2在线投入失败，则上送切换流程失败；

步骤S33：当运行人员选择恢复至运行方式2时，控保一体化装置1可以响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，下发端口2投入使用指令，控制合闸Q7以及Q5，以在线投入端口2；若控保一体化装置1检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；当控保一体化装置1检测到端口2在线投入失败，则上送切换流程失败；

步骤S34：控保一体化装置1检测端口2的预测功率，若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则下发Q3分闸指令，以控制分闸Q3；若控保一体化装置1检测到Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，仅通过能量路由器进行信号传输，则切换至运行方式1，并结束切换流程；若控保一体化装置1检测到Q3分闸失败，则继续保持运行方式2，并结束切换流程；

步骤S35：若控保一体化装置1在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2，并结束切换流程；

步骤S36：若控保一体化装置1检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

作为一种可选实施例，图7为本发明实施例提供的一种运行方式4所对应的运行方式切换流程示意图。

若当前运行方式为运行方式4，切换触发条件为检测到端口1具备运行条件，或端口1故障，则相应的运行切换流程可以为：

步骤S41：若控保一体化装置1检测到端口1具备运行条件，则上送端口1投入使用申请，以供运行人员进行确认选择，当运行人员确认投入使用端口1之后，回传确认投入使用指令至控保一体化装置1，控保一体化装置1则可以响应于针对端口1投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选选项，其中，运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；而当检测到端口1不具备运行条件，以及即使端口1具备运行条件但不恢复运行端口1时，均结束切换流程；

步骤S42：当运行人员选择恢复至运行方式1时，控保一体化装置1可以响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，下发端口1投入使用指令，控制合闸Q4以及Q6，以在线投入端口1；若控保一体化装置1检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1，结束切换流程；若控保一体化装置1检测到端口1在线投入失败，则上送切换流程失败；

步骤S43：当运行人员选择恢复至运行方式2时，控保一体化装置1可以响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，下发端口1投入使用指令，控制合闸Q4以及Q6，以在线投入端口1；若控保一体化装置1检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；若控保一体化装置1检测到端口1在线投入失败，则上送切换流程失败；

步骤S44：控保一体化装置1检测端口2的预测功率，若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则下发Q3分闸指令，以控制分闸Q3；若控保一体化装置1检测到Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，仅通过能量路由器进行信号传输，则切换至运行方式1，并结束切换流程；若控保一体化装置1检测到Q3分闸失败，则继续保持运行方式2，并结束切换流程；

步骤S45：若控保一体化装置1在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2，并结束切换流程；

步骤S46：若控保一体化装置1检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

作为一种可选实施例，图8为本发明实施例提供的一种运行方式5所对应的运行方式切换流程示意图。

若当前运行方式为运行方式5，切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，则相应的运行切换流程可以为：

步骤S51：若控保一体化装置1检测到端口2具备运行条件，则上送端口2投入使用申请，以供运行人员进行确认选择，当运行人员确认投入使用端口2之后，回传确认投入使用指令至控保一体化装置1，控保一体化装置1则可以响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，其中，运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；而当检测到端口2不具备运行条件，以及即使端口2具备运行条件但不恢复运行端口2时，均结束切换流程；

步骤S52：当运行人员选择恢复至运行方式1时，控保一体化装置1可以响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，下发端口2投入使用指令，控制合闸Q7、Q5以及Q2，以在线投入端口2；若控保一体化装置1检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1，结束切换流程；若控保一体化装置1检测到端口2在线投入失败，则上送切换流程失败；

步骤S53：当运行人员选择恢复至运行方式2时，控保一体化装置1可以响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，下发端口2投入使用指令，控制合闸Q7、Q5以及Q2，以在线投入端口2；若控保一体化装置1检测到端口2在线投入成功，则先将当前运行方式切换至运行方式1，再执行步骤S54；若控保一体化装置1检测到端口2在线投入失败，则上送切换流程失败；

步骤S54：控保一体化装置1下发Q3合闸指令，以控制合闸Q3，若控保一体化装置1检测到Q3合闸成功，则控制将当前运行方式切换至运行方式2，并结束切换流程；若控保一体化装置1检测到Q3合闸失败，则继续保持运行方式1，并结束切换流程；

步骤S55：若控保一体化装置1检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

虽然运行方式3与运行方式5都是涉及端口1运行，但两者的能量流动存在差异。在有Q3连接状态下(即运行方式3)，如果风电场功率超过能量路由器传输与消耗(负载消耗)，此时通过Q3线路就能实现功率潮流自动控制，无需风电场限负荷。而在没有Q3连接状态下(即运行方式5)，则需要进行功率限负荷，控制风电场停运部分风机，以保证能量路由器安全运行。

在本发明实施例中，针对当前多端口能量路由器直流配电网的运行方式切换过程，提出了一种直流配电网协调控制方法，首先获取直流配电网的当前运行方式，检测当前运行方式对应的切换触发条件，从而可以在后续运行方式切换过程中可以根据不同的切换触发条件采取相应的切换策略，控制针对性更强；接着基于切换触发条件，确定当前运行方式对应的运行切换策略，根据运行切换策略对直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将直流配电网的运行方式从当前运行方式切换至目标运行方式，从而在运行过程中，当出现需要进行运行方式切换的工况或者调度需求时，可以根据运行控制策略自动进行相应的切换协调控制，保证无论出现任何工况，均能实现运行方式间的自动切换，从而避免进入运行模式死区，解决了需要人工干扰问题，提高了电网协调控制的自动化水平。

参照图9，示出了本发明实施例提供的一种直流配电网协调控制装置的结构框图，应用于多端口能量路由器的直流配电网，所述装置具体可以包括：

当前运行方式获取模块901，用于获取所述直流配电网的当前运行方式，检测所述当前运行方式对应的切换触发条件；

运行方式协调控制切换模块902，用于基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式。

在一种可选实施例中，所述多端口能量路由器中包括端口1以及端口2，所述端口1对应开关闸Q1、Q4以及Q6，所述端口2对应开关闸Q2、Q5以及Q7，所述直流配电网包括并联控制闸口Q3、储能支路、新能源支路以及负载支路，所述直流配电网对应运行方式1、运行方式2、运行方式3、运行方式4以及运行方式5，其中，所述运行方式1表示风电场通过所述端口1与所述端口2输送功率，所述运行方式2表示所述端口1与所述端口2以及所述Q3并联运行以共同输送功率，所述运行方式3表示仅运行所述端口1且风电场通过所述Q3连接电网，所述运行方式4表示仅运行所述端口2且风电场通过所述Q3连接电网，所述运行方式5表示仅运行所述端口1。

在一种可选实施例中，所述当前运行方式为运行方式1，所述切换触发条件为预测功率越限，或端口1故障，或端口2故障，所述运行方式协调控制切换模块902包括运行方式1切换控制模块，所述运行方式1切换控制模块具体用于执行如下步骤S11至S19：

步骤S11：若检测到端口1预测功率越限，且风电场与新能源支路功率之和大于端口1功率限幅值，则跳转至步骤S13；否则控制停运所述储能支路；若检测到所述储能支路停运，则结束切换流程，若检测到所述储能支路未停运，则跳转至步骤S12；

步骤S12：若检测到风电场与储能支路功率之和小于端口1出力功率限幅值，则控制停运所述新能源支路；若检测到所述新能源支路停运，则结束切换流程，若检测到所述新能源支路未停运，则发送限功率指令至风电场，并结束切换流程；

步骤S13：若再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和小于端口1功率限幅值，则控制降低新能源支路功率同时启动储能支路吸收功率；若检测到端口1预测功率值小于限幅值，则结束切换流程；

步骤S14：若再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和大于端口1功率限幅值，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；

步骤S15：当检测到端口2预测功率越限时，若响应于切换至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q3；若检测到所述Q3合闸成功，则结束切换流程；若检测到所述Q3合闸失败，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；若响应于不切换至运行方式2的选择操作，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；

步骤S16：若检测到端口2故障，则控制合闸所述Q3以及分闸所述Q7；

步骤S17：若检测到所述Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；若检测到所述Q7分闸成功，且所述Q3合闸失败，则切换至运行方式5；

步骤S18：若检测到所述Q7分闸成功且所述Q3合闸成功，则切换至运行方式3；

步骤S19：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

在一种可选实施例中，所述当前运行方式为运行方式2，所述切换触发条件为预测功率降低，或端口1故障，或端口2故障，所述运行方式协调控制切换模块902包括运行方式2切换控制模块，所述运行方式2切换控制模块具体用于执行如下步骤S21至S27：

步骤S21：若检测到预测功率降低，响应于针对Q3分闸的选择操作，控制分闸所述Q3，将风电场与电网进行隔离；

步骤S22：若检测到所述Q3分闸成功，则结束切换流程，若检测到所述Q3分闸失败，则上送切换失败；

步骤S23：若检测到端口2故障，则控制合闸所述Q3以及分闸所述Q7；

步骤S24：若检测到所述Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；

步骤S25：若检测到所述Q7分闸成功，且所述Q3合闸失败，则切换至运行方式5；

步骤S26：若检测到所述Q7分闸成功且所述Q3合闸成功，则切换至运行方式3；

步骤S27：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

在一种可选实施例中，所述当前运行方式为运行方式3，所述切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，所述运行方式协调控制切换模块902包括运行方式3切换控制模块，所述运行方式3切换控制模块具体用于执行如下步骤S31至S36：

步骤S31：若检测到端口2具备运行条件，响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S32：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q7以及所述Q5以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S33：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q7以及所述Q5以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；

步骤S34：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则控制分闸所述Q3，若所述Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，则切换至运行方式1；若所述Q3分闸失败，则保持运行方式2；

步骤S35：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2；

步骤S36：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

在一种可选实施例中，所述当前运行方式为运行方式4，所述切换触发条件为检测到端口1具备运行条件，或端口1故障，所述运行方式协调控制切换模块902包括运行方式4切换控制模块，所述运行方式4切换控制模块具体用于执行如下步骤S41至S46：

步骤S41：响应于针对端口1投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S42：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q4以及所述Q6；若检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S43：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q4以及所述Q6；若检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；

步骤S44：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则控制分闸所述Q3，若所述Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，则切换至运行方式1；若所述Q3分闸失败，则保持运行方式2；

步骤S45：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2；

步骤S46：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

在一种可选实施例中，所述当前运行方式为运行方式5，所述切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，所述运行方式协调控制切换模块902包括运行方式5切换控制模块，所述运行方式5切换控制模块具体用于执行如下步骤S51至S55：

步骤S51：若检测到端口2具备运行条件，响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S52：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q7、所述Q5以及所述Q2以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S53：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q7、所述Q5以及所述Q2以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则先将当前运行方式切换至运行方式1，再执行步骤S54；

步骤S54：控制合闸所述Q3，若所述Q3合闸成功，则切换至运行方式2；若所述Q3合闸失败，则保持运行方式1；

步骤S55：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

在一种可选实施例中，所述直流配电网包括控保一体化装置1、控保一体化装置2以及控保一体化装置3，所述控保一体化装置1用于控制所述多端口能量路由器，所述控保一体化装置2用于控制所述储能支路以及所述新能源支路，所述控保一体化装置3用于控制所述负载支路；其中，所述控保一体化装置1包括端口1控制模块、端口2控制模块、两个电源板卡以及一个通讯板卡，所述端口1控制模块与所述端口2控制模块之间独立运行，所述端口1控制模块与所述端口2控制模块内各包括一个AI采样板卡、一个DI开入板卡、一个DO开出板卡以及一个运算板卡；所述控保一体化装置2与所述控保一体化装置1的配置一致，所述控保一体化装置3内则配置一个AI采样板卡、一个DI开入板卡、一个DO开出板卡以及一个运算板卡；其中，

所述AI采样板卡，用于采集控保一体化装置所在控制区域的电流及电压；

所述DI开入板卡，用于采集开关闸的开关状态，所述开关状态为分闸状态，或，合闸状态；

所述DO开出板卡，用于控制开关闸的分合；

所述运算板卡，用于根据实时采集的设备状态以及接收的控制指令，对所述直流配电网在不同运行方式下运行时进行控制与保护，同时与其他控保一体化装置进行数据交互；

所述通讯板卡，用于与所述直流配电网中风电场之间进行数据校核。

对于装置实施例而言，由于其与方法实施例基本相似，所以描述得比较简单，相关之处参见前述方法实施例的部分说明即可。

本发明实施例还提供了一种电子设备，设备包括处理器以及存储器：

存储器用于存储程序代码，并将程序代码传输给处理器；

处理器用于根据程序代码中的指令执行本发明任一实施例的直流配电网协调控制方法。

本发明实施例还提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质用于存储程序代码，程序代码用于执行本发明任一实施例的直流配电网协调控制方法。

所属领域的技术人员可以清楚地了解到，为描述的方便和简洁，上述描述的系统，装置和单元的具体工作过程，可以参考前述方法实施例中的对应过程，在此不再赘述。

在本申请所提供的几个实施例中，应该理解到，所揭露的系统，装置和方法，可以通过其它的方式实现。例如，以上所描述的装置实施例仅仅是示意性的，例如，所述单元的划分，仅仅为一种逻辑功能划分，实际实现时可以有另外的划分方式，例如多个单元或组件可以结合或者可以集成到另一个系统，或一些特征可以忽略，或不执行。另一点，所显示或讨论的相互之间的耦合或直接耦合或通信连接可以是通过一些接口，装置或单元的间接耦合或通信连接，可以是电性，机械或其它的形式。

所述作为分离部件说明的单元可以是或者也可以不是物理上分开的，作为单元显示的部件可以是或者也可以不是物理单元，即可以位于一个地方，或者也可以分布到多个网络单元上。可以根据实际的需要选择其中的部分或者全部单元来实现本实施例方案的目的。

另外，在本发明各个实施例中的各功能单元可以集成在一个处理单元中，也可以是各个单元单独物理存在，也可以两个或两个以上单元集成在一个单元中。上述集成的单元既可以采用硬件的形式实现，也可以采用软件功能单元的形式实现。

所述集成的单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分或者该技术方案的全部或部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本发明各个实施例所述方法的全部或部分步骤。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(ROM，Read-OnlyMemory)、随机存取存储器(RAM，Random Access Memory)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。

以上所述，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (11)

1.一种直流配电网协调控制方法，其特征在于，应用于多端口能量路由器的直流配电网，所述方法包括：

获取所述直流配电网的当前运行方式，检测所述当前运行方式对应的切换触发条件；

基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式。

2.根据权利要求1所述的直流配电网协调控制方法，其特征在于，所述多端口能量路由器中包括端口1以及端口2，所述端口1对应开关闸Q1、Q4以及Q6，所述端口2对应开关闸Q2、Q5以及Q7，所述直流配电网包括并联控制闸口Q3、储能支路、新能源支路以及负载支路，所述直流配电网对应运行方式1、运行方式2、运行方式3、运行方式4以及运行方式5，其中，所述运行方式1表示风电场通过所述端口1与所述端口2输送功率，所述运行方式2表示所述端口1与所述端口2以及所述Q3并联运行以共同输送功率，所述运行方式3表示仅运行所述端口1且风电场通过所述Q3连接电网，所述运行方式4表示仅运行所述端口2且风电场通过所述Q3连接电网，所述运行方式5表示仅运行所述端口1。

3.根据权利要求2所述的直流配电网协调控制方法，其特征在于，所述当前运行方式为运行方式1，所述切换触发条件为预测功率越限，或端口1故障，或端口2故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S11：若检测到端口1预测功率越限，且风电场与新能源支路功率之和大于端口1功率限幅值，则跳转至步骤S13；否则控制停运所述储能支路；若检测到所述储能支路停运，则结束切换流程，若检测到所述储能支路未停运，则跳转至步骤S12；

步骤S12：若检测到风电场与储能支路功率之和小于端口1出力功率限幅值，则控制停运所述新能源支路；若检测到所述新能源支路停运，则结束切换流程，若检测到所述新能源支路未停运，则发送限功率指令至风电场，并结束切换流程；

步骤S13：若再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和小于端口1功率限幅值，则控制降低新能源支路功率同时启动储能支路吸收功率；若检测到端口1预测功率值小于限幅值，则结束切换流程；

步骤S14：若再次计算后，风电场与新能源支路以及储能支路吸收功率之和大于端口1功率限幅值，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；

步骤S15：当检测到端口2预测功率越限时，若响应于切换至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q3；若检测到所述Q3合闸成功，则结束切换流程；若检测到所述Q3合闸失败，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；若响应于不切换至运行方式2的选择操作，则对风电场进行限功率处理，结束切换流程；

步骤S16：若检测到端口2故障，则控制合闸所述Q3以及分闸所述Q7；

步骤S17：若检测到所述Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；若检测到所述Q7分闸成功，且所述Q3合闸失败，则切换至运行方式5；

步骤S18：若检测到所述Q7分闸成功且所述Q3合闸成功，则切换至运行方式3；

步骤S19：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

4.根据权利要求2所述的直流配电网协调控制方法，其特征在于，所述当前运行方式为运行方式2，所述切换触发条件为预测功率降低，或端口1故障，或端口2故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S21：若检测到预测功率降低，响应于针对Q3分闸的选择操作，控制分闸所述Q3，将风电场与电网进行隔离；

步骤S22：若检测到所述Q3分闸成功，则结束切换流程，若检测到所述Q3分闸失败，则上送切换失败；

步骤S23：若检测到端口2故障，则控制合闸所述Q3以及分闸所述Q7；

步骤S24：若检测到所述Q7分闸失败，则触发直流配电网系统跳闸；

步骤S25：若检测到所述Q7分闸成功，且所述Q3合闸失败，则切换至运行方式5；

步骤S26：若检测到所述Q7分闸成功且所述Q3合闸成功，则切换至运行方式3；

步骤S27：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

5.根据权利要求2所述的直流配电网协调控制方法，其特征在于，所述当前运行方式为运行方式3，所述切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S31：若检测到端口2具备运行条件，响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S32：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q7以及所述Q5以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S33：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q7以及所述Q5以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；

步骤S34：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则控制分闸所述Q3，若所述Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，则切换至运行方式1；若所述Q3分闸失败，则保持运行方式2；

步骤S35：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2；

步骤S36：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

6.根据权利要求2所述的直流配电网协调控制方法，其特征在于，所述当前运行方式为运行方式4，所述切换触发条件为检测到端口1具备运行条件，或端口1故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S41：响应于针对端口1投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S42：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q4以及所述Q6；若检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S43：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q4以及所述Q6；若检测到端口1在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式2；

步骤S44：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率小于限幅值，则控制分闸所述Q3，若所述Q3分闸成功，将风电场与电网进行隔离，则切换至运行方式1；若所述Q3分闸失败，则保持运行方式2；

步骤S45：若在切换至运行方式2情况下检测到端口2预测功率大于限幅值，则禁止切换至运行方式1，保持运行方式2；

步骤S46：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

7.根据权利要求2所述的直流配电网协调控制方法，其特征在于，所述当前运行方式为运行方式5，所述切换触发条件为检测到端口2具备运行条件，或端口1故障，所述基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式，包括：

步骤S51：若检测到端口2具备运行条件，响应于针对端口2投入运行的选择操作，上送运行方式恢复选项，所述运行方式恢复选项包括恢复至运行方式1以及恢复至运行方式2；

步骤S52：若响应于针对恢复至运行方式1的选择操作，则控制合闸所述Q7、所述Q5以及所述Q2以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则将当前运行方式切换至运行方式1；

步骤S53：若响应于针对恢复至运行方式2的选择操作，则控制合闸所述Q7、所述Q5以及所述Q2以在线投入端口2；若检测到端口2在线投入成功，则先将当前运行方式切换至运行方式1，再执行步骤S54；

步骤S54：控制合闸所述Q3，若所述Q3合闸成功，则切换至运行方式2；若所述Q3合闸失败，则保持运行方式1；

步骤S55：若检测到端口1故障，则触发直流配电网系统跳闸。

8.根据权利要求2至7任一项所述的直流配电网协调控制方法，其特征在于，所述直流配电网包括控保一体化装置1、控保一体化装置2以及控保一体化装置3，所述控保一体化装置1用于控制所述多端口能量路由器，所述控保一体化装置2用于控制所述储能支路以及所述新能源支路，所述控保一体化装置3用于控制所述负载支路；其中，所述控保一体化装置1包括端口1控制模块、端口2控制模块、两个电源板卡以及一个通讯板卡，所述端口1控制模块与所述端口2控制模块之间独立运行，所述端口1控制模块与所述端口2控制模块内各包括一个AI采样板卡、一个DI开入板卡、一个DO开出板卡以及一个运算板卡；所述控保一体化装置2与所述控保一体化装置1的配置一致，所述控保一体化装置3内则配置一个AI采样板卡、一个DI开入板卡、一个DO开出板卡以及一个运算板卡；其中，

所述AI采样板卡，用于采集控保一体化装置所在控制区域的电流及电压；

所述DI开入板卡，用于采集开关闸的开关状态，所述开关状态为分闸状态，或，合闸状态；

所述DO开出板卡，用于控制开关闸的分合；

所述运算板卡，用于根据实时采集的设备状态以及接收的控制指令，对所述直流配电网在不同运行方式下运行时进行控制与保护，同时与其他控保一体化装置进行数据交互；

所述通讯板卡，用于与所述直流配电网中风电场之间进行数据校核。

9.一种直流配电网协调控制装置，其特征在于，应用于多端口能量路由器的直流配电网，所述装置包括：

当前运行方式获取模块，用于获取所述直流配电网的当前运行方式，检测所述当前运行方式对应的切换触发条件；

运行方式协调控制切换模块，用于基于所述切换触发条件，确定所述当前运行方式对应的运行切换策略，根据所述运行切换策略对所述直流配电网进行开关闸控制，并基于开关闸控制结果，将所述直流配电网的运行方式从所述当前运行方式切换至目标运行方式。

10.一种电子设备，其特征在于，所述设备包括处理器以及存储器：

所述存储器用于存储程序代码，并将所述程序代码传输给所述处理器；

所述处理器用于根据所述程序代码中的指令执行权利要求1-8任一项所述的直流配电网协调控制方法。

11.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质用于存储程序代码，所述程序代码用于执行权利要求1-8任一项所述的直流配电网协调控制方法。